Especialización en Gerencia de Hidrocarburos · 2014
Proyecto de optimización de costos en trabajos de mantenimiento de subsuelo para un grupo de campos piloto de Ecopetrol S.A
Durante la vida productiva de un campo petrolero se requieren diferentes trabajos de mantenimiento de pozos con el fin de mantener la mejor productividad de los mismos e incrementar el factor de hidrocarburos presentes en un determinado yacimiento. Para ello se requiere profesionales que cuenten con una metodología adecuada, que oriente y facilite la toma de decisiones para mejorar la gestión de activos asignados y lograr la máxima rentabilidad de los mismos. En este trabajo, se presenta una metodología implementada en Ecopetrol S.A, en donde se establece un método de optimización de costos de subsuelo, un diagnóstico, para comparar el modelo con las mejores prácticas de la industria e identificar acciones de optimización, valorando su economía y promesa de valor para la compañía, reflejando al final una eficiencia en costos. Con las oportunidades identificadas en el proyecto, se espera implementar de forma gradual estrategias de optimización que permitan a la compañía asegurar las promesas de optimización de costos de Levantamiento de USD$ 0,81 por barril de producción de crudo, orientando de forma sistémica a los gerentes de este proceso a través del Mapa de camino; el cual brinda la senda progresiva que se debe dar en este o en cualquier otro proyecto para apalancar la sostenibilidad de este proceso e implícitamente el de la compañía. 1
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Contenido
- INTRODUCCIÓNp. 11
- MANTENIMIENTO DE SUBSUELOp. 12
- 1.1 DESCRIPCION DEL PROCESO DE MANTENIMIENTO DE SUBSUELOp. 12
- 1.1.1SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEOp. 13
- POZOSp. 27
- 1.2 METODOLOGIA DE EJECUCION PROYECTOp. 28
- 1.3 ESTRATEGIA DE IMPLEMENTACIÓNp. 29
- 1.4 ACTIVIDADES DEL PROYECTOp. 31
- PROYECTOp. 33
- 1.5.1Alcance Organizacionalp. 33
- 1.5.2Alcance funcional y de responsabilidadesp. 34
- 1.6 CRONOGRAMA DEL PROYECTO, HITOS Y ENTREGABLESp. 38
- 1.6.1Cronograma general del proyectop. 38
- 1.6.2 Entregablesp. 38
- 1.7 PREMISAS, SUPUESTOS Y RESTRICCIONES DEL PROYECTOp. 40
- 1.7.1 PREMISAS GENERALESp. 40
- 1.7.2 SOBRE EL ALCANCEp. 40
- 1.7.3 SOBRE DATOSp. 41
- 1.7.4 SOBRE EL EQUIPOp. 41
- 1.7.5 TEMAS LOGÍSTICOSp. 42
- 1.7.6 DE DOCUMENTACIÓNp. 42
- 1.7.7 DE TIEMPOS Y EJECUCIÓN DE TAREASp. 42
- RESULTADOS DEL PROYECTOp. 44
- 2.1 DISGNOSTICO DE LA SITUACION ACTUALp. 44
- 2.1.1 Estandarización de criterios de análisisp. 44
- actual de los camposp. 45
- 2.1.3 Selección de metodología de análisisp. 46
- 2.1.4 REFERENCIAMIENTO DE PROCESO DE COSTOS DE SUBSUELOp. 49
- 2.1.5 Estado actual de campos base de análisisp. 52
- 2.1.6 Situación tecnológicap. 65
- 2.2 Evaluación de iniciativasp. 70
- 3.RECOMENDACIONESp. 74
- 4.CONCLUSIONESp. 77
- BIBLIOGRAFÍAp. 79
- Imagen 2. Unidad Convencional de Bombeop. 16
- Imagen 3. Características del levantamiento de hidráulicop. 18
- Imagen 5. Características del levantamiento de bombeo electrosumergiblep. 23
- Imagen 6. Estructura Organizacionalp. 33
- Imagen 7. Plan de trabajop. 38
- Imagen 8. Curva `S` de Madurez Tecnológicap. 66
- Imagen 9. Dominio de tecnologíap. 67
- Imagen 10. Mapa de Camino – Implantación de Recomendacionesp. 76
- Cuadro 1. Matriz de entregablesp. 39
- Cuadro 2. Valores Referenciales Internacionales para los 4 indicadoresp. 51
- Cuadro 3. Evaluación de priorización de iniciativas, según análisis de riesgop. 71
- Cuadro 4. Promesa de valor de las iniciativas evaluadasp. 72
- Cuadro 5. Nuevas iniciativas – Lifting Cost 2012 – USD/BLp. 72
- Grafico 1. Porcentaje de disponibilidad de pozosp. 46
- Grafico 2. Pérdidas Acumuladasp. 47
- Grafico 3. Análisis de fallas operacionalesp. 47
- Grafico 4. Proceso de gestión de mejorap. 48
- Grafico 5. Metodología de optimizaciónp. 49
- Grafico 6. Distribución de pozos de BM por profundidadp. 52
- 3000 a 6000 piesp. 53
- Benchmarkingp. 58
- vs Benchmarkingp. 55
- Grafico 10. Distribución de pozos ESP por profundidadp. 55
- Benchmarkingp. 58
- Benchmarkingp. 58
- Benchmarkingp. 58
- Benchmarkingp. 58
- vs Benchmarkingp. 58
- Benchmarkingp. 58
- Grafico 17. MTBF (días), ESP, por campo, 3000´- 6000´ vs Benchmarkingp. 60
- Grafico 18. MTBF (días), ESP, por campo, 6000´- 9000´ vs Benchmarkingp. 60
- Grafico 19. Distribución de pozos PCP por profundidadp. 61
- 3000´- 6000´ vs Benchmarkingp. 62
- Benchmarkingp. 58
- Benchmarkingp. 58
- Grafico 23. MTBF (días), PCP, por campo, 3000´- 6000´ vs Benchmarkingp. 65
- Grafico 24. Producción diferida versus tecnología y procesosp. 69