Desde mediados de la década del 80, los produc-tores y los proveedores de servicios han tenidoque luchar para poder mantener su rentabilidaddebido a la tendencia decreciente de los inesta-bles precios del petróleo. En los años 90, lascompañías petroleras debieron reducirse ycomenzar a confiar en servicios externos para la realización de tareas no consideradas comoactividades específicas de su negocio. Recu-rrieron a la tercerización de servicios, la forma-ción de alianzas y asociaciones y, últimamente afusiones. El sector de servicios de la industriapetrolera también se reestructuró, formó asocia-ciones, se consolidó y comenzó a proveer pro-ductos y servicios integrados para satisfacer lasnecesidades del operador. Una vez más, lascondiciones del mercado y las nuevas tendenciasestán forzando a la industria a adoptar nuevosrumbos, incluyendo un mejor manejo de los cam-pos de petróleo y gas.

samiento de los hidrocarburos. El uso de unametodología innovadora constituye un elementoclave de este nuevo enfoque. Debido a que losaspectos técnicos, gerenciales y operacionales secombinan para apoyar a la optimización y a lasestrategias de desarrollo de activos, este reno-vado énfasis en la producción difiere de la tradi-cional tercerización de las operaciones de campo,generalmente conocidas como concesiones.

Los últimos 15 años han sido extremadamentedinámicos en el sector de upstream de la industriapetrolera. Las compañías debieron reestructurarsey reposicionarse continuamente para responder alas presiones y desafíos del negocio. Este artículoreseña las actuales tendencias en el manejo de laproducción y explica el porqué de un nuevoenfoque. Además de las razones que motivaronlos cambios, se discute la reingeniería del pro-ceso, su perfeccionamiento e implementación.

Tendencias de la industriaEl sector de upstream de la industria petrolera nosiempre se ha desempeñado tan bien como lasotras industrias. Bajo la presión de generar mayo-res réditos financieros para los accionistas, losesfuerzos debieron concentrarse en reducir loscostos y aumentar la eficiencia. Como resultado,las grandes y pequeñas compañías de petróleo ygas comenzaron a romper la larga e histórica-mente ligada cadena de negocios de E&P en seg-mentos más pequeños, que son flexibles,

2 Oilfield Review

Nuevas tácticas para el manejo de la producción

W. Bruce LoweMidland, Texas, EE.UU.

Gary L. Trotter Sugar Land, Texas

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.

Para aprovechar al máximo el valor de losactivos petroleros, el manejo de las operacionesde producción comienza por las zonas del ya-cimiento cercanas al pozo, prosigue a través delos equipos de completación e instalaciones desuperficie, y puede aún extenderse a puntos deventa o exportación (próxima página). En condi-ciones ideales, el manejo de la produccióncomienza antes de la puesta en marcha delcampo para limitar el riesgo y la exposiciónfinanciera, reducir la inversión de capital y mini-mizar el tiempo necesarios para lograr la comer-cialidad del campo, especialmente porquemuchos nuevos descubrimientos se hallan enáreas marginales, donde los gastos son eleva-dos. En el caso de yacimientos maduros, esteproceso implica reducir los gastos, mejorar laproducción y extender la vida del campo paramejorar su rentabilidad y maximizar la recu-peración. El manejo eficiente de la producciónpuede marcar la diferencia entre retener unactivo y abandonar el campo o efectuar desin-versiones en el mismo.

Este proceso táctico tiene en consideraciónlos factores de calidad, salud, seguridad y medioambiente, CSSMA (QHSE, por sus siglas enInglés), como también el factor económico. Laexperiencia local y la experticia en la aplicaciónde tecnología nueva o ya existente, ayudan areducir los costos a la vez que optimizan la pro-ducción del campo y la capacidad de proce-

Se agradece la colaboración de Henry Clanton, Houston,Texas, EE.UU.; y Alan Means, Midland, Texas, para lapreparación de este artículo.IRO (Optimización Integrada de Yacimientos), NODAL yPlatform Express son marcas de Schlumberger.

Almacenamiento de petróleo

Conjunto de válvulas de producción

Estación de compresión

Tubería de gas de exportación

Gas producido

Válvulas de inyección de gas

Bombeo mecánico

Medicionesy control

Pozo productor

Fluidos producidos Separador de

petróleo y gas

Pozo sumidero de agua

Tubería de petróleo de exportación

Agua producida

Petróleo producido

Presión de la tubería de

producción y del revestidor

Levantamiento artificial por gas

Flujo natural

Bombas electrosumergibles

Gas de inyección

> Manejo de las operaciones de campo. Los esfuerzospara el manejo de la producción abarcan actividadesque se extienden desde formaciones en producción(vecindades del pozo), equipamientos de completacióndel 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 laexplotación del petróleo y el gas—de envergadura o depequeña escala—se necesita un proceso focalizadopara desarrollar planes, establecer presupuestos,supervisar planes, controlar las inversiones de capital ylos gastos operativos, cumplir con los programas deejecución, reducir los costos del levantamiento artificial, incrementar la producción del campo, mejorarla manipulación de los hidrocarburos y administrar losingresos de las asociaciones.

3Otoño de 1999

eficientes, y más fáciles de manejar. Estasunidades especializadas, basadas en activos,están reestructuradas para responder mejor a lasnecesidades del negocio. Luego de una reestructu-ración y reorganización para mejorar el desempe-ño, los recursos de tales unidades—propiedades,empleados y proveedores—se consolidan paradar lugar a una organización moderna y efectiva,que ha de concentrarse en desarrollar actividadesque puedan explotar mejor los activos. Las compa-ñías de servicios, que también se estánconcentrando en sus capacidades específicas y ac-tividades que agregan valor u ofrecen las mejoresventajas competitivas a sus clientes, están expe-rimentando una racionalización similar.

El corte de la tradicional cadena de valoresinstiga a los operadores a empeñarse por obteneruna organización más eficiente, y muchas compa-ñías se están dando cuenta de que sus funcionesinternas pueden mejorarse asociándose a otrosproductores y estableciendo relaciones estraté-gicas con proveedores de servicios mediante con-tratos a largo plazo y alianzas. Algunos operadoresaún prefieren el enfoque periódico de preciosbajos que, si bien pueden satisfacer sus necesi-dades inmediatas, les impiden beneficiarse con laaplicación de una tecnología moderna y un servi-cio de soluciones. Las compañías de petróleo y gasque apoyan consistentemente un manejo globalde la producción y de los activos, están fijando losestándares y los parámetros de referencia para lasoperaciones y resultados de la próxima década.

Las relaciones a largo plazo han facilitado laconsolidación del sector de servicios, lo cual hadado origen a un rango más amplio de productos yservicios que brindan soluciones confiables, adap-tadas a las necesidades del cliente y efectivas encostos. Sin embargo, los operadores esperan hoyque las compañías de servicios ofrezcan procesosintegrados para productos, servicios y solucionesdentro de su área de experticia (véase "Procesosdentro de un proceso," página 6). La combinaciónde nuevos productos y servicios mediante un pro-ceso integrado y apropiado de soporte, dejan libre

a los recursos del operador, previamente compro-metidos con proyectos individuales, permitiendoasí que éstos puedan ser utilizados para otras fun-ciones específicas del negocio. De esta forma, lascompañías petroleras pueden agregar aún másvalor e incrementar más el rédito financiero de losaccionistas, concentrando la energía y los esfuer-zos de la compañía en el manejo de riesgos, losportafolios de activos, el posicionamiento enáreas competitivas, las adquisiciones, fusiones yprogramas de exploración que reemplazan y agre-gan reservas.

4 Oilfield Review

Programa para ganar dividendos

Petróleo

Costo

Resultados obtenidos

Dueños de los activos

Compañía de servicios

Plan de negocios

> Una asociación para ganar dividendos. Bajo acuerdos de precios en función del valor, las partesde la alianza y los miembros del equipo responsables por el diseño, la construcción, la instalación, laoperación 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.

Subsuelo Pozos ServiciosInstalaciones de superficie

Gerenciamiento de activos de Dación

Gerente de activos:

LASMO

Gerente de proyecto:

Schlumberger

Caracas

Campo Dación

Mar Caribe

Lago de Maracaibo

Río Orinoco

Campo BachaqueroEl Tigre

Venezuela

FinanzasMejoramiento de la producción

> 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 multidisciplinariossupervisan todos los aspectos del manejo de la producción y la optimización del yacimiento. Un comité formado por gerentes senior del cliente y deSchlumberger, dirige los objetivos de la alianza y actúa como una interfaz entre el equipo del proyecto conjunto y las compañías patrocinadoras.

Otoño de 1999 5

Los operadores desean seguir apoyando estenuevo enfoque de integración de servicios parabasar los beneficios del servicio, o las recompen-sas, en los resultados obtenidos y en el valor incre-mental agregado por una compañía de servicios enproporción al grado de riesgo compartido—el pre-cio en función del valor del producto o del servicio(página previa, arriba).1 Este factor, más quecualquier otro, contribuye a alinear los objetivos yestablecer las bases para que las compañíasoperadoras y de servicios celebren acuerdos paramanejar en forma conjunta las operaciones deproducción.

En la operación de los campos petroleros deDación, en el Oriente de Venezuela, se utiliza unaestructura tipo riesgo–recompensa.2 Este proyectode gran escala implica el redesarrollo de un activode importancia. Cuando el presente contrato deproducción fue otorgado en 1998, estos camposposeían 111 pozos activos y 136 pozos inactivos, yla producción era inferior a 10.000 bppd [1590m3/d]. El alcance del trabajo para las partes de laalianza—LASMO y Schlumberger—incluye laadquisición y evaluación de datos sísmicos, laconstrucción de 300 nuevos pozos, 180 interven-ciones correctivas de pozos, mejoras de las insta-laciones y la optimización del sistema de

levantamiento artificial. Varios equipos responsa-bles por el diseño y el manejo de este esfuerzotáctico de desarrollo interactúan en forma diaria(página previa, abajo). El objetivo de esta alianzatecnológica es aumentar la producción a 90.000bppd [14.300 m3/d] y obtener una recuperaciónfinal de por lo menos el 35% del volumen original-mente en sitio.

Conforme a este acuerdo, Schlumberger par-ticipa en el manejo de la producción y la opti-mización del yacimiento brindando productos yservicios sobre la base de un esquema preferen-cial de prestación de servicios, pero sin interésalguno en la propiedad del campo. Para estaalianza tecnológica, el fijar un precio en funcióndel valor es un sistema para ganar dividendos conincentivos basados en maximización del valoractual neto (NPV, por sus siglas en Inglés) delproyecto a lo largo de un contrato de producciónde 20 años. Otras compañías de servicios partici-pan de esa operación mediante contratos otorga-dos en base a concursos de ofertas. LASMOcomenzó a operar los campos en abril de 1998; unaño después la producción se había incrementadode 10.000 a más de 30.000 bppd [4770 m3/d].

La causa del cambioEl portafolio de activos de una compañía petroleraabarca numerosas propiedades, algunas de lascuales incluyen campos maduros que se encuen-tran próximos al final de su vida útil y con su pro-ducción en baja. Muchos campos nuevos se hallanen zonas remotas o en aguas profundas; contienencrudo de alta densidad y su explotación es cos-

tosa; contienen yacimientos gasíferos, o se en-cuentran en áreas ambientalmente sensibles. Estoimplica un redireccionamiento de los recursosinternos de los operadores. Por otro lado, los pro-ductores, más que nunca y debido a las condicio-nes constantemente cambiantes del mercado y alas prioridades corporativas, necesitan flexibilidadpara el acceso a personal experimentado en con-diciones de trabajar exclusivamente en un pro-yecto determinado. Los campos más viejos, máspequeños o no estratégicos son generalmentevendidos, canjeados o aún peor, ignorados a causade los cambios experimentados por las empresastales como redimensionamientos, consolida-ciones, reorganizaciones, asociaciones y fusiones.Para este tipo de activos, los servicios de manejode la producción pueden resultar óptimos (arriba).

Algunos de estos yacimientos podrán operarsecon tasas de producción rentables por muchosaños; otros, como los campos de Dación, puedenproducir más si las compañías cuentan con recur-sos para operarlos y administrarlos eficiente-mente. El rendimiento de un campo puedemejorarse con el óptimo uso de los críticos recur-sos internos y externos, y confiando en un sociocon experticia en un área particular. Las com-pañías pueden establecer, mantener y, finalmenteaumentar el valor de los activos, utilizando nuevatecnología y procesos integrados para explotar losyacimientos con mayor eficiencia y ejerciendo unfirme control de los costos.

La utilización de proveedores externos para al-gunas funciones del negocio o actividades opera-tivas, y las alianzas entre clientes y compañías de

1. Bartz S, Mach J, Saeedi J, Haskell J, Manrique J,Mukherjee H, Olsen T, Opsal S, Proano E, SemmelbeckM, Spalding G y Spath J: "Let’s Get Most Out of ExistingWells," Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 2-21.

2. Beamer A, Bryant I, Denver L, Saeedi J, Verma V, MeadP, Morgan C, Rossi D y Sharma S: "From Pore to Pipeline,Field-Scale Solutions," Oilfield Review 10, no. 2 (Veranode 1998): 2-19.

(continúa en la página 8)

Flujo de fondos

Crec

imie

nto

Ventaja competitiva

Falta de ventaja competitiva

Valor en efectivo mayor que el valor de canje

Valor de canje mayor que el

valor en efectivo

Valor del mercado mayor

que el valor percibido

por el cliente

Valor percibido por el dueño

mayor al valor del mercado

Exploración fronteriza Activos y propiedades clave

Campos a ser abandonados Campos maduros y recuperación secundaria

Venta del portafolios

Tercerizar el portafolios

Diversificación del portafolios

Conservación del portafolios

Canje del portafolios

Operar el portafolios

Portafolios de activos

> Un nicho para el manejo de la producción. En vez de vender y canjear propiedades o aplazar programas y expandir organizaciones para trabajar enproyectos 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 internosexclusivamente, y para campos extensos, maduros o complejos.

Durante décadas, se ha deseado incrementar elvalor de los activos mejorando el rendimiento delos yacimientos, pero los logros en materia deproductividad y recuperación final fueron gene-ralmente difíciles, a veces imposibles, deobtener debido a que no se disponía de tec-nologías y herramientas clave, o bien éstas eraninadecuadas. Hoy, las tecnologías avanzadas ylos rigurosos enfoques guiados por procesosbrindan la posibilidad de alcanzar objetivos deproducción y llevar la eficiencia de campospetroleros a nuevos niveles. La metodología deOptimización Integrada de Yacimientos (IROpor sus siglas en Inglés) es un proceso cerrado ybien definido para ayudar a los operadores a ma-ximizar el rendimiento del yacimiento (abajo).1

Para los nuevos campos, este macro–procesorepresenta una manera de entender losyacimientos que abarca actividades que vandesde la exploración y el descubrimiento delyacimiento hasta el abandono del campo,pasando por el desarrollo del mismo y el manejode la producción. En los campos existentes,muchos de estos principios, si no todos, puedenaplicarse con un énfasis en la renovación o reju-venecimiento del campo, en el aumento de laproducción, y las acciones correctivas paramejorar la productividad, extender la vida útildel campo, aumentar la recuperación final ymejorar los resultados financieros.

Para cualquier tipo de activos, ésta es unatarea compleja, que requiere soluciones inno-

vadoras y la más avanzada tecnología adaptadaa las necesidades específicas. Los procesos IROdeben cerrar el circuito que consiste de cuatroelementos principales: la caracterización delyacimiento mediante la sísmica y la evaluaciónde formaciones; el desarrollo del yacimientomediante la ingeniería de petróleo y de instala-ciones, implementadas utilizando los serviciosde perforación y producción de campospetroleros; y el gerenciamiento del yacimiento através del manejo del proyecto, de los activos yde la producción, apoyado en los servicios deconsultoría y en el monitoreo permanente en elfondo del pozo con el control de los procesosque ocurren en el mismo (véase "Controlremoto de yacimientos," página 18).

Los levantamientos sísmicos efectuados conla técnica de lapsos de tiempo, ayudan a identi-ficar los hidrocarburos previamente inadver-tidos, y los sofisticados registros de producciónconfirman los perfiles de flujo y la segregaciónde los fluidos. A medida que se adquieren yanalizan más datos para refinar las simula-ciones de yacimientos y las corridas económi-cas, emerge una imagen más clara de losyacimientos para asistir la toma de decisionesen proyectos que requieren importantes inver-siones de capital, tales como la perforación depozos de relleno o pozos horizontales paraacceder a intervalos de la formación previa-mente inadvertidos e intersectar mayor canti-dad de zonas productivas o fracturas naturales.

El incentivo detrás de un enfoque integradopara lograr la optimización de yacimientos con-sistía en especificar procedimientos orientadosal óptimo desarrollo y manejo de los yacimien-tos. Esto, como una forma de identificar losdéficits de los recursos tecnológicos disponiblesy de los nuevos servicios en la locación del pozoque eran necesarios para mejorar la produccióndel campo y la recuperación de las reservas. Porejemplo, los tópicos que se beneficiarán con

Procesos dentro de un proceso

6 Oilfield Review

Caracterización de yacimientos

OptimizaciónIntegrada deYacimientos

Implementación en el campo

Planificacióndeldesarrollo

Mon

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yacim

iento

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> Circuito completo de optimización. Son cuatro los pasos del circuito del proceso iterativo de OptimizaciónIntegrada de Yacimientos (IRO)—caracterización y evaluación de yacimientos utilizando los servicios decampo para adquirir, procesar y evaluar los datos sísmicos y de registros de pozos (1 y 5), planificación dela explotación de yacimientos mediante el manejo de la producción (2 y 6), y la implementación de un plande desarrollo del yacimiento con soluciones adaptadas a las necesidades del operador, a partir de productosy 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 desarrolloinicial (1 a 4), las propiedades y condiciones de la formación se determinan junto con la estructura básica ylos 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 delyacimiento.

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 OpenholeEvaluation," Oilfield Review 11, no. 2 (Verano 1999): 36-57.

3. Véase referencia 1, texto principal.

otros adelantos tecnológicos incluyen mejoresadquisiciones de datos sísmicos con la técnicade lapsos de tiempo, el control de los procesosen el fondo del pozo, una nueva generación desoftware para el modelado geológico y deyacimientos, y herramientas revolucionariaspara la evaluación de formaciones, tal como lasonda Platform Express para registros de pozos.2

El enfoque IRO representa un compromiso alargo plazo, que generalmente se extiende a lolargo de la vida útil de un campo—20 años omás en algunos casos—para alcanzar el éxitototal. A pesar de que el proceso IRO siempre

implica tomar decisiones a corto plazo, se con-centra en tareas de importancia para podermejorar el rendimiento total del yacimiento(izquierda). El manejo de la producción es unmicro–proceso, un subconjunto de tareas deeste proceso integrado, que se utiliza diaria-mente para evaluar y determinar los factoresque controlan el comportamiento delyacimiento y el rendimiento del campo. Losplanes operativos y de desarrollo se revisan yactualizan, los planes revisados se implementan,y los resultados se monitorean y comparan conlos valores de referencia establecidos.

El mejoramiento de la producción de lospozos existentes, aplicado dentro del marco demanejo de la producción, constituye un impor-tante subconjunto de actividades del procesoIRO y una clave para la optimización delyacimiento. Con probadas técnicas de análisisNODAL, un grupo multidisciplinario de mejo-ramiento de la producción (PEG, por sus siglasen Inglés) utiliza un enfoque de anticipación

(proactivo) para detectar los pozos que presen-tan una brecha entre la productividad real ypotencial del pozo—reconocimiento de can-didatos—de modo que puedan llevarse a caboacciones correctivas (abajo).3 El mejoramientode la producción es una de las varias funcionesque guían las actividades de manejo de la pro-ducción, incrementando la eficiencia general delos servicios integrados de pozos. Estos, a su vez,son fundamentales para mejorar la recu-peración de las reservas y maximizar el valor delyacimiento mediante la optimización del mismoy la administración del portafolios de activosdurante largos períodos de tiempo.

El manejo adecuado de la producción es decrítica importancia. Es una herramienta clavetanto para el manejo del yacimiento como parala administración de activos cuando baja la pro-ducción del campo, y constituye una pieza cen-tral para lograr el mantenimiento de laproducción de petróleo y gas durante el mayortiempo posible.

Otoño de 1999 7

Implementación del programa de inversiones de capital

IIRO,

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Plan de desarrollo del campo

Modelo del yacimiento

Macro–monitoreo

Operaciones de campo

Identificación de los ejecutores

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íodo

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un a

ño

Revisión del plan de operaciones

Ejecución del plan

Monitoreo de los resultados

> Manejo integrado de la producción y optimizaciónde yacimientos. El enfoque IRO incorpora tareas deimportancia asociadas con el mejoramiento a largoplazo del rendimiento del yacimiento, pero tambiénimplica tomar decisiones a corto plazo. El flujo delproceso de manejo de la producción, que se utilizapara reevaluar y encarar los factores que determinan el comportamiento del yacimiento día adía y el rendimiento del campo, es un subconjuntode este proceso.

Mejoramiento de la producción

Comportamiento del yacimientoComportamientodel yacimiento

Compo

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Comportamiento del

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Brecha de producción

Tasa de producción

Yacimiento y completación

Agregar espesor

Recañonear

Acidificar

Fracturar

Perforar tramos horizontales o laterales

Control de la producción de arena

Control de la producción de agua y gas

Conductos de flujo e instalaciones de superficie

Limpieza de relleno

Remoción de incrustaciones

Optimización del diseño de tuberías

Rediseño del sistema de levantamiento artificial

Completaciones con tubería flexible

Instalaciones para producción temprana

> Enfoque proactivo para el mejoramiento de la producción. El objetivo del mejoramiento de la producciónconsiste en cerrar o minimizar las brechas entre el rendimiento real y potencial de los pozos. Este objetivo secumple aplicando servicios integrados y soluciones adaptadas a las necesidades del operador que desplazanlas 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.

servicios, que ofrecen su soporte, no son nuevospara la industria en general o el sector de petróleoy gas en particular. Las fábricas de automóvilesfueron unas de las primeras en formar alianzas conproveedores. Estos acuerdos mutuos nivelaron elcampo de juego para las compañías proveedoras,estabilizando la demanda y estableciendo un nivelde ingresos básico que aseguraba un flujo deentrada confiable. A la vez, los precios de los ser-vicios y los productos bajaron, y las compañías deautomóviles redujeron los costos participando ycontribuyendo con la investigación y el desarrollodel proveedor directo.

Los productores de petróleo y gas y las com-pañías de servicios se benefician con las alianzasdel mismo modo que la industria automotriz. Alfinal de la década del 80, los esfuerzos de losoperadores para reducir los costos dieron origen alas primeras alianzas en la industria petrolera.Estas asociaciones abarcaban variados niveles departicipación y tomaron diferentes formas. Se hanformado alianzas entre uno o más productores,entre compañías productoras y de servicios, yentre proveedores de productos y servicios.

A lo largo de las décadas del 80 y el 90, estosesfuerzos redujeron los costos significativamente,lo cual mejoró el escenario económico y la estruc-tura financiera de la industria (arriba)3. Ahora cabepreguntarse ¿cómo mejorar aún más elrendimiento y la eficiencia?

Una respuesta es el manejo de la producción alargo plazo, mejorado de cuatro maneras: concen-trándose en segmentos clave del negocio y áreasgeográficas estratégicas; mediante el uso óptimode los recursos y el personal; aplicando tecnologíade E&P apropiada y contribuyendo a aumentar lasaptitudes de otras compañías—operadoras y deservicios. Encarar estos factores en formasimultánea asegura operaciones efectivas en cos-tos, ayuda a mantener altas las relaciones reser-vas-reemplazos y mejora el retorno de la

8 Oilfield Review

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Costos de exploración y desarrollo

Gastos operativos Costos generales y administrativos

Cost

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Año

> Eficiencia del sector de E&P de la industria petrolera. El ocuparse de los gastos y el rendimiento a lolargo de las décadas del 80 y el 90, repercutió significativamente en el escenario económico y laestructura de costos en el sector de upstream de la industria petrolera. Los esfuerzos para reducir loscostos durante los últimos 15 años resultaron en una disminución de costos del 48% en las actividadesde exploración y desarrollo, en una baja del 27% en los costos operativos y en una reducción del 20%en los costos generales y administrativos.

3. 1998 Sterling Consulting report.

inversión. Una vía común a lo largo de este pro-ceso es la selección y la aplicación de solucionesintegradas acorde con las necesidades del opera-dor durante la vida restante de un campo. Lageneración de este tipo de soluciones destinadasa obtener el mayor rédito de los activos depetróleo y gas, se logra fundamentalmentemediante la cooperación mutua y la combinaciónde las fortalezas de todas las partes interesadas.

El manejo de la producción fue siempre unaactividad de servicio, aunque tradicionalmente hasido manejada por grupos internos de las compa-ñías petroleras. Un contratista o un equipo de tra-bajo para el manejo de la producción que contrataespecialistas locales, puede concentrarse en unproyecto, recortar los gastos y aumentar el valorde los activos elevando la producción del campo yextendiendo la vida económica de un yacimiento.Una compañía de servicios integrados puede ofre-cer diseño de ingeniería, planeamiento de la per-foración y completación de pozos, optimizacióndel levantamiento artificial, análisis de la produc-ción y la inyección, facturación de servicios de in-terés común y otras funciones financieras ocontables, incluyendo el mercadeo de exportaciónde petróleo para algunos proyectos, utilizando lasmejores prácticas para el manejo de la produc-ción, intervención de pozos e instalaciones, opera-ciones de campo, rendimiento del yacimiento oportafolios completos de activos. Los serviciospara el manejo de la producción también puedenabarcar funciones desde la gestión del correspon-diente permiso o contrato de E&P para explotar uncampo petrolero hasta la exploración y las evalua-ciones geológicas.

Una alianza o asociación para el manejo de laproducción fortifica la gestión en materia deCSSMA, reduce los costos de levantamiento,

Levantamiento sísmico

Descubrimiento

Perforación de pozos de relleno

Manejo de la producción

Evaluación AbandonoDesarrollo Declinación de la producción

Perfil de producción

Operaciones de producción

Intervención de pozos y de instalaciones

Ingeniería de petróleo y de instalaciones

Retroalimentación de datos

Perforación de po-zos de exploración

Manejo de la producción. Los esfuerzos para manejar las operaciones de campo mediante unaalianza o asociación implican trabajar con losdueños de los activos para lograr objetivoscomunes. 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 delproyecto y sus correspondientes soluciones deservicios integrados, y para superar las limitaciones de las relaciones tradicionales entreproductores y compañías de servicios que participan de un proyecto conjunto.

>

Otoño de 1999 9

aumenta la producción del campo, mejora larentabilidad y agrega valor a largo plazo. A travésde continuos programas de investigación, desarro-llo de productos y expansión de servicios,Schlumberger está capacitada para ofrecer elmanejo de la producción (véase "Proyectos inte-grados y consultoría: Un compromiso continuo,"página 12). Los enfoques innovadores y efectivosen costos obtienen el éxito combinando experticiaglobal y tecnología de vanguardia con experiencialocal, y se encuentran disponibles cuando losoperadores poseen una infraestructura limitada enuna área particular o escogen no utilizar los recur-sos internos exclusivamente, y para camposextensos, maduros o complejos.

Un nuevo enfoqueEl manejo de la producción día a día es táctico,pero en la práctica, repercute en el manejoestratégico de los activos y del yacimiento. De es-ta forma, difiere de las operaciones contractualesdel pasado, que se concentraban sólo en objetivosde producción diaria o mensual para obtener unarecompensa en materia de costos o de aumento dela tasa de producción. Además, estos acuerdoscontractuales de concesiones de producción, raravez contaban con el soporte de consultoría geo-científica o de ingeniería de petróleo. El enfoquede Schlumberger consiste en proveer un procesoalternativo que soporte los esfuerzos para reducirlos costos, ofreciendo asistencia al comienzo delproyecto para reducir los costos de levantamientoy, más adelante, ayudando a incrementar la efi-ciencia de la producción.

Esta fundamentalmente nueva manera demanejar la producción enriquece el valor de losactivos mediante el uso de: tecnologías de van-guardia; los mejores productos y servicios; solu-ciones adaptadas a las necesidades del operador;servicios de consultoría, y de un proceso integradollevado a cabo en conjunto con organizaciones decompañías de petróleo y gas. Este extensoesfuerzo en base al rendimiento consiste de tresactividades principales—ingeniería, intervencióny operaciones. Estas actividades, ligadas a un pro-ceso integrado, brindan manejo de la producción yservicios asociados, superando así las desventajasde las tradicionales relaciones entre productores yproveedores de servicios (página previa, abajo).

Las funciones del manejo de la producciónincluyen los recursos humanos, tecnología de lainformación, cuestiones financieras y contables,obtención de materiales o equipos y logística, ser-vicios de campos petroleros, conformidad con nor-mas de CSSMA, contratos comerciales, relacionesde interés común y otras relaciones o comunica-ciones fuera de la alianza. Si bien este modelo seconcibió inicialmente para las cuencas de Norte y

Nivel de activosCampoYacimiento

Ingeniería de petróleo y de instalaciones

Intervención de pozos y de instalaciones

Operacionesde

producción

Evaluación de reservasIdentificaciónAnálisisEstimaciónReporte

Evaluación económicaJustificación de la exploraciónJustificación del desarrolloPlanificación del proyectoElaboración del presupuestoElaboración del plan de negociosManejo de activos

Evaluación delcomportamientoMonitoreo y vigilanciaModeladoSimulación

Geología

Ingeniería de yacimientos

Ingeniería de producción

Ingeniería de instalaciones

Evaluación de formacionesNúcleos de perforaciónRegistros de pozosMuestras de fluidosAnálisis de hidrocarburos

Diseño y planificaciónde pozosGeometríaTubularesEquipamiento de subsueloCompletación inicialCañoneoAnálisis de producciónEstimulaciónIntervención de pozosEvaluación del sistema de levantamiento artificial

Diseño y planificación de las instalacionesInstalaciónOptimizaciónMantenimiento preventivoReparación de fallasActualizacionesEliminación de cuellos de botellasOperaciones de campoCompresores de campoEstaciones centrales de procesamientoPlantas de gas

Nivel de portafoliosRegionalCuenca

Servicios de datos de E&PColecciónManejoAnálisis técnico

Evaluación geológicaDeposicionalPetrofísicaGeofísicaDesarrolloCorrelaciones

Planeamiento del proyecto e ingeniería de producción. En el manejo de la producción, lafase de ingeniería de petróleo y de instalacionesabarca las estrategias a nivel de activos corporativos, a nivel regional y a nivel de cuenca,como también las consideraciones a nivel deyacimiento. En un acuerdo de servicios para elmanejo de la producción, los dueños de losactivos generalmente encaran los asuntos deestrategia, mientras que los equipos de la alianzase dedican a actividades relacionadas a operaciones tácticas del campo para yacimientosespecíficos. Esta fase comprende el comportamiento del yacimiento y el análisiseconómico del proyecto, la caracterización yevaluación de las formaciones y la tecnología dela completación inicial.

Sudamérica, puede extenderse a otras regionesgeográficas y a cuencas marinas.

Con el propósito de lograr objetivos comunes yresultados óptimos, las organizaciones deSchlumberger y de los operadores deben trabajaren forma conjunta para integrar los servicios, losprocesos y el gerenciamiento de los mismos.Como una extensión natural de grupos multidisci-plinarios de activos de una compañía petrolera, lasalianzas exitosas entre compañías petroleras y deservicios comparten personal de ambas empresas,para formar un equipo de trabajo que supervisa lasoperaciones diarias de un proyecto dado. Los eje-

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cutivos de ambas compañías, como miembros deun comité de supervisión, fijan los objetivos a largoplazo y monitorean los resultados.

Un esfuerzo conjunto del manejo de la produc-ción puede comprender un comité del EquipoConjunto de Liderazgo y un Equipo Conjunto deManejo del Proyecto (JLT y JPMT, por sus siglas enInglés respectivamente). El JLT integra a las doscompañías a un nivel de gerencia para alinear losasuntos de estrategia, evaluar el desempeño y de-terminar los fines futuros, objetivos y direccionespara el activo. El JPMT integra a los miembros dela alianza y a otros proveedores a nivel táctico(véase "Una alianza para manejar la producción,"página 14). El manejo del proyecto Dación enVenezuela está organizado con este enfoque.

La fase de ingeniería abarca actividades a nivelde yacimiento y a nivel de activos. A nivel técnico,de cuenca o regional, los aspectos geológicos deun proyecto son típicamente manejados por lacompañía operadora, o los dueños de los activos,como parte de la administración de sus portafoliosy responsabilidades financieras. Esto asegura unaperspectiva adecuada de E&P y una supervisión di-ligente. Las actividades específicas a nivel de yaci-miento concernientes al manejo de la producción yel desarrollo del yacimiento son responsabilidaddel JPMT. Esto comprende la evaluación de forma-ciones, el comportamiento del yacimiento y losanálisis económicos, y la tecnología de completa-ción (página previa). El planeamiento de la produc-ción, la ingeniería de petróleo y de instalaciones, larecolección de datos y el procesamiento de la infor-mación forman parte de esta fase, que, además deexcelencia técnica y firmes aptitudes de manejo,requiere aplicaciones para hacer una efectiva eva-luación, un planeamiento adecuado, la preparaciónde presupuestos y la elaboración de la contabilidad.

La fase de intervención de pozos y de instala-ciones comprende una nueva construcción o un tra-

Ingeniería depetróleo y deinstalaciones

Intervenciónde pozos y deinstalaciones

Operacionesde producción

Subsuelo

Superficie

Coordinación de trabajos de pozos, materiales y ejecución

Operaciones de perforación Taladros Control de la presiónFluidos de perforación e hidráulicaMechas de perforaciónCementaciónCañoneo y completaciónEnsayos de pozosEstimulaciónReparaciones de rutinaPerfilaje a pozo revestidoRecompletaciones Fluidos de completaciónMejoras en la producciónReparación y optimización del sistema de levantamiento artificial

Coordinación de trabajo en instalaciones, materiales y ejecución

Instalación y construcciónOptimizaciónMantenimiento preventivoReparación de fallasActualización de equipamientosEliminación de cuellos de botellaInstalación de compresores

Ejecución del plan de desarrollo. En el manejode la producción, la fase de intervención del pozoy de las instalaciones consiste en la actualizacióno la nueva construcción de las instalaciones delpozo y de la superficie, del soporte a la evaluación de formaciones para la tecnología ydiseños de completación, la obtención de permisos reglamentarios y aprobación del cliente,el manejo de riesgos y contingencias, la logísticay la compra de materiales, y la perforación depozos o intervenciones correctivas.

acuerdos contractuales o del alcance delproyecto. En esta fase se requiere un entendi-miento de los objetivos de desarrollo del campo,un planeamiento adecuado y el control de los cos-tos, así como un desempeño excepcional en mate-ria de CSSMA.

En la fase de operaciones de producción, losesfuerzos que comprenden la vigilancia, el mejo-ramiento y el mantenimiento de la producción, se

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Optimización del sistema de levantamiento artificial. El enfoque global que abarca el análisisdel sistema de levantamiento artificial por gas, eldiseño y el monitoreo del comportamiento delyacimiento, dentro del marco de un procesoestructurado de manejo de la producción, incrementó las tasas individuales de producciónde los pozos y ayudó a optimizar la producción delcampo Forties de BP Amoco en el Mar del Norte.

bajo correctivo que abarca la tecnología de com-pletación y el diseño basado en la evaluación deformaciones, los permisos reglamentarios y delcliente, el manejo del riesgo y las contingencias, lacompra de materiales y la logística, y las activida-des de perforación o reacondicionamiento de po-zos (arriba). Estas actividades pueden manejarlatanto el operador como la compañía de serviciospor separado, o el JPMT, dependiendo de los

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4. Fleshman R, Harryson y Lekic O: "Artificial Lift for High-Volume Production," Oilfield Review 11, no. 1(Primavera de 1999): 48-63.

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(continúa en la página 14)

pueden dividir en procesos de superficie y de sub-suelo, que incluyen operaciones de campo,alquiler o compra de equipamientos, manteni-miento del pozo y de las instalaciones, control yoptimización de los procesos del pozo, volumende producción y reporte de ingresos, finanzas yprácticas contables, y entrega o exportación dehidrocarburos (derecha). Esta fase genera losresultados de los planes puestos en marchadurante la primera fase—ingeniería de petróleo yde instalaciones—e incluye un circuito deretroalimentación para proveer análisis y evalua-ciones tendientes a mejorar en forma continua lapróxima etapa de desarrollo del yacimiento. Serequiere un riguroso monitoreo y un severo controlde los gastos, de la producción y del desempeñoen materia de CSSMA. Además, se necesita con-tar con un entendimiento del desarrollo del campoy de los planes de producción, y con estrategias anivel de portafolios o a nivel de activos.

El análisis del levantamiento artificial serecomienda como una actividad durante la fasede operaciones de producción. Estas evaluacionesidentifican ineficiencias y mejoran la producción acorto plazo.4 Un ejemplo de optimización dellevantamiento artificial se da en el campo Fortiesde BP Amoco en el Mar del Norte, en donde seutilizan levantamiento artificial por gas y bombaselectrosumergibles. Este campo posee cuatroplataformas principales que producen fundamen-talmente por levantamiento artificial por gas yuna con bombas electrosumergibles solamente.La producción está declinando, pero las sustan-ciales reservas recuperables se mantienen.

Trabajando muy de cerca con Camco Productsand Services y luego con el grupo de recuperaciónmejorada de petróleo (EOR, por sus siglas enInglés), el operador comenzó las operaciones conbombas electrosumergibles a finales de la décadadel 80 y los sistemas de levantamiento artificialpor gas fueron instalados a principios de ladécada del 90. En un principio, los equipos de le-vantamiento artificial por gas y bombas electrosu-mergibles se concentraban en su rendimiento ytecnología específica, pero luego de un tiempo,surgió un enfoque global que abarca todos los as-pectos del levantamiento artificial, monitoreo delcomportamiento del yacimiento e ingeniería deproducción. La optimización del levantamiento ar-tificial por gas que comprende el análisis, el dise-ño y el monitoreo del rendimiento dieron comoresultado aumentos progresivos de las tasas deproducción de los pozos (página previa, abajo).

Ingeniería de petróleo y de instalaciones

Intervenciónde pozos y de instalaciones

Operaciones de producción

SubsueloOperaciones de pozos

Actividades de campo diariasMonitoreo y vigilanciaAdquisición de datosReportes de la producciónReportes de los costosDiagnósticosIdentificación de fallas

Mantenimiento de pozos

Equipamiento de cabeza de pozoEquipamiento de levantamiento artificialMantenimiento preventivoReparación de fallasSuspensiónAbandono

Optimización de pozos

Análisis NODALMejoramiento de la producciónEquipamiento de superficieLíneas de flujoManejo y análisis de datos

Optimización de instalaciones

Separadores de producciónBaterías de campoLíneas de flujoSistema colector de campo

Operaciones de instalaciones

Actividades diarias de campoMonitoreo y vigilanciaAdquisición de datosReportes de la producciónReportes de los costosDiagnósticosIdentificación de fallas

Mantenimiento de instalaciones

Separadores de producciónBaterías de campoLíneas de flujoSistema colector de campoMantenimiento preventivoReparación de fallasReemplazo de equipamientos

Superficie

Servicios desoporte

Manejo del proyecto

CSSMACumplimiento de las normativas y aprobacionesContacto con los clientes y aprobacionesAdministración de la producciónContabilidadElaboración de planes de negociosElaboración de presupuestos de gastos y erogacionesde capitalReporte financiero y operacionalCompra de materiales, control de inventario y logísticaSupervisión de proveedores y subcontratistasCoordinación del servicioRecursos humanos y nómina de pagos

Manejo de las operaciones de producción. En elmanejo de la producción, la fase de operacionesde la misma comprende la supervisión, el mejoramiento y el mantenimiento de la superficiey el subsuelo. Esta fase incluye las operacionesde campo, el alquiler o compra de equipamientos, el mantenimiento de pozos einstalaciones, el control del proceso de producción, el reporte del volumen de hidrocar-buros, la contabilidad de ingresos, las finanzas y,en algunos casos, el mercadeo del petróleo y elgas producidos. Estas actividades generan losresultados de los planes propuestos en la fase deingeniería de petróleo y de instalaciones.

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El compromiso de Schlumberger con la opti-mización del rendimiento de los yacimientos yel manejo de proyectos comenzó en 1995. En eseaño, se formó la organización de ManejoIntegrado de Proyectos (IPM, por sus siglas enInglés) para cumplir con las demandas deloperador mediante la combinación de experticiaglobal con experiencia local.1 Por otro lado, tuvosu origen la iniciativa de los grupos PEG, y en1997 Schlumberger adquirió Holditch &Associates. Posteriormente, emergió el serviciode Optimización Integrada de Yacimientos (IRO,por sus siglas en Inglés).

En distintos lugares del mundo, varios proyec-tos de envergadura en busca de altos rendimien-tos, han posibilitado una amplia actividad deservicios integrados y han permitido acumularexperiencia en el manejo de proyectos. Durantelos últimos cuatro años, estas organizacioneshan trabajado exitosamente en proyectos que seextienden desde servicios integrados de per-foración y servicios de pozos para los camposAndrew y Cyrus del Mar del Norte, y el Proyectode Area del Valle Oriental (campos Mungo,Marnock, Machar y Mirren) hasta las alianzasde los campos Hibernia, Wytch Farm y Machar.También pueden incluirse los proyectos enAfrica y Sudamérica, como el redesarrollo delcampo Dación.

Entre los proyectos importantes e indepen-dientes, los servicios de manejo de la producciónhan tenido una buena aceptación y su importan-cia está creciendo en el sector de upstream dela industria petrolera. La adquisición de CoastalManagement Corporation (CMC) en 1998 forta-leció aún más las capacidades de Schlumbergeren esta área. La organización CMC, constituidaen 1989 y con antecedentes de compañía opera-dora de producción, posee un extenso historialen materia de implementación de proyectos queabarcan desde el desarrollo a gran escala de

estratos carboníferos con metano, hasta elmanejo de la producción de importantes proyec-tos de inyección de agua (abajo). Los objetivosde Schlumberger son paralelos a los de CMC, loque dio lugar a un nexo natural que condujoprimero a la formación de una alianza integraday luego a la adquisición.

Además de un proyecto de manejo de la pro-ducción para la inyección de agua en WestTexas, CMC operó anteriormente en el campoBryan-Woodbine, Texas, EE.UU.; operación queinvolucró el manejo de las relaciones entre los

Proyectos integrados y consultoría: Un compromiso continuo

12 Oilfield Review

Proyecto geotermal Cerro PriestoBaja California, México

Proyecto M.A.K.Condado de MartinTexas

Campo Oak HillCondado de Rusk, Texas

Proyecto Phillips ReefCuenca Permian Oeste de Texas y Nueva México

Recuperación secundaria en el Sur de KilgoreOriente de Texas

Prospecto Loco Hills Condado de Eddy, Nueva México

Campo Two Freds (Delaware)Condados de Loving, Reeves y Ward, Texas

Proyecto de inyección de aguaCondado de Crane, Texas

Unidad Bryan-WoodbineCondado de Brazos, TexasRecuperación secundaria

Proyecto Turner TownOriente de TexasCondado de Rusk, Texas

Campo LisbonClaiborne Parish, Louisiana

Robinson’s BendDesarrollo de un estrato carbonífero con metanoCondado de Tuscaloosa, Alabama

Canyon Reef CarriersCuenca PermianGasoducto de CO2 (220 millas)

Unidad Alabama Perry NorthCondado de León, Texas

> Práctica del manejo de la producción y de proyectos. La organización CMC, constituida en 1989, conantecedentes de compañía operadora, posee un extenso historial en la implementación de proyectos queabarcan desde programas de perforación de desarrollo hasta importantes operaciones de inyección de aguay proyectos de manejo de la producción de gran envergadura.

intereses de los trabajadores y la empresa,asumir la responsabilidad ante 435 dueños conintereses comunes y encargarse de 15,000 re-galías, además de lidiar con cuestiones ambien-tales complejas. En la cuenca Black Warrior, deAlabama, EE.UU., CMC planificó y manejó unprograma de 14 taladros para estratos car-boníferos con metano por más de un año, per-forando más de 400 pozos y coordinando unpresupuesto de 175 millones de dólares.

Cada proyecto tenía diferentes parámetros.En el campo Bryan-Woodbine se debían resolverproblemas de entrada de dinero. En Alabama, elproyecto incluía diseño de ingeniería, llevar lacontabilidad, efectuar el control de erogacionesde capital, y atender cuestiones reglamentariasasociadas con créditos en conceptos deimpuestos por gas no convencional.

Las líneas de productos de SchlumbergerOilfield Services fueron recientemente reorgani-zadas en tres grupos de productos—Evaluaciónde yacimientos, Desarrollo de yacimientos yManejo de yacimientos—que abarcan 13 seg-mentos de servicios. Estos grupos desarrollan ysoportan productos y servicios ofrecidos en cua-tro áreas geográficas: Asia; Europa, Países de laEx Unión Soviética (CIS, por sus siglas enInglés) y Africa; el Medio Oriente; y Norte ySudamérica. El grupo de Evaluación de Yaci-mientos comprende levantamientos sísmicosmarinos y terrestres, y actividades de adquisi-ción, procesamiento y evaluación de datos deregistros de pozos obtenidos a hueco abierto yrevestidos. El grupo de Desarrollo de yacimien-tos abarca los servicios y productos de Anadrill,Camco, Dowell y Testing. Y el grupo de Manejode yacimientos, que combina GeoQuest, Dataand Consulting Services, Production Operators,de Camco e IPM, ofrece soporte a la Optimi-zación Integrada de Yacimientos (IRO) y a losprocesos de manejo de la producción (derecha).

El manejo del yacimiento abarca varios ele-mentos, incluyendo un fuerte compromiso conla excelencia en la entrega de servicios en lalocación del pozo, soluciones y servicios integra-dos, alianzas, asociaciones, precios en funciónal valor y destreza en el manejo del proyecto. El

grupo de Manejo de yacimientos se alimenta dela tecnología y experticia de Schlumberger parael planeamiento y la implementación del de-sarrollo del campo, pero también depende deotros excelentes proveedores de servicios y ter-ceros para formar un equipo bien sólido.

La participación toma varias formas, desde lasimple coordinación de servicios al sector deE&P de la industria petrolera, hasta la totalintervención en el diseño y el manejo de lasoperaciones del campo. Se hace hincapié en laimportancia de la participación plena durantelas fases de diseño e ingeniería conceptual parafacilitar una eficaz cooperación y una adecuadacomunicación en los distintos proyectos a lolargo de la vida del yacimiento. Además de una

gran experticia operacional y un completo rangode servicios de perforación, completación,planeamiento de desarrollo y manejo de la pro-ducción, Schlumberger ha forjado alianzas deingeniería y construcción con firmas de primernivel, incluyendo Coflexip Stena Offshore,Bechtel Offshore y Fluor Daniel. Estos acuerdosno son exclusivos, y las partes de las alianzasrepresentan proveedores de preferencia y deprimera elección en varios tópicos.

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Perforación y mediciones

Completación de pozos y productividad

Cementación y estimulación

Desarrollo deyacimientos

Mechas de perforación

Intervención de pozos

Sísmica

Evaluación deyacimientos

Perfilaje

Tierra Hueco abierto

Marina Hueco revestido

GeoQuest

Servicios de consultoría y de datos

Manejo integrado de proyectos

Manejo deyacimientos

Sistemas de producción y compresión

> Una organización adecuada al manejo de yacimientos.

1. Bourque J, Tuedor F, Turner L, Gomersall S, Hughes P Jr,Klein R, Nilsen G y Taylor D: "Business Solutions for E&PThrough Integrated Project Management," Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997): 34-49.

También se extendió considerablemente la vidaútil de las bombas sumergibles (derecha).

Las operaciones diarias de campo implican operar los equipos de superficie o válvulas para ini-ciar y controlar la producción o aumentar las tasasde inyección de gas y las presiones del sistema delevantamiento artificial, pero el mejoramiento de laproducción a través del proceso proactivo de reco-nocimiento de candidatos, consiste en mejorar elrendimiento individual de los pozos para incremen-tar en forma colectiva la producción total delcampo. Estos esfuerzos de rejuvenecimiento a cor-to plazo, que también pueden ser parte del procesode manejo de la producción, abarcan el servicio alos pozos, la modificación o instalación del sistemade levantamiento artificial, el bombeo de ácidopara limpiar la matriz del medio poroso o trata-mientos de estimulación mediante fracturashidráulicas, además de otras intervenciones de po-

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5. 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 lasoperaciones en mayo de 1991, se creía que existía poco potencial enla parte alta de la estructura del campo. Con la interpretación demapas sísmicos, se perforaron 16 pozos. La restauración de la producción comprendió la utilización de bombas electrosumergiblespara el levantamiento artificial en pozos seleccionados y la inyección de agua en los bordes del yacimiento.

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Producción de petróleo Declinación inicial para el petróleo

Producción de gas Declinación inicial para el gas

Comienzo de la alianza para el manejo de la producción

zos correctivas destinadas a mejorar o restaurar laproducción.

En cualquier iniciativa de manejo de la pro-ducción, es esencial el desarrollo de objetivosalineados. Los acuerdos comerciales combinanuna recompensa fija a corto plazo basada en lareducción de los costos de levantamiento, conbeneficios a largo plazo por el agregado de valor alos activos (izquierda). Este modelo se aplica aproyectos individuales, pero puede utilizarsecomo patrón para futuras asociaciones creadas enatención a un portafolio de activos, tendientes aoptimizar el rendimiento de los yacimientos ymaximizar el valor tanto para el operador comopara un proveedor de servicios integrados. Unarelación mutua que equilibre los riesgos y las re-compensas puede brindar resultados inmediatos yasegurar un mejoramiento continuo.

Un alianza para manejar la producciónEn febrero de 1991, CMC fue seleccionada de ungrupo de seis compañías para manejar un con-junto de campos de petróleo y gas ubicados en elcentro de la cuenca Permian al oeste de Texas,EE.UU.5 A CMC se le asignó la responsabilidad delas funciones típicas de un operador. Estasincluían el manejo general de la operación; laexploración y la ingeniería de petróleo; las opera-

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s> Mejoras en la eficiencia del levantamiento artificial. Un enfoque de sistemas similar alutilizado 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.

Modelo de costos de levantamiento Modelo en base al valor

Reducción inicial

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Resultados reales

Plan de negocios

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Un año

> Acuerdos de producción en base al valor. Los servicios de manejo de la producciónrequieren la defensa del precio en función del valor, a través de una alianza que ayude alos dueños de activos y al proveedor de servicios integrados a alcanzar metas y objetivoscomunes. 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 acuerdode riesgo-recompensa a largo plazo relacionado con el valor adicional de los activos ybasado en el VAN del proyecto, o una combinación del VAN y los costos de levantamiento.

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Otoño de 1999 15

ciones de producción del campo; la contabilidadde los ingresos; la facturación de servicios deinterés común; las cuentas por pagar, y la obten-ción de materiales.

En ese momento, el personal del operador delos activos se encontraba totalmente comprometi-do con otros proyectos y propiedades. La compa-ñía estimó que para operar el proyecto, senecesitaría un número considerable de emplea-dos, pero no quería expandir su organización.Cuando CMC fue autorizada a manejar y operareste proyecto, contrató a 85 personas con expe-riencia local y asumió la responsabilidad delmanejo de la producción.

El proyecto, que abarca cerca de 80.000 acres[324 km2] e incluye más de 1350 pozos activos (deun total de 2000 pozos) que producen de múltipleszonas de 12 horizontes, en un total de 47 campos,ilustra el impacto de un manejo de la producciónbien focalizado. Antes de que CMC iniciara lasoperaciones en mayo de 1991, se creía que el cam-po ofrecía poco potencial hacia la parte alta de laestructura, y los operadores anteriores lo habíanidentificado como un activo secundario. Se formóun equipo multidisciplinario para llevar a cabo lasevaluaciones geológicas y de ingeniería, super-visar las operaciones y restablecer la producción.

Los resultados de estos estudios condujeron ala toma de varias acciones. Se instalaron bombaselectrosumergibles en pozos cuidadosamenteseleccionados. Se perforaron 16 pozos en base ala interpretación de mapas sísmicos. Todos,excepto uno de estos pozos resultaron exitosos.Hacia la parte alta y a través de todo el campo, seimplementaron diseños de patrones periféricos deinyección de agua a lo largo de y entre los bordesde las secuencias de formaciones solapadas(derecha). Estos límites fueron identificados pordos levantamientos sísmicos tridimensionales (3D)de gran escala manejados por Schlumberger, quetambién dieron como resultado el descubrimientode nuevos campos en este activo de 70 años.

Los grupos responsables de la intervención depozos e instalaciones y operaciones de produccióncompletaron las etapas iniciales de restauraciónde la producción, trabajando muy de cerca con unequipo de ingeniería de petróleo y de instala-ciones. La producción total creció de cerca de7000 a casi 12.000 bppd [1120 a 1906 m3/d] en1995 (página previa, abajo). Las erogaciones anua- Límites

sísmicos

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Límites sísmicos

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Resultados de la inyección de agua y de los levantamientossísmicos. 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 lassecuencias de formaciones solapadas, identificadas por doslevantamientos sísmicos tridimensionales (3D) de gran escala.Se descubrieron nuevos campos gracias a estos estudios.

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16 Oilfield Review

> Mejoramiento de la eficiencia. Las fallas de vástagos, tuberías y bombas de fondo bajaron de 175por 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 fallapor pozo por año, les permitió a los dueños de los activos ahorrar más de 1 millón de dólares por año.

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Proveedor de productos químicos

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Equipo de manejo de la producción

Compañía del taladro de servicios al pozo

Capa

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Compañía del taladro de servicios al pozo

Proveedor de productos químicos

Operador del campoFabricante de bombas de fondo

Una parte integral del manejo de los gastosoperativos y el éxito económico general delproyecto, está dada por la mejor relación con losproveedores que participan directamente en lareparación de los pozos. El objetivo consistía enpromover la cooperación entre los grupos opera-cionales y las compañías que proveen taladros,bombas y productos químicos especiales para elservicio de pozos. Las frecuencias de fallas enpozos, a más de dos fallas por pozo por año,excedieron el valor de referencia de una falla porpozo por año para operaciones similares. Eldilema era cómo reducir las fallas de vástagos,tuberías y bombas. Un gran sentido de trabajo enequipo en la organización CMC, apuntó a unnuevo modelo para integrar a los mejoresproveedores de servicios que agregarían valor alproceso de producción.

La organización del campo se reestructuróalrededor de las actividades de mantenimientode pozos, organizando a los capataces de la pro-ducción del campo en un Equipo Focalizado alNegocio, teniendo como miembros al personalde gerenciamiento y supervisión de compañíasde bombas de fondo, de tratamientos químicos yde taladros de servicios al pozo. Este equipo sededicó a mejorar las actividades de manteni-miento de los pozos. Además, la tarea de imple-mentar las mejoras en el campo fue asignada aun nuevo Equipo de Confiabilidad del Pozo, quenuevamente consistía de representantes de laalianza y especialistas de cada uno de losproveedores de servicios encargados de iniciarlas mejoras del mantenimiento de los pozos. Lasfallas de vástagos, tuberías y bombas de fondobajaron de 175 por mes en 1991 a 40 por mes en1998 (izquierda).

Las frecuencias de fallas en pozos disminu-yeron considerablemente por debajo del valor dereferencia de una falla por año, a menos demedia falla por pozo por año. Como resultado, loscostos de levantamiento se redujeron el 34%, ylas fallas en pozos bajaron el 75%. Estas reduc-ciones ahorraron a los accionistas más de 1 mi-llón de dólares en seis años. Al mismo tiempo,las mejoras en la eficiencia obtenidas gracias alcompromiso más directo de las partes de laalianza permitieron que parte del personal de laalianza se dedicara a tareas de manejo de la pro-ducción que agregarían más valor al proyecto.Las reducciones en los costos de mantenimientode pozos se lograron a la vez que se reducía elpersonal designado a dicha actividad.

En 1998, estos equipos habían reducido lasfallas en pozos hasta un punto tal que mejorasadicionales ya no resultaban efectivas en costos.El foco de atención pasó de la reducción de fallasal mejoramiento de la producción. Los especia-listas de servicios al pozo mejoraron aún más losingresos mediante el análisis, la optimización yla modificación del sistema de levantamientoartificial. El desarrollo de un modelo de serviciosintegrados más amplio que el utilizado hastaentonces—uno que brinda continuidad y se ocu-pa de las actividades del proceso más que de lasdisciplinas individuales o tareas escasamentedefinidas—ayudó a obtener estos resultados.

les de capital de menos de 5 millones de dólaresen 1992, se incrementaron cada año y alcanzaron35 millones en 1998. Los resultados de las inver-siones eran competitivos y las tasas de retorno secomparaban favorablemente con otras oportu-nidades de inversión de los accionistas.

El control de los gastos operativos es unaparte importante del manejo eficiente de la pro-ducción. Además del gran número de pozosactivos de producción e inyección, existen 37baterías de equipos de superficie para la sepa-ración de la producción, tres mallas eléctricas dedistribución de energía y otras tantas instala-ciones en los campos. Los altos niveles históricosde los gastos operativos se redujeron, pero no alpunto de ignorar los procedimientos prudentes deoperación y las prácticas de CSSMA. Los límitesde gastos a corto plazo, con una vida estimada dereserva de más de 20 años, no pueden sobrepasarlos requisitos de mantenimiento que aseguraránla longevidad operacional de los equipos.

Otoño de 1999 17

> Metodologías del manejo de la producción. Los sistemas y métodos internos de CMC desarrolladosdurante una década de experiencia en el mantenimiento de pozos y la experiencia de terceros en elmanejo de la producción y en las operaciones de campo, le permiten al personal de operaciones dela alianza tomar decisiones efectivas en costos.

AS 400FinanceProducción

Manejo de la producción

FinanceTierra

FinanceFuente de documentos

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REPORT

REPORT

Facturación

Distribución de los ingresos

Reporte de producción y regulaciones

Reporte interno de operaciones

Reporte al cliente

Finance

Tesoro

Compras

¿Porqué tiene éxito este enfoque? Una clavees la capacidad de los equipos de manejo de laproducción para concentrar la energía, creativi-dad, experticia, tecnología y experiencia local enun solo proyecto y ser flexibles a la hora deanalizar los problemas y desarrollar solucionesnovedosas. CMC, una organización de serviciossingular porque surge de una compañía conantecedentes de manejo de operaciones de pro-ducción, mantiene una perspectiva de ciclo devida en los activos que maneja. Este enfoqueofrece un modelo para la coordinación y el aportede actividades de manejo de la producción, que esflexible y brinda el máximo rendimiento delcampo.

La estructura administrativa del proyecto estransparente para los clientes y difiere muy pocode cualquier otra operación de una compañíapetrolera. Ambas partes, gracias a un acuerdo

mutuo en sus fines y objetivos, comparten unavisión de largo alcance y los correspondientesbeneficios de este proceso de manejo de la pro-ducción que agrega valor. Desarrollados durantemás de una década de experiencia en el manteni-miento de pozos y operaciones de campo, los sis-temas y métodos internos de CMC para manejarlas actividades diarias del proyecto mediante elmonitoreo y el seguimiento de los datos de campo,le permiten al personal de operaciones tomardecisiones efectivas en costos (abajo).

Un proceso de manejo en marcha Las condiciones del mercado y las nuevas tenden-cias que surgen en la industria aportan apre-miantes incentivos tácticos, estratégicos yfinancieros para adoptar un flamante enfoque enel manejo de la producción. Los desafíos de unaproducción en baja y una base de activos maduros,

se pueden afrontar alterando la manera de desa-rrollar y manejar los yacimientos desde su des-cubrimiento hasta su agotamiento final oabandono. Con la confianza depositada en lasalianzas o asociaciones para el manejo de la pro-ducción, las funciones o procesos desarrolladospor una organización de servicios integrados comoSchlumberger, reducen significativamente lasdemandas de recursos operacionales—financie-ros y de personal—para adquirir, integrar y mane-jar las tecnologías, los productos y los servicios aloperar el campo. El personal de trabajo de lascompañías petroleras es capaz de identificar lasoportunidades de negocios que mejoran el valorde los activos y el retorno financiero, centralizandolos recursos internos en actividades de mayorimportancia estratégica.

Las ventajas adicionales resultan de la reduc-ción de costos logradas por la aplicación de tecno-logía adecuada y experticia, compras máseficientes, fijación de precios y fuentes demateriales, y mayores capacidades de Inves-tigación y Desarrollo (R&D, por sus siglas enInglés). Los nuevos enfoques en el desarrollo ymanejo de yacimientos no son simplemente unanueva recolección de productos y servicios ofreci-dos previamente y por partes en respuesta a lasdemandas del cliente, sino que son solucionesadaptadas a las necesidades del cliente que repre-sentan las mejores tecnologías y metodologías.

Los servicios de manejo de la produccióngozaron de una mayor aceptación a principios dela década del 90. Más recientemente, estos acuer-dos se consolidaron como métodos capaces dealcanzar los objetivos tácticos a corto plazo y deobtener los objetivos estratégicos a largo plazo.Este enfoque promete perdurar en la próximadécada ya que las compañías productoras seempeñan en lograr una mayor optimización de laproducción y en continuar reduciendo los costos.El control diario de gastos es importante, pero enel largo plazo, muchos campos maduros dispersospor el mundo necesitan de un apoyo operacional yde ingeniería. Estos activos petroleros contienenrecursos que la economía mundial necesita, y quelos países productores de petróleo y gas no estánen condiciones de perder como resultado de des-cuidos operacionales o limitaciones de recursos.

—MET