Nuevas tácticas para el manejo de la producción

Nuevas tácticas para el manejo de la producción
Los productores de petróleo y gas explotan mejor el potencial económico de los activos de
hidrocarburos cuando concentran sus esfuerzos en su actividad específica; es decir, la
producción. El personal de campo y los analistas de producción utilizan la experiencia local
y la más avanzada tecnología para aprovechar al máximo la infraestructura, los recursos,
los productos y los servicios a su alcance, mediante el uso de prácticas operativas más
sensatas y la mutua cooperación con los proveedores de servicios integrados.
W. Bruce Lowe
Midland, Texas, EE.UU.
Gary L. Trotter
Sugar Land, Texas
Desde mediados de la década del 80, los productores y los proveedores de servicios han tenido
que luchar para poder mantener su rentabilidad
debido a la tendencia decreciente de los inestables precios del petróleo. En los años 90, las
compañías petroleras debieron reducirse y
comenzar a confiar en servicios externos para
la realización de tareas no consideradas como
actividades específicas de su negocio. Recurrieron a la tercerización de servicios, la formación de alianzas y asociaciones y, últimamente a
fusiones. El sector de servicios de la industria
petrolera también se reestructuró, formó asociaciones, se consolidó y comenzó a proveer productos y servicios integrados para satisfacer las
necesidades del operador. Una vez más, las
condiciones del mercado y las nuevas tendencias
están forzando a la industria a adoptar nuevos
rumbos, incluyendo un mejor manejo de los campos de petróleo y gas.
Se agradece la colaboración de Henry Clanton, Houston,
Texas, EE.UU.; y Alan Means, Midland, Texas, para la
preparación de este artículo.
IRO (Optimización Integrada de Yacimientos), NODAL y
Platform Express son marcas de Schlumberger.
2
Para aprovechar al máximo el valor de los
activos petroleros, el manejo de las operaciones
de producción comienza por las zonas del yacimiento cercanas al pozo, prosigue a través de
los equipos de completación e instalaciones de
superficie, y puede aún extenderse a puntos de
venta o exportación (próxima página). En condiciones ideales, el manejo de la producción
comienza antes de la puesta en marcha del
campo para limitar el riesgo y la exposición
financiera, reducir la inversión de capital y minimizar el tiempo necesarios para lograr la comercialidad del campo, especialmente porque
muchos nuevos descubrimientos se hallan en
áreas marginales, donde los gastos son elevados. En el caso de yacimientos maduros, este
proceso implica reducir los gastos, mejorar la
producción y extender la vida del campo para
mejorar su rentabilidad y maximizar la recuperación. El manejo eficiente de la producción
puede marcar la diferencia entre retener un
activo y abandonar el campo o efectuar desinversiones en el mismo.
Este proceso táctico tiene en consideración
los factores de calidad, salud, seguridad y medio
ambiente, CSSMA (QHSE, por sus siglas en
Inglés), como también el factor económico. La
experiencia local y la experticia en la aplicación
de tecnología nueva o ya existente, ayudan a
reducir los costos a la vez que optimizan la producción del campo y la capacidad de proce-
samiento de los hidrocarburos. El uso de una
metodología innovadora constituye un elemento
clave de este nuevo enfoque. Debido a que los
aspectos técnicos, gerenciales y operacionales se
combinan para apoyar a la optimización y a las
estrategias de desarrollo de activos, este renovado énfasis en la producción difiere de la tradicional tercerización de las operaciones de campo,
generalmente conocidas como concesiones.
Los últimos 15 años han sido extremadamente
dinámicos en el sector de upstream de la industria
petrolera. Las compañías debieron reestructurarse
y reposicionarse continuamente para responder a
las presiones y desafíos del negocio. Este artículo
reseña las actuales tendencias en el manejo de la
producción y explica el porqué de un nuevo
enfoque. Además de las razones que motivaron
los cambios, se discute la reingeniería del proceso, su perfeccionamiento e implementación.
Tendencias de la industria
El sector de upstream de la industria petrolera no
siempre se ha desempeñado tan bien como las
otras industrias. Bajo la presión de generar mayores réditos financieros para los accionistas, los
esfuerzos debieron concentrarse en reducir los
costos y aumentar la eficiencia. Como resultado,
las grandes y pequeñas compañías de petróleo y
gas comenzaron a romper la larga e históricamente ligada cadena de negocios de E&P en segmentos más pequeños, que son flexibles,
Oilfield Review
Estación de
compresión
Tubería de gas
de exportación
Almacenamiento de petróleo
Gas de inyección
Gas
producido
Tubería de petróleo
de exportación
Pozo
productor
Fluidos
producidos
Separador de
petróleo y gas
Petróleo
producido
Bombeo
mecánico
Mediciones
y control
Válvulas de
inyección de gas
Agua
producida
Presión de la
tubería de
producción y
del revestidor
Conjunto de
válvulas de
producción
Bombas
electrosumergibles
Pozo
sumidero
de agua
Flujo
natural
Levantamiento
artificial
por gas
Otoño de 1999
> Manejo de las operaciones de campo. Los esfuerzos
para el manejo de la producción abarcan actividades
que se extienden desde formaciones en producción
(vecindades del pozo), equipamientos de completación
del pozo, hasta las redes de instalaciones de superficie,
que en principio procesan y transportan los
hidrocarburos a líneas de conducción para su
posterior traslado al punto de venta. Para la
explotación del petróleo y el gas—de envergadura o de
pequeña escala—se necesita un proceso focalizado
para desarrollar planes, establecer presupuestos,
supervisar planes, controlar las inversiones de capital y
los gastos operativos, cumplir con los programas de
ejecución, reducir los costos del levantamiento
artificial, incrementar la producción del campo, mejorar
la manipulación de los hidrocarburos y administrar los
ingresos de las asociaciones.
3
eficientes, y más fáciles de manejar. Estas
unidades especializadas, basadas en activos,
están reestructuradas para responder mejor a las
necesidades del negocio. Luego de una reestructuración y reorganización para mejorar el desempeño, los recursos de tales unidades—propiedades,
empleados y proveedores—se consolidan para
dar lugar a una organización moderna y efectiva,
que ha de concentrarse en desarrollar actividades
que puedan explotar mejor los activos. Las compañías de servicios, que también se están
concentrando en sus capacidades específicas y actividades que agregan valor u ofrecen las mejores
ventajas competitivas a sus clientes, están experimentando una racionalización similar.
El corte de la tradicional cadena de valores
instiga a los operadores a empeñarse por obtener
una organización más eficiente, y muchas compañías se están dando cuenta de que sus funciones
internas pueden mejorarse asociándose a otros
productores y estableciendo relaciones estratégicas con proveedores de servicios mediante contratos a largo plazo y alianzas. Algunos operadores
aún prefieren el enfoque periódico de precios
bajos que, si bien pueden satisfacer sus necesidades inmediatas, les impiden beneficiarse con la
aplicación de una tecnología moderna y un servicio de soluciones. Las compañías de petróleo y gas
que apoyan consistentemente un manejo global
de la producción y de los activos, están fijando los
estándares y los parámetros de referencia para las
operaciones y resultados de la próxima década.
Programa para ganar dividendos
Petróleo
Dueños de
los activos
Resultados
obtenidos
Plan de
negocios
Costo
Compañía
de servicios
> Una asociación para ganar dividendos. Bajo acuerdos de precios en función del valor, las partes
de la alianza y los miembros del equipo responsables por el diseño, la construcción, la instalación, la
operación y el manejo del proyecto comparten los beneficios financieros que surgen de las
actividades que agregan valor más allá de lo pronosticado en cuanto a las mejoras alcanzadas en
las tasas de producción, en la recuperación del campo, o en la reducción de costos.
Las relaciones a largo plazo han facilitado la
consolidación del sector de servicios, lo cual ha
dado origen a un rango más amplio de productos y
servicios que brindan soluciones confiables, adaptadas a las necesidades del cliente y efectivas en
costos. Sin embargo, los operadores esperan hoy
que las compañías de servicios ofrezcan procesos
integrados para productos, servicios y soluciones
dentro de su área de experticia (véase "Procesos
dentro de un proceso," página 6). La combinación
de nuevos productos y servicios mediante un proceso integrado y apropiado de soporte, dejan libre
a los recursos del operador, previamente comprometidos con proyectos individuales, permitiendo
así que éstos puedan ser utilizados para otras funciones específicas del negocio. De esta forma, las
compañías petroleras pueden agregar aún más
valor e incrementar más el rédito financiero de los
accionistas, concentrando la energía y los esfuerzos de la compañía en el manejo de riesgos, los
portafolios de activos, el posicionamiento en
áreas competitivas, las adquisiciones, fusiones y
programas de exploración que reemplazan y agregan reservas.
Mar Caribe
Caracas
Campo Bachaquero
Lago de
Maracaibo
Gerenciamiento de activos de Dación
Gerente
de activos:
LASMO
Subsuelo
Pozos
Río Orinoco
Gerente de
proyecto:
Schlumberger
Mejoramiento
de la producción
El Tigre
Campo Dación
Venezuela
Instalaciones
de superficie
Servicios
Finanzas
> Una alianza integrada. Schlumberger Reservoir Management, que trabaja junto al cliente en una organización que tiene a su cargo un proyecto conjunto,
coordina el desarrollo del campo a través de los servicios de Manejo Integrado de Proyectos (IPM, por sus siglas en Inglés). Los equipos multidisciplinarios
supervisan todos los aspectos del manejo de la producción y la optimización del yacimiento. Un comité formado por gerentes senior del cliente y de
Schlumberger, dirige los objetivos de la alianza y actúa como una interfaz entre el equipo del proyecto conjunto y las compañías patrocinadoras.
4
Oilfield Review
Exploración fronteriza
Activos y propiedades clave
Crecimiento
Valor percibido
por el dueño
mayor al
valor del mercado
Campos a ser abandonados
Portafolios
de activos
Ventaja
competitiva
Conservación
del portafolios
Falta de ventaja
competitiva
Campos maduros y
recuperación secundaria
Valor en efectivo
mayor que el
valor de canje
Valor del
mercado mayor
que el valor
percibido
por el cliente
Operar el
portafolios
Tercerizar el
portafolios
Venta del
portafolios
Diversificación
del portafolios
Valor de canje
mayor que el
valor en efectivo
Canje del
portafolios
Flujo de fondos
> Un nicho para el manejo de la producción. En vez de vender y canjear propiedades o aplazar programas y expandir organizaciones para trabajar en
proyectos pequeños, no específicos a las actividades primarias de las compañías y en campos maduros, el manejo de la producción mediante una
organización de servicios al sector de E&P de la industria petrolera, puede llegar a ser una alternativa viable. Este enfoque innovador y efectivo en
costos se puede aplicar cuando los operadores poseen una infraestructura limitada en una área particular o escogen no utilizar los recursos internos
exclusivamente, y para campos extensos, maduros o complejos.
Los operadores desean seguir apoyando este
nuevo enfoque de integración de servicios para
basar los beneficios del servicio, o las recompensas, en los resultados obtenidos y en el valor incremental agregado por una compañía de servicios en
proporción al grado de riesgo compartido—el precio en función del valor del producto o del servicio
(página previa, arriba).1 Este factor, más que
cualquier otro, contribuye a alinear los objetivos y
establecer las bases para que las compañías
operadoras y de servicios celebren acuerdos para
manejar en forma conjunta las operaciones de
producción.
En la operación de los campos petroleros de
Dación, en el Oriente de Venezuela, se utiliza una
estructura tipo riesgo–recompensa.2 Este proyecto
de gran escala implica el redesarrollo de un activo
de importancia. Cuando el presente contrato de
producción fue otorgado en 1998, estos campos
poseían 111 pozos activos y 136 pozos inactivos, y
la producción era inferior a 10.000 bppd [1590
m3/d]. El alcance del trabajo para las partes de la
alianza—LASMO y Schlumberger—incluye la
adquisición y evaluación de datos sísmicos, la
construcción de 300 nuevos pozos, 180 intervenciones correctivas de pozos, mejoras de las instalaciones y la optimización del sistema de
1. Bartz S, Mach J, Saeedi J, Haskell J, Manrique J,
Mukherjee H, Olsen T, Opsal S, Proano E, Semmelbeck
M, Spalding G y Spath J: "Let’s Get Most Out of Existing
Wells," Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 2-21.
2. Beamer A, Bryant I, Denver L, Saeedi J, Verma V, Mead
P, Morgan C, Rossi D y Sharma S: "From Pore to Pipeline,
Field-Scale Solutions," Oilfield Review 10, no. 2 (Verano
de 1998): 2-19.
levantamiento artificial. Varios equipos responsables por el diseño y el manejo de este esfuerzo
táctico de desarrollo interactúan en forma diaria
(página previa, abajo). El objetivo de esta alianza
tecnológica es aumentar la producción a 90.000
bppd [14.300 m3/d] y obtener una recuperación
final de por lo menos el 35% del volumen originalmente en sitio.
Conforme a este acuerdo, Schlumberger participa en el manejo de la producción y la optimización del yacimiento brindando productos y
servicios sobre la base de un esquema preferencial de prestación de servicios, pero sin interés
alguno en la propiedad del campo. Para esta
alianza tecnológica, el fijar un precio en función
del valor es un sistema para ganar dividendos con
incentivos basados en maximización del valor
actual neto (NPV, por sus siglas en Inglés) del
proyecto a lo largo de un contrato de producción
de 20 años. Otras compañías de servicios participan de esa operación mediante contratos otorgados en base a concursos de ofertas. LASMO
comenzó a operar los campos en abril de 1998; un
año después la producción se había incrementado
de 10.000 a más de 30.000 bppd [4770 m3/d].
La causa del cambio
El portafolio de activos de una compañía petrolera
abarca numerosas propiedades, algunas de las
cuales incluyen campos maduros que se encuentran próximos al final de su vida útil y con su producción en baja. Muchos campos nuevos se hallan
en zonas remotas o en aguas profundas; contienen
crudo de alta densidad y su explotación es cos-
tosa; contienen yacimientos gasíferos, o se encuentran en áreas ambientalmente sensibles. Esto
implica un redireccionamiento de los recursos
internos de los operadores. Por otro lado, los productores, más que nunca y debido a las condiciones constantemente cambiantes del mercado y a
las prioridades corporativas, necesitan flexibilidad
para el acceso a personal experimentado en condiciones de trabajar exclusivamente en un proyecto determinado. Los campos más viejos, más
pequeños o no estratégicos son generalmente
vendidos, canjeados o aún peor, ignorados a causa
de los cambios experimentados por las empresas
tales como redimensionamientos, consolidaciones, reorganizaciones, asociaciones y fusiones.
Para este tipo de activos, los servicios de manejo
de la producción pueden resultar óptimos (arriba).
Algunos de estos yacimientos podrán operarse
con tasas de producción rentables por muchos
años; otros, como los campos de Dación, pueden
producir más si las compañías cuentan con recursos para operarlos y administrarlos eficientemente. El rendimiento de un campo puede
mejorarse con el óptimo uso de los críticos recursos internos y externos, y confiando en un socio
con experticia en un área particular. Las compañías pueden establecer, mantener y, finalmente
aumentar el valor de los activos, utilizando nueva
tecnología y procesos integrados para explotar los
yacimientos con mayor eficiencia y ejerciendo un
firme control de los costos.
La utilización de proveedores externos para algunas funciones del negocio o actividades operativas, y las alianzas entre clientes y compañías de
(continúa en la página 8)
Otoño de 1999
5
Procesos dentro de un proceso
Durante décadas, se ha deseado incrementar el
valor de los activos mejorando el rendimiento de
los yacimientos, pero los logros en materia de
productividad y recuperación final fueron generalmente difíciles, a veces imposibles, de
obtener debido a que no se disponía de tecnologías y herramientas clave, o bien éstas eran
inadecuadas. Hoy, las tecnologías avanzadas y
los rigurosos enfoques guiados por procesos
brindan la posibilidad de alcanzar objetivos de
producción y llevar la eficiencia de campos
petroleros a nuevos niveles. La metodología de
Optimización Integrada de Yacimientos (IRO
por sus siglas en Inglés) es un proceso cerrado y
bien definido para ayudar a los operadores a maximizar el rendimiento del yacimiento (abajo).1
Para los nuevos campos, este macro–proceso
representa una manera de entender los
yacimientos que abarca actividades que van
desde la exploración y el descubrimiento del
yacimiento hasta el abandono del campo,
pasando por el desarrollo del mismo y el manejo
de la producción. En los campos existentes,
muchos de estos principios, si no todos, pueden
aplicarse con un énfasis en la renovación o rejuvenecimiento del campo, en el aumento de la
producción, y las acciones correctivas para
mejorar la productividad, extender la vida útil
del campo, aumentar la recuperación final y
mejorar los resultados financieros.
Para cualquier tipo de activos, ésta es una
tarea compleja, que requiere soluciones inno-
Caracterización de yacimientos
2
5
6
ación del desarro
nific
ll o
Pla
control del yac
imi
eo y
ent
itor
n
o
o
1
M
Optimización
Integrada de
Yacimientos
7
8
Implementación en el campo
4
3
> Circuito completo de optimización. Son cuatro los pasos del circuito del proceso iterativo de Optimización
Integrada de Yacimientos (IRO)—caracterización y evaluación de yacimientos utilizando los servicios de
campo para adquirir, procesar y evaluar los datos sísmicos y de registros de pozos (1 y 5), planificación de
la explotación de yacimientos mediante el manejo de la producción (2 y 6), y la implementación de un plan
de desarrollo del yacimiento con soluciones adaptadas a las necesidades del operador, a partir de productos
y servicios integrados (3 y 7). El paso final es el manejo mismo del yacimiento, que incluye monitoreo,
control y procesos para optimizar las operaciones de campo (4 y 8). Durante la evaluación y el desarrollo
inicial (1 a 4), las propiedades y condiciones de la formación se determinan junto con la estructura básica y
los límites de la misma. En base a la perforación y la evaluación durante el desarrollo subsiguiente, los
modelos de explotación y producción (5 a 8) se actualizan para reflejar mejor el comportamiento del
yacimiento. Por ejemplo, se pueden identificar compartimentos mientras se procede con la evaluación del
yacimiento.
6
vadoras y la más avanzada tecnología adaptada
a las necesidades específicas. Los procesos IRO
deben cerrar el circuito que consiste de cuatro
elementos principales: la caracterización del
yacimiento mediante la sísmica y la evaluación
de formaciones; el desarrollo del yacimiento
mediante la ingeniería de petróleo y de instalaciones, implementadas utilizando los servicios
de perforación y producción de campos
petroleros; y el gerenciamiento del yacimiento a
través del manejo del proyecto, de los activos y
de la producción, apoyado en los servicios de
consultoría y en el monitoreo permanente en el
fondo del pozo con el control de los procesos
que ocurren en el mismo (véase "Control
remoto de yacimientos," página 18).
Los levantamientos sísmicos efectuados con
la técnica de lapsos de tiempo, ayudan a identificar los hidrocarburos previamente inadvertidos, y los sofisticados registros de producción
confirman los perfiles de flujo y la segregación
de los fluidos. A medida que se adquieren y
analizan más datos para refinar las simulaciones de yacimientos y las corridas económicas, emerge una imagen más clara de los
yacimientos para asistir la toma de decisiones
en proyectos que requieren importantes inversiones de capital, tales como la perforación de
pozos de relleno o pozos horizontales para
acceder a intervalos de la formación previamente inadvertidos e intersectar mayor cantidad de zonas productivas o fracturas naturales.
El incentivo detrás de un enfoque integrado
para lograr la optimización de yacimientos consistía en especificar procedimientos orientados
al óptimo desarrollo y manejo de los yacimientos. Esto, como una forma de identificar los
déficits de los recursos tecnológicos disponibles
y de los nuevos servicios en la locación del pozo
que eran necesarios para mejorar la producción
del campo y la recuperación de las reservas. Por
ejemplo, los tópicos que se beneficiarán con
1. Véase referencia 2, texto principal.
2. Barber T, Jammes L, Smits JW, Klopf W, Ramasamy A,
Reynolds L, Sibbit A y Terry R: "Real-Time Openhole
Evaluation," Oilfield Review 11, no. 2 (Verano 1999): 36-57.
3. Véase referencia 1, texto principal.
Oilfield Review
Modelo del yacimiento
Plan de desarrollo del campo
Manejo de la producción, período de un año
IIRO, período de un año
Implementación del programa
de inversiones de capital
Operaciones de campo
Identificación de los ejecutores
Revisión del plan de operaciones
Ejecución del plan
Monitoreo de los resultados
implica tomar decisiones a corto plazo, se concentra en tareas de importancia para poder
mejorar el rendimiento total del yacimiento
(izquierda). El manejo de la producción es un
micro–proceso, un subconjunto de tareas de
este proceso integrado, que se utiliza diariamente para evaluar y determinar los factores
que controlan el comportamiento del
yacimiento y el rendimiento del campo. Los
planes operativos y de desarrollo se revisan y
actualizan, los planes revisados se implementan,
y los resultados se monitorean y comparan con
los valores de referencia establecidos.
El mejoramiento de la producción de los
pozos existentes, aplicado dentro del marco de
manejo de la producción, constituye un importante subconjunto de actividades del proceso
IRO y una clave para la optimización del
yacimiento. Con probadas técnicas de análisis
NODAL, un grupo multidisciplinario de mejoramiento de la producción (PEG, por sus siglas
en Inglés) utiliza un enfoque de anticipación
(proactivo) para detectar los pozos que presentan una brecha entre la productividad real y
potencial del pozo—reconocimiento de candidatos—de modo que puedan llevarse a cabo
acciones correctivas (abajo).3 El mejoramiento
de la producción es una de las varias funciones
que guían las actividades de manejo de la producción, incrementando la eficiencia general de
los servicios integrados de pozos. Estos, a su vez,
son fundamentales para mejorar la recuperación de las reservas y maximizar el valor del
yacimiento mediante la optimización del mismo
y la administración del portafolios de activos
durante largos períodos de tiempo.
El manejo adecuado de la producción es de
crítica importancia. Es una herramienta clave
tanto para el manejo del yacimiento como para
la administración de activos cuando baja la producción del campo, y constituye una pieza central para lograr el mantenimiento de la
producción de petróleo y gas durante el mayor
tiempo posible.
Macro–monitoreo
Compo
rta
del yac miento
imiento
Com
p
del ortam
yac
imie iento
nto
> Manejo integrado de la producción y optimización
Fracturar
to
mp
uc
Real
Brecha de producción
Control de la producción de arena
Control de la producción de
agua y gas
Potencial
am
i
de ento
flu de
jo
l
del
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e
i
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ort
mp cto de
o
C du
con
nd
Co
Otoño de 1999
Recañonear
Acidificar
ort
Mejoramiento
de la producción
co
otros adelantos tecnológicos incluyen mejores
adquisiciones de datos sísmicos con la técnica
de lapsos de tiempo, el control de los procesos
en el fondo del pozo, una nueva generación de
software para el modelado geológico y de
yacimientos, y herramientas revolucionarias
para la evaluación de formaciones, tal como la
sonda Platform Express para registros de pozos.2
El enfoque IRO representa un compromiso a
largo plazo, que generalmente se extiende a lo
largo de la vida útil de un campo—20 años o
más en algunos casos—para alcanzar el éxito
total. A pesar de que el proceso IRO siempre
Agregar espesor
Perforar tramos horizontales
o laterales
Presión
de yacimientos. El enfoque IRO incorpora tareas de
importancia asociadas con el mejoramiento a largo
plazo del rendimiento del yacimiento, pero también
implica tomar decisiones a corto plazo. El flujo del
proceso de manejo de la producción, que se utiliza
para reevaluar y encarar los factores que
determinan el comportamiento del yacimiento día a
día y el rendimiento del campo, es un subconjunto
de este proceso.
Yacimiento y completación
Conductos de flujo e
instalaciones de superficie
Limpieza de relleno
Remoción de incrustaciones
Optimización del diseño
de tuberías
Rediseño del sistema de
levantamiento artificial
Tasa de producción
Completaciones con tubería flexible
Instalaciones para producción
temprana
> Enfoque proactivo para el mejoramiento de la producción. El objetivo del mejoramiento de la producción
consiste en cerrar o minimizar las brechas entre el rendimiento real y potencial de los pozos. Este objetivo se
cumple aplicando servicios integrados y soluciones adaptadas a las necesidades del operador que desplazan
las curvas de comportamiento del yacimiento (IPR, por sus siglas en inglés) hacia arriba y hacia la derecha,
y trasladan las curvas de comportamiento de los conductos de flujo hacia abajo y hacia la derecha.
7
Costo, $/barril de petróleo equivalente
14
12
10
8
6
4
2
0
82
83
84
85
86
87
Costos de exploración
y desarrollo
88
89
90 91 92 93
Año
Gastos operativos
94
95
96
97
Costos generales
y administrativos
> Eficiencia del sector de E&P de la industria petrolera. El ocuparse de los gastos y el rendimiento a lo
largo de las décadas del 80 y el 90, repercutió significativamente en el escenario económico y la
estructura de costos en el sector de upstream de la industria petrolera. Los esfuerzos para reducir los
costos durante los últimos 15 años resultaron en una disminución de costos del 48% en las actividades
de exploración y desarrollo, en una baja del 27% en los costos operativos y en una reducción del 20%
en los costos generales y administrativos.
servicios, que ofrecen su soporte, no son nuevos
para la industria en general o el sector de petróleo
y gas en particular. Las fábricas de automóviles
fueron unas de las primeras en formar alianzas con
proveedores. Estos acuerdos mutuos nivelaron el
campo de juego para las compañías proveedoras,
estabilizando la demanda y estableciendo un nivel
de ingresos básico que aseguraba un flujo de
entrada confiable. A la vez, los precios de los servicios y los productos bajaron, y las compañías de
automóviles redujeron los costos participando y
contribuyendo con la investigación y el desarrollo
del proveedor directo.
Los productores de petróleo y gas y las compañías de servicios se benefician con las alianzas
del mismo modo que la industria automotriz. Al
final de la década del 80, los esfuerzos de los
operadores para reducir los costos dieron origen a
las primeras alianzas en la industria petrolera.
Estas asociaciones abarcaban variados niveles de
participación y tomaron diferentes formas. Se han
formado alianzas entre uno o más productores,
entre compañías productoras y de servicios, y
entre proveedores de productos y servicios.
A lo largo de las décadas del 80 y el 90, estos
esfuerzos redujeron los costos significativamente,
lo cual mejoró el escenario económico y la estructura financiera de la industria (arriba)3. Ahora cabe
preguntarse ¿cómo mejorar aún más el
rendimiento y la eficiencia?
Una respuesta es el manejo de la producción a
largo plazo, mejorado de cuatro maneras: concentrándose en segmentos clave del negocio y áreas
geográficas estratégicas; mediante el uso óptimo
de los recursos y el personal; aplicando tecnología
de E&P apropiada y contribuyendo a aumentar las
aptitudes de otras compañías—operadoras y de
servicios. Encarar estos factores en forma
simultánea asegura operaciones efectivas en costos, ayuda a mantener altas las relaciones reservas-reemplazos y mejora el retorno de la
inversión. Una vía común a lo largo de este proceso es la selección y la aplicación de soluciones
integradas acorde con las necesidades del operador durante la vida restante de un campo. La
generación de este tipo de soluciones destinadas
a obtener el mayor rédito de los activos de
petróleo y gas, se logra fundamentalmente
mediante la cooperación mutua y la combinación
de las fortalezas de todas las partes interesadas.
El manejo de la producción fue siempre una
actividad de servicio, aunque tradicionalmente ha
sido manejada por grupos internos de las compañías petroleras. Un contratista o un equipo de trabajo para el manejo de la producción que contrata
especialistas locales, puede concentrarse en un
proyecto, recortar los gastos y aumentar el valor
de los activos elevando la producción del campo y
extendiendo la vida económica de un yacimiento.
Una compañía de servicios integrados puede ofrecer diseño de ingeniería, planeamiento de la perforación y completación de pozos, optimización
del levantamiento artificial, análisis de la producción y la inyección, facturación de servicios de interés común y otras funciones financieras o
contables, incluyendo el mercadeo de exportación
de petróleo para algunos proyectos, utilizando las
mejores prácticas para el manejo de la producción, intervención de pozos e instalaciones, operaciones de campo, rendimiento del yacimiento o
portafolios completos de activos. Los servicios
para el manejo de la producción también pueden
abarcar funciones desde la gestión del correspondiente permiso o contrato de E&P para explotar un
campo petrolero hasta la exploración y las evaluaciones geológicas.
Una alianza o asociación para el manejo de la
producción fortifica la gestión en materia de
CSSMA, reduce los costos de levantamiento,
Ingeniería de petróleo
y de instalaciones
Intervención de pozos
y de instalaciones
Operaciones de producción
3. 1998 Sterling Consulting report.
Retroalimentación de datos
>
Manejo de la producción. Los esfuerzos para
manejar las operaciones de campo mediante una
alianza o asociación implican trabajar con los
dueños de los activos para lograr objetivos
comunes. Este proceso consiste de tres
actividades—ingeniería de petróleo y de
instalaciones, ingeniería de pozos y de
instalaciones, y operaciones de producción—
ligadas entre sí para posibilitar el manejo del
proyecto y sus correspondientes soluciones de
servicios integrados, y para superar las
limitaciones de las relaciones tradicionales entre
productores y compañías de servicios que
participan de un proyecto conjunto.
8
Perfil de producción
Descubrimiento
Evaluación
Desarrollo
Declinación de la producción
Abandono
Levantamiento Perforación de posísmico
zos de exploración
Perforación de pozos de relleno
Manejo de la producción
Oilfield Review
aumenta la producción del campo, mejora la
rentabilidad y agrega valor a largo plazo. A través
de continuos programas de investigación, desarrollo de productos y expansión de servicios,
Schlumberger está capacitada para ofrecer el
manejo de la producción (véase "Proyectos integrados y consultoría: Un compromiso continuo,"
página 12). Los enfoques innovadores y efectivos
en costos obtienen el éxito combinando experticia
global y tecnología de vanguardia con experiencia
local, y se encuentran disponibles cuando los
operadores poseen una infraestructura limitada en
una área particular o escogen no utilizar los recursos internos exclusivamente, y para campos
extensos, maduros o complejos.
Otoño de 1999
Ingeniería de
petróleo y de
instalaciones
Servicios de datos de E&P
Colección
Manejo
Análisis técnico
Geología
Ingeniería de
yacimientos
Intervención
de pozos y de
instalaciones
Evaluación geológica
Deposicional
Petrofísica
Geofísica
Desarrollo
Correlaciones
Evaluación de formaciones
Núcleos de perforación
Registros de pozos
Muestras de fluidos
Análisis de hidrocarburos
Evaluación de reservas
Identificación
Análisis
Estimación
Reporte
Evaluación económica
Justificación de la exploración
Justificación del desarrollo
Planificación del proyecto
Elaboración del presupuesto
Elaboración del plan de negocios
Manejo de activos
Operaciones
de
producción
Nivel de activos
Campo
Yacimiento
Planeamiento del proyecto e ingeniería de
producción. En el manejo de la producción, la
fase de ingeniería de petróleo y de instalaciones
abarca las estrategias a nivel de activos
corporativos, a nivel regional y a nivel de cuenca,
como también las consideraciones a nivel de
yacimiento. En un acuerdo de servicios para el
manejo de la producción, los dueños de los
activos generalmente encaran los asuntos de
estrategia, mientras que los equipos de la alianza
se dedican a actividades relacionadas a
operaciones tácticas del campo para yacimientos
específicos. Esta fase comprende el
comportamiento del yacimiento y el análisis
económico del proyecto, la caracterización y
evaluación de las formaciones y la tecnología de
la completación inicial.
Evaluación del
comportamiento
Monitoreo y vigilancia
Modelado
Simulación
>
Un nuevo enfoque
El manejo de la producción día a día es táctico,
pero en la práctica, repercute en el manejo
estratégico de los activos y del yacimiento. De esta forma, difiere de las operaciones contractuales
del pasado, que se concentraban sólo en objetivos
de producción diaria o mensual para obtener una
recompensa en materia de costos o de aumento de
la tasa de producción. Además, estos acuerdos
contractuales de concesiones de producción, rara
vez contaban con el soporte de consultoría geocientífica o de ingeniería de petróleo. El enfoque
de Schlumberger consiste en proveer un proceso
alternativo que soporte los esfuerzos para reducir
los costos, ofreciendo asistencia al comienzo del
proyecto para reducir los costos de levantamiento
y, más adelante, ayudando a incrementar la eficiencia de la producción.
Esta fundamentalmente nueva manera de
manejar la producción enriquece el valor de los
activos mediante el uso de: tecnologías de vanguardia; los mejores productos y servicios; soluciones adaptadas a las necesidades del operador;
servicios de consultoría, y de un proceso integrado
llevado a cabo en conjunto con organizaciones de
compañías de petróleo y gas. Este extenso
esfuerzo en base al rendimiento consiste de tres
actividades principales—ingeniería, intervención
y operaciones. Estas actividades, ligadas a un proceso integrado, brindan manejo de la producción y
servicios asociados, superando así las desventajas
de las tradicionales relaciones entre productores y
proveedores de servicios (página previa, abajo).
Las funciones del manejo de la producción
incluyen los recursos humanos, tecnología de la
información, cuestiones financieras y contables,
obtención de materiales o equipos y logística, servicios de campos petroleros, conformidad con normas de CSSMA, contratos comerciales, relaciones
de interés común y otras relaciones o comunicaciones fuera de la alianza. Si bien este modelo se
concibió inicialmente para las cuencas de Norte y
Nivel de portafolios
Regional
Cuenca
Sudamérica, puede extenderse a otras regiones
geográficas y a cuencas marinas.
Con el propósito de lograr objetivos comunes y
resultados óptimos, las organizaciones de
Schlumberger y de los operadores deben trabajar
en forma conjunta para integrar los servicios, los
procesos y el gerenciamiento de los mismos.
Como una extensión natural de grupos multidisciplinarios de activos de una compañía petrolera, las
alianzas exitosas entre compañías petroleras y de
servicios comparten personal de ambas empresas,
para formar un equipo de trabajo que supervisa las
operaciones diarias de un proyecto dado. Los eje-
Ingeniería de
producción
Diseño y planificación
de pozos
Geometría
Tubulares
Equipamiento de subsuelo
Completación inicial
Cañoneo
Análisis de producción
Estimulación
Intervención de pozos
Evaluación del sistema de
levantamiento artificial
Ingeniería de
instalaciones
Diseño y planificación de
las instalaciones
Instalación
Optimización
Mantenimiento preventivo
Reparación de fallas
Actualizaciones
Eliminación de cuellos de botellas
Operaciones de campo
Compresores de campo
Estaciones centrales de
procesamiento
Plantas de gas
9
>
Ejecución del plan de desarrollo. En el manejo
de la producción, la fase de intervención del pozo
y de las instalaciones consiste en la actualización
o la nueva construcción de las instalaciones del
pozo y de la superficie, del soporte a la
evaluación de formaciones para la tecnología y
diseños de completación, la obtención de
permisos reglamentarios y aprobación del cliente,
el manejo de riesgos y contingencias, la logística
y la compra de materiales, y la perforación de
pozos o intervenciones correctivas.
>
Optimización del sistema de levantamiento
artificial. El enfoque global que abarca el análisis
del sistema de levantamiento artificial por gas, el
diseño y el monitoreo del comportamiento del
yacimiento, dentro del marco de un proceso
estructurado de manejo de la producción,
incrementó las tasas individuales de producción
de los pozos y ayudó a optimizar la producción del
campo Forties de BP Amoco en el Mar del Norte.
10
Subsuelo
Coordinación de trabajos de pozos, materiales y ejecución
Operaciones de perforación
Taladros
Control de la presión
Fluidos de perforación e hidráulica
Mechas de perforación
Cementación
Cañoneo y completación
Ensayos de pozos
Estimulación
Reparaciones de rutina
Perfilaje a pozo revestido
Recompletaciones
Fluidos de completación
Mejoras en la producción
Reparación y optimización del sistema de levantamiento artificial
Intervención
de pozos y de
instalaciones
Superficie
Operaciones
de producción
Coordinación de trabajo en instalaciones, materiales y ejecución
Instalación y construcción
Optimización
Mantenimiento preventivo
Reparación de fallas
Actualización de equipamientos
Eliminación de cuellos de botella
Instalación de compresores
bajo correctivo que abarca la tecnología de completación y el diseño basado en la evaluación de
formaciones, los permisos reglamentarios y del
cliente, el manejo del riesgo y las contingencias, la
compra de materiales y la logística, y las actividades de perforación o reacondicionamiento de pozos (arriba). Estas actividades pueden manejarla
tanto el operador como la compañía de servicios
por separado, o el JPMT, dependiendo de los
acuerdos contractuales o del alcance del
proyecto. En esta fase se requiere un entendimiento de los objetivos de desarrollo del campo,
un planeamiento adecuado y el control de los costos, así como un desempeño excepcional en materia de CSSMA.
En la fase de operaciones de producción, los
esfuerzos que comprenden la vigilancia, el mejoramiento y el mantenimiento de la producción, se
Bravo
Alpha
Charlie
Echo
Delta
Campo Forties
5
Tasa de producción de petróleo, 1000 B/D
cutivos de ambas compañías, como miembros de
un comité de supervisión, fijan los objetivos a largo
plazo y monitorean los resultados.
Un esfuerzo conjunto del manejo de la producción puede comprender un comité del Equipo
Conjunto de Liderazgo y un Equipo Conjunto de
Manejo del Proyecto (JLT y JPMT, por sus siglas en
Inglés respectivamente). El JLT integra a las dos
compañías a un nivel de gerencia para alinear los
asuntos de estrategia, evaluar el desempeño y determinar los fines futuros, objetivos y direcciones
para el activo. El JPMT integra a los miembros de
la alianza y a otros proveedores a nivel táctico
(véase "Una alianza para manejar la producción,"
página 14). El manejo del proyecto Dación en
Venezuela está organizado con este enfoque.
La fase de ingeniería abarca actividades a nivel
de yacimiento y a nivel de activos. A nivel técnico,
de cuenca o regional, los aspectos geológicos de
un proyecto son típicamente manejados por la
compañía operadora, o los dueños de los activos,
como parte de la administración de sus portafolios
y responsabilidades financieras. Esto asegura una
perspectiva adecuada de E&P y una supervisión diligente. Las actividades específicas a nivel de yacimiento concernientes al manejo de la producción y
el desarrollo del yacimiento son responsabilidad
del JPMT. Esto comprende la evaluación de formaciones, el comportamiento del yacimiento y los
análisis económicos, y la tecnología de completación (página previa). El planeamiento de la producción, la ingeniería de petróleo y de instalaciones, la
recolección de datos y el procesamiento de la información forman parte de esta fase, que, además de
excelencia técnica y firmes aptitudes de manejo,
requiere aplicaciones para hacer una efectiva evaluación, un planeamiento adecuado, la preparación
de presupuestos y la elaboración de la contabilidad.
La fase de intervención de pozos y de instalaciones comprende una nueva construcción o un tra-
Ingeniería de
petróleo y de
instalaciones
Pozo I
Pozo H
4
Aberdeen
Pozo G
Pozo F
Pozo E
Pozo D
3
N
Pozo C
Pozo B
Pozo A
UK
2
1
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Oilfield Review
4. Fleshman R, Harryson y Lekic O: "Artificial Lift for
High-Volume Production," Oilfield Review 11, no. 1
(Primavera de 1999): 48-63.
Otoño de 1999
Ingeniería de
petróleo y de
instalaciones
Subsuelo
Operaciones de pozos
Actividades de campo diarias
Monitoreo y vigilancia
Adquisición de datos
Reportes de la producción
Reportes de los costos
Diagnósticos
Identificación de fallas
Mantenimiento de pozos
Equipamiento de cabeza de pozo
Equipamiento de levantamiento artificial
Mantenimiento preventivo
Reparación de fallas
Suspensión
Abandono
Intervención
de pozos y de
instalaciones
Optimización de pozos
Análisis NODAL
Mejoramiento de la producción
Equipamiento de superficie
Líneas de flujo
Manejo y análisis de datos
Operaciones
de producción
Superficie
Operaciones de instalaciones
Actividades diarias de campo
Monitoreo y vigilancia
Adquisición de datos
Reportes de la producción
Reportes de los costos
Diagnósticos
Identificación de fallas
Mantenimiento de instalaciones
Separadores de producción
Baterías de campo
Líneas de flujo
Sistema colector de campo
Mantenimiento preventivo
Reparación de fallas
Reemplazo de equipamientos
Optimización de instalaciones
Separadores de producción
Baterías de campo
Líneas de flujo
Sistema colector de campo
Servicios de
soporte
Manejo de las operaciones de producción. En el
manejo de la producción, la fase de operaciones
de la misma comprende la supervisión, el
mejoramiento y el mantenimiento de la superficie
y el subsuelo. Esta fase incluye las operaciones
de campo, el alquiler o compra de
equipamientos, el mantenimiento de pozos e
instalaciones, el control del proceso de
producción, el reporte del volumen de hidrocarburos, la contabilidad de ingresos, las finanzas y,
en algunos casos, el mercadeo del petróleo y el
gas producidos. Estas actividades generan los
resultados de los planes propuestos en la fase de
ingeniería de petróleo y de instalaciones.
>
pueden dividir en procesos de superficie y de subsuelo, que incluyen operaciones de campo,
alquiler o compra de equipamientos, mantenimiento del pozo y de las instalaciones, control y
optimización de los procesos del pozo, volumen
de producción y reporte de ingresos, finanzas y
prácticas contables, y entrega o exportación de
hidrocarburos (derecha). Esta fase genera los
resultados de los planes puestos en marcha
durante la primera fase—ingeniería de petróleo y
de instalaciones—e incluye un circuito de
retroalimentación para proveer análisis y evaluaciones tendientes a mejorar en forma continua la
próxima etapa de desarrollo del yacimiento. Se
requiere un riguroso monitoreo y un severo control
de los gastos, de la producción y del desempeño
en materia de CSSMA. Además, se necesita contar con un entendimiento del desarrollo del campo
y de los planes de producción, y con estrategias a
nivel de portafolios o a nivel de activos.
El análisis del levantamiento artificial se
recomienda como una actividad durante la fase
de operaciones de producción. Estas evaluaciones
identifican ineficiencias y mejoran la producción a
corto plazo.4 Un ejemplo de optimización del
levantamiento artificial se da en el campo Forties
de BP Amoco en el Mar del Norte, en donde se
utilizan levantamiento artificial por gas y bombas
electrosumergibles. Este campo posee cuatro
plataformas principales que producen fundamentalmente por levantamiento artificial por gas y
una con bombas electrosumergibles solamente.
La producción está declinando, pero las sustanciales reservas recuperables se mantienen.
Trabajando muy de cerca con Camco Products
and Services y luego con el grupo de recuperación
mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en
Inglés), el operador comenzó las operaciones con
bombas electrosumergibles a finales de la década
del 80 y los sistemas de levantamiento artificial
por gas fueron instalados a principios de la
década del 90. En un principio, los equipos de levantamiento artificial por gas y bombas electrosumergibles se concentraban en su rendimiento y
tecnología específica, pero luego de un tiempo,
surgió un enfoque global que abarca todos los aspectos del levantamiento artificial, monitoreo del
comportamiento del yacimiento e ingeniería de
producción. La optimización del levantamiento artificial por gas que comprende el análisis, el diseño y el monitoreo del rendimiento dieron como
resultado aumentos progresivos de las tasas de
producción de los pozos (página previa, abajo).
Manejo del proyecto
CSSMA
Cumplimiento de las normativas y aprobaciones
Contacto con los clientes y aprobaciones
Administración de la producción
Contabilidad
Elaboración de planes de negocios
Elaboración de presupuestos de gastos y erogaciones
de capital
Reporte financiero y operacional
Compra de materiales, control de inventario y logística
Supervisión de proveedores y subcontratistas
Coordinación del servicio
Recursos humanos y nómina de pagos
(continúa en la página 14)
11
Proyectos integrados y consultoría: Un compromiso continuo
El compromiso de Schlumberger con la optimización del rendimiento de los yacimientos y
el manejo de proyectos comenzó en 1995. En ese
año, se formó la organización de Manejo
Integrado de Proyectos (IPM, por sus siglas en
Inglés) para cumplir con las demandas del
operador mediante la combinación de experticia
global con experiencia local.1 Por otro lado, tuvo
su origen la iniciativa de los grupos PEG, y en
1997 Schlumberger adquirió Holditch &
Associates. Posteriormente, emergió el servicio
de Optimización Integrada de Yacimientos (IRO,
por sus siglas en Inglés).
En distintos lugares del mundo, varios proyectos de envergadura en busca de altos rendimientos, han posibilitado una amplia actividad de
servicios integrados y han permitido acumular
experiencia en el manejo de proyectos. Durante
los últimos cuatro años, estas organizaciones
han trabajado exitosamente en proyectos que se
extienden desde servicios integrados de perforación y servicios de pozos para los campos
Andrew y Cyrus del Mar del Norte, y el Proyecto
de Area del Valle Oriental (campos Mungo,
Marnock, Machar y Mirren) hasta las alianzas
de los campos Hibernia, Wytch Farm y Machar.
También pueden incluirse los proyectos en
Africa y Sudamérica, como el redesarrollo del
campo Dación.
Entre los proyectos importantes e independientes, los servicios de manejo de la producción
han tenido una buena aceptación y su importancia está creciendo en el sector de upstream de
la industria petrolera. La adquisición de Coastal
Management Corporation (CMC) en 1998 fortaleció aún más las capacidades de Schlumberger
en esta área. La organización CMC, constituida
en 1989 y con antecedentes de compañía operadora de producción, posee un extenso historial
en materia de implementación de proyectos que
abarcan desde el desarrollo a gran escala de
estratos carboníferos con metano, hasta el
manejo de la producción de importantes proyectos de inyección de agua (abajo). Los objetivos
de Schlumberger son paralelos a los de CMC, lo
que dio lugar a un nexo natural que condujo
primero a la formación de una alianza integrada
y luego a la adquisición.
Además de un proyecto de manejo de la producción para la inyección de agua en West
Texas, CMC operó anteriormente en el campo
Bryan-Woodbine, Texas, EE.UU.; operación que
involucró el manejo de las relaciones entre los
Proyecto Phillips Reef
Cuenca Permian
Recuperación secundaria en el Sur de Kilgore
Oeste de Texas y Nueva México Oriente de Texas
Proyecto M.A.K.
Condado de Martin
Texas
Proyecto geotermal Cerro Priesto
Baja California, México
Robinson’s Bend
Desarrollo de un estrato carbonífero
con metano
Condado de Tuscaloosa, Alabama
Campo Lisbon
Claiborne Parish, Louisiana
Prospecto Loco Hills
Condado de Eddy, Nueva México
Campo Two Freds (Delaware)
Condados de Loving, Reeves y Ward, Texas
Unidad Bryan-Woodbine
Proyecto de inyección de agua Condado de Brazos, Texas
Condado de Crane, Texas
Recuperación secundaria
Proyecto Turner Town
Campo Oak Hill
Oriente de Texas
Condado de Rusk, Texas Condado de Rusk, Texas
Canyon Reef Carriers
Unidad Alabama Perry North
Cuenca Permian
Condado de León, Texas
Gasoducto de CO2 (220 millas)
> Práctica del manejo de la producción y de proyectos. La organización CMC, constituida en 1989, con
antecedentes de compañía operadora, posee un extenso historial en la implementación de proyectos que
abarcan desde programas de perforación de desarrollo hasta importantes operaciones de inyección de agua
y proyectos de manejo de la producción de gran envergadura.
12
Oilfield Review
Evaluación de
yacimientos
intereses de los trabajadores y la empresa,
asumir la responsabilidad ante 435 dueños con
intereses comunes y encargarse de 15,000 regalías, además de lidiar con cuestiones ambientales complejas. En la cuenca Black Warrior, de
Alabama, EE.UU., CMC planificó y manejó un
programa de 14 taladros para estratos carboníferos con metano por más de un año, perforando más de 400 pozos y coordinando un
presupuesto de 175 millones de dólares.
Cada proyecto tenía diferentes parámetros.
En el campo Bryan-Woodbine se debían resolver
problemas de entrada de dinero. En Alabama, el
proyecto incluía diseño de ingeniería, llevar la
contabilidad, efectuar el control de erogaciones
de capital, y atender cuestiones reglamentarias
asociadas con créditos en conceptos de
impuestos por gas no convencional.
Las líneas de productos de Schlumberger
Oilfield Services fueron recientemente reorganizadas en tres grupos de productos—Evaluación
de yacimientos, Desarrollo de yacimientos y
Manejo de yacimientos—que abarcan 13 segmentos de servicios. Estos grupos desarrollan y
soportan productos y servicios ofrecidos en cuatro áreas geográficas: Asia; Europa, Países de la
Ex Unión Soviética (CIS, por sus siglas en
Inglés) y Africa; el Medio Oriente; y Norte y
Sudamérica. El grupo de Evaluación de Yacimientos comprende levantamientos sísmicos
marinos y terrestres, y actividades de adquisición, procesamiento y evaluación de datos de
registros de pozos obtenidos a hueco abierto y
revestidos. El grupo de Desarrollo de yacimientos abarca los servicios y productos de Anadrill,
Camco, Dowell y Testing. Y el grupo de Manejo
de yacimientos, que combina GeoQuest, Data
and Consulting Services, Production Operators,
de Camco e IPM, ofrece soporte a la Optimización Integrada de Yacimientos (IRO) y a los
procesos de manejo de la producción (derecha).
El manejo del yacimiento abarca varios elementos, incluyendo un fuerte compromiso con
la excelencia en la entrega de servicios en la
locación del pozo, soluciones y servicios integrados, alianzas, asociaciones, precios en función
al valor y destreza en el manejo del proyecto. El
Otoño de 1999
Desarrollo de
yacimientos
Manejo de
yacimientos
Sísmica
Perfilaje
Perforación y
mediciones
GeoQuest
Tierra
Hueco abierto
Completación de pozos
y productividad
Servicios de
consultoría y de datos
Marina
Hueco revestido
Intervención de pozos
Sistemas de
producción y compresión
Mechas de perforación
Manejo integrado
de proyectos
Cementación y
estimulación
> Una organización adecuada al manejo de yacimientos.
grupo de Manejo de yacimientos se alimenta de
la tecnología y experticia de Schlumberger para
el planeamiento y la implementación del desarrollo del campo, pero también depende de
otros excelentes proveedores de servicios y terceros para formar un equipo bien sólido.
La participación toma varias formas, desde la
simple coordinación de servicios al sector de
E&P de la industria petrolera, hasta la total
intervención en el diseño y el manejo de las
operaciones del campo. Se hace hincapié en la
importancia de la participación plena durante
las fases de diseño e ingeniería conceptual para
facilitar una eficaz cooperación y una adecuada
comunicación en los distintos proyectos a lo
largo de la vida del yacimiento. Además de una
gran experticia operacional y un completo rango
de servicios de perforación, completación,
planeamiento de desarrollo y manejo de la producción, Schlumberger ha forjado alianzas de
ingeniería y construcción con firmas de primer
nivel, incluyendo Coflexip Stena Offshore,
Bechtel Offshore y Fluor Daniel. Estos acuerdos
no son exclusivos, y las partes de las alianzas
representan proveedores de preferencia y de
primera elección en varios tópicos.
1. Bourque J, Tuedor F, Turner L, Gomersall S, Hughes P Jr,
Klein R, Nilsen G y Taylor D: "Business Solutions for E&P
Through Integrated Project Management,"
Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997): 34-49.
13
Modelo de costos de levantamiento
Tiempo operacional de bombas electrosumergibles, días
600
500
520
400
400
300
270
200
210
160
100
90
0
1990
1991
Modelo en base al valor
Resultados reales
Plan de negocios
Curva base de declinación
Un año
> Acuerdos de producción en base al valor. Los servicios de manejo de la producción
requieren la defensa del precio en función del valor, a través de una alianza que ayude a
los dueños de activos y al proveedor de servicios integrados a alcanzar metas y objetivos
comunes. La mayoría de las propuestas de manejo de la producción involucran una
recompensa a corto plazo por la reducción de los costos de levantamiento, y un acuerdo
de riesgo-recompensa a largo plazo relacionado con el valor adicional de los activos y
basado en el VAN del proyecto, o una combinación del VAN y los costos de levantamiento.
Comienzo de la alianza para
el manejo de la producción
1986
1988
Producción de petróleo
Producción de gas
14
1990
1992
1993
1994
1995
1996
1994
1996
1998
Declinación inicial para el petróleo
Declinación inicial para el gas
1
2000
zos correctivas destinadas a mejorar o restaurar la
producción.
En cualquier iniciativa de manejo de la producción, es esencial el desarrollo de objetivos
alineados. Los acuerdos comerciales combinan
una recompensa fija a corto plazo basada en la
reducción de los costos de levantamiento, con
beneficios a largo plazo por el agregado de valor a
los activos (izquierda). Este modelo se aplica a
proyectos individuales, pero puede utilizarse
como patrón para futuras asociaciones creadas en
atención a un portafolio de activos, tendientes a
optimizar el rendimiento de los yacimientos y
maximizar el valor tanto para el operador como
para un proveedor de servicios integrados. Una
relación mutua que equilibre los riesgos y las recompensas puede brindar resultados inmediatos y
asegurar un mejoramiento continuo.
Un alianza para manejar la producción
En febrero de 1991, CMC fue seleccionada de un
grupo de seis compañías para manejar un conjunto de campos de petróleo y gas ubicados en el
centro de la cuenca Permian al oeste de Texas,
EE.UU.5 A CMC se le asignó la responsabilidad de
las funciones típicas de un operador. Estas
incluían el manejo general de la operación; la
exploración y la ingeniería de petróleo; las opera5. Haines L: "Is Outsourcing Your Out?" Oil y Gas Investor 12,
no. 10 (Octubre de 1992): 69.
Optimización de la producción. Antes de que CMC iniciara las
operaciones en mayo de 1991, se creía que existía poco potencial en
la parte alta de la estructura del campo. Con la interpretación de
mapas sísmicos, se perforaron 16 pozos. La restauración de la
producción comprendió la utilización de bombas electrosumergibles
para el levantamiento artificial en pozos seleccionados y la
inyección de agua en los bordes del yacimiento.
>
Tasa de producción de petróleo, 1000 B/D
10
10
Tasa de producción de gas, 1000 Mpc/D
100
100
1984
1992
> Mejoras en la eficiencia del levantamiento artificial. Un enfoque de sistemas similar al
utilizado en el campo Forties en el Mar del Norte para pozos con levantamiento artificial
por gas, minimizó significativamente las fallas de las bombas electrosumergibles y
extendió la vida útil de estos sistemas de levantamiento artificial.
Reducción
inicial
1
1982
600
Días en operación
Valor actual neto (VAN), $
Costos de levantamiento, $/barril de petróleo equivalente
También se extendió considerablemente la vida
útil de las bombas sumergibles (derecha).
Las operaciones diarias de campo implican
operar los equipos de superficie o válvulas para iniciar y controlar la producción o aumentar las tasas
de inyección de gas y las presiones del sistema de
levantamiento artificial, pero el mejoramiento de la
producción a través del proceso proactivo de reconocimiento de candidatos, consiste en mejorar el
rendimiento individual de los pozos para incrementar en forma colectiva la producción total del
campo. Estos esfuerzos de rejuvenecimiento a corto plazo, que también pueden ser parte del proceso
de manejo de la producción, abarcan el servicio a
los pozos, la modificación o instalación del sistema
de levantamiento artificial, el bombeo de ácido
para limpiar la matriz del medio poroso o tratamientos de estimulación mediante fracturas
hidráulicas, además de otras intervenciones de po-
Oilfield Review
ciones de producción del campo; la contabilidad
de los ingresos; la facturación de servicios de
interés común; las cuentas por pagar, y la obtención de materiales.
En ese momento, el personal del operador de
los activos se encontraba totalmente comprometido con otros proyectos y propiedades. La compañía estimó que para operar el proyecto, se
necesitaría un número considerable de empleados, pero no quería expandir su organización.
Cuando CMC fue autorizada a manejar y operar
este proyecto, contrató a 85 personas con experiencia local y asumió la responsabilidad del
manejo de la producción.
El proyecto, que abarca cerca de 80.000 acres
[324 km2] e incluye más de 1350 pozos activos (de
un total de 2000 pozos) que producen de múltiples
zonas de 12 horizontes, en un total de 47 campos,
ilustra el impacto de un manejo de la producción
bien focalizado. Antes de que CMC iniciara las
operaciones en mayo de 1991, se creía que el campo ofrecía poco potencial hacia la parte alta de la
estructura, y los operadores anteriores lo habían
identificado como un activo secundario. Se formó
un equipo multidisciplinario para llevar a cabo las
evaluaciones geológicas y de ingeniería, supervisar las operaciones y restablecer la producción.
Los resultados de estos estudios condujeron a
la toma de varias acciones. Se instalaron bombas
electrosumergibles en pozos cuidadosamente
seleccionados. Se perforaron 16 pozos en base a
la interpretación de mapas sísmicos. Todos,
excepto uno de estos pozos resultaron exitosos.
Hacia la parte alta y a través de todo el campo, se
implementaron diseños de patrones periféricos de
inyección de agua a lo largo de y entre los bordes
de las secuencias de formaciones solapadas
(derecha). Estos límites fueron identificados por
dos levantamientos sísmicos tridimensionales (3D)
de gran escala manejados por Schlumberger, que
también dieron como resultado el descubrimiento
de nuevos campos en este activo de 70 años.
Los grupos responsables de la intervención de
pozos e instalaciones y operaciones de producción
completaron las etapas iniciales de restauración
de la producción, trabajando muy de cerca con un
equipo de ingeniería de petróleo y de instalaciones. La producción total creció de cerca de
7000 a casi 12.000 bppd [1120 a 1906 m3/d] en
1995 (página previa, abajo). Las erogaciones anua-
N
Límite de
solapamiento
Límites
sísmicos
Límites
sísmicos
>
Resultados de la inyección de agua y de los levantamientos
sísmicos. Un equipo multidisciplinario llevó a cabo las
evaluaciones geológicas y de ingeniería, manejó las
operaciones del campo y comenzó a restaurar la producción.
Se implementaron diseños de patrones periféricos de
inyección de agua a lo largo de y entre los bordes de las
secuencias de formaciones solapadas, identificadas por dos
levantamientos sísmicos tridimensionales (3D) de gran escala.
Se descubrieron nuevos campos gracias a estos estudios.
Texas
Otoño de 1999
N
15
Compañía del taladro
de servicios al pozo
A mediados de 1991
200
Fabricante de
bombas de fondo
180
Fallas mensuales de pozos
160
140
Equipo de manejo
de la producción
120
100
80
Proveedor de
productos químicos
60
Fabricante de
bombas de fondo
Compañía del taladro
de servicios al pozo
de produ
z
a
c
t
n
ció
20
Cap
a
40
Operador del campo
A mediados de 1998
Proveedor de
productos químicos
> Mejoramiento de la eficiencia. Las fallas de vástagos, tuberías y bombas de fondo bajaron de 175
por mes a finales del año 1991, a 40 en 1998, como resultado de la aplicación de mejoras en el
mantenimiento de pozos. La reducción de fallas en los pozos de más de dos a menos de media falla
por pozo por año, les permitió a los dueños de los activos ahorrar más de 1 millón de dólares por año.
les de capital de menos de 5 millones de dólares
en 1992, se incrementaron cada año y alcanzaron
35 millones en 1998. Los resultados de las inversiones eran competitivos y las tasas de retorno se
comparaban favorablemente con otras oportunidades de inversión de los accionistas.
El control de los gastos operativos es una
parte importante del manejo eficiente de la producción. Además del gran número de pozos
activos de producción e inyección, existen 37
baterías de equipos de superficie para la separación de la producción, tres mallas eléctricas de
distribución de energía y otras tantas instalaciones en los campos. Los altos niveles históricos
de los gastos operativos se redujeron, pero no al
punto de ignorar los procedimientos prudentes de
operación y las prácticas de CSSMA. Los límites
de gastos a corto plazo, con una vida estimada de
reserva de más de 20 años, no pueden sobrepasar
los requisitos de mantenimiento que asegurarán
la longevidad operacional de los equipos.
16
Una parte integral del manejo de los gastos
operativos y el éxito económico general del
proyecto, está dada por la mejor relación con los
proveedores que participan directamente en la
reparación de los pozos. El objetivo consistía en
promover la cooperación entre los grupos operacionales y las compañías que proveen taladros,
bombas y productos químicos especiales para el
servicio de pozos. Las frecuencias de fallas en
pozos, a más de dos fallas por pozo por año,
excedieron el valor de referencia de una falla por
pozo por año para operaciones similares. El
dilema era cómo reducir las fallas de vástagos,
tuberías y bombas. Un gran sentido de trabajo en
equipo en la organización CMC, apuntó a un
nuevo modelo para integrar a los mejores
proveedores de servicios que agregarían valor al
proceso de producción.
La organización del campo se reestructuró
alrededor de las actividades de mantenimiento
de pozos, organizando a los capataces de la producción del campo en un Equipo Focalizado al
Negocio, teniendo como miembros al personal
de gerenciamiento y supervisión de compañías
de bombas de fondo, de tratamientos químicos y
de taladros de servicios al pozo. Este equipo se
dedicó a mejorar las actividades de mantenimiento de los pozos. Además, la tarea de implementar las mejoras en el campo fue asignada a
un nuevo Equipo de Confiabilidad del Pozo, que
nuevamente consistía de representantes de la
alianza y especialistas de cada uno de los
proveedores de servicios encargados de iniciar
las mejoras del mantenimiento de los pozos. Las
fallas de vástagos, tuberías y bombas de fondo
bajaron de 175 por mes en 1991 a 40 por mes en
1998 (izquierda).
Las frecuencias de fallas en pozos disminuyeron considerablemente por debajo del valor de
referencia de una falla por año, a menos de
media falla por pozo por año. Como resultado, los
costos de levantamiento se redujeron el 34%, y
las fallas en pozos bajaron el 75%. Estas reducciones ahorraron a los accionistas más de 1 millón de dólares en seis años. Al mismo tiempo,
las mejoras en la eficiencia obtenidas gracias al
compromiso más directo de las partes de la
alianza permitieron que parte del personal de la
alianza se dedicara a tareas de manejo de la producción que agregarían más valor al proyecto.
Las reducciones en los costos de mantenimiento
de pozos se lograron a la vez que se reducía el
personal designado a dicha actividad.
En 1998, estos equipos habían reducido las
fallas en pozos hasta un punto tal que mejoras
adicionales ya no resultaban efectivas en costos.
El foco de atención pasó de la reducción de fallas
al mejoramiento de la producción. Los especialistas de servicios al pozo mejoraron aún más los
ingresos mediante el análisis, la optimización y
la modificación del sistema de levantamiento
artificial. El desarrollo de un modelo de servicios
integrados más amplio que el utilizado hasta
entonces—uno que brinda continuidad y se ocupa de las actividades del proceso más que de las
disciplinas individuales o tareas escasamente
definidas—ayudó a obtener estos resultados.
Oilfield Review
¿Porqué tiene éxito este enfoque? Una clave
es la capacidad de los equipos de manejo de la
producción para concentrar la energía, creatividad, experticia, tecnología y experiencia local en
un solo proyecto y ser flexibles a la hora de
analizar los problemas y desarrollar soluciones
novedosas. CMC, una organización de servicios
singular porque surge de una compañía con
antecedentes de manejo de operaciones de producción, mantiene una perspectiva de ciclo de
vida en los activos que maneja. Este enfoque
ofrece un modelo para la coordinación y el aporte
de actividades de manejo de la producción, que es
flexible y brinda el máximo rendimiento del
campo.
La estructura administrativa del proyecto es
transparente para los clientes y difiere muy poco
de cualquier otra operación de una compañía
petrolera. Ambas partes, gracias a un acuerdo
mutuo en sus fines y objetivos, comparten una
visión de largo alcance y los correspondientes
beneficios de este proceso de manejo de la producción que agrega valor. Desarrollados durante
más de una década de experiencia en el mantenimiento de pozos y operaciones de campo, los sistemas y métodos internos de CMC para manejar
las actividades diarias del proyecto mediante el
monitoreo y el seguimiento de los datos de campo,
le permiten al personal de operaciones tomar
decisiones efectivas en costos (abajo).
Un proceso de manejo en marcha
Las condiciones del mercado y las nuevas tendencias que surgen en la industria aportan apremiantes incentivos tácticos, estratégicos y
financieros para adoptar un flamante enfoque en
el manejo de la producción. Los desafíos de una
producción en baja y una base de activos maduros,
Finance
Compras
FinanceTierra
Facturación
Distribución de los ingresos
Manejo de la producción
AS 400
Finance
Producción
Reporte de producción
y regulaciones
T
OR
REP
Reporte interno
de operaciones
Finance
Fuente
de documentos
T
OR
REP
Tesoro
Reporte al cliente
T
OR
REP
> Metodologías del manejo de la producción. Los sistemas y métodos internos de CMC desarrollados
durante una década de experiencia en el mantenimiento de pozos y la experiencia de terceros en el
manejo de la producción y en las operaciones de campo, le permiten al personal de operaciones de
la alianza tomar decisiones efectivas en costos.
Otoño de 1999
se pueden afrontar alterando la manera de desarrollar y manejar los yacimientos desde su descubrimiento hasta su agotamiento final o
abandono. Con la confianza depositada en las
alianzas o asociaciones para el manejo de la producción, las funciones o procesos desarrollados
por una organización de servicios integrados como
Schlumberger, reducen significativamente las
demandas de recursos operacionales—financieros y de personal—para adquirir, integrar y manejar las tecnologías, los productos y los servicios al
operar el campo. El personal de trabajo de las
compañías petroleras es capaz de identificar las
oportunidades de negocios que mejoran el valor
de los activos y el retorno financiero, centralizando
los recursos internos en actividades de mayor
importancia estratégica.
Las ventajas adicionales resultan de la reducción de costos logradas por la aplicación de tecnología adecuada y experticia, compras más
eficientes, fijación de precios y fuentes de
materiales, y mayores capacidades de Investigación y Desarrollo (R&D, por sus siglas en
Inglés). Los nuevos enfoques en el desarrollo y
manejo de yacimientos no son simplemente una
nueva recolección de productos y servicios ofrecidos previamente y por partes en respuesta a las
demandas del cliente, sino que son soluciones
adaptadas a las necesidades del cliente que representan las mejores tecnologías y metodologías.
Los servicios de manejo de la producción
gozaron de una mayor aceptación a principios de
la década del 90. Más recientemente, estos acuerdos se consolidaron como métodos capaces de
alcanzar los objetivos tácticos a corto plazo y de
obtener los objetivos estratégicos a largo plazo.
Este enfoque promete perdurar en la próxima
década ya que las compañías productoras se
empeñan en lograr una mayor optimización de la
producción y en continuar reduciendo los costos.
El control diario de gastos es importante, pero en
el largo plazo, muchos campos maduros dispersos
por el mundo necesitan de un apoyo operacional y
de ingeniería. Estos activos petroleros contienen
recursos que la economía mundial necesita, y que
los países productores de petróleo y gas no están
en condiciones de perder como resultado de descuidos operacionales o limitaciones de recursos.
—MET
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