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PRODUCCIÓN CONJUNTA

EL OPERADOR CONTRA EL ESTADO O

EL OPERADOR JUNTO AL ESTADO

Trabajo presentado por el Dr. Martín Essenfeld1

para su incorporación a la Academia Nacional de

la Ingeniería y el Hábitat

Julio, 2008

1 Universidad Central de Venezuela

Dr. Martín Essenfeld

Universidad Central de Venezuela

2

PRODUCCIÓN CONJUNTA



Palabras Clave: Petróleo, Producción Conjunta, Legislación de Hidrocarburos

Para este trabajo de Incorporación a la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat, el

Autor eligió tratar un tema complejo y delicado, por sus implicaciones en el área de control

de los recursos naturales de cualquier país. El tema es el de las bases técnicas para

reglamentar adecuadamente, y de manera equilibrada, la producción conjunta o mezclada

de hidrocarburos de distintos intervalos que aunque produzcan de un mismo pozo

provienen de acumulaciones que se consideran separadas.

El tema es complejo y difícil, especialmente en Venezuela, donde históricamente esta

práctica se ha prohibido ante la duda de conocer si la referida estrategia de producción

enfrenta a los intereses del Operador contra los intereses del Estado.

En el trabajo se ha seguido una metodología clara y un flujograma de análisis así: luego de

discutir los objetivos del Operador y del Estado frente a un caso complejo, como lo es la

producción conjunta, se evalúa en profundidad un antecedente histórico en el que se

resolvió, aun ante la complejidad del caso, una situación de aparente contradicción entre

los objetivos del Estado, los del Operador y la reglamentación vigente. Se demostró la

metodología para compatibilizar objetivos, a fin de mantener a todos los actores dentro

de la reglamentación que exista, por mas inflexible que parezca.

Resumen

P R O D U C C I Ó N C O N J U N T A

E L O P E R A D O R C O N T R A E L E S T A D O O E L O P E R A D O R J U N T O A L E S T A D O



3

La estrategia de producción conjunta, como problema a ser evaluado y reglamentado, se

discute de manera detallada, dentro de los límites que establece la Ley Orgánica de

Hidrocarburos vigente.

Además, se indicarán los lineamientos sugeridos que, por escrito, el autor ha entregado a

los encargados de preparar el Reglamento respectivo.

En este trabajo se desarrollan en profundidad los detalles requeridos (dentro de la

producción conjunta) a fin de cumplir con todos los objetivos y normativa de Control y

Manejo de Yacimientos, y de Control Fiscal.

Luego, se sugieren de una manera detallada y clara los siete (7) factores que debería

incluir una Propuesta que someta cualquier Operador al Ente Regulador. A saber:

1. Definición del número y detalles de las acumulaciones asociadas a la Propuesta

2. Evaluación detallada de las opciones disponibles para ejecutar la explotación

3. Análisis de factores críticos de la Explotación Propuesta

4. Instrumentación para capturar data, verificación de factores críticos y Programa de

Monitoreo del Proceso de Explotación propuesto

5. Análisis Económico de opciones de explotación

6. Recomendaciones del Operador autor de la Propuesta de Explotación

7. Condiciones a las que se somete el Operador y que están vinculadas a la

Aprobación Condicionada. Para facilitar tanto la preparación de las Propuestas de

Producción Conjunta por los Operadores, así como la evaluación respectiva por el

Ente Regulador, se desarrollaron los detalles de cada uno de los siete (7)

segmentos propuestos.

Luego, se hicieron pruebas exhaustivas del procedimiento propuesto, utilizando el apoyo de

siete (7) Unidades de Producción pertenecientes a cinco (5) operadores distintos, hasta así

cubrir ocho (8) “oportunidades” correspondientes a distintos escenarios para producción

conjunta.

Finalmente, se resumieron los resultados que permiten ofrecer un conjunto de

Conclusiones y otro de Recomendaciones.

Del grupo de nueve (9) Conclusiones (Sección 8) queda claro que, para casos específicos,

la opción de Producción Conjunta es un esquema válido de explotación en el cual el





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Operador trabaja junto al Estado para lograr los objetivos del Estado. Además, esto no

debe representar una situación donde el Operador tenga objetivos distintos a los del Estado

en lo referente a la explotación racional de los recursos de hidrocarburos.

Para finalizar, como Recomendaciones (Sección 9) se propone al Ente Regulador que

evalúe el Esquema Mínimo propuesto en este trabajo, y que, una vez revisado y discutido,

el mismo forme parte de la reglamentación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente.

La recomendación final se refiere a desarrollar un entendimiento claro entre los

Operadores y el Ente Regulador sobre los requisitos de Control de Yacimientos y Control

Fiscal en las Propuestas de Producción Conjunta.

Esto permitirá crear esquemas claros de operación, donde el Operador y el Estado logran

acordar planes optimizados de explotación de las reservas del país, utilizando los criterios

técnicos y económicos mas avanzados de una industria moderna y eficiente.



5

PRODUCCIÓN CONJUNTA:



INTRODUCCIÓN .................................................................................................................. 7

ANTECEDENTE HISTÓRICO ............................................................................................... 9

DEFINICIÓN DEL PROBLEMA .......................................................................................... 13

FACTORES A INCLUIR EN LA PROPOSICIÓN PARA PRODUCCIÓN CONJUNTA ........ 16

DETALLES POR SEGMENTO DE LA PROPUESTA ......................................................... 20

PRUEBAS DEL PROCEDIMIENTO PROPUESTO ............................................................. 24

RESUMEN DE RESULTADOS ........................................................................................... 34

CONCLUSIONES ............................................................................................................... 36

RECOMENDACIONES ....................................................................................................... 38

Índice



6

El Autor agradece expresamente a todas las personas de las diferentes Operadoras y de

los distintos Entes Reguladores (Ministerio de Energía y Petróleo, en especial) que durante

más de cinco (5) años apoyaron el esfuerzo que se refleja en este Trabajo Técnico de

Incorporación a la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat.

La Escuela de Ingeniería de Petróleo de la Universidad Central de Venezuela en su cátedra

de Legislación Minera y Petrolera merece un agradecimiento especial.

Agradecimientos



7

Introducción

Hay numerosos antecedentes en la Industria Venezolana de los Hidrocarburos, y por

supuesto en la mayoría de los países con operaciones petroleras, donde algunas de las

regulaciones vigentes, por distintas razones, impiden la ejecución de algunas estrategias

importantes de producción. Estas condiciones o restricciones reglamentarias lejos de

beneficiar al Estado, van en contra del logro de algunos de sus objetivos principales como

son: la explotación eficaz y racional de la mayor cantidad posible de los yacimientos

existentes, utilizar sanas practicas de producción que maximicen el recobro final de los

hidrocarburos originalmente en sitio, utilizar al máximo la energía natural existente en esos

yacimientos, explotarlos al menor costo, y garantizar la máxima rentabilidad posible, todo

esto dentro de un marco operacional que proteja el ambiente y dé máxima seguridad al

personal asociado a las operaciones. Todos estos objetivos tienen que cumplirse

simultáneamente. Por ello, se requiere que sean considerados y evaluados

sistemáticamente para cada yacimiento, antes de elegir de manera definitiva la estrategia

de explotación que se debe aplicar a cada uno de ellos.

Aunque todos estos objetivos son deseables, su optimización conjunta no es sencilla ya

que algunos de ellos imponen limitaciones a otros. Bastan tres o cuatro ejemplos para

demostrar esa aseveración:

La estrategia operacional que lleva a un pronóstico de máximo recobro final bien

puede estar asociada a indicadores económicos que no sean suficientes para

justificar la inversión que se requiere: de allí el concepto de reservas máximas

económicamente producibles

La explotación conjunta de dos o mas yacimientos bien puede llevar a pronósticos

de recobro final consolidado y económicamente alcanzable que supera el recobro

individual de esos mismos yacimientos si se explotaren por separado, bajo los

mismos parámetros ó restricciones económicas de la explotación conjunta

Sección

1





8

El logro del máximo recobro final físicamente posible puede requerir el uso de

fluidos de inyección que no están disponibles o que no son amigables al ambiente

La estrategia de explotación que se desearía seleccionar para lograr el máximo

aprovechamiento de la energía natural de algunos yacimientos bien puede llevar a

requerir condiciones operacionales extremas que no sean aceptables por el riesgo

asociado, como es por ejemplo el caso de tener que manejar fluidos con H2S donde

ese compuesto que genera alto riesgo se encuentra en los gases a manejarse,

como resultado de la estrategia de explotación seleccionada.

Todo esto lleva a concluir que se requieren normativas claras por parte del Estado para

operar los yacimientos ya descubiertos y que se descubran en el futuro. Pero, se requiere

que las regulaciones no sólo sean claras sino que además permitan el logro de los

objetivos que el mismo Estado fija, necesita y exige, para el manejo de los recursos

naturales de hidrocarburos que forman parte del patrimonio de la Nación.

El objeto de este Trabajo de Investigación es ayudar a plantear, para consideración de los

actores (Estado y Operadores) esa normativa clara y multiobjetivo, para el caso específico

de la posibilidad de producción conjunta de dos o más acumulaciones o yacimientos de

hidrocarburos.



9

Antecedente Histórico

Antes de atacar el problema a resolver, como es el caso de la Reglamentación propuesta

para permitir la Estrategia de Producción Conjunta de Yacimientos, resulta ilustrativo

presentar uno de los casos mas notorios y conocidos de la historia petrolera Venezolana

donde la interpretación de la reglamentación existente, y la consideración de los

multiobjetivos del Estado y los Operadores permitió crear una estrategia de explotación que

llevara a una situación ganar-ganar. Con ella el Estado se benefició significativamente, sin

incumplir ninguno de los objetivos descritos en la Sección 1. Todo esto, se logró estando

vigente una reglamentación aparentemente rígida e inflexible para la explotación de

yacimientos que contienen capas importantes de gas condensado o que son en su totalidad

yacimientos de gas condensado, sin zona de petróleo líquido. El caso se refiere a la

explotación de los yacimientos de gas-condensado de los Campos Mata y La Ceibita en el

Oriente de Venezuela.

La normativa oficial vigente entre 1960 y 1970, incluyendo el Reglamento a la Ley de

Hidrocarburos vigente en ese período, se refería específicamente a la obligatoriedad de

explotar los yacimientos individualmente y si contenían originalmente gases-condensados

sólo se permitía su explotación si eran sometidos a un proceso de reinyección del gas

producido de esos mismos yacimientos.

Se enfatiza que esa reglamentación (aún aplicable hoy en 2008 a pesar de las nuevas

Leyes de Hidrocarburos vigentes) parecía impedir la explotación racional de los Campos

Mata y La Ceibita, a menos que cada yacimiento no sólo se explotara por separado, sino

que además los que eran mayoría (conteniendo gas condensado) fueran sometidos cada

uno de ellos a reinyección de gas, luego de remover los líquidos producidos en separación

normal no-criogénica.

Por múltiples razones (operacionales y económicas) si se hubiera aplicado esa

reglamentación de una manera restrictiva e inflexible, sin considerar los objetivos del

Estado (Sección 1), Estado el cual generó esa misma Reglamentación, los grandes

yacimientos de gas-condensado de los Campos Mata y La Ceibita no se hubieran

Sección

2





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explotado. No se hubiesen construido tampoco las Plantas Compresoras de Mata y La

Ceibita ni las instalaciones de estabilización de condensado. El Estado no hubiese logrado

sus objetivos (Sección 1) a través de los Operadores de ese momento.

La solución que se estructuró en ese momento y para ese Proyecto (1960/1970) entre la

Inspección Técnica del Ministerio de Energía y Minas (MEM) y los Operadores siguió los

siguientes pasos:

Se realizó una revisión profunda de la distribución de los yacimientos en ambos

campos (Mata y La Ceibita) por horizonte (K, L, M, N, O, P). Esto cubrió no sólo la

parte geológica en lo referente a tamaño de cada yacimiento, y calidad de la roca,

sino también de los fluidos originales en sitio y su comportamiento PVT

pronosticado para el futuro

Por horizonte y sus respectivos yacimientos se hizo un análisis sistemático de cada

yacimiento, así como pronósticos de comportamiento ante distintas estrategias

posibles de explotación por agotamiento, mantenimiento total de presión, y

mantenimiento parcial de presión

Por horizonte y sus respectivos yacimientos se hizo una evaluación completa de los

requerimientos de pozos, capacidad de inyección, instalaciones de producción y

balances de fluidos, especialmente pronósticos de los gases producidos (volumen y

composición) así como de los volúmenes requeridos de gas seco para inyección

Se consideraron por horizonte los resultados en cada punto de atención: recobros

finales, tasas versus tiempo, requisitos de pozos y capacidad de compresión,

balances volumétricos del gas producido e inyectado a lo largo del tiempo e

indicadores económicos en cada caso.

Los resultados que hoy parecen obvios, en su momento resultaron sorprendentes, así:

La calidad de roca de los distintos horizontes (K hasta P) causaba que la respuesta

pronosticada a la inyección en algunos horizontes fuese muy favorable, y en otros

(los mas heterogéneos y de menor calidad de roca) fuera muy desfavorable

(menor recobro por falta de tamaño e irrupción prematura, ó falta de comunicación

lateral ó en general pobres parámetros petrofísicos).

Ante la merma volumétrica resultante de la producción de hidrocarburos livianos

condensados, los requisitos de gas de inyección para el área obligaban a traer gas

de otras áreas, si se imponía el requisito de mantenimiento total de presión en todos

los casos





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Se imponía el manejo segregado de los líquidos condensados y de los petróleos

producidos, los cuales aunque altamente volátiles eran líquidos a condiciones

iniciales de los yacimientos

La inyección en yacimientos pequeños y en horizontes de mucha menor calidad de

roca iba contra una buena parte de los objetivos del Estado identificados en la

Sección 1, en lo referente a recobros finales optimizados e indicadores económicos

favorables.

Ante este conjunto de hallazgos, los representantes del Estado (Inspección Técnica de

Hidrocarburos) y los Operadores, desarrollaron en conjunto una Estrategia Óptima de

Explotación que se resume a grandes rasgos así:

El Plan de Explotación a largo plazo para los dos (2) campos (Mata y La Ceibita) se

ejecutaría por horizontes separados: K, L, M, N, O, P.

En cada horizonte se acordaron los yacimientos con gas-condensado (capas o

totales) que por sus características, pronósticos de recobro e indicadores de

resultados económicos serían sometidos a mantenimiento de presión con

reinyección de gas, indicando inclusive en cada caso los niveles de mantenimiento

de presión (total o parcial) y los puntos de desinfle a largo plazo

Se designaron los Operadores de cada horizonte (ya que habían varios Operadores

en esos Campos con Operaciones Mancomunadas) y se acordó un sólo Plan de

Explotación

Se planificaron y construyeron las Plantas de Inyección de Gas (Mata y La Ceibita)

Se planificaron y construyeron las instalaciones de estabilización del condensado y

las de manejo de condensado separadas de las de crudo volátil

Se programó y ejecutó un Plan de Dedicación de Pozos, el cual fue optimizado en el

espacio geográfico (areal y vertical) y en el tiempo, para atender a futuro los

distintos horizontes (K a P) con la menor inversión en pozos por la optimización del

uso de cada pozo en el tiempo.

En resumen, la Reglamentación vigente (1960/1970) que aplicada restrictivamente al pie de

la letra, por yacimiento, hubiese impedido el desarrollo de dos (2) Campos generadores

de importantes recursos para el Estado, fue aplicada con criterios técnicos amplios, por

horizonte, para subsanar en este caso la explícita rigidez de la Reglamentación la cual, sin

la intención de las autoridades, hubiese impedido al Estado cumplir adecuadamente sus

objetivos (Sección 1).





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Con este antecedente histórico, se pretende documentar, utilizando un caso real muy

práctico, la conclusión que, ante cualquier situación compleja en lo referente a la

explotación racional y optimizada de yacimientos de hidrocarburos es posible y conveniente

reglamentar de manera objetiva y práctica dicha situación compleja, para generar así

una estrategia con resultados ganar-ganar.

Por analogía con este Antecedente Histórico (Caso Yacimientos de Gas Condensado –

Campos Mata y La Ceibita) se desarrollará en éste trabajo, un Esquema Mínimo de

Reglamentación para presentar y acometer Proyectos de Producción Conjunta en Pozos y

Acumulaciones.

La conveniencia de preparar este tipo de Reglamentación Sistemática de Situaciones

Complejas es obvia: A pesar de las nobles intenciones del Legislador, no todo queda claro

en la Ley. Los Reglamentos intentan aclarar esas incertidumbres. Sin embargo, el proceso

de reglamentación necesariamente tiene que ser dinámico y ajustable.

Lo que se persigue es que el Estado pueda lograr sus objetivos, en el área de explotación

de hidrocarburos, aun ante los escenarios mas complicados, cuando se generan

multiobjetivos relacionados que parecen ser excluyentes entre si, pero que no tienen por

que serlo si se analizan correctamente y se reglamenta con ponderación, respetando

siempre los lineamientos que imponen esos mismos objetivos del Estado.

Ese es el caso de la Producción Conjunta, la cual en principio no está permitida en la

actualidad.



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Definición del Problema

La Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente en Venezuela desde el 1 de Enero 2002

(Referencia 1) corresponde al Decreto 1510 del 2 de Noviembre 2001, y las modificaciones

al mismo ocurridas entre Enero 2002 y Agosto 2006 (Referencia 2) referidos todos como

“Ley de Reforma Parcial del Decreto 1510 con fuerza de Ley Orgánica de Hidrocarburos”,

todos requieren reglamentación.

Lo mismo ocurrió con las Leyes de Hidrocarburos vigentes en el pasado, las cuales

tuvieron su correspondiente reglamento funcional.

Ahora, se requiere una reglamentación extensa y detallada del Decreto 1510 y sus

subsiguientes modificaciones, debido a las nuevas condiciones que se fijan en todas las

disposiciones vigentes.

El proceso de Consulta Pública del Proyecto de Reglamento del Decreto con fuerza de Ley

Orgánica de Hidrocarburos correspondiente se inició en Octubre del 2005 (Referencia 3).

En Marzo del 2006, el Autor de este Trabajo fue invitado por la Consultoría Jurídica del

Ministerio de Energía y Petróleo (Referencia 4) a presentar sus ideas sobre cualquier tema,

que a su juicio debiera ser incluido en el referido Proyecto de Reglamento para la Ley

Orgánica de Hidrocarburos vigente.

Como el mecanismo de consulta utilizado, calificado como Taller Público, tuvo un tiempo

muy limitado de presentación por invitado (5 minutos) para tratar un tema tan complejo, el

Autor eligió como alternativa más efectiva hacer sus sugerencias por escrito.

Así, el Autor de éste trabajo propuso a la Consultoría Jurídica del Ministerio de Energía y

Petróleo la inclusión en el referido Reglamento de una mención del siguiente tenor: “El

Reglamento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos contempla como instrumento para

evaluación, un Esquema Mínimo para someter al Ministerio de Energía y Petróleo

(MEP) Proyectos de Producción Conjunta en Pozos o Acumulaciones”.

Sección

3





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El Autor también sugirió tratar en el Reglamento que se está preparando, la posibilidad de

producir “conjuntamente” dos o más yacimientos, como estrategia aceptable para pozos

específicos y/o yacimientos complejos, una vez que:

Se cumplieran para cada caso un conjunto de requisitos mínimos a ser claramente

establecidos

El Ministerio de Energía y Petróleo (MEP) autorizara expresamente esta Estrategia

de Explotación para dos (2) o mas yacimientos

Así, el problema a resolver en el presente trabajo se enuncia claramente como sigue:

Visto que la Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente y los demás Reglamentos aun

vigentes, exigen taxativamente la producción individual y separada de cada

acumulación o yacimiento

Visto que existen situaciones específicas de acumulaciones donde la aplicación sin

excepción de esta normativa va contra los objetivos e intereses del Estado

(Sección 1)

Se sugiere incluir en el Reglamento, ahora en discusión, esa posibilidad de

“producción conjunta”, luego de establecer claramente los trabajos y/o estudios,

además de los compromisos operacionales específicos del Operador, que permitan

a los representantes del Estado (MEP) evaluar caso por caso el “Proyecto de

Producción Conjunta de Pozos o Acumulaciones” que presente el Operador,

también caso por caso.

El presente trabajo analiza el problema y propone un Esquema Mínimo para someter al

MEP ese tipo de proyectos de “Plan de Explotación para Producción Conjunta”.

Para acometer en forma sistemática la solución propuesta para este problema o escenario,

es conveniente identificar las razones o motivaciones que llevaron en el pasado a la

prohibición de la producción conjunta como estrategia permitida de explotación para casos

específicos.

Las razones se dividen en dos grupos así:

1. Razones de Control y Manejo de Yacimientos

Se incluyen aspectos tales como control de los volúmenes producidos, presiones,

gravedades y avance de los fluidos por yacimiento hasta lograr el recobro final

anticipado, llegando inclusive a argüirse que con producción conjunta se podía

desmejorar el recobro final individual de cada yacimiento.





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2. Razones de Control Fiscal

Se incluye la necesidad de que las obligaciones fiscales de regalías e impuestos por

el valor de los hidrocarburos se liquiden de acuerdo a la gravedad API de los

líquidos que provienen de cada acumulación, aunque se estén produciendo como

parte de una corriente mezclada que proviene de dos (2) o más acumulaciones

distintas.

Queda entonces claro, para completar esta “Definición del Problema”, que cualquier

Esquema Mínimo de Evaluación propuesto del Escenario o Estrategia de Producción

Conjunta debe cubrir satisfactoriamente las expectativas del Ente Regulador (MEP) de

ambos grupos de parámetros: El Grupo 1 para Control y Manejo de Yacimientos y el Grupo

2 para Control Fiscal de los procesos de explotación de cada yacimiento o acumulación.



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Factores a incluir en la Proposición para

Producción Conjunta

En lo adelante, en este Trabajo de Incorporación se utiliza el término de Producción

Conjunta como sinónimo o equivalente de la producción mezclada de fluidos que provienen

de cuando menos dos (2) o más acumulaciones distintas, que se pueden considerar como

originalmente separadas.

Por la naturaleza misma del problema que se plantea, las Propuestas de Producción

Conjunta se deben limitar a yacimientos que no tengan planes de inyección de fluidos, y

que por tanto su producción dependa solamente del mejor uso de su energía natural y de

los mejores métodos de levantamiento a nivel de los pozos. Esto obedece a que los

Proyectos de Inyección de Fluidos tienen su propia normativa de aprobación, ejecución y

control, y por tanto no deben involucrarse en Proyectos de Producción Conjunta.

Se sugiere que la “Proposición para Someter al Ministerio de Energía y Petróleo (MEP)

Proyectos de Producción Conjunta en Pozos o Acumulaciones” incluya cuando menos los

siguientes siete (7) renglones o Áreas de Atención:

1. Definición del número y detalles de las acumulaciones asociadas a la propuesta

2. Evaluación detallada de las opciones disponibles para ejecutar la explotación

3. Análisis de los factores críticos de la Explotación Propuesta

4. Instrumentación para capturar data, verificación de factores críticos y Programa de

Monitoreo del Proceso de Explotación propuesto

5. Análisis Económico de Opciones de explotación

6. Recomendaciones del Operador, autor de la Propuesta de Explotación

7. Condiciones a las que se someterá el Operador y que están vinculadas a la

Aprobación ó Aprobación Condicionada.

Sección

4





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A continuación se describen en detalle estas siete (7) Áreas de Atención o Segmentos que

debería cubrir la Propuesta para la cual se solicita aprobación:

1. Definición del número y detalles de las acumulaciones asociadas a la

propuesta

En esta sección se deben incluir la identificación y detalles (geométricos, de las

rocas y de los fluidos) de todas las arenas atravesadas por los pozos objeto del

proyecto, identificando las razones de compatibilidad de características que apoyan

la explotación conjunta o mezclada.

Además, se cuantificarán en detalle las expectativas de las reservas a ser

recuperadas de cada acumulación y que se califican como reservas

económicamente producibles.

2. Evaluación detallada de las Opciones disponibles para ejecutar la explotación

En esta sección de la propuesta se deberán identificar los tipos de pozos y tipo de

completación que se planifica utilizar, bien sea como métodos tradicionales,

novedosos o combinaciones.

Así, se identificará claramente si se utilizarán completaciones sencillas selectivas

con múltiples zonas que, aunque se fluyan conjuntamente, estén mecánicamente

aisladas con camisas y empacaduras.

Además, se describirá en detalle la utilización de los pozos ya completados, a fin de

reducir en lo posible los costos de producción.

Se deberán incluir los requerimientos de perforación adicional de pozos verticales

y/o de pozos de alto ángulo.

Adicionalmente, se deberá indicar el uso o no de pozos “novedosos”, como por

ejemplo pozos “monobore” para simplificar las operaciones futuras.

3. Análisis de Factores Críticos de la Explotación Propuesta

En esta sección de la Propuesta se propone discutir en profundidad y objetivamente

tanto los factores negativos como los factores positivos específicos,

correspondientes al caso que se propone para producción conjunta.

A manera de ejemplo, se consideran como factores negativos la producción de

agua, la frecuencia de arenamiento de pozos, la presencia de contaminantes como





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CO2 y H2S, así como la existencia de taponamiento por parafinas y formación de

escamas.

Algunos factores que hacen más atractivo acometer la producción conjunta serían

por ejemplo cuando ya hay pozos que están completados selectivamente en varias

arenas, las cuales muestran históricamente una declinación similar de presiones.

Además, deben considerarse como factores favorables o positivos el que la

Propuesta reactive el mayor número posible de pozos inactivos.

En el proceso de análisis de los fluidos a ser producidos conjuntamente, si hay un

origen común de esos hidrocarburos, se favorece su compatibilidad como elemento

positivo.

Finalmente, la disminución de los costos de operación al reducir el número de

reacondicionamientos y reparaciones, así como la disminución del número de pozos

requeridos, se constituyen en elementos positivos de la propuesta.

4. Instrumentación para Capturar Data, verificación de Factores Críticos y

Programa de Monitoreo

Está claro que para cumplir con las condiciones del MEP en lo que se refiere a

control de yacimientos (Grupo 1) y Control Fiscal (Grupo 2) los pozos tienen que

estar equipados adecuadamente para permitir un control efectivo de la

transmisibilidad (Koh) y de la movilidad (Ko/μo) a medida que avanza la explotación.

El Programa Previo de Evaluación y el Programa Continuo de Monitoreo deben

evaluar, en las arenas individuales, la compatibilidad de los fluidos.

Además, el equipo a instalarse y su programa de uso deben permitir evaluar las

presiones estáticas y fluyentes antes y después de la producción conjunta.

La toma sistemática de presiones estáticas y fluyentes bajo producción mezclada se

utilizará para el monitoreo del índice de producción (IP) “compuesto”

correspondiente al sistema o paquete del que proviene la producción conjunta.

El uso rutinario de perfiles de producción (PLT) permitirá la distribución continua en

la contabilidad de la producción por arena.





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5. Análisis Económico de Opciones

Está claro que si los yacimientos y los pozos existentes involucrados o asociados a

la Propuesta de Producción Conjunta están activos individualmente, el Caso Base

Económico lo representa el escenario de “continuar todo como está”.

La primera variante de evaluación debe ser un Caso Base con Producción Conjunta,

y luego las opciones con reactivación de pozos por reparaciones y

reacondicionamientos para evaluar finalmente el mismo escenario anterior pero con

perforación adicional.

Así, los indicadores económicos de las cuatro (4) opciones- Producción Separada,

Producción Conjunta Base, Producción Conjunta con RA/RC y Producción Conjunta

con Perforación Adicional, permitirán concluir sobre el atractivo económico de las

distintas opciones.

6. Recomendaciones del Operador autor de la Propuesta de Explotación

A todo evento, la Propuesta debe incluir las recomendaciones sustentadas del

Operador. Generalmente se incluirán los siguientes puntos:

Pruebas limitadas antes de masificar la producción

Opciones de inclusión prioritaria de yacimientos inactivos

Programación en el tiempo del Proyecto Piloto y su posible masificación, luego

de la evaluación de resultados.

7. Condiciones para Aprobación

Tanto la Propuesta que hace el Operador al Ente Regulador (MEP) como la

Aprobación o Aprobación Condicionada de este último, incluirán como condiciones

claras e inequívocas, cuando menos los siguientes compromisos a cumplirse a

todo evento por parte del Operador:

Programa de chequeo o verificación del equipo de instrumentación para captura

de datos

Programa de monitoreo del avance del Proyecto tanto en la Etapa de Proyecto

Piloto como en la Etapa de Expansión Masiva

Programa de Seguimiento de Avance del Proyecto, en lo referente a Indicadores

Económicos en todas sus etapas.



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Detalles por Segmento de la Propuesta

A fin de que no haya dudas por parte ni de los Operadores ni de los representantes del

Ente Regulador en el proceso de evaluación eficaz y oportuna de cada Propuesta, el Autor

sugiere que cada uno de los siete (7) segmentos de la Propuesta incluya los siguientes

aspectos:

1. Acumulaciones Asociadas a la Propuesta

Se deben jerarquizar por reservas remanentes todos los yacimientos que están en el área

del proyecto, asociados y no-asociados al mismo. Además, se deben seleccionar los

pozos candidatos a producción conjunta, por lo menos para la Etapa Piloto.

Se persigue identificar claramente, en los pozos del proyecto, su relación con los

yacimientos del área que sean o no objeto de producción conjunta.

2. Evaluación de Opciones de Explotación

Aunque el objetivo de este segmento se ha identificado antes en la Sección 4, aquí se

proponen los siguientes contenidos detallados:

Definición y recomendación, con base a análisis económicos, del tipo de explotación

(tipo de pozo y tipo de completación) mas conveniente tanto para la vida de los

yacimientos como para la vida del proyecto

Para el caso de pozos que están completados en los yacimientos de interés

(aunque sin producción conjunta) su selección para dedicación a producción

conjunta debe incluir un análisis económico de esa decisión en base a la

“productividad combinada”, probando cada arena por separado, con indicaciones de

presión y selección de arenas con presiones similares, y presentando los análisis

necesarios de propiedades de roca y de fluidos

Sección

5





21

Para el caso de pozos nuevos a ser dedicados a producción conjunta como parte

del proyecto, se deberá probar cada arena por separado y elegir aquellas que por

razones de presión y naturaleza de fluidos presenten la mayor similitud y/o

compatibilidad

Si los pozos presentan arenas de poco espesor, pero con suficiente extensión areal,

se evaluará la factibilidad de explotación conjunta con pozos altamente inclinados,

con la intención de lograr atravesar mayores secciones productoras.

3. Factores Críticos de la Explotación Propuesta

En la Sección 4 se identifican el tipo de factores positivos y negativos que se deben tratar.

Aquí se sugiere, específicamente, hacer especial énfasis en los siguientes detalles:

Cercanía de los contactos de fluidos

Tipos de arenas que se van a drenar (tipo de matriz y su origen)

Es necesario anticipar la posible irrupción temprana de fluidos no deseados (agua o

gas) en alguna de las arenas del grupo productor, y la estrategia que se seguirá

para no afectar las reservas de esa arena y de las otras arenas del grupo productor

Ante el uso de algunos pozos con larga historia previa y con tubulares que no estén

en buen estado, se deberá prever su perdida prematura y la sustitución de esos

pozos en caso de que ello ocurriere.

4. Instrumentación y Programa de Monitoreo

De la Sección 4 se hace obvio que la instrumentación y el Programa de Monitoreo son dos

elementos absolutamente indispensables tanto para el Control de Yacimientos

(Grupo 1) como para el Control Fiscal (Grupo 2).

El Programa de Monitoreo debe especificar claramente la frecuencia de mediciones de

abatimiento y restauración de presión, con miras a lograr ambas condiciones de control de

la producción de los yacimientos, lo que a su vez permitirá el control fiscal.

Además, se debe establecer la frecuencia de corrida de perfiles de producción (PLT).

Finalmente, en aquellos casos en que haya duda sobre las características a largo plazo de

los fluidos de yacimientos que se van a producir mezclados, el Operador debe indicar si las

propiedades PVT se obtendrán utilizando propiedades sintéticas estimadas de muestras de

superficie o si se tiene programada la toma de alguna muestra de fondo y la realización de

ensayos de laboratorio.





22

5. Análisis Económico de Opciones

En la Sección 4 se han definido los cuatro (4) casos o escenarios que debería incluir la

Propuesta de Producción Conjunta, para los proyectos más amplios que incluyan pozos ya

productores, reparaciones y reacondicionamientos (RA/RC) de pozos existentes y pozos

nuevos.

Aquí, se desea hacer énfasis en el grado de detalle necesario en la presentación de los

costos operativos y las reservas económicamente recuperables en cada uno de los casos

indicados.

Además, se deben presentar los estimados del retorno de la inversión y su variación a

medida que avanza el proyecto.

Ambos grupos de información permitirán al Operador y al Ente Regulador discernir aquellos

casos en los cuales la mejoría de los indicadores económicos sea resultado de aceleración

de la extracción de reservas producibles, de aquellos casos en los cuales las reservas en

libros serán económicamente improducibles a menos que se integren al Proyecto de

Producción Conjunta. Esta discriminación es muy importante para ambas partes (Operador

y Ente Regulador) ya que el Proyecto bien puede permitir pasar a reservas producibles

volúmenes que aunque estén identificados como reservas probadas son realmente

improducibles, a menos que se integren a Paquetes de Producción Conjunta.

6. Recomendaciones del Operador

En el proceso de aprobación de la Propuesta de Producción Conjunta, es muy importante

que el Ente Regulador (MEP en nuestro caso) reciba del Operador todas las

recomendaciones y/u opiniones sobre el mismo, ya que ello simplificará y acelerará la

decisión, además de confirmar que se está ante una situación ganar-ganar.

Es el Operador quien generalmente incluirá los siguientes elementos:

Diseño y descripción de una Prueba Piloto de Producción Conjunta

Identificación de la porción o extensión del campo respectivo en que se podría

aplicar la Extensión o Masificación del Proyecto, una vez completado

satisfactoriamente el Proyecto Piloto

Compromiso del Operador de preparar Informes Detallados del Procedimiento

seguido y resultados en las dos etapas: Proyecto Piloto y Extensión

Evaluación de posibilidades de aplicación de la experiencia en otros campos

cercanos o similares.





23

7. Aprobación del Proyecto y Condiciones

En la Sección 4 se han indicado las condiciones de estricto cumplimiento por el Operador.

Estas Condiciones seguramente se incluirán en la Aprobación del Proyecto por parte del

Ente Regulador (MEP en nuestro caso).

Aquí lo importante a resaltar es que el Proyecto de Producción Conjunta tiene que estar

planteado en una modalidad ganar-ganar.

Por eso el título de este Trabajo plantea la disyuntiva de “El Operador contra el Estado o el

Operador junto al Estado”, siendo la última visión moderna la que aplica en estos tiempos.

Bajo la actitud “El Operador contra el Estado”, la Producción Conjunta se consideraba

simplemente como una pérdida de Control de los Yacimientos y del Control Fiscal. Con un

enfoque moderno, altamente instrumentado, estos temores son infundados y serían

contrarios a la filosofía del Operador Moderno y de un Estado eficiente.



24

Pruebas del Procedimiento Propuesto

Con la cooperación de siete (7) Unidades Operacionales pertenecientes a cinco (5)

Operadores distintos y participación directa de representantes del Ente Regulador, se

probó exhaustivamente en ocho (8) oportunidades el Esquema Sistemático para

Preparación y Evaluación de Proyectos de Producción Conjunta.

Las ocho (8) pruebas del procedimiento se presentan en resumen a continuación,

identificadas de 1 a 8 respectivamente.

Para cada Proyecto se resumen en cada caso los siete (7) segmentos de la Propuesta,

descritos en detalle en las Secciones 4 y 5 de este trabajo y que sólo se enumeran aquí

para fines de identificación:

1. Acumulación

2. Opciones de Explotación

3. Factores Críticos

4. Instrumentación y Monitoreo

5. Análisis Técnico-Económico de Opciones


7. Aprobación-Condiciones

Sección

6





25

Propuesta 1 - Campo Activo del que producen seis (6) lentes

1. Acumulaciones – seis (6) lentes con áreas de coalescencia. Análisis geológico de

continuidad con verificación por presiones.

2. Opciones de Explotación – pasar de completación sencilla selectiva a las

modalidades de completación selectiva en conjunto y completación en conjunto sin

selectividad.

3. Factores Críticos – altos volúmenes de agua, partículas finas, bombeo

electrosumergible y control de corrosión.

4. Instrumentación y Monitoreo – análisis de muestras, revisión histórica de

arenamiento y corrosión, equipo y programa de presiones estáticas y fluyentes,

perfiles de producción (PLT) y programa de pruebas.

5. Análisis Técnico-Económico de Opciones – se compararon las opciones de

producción sencilla versus producción conjunta. Se incluyeron los indicadores

económicos respectivos.

6. Recomendaciones del Operador – acometer Proyectos Piloto a muy corto plazo,

con Cronograma de Ejecución para validar pronósticos con resultados de campo y

proceder a la masificación.

7. Aprobación-Condiciones – cumplimiento en el Proyecto Piloto de todos los

programas de monitoreo que se han indicado.

Sometimiento para aprobación del Informe Final del Proyecto Piloto antes de proceder

con la masificación.

Propuesta 2 - Dos campos contiguos con diez (10) pozos disponibles para

Producción Conjunta

1. Acumulaciones – dos campos contiguos, con cinco (5) pozos disponibles por

campo, cada pozo atraviesa tres (3) yacimientos pequeños nunca producidos.

2. Opciones de Explotación – los pozos disponibles atraviesan los pequeños

yacimientos mas no están completados en ellos. Se propone completarlos

selectivamente para abrir los yacimientos a producción conjunta.

3. Factores Críticos – se evaluará la posibilidad de que haya flujo cruzado y se harán

pruebas de compatibilidad de los fluidos. Adicionalmente, se evaluará el agua

producida y se tomarán previsiones para manejarla.





26

4. Instrumentación y Monitoreo – se ha preparado un programa de toma continua de

muestras y pruebas de producción. Además, se tomarán registros periódicos de

presión fluyente y estática. Finalmente, se propone un programa de seguimiento de

las pruebas de producción, avance de frentes y saturaciones.

5. Análisis Técnico-Económico de Opciones – se comparan desde el punto de vista

técnico las opciones de producción sencilla versus producción conjunta. Se

incluyeron los indicadores económicos respectivos.

6. Recomendaciones del Operador – el Operador recomienda (además de

recompletar los pozos verticales disponibles) perforar dos (2) pozos nuevos de alto

ángulo para evaluar la producción de paquetes de arenas prospectivas.

7. Aprobación-Condiciones – los primeros dos (2) pozos recompletados y el primer

pozo nuevo conforman un Proyecto Piloto y allí se probarán y evaluarán los

programas de monitoreo que se han presentado.

El Informe Final del Proyecto Piloto se someterá para aprobación antes de proceder

con los trabajos en el resto de los pozos.

Propuesta 3 - Campo con muy baja producción y pequeños yacimientos (80) con

POES individual muy bajo, inferior a 5 MMBNP por yacimiento

1. Acumulaciones – se tienen más de 80 yacimientos, muy pequeños, con POES

individuales por debajo de 5 MMBNP, lo que obliga a producir “por paquetes” (léase

producción conjunta) debido a la baja productividad de las arenas individuales que

no permiten hacer su producción individual económicamente aceptable.

2. Opciones de Explotación – hay pozos convencionales, verticales, en los que se

plantea el cañoneo de arenas para producción conjunta, empaque con grava y

bombeo mecánico. Además, se plantean tres opciones adicionales:

Hacer desvíos (ventana) y completar paquetes en conjunto

Completar en conjunto paquetes múltiples, con selectividad, empaque con

grava y bombas de cavidad progresiva (BCP)

Completar algunos pozos altamente inclinados

3. Factores Críticos – en lo positivo, los distintos fluidos son compatibles, los tamaños

de los yacimientos hacen compatible la declinación prevista de producción y hay

algunas pruebas de productividad conjunta de paquetes.





27

Como factores negativos ha habido arenamiento, se anticipa producción de agua y

por su edad los pozos ya existentes tienen en muchos casos estados mecánicos

cuestionables.

4. Instrumentación y Monitoreo – además de las restauraciones de presión para

control de agotamiento, se programan análisis granulométricos para planificar mejor

los empaques con grava, perfiles de saturación en hoyo entubado, pruebas tipo

RFT. Además, se programaron perfiles de producción (PLT).

5. Análisis Técnico-Económico de Opciones – los análisis realizados indican que la

producción conjunta permite rebasar el umbral económico, a diferencia de las

completaciones sencillas las cuales no lo logran.

6. Recomendaciones del Operador – el Operador recomienda que este Proyecto de

Producción Conjunta se utilice como proyecto bandera de entrenamiento de

estudiantes Universitarios del área de geociencias.

7. Aprobación-Condiciones – se sugiere condicionar la aprobación por el Ente

Regulador al cumplimiento de las Pruebas Piloto propuestas, así como a la

presentación oportuna y evaluación de los Informes Finales de esas Pruebas Piloto.

Propuesta 4 - Operación Masiva de múltiples campos con paquetes de dos (2) y

hasta ocho (8) arenas

A diferencia del Proyecto anterior (Propuesta 3) este propone desde el inicio un Plan

Masivo de aplicación en hasta 2600 pequeñas acumulaciones (POES individual inferior a

5 MMBNP) y en paquetes que llegan hasta ocho (8) pequeñas arenas (diferencia con caso

anterior).

1. Acumulaciones – se han identificado y cartografiado 2600 pequeñas

acumulaciones, usando perfilaje en pozos que tuvieron otras arenas como objetivo.

2. Opciones de Explotación – se ha descartado la producción individual por lente, y

se propone como única opción válida la producción en conjunto.

3. Factores Críticos – se ha concluido que el estado mecánico de los pozos es el

factor crítico negativo más importante que debe ser atendido.

Adicionalmente, debido a que la completación conjunta incluiría hasta (8) arenas de

poco espesor, el levantamiento artificial y el monitoreo de los aportes de flujo

requirieron especial atención.





28

4. Instrumentación y Monitoreo – el Proyecto de Producción incluye la

instrumentación necesaria para cumplir el Programa de Monitoreo de presiones

estáticas y de restauración, el programa de mediciones de flujo (PLT) y las pruebas

sistemáticas de producción.

5. Análisis Técnico-Económico – los indicadores económicos permiten concluir que

el número de arenas a incluirse en el paquete productor de cada pozo varía,

dependiendo de su espesor combinado, lo cual fija la tasa mínima permisible. Por

ello, los pozos se agrupan de acuerdo al número de arenas y configuración final de

los paquetes elegidos.

6. Recomendaciones del Operador – el Operador recomienda que se apruebe el

Plan de Explotación por Campo, y que la aprobación para masificar se haga desde

el inicio, a fin de optimizar las inversiones en infraestructura y levantamiento

artificial.

7. Aprobación-Condiciones – en vista que el Operador no propone formalmente un

Proyecto Piloto, sino que solicita autorización para masificar desde el inicio, es

prudente condicionar la aprobación a que se cumpla con entregar Informes

Periódicos de Resultados que permitan evaluar progresivamente los resultados de

la estrategia de producción a medida que avanza el Proyecto de Producción

Conjunta.

Propuesta 5 - Pruebas de Producción Conjunta en un solo pozo que atraviesa tres

(3) yacimientos con historia previa de dos (2) años

En este caso, el Operador propone realizar un Proyecto de Evaluación de producción

conjunta de tres (3) yacimientos, a ser realizada en un (1) solo pozo

1. Acumulaciones – se tienen bien definidos tres yacimientos contiguos en la sección

vertical, los cuales tienen el mismo origen sedimentario así como una misma edad

geológica. Para los tres (3) yacimientos se tiene una historia de producción que

excede dos (2) años

2. Opciones de Explotación – las opciones son la estrategia actual de explotación

individual por arena/yacimiento versus una nueva manera de completar y producir:

triple-selectiva-abierta

3. Factores Críticos – el Operador indica la posible presencia de asfaltenos, lo cual

requerirá cautela en la operación futura de las mangas (apertura/cierre) en el caso

que hubiese que controlar la producción de agua en la corriente combinada.





29

Además, se hará un seguimiento muy estricto de la producción de partículas finas

así como de los problemas mecánicos a nivel de pozo.

4. Instrumentación y Monitoreo – el Operador incluye un Plan de Monitoreo que

contempla captura de datos de presión, flujo, precipitación de asfaltenos y en

general compatibilidad de fluidos

5. Análisis Técnico-Económico de Opciones – se presentaron análisis para tres (3)

opciones:

Producción secuencial de cada una de las tres (3) arenas

Producción secuencial de una (1) y dos (2) arenas

Producción conjunta de tres (3) arenas

La producción conjunta resulta, en este caso, como la opción más atractiva técnica

(mayor recobro final) y económicamente.

6. Recomendaciones del Operador – el Operador recomienda que una vez que se

tengan los resultados de la producción conjunta en el pozo de prueba, se considere

la posibilidad de integrar formalmente los tres (3) yacimientos, para así mejorar en

conjunto el recobro final de los tres (3) yacimientos, así como los indicadores

económicos de la operación consolidada

7. Aprobación-Condiciones – en este caso específico (un solo pozo) la aprobación

para proceder a la segunda etapa (masificación del procedimiento e integración de

los tres (3) yacimientos) debe ir precedida por una evaluación por parte del Ente

Regulador del Informe de Resultados del comportamiento en el primer pozo que se

autorice.

Propuesta 6 - Producción Conjunta de tres (3) yacimientos conectados

hidráulicamente

1. Acumulaciones – se ha confirmado que se tienen tres (3) yacimientos o

acumulaciones conectadas hidráulicamente

2. Opciones de Explotación – el Operador produce con completaciones sencillas a

tasas bajas, y hay dificultades en el levantamiento artificial por baja productividad.

La otra opción, producción conjunta y bombeo mecánico, más que duplica la tasa y

se justifica a todo evento ante la conexión hidráulica de las acumulaciones que

comparten un acuífero común





30

3. Factores Críticos – el Operador resalta como el factor más crítico que requiere

atención, el manejo bajo condiciones de producción conjunta de la irrupción

prematura de agua en uno de los lentes

4. Instrumentación y Monitoreo – el Programa de Monitoreo que indica el Operador

es el usual de restauración de presiones, análisis de crudo y monitoreo con análisis

físico-químicos de las muestras

5. Análisis Técnico-Económico de Opciones – el Operador hace mayor énfasis en

la mejoría de los indicadores económicos, atribuible al incremento de tasa.

Adicionalmente, el análisis técnico indica que no hay un incremento ni reducción en

el recobro final anticipado de las acumulaciones individuales. Lo que si hay es un

mejor aprovechamiento de las inversiones, lo cual se refleja en los indicadores

económicos.

6. Recomendaciones del Operador – el Operador plantea extensas pruebas de

compatibilidad de los hidrocarburos producidos, especialmente cuando se produzca

adicionalmente agua de irrupción

7. Aprobación-Condiciones – visto que los yacimientos se comunican desde el punto

de vista hidráulico, el Ente Operador puede y debe atender la eventual solicitud de

integración formal de las tres (3) acumulaciones. A nivel de la Solicitud de

Producción Conjunta, la aprobación respectiva debe estar condicionada al

seguimiento estricto del avance del agua por lámina productora.

Propuesta 7 - Producción Conjunta de yacimientos independientes declarados

cerrados por baja rentabilidad – Reservas no-producibles

económicamente

Este Operador tiene un caso muy común, ya que hay en sus libros siete (7) yacimientos

con reservas no-producibles por razones económicas.

1. Acumulaciones – aunque el Operador tiene reservas en libros en esos siete (7)

yacimientos, ni las produce actualmente ni tiene planes para producirlas debido a

razones económicas. Así, aunque sólo se presentan razones económicas, las

reservas reportadas son improducibles

Por lo tanto, el pase de esas reservas a la clasificación de producibles depende de

acciones tales como recibir aprobación para ejecutar el proyecto de Producción

Conjunta.





31

2. Opciones de Explotación – el Operador evaluó la posibilidad de explotar los siete

(7) pequeños yacimientos en dos grupos: uno de cuatro (4) yacimientos y otro de

tres (3) yacimientos, mediante la perforación de dos (2) pozos nuevos, uno para

cada grupo. Se evaluaron dos opciones posibles: completación sencilla selectiva

secuencial y completación conjunta.

La tasa a obtenerse en la opción secuencial resultó por debajo de los niveles

aceptables para rebasar el umbral mínimo fijado.

3. Factores Críticos – el Operador indica como los dos factores más críticos uno

técnico y otro económico. El técnico se refiere a las complicaciones mecánicas para

probar por separado las arenas luego de la completación original y el económico se

refiere a tratar de lograr la tasa deseada sin utilizar levantamiento artificial

4. Instrumentación y Monitoreo – el Operador propone pruebas iniciales separadas

para determinar productividad individual y luego combinada.

El resto del Programa de Monitoreo es esencialmente común en lo que se refiere a

compatibilidad de fluidos, presiones y perfiles de producción (PLT).

5. Análisis Técnico-Económico de Opciones – el Operador indica que los

indicadores económicos son tan marginales que aun el caso de producción conjunta

pudiese requerirse un pequeño ajuste de regalías. Esto último no es aconsejable,

en este caso, salvo a nivel de la Prueba Piloto.

6. Recomendaciones del Operador – el Operador hace mucho énfasis en proceder

con urgencia a las pruebas de compatibilidad de los fluidos.

Además, solicitaría al Ente Regulador, que con los resultados de la Prueba Piloto

considere la autorización para integrar estos yacimientos con producción conjunta

como una sola Unidad de Producción.

7. Aprobación-Condiciones – en este caso específico, la aprobación se debería

condicionar a la verificación del programa de evaluación de compatibilidad y al

seguimiento del Programa de Monitoreo.

Propuesta 8 - Yacimiento Multilentes con espesor individual reducido, arena no

consolidada y gran extensión, con POES alto para la acumulación

total (por encima de 1000 MMBNP) de crudo pesado

Lo que hace este proyecto diferente es que se afecta un yacimiento que aunque

conformado por múltiples lentes delgados en la sección vertical, afecta un POES muy

grande (mas de 1000 MMBNP). Además, en el yacimiento/acumulación ya hay pozos

verticales y horizontales, así como un Proyecto Piloto de Inyección de Vapor.





32

1. Acumulaciones – una sola acumulación de gran tamaño (1000 MMBNP)

multilenticular de arenas no consolidadas de poco espesor, donde se ha completado

utilizando empaques de grava

2. Opciones de Explotación – el Operador evaluó varias opciones: continuar la

explotación con pozos verticales e inyección de vapor, y las opciones de producción

en conjunto en pozos verticales, pozos inclinados y utilizar pozos multilaterales.

Se agruparon las distintas opciones en tres conjuntos:

Con perforación convencional y producción en frío

Con inyección de vapor

Con perforación multilateral

3. Factores Críticos – el Operador indica que los factores negativos que mas inciden

sobre el Plan de Explotación actual son los problemas de arenamiento (típicos en

arenas dezlenables) y el hecho que la completación actual con levantamiento

artificial entorpece la distribución de producción vía PLT, lo que obliga a re-

instrumentar los pozos existentes al ser utilizados en un Proyecto de Producción

Conjunta

4. Instrumentación y Monitoreo – el Operador propone un plan de toma de registros

periódicos de presión utilizando niveles de líquido y ultrasonido en algunos casos en

que así lo impone la completación y el equipo de levantamiento. Además, se

presenta un programa de completación y/o recompletación con fibra óptica y

sensores de fondo.

El Programa de Mediciones incluye toma de núcleos especiales, registros sísmicos,

análisis geoquímicos y toma de muestras de fluidos para análisis PVT.

5. Análisis Técnico-Económico de Opciones – como se indicó antes, para el

análisis técnico-económico el Operador organizó las opciones en tres grupos:

Perforación convencional

Inyección de Vapor

Perforación multilateral





33

6. Recomendaciones del Operador – ante la baja productividad de la completación

sencilla vertical, y la necesidad de obtener mayor volumen del POES para

materializar las reservas previstas, el Operador indica la necesidad de evaluar otros

tipos de completación que necesariamente lo llevarían a que la producción sea

conjunta (multilentes) y así lo solicita para aprobación.

7. Aprobación-Condiciones – debido a la notable falta de información en este caso

específico, la aprobación de la producción conjunta deberá condicionarse a que se

cumpla y reporte progresivamente el Programa de Mediciones propuesto.

Además, se reporta que hay en progreso dos estudios de yacimientos (Modelo Estático

y Modelo Dinámico) cuyo compromiso de entrega formal debería incluirse en la

Aprobación Condicionada del Proyecto de Producción Conjunta.

Así, en esta Sección 6 se han presentado en forma resumida ocho (8) pruebas de uso o

aplicación del Proceso Sistemático propuesto para evaluación de Programas de Producción

Conjunta sobre casos reales en campos reales.



34

Resumen de Resultados

El trabajo realizado, cuyos detalles se presentan en las secciones anteriores, confirma que

se ha definido con claridad el problema que plantea evaluar sistemáticamente una

Proposición para Producción Conjunta.

Este problema complejo se analizó en profundidad. Se desarrolló y se propone un

Esquema Mínimo para someter al MEP propuestas específicas de “Plan de Explotación

Conjunta”.

En el desarrollo de ese Esquema Mínimo se incluyeron todos aquellos aspectos que

permiten cumplir con las obligaciones del Operador y del Ente Regulador en cuanto al

Control y Manejo de Yacimientos y también de aquellas obligaciones de ambos en lo

referente al Control Fiscal de la explotación.

Se desarrolló un Modelo de Solicitud que incluye siete (7) segmentos cuya información y/o

resultados permite garantizar ambos tipos de control: Control de Yacimientos y Control

Fiscal.

El Modelo de Solicitud cubre las necesidades de información para evaluación por parte del

Operador y del Ente Regulador (MEP en nuestro caso).

La prueba, por aplicación práctica sobre campos reales, del Modelo de Solicitud en ocho (8)

Propuestas Concretas para Producción Conjunta que se resumen en la Sección 6, confirma

que el Modelo de Solicitud que se ha desarrollado cumple con su objetivo. Esto fue

verificado en su oportunidad por los representantes de ambas partes: Operadores y Ente

Regulador.

Además de cubrir los requerimientos formales de información y resultados por ambas

partes, su estructura lógica constituye básicamente un flujo organizado de tareas en su

preparación.

Sección

7





35

Los siete (7) segmentos que se propone incluir en cada Propuesta se han identificado así:

1. Acumulaciones

2. Opciones de Explotación

3. Factores Críticos

4. Instrumentación y Monitoreo

5. Análisis Técnico-Económico de Opciones


7. Aprobación-Condiciones

Es así como los resultados de la prueba o aplicación satisfactoria del Modelo de Solicitud

que se ha realizado confirman, en principio, su bondad.

Por lo tanto, es conveniente y así se recomienda, hacer entrega de este trabajo a las

autoridades del sector (esencialmente el Ministerio de Energía y Petróleo-MEP) con la

recomendación de que el Ente Regulador estudie y acoja el Modelo de Solicitud de

Esquema Mínimo para someter Propuestas para Planes de Explotación Conjunta. Esto

debe permitir la evaluación previa, así como, la eficiencia y celeridad en la Aprobación

correspondiente.



36

Conclusiones

En base al trabajo realizado que aquí se ha presentado se ofrecen las siguientes

Conclusiones:

1. En Venezuela hay antecedentes de la resolución y reglamentación de situaciones

de explotación de hidrocarburos, complejas y multivariables, en las cuales el logro

de algunos objetivos puede contradecir otros, por lo que se requiere una

reglamentación clara y práctica.

2. La posibilidad de producir conjuntamente varias acumulaciones o yacimientos es

una mas de esas situaciones complejas (de yacimientos y por las implicaciones

fiscales) que amerita resolución y reglamentación.

3. En este trabajo se presentan los resultados del desarrollo de un Esquema Mínimo

de Reglamentación para Presentar y Acometer Proyectos de Producción Conjunta

en Pozos o Acumulaciones.

4. El referido Esquema Mínimo incluye siete (7) segmentos o secciones que se

enumeran a continuación:

Definición de Acumulaciones

Opciones de Explotación

Factores Críticos

Instrumentación y Monitoreo

Análisis Técnico-Económico de Opciones

Recomendaciones del Operador

Aprobación-Condiciones

Sección

8





37

5. En el Desarrollo de este Proyecto, se recabaron, analizaron y resumieron los

aspectos críticos subyacentes de Control de Yacimientos y Control Fiscal que deben

dominar la aprobación por parte del Ente Regulador de las propuestas que hagan

los Operadores

6. Una vez presentados esos aspectos, en su oportunidad, a un conjunto

representativo de representantes de Operadores y a un conjunto de funcionarios

técnicos del Ente Regulador, se logró confirmar su utilidad. Por ello, se desarrolló un

flujograma típico de preparación de las Propuestas Típicas, para su posterior

evaluación

7. Se probó con éxito el Esquema Mínimo Propuesto, utilizando ocho (8) casos

concretos y en este trabajo se resumen esas propuestas

8. Finalmente, se concluye que el Esquema Mínimo propuesto es adecuado y práctico

como Guía de Contenido para que los Operadores presenten formalmente al Ente

Regulador sus respectivas Propuestas para Acometer Proyectos de Producción

Conjunta

9. Queda claro que la Producción Conjunta es, para casos específicos, un esquema

válido de explotación en el cual el Operador trabaja junto al Estado para lograr los

objetivos del Estado y no debe representar una situación donde el Operador tenga

objetivos distintos a los del Estado en lo referente a la explotación racional de los

recursos de hidrocarburos.



38

Recomendaciones

En base al trabajo realizado y las Conclusiones del mismo que se han presentado en la

Sección 8, se ofrecen las siguientes Recomendaciones:

1. Se propone y recomienda que los representantes del Ente Regulador evalúen y

acojan el Esquema Mínimo Propuesto en este trabajo

2. Se recomienda que el Procedimiento y Esquema Mínimo Propuesto formen parte de

la Reglamentación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente, la cual está en

proceso de desarrollo.

3. Se recomienda enfáticamente lograr entre los Operadores y el Ente Regulador el

entendimiento claro, de que: Una vez cumplidos los extremos y requisitos de

Control de Yacimientos y Control Fiscal para casos específicos, la Estrategia de

Explotación por Producción Conjunta de mas de un yacimiento no es una situación

que coloca al Operador frente o contra el Estado. Por el contrario, si el Plan de

Producción Conjunta se ha desarrollado y evaluado de acuerdo al Esquema Mínimo

Propuesto, se convierte en una situación del Operador junto al Estado, permitiendo

que se logren los objetivos de desarrollar planes optimizados de explotación de las

reservas del país, utilizando los mejores criterios técnicos y económicos y en una

situación ganar-ganar.

Sección

9



39

1. Decreto 1510 del 2 de Noviembre 2001 con fuerza de Ley Orgánica de

Hidrocarburos. Publicado el 13 de Noviembre 2001

(www.tsj.gov.ve/gaceta/gacetaoficial .asp)

2. Ley de Reforma parcial del Decreto 1510 con fuerza de Ley Orgánica de

Hidrocarburos 2006. Publicada en Gaceta Oficial 38493 del 4 de Agosto 2006

3. Resolución 339 – Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela 38288

del 6 de Octubre 2006.

4. Oficio N° OCJ-47. Ministerio de Energia y Petróleo, Consultoria Jurídica, 16 Marzo

2006.

Referencias

http://www.tsj.gov.ve/gaceta/gacetaoficial%20.asp



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41

producciÓn conjunta el operador contra … · para este trabajo de incorporación a la academia...

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