CAPÍTULO IX - MEDICIÓN Y CONTROL DE LA PRODUCCIÓN

IX-I) Controles en baterías y en plantas Un control de producción es un ensayo que se realiza a un pozo o grupo de pozos, durante un cierto tiempo en el que se mide el volumen del fluido que dicho pozo o grupo, produce. La información que se obtiene de un control de producción es un volumen de fluido, producido en el tiempo que duró dicho control; que puede ser desde unas pocas horas hasta un día completo. Este volumen se lleva siempre a 24 hs para convertirlo a una medida de caudal más utilizada, que es el metro cúbico por día (m3/día). Si esta producción se refiere al total de los fluidos líquidos, (petróleo mas agua) se conoce como caudal bruto o producción bruta, para diferenciarla de la producción neta, que corresponde a la de petróleo solamente. La información obtenida tiene, por lo menos, dos aplicaciones fundamentales: · Compararla con los pronósticos de producción neta (de petróleo) previamente realizados por los equipos de ingeniería y/o de geología, de manera de ratificarlos o rectificarlos. Los mismos son la base de cualquier proyecto de desarrollo y de cualquier decisión de inversión, por lo tanto es fundamental contar con un monitoreo permanente de la producción de petróleo neta de los pozos y de su evolución, tarea que deben realizar los supervisores de producción de cada área. · Realizar un seguimiento de campo de los pozos dentro de un programa de controles establecido, para verificar que la producción de los mismos está dentro de las condiciones óptimas de extracción fijadas y que se está cumpliendo con las pautas de máxima extracción compatible con una técnica correcta. Para el primer caso es necesario conocer el petróleo neto producido por pozo y por lo tanto se deben realizar análisis y muestreos para determinar los cortes de agua y los porcentajes incluidos en la producción bruta. También se pueden realizar ensayos en tanques y equipos especiales donde se logra separar el agua y medir solamente la porción de petróleo producido. Para el segundo caso es suficiente con conocer el petróleo bruto producido. El supervisor tiene, en su batería, un control de los fluidos producidos a partir de conocer diariamente, en la lectura del caudalímetro, el volumen bombeado. Este volumen, contrastado con la variación de las existencias, da por resultado el volumen total que, en un día, produjo el conjunto de pozos de su batería. Lo mismo se hace para todas las baterías de su responsabilidad, de manera que este supervisor conoce, a primera hora de su día de trabajo, cuál es la producción bruta de su zona a cargo. Con esta información puede decidir inmediatamente si tiene que realizar acciones de búsqueda para localizar parte de la producción que falta, o por el contrario, sigue con sus trabajos de rutina ya que su producción está completa y/o perfectamente localizada. Como se ve, es el supervisor, a partir de su información, el que está en mejores condiciones para asegurar que la producción bruta de fluidos de su zona está “normal” o no. Pero se refiere a una producción bruta, a la máxima extracción

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de todos los fluidos que producen sus pozos, que en definitiva es la única que puede medirse todos los días en forma eficiente, en las instalaciones y con los equipos con que cuentan las baterías. Medir en las baterías la producción neta de petróleo, es algo completamente ineficiente y que conduce a errores de diagnóstico, ya que está totalmente comprobado que aún los mejores detectores de porcentajes de agua continuos fallan cuando estos porcentajes superan el 35/50%. Por lo tanto, en este primer nivel de responsabilidad en el campo, se debe controlar diariamente la producción bruta, como valor relativo comparativo día a día, a los efectos de establecer faltantes o problemas extractivos en los pozos. Solamente en los lugares donde se produce la primera deshidratación, se pueden realizar controles seguros de petróleo neto, ya que lo que se mide en tanques, caudalímetros o unidades automáticas de medición , es justamente petróleo que ya ha sido deshidratado y que está en condiciones de venta. Por lo tanto las mediciones diarias de las Plantas de Tratamiento servirán para los aspectos contables y para cerrar los balances diarios de stock de petróleo, pero no podrán ser utilizados para compararlos con las mediciones de las baterías.

IX-II) Seguimiento de la producción en el campo

IX-II-I) Interpretación de la información La información básica de la producción de petróleo, agua y gas se obtiene con la medición en las baterías, por lo que será de suma importancia mantener el equipamiento, instrumental y herramientas en perfectas condiciones de operación. En las baterías se realizan controles del conjunto de la producción de los pozos o de cada uno de ellos en forma separada. Si la batería no está equipada con caudalímetros de control, éste se puede realizar en los tanques. El pozo (o grupo de pozos) que se desea medir, se derivan a un tanque y se lo deja acumular por el tiempo que durará el control (figura IX-1). Una vez terminado este tiempo, se mide el volumen que se acumuló utilizando diversos elementos y cintas apropiadas, como las que se observan en la figura IX-2.

Fig. N° IX- 1

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Fig. N° IX- 2

l equipamiento óptimo es contar con un caudalímetro de general, donde se ida toda la producción de la batería, un puente de medición de gas general, ara la producción en conjunto, y los caudalímetros de control y puentes de gas e control para los pozos por separado, en forma individual. iariamente se comparan los valores de las producciones totales de las baterías a in de hacer un seguimiento y detectar problemas inmediatamente. Si bien la alidad de los medidores es importante, estas mediciones son de valores relativos no para la venta de los productos, por lo que de existir un error constante en la ectura no tiene incidencia en los resultados para los cuales se mide. ontando con adecuados sistemas de recirculación, o lo que es lo mismo, ombeo continuo, las existencias serán siempre las mismas y por lo tanto no será ecesario medir los tanques para calcular la producción. En aquellas baterías que ún se bombean en forma manual o en las que hayan acumulado stocks por etención del bombeo, deben extremarse los cuidados durante la medición de ichas existencias, para el cálculo de la producción diaria. n caso que se haya acumulado stock, se deberá determinar su volumen y las antidades de agua y petróleo correspondiente.

X-II-II) Diferencias de producción por controles a salida de gas de los separadores de control se reúne en una salida general ara su posterior medición. De la misma manera, el líquido debe salir del eparador de control a través de un caudalímetro donde será medido. e acuerdo con las condiciones descriptas, y en condiciones normales, el upervisor podrá tener su producción controlada, conociendo la detención de sus ozos en las últimas 24 horas y la lectura del caudalímetro o medidor de líquidos e su batería. Las existencias serán siempre las mismas pero si por alguna razón, xistiese una diferencia, ésta se incorporará al cálculo de la producción. n los valores medidos se podrán producir variaciones que el supervisor deberá nalizar a fin de tomar acciones correctivas o no. Estas variaciones pueden orresponder a tiempos de paro de los pozos con actividades de reparación o ervicios; pérdidas localizadas; aporte de pozos nuevos; uso de petróleo para tras operaciones; o cualquier otra actividad conocida, diagnosticada y eterminada por el Supervisor quién es el responsable de tal control. l supervisor debe conocer la curva de declinación de sus pozos y su batería, ara utilizarla como referencia del total de su producción. El potencial de

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producción de agua más petróleo que fuera estimado, se confirma por la suma de los controles de los pozos, considerando que éstos estén perfectamente bien producidos, con el nivel dinámico controlado y con la mínima sumergencia en las bombas de profundidad compatible a la máxima extracción, de manera de asegurar que todo el fluido que ingresa al pozo es extraído del mismo.

IX-II-III) Variaciones de producción anormales. En oportunidad del cálculo de la producción diaria por parte del Supervisor, puede suceder que descubra una merma o pérdida parcial de producción que en el momento no pueda justificar, porque aun no conoce la causa de la misma ni los pozos que la originan. Como normalmente este tipo de detecciones se produce primero en la batería a partir de reconocer un faltante en los caudales de liquido, el primer paso es verificar si se corresponde también con un faltante en los caudales de gas, lo que, en caso afirmativo, conduciría la búsqueda a pozos con producción de gas. Esto es muy simple donde se mide en forma continua porque se verifica con la simple observación de la carta del registrador y puede colaborar con la identificación del problema. Detectada y cuantificada la variación anormal de la producción, se debe verificar el correcto funcionamiento del caudalímetro instalado, para asegurarse que no se trata de un problema del equipo. Ya verificado el buen funcionamiento del caudalímetro, o la presencia de la pérdida también en el gas, se cuantifican las diferencias para tratar de hacer una evaluación de las mismas y por comparación con las producciones individuales de los pozos, poder deducir el pozo o grupo de pozos donde se circunscribe la falta. En ésta situación es donde se destaca la acción del Supervisor con la experiencia desarrollada en su zona y el conocimiento individual que tenga de cada uno de sus pozos. Aquí comienza la doble labor que es: · Verificación en el campo de los pozos y líneas de conducción, estableciendo una prioridad en función del volumen faltante. · Realizar controles cortos en la batería, por grupos de pozos, hasta ir ubicando la pérdida. · Ubicado el pozo, se procederá con su análisis para realizar un diagnóstico y definir las acciones a tomar a los efectos de recuperar la producción que no se está extrayendo. Estas acciones se deberán ejecutar en el menor tiempo posible.

IX-II-IV) Verificaciones en boca de pozo Junto con las operaciones para poner en control un pozo o para detectar algún problema de producción en los mismos, se recomienda realizar una serie de verificaciones y observaciones, de manera de observar ciertos parámetros que nos podrán dar una idea respecto a si la producción de fluidos ha variado y se justifica realizar un control individual del pozo en la batería. Temperatura de la línea de conducción: si está fría puede estar sin producir o produciendo menos.

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Balanceo de AIB: el descontrapeso puede indicar que aumentó el nivel de fluido y puede ser por pérdida de producción. Vástago de bombeo: debe estar lubricado, con una pequeña película de petróleo. Si eso no ocurre el pozo puede no producir. Golpes por minuto y carrera del AIB: deben coincidir con las que le corresponden al pozo según legajo. Control de la presión de bombeo: si estuviese fuera de los valores normales de trabajo, por poco que sea, indica un cambio y debe investigarse. Control de las válvulas de entre columnas: las dos válvulas cerradas pueden bloquear la producción. En general donde se capta gas, está abierta la que conecta la línea y cerrada la que está al aire. Si no capta debe estar abierta al aire.(siempre que no exista riesgo de surgencia y de acuerdo a las relaciones gas-petróleo aceptadas por las normas de protección al medio ambiente) Control de pérdidas en las empaquetaduras: ajustar el te prensa y/o cambiar las empaquetaduras. Estado del motor: si fuese eléctrico verificar las cargas (corriente) y la temperatura. En el caso de combustión interna, verificar las revoluciones por minuto, que también dan idea del contrapesado del equipo.

IX-III) Análisis de fluidos El correcto control de la producción implica no solo el conocimiento de los caudales de los fluidos del campo, sino también conocer en qué cantidad se encuentran asociados (cuánto de petróleo, gas y agua) y cuáles son las principales carácterísticas de cada una de sus fases o componentes. Se aprecia entonces la importancia de la obtención de muestras representativas y de la calidad de los análisis. ( la selección de envases adecuados y la perfecta identificación de la muestra son cuestiones fundamentales para el manejo y traslado al Laboratorio de las muestras) Si bien el lugar mas usual de toma de muestras es la boca de pozo, también es frecuente obtenerlas de tanques o de líneas de conducción.

IX-III-I) Toma de muestras de líquidos En boca de pozo: Es tomada directamente de una válvula del puente de producción del pozo mientras éste se encuentra en producción normal, en recipientes perfectamente limpios y con tapa. En ocasiones, al obtener una muestra, se puede observar la presencia de agua separada del petróleo, por lo que es necesario tomar mayores volúmenes de muestra (entre 1-4 y 20 l según el caso) realizando posteriormente el análisis del % de agua por el sistema de Ensayo de Agua Libre, en probetas calibradas y preparadas para tal fin o en tanques si las facilidades así lo permitieran. Se trata de reunir el mayor volumen de líquido posible, en un recipiente donde se lo pueda calentar, dosificar con desemulsionante y brindarle un adecuado tiempo de residencia de manera de ayudar a separar el petróleo del agua. En tanques: Es conveniente contar con un tanque elevado del nivel del terreno, para favorecer la purga del agua que se va separando.

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En los casos de pozos con alto caudal y alto contenido de agua (por ejemplo los de secundaria) es necesario realizar un ensayo de agua libre, para lo cual se debe contar con un tanque especialmente preparado para este ensayo, de manera que el agua que va ingresando se separe y salga del tanque por el sistema de purga en forma continua. De esta forma, en el tanque irá quedando solamente el petróleo separado, lo que facilitará su medición una vez que haya acumulado suficiente volumen.

IX-III-II) Toma de muestra de gas Con adaptadores instalados en las líneas de flujo de gas, es posible muestrear el mismo utilizando botellas tomamuestras diseñadas para tal fin. Las botellas son cilindros normalmente para altas presiones, que disponen de una válvula en cada extremo para facilitar su correcto llenado.

IX-IV-III) Ensayos de rutina Las principales aplicaciones de los análisis de las muestras son: · Conocer el contenido de agua y de impurezas (barros, arenas) del fluido producido · Determinación de parámetros característicos (densidad, viscosidad, punto de escurrimiento, contenido de parafinas etc.) · Localización de pérdidas en casing · Ensayos de compatibilidad de aguas producidas · Comprobar presencia de inhibidores en el fluido producido, para verificar el tratamiento químico. · Entrada de agua de inyección. · Comprobación de contenido de azufres y/u otros contaminantes.

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