El documento define varios términos relacionados con la producción de petróleo y gas, incluyendo potencial de producción, índice de productividad, presión de fondo fluyente crítica y disponibilidad límite de reservorio. Asigna responsabilidades a los ingenieros de producción y reservorio para monitorear la producción, diagnosticar pozos, asignar potenciales a los pozos, y maximizar la producción dentro de los límites técnicos y de plan de explotación.

1. República Bolivariana de Venezuela
Ministerio del Poder Popular para la Educación Universitaria, Ciencia y
Tecnología.
I.U.P. “Santiago Mariño”
Materia: Plan y Control de la Producción.
Potencial de Producción.
Sergio Ramos
23.866.551
Ciudad Ojeda, 3 de marzo de 2017

2. Desarrollo.
1. Definiciones.
-Producción Total: Es el aporte de todos los fluidos de uno o de un
grupo de pozos productores, y uno o varios reservorios; incluyendo el
agua, petróleo y gas.
-Índice de Productividad: Es la capacidad de producción total de una
formación como función del diferencial de presión a condiciones
estáticas y a la que se somete esa formación durante su producción. Se
representa en un gráfico de tasa de producción total como función de la
caída de presión y a esta curva se le conoce curva de afluencia (IPR).
Los procedimientos generales para el cálculo del Índice de Productividad
y la curva de IPR serán los establecidos en el Informe Técnico que se
emitirá sobre el tema.
-Presión de Fondo Fluyente de Ley: Es la presión de fondo fluyente
mínima establecida en la legislación, regulaciones o normas de un área,
región o país, para producir un pozo, o un reservorio, o una capa
productora.
-Presión de Fondo Fluyente Crítica : Es la presión de fluencia mínima
a la cual se puede producir una capa productora o un reservorio, que se
deriva del plan de explotación del mismo para evitar la presencia de
fluidos o materias indeseables, y/o la explotación no adecuada del
reservorio.
-Producción o Tasa de Flujo Crítica: Es el caudal de producción total
(incluye aguas, petróleo y gas), que de acuerdo a la curva de afluencia
del pozo (IPR), se obtendría cuando la presión de fluencia a profundidad
media de punzados es igual a la presión de fondo fluyente crítica.
-Potencial Absoluto: Es el caudal de producción total (incluye aguas,
petróleo y gas), que de acuerdo a la curva de afluencia del pozo (IPR),
se obtendría cuando la presión de fluencia a profundidad media de
punzados es igual cero.

3. -Disponibilidad límite de reservorio: Es el caudal de producción total
(incluye aguas, petróleo y gas), que de acuerdo a la curva de afluencia
del pozo (IPR), se obtendría al valor de presión de fluencia limite a
profundidad media de punzados. La presión de fluencia límite adquiere
el valor mayor entre la presión de fondo fluyente crítica y la presión de
fondo fluyente de ley.
-Potencial de pozo: es el máximo caudal de producción que, de
acuerdo a la curva de afluencia del pozo (IPR) y a la menor presión de
fluencia posible a profundidad media de punzados, se podría obtener
con las instalaciones de fondo de pozo y de superficie óptimos,
disponibles en el yacimiento dentro de contratos de proveedores ya
existentes, sin considerar problemas actuales abastecimiento. El valor
de potencial de un pozo, debe ser estudiado y establecido en común
acuerdo entre ingeniería de reservorio e ingeniería de producción. No
incluye la oportunidad de potencial adicional por la implantación de
tecnologías no comunes en el área.
-Producción actual de pozo: es el caudal de producción total actual
del pozo, y se corresponde con el último control de producción validado.
-Controles validados: Son aquellas mediciones de caudal incluyendo
agua, petróleo y gas, que después de analizadas por Ingeniería de
Producción, representan sin lugar a dudas la producción real actual de
un pozo.
-Controles memos: Son aquellas mediciones de caudal dudosas por
presentar desviaciones significativas con respecto a la tendencia de
producción del pozo, y registradas en la base de datos corporativa TOW
con el código “Control Memo”. Una vez identificado un control memo, se
toman las acciones para repetir la prueba de producción, para
confirmarlos como válidos o descartarlos. El concepto y uso de control
memo será sometido a revisión posteriormente, en función de la
aplicación del concepto de potencial.
-Controles merma: Son aquellos controles validados del pozo, cuyos
valores presentan un porcentaje de desviación con respecto al potencial
del pozo (ver aparte 2.3, desviaciones del valor de potencial) y
registradas en la base de datos corporativa TOW con el código “A80”.

4. -Merma de producción de un pozo: Es la producción no materializada
en un pozo en operación, como consecuencia de una reducción en el
aporte del reservorio y/o disminución de la capacidad de extracción del
sistema de levantamiento. Se obtiene de restar al potencial del pozo
(Pp) y durante el tiempo que la merma este presente, los controles
validados cuyos valores presentan un porcentaje de desviación con
respecto al potencial del pozo (ver aparte 2.3, desviaciones del valor de
potencial).
-Perdida de producción localizada de un pozo: Es la producción no
materializada en un pozo debido al paro total (temporal o permanente),
por causa o rubro establecido. Se obtiene del producto del potencial del
pozo (Pp) por su tiempo de paro. En caso de que el pozo presentara
merma de producción al momento de ocurrir el paro:
 El valor de la merma se mantiene en la contabilidad del pozo,
durante el tiempo deparo.
 El valor de la merma deberá ser restado al potencial del pozo, al
calcular la perdida localizada.
-Potencial de Producción: Es la sumatoria de todos los potenciales de
pozos productores, activos e inactivos con disponibilidad inmediata en
un período de análisis.
-Disponibilidad Inmediata: Se refiere al tiempo requerido para que
un pozo pueda ser incorporado a producción en un área determinada,
con los contratos y arreglos administrativos existentes. Para el cálculo
del potencial del área:
 Se considerará como potencial disponible, el potencial de todo
pozo que pueda ser incorporado a producción dentro de los
siguientes de tres meses.
 Se considerará como potencial no disponible, el potencial de un
pozo que no haya podido ser puesto a producción en igual lapso
de tiempo, desde su diagnóstico.
-Contribuciones al Potencial en un Área: Son todas aquellas
incorporaciones de potencial de producción de pozos incorporadas a los
sistemas del yacimiento y que no están incluidos en la lista de pozos
contribuyentes.

5. -Producción bombeada de un Área: Es la sumatoria de la producción
bombeada desde las baterías y USP pertenecientes a un área de
operación, Unidad Económica, etc., hacia los puntos de transferencias
en el período determinado de análisis. La producción bombeada desde
una batería o USP, debe ser medida por un caudal metro o cualquier
otro medio, y debe considerar el margen de error del instrumento de
medición.
-Producción retenida de un Área: Es la sumatoria de la producción
almacenada en las baterías y USP pertenecientes a un área de
operación, Unidad Económica, etc, no bombeada en el período
determinado de análisis. Comúnmente se conoce como “Existencia”.
-Variación de producción retenida de un Área: Es la diferencia
entre la producción disponible y la producción bombeada de un área de
operación, Unidad Económica, etc.
Esta definición aplica de igual forma a nivel de batería o USP.
-Potencial Cerrado por Mercado de un Área: Es la sumatoria de los
potenciales de los pozos cerrados por falta de mercado (demanda), en
un área de operación, Unidad Económica, etc., en el periodo de análisis.
-Producción Fiscalizada de un Área: Es la producción oficial
entregada en el punto de transferencia a Transporte de Petróleo y Gas,
medida mayormente con Unidades LAC o cualquier instrumento de
medida, considerando el margen de error del instrumento de medición.
-Producción diferida de un Área: Es el total de producción no
materializada en un área operativa, Unidad Económica, etc. Es
consecuencia de una variación en la capacidad de aporte del reservorio,
y/o disminución de la capacidad de los sistemas de extracción, del paro
de los pozos activos e inactivos con disposición inmediata, y de la
merma por transferencia. Se obtiene de restar al Potencial del área, la
Producción Fiscalizada en el punto de transferencia, el Potencial Cerrado
por Mercado y la variación de producción retenida.
-Mermas: Es la producción no materializada durante el tiempo de
operación de uno o varios pozos activos, como resultado de la reducción
en la capacidad de afluencia del reservorio y/o disminución en la

6. capacidad del sistema de extracción. Se calcula como la sumatoria de
las mermas de todos los pozos activos del área, en el período de
análisis.
-Pérdidas Localizadas: Es la producción no materializada debido al
paro total (temporal o permanente) por causa o rubro establecido, de
uno o varios pozos activos o inactivos con disponibilidad inmediata. Se
calcula como la sumatoria de la perdida localizada de todos los pozos
activos e inactivos con disponibilidad inmediata del área, en el período
de análisis.
-Mermas por Transferencia: Es la diferencia entre la producción
bombeada desde las baterías, USP y la producción fiscalizada en los
puntos de transferencia, en el periodo de análisis. Se debe
principalmente a la diferencia de apreciación de los instrumentos de
medida utilizados entre ambos puntos, que inciden directamente en la
medición del volumen total y del corte de agua.
-Pérdidas No Localizadas: Es la producción no materializada por
razones desconocidas, en el período de análisis. Se obtiene de restar al
Potencial del área, la Producción Fiscalizada, el Potencial Cerrado por
Mercado, la variación de producción retenida, las Perdidas Localizadas,
las Mermas y las Mermas por Transferencia.
2. Responsabilidades.
-Gerente de Área:
 Responsable por la instalación inicial y aplicación continúa de los
procedimientos establecidos en este manual.
-Ingeniero de Producción:
 Asignación del valor de potencial de cada pozo en análisis
consensuado y soportado técnicamente con el ingeniero de
reservorios de sus áreas bajo custodia.
 Responsable del registro en TOW el valor inicial o modificaciones
del potencial acordado por pozo, en conjunto con su justificación.

7.  Diseñar los sistemas de extracción, teniendo como objetivo de
producción la disponibilidad límite de reservorio cuando no existan
restricciones a la producción.
 Emitir el programa y cronograma de toma de datos que permita la
apropiada determinación del potencial de los pozos bajo su
custodia.
 Cotejar condiciones reales de operación de los pozos productores
en el software respectivos, a fin de efectuar el diagnóstico del
pozo que permita identificar causas de desviaciones y/o
oportunidades de optimización de producción y/o variación en la
curva IPR del pozo.
 Las responsabilidades aquí asignadas son adicionales las
asignadas a sus funciones normales de ingeniería de producción.
-Ingeniero de Reservorio Operacional:
 Asignación del valor de potencial de cada pozo en análisis
consensuado y soportado técnicamente con el ingeniero de
producción de sus áreas bajo custodia.
 Mantener actualizados los valores de presión estática de
reservorio, así como su variación con respecto a la producción
acumulada.
 Definir y calcular la curva IPR del pozo así como el método más
representativo de cálculo para el área.
 Efectuar los diagnósticos del sistema de reservorio (empuje) que
permitan identificar las causas de desviaciones y/o optimización
de producción.
 Proporcionar al ingeniero de producción el programa y cronograma
de toma de datos necesarios para el monitoreo de los reservorios
que permitan maximizar el potencial de los pozos bajo sus
custodia dentro de los planes de explotación aprobados de los
mismos.
3. Fases del Proceso.
-Programa de Monitoreo: El ingeniero de producción debe emitir un
programa de monitoreo en base al plan de explotación aprobado para su
reservorio. En caso de que no exista un plan de explotación oficial, el

8. ingeniero de reservorio operacional debe proporcionar al ingeniero de
producción los requerimientos de monitoreo para el reservorio.
Igualmente, el programa debe incluir la adquisición de los datos
necesarios para el monitoreo del sistema de producción subsuelo /
superficie para el área bajo su responsabilidad. Este programa debe ser
ejecutado por los operativos o personal decampo con esas tareas
asignadas.
Análisis de los datos de Producción:
El ingeniero de producción debe:
 Analizar los datos generados en el programa de monitoreo
(controles, cartas dinamométricas, tubing y casing well head
pressure, nivel de fluidos, etc).
 Determinar la existencia o no de merma o perdida localizada (ver
definiciones para su cálculo), y en caso de que las hubiere:
 Diagnosticar el pozo mediante el cotejo de las condiciones reales
de operación en el software respectivo.
-El ingeniero de reservorio debe:
 Analizar los datos generados en el programa de monitoreo y
diagnosticar y revisar la capacidad actual de fluencia o IPR de la
formación.
 Verificar y medir el cumplimiento del plan de explotación del
reservorio.
 Establecer la necesidad de implantar una tasa de flujo crítica o
regular a presión de fondo fluyente de ley (se debe implantar la
que sea mayor) informando de la misma por escrito en el
programa a ingeniería de producción.
 En todos los casos donde no se oficialice una tasa de producción
crítica o Pwf de ley, ingeniería de producción maximizará la
producción del pozo a Potencial Absoluto si es posible, dentro las
restricciones y condiciones técnicas y económicas posibles y
convenientes
-Fijación del potencial de un pozo: Todos los pozos productores sin
excepción (activos e inactivos con disposición inmediata), deben tener
un potencial asignado de acuerdo a la definición establecida en este
Procedimiento (ver aparte 1, Definiciones). Deberá ser cargado en TOW,

9. discriminando todos los fluidos producidos por un pozo (agua, petróleo y
gas). El procedimiento de asignación del potencial es un trabajo de
equipo entre el ingeniero de reservorio y el ingeniero de producción por
lo que su asignación requerirá de una reunión de trabajo.
-Proceso inicial de asignación y revisión de Potencial en un área:
En aquellas áreas operativas donde no esté implantado el proceso de
potencial bajo las pautas establecidas en este manual, se fija un período
de tres meses máximo para que los ingenieros de desarrollo operativo y
producción de cada área, analicen en conjunto todos los pozos de su
área de reserva, asignen el potencial del pozo, decidan cual es el estado
de producción más representativo que deban tener según la clasificación
establecida y carguen los mismo en TOW.
-Proceso Continuo de revisión del potencial: Cada mes, antes del
cierre oficial de producción, el ingeniero de producción y el de reservorio
de cada área de reserva deben reunirse para estudiar, diagnosticar y
asignar el potencial a los pozos. La revisión continua del potencial debe
efectuarse en términos prácticos y se sugiere la reunión mensual de
pozos como escenario para su discusión y revisión. Bajo los términos de
este manual, todos los pozos individualmente no requerirían ser
revisado cada mes para fijar su potencial ya que en aquellos campos
con poblaciones de pozos muy grandes, la tarea requeriría recursos
voluminosos. El objetivo de la revisión es encontrar el comportamiento
más representativo del reservorio en cuanto a las variaciones de
potencial y en tal sentido se recomienda como mínimo la siguiente
prioridad para el estudio y revisión de potencial de:
 Pozos perforados, reparados, recompletados, etc. de incorporación
de potencial reciente, con controles validados cuyo
comportamiento de producción muestre que no se han
estabilizado.
 Pozos con controles validados con desviación a las establecidas en
el aparte 2.3.
 Pozos de interés especial.
-Validez del potencial asignado a un pozo: Uno de los objetivos del
ejercicio de potenciales revisar los cambios del mismo en el período de
gestión donde se efectúa seguimiento. En tal sentido una vez que el
potencial es asignado, su validez tendrá efecto el día primero del mes

10. siguiente a su revisión. Es importante mencionar que este período de
validez no exime a los ingenieros de producción y reservorio de la tarea
de monitoreo diario de todos los reservorio, pozos, e instalaciones de
sus áreas para identificar oportunidades de producción adicional.
-Estadísticas de parámetros relacionados al potencial: La gestión
de un área de reserva basada en potencial, requiere que en el período
de gestión se generen valores estadísticos de parámetros que permitan
identificar acciones predictivas, preventivas y correctivas para
maximizar el valor de un área reserva. Los parámetros mínimos
relacionados con potencial que se deben registrar y mantener
estadísticas de los mismos, son los siguientes:
 Potencial base del área: Es el potencial proporcionado por todos
los pozos activos del área excluyendo los pozos que hayan
generado o perdido potencial según las definiciones anteriores. Se
calcula desde el inicio del período de análisis de gestión Enero a
Diciembre tomando como base la declinación energética del
reservorio y se verifica con el balance de potencial mensualmente.
 Contribuciones al Potencial: Se debe registrar mensualmente y
acumulada, por rubro, tanto el potencial esperado (o planificado)
como el materializado (o real) en el período de análisis de gestión
de Enero a Diciembre. No se debe incluir en el potencial base del
área. Estos valores de potencial adicional generado son la base
para calcular los costos de generación de potencial por cada uno
de los rubros analizados. En el caso de pozos nuevos perforados,
su potencial se contabilizará como contribución, cuando su
producción muestre una tendencia estable o partir de los 2meses
de puesta en producción (lo que ocurra primero). Es de mencionar
que esta observación se establece para evitar contabilización de
potencial cuando la producción es errática en su período inicial de
producción.
 Pérdidas de Potencial: Se debe registrar mensualmente y
acumulada, en el período de análisis de gestión de Enero a
Diciembre.
 Declinaciones: Se deben registrar tanto la declinación energética
como la mecánica, de acuerdo a las definiciones establecidas en el
aparte 1. Se debe registrar mensualmente y acumulada, la

11. declinación esperada (o planificada) y la materializada(o real) en
el período de análisis de gestión de Enero a Diciembre
 Mermas y Pérdidas: Se calculan basados en las formulas y
definiciones mencionadas en el aparte 1, y deben tener una
clasificación estándar a todas las áreas operativas. Se debe
registrar mensualmente y acumulada, la pérdidas y mermas
esperadas (o planificada) y la materializada (o real) en el período
de análisis de gestión de Enero a Diciembre.
-Proceso de contabilización de mermas y perdidas: Este proceso
tiene como objetivo contabilizar adecuadamente las mermas y pérdidas
y poseer una base estadística de producción diferida en el tiempo que
permita optimizar los procesos de detección, diagnóstico, programación,
ejecución y finalmente ejecución de trabajos de campo, requeridos para
disminuir la producción diferida a valores económicamente aceptables.
En este sentido se debe proceder de la siguiente manera:
 Identificar las mermas y pérdidas: La identificación de la diferida
se hace a través de los procesos de optimización y monitoreo
establecidos y aprobados en Repsol YPFAB o aquellos particulares
en cada área operativa. Una vez identificada, se debe contabilizar
la misma en el renglón correspondiente a las clasificaciones
aprobadas. La fecha de validez de la diferida es la fecha de
detección de la merma y/o pérdida. Una vez identificada, los
sistemas informáticos deberían clasificar (Proyecto en elaboración)
la misma para determinar la prioridad que se debe asignar a cada
pozo en el contexto global del área de reserva o Unidad
Económica.
 Generar programa de restitución de la producción en merma y/o
pérdida. Una vez generado el programa para restituir la diferida y
enviado al departamento que debe tomar la acción, la diferida se
debe asignar al departamento o sección que debe ejecutar la
acción con fecha efectiva del recibo del programa (por ejemplo:
esperando tractor).
 Una vez ejecutado el trabajo y recuperada la merma o pérdida,
validada a través de controles, se debe excluir del renglón con la
fecha correspondiente al inicio de la producción después de

12. ejecutado el trabajo. Se debe cuidar que el proceso de asignación
de mermas y pérdidas por rubros se haga adecuadamente para
evitar una doble contabilización de las mismas.
-Indicadores de gestión basados en potencial: Una vez definido el
potencial del área, el mismo sirve de base para el cálculo de indicadores
de gestión homologados a todas las áreas operativas.
-Validación de la producción fiscalizada en función del balance de
potencial de un Área: El potencial en el período de análisis y la
producción fiscalizada pueden validarse en función de las contribuciones
al potencial, disminución del potencial (perdidas de potencial +
declinación energética + declinación mecánica), potencial cerrado por
mercado, mermas (M y MT), perdidas (PL y PNL) y la variación de
existencia, como se indica.