En la industria petrolera , la asignación se refiere a las prácticas de desglosar las medidas de cantidades de hidrocarburos extraídos entre varias fuentes contribuyentes. [1] La asignación facilita la atribución de la propiedad de los hidrocarburos, ya que cada elemento que contribuye a un flujo combinado o a un almacenamiento de petróleo puede tener una propiedad única. Las fuentes contribuyentes en este contexto suelen ser pozos de producción de petróleo que entregan flujos de petróleo o flujos de gas natural a un flujo combinado o almacenamiento.
Los términos contabilidad y asignación de hidrocarburos a veces se utilizan indistintamente. [2] [3] La contabilidad de hidrocarburos tiene un alcance más amplio, aprovechando los resultados de la asignación, es el proceso de gestión petrolera mediante el cual se determina y rastrea la propiedad de los hidrocarburos extraídos desde un punto de venta o descarga hasta el punto de extracción. De esta manera, la contabilidad de hidrocarburos también cubre el control de inventario , el balance de materiales y las prácticas para rastrear la propiedad de los hidrocarburos que se transportan en un sistema de transporte , por ejemplo, a través de oleoductos hasta clientes distantes de la planta de producción.
En un problema de asignación, las fuentes contribuyentes son más ampliamente corrientes de gas natural, flujos de fluidos o flujos multifásicos derivados de formaciones o zonas en un pozo, de pozos y de campos , entidades de producción unificadas o instalaciones de producción. En la contabilidad de hidrocarburos, las cantidades de hidrocarburos extraídos pueden dividirse además por propiedad, por categorías de "petróleo de costo" o "petróleo de beneficio", y desglosarse en tipos de fracciones de composición individuales. Dichos componentes pueden ser hidrocarburos alcanos , fracciones de punto de ebullición, [4] y fracciones de peso molar. [5] [6]
El término asignar [7] se utiliza en el sentido de denotar distribuir según un plan, pero la etimología también puede estar vinculada a 'asignar'. [8] El término contabilidad [9] se utiliza en el sentido de denotar justificación de acciones. [10]
En el contexto de la contabilidad de hidrocarburos, un campo petrolífero es un área desarrollada para la exploración de hidrocarburos de uno o más yacimientos [11] en el subsuelo. A veces, un pozo extrae hidrocarburos de más de una formación geológica o yacimiento, por lo que puede ser útil dividir el campo petrolífero y sus corrientes de pozo por formaciones o capas. Más de un campo petrolífero puede compartir infraestructura como unidades de procesamiento de petróleo y oleoductos. Las actividades del campo están reguladas por una jurisdicción de un estado y un contrato de licencia. El contrato es un acuerdo comercial para la exploración del campo petrolífero entre el licenciante (el propietario de los derechos minerales , en tierra en los Estados Unidos a menudo el propietario de la tierra, en otros lugares a menudo el estado posee la propiedad de los derechos minerales incluyendo los yacimientos de petróleo) [ cita requerida ] y un licenciatario para compartir los costos de inversión, los costos operativos y los ingresos del campo petrolífero. En caso de un acuerdo de producción compartida , PSA, el licenciatario asumirá todos los costos de desarrollo y recuperará este capital por "petróleo de costo". El "petróleo de beneficio" será compartido por el licenciatario y el estado. [12] El licenciatario puede ser una empresa petrolera o, a menudo, un grupo de empresas que comparten los riesgos, los costos y las ganancias en una sociedad, un consorcio o una empresa conjunta. Cuando interviene más de una empresa, se utiliza el término "socios propietarios del grupo" y el acuerdo comercial para la extracción de petróleo especifica la participación en los costos y los ingresos de cada empresa miembro. Cuando se utiliza un sistema de licencias concesionarias de petróleo en lugar de un régimen fiscal petrolero de tipo contractual , la propiedad de los hidrocarburos extraídos se comparte de acuerdo con las participaciones fijas de cada empresa miembro.
La asignación de campo o asignación de plataforma denota casos de asignación donde las fuentes de contribución son más de un campo de producción o más de una plataforma marina, lo que genera un flujo combinado hacia un ducto. [13]
La asignación de pozos es un término utilizado en el caso en que las fuentes de contribución son pozos de producción de petróleo o cualquier tipo de pozo de inyección.
Asignación de componentes : si bien el término asignación de productos se utiliza para asignar los grupos de productos primarios como los ingredientes de petróleo, gas o condensado (fracciones de fase) a un pozo contribuyente, por ejemplo, [14] la asignación de componentes descompone y asigna hidrocarburos alcanos individuales como metano y etano , a 3 isómeros pentanos en una corriente de gas natural. Los componentes de las corrientes de petróleo crudo que se asignarán pueden dividirse por fracciones de punto de ebullición . [4]
Otras combinaciones del término de asignación incluyen la asignación de producción , [15] la asignación de hidrocarburos , [16] la asignación de oleoductos y la asignación retroactiva . [13] [17] [18] La asignación de exportación denota la asignación en una transferencia de custodia donde las cantidades de producción se transfieren desde un campo petrolífero. La asignación en las exportaciones decide exactamente qué cantidades se le paga a cada socio del contrato. [19] La asignación de propiedad también se utiliza para denotar la distribución de ingresos de los hidrocarburos extraídos en cada socio de un área de licencia o acuerdo comercial conjunto.
La asignación es un proceso continuo basado en mediciones de flujo o volumen , y proporciona la distribución de las fuentes contribuyentes, a menudo con un cálculo final por día, que a su vez proporciona la base para un informe de producción diario en el caso de un campo que produce hidrocarburos. Además, el proceso de asignación puede estar diseñado para dividir un flujo de múltiples productos de los ingredientes individuales o fracciones de fase, por ejemplo, cuando se suministra gas y agua asociados con un flujo de petróleo crudo, [10] y cada fracción dentro del flujo o almacenamiento mezclado se asigna entre los contribuyentes y su propiedad. Una práctica de asignación tradicional ejecutará cálculos de cantidad para petróleo crudo , condensado de gas natural y agua producida en función de los resultados medidos de pruebas de pozo periódicas y limitadas en el tiempo . Los flujos de gas natural de pozos de gas puro generalmente se miden de forma continua en o cerca de las cabezas de pozo individuales .
En el marco más amplio de la contabilidad de hidrocarburos, todas las mediciones y parámetros utilizados para los cálculos se depositan en un almacenamiento de datos; los resultados de los cálculos, junto con los métodos utilizados en ellos, se almacenan de una manera que es aceptada por la auditoría interna y externa. Los resultados almacenados se pueden utilizar para optimizar el rendimiento del yacimiento de un campo de producción, posiblemente optimizando la utilización en el caso de un sistema de transporte.
El proceso de contabilidad de hidrocarburos hace hincapié en el seguimiento de todos los hidrocarburos a través de los flujos hasta que se produce una venta a un cliente o se dispone de los hidrocarburos, incluidas todas las descargas de fluidos, los venteos y la quema de gas , el consumo de gas para la producción de energía en la instalación y las cantidades de evaporación de los depósitos de petróleo. De manera similar, las mediciones del flujo de agua y gas inyectado en el yacimiento a través de pozos de inyección forman parte de la contabilidad de hidrocarburos.
La asignación tiene raíces comerciales en la necesidad de distribuir los costos, los ingresos y los impuestos entre los múltiples actores que colaboran en el desarrollo de los yacimientos y la producción de petróleo y gas. Existen varios incentivos para la colaboración; uno es la distribución de los riesgos y los costos, que consiste en otorgar licencias de exploración y producción a una asociación de compañías petroleras. Otro es el objetivo de mejorar la eficiencia de la producción, mediante la extracción de múltiples propiedades de tierra o múltiples yacimientos petrolíferos mediante un acuerdo compartido para la producción, también llamado unificación.
La asignación de producción al pozo o a la terminación es necesaria para la simulación de yacimientos, donde el modelo geológico dinámico coincide con el historial y se utiliza para pronosticar la producción.
El principio de producción unificada, para permitir un desarrollo más eficiente de nuevas áreas de exploración, fue establecido para el campo Van en el estado de Texas , EE. UU., desde 1929, [20] [21] y esta práctica se ha desarrollado hasta convertirse en una "ley oculta de unificación" generalizada en Texas. [22] Incluso antes de 1929, se estableció tempranamente una práctica de compartir equipos para extraer de varios pozos. [23] Hoy, la mayoría de los estados de EE. UU., excepto Texas, tienen estatutos de unificación obligatoria. La propiedad y extracción de petróleo y gas en el suelo de EE. UU. está regulada por la actual ley de petróleo y gas en los Estados Unidos .
La compartición de riesgos mediante una empresa conjunta de varias empresas para el desarrollo de campos, la producción y el transporte, y las actividades posteriores también se ha venido realizando durante mucho tiempo, específicamente para acuerdos transfronterizos. [24] En el Mar del Norte , las compañías petroleras compartieron el riesgo en consorcios, y en la ronda inicial de licencias regulada por el gobierno noruego, más de la mitad de las licencias se otorgaron a asociaciones de varios licenciatarios. [25] También ha habido una clara tendencia hacia la transición a la concesión de licencias a asociaciones.
En los últimos tiempos, el ahorro de costes se ha convertido en un impulso para la utilización compartida de infraestructuras para el procesamiento y transporte de petróleo y gas en zonas de extracción desde el suelo. Se están desarrollando métodos para asignar las contribuciones a los flujos combinados en los oleoductos, cuando el petróleo se transporta desde un conjunto de yacimientos petrolíferos en alta mar hasta terminales de instalaciones en tierra en Asia. [13]
La reciente reestructuración de esta industria para mejorar la recuperación de petróleo , el desarrollo de campos en aguas profundas y el uso de sistemas de producción submarinos que combinan flujos de producción de múltiples campos petroleros [26] fortalecen los requisitos para sistemas de asignación flexibles y precisos, para mantenerse al día con la transición de las pruebas de flujo de pozos convencionales a la prevalencia de simulaciones de modelos, medidores de flujo virtuales y medidores de flujo multifásicos. [27]
La asignación ofrece múltiples beneficios operativos. Los resultados detallados de la asignación a pozos, o incluso a capas de petróleo o gas por pozo, se utilizan para gestionar el proceso de producción.
Los resultados del proceso de asignación son un aporte importante para los informes de producción que se envían a los gobiernos y a los socios, y también pueden alimentar los sistemas internos del operador para las ventas de productos, la contabilidad , la planificación de recursos empresariales , el almacén de datos y la información de gestión . La asignación y la contabilidad de hidrocarburos son información de apoyo para el área de negocios más amplia , la contabilidad del petróleo , que considera los aspectos financieros y comerciales del ciclo de vida de las operaciones de los yacimientos petrolíferos. [28]
La transparencia, la equidad y el cumplimiento de los requisitos de auditoría son criterios fundamentales para el diseño de prácticas y métodos de asignación. Además, los procesos implementados deben ser rentables y prácticos para operar. Los requisitos para los procesos de medición y el proceso de asignación asociado están establecidos por la legislación y la autoridad gubernamental pertinente, los documentos contractuales que rigen la relación entre el operador, los socios, el licenciante y el gobierno también pueden proporcionar pautas para la asignación. Los detalles de la configuración y el montaje del diseño se pueden leer en los diagramas de tuberías e instrumentación disponibles , diagramas de flujo de procesos y otra documentación que muestre la medición del flujo y las conexiones entre los puntos de medición a través del flujo desde los pozos hasta los puntos de venta. El P&ID que muestra los sensores de fondo de pozo también puede contribuir al diseño de un proceso de asignación.
Los socios que participan en cualquier sistema de asignación acuerdan y establecen un conjunto de principios a seguir. Los principios establecen las unidades y los tipos de medición utilizados en las asignaciones, es decir, dónde se debe contabilizar la masa, el volumen, el balance molar o energético. Dado que las propiedades físicas de los hidrocarburos cambian constantemente cuando se mezclan hidrocarburos de diversas fuentes contribuyentes, afectadas por la transferencia de calor y las transiciones de presión y temperatura, a los propietarios de hidrocarburos en un material mezclado no se les puede asignar materiales iguales a los que se entregan físicamente de su pozo. Por ejemplo, se mezclan dos corrientes multifásicas, una con petróleo de peso molecular 107 y gas de 20 kg/kgmol, la otra de 116 y 21 respectivamente, lo que puede dar como resultado una corriente mezclada de 115 kg/kgmol para el petróleo y un peso molecular de 20,3 kg/kgmol para el gas. Los principios de asignación tienen en cuenta este efecto. [2]
Sistemas de asignación que se ven en la figura de la derecha:
No todos los flujos y mediciones en una planta de producción alimentarán un proceso de asignación, pero todas las asignaciones necesitan al menos la medición del flujo total de salida o del volumen total, junto con mediciones o estimaciones de algunas propiedades físicas de los flujos contribuyentes incluidos en el total.
Las mediciones fiscales cumplen con los requisitos legales de precisión en la jurisdicción para los pagos de impuestos al gobierno; las mediciones de transferencia de custodia cumplen con los requisitos para las transacciones financieras entre compradores y vendedores de hidrocarburos; las mediciones de asignación ayudan a respaldar la asignación de todos los contribuyentes a un flujo combinado, por lo que también respaldan la asignación de propiedad. Las mediciones de asignación pueden no cumplir con los estándares de transferencia de custodia.
Cuando se ha medido una cantidad de líquido ya procesado, por ejemplo, aceite, todavía queda por realizar una transformación desde la cantidad indicada a la cantidad neta que debe contabilizarse: [31]
dónde
Los caudalímetros para las mediciones en la industria upstream de petróleo y gas se eligen en función del tipo de medición, los requisitos de rendimiento y precisión, y el tipo de medio a medir. Los caudalímetros disponibles en el mercado se caracterizan por propiedades como precisión, rango operativo: caudal, viscosidad, velocidad, condiciones de presión y temperatura, durabilidad y demanda con respecto a la calibración y el monitoreo, la capacidad de soportar contaminantes, productos químicos inyectados, ambientes salados y ácidos. Para la aplicación de mediciones de transferencia de custodia de hidrocarburos fluidos, se han preferido los caudalímetros de desplazamiento positivo y los caudalímetros de turbina . [33] Para la medición de gas, los caudalímetros de orificio de gas y los caudalímetros ultrasónicos son los más comunes. [34] Los caudalímetros Coriolis se utilizan para mediciones de líquidos, pero también pueden utilizarse en aplicaciones de medición de gases. [35]
Para la aplicación de medidas de distribución se han adoptado medidores de caudal multifásico , especialmente para sistemas de producción submarinos. Estos equipos son capaces de deducir la proporción y el caudal de cada fase del fluido.
En algunos lugares resulta demasiado costoso o poco práctico implementar la medición de caudales, por ejemplo, en los pozos y en muchos lugares de las plantas de procesamiento, especialmente en las plantas submarinas. Sin embargo, la industria adopta un conjunto de métodos y técnicas que apuntan a proporcionar estimaciones de los caudales para resolver los problemas de asignación.
La cromatografía de gases y el análisis de isótopos son los métodos conocidos que se utilizan para determinar las características de las muestras de material de hidrocarburos. [36] El método también se denomina huella de petróleo y utiliza datos sobre la composición química e isotópica del flujo de líquido y gas para cada contribución que se recoge. Las muestras de cada corriente contribuyente se analizan y se establecen huellas digitales, por ejemplo, utilizando métodos de cromatografía de gases de petróleo completo. Estas huellas digitales se reconocen luego en flujos agregados, lo que a su vez puede ayudar a asignarlos de nuevo a las fuentes.
Las aplicaciones de este método comprenden la asignación de una única formación o capa en un pozo combinado, [37] y la asignación de petróleo de oleoducto combinado a campos petrolíferos contribuyentes. [13] [15] Además, la adopción de huellas dactilares está ampliamente extendida geográficamente, incluye América del Norte y Medio Oriente. [38]
Existen diversos métodos para estimar el caudal de los pozos cuando no se dispone de mediciones de caudal. Los modelos describen el comportamiento de los flujos multifásicos en diferentes condiciones y se les suministran continuamente lecturas de presión, temperatura y caída de presión a través del venturi , así como de densidad y otras propiedades. [39] Los métodos de asimilación de datos basados en conjuntos se encuentran entre las técnicas disponibles para la asignación retroactiva a las formaciones de yacimientos. [17] [18]
Un medidor de flujo virtual es un tipo de implementación que utiliza dichos métodos. Algunos campos de gas y condensado en el Mar del Norte se desarrollan con plantillas submarinas donde se instalan medidores de flujo multifásicos para cada pozo y se utilizan medidores de flujo virtuales para cada pozo como respaldo y redundancia para los medidores de flujo. [40] [41]
Los modelos de proceso y los modelos de comportamiento de fases son otras implementaciones de la estimación de velocidad. Con la ayuda de software disponible comercialmente, los modelos de proceso simulan el comportamiento de los hidrocarburos en la planta de procesamiento. Entre otros propósitos, se utilizan para el cálculo de factores de contracción o factores de expansión y la estimación del flujo dentro de la planta que no tiene medidores. Los modelos se basan en la teoría de la termodinámica para predecir el comportamiento de los componentes en las corrientes. Ejemplos de ecuaciones de estado que contribuyen a los cálculos en dichos modelos son la ecuación de estado de Peng-Robinson y/o la modificación de Soave de Redlich-Kwong . Los modelos de proceso con simulaciones se utilizan en sistemas de asignación en plantas del Mar del Norte. [42]
En la industria del petróleo y el gas, es común que las autoridades regulatorias del país establezcan requisitos para todas las mediciones de los hidrocarburos producidos, cuando dichas mediciones afecten los impuestos o regalías al gobierno, las mediciones fiscales. Los requisitos pueden encontrarse en una guía y ser específicos en la forma en que se abordan las incertidumbres. Algunos ejemplos de objetivos en las normas y guías disponibles públicamente son:
Para la asignación de pozos de petróleo y gas, las Regulaciones de Producción y Perforación de las Áreas Marinas de Terranova y Labrador y Nueva Escocia, [43] por ejemplo, requieren una precisión de ±5%.
En general, la incertidumbre total del sistema de asignación está relacionada con la incertidumbre de medición de cada insumo medido. Las inversiones en sistemas de medición y operaciones mejorados para reducir la incertidumbre pueden estar sujetas a un análisis de costo-beneficio que indique una incertidumbre general óptima en los productos asignados. [19]
Es fácil implementar medidas de caudales de corrientes de hidrocarburos monofásicas mezcladas bajo presión y temperatura normales, pero a menudo no es factible medir el caudal de pozos individuales de corrientes multifásicas de pozos petrolíferos, bajo alta temperatura y presión, mientras se logra una incertidumbre conocida y aceptable en las mediciones. Una adaptación práctica a este problema es estimar o preparar de otra manera estimaciones teóricas del caudal de los pozos individuales y normalizar de alguna manera las estimaciones para equilibrar las discrepancias con el flujo de producto general medido de una instalación de producción.
El enfoque convencional para estimar el rendimiento del flujo individual de los pozos de petróleo que contribuyen al problema de asignación es la práctica de prueba de pozo utilizando un separador de prueba . [39]
Este es generalmente el procedimiento más intuitivo: asignar una corriente a las fuentes de corriente contribuyentes en proporciones de acuerdo a una cantidad conocida. [46]
dónde
La cantidad Q puede ser masa o energía, además de volumen. Los cálculos de asignación se realizan por fase, por ejemplo, petróleo, gas y agua respectivamente.
Supongamos que los flujos de petróleo separados de dos unidades de producción van a un tanque de almacenamiento común. El tanque se utiliza como reserva para que los propietarios del petróleo puedan obtener su carga de acuerdo con un plan de asignación de derechos . La asignación se calcula primero utilizando la producción estimada de cada pozo, en función de las pruebas de pozo.
Los resultados de una prueba de pozo realizada en mayo se muestran en la columna "Producción teórica" que aparece a continuación. Supongamos que se midieron en 610.000 barriles (total corregido medido) de petróleo producido hasta finales de mayo de 2013.
En la tabla 2, el factor de campo es 610.000 sobre 615.800, igual a 0,99058.
El efecto del factor de campo es distribuir la diferencia entre el total medido fiscal y el total teórico, 5.800 bbl, de manera uniforme en la misma proporción entre todos los pozos. [48]
La asignación de tasa probabilística aprovecha al máximo la configuración de medición disponible y el conocimiento sobre las características del ruido de medición para lograr una asignación más precisa, así como una cuantificación de la incertidumbre. [49] Esto es particularmente beneficioso para la precisión de la asignación cuando se dispone de mediciones adicionales por pozo, como la tasa de fluido por pozo derivada de una tarjeta dinamométrica de bomba de varilla, o mediciones (manuales) de la fracción de agua por pozo. Este método combina mediciones tomadas en diferentes momentos utilizando un modelo dinámico probabilístico para la curva de tipo de producción.
Cuando una corriente de fluido es propiedad de un propietario compuesto, el capital de cada propietario se asigna de acuerdo con su participación. En el caso de los acuerdos contractuales de empresas conjuntas con capital fijo, la asignación se realiza en proporción a su participación en la propiedad. [50] Los acuerdos de producción compartida pueden dar lugar a divisiones adicionales en categorías de petróleo de costo y petróleo de beneficio.
Las tres empresas A, B y C cooperan en un contrato de empresa conjunta con participación accionaria fija. La plataforma de producción "Gecko" exportó 235.560 barriles de petróleo en un mes. Sus participaciones accionarias son del 20, 35 y 45 por ciento respectivamente, lo que equivale a volúmenes de 47.112 bbl, 82.446 bbl y 106.002 bbl para cada una de las empresas.
La definición del diccionario de asignar en WikcionarioLa definición del diccionario de contabilidad en Wikcionario
