CD-4207.pdf

I
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y
PETRÓLEOS
PLAN DE DESARROLLO DEL CAMPO DRAGO
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL GRADO DE INGENIEROS EN
PETRÓLEOS
ÁLVARO DAVID BETANCOURT SÁNCHEZ
[email protected]
PAULINA ALEJANDRA CAICEDO VITERI
[email protected]
DIRECTOR: ING. CELIO VEGA MSC.
[email protected]
Quito, Abril 2012
II
DECLARACIÓN
Nosotros, Álvaro David Betancourt Sánchez y Paulina Alejandra Caicedo Viteri,
declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que
no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y,
que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este
documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por
la normatividad institucional vigente.
PAULINA ALEJANDRA
ÁLVARO DAVID
CAICEDO VITERI
BETANCOURT SÁNCHEZ
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Álvaro David Betancourt
Sánchez y Paulina Alejandra Caicedo Viteri, bajo mi supervisión.
ING. CELIO VEGA Msc.
DIRECTOR DE PROYECTO
AGRADECIMIENTOS
Nuestro profundo agradecimiento va dirigido a Dios por su sustento y protección a
lo largo de nuestras vidas. A nuestras familias por su constante apoyo y ánimo
para la realización de este trabajo. Al ingeniero Celio Vega por su incondicional
guía y paciencia para dirigir el presente proyecto de titulación.
Agradecemos también a la Escuela Politécnica Nacional y a los docentes del
Departamento de Petróleos por su acogida y el apoyo recibido durante el
desarrollo de nuestros estudios. A la empresa EP Petroecuador por el auspicio y
colaboración brindados, en especial al ingeniero Mario Robles.
Finalmente, nuestro sincero agradecimiento a todas las personas que
compartieron con nosotros estos años dándonos confianza, apoyo y motivación
Paulina Caicedo
Álvaro Betancourt
DEDICATORIA
A mi padre, mi familia y mis amigos
por siempre confiar en mí.
Paulina Caicedo
Para Edgar, Sofía y Anahí.
Álvaro Betancourt
VI
CONTENIDO
DECLARACIÓN ..................................................................................................... II
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................. XI
ÍNDICE DE FIGURAS Y GRÁFICOS .................................................................. XVI
SIMBOLOGÍA Y SIGLAS...................................................................................... XX
PRESENTACIÓN .............................................................................................. XXIII
CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1
CÁLCULO DE RESERVAS .................................................................................... 1
1.1 INFORMACIÓN GENERAL DEL ÁREA........................................................ 1
1.1.1 UBICACIÓN ........................................................................................... 1
1.2 INFORMACIÓN GEOFÍSICA ........................................................................ 2
1.2.1 CAMPAÑAS SÍSMICAS ......................................................................... 2
1.2.2 INTERPRETACIÓN SÍSMICA ................................................................ 5
1.3 INFORMACIÓN GEOLÓGICA ...................................................................... 8
1.3.1 CORRELACION ESTRATIGRÁFICA ..................................................... 8
1.3.2 COLUMNA GEOLÓGICA ....................................................................... 9
1.4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS .............................................10
1.4.1 EJES ESTRUCTURALES .....................................................................10
1.4.2 ANÁLISIS ESTRUCTURAL...................................................................13
1.4.3 DEFINICIÓN DEL PLAY .......................................................................14
1.5. ESTRATIGRAFÍA ......................................................................................14
1.5.1 FORMACIONES Y UNIDADES GEOLÓGICAS ....................................15
1.5.2 ESQUEMA ESTRATIGRÁFICO SECUENCIAL ....................................18
1.5.3 AMBIENTES DE DEPÓSITO ................................................................18
1.6 POZOS DEL CAMPO ..................................................................................20
1.6.1 TOPES FORMACIONALES ..................................................................21
1.6.2 EVALUACIÓN DE REGISTROS ELÉCTRICOS ...................................22
1.7 PRESIÓN DE LOS RESERVORIOS ...........................................................24
VII
1.8 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE LOS RESERVORIOS ...................30
1.8.1 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL PETRÓLEO Y
SOLUBILIDAD DEL GAS ...............................................................................31
1.8.2 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS .......................37
1.8.3 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL AGUA ....................39
1.8.4 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO ............................................................40
1.8.5 VISCOSIDAD DEL GAS........................................................................46
1.8.6 VISCOSIDAD DEL AGUA .....................................................................49
1.8.7 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO .................................................49
1.8.8 COMPRESIBILIDAD DEL AGUA ..........................................................51
1.8.9 MEDICIÓN MULTIFÁSICA DE LOS FLUIDOS DE LOS POZOS
EXISTENTES .................................................................................................52
1.9 PROPIEDADES DE LAS ROCAS DE LOS RESERVORIOS ......................52
1.9.1 POROSIDAD, SATURACIÓN INICIAL DE AGUA Y ESPESOR NETO 52
1.9.2 COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIÓN ...........................................53
1.9.3 PERMEABILIDAD Y TEMPERATURA DE LOS RESERVORIOS ........54
1.10 RESERVORIOS ........................................................................................55
1.10.1 ESTRUCTURA DRAGO......................................................................55
1.10.2 ESTRUCTURA DRAGO NORTE- ESTE.............................................56
1.11 CÁLCULO DEL POES ...............................................................................59
1.11.1 MÉTODO VOLUMÉTRICO .................................................................59
1.11.2 MÉTODO DE BALANCE DE MATERIALES .......................................61
1.12 RESERVAS ...............................................................................................73
1.12.1 FACTOR DE RECOBRO ....................................................................73
1.12.2 RESERVAS PROBADAS ....................................................................75
1.12.3 RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS ...................................75
1.12.4 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS .............................76
1.12.5 RESERVAS REMANENTES ...............................................................77
CAPÍTULO II .........................................................................................................78
ELABORACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO ...................................................78
VIII
2.1 PLAN DE PERFORACIÓN ..........................................................................78
2.2 PREDICCIONES DE PRODUCCIÓN ..........................................................80
2.3 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL .........................................88
2.4 INSTALACIONES DE SUPERFICIE ............................................................89
2.4.1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CENTRALES .................................89
2.4.2 PLATAFORMAS ...................................................................................90
CAPÍTULO III ........................................................................................................93
ANÁLISIS ECONÓMICO .......................................................................................93
3.1. CONSIDERACIONES .................................................................................93
3.2. INVERSIONES ...........................................................................................94
3.2.1. INVERSIONES EN PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN...................94
3.2.2. INVERSIONES EN PLATAFORMAS ...................................................95
3.2.3. INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES ................................95
3.2.4. INVERSIONES EN LA ESTACION DE PROCESAMIENTO ................96
3.2.5. OTRAS INVERSIONES .......................................................................97
3.2.6 INVERSIONES DE LOS ESCENARIOS DE DESARROLLO ................97
3.3 COSTOS DE OPERACIÓN .........................................................................98
3.3.1 COSTO DE OPERACIÓN DE LOS ESCENARIOS DE DESARROLLO
.......................................................................................................................99
3.4 FLUJO DE CAJA .......................................................................................102
3.4.1 FLUJO DE CAJA DE LOS ESCENARIOS DE DESARROLLO ...........102
3.5 VALOR ACTUAL NETO DE LA INVERSION.............................................104
3.5.1 VALOR ACTUAL NETO DE LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO
.....................................................................................................................105
3.6 TASA INTERNA DE RETORNO ................................................................106
3.7 PRECIO MÍNIMO REQUERIDO ................................................................107
3.8 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO
.........................................................................................................................107
3.8.1 INVERSIONES ....................................................................................108
IX
3.8.1.1 INVERSION EN PLATAFORMAS ................................................108
3.8.1.2 INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES ........................109
3.8.1.3 INVERSIONES EN LA ESTACIÓN DE PROCESAMIENTO ........109
3.8.1.4 INVERSIONES EN PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN ...........110
3.8.1.5 OTRAS INVERSIONES ................................................................111
3.8.1.6 RESUMEN DE INVERSIONES ....................................................113
3.8.2 COSTO DE OPERACIÓN ...................................................................114
3.8.3 FLUJO DE CAJA .................................................................................115
3.8.4 VALOR ACTUAL NETO, TASA INTERNA DE RETORNO Y PRECIO
MÍNIMO REQUERIDO .................................................................................116
3.9 FINANCIAMIENTO ....................................................................................117
3.10 BALANCE ................................................................................................118
CAPÍTULO IV ......................................................................................................120
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................................120
4.1 CONCLUSIONES ......................................................................................120
4.2 RECOMENDACIONES ..............................................................................121
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................123
ANEXOS .............................................................................................................124
ANEXO No 1 CAPÍTULO I ..................................................................................125
ANEXO 1.1 CORRECCIÓN DE LA PRESIÓN DE RESEVORIO AL DATUM DE
PRESIONES ....................................................................................................126
ANEXO 1.2 CORRECCIÓN DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN Y
SOLUBILADAD DEL GAS MEDIANTE EL USO DE LAS PRUEBAS DE
LIBERACIÓN DIFERENCIAL Y SEPARADOR................................................128
ANEXO 1.3 CÁLCULOS REALIZADOS PARA PROMEDIA LA POROSIDAD,
SATURACIÓN DE AGUA Y ESPESOR NETO................................................130
ANEXO 1.4 CÁLCULOS REALIZADOS PARA OBTENER LA TEMPERATURA
Y PERMEABILIDAD PROMEDIOS .................................................................132
X
ANEXO 1.5 CÁLCULOS REALIZADOS PARA OBTENER EL POES POR EL
MÉTODO DE BALANCE DE MATERIALES ....................................................134
ANEXO 1.6 RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS ............................138
ANEXO No 2 CAPÍTULO II .................................................................................140
ANEXO 2.1 PREDICCIONES DE PRODUCCIÓN ...........................................141
PREDICCIÓN CON 30 POZOS ...................................................................141
PREDICCIÓN CON 24 POZOS ...................................................................152
PREDICCIÓN CON 18 POZOS ...................................................................162
PREDICCIÓN CON 22 POZOS – PICO DE PRODUCCIÓN .......................170
PREDICCIÓN CON 22 POZOS – PLATEAU DE 11,000 STB/D..................179
PREDICCIÓN CON 22 POZOS – PLATEAU DE 9,000 STB/D....................188
ANEXO No 3 CAPÍTULO III ................................................................................197
ANEXO
3.1
ANÁLISIS
ECONÓMICO
DE
LOS
ESCENARIOS
DE
DESARROLLO ................................................................................................198
ANÁLISIS ECONÓMICO 18 POZOS ...........................................................198
ANÁLISIS ECONÓMICO 24 POZOS ...........................................................206
ANÁLISIS ECONÓMICO 30 POZOS ...........................................................214
ANÁLISIS ECONÓMICO 22 POZOS PLATEAU 11,000 STB/D ..................222
ANÁLISIS ECONÓMICO 22 POZOS PLATEAU 9,000 STB/D ....................230
XI
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 1.1 POZOS PERFORADOS EN EL CAMPO DRAGO .............................. 20
TABLA 1.2 TOPES FORMACIONALES DE LOS POZOS DRAGO Y DRAGO
ESTE ..................................................................................................................... 21
TABLA 1.3 TOPES FORMACIONALES DE LOS POZOS DRAGO NORTE ......... 21
TABLA 1.4 VALORES DE RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN .......... 22
TABLA 1.5 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN DE LOS REGISTROS
ELÉCTRICOS POR POZO.................................................................................... 23
TABLA 1.6 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO ........................................................................................ 25
TABLA 1.7 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ................................................................ 27
TABLA 1.8 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA T INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO ........................................................................................ 28
TABLA 1.9 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA T INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ................................................................ 28
TABLA 1.10 FVF Y SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PUNTO DE BURBUJA
OBTENIDOS
DE
LAS
PRUEBAS
DE
LIBERACIÓN
DIFERENCIAL
Y
SEPARADOR ........................................................................................................ 31
TABLA 1.11 FVF DEL PETRÓLEO SOBRE LA PRESIÓN DE SATURACIÓN
PARA LA ARENA U INFERIOR ............................................................................ 32
TABLA 1.12 FVF DEL PETRÓLEO BAJO LA PRESIÓN DE SATURACIÓN PARA
LA ARENA U INFERIOR ....................................................................................... 32
TABLA 1.13 SOLUBILIDAD DEL GAS PARA LA ARENA U INFERIOR ............... 32
TABLA 1.14 FVF DEL PETRÓLEO SOBRE LA PRESIÓN DE SATURACIÓN
PARA LA ARENA T INFERIOR............................................................................. 33
TABLA 1.15 FVF DEL PETRÓLEO BAJO LA PRESIÓN DE SATURACIÓN PARA
LA ARENA T INFERIOR ....................................................................................... 33
TABLA 1.16 SOLUBILIDAD DEL GAS PARA LA ARENA T INFERIOR ............... 33
XII
TABLA 1.17 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS PARA LA
ARENA U INFERIOR ............................................................................................ 38
TABLA 1.18 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS PARA LA
ARENA T INFERIOR ............................................................................................. 38
TABLA1.19 COEFICIENTES PARA EL CÁLCULO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO
DE FORMACIÓN DEL AGUA ............................................................................... 40
TABLA 1.20 DATOS DE LAS ARENAS U INFERIOR Y T INFERIOR USADOS EN
EL CÁLCULO DEL PETRÓLEO MUERTO ........................................................... 41
TABLA 1.21 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD
DEL PETRÓLEO SATURADO PARA LA ARENA U INFERIOR ........................... 42
TABLA 1.22 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD
DEL PETRÓLEO SATURADO PARA LA ARENA T INFERIOR ........................... 42
TABLA 1.23 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD
DEL PETRÓLEO SUBSATURADO PARA LA ARENA U INFERIOR .................... 44
TABLA 1.24 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD
DEL PETRÓLEO SUBSATURADO PARA LA ARENA T INFERIOR .................... 44
TABLA 1.25 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD
DEL GAS PARA LA ARENA U INFERIOR ............................................................ 47
TABLA 1.26 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD
DEL GAS PARA LA ARENA T INFERIOR ............................................................ 47
TABLA 1.27 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO PARA LA ARENA U
INFERIOR ............................................................................................................. 49
TABLA 1.28 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO PARA LA ARENA T
INFERIOR ............................................................................................................. 50
TABLA 1.29 DATOS OBTENIDOS DE LA MEDICIÓN MULTIFÁSICA DE LOS
POZOS EXISTENTES .......................................................................................... 52
TABLA 1.30 POROSIDAD, SATURACIÓN DE AGUA Y ESPESOR NETO
PROMEDIOS PARA EL CAMPO DRAGO ............................................................ 53
TABLA 1.31 COMPRESIBILIDAD DE LAS FORMACIONES ................................ 54
TABLA 1.32 PERMEABILIDAD Y TEMPERATURA DEL CAMPO DRAGO ......... 54
TABLA 1.33 POES VOLUMÉTRICO – ESTRUCTURA DRAGO ......................... 60
TABLA 1.34 POES VOLUMÉTRICO – ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE . 60
XIII
TABLA 1.35 PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO Y CONSTANTE DE INTRUSIÓN
DE
AGUA
A
PARTIR DEL BALANCE DE
MATERIALES PARA LOS
RESERVORIOS U INFERIOR DE LAS ESTRUCTURAS DRAGO Y DRAGO
NORTE-ESTE ....................................................................................................... 72
TABLA 1.36 FACTORES DE RECOBRO DEL CAMPO ....................................... 74
TABLA 1.37 RESERVAS ESTRUCTURA DRAGO ............................................... 75
TABLA 1.38 RESERVAS ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ....................... 75
TABLA 1.39 RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS ESTRUCTURA
DRAGO ................................................................................................................. 76
TABLA 1.40 RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS ESTRUCTURA
DRAGO NORTE-ESTE ......................................................................................... 76
TABLA 1.41 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS ESTRUCTURA
DRAGO ................................................................................................................. 76
TABLA 1.42 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS ESTRUCTURA
DRAGO NORTE ESTE ......................................................................................... 77
TABLA 1.43 RESERVAS REMANENTES ESTRUCTURA DRAGO ..................... 77
TABLA 1.44 RESERVAS REMANENTES ESTRUCTURA DRAGO NORTE
ESTE ..................................................................................................................... 77
TABLA 2.1 POZOS PROPUESTOS PARA EL CAMPO DRAGO ......................... 78
TABLA
2.2
ORDEN
Y
AÑO
DE
PERFORACIÓN
DE
LOS
POZOS
PROPUESTOS ..................................................................................................... 80
TABLA 2.3 TASAS DE PRODUCCIÓN INICIALES DE LOS POZOS EXISTENTES
DEL CAMPO DRAGO ........................................................................................... 82
TABLA
2.4
EQUIPOS
PROPUESTOS
EN
SUPERFICIE
EXCEPTO
PLATAFORMAS.................................................................................................... 90
TABLA
2.5
EQUIPOS
Y
ADECUACIONES
PROPUESTAS
EN
LAS
PLATAFORMAS.................................................................................................... 92
TABLA 3.1 INVERSIONES EN PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN ................ 94
TABLA 3.2 INVERSIONES EN PLATAFORMAS ................................................ 95
TABLA 3.3 INVERSIONES EN ESTUDIOS ......................................................... 96
TABLA 3.4 INVERSIONES EN LA ESTACION DE PROCESAMIENTO CPF....... 96
TABLA 3.5 OTRAS INVERSIONES EN EL CAMPO DRAGO. .............................. 97
XIV
TABLA 3.6 RESUMEN DE INVERSIONES PARA LAS ALTERNATIVAS DE
DESARROLLO ...................................................................................................... 98
TABLA 3.7 PARÁMETROS DE COSTOS DE OPERACIÓN DE DRAGO ............ 98
TABLA 3.8 COSTO TOTAL DE OPERACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE
DESARROLLO ...................................................................................................... 99
TABLA 3.9 COSTO DE OPERACIÓN POR BARRIL DE PETRÓLEO DE LAS
ALTERNATIVAS DE DESARROLLO .................................................................. 101
TABLA 3.10 FLUJO DE CAJA DE LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO .... 103
TABLA
3.11
VALOR
ACTUAL
NETO
DE
LAS
ALTERNATIVAS
DE
DESARROLLO .................................................................................................... 106
TABLA 3.12 VALOR ACTUAL NETO DE LAS ALTERNATIVAS PARA 22
POZOS ................................................................................................................ 108
TABLA 3.13 DETALLE DE INVERSIONES EN PLATAFORMAS DE LA MEJOR
ALTERNATIVA DE DESARROLLO .................................................................... 108
TABLA 3.14 DETALLE DE INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES DE
LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO.................................................. 109
TABLA
3.15
DETALLE
DE
INVERSIONES
EN
LA
ESTACIÓN
DE
PROCESAMIENTO DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO ........... 110
TABLA
3.16
DETALLE
DE
INVERSIONES
EN
PERFORACIÓN
Y
COMPLETACIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO .............. 111
TABLA
3.17
DETALLE
DE
OTRAS
INVERSIONES
DE
LA
MEJOR
ALTERNATIVA DE DESARROLLO .................................................................... 112
TABLA 3.18 RESUMEN DE INVERSIONES DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE
DESARROLLO .................................................................................................... 113
TABLA 3.19 COSTO DE OPERACIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE
DESARROLLO .................................................................................................... 114
TABLA
3.20
FLUJO
DE
CAJA
DE
LA
MEJOR
ALTERNATIVA
DE
DESARROLLO .................................................................................................... 115
TABLA
3.21
VAN,
TIR
Y
PMR
DE
LA
MEJOR
ALTERNATIVA
DE
DESARROLLO .................................................................................................... 116
TABLA 3.22 FLUJO DE CAJA FINANCIERO...................................................... 118
TABLA 3.23 BALANCE DEL PROYECTO ......................................................... 119
XV
TABLA 4.1POES, FACTOR DE RECOBRO Y RESERVAS DE LA ESTRUCTURA
DRAGO ............................................................................................................... 122
TABLA 4.2POES, FACTOR DE RECOBRO Y RESERVAS DE LA ESTRUCTURA
DRAGO NORTE-ESTE ....................................................................................... 122
XVI
ÍNDICE DE FIGURAS Y GRÁFICOS
FIGURA 1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO DRAGO ........................... 1
FIGURA 1.2 SECCION SISMICA NORTE – SUR ................................................... 2
FIGURA 1.3 SECCION SISMICA OESTE – ESTE ................................................. 3
FIGURA 1.4 SECCION SISMICA NORTE - SUR.................................................... 4
FIGURA 1.5 SECCION SISMICA OESTE – ESTE (VIS1 – DRN6D – DRN1 –
DRN15D) ................................................................................................................ 5
FIGURA 1.6 MAPA ISÓCRONO DRAGO BASE CALIZA A ................................... 6
FIGURA 1.7 MAPA ISÓCRONO DRAGO BASE CALIZA B ................................... 6
FIGURA 1.8 MAPA ISÓCRONO DRAGO NORTE-ESTE BASE CALIZA A ........... 6
FIGURA 1.9 MAPA ISOCRONO DRAGO NORTE-ESTE BASE CALIZA B ........... 6
FIGURA 1.10 PSEUDO VELOCIDADES A LA BASE CALIZA A ........................... 7
FIGURA 1.11 PSEUDO VELOCIDADES A LA BASE CALIZA B ........................... 7
FIGURA 1.12 CORTE ESTRATIGRÁFICO ENTRE LOS CAMPOS SACHA,
DRAGO NORTE-ESTE Y SHUSHUFINDI ............................................................. 9
FIGURA 1.13 CORTE ESTRATIGRÁFICO ENTRE LOS CAMPOS SACHA,
DRAGO Y SHUSHUFINDI .................................................................................... 10
FIGURA 1.14 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA ........................ 11
FIGURA 1.15 UBICACIÓN DE BAJOS ESTRUCTURALES Y DEL VOLCÁNICO
VISTA .................................................................................................................... 12
FIGURA 1.16 SECCIÓN SÍSMICA 3D, MOSTRANDO LA ESTRUCTURA
DRAGO, DRAGO NORTE-ESTE Y LA ESTRUCTURA SHUSHUFINDI ............. 13
FIGURA 1.17 SECCIÓN SÍSMICA 3D, APLANADA AL TOPE NAPO, ENTRE LOS
POZOS VISTA-1 – DRAGO N-1 – DRAGO E-1 Y SHUSHUFINDI 105 A ............. 14
FIGURA 1.18 ESQUEMA SECUENCIAL DE LAS FMS. NAPO Y HOLLÍN EN EL
POZO DRAGO NORTE 1...................................................................................... 19
FIGURA 1.19 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE U INFERIOR............................. 55
FIGURA 1.20 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE T INFERIOR ............................ 56
FIGURA 1.21 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE U INFERIOR PARA LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ............................................................... 57.
XVII
FIGURA 1.22 CORTE ESTRUCTURAL ESTRATIGRÁFICO DEL RESERVORIO
U INFERIOR PARA LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ......................... .57
FIGURA 1.23 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE T INFERIOR PARA LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ................................................................ 58
FIGURA 1.24 CORTE ESTRUCTURAL ESTRATIGRÁFICO DEL RESERVORIO T
INFERIOR PARA LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE.............................. 59
FIGURA 1.25 CLASIFICACIÓN DEL RESERVORIO ............................................ 63
FIGURA 1.26 CÁLCULO DEL ÁREA BAJO LA CURVA EN EL MÉTODO DE
SCHILTHUIS ........................................................................................................ .69
FIGURA 2.1 UBICACIÓN DE POZOS EXISTENTES Y PROPUESTOS PARA LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ................................................................ 79
FIGURA 2.2 ESQUEMA DE LAS ALTERNATIVAS DE LA PREDICCIÓN DE
PRODUCCIÓN ...................................................................................................... 81
FIGURA 2.3 UBICACIÓN DE PLATAFORMAS Y CPF DEL CAMPO DRAGO .... .91
GRÁFICO 1.1 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE
LA ESTRUCTURA DRAGO .................................................................................. 25
GRÁFICO 1.2 PRESIÓN DE RESERVORIO DE LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO HASTA EL DÍA 68.......................................................... 26
GRÁFICO 1.3 PRESIÓN DE RESERVORIO DE LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO A PARTIR DEL DÍA 68 .................................................. 26
GRÁFICO 1.4 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE
LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE .......................................................... 27
GRÁFICO 1.5 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA T INFERIOR DE
LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE .......................................................... 28
GRÁFICO 1.6 PRESIÓN DE RESERVORIO DE LA ARENA T INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE HASTA EL DÍA 22.................................. 29
GRÁFICO 1.7 PRESIÓN DE RESERVORIO DE LA ARENA T INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE A PARTIR DEL DÍA 22 .......................... 30
GRÁFICO 1.8 FVF DEL PETRÓLEO SOBRE LA PRESIÓN DE SATURACIÓN
PARA LA ARENA U INFERIOR ............................................................................ 34
XVIII
GRÁFICO 1.9 FVF DEL PETRÓLEO BAJO LA PRESIÓN DE SATURACIÓN
PARA LA ARENA U INFERIOR ........................................................................... 34
GRÁFICO 1.10 FVF DEL PETRÓLEO SOBRE LA PRESIÓN DE SATURACIÓN
PARA LA ARENA T INFERIOR............................................................................. 35
GRÁFICO 1.11 FVF DEL PETRÓLEO BAJO LA PRESIÓN DE SATURACIÓN
PARA LA ARENA T INFERIOR............................................................................. 35
GRÁFICO 1.12 SOLUBILIDAD DEL GAS PARA LA ARENA U INFERIOR .......... 36
GRÁFICO 1.13 SOLUBILIDAD DEL GAS PARA LA ARENA T INFERIOR .......... 36
GRÁFICO 1.14 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS PARA LA
ARENA U INFERIOR ............................................................................................ 38
GRÁFICO 1.15 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS PARA LA
ARENA T INFERIOR ............................................................................................. 39
GRÁFICO 1.16 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SATURADO VERSUS PRESIÓN
PARA LA ARENA U INFERIOR ............................................................................ 43
GRÁFICO 1.17 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SATURADO VERSUS PRESIÓN
PARA LA ARENA T INFERIOR............................................................................. 43
GRÁFICO 1.18 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SUBSATURADO VERSUS
PRESIÓN PARA LA ARENA U INFERIOR ........................................................... 45
GRÁFICO 1.19 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SUBSATURADO VERSUS
PRESIÓN PARA LA ARENA T INFERIOR............................................................ 45
GRÁFICO 1.20 VISCOSIDAD DEL GAS VERSUS LA PRESIÓN PARA LA
ARENA U INFERIOR ............................................................................................ 48
GRÁFICO 1.21 VISCOSIDAD DEL GAS VERSUS LA PRESIÓN PARA LA
ARENA T INFERIOR ............................................................................................. 48
GRÁFICO 1.22 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO VERSUS PRESIÓN PARA
LA ARENA U INFERIOR ....................................................................................... 50
GRÁFICO 1.23 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO VERSUS PRESIÓN PARA
LA ARENA T INFERIOR ....................................................................................... 51
GRÁFICO 1.24 TASAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA DE LA
ARENA U INFERIOR – ESTRUCTRURA DRAGO .............................................. .64
GRÁFICO 1.25 TASAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA DE LA
ARENA U INFERIOR – ESTRUCTRURA DRAGO NORTE-ESTE ...................... .65
XIX
GRÁFICO 1.26 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA DE LA
ARENA U INFERIOR – ESTRUCTRURA DRAGO .............................................. .65
GRÁFICO 1.27 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA DE LA
ARENA U INFERIOR – ESTRUCTRURA DRAGO NORTE-ESTE ...................... .66
GRÁFICO 1.28 F/(Eo+Efw) VERSUS Np PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO ....................................................................................... .66
GRÁFICO 1.29 F/(Eo+Efw) VERSUS Np PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ................................................................ 67
୲
GRÁFICO 1.30 F/(Eo+Efw) VERSUS ‫׬‬଴ ൫’୧ Ǧ’൯†–/(Eo+Efw) PARA LA ARENA U
INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO .......................................................... 71
୲
GRÁFICO 1.31 F/(Eo+Efw) VERSUS ‫׬‬଴ ൫’୧ Ǧ’൯†–/(Eo+Efw) PARA LA ARENA U
INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE .................................. 71
GRÁFICO 2.1 DECLINACIÓN DEL POZO DRAGO 1 .......................................... 82
GRÁFICO 2.2 AJUSTE DE LA TASA DE PRODUCCIÓN INICAL ARENA U
INFERIOR ............................................................................................................. 83
GRÁFICO 2.3 AJUSTE DE LA TASA DE PRODUCCIÓN INICAL ARENA T
INFERIOR ............................................................................................................. 83
GRÁFICO 2.4 WOR VERSUS NP POZO DRAGO 1 ............................................ 84
GRÁFICO 2.5 AJUSTE WOR VERSUS NP DRAGO 1 ......................................... 85
GRÁFICO 2.6 ALTERNATIVA DE PRODUCCIÓN PARA 22 POZOS – PICO DE
PRODUCCIÓN ...................................................................................................... 86
GRÁFICO 2.7 ALTERNATIVA DE PRODUCCIÓN PARA 22 POZOS – PLATEAU
DE 11,000 STB/D .................................................................................................. 87
GRÁFICO 2.8 ALTERNATIVA DE PRODUCCIÓN PARA 22 POZOS – PLATEAU
DE 9,000 STB/D .................................................................................................... 88
GRÁFICO 3.1 COSTO TOTAL DE OPERACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE
DESARROLLO .................................................................................................... 100
GRÁFICO 3.2 COSTO DE OPERACIÓN POR BARRIL DE PETRÓLEO DE LAS
ALTERNATIVAS DE DESARROLLO .................................................................. 102
GRÁFICO 3.3 FLUJO DE CAJA DE LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO . 104
GRÁFICO
3.4
VALOR
ACTUAL
NETO
DE
LAS
ALTERNATIVAS
DE
DESARROLLO .................................................................................................... 106
XX
SIMBOLOGÍA Y SIGLAS
SIGLAS
API
Gravedad específica, grados
BAPD
bbl
BPPD
CAP
FNC
FR
FVF
GOR
GRAD
KB
Barriles de agua por día
barriles de reservorio
Barriles de petróleo por día
Contacto agua petróleo
Flujo neto de caja
Factor de recobro
Factor volumétrico de formación
Relación gas petróleo
Gradiente hidrostático
Kelly bushing
MD
MP
PHI
POES
Profundidad medida
Profundidad media del cañoneo
Porosidad
Petróleo original en sitio
ppm
Partes por millón
PVT
Presión, volumen y temperatura
scf
STB
TIR
TVD
UTM
VAN
Vcl
Pies cúbicos estándar (Standar
cubic feet)
Barril estándar (Stock tank barrel)
Tasa interna de retorno
Profundidad vertical verdadera
Universal Transverse Mercator
Valor actual neto
Volumen de arcilla
WOR
Relación agua petróleo
SÍMBOLOS
B
factor volumétrico de
formación
$
dólares americanos
c
compresibilidad isotérmica
D
día
E
factor de expansión
Gp producción de gas acumulada
h
espesor de la formación
k
permeabilidad
M
peso molecular
N
petróleo origina en sitio
Np recuperación acumulada de
petróleo
P
Presión
Ȉ
porosidad
Q
tasa de producción
r
distancia radial, tasa de
actualización
R
relación gas petróleo
producido
Rp relación gas petróleo
acumulada
Rs relación gas petróleo en
solución
S
saturación
t
tiempo
T
temperatura absoluta
V
volumen
We intrusión acumulada de agua
Wp producción de agua
acumulada
z
factor de desviación del gas
γ
gravedad específica
Δ
variación
μ
viscosidad dinámica
XXI
RESUMEN
La elaboración del plan de desarrollo del campo Drago esta diseñado para
recuperar las reservas primarias de los reservorios prospectivos del campo sobre
la base de la utilización de los recursos financieros, tecnológicos y humanos de la
empresa EP Petroecuador para minimizar las necesidades de inversión de capital
y gastos operativos y maximizar la recuperación económica del yacimiento.
El Campo Drago está formado por dos diferentes estructuras llamadas Drago y
Drago Norte-Este. Se ubica en el eje de la Cuenca Oriente y forma parte del
corredor Sacha-Shushufindi. En superficie se localiza en la provincia de
Sucumbíos a 240 km al este de la ciudad de Quito. Las estructuras que forman
parte del campo Drago tienen dos reservorios prospectivos que son las arenas U
Inferior y T Inferior de la formación Napo. Se calculó el petróleo original en sitio
(POES) y las reservas de dichas arenas. Para la arena U Inferior se aplicó los
métodos volumétrico y de balance de materiales y para la arena T Inferior
únicamente el método volumétrico. Los resultados obtenidos por el método
volumétrico son: en la estructura Drago, arena U Inferior, POES de 6.49 MMSTB y
reservas de 3.23 MMSTB, arena T Inferior, POES de 1.77 MMSTB y reservas de
638 MSTB; en la estructura Drago Norte-Este, arena U inferior, POES de 73.3
MMSTB y reservas de 32.7 MMSTB, arena T Inferior, POES de 50.4 MMSTB y
reservas de 19.7 MMSTB. Los resultados obtenidos por el método de balance de
materiales son: en la estructura Drago, arena U Inferior, POES de 7.34 MMSTB y
reservas de 3.41 MMSTB; en la estructura Drago Norte-Este, arena U Inferior,
POES de 32.1 MMSTB y reservas de 14.3 MM.
Se elaboró el plan de desarrollo en base al número de pozos que maximiza el
valor actual neto del proyecto de explotación del campo. Se determinó que la
mejor alternativa de desarrollo se alcanza con la perforación de veintidós pozos
productores en el campo. Se elaboró el plan de perforación en base a los pozos
actualmente perforados y los pozos propuestos. Se planea terminar la perforación
de todos los pozos productores en un plazo de dos años a partir del 2012. Se
XXII
realizó la predicción de producción con los pozos propuestos y ajustando la
producción histórica de los pozos actuales del campo. En esta predicción se
alcanzó la máxima producción de fluidos en el año 2013, con aproximadamente
14.3 MSTB/D de petróleo y 20.3 MSTB/D de fluidos. Las facilidades de superficie
fueron propuestas para procesar esta capacidad de producción. Se considera que
el campo genera de manera autónoma la energía requerida. Se plantea que todos
los pozos propuestos tendrán al bombeo electro sumergible como sistema de
levantamiento artificial en completaciones dobles para poder producir de las dos
arenas prospectivas simultáneamente.
El análisis económico presenta el instrumento a través del cual se determina la
mejor alternativa de desarrollo. Se realizaron varios escenarios en los cuales se
determinó el valor actual neto de los proyectos de explotación en base al número
de pozos productores del campo. De estos escenarios se interpola el número de
pozos que maximiza el valor actual neto del proyecto. Se realiza un nuevo análisis
económico a la mejor alternativa de desarrollo de la cual se obtiene los siguientes
resultados: la duración del proyecto de explotación del campo Drago en su mejor
alternativa de desarrollo será de veintinueve años. Requerirá de un total de
inversiones de 399.59MM de dólares, costos operacionales 189.9MM de dólares,
costo de transporte de 93.7MM de dólares y costo financiero de 65.5MM de
dólares. El valor actual neto del flujo de caja es 300.2MM de dólares y la tasa
interna de retorno del 69%. El proyecto genera una renta de 1594.4MM de
dólares. El proyecto será financiado por fuentes externas por un monto de 77MM
de dólares.
Con todos los análisis técnicos y económicos realizados se recomienda continuar
la explotación del campo Drago en base a los lineamentos del presente trabajo.
XXIII
PRESENTACIÓN
El plan de desarrollo del campo Drago tiene como propósito brindar la mejor
alternativa de desarrollo del campo, operado por la empresa pública EP
Petroecuador, integrando tanto la parte técnica como económica para explotar los
recursos petrolíferos, minimizando los gastos e inversiones y maximizando la
recuperación del reservorio.
El proyecto del plan de desarrollo es de vital importancia en la explotación
primaria del reservorio, planteando los lineamientos generales sobre los cuales se
debe trabajar en las áreas de perforación, producción e ingeniería de reservorios.
Con este proyecto se plantea, como primer paso, realizar un acercamiento
preliminar al petróleo original en sitio y las reservas del campo Drago a través de
dos métodos: volumétrico y de balance de materiales. Al determinarse las
reservas del campo, se pueden realizar varias alternativas de producción, cada
una con sus requerimientos de inversión y costos operativos. Al tratarse de
alternativas mutuamente excluyentes se puede determinar la mejor a través de
una simulación económica del proyecto evaluando su el valor actual neto del flujo
de caja generado.
El aporte generado por el presente trabajo además de presentar la mejor
alternativa de desarrollo del campo es dejar las bases del procedimiento de
selección de proyectos de explotación petrolera a través de simulaciones
económicas de los mismos. Procedimiento que no es usado en la actualidad por
la empresa pública EP Petroecuador pero que puede ser implementado en
nuevos proyectos o en el re desarrollo de campos maduros.
En el capítulo I se presenta la recopilación de la información geológica y geofísica
del campo, la estratigrafía, los pozos del campo incluyendo los topes
formacionales y la evaluación de los registros eléctricos, el análisis realizado a la
presión de los reservorios y las propiedades de los fluidos y roca. A continuación
se describe a los reservorios prospectivos del campo y se calcula el petróleo
origina en sitio, factor de recobro y reservas de estos reservorios.
XXIV
En el capítulo II se presenta el plan de desarrollo para la mejor alternativa de
desarrollo. Incluye el plan de perforación con los pozos propuestos, su ubicación y
frecuencia de perforación. Se elabora las predicciones de producción para todos
los escenarios de producción y para la mejor alternativa de desarrollo. Se
recomienda la implementación de las facilidades de superficie en base a la
producción esperada y se plantea el uso del sistema de levantamiento artificial
para el campo.
En el capítulo III se presenta el análisis económico realizado a todos los
escenarios de desarrollo, incluyendo la mejor alternativa de desarrollo. Se
desarrolla en detalle las inversiones realizadas y propuestas, los costos de
operación y la elaboración del flujo de caja del proyecto. Se calcula el valor actual
neto como método de evaluación del mejor escenario de desarrollo y de la mejor
alternativa de desarrollo se determina la tasa interna de retorno. Se incluye la
elaboración del flujo de caja financiero y el tipo de financiamiento que tendría el
proyecto. Finalmente se elabora el balance final del proyecto determinado el
porcentaje que representan todos los costos y la distribución de la renta.
En el capítulo IV se presentan las conclusiones y recomendaciones del trabajo.
1
CAPÍTULO I
CÁLCULO DE RESERVAS
1.1 INFORMACIÓN GENERAL DEL ÁREA
1.1.1 UBICACIÓN
El Campo Drago está formado por dos diferentes estructuras llamadas Drago y
Drago Norte-Este. La estructura Drago está ubicada en el eje de la Cuenca
Oriente, forma parte del corredor Sacha-Shushufindi y en superficie se localiza en
la provincia de Sucumbíos a 240 km al este de la ciudad de Quito.
La estructura Drago Norte-Este se encuentra localizada en el Oriente ecuatoriano,
provincia de Sucumbios, a 194 km al Este de la ciudad de Quito, entre los campos
Sacha y Shushufindi. En la Figura 1.1 se un esquema de la ubicación geográfica
del campo Drago.
FIGURA 1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO DRAGO
Fuente: EP Petroecuador
2
1.2 INFORMACIÓN GEOFÍSICA
1.2.1 CAMPAÑAS SÍSMICAS
En el área del campo Drago Norte-Este se dispone de campañas sísmicas 2D y
3D; como resultado de la interpretación sísmica 3D, se obtuvo los mapas
isócronos y estructurales de los horizontes sísmicos a la base caliza A y al tope
caliza B.
La sección sísmica mostrada en la Figura 1.2 , tiene una dirección Norte – Sur,
correlaciona los pozos: Drago Este 1 y Drago Este 5D, el primero con mayor
relieve que el segundo, pequeñas deflexiones estructurales separa a los campos
proyectados Drago Norte-Este y Condorazo SE, la sección Este tiene menor
relieve que sección Norte y mayor relieve que Condorazo SE, los reflectores
calizas A y B son continuos y bien marcados, un potente paquete de sedimentos
precretácicos se encuentran en discordancia bajo los depósitos cretácicos.
FIGURA 1.2 SECCION SISMICA NORTE – SUR (DRE1 – DRE5D)
Fuente: EP Petroecuador
3
La sección sísmica mostrada en la Figura 1.3, es de dirección Oeste-Este,
correlaciona los pozos: Drago Este 1 y Drago Este 5D con menor relieve que el
primero, una pequeña deflexión estructural separa los campos Drago Norte - Este
y Shushufindi, al este se observa que la estructura Shushufindi gana relieve. Los
reflectores calizas A y B son continuos y bien marcados, un potente paquete de
sedimentos precretácicos se encuentran en discordancia bajo los depósitos
cretácicos.
FIGURA 1.3 SECCION SISMICA OESTE – ESTE (DRE1 – DRE5D)
Fuente: EP Petroecuador
La sección sísmica que se muestra en la Figura 1.4 tiene una dirección
aproximada Norte – Sur, correlaciona los pozos: Vista 1, Drago Norte 6D, Drago
4
Norte 1 y Drago Norte 15D, el relieve se incrementa hacia el pozo Vista 1 por la
presencia del volcánico de Vista que interrumpe la secuencia sedimentaria desde
el precretácico hasta la base del ciclo U, al Sur se observa la deflexión que lo
separa del campo Drago. Los reflectores Calizas A y B son continuos y bien
marcados, un potente paquete de sedimentos Precretácicos se encuentran en
discordancia bajo los depósitos Cretácicos.
FIGURA 1.4 SECCION SISMICA NORTE – SUR (VIS1 – DRN6D – DRN1 –
DRN15D)
Fuente: EP Petroecuador
La sección sísmica mostrada en la Figura 1.5, es de dirección Oeste – Este,
correlaciona los campos Drago Norte - Este y Shushufindi con mayor relieve que
el primero, una pequeña deflexión estructural separa los dos campos. Los
reflectores Calizas A y B son continuos y bien marcados, un potente paquete de
sedimentos precretácicos se encuentran en discordancia bajo los depósitos
cretácicos.
5
FIGURA 1.5 SECCION SISMICA OESTE – ESTE (VIS1 – DRN6D – DRN1 –
DRN15D)
Fuente: EP Petroecuador
1.2.2 INTERPRETACIÓN SÍSMICA
Con la información del volumen sísmico del área Shushufindi, EP Petroecuador
realizó la interpretación de los horizontes sísmicos caliza “A” y caliza “B”, para
generar los mapas Isócronos a la base Caliza A y al tope de la Caliza B, donde se
observa bien definida la estructura Drago y Drago Norte-Este con un sistema de
falla transpresional dextral al Este, y separada por una pequeña deflexión del
campo Shushufindi al este, además en el mapa Isócrono de la caliza B, se
observa la posible área de influencia del volcánico del pozo Vista-1 en el caso de
la estructura Drago Norte-Este.
Para elaborar los mapas de pseudo velocidades, los valores de velocidad fueron
calculados a partir de las tablas tiempo vs profundidad, obtenidos de la
construcción de sismogramas sintéticos de los pozos que tienen registros sónicos,
calibrados con el registro sísmico vertical (VSP) del pozo Shushufindi 105.
6
FIGURA 1.6 MAPA ISÓCRONO
FIGURA 1.7 MAPA ISÓCRONO
DRAGO BASE CALIZA A
DRAGO BASE CALIZA B
Fuente: EP Petroecuador
FIGURA 1.8 MAPA ISÓCRONO
FIGURA 1.9 MAPA ISÓCRONO
DRAGO NORTE-ESTE BASE CALIZA
DRAGO NORTE-ESTE BASE CALIZA
A
B
Fuente: EP Petroecuador
7
En los mapas de pseudo velocidades a la base caliza A y al tope caliza B, se
observa que los gradientes de velocidad varían en sentido NE – SW, en la zona
Este del campo se tiene velocidades entre 9,625 a 9,650 ft/s2 y 9,600 a 9,625 ft/s2
respectivamente, y zona Norte se tiene velocidades entre 9,675 a 9,700 ft/s2 y
9,640 a 9,700 ft/s2 respectivamente.
FIGURA 1.10 PSEUDO
FIGURA 1.11 PSEUDO
VELOCIDADES A LA BASE CALIZA A
VELOCIDADES A LA BASE CALIZA B
Fuente: EP Petroecuador
Generado el modelo de velocidades, se elaboro los mapas estructurales a la base
Caliza A y tope Caliza B, mediante procesos de transformación de tiempo a
profundidad. En los mapas se observa que la estructura Drago Norte - Este forma
parte del tren de pequeños altos estructurales de bajo relieve, que están
asociados al eje estructural Drago, Condorazo y Vista, estos altos estructurales
presentan direcciones preferenciales NO-SE.
Al tope de la Caliza A, el alto estructural Drago forma parte de la Estructura Vista,
la cual se presenta como un anticlinal alargado con una dirección preferencial NS, localizado al oeste de la gran estructura Shushufindi.
8
Es necesario indicar que dentro de la Estructura Vista, se localizó un cuerpo ígneo
identificado en el pozo Vista 1; verticalmente, ocupa un espacio apreciable desde
la superficie de discordancia precretácica hasta parte del ciclo depositacional U;
mientras que arealmente está distribuido en la parte alta de la estructura Vista.
Este cuerpo ígneo de condiciones físico químicas distintas a los estratos
sedimentarios que lo rodean en el momento de su intrusión y depositación altera
las propiedades petrofísicas de los estratos en contacto formando una zona
impermeable, dando lugar al entrampamiento hidrocarburífero en el alto
estructural Drago Norte-Este.
El alto denominado Drago Norte-Este es un anticlinal asimétrico de dirección SONE, el flanco oriental está limitado por una falla transpresional dextral, que cierra
la estructura; según el mapa estructural a la base de la Caliza “A” tiene una área
de 14.78 km2, y al tope caliza “B”, tiene una área de 14.5 km2.
1.3 INFORMACIÓN GEOLÓGICA
1.3.1 CORRELACION ESTRATIGRÁFICA
La correlación estratigráfica para la estructura Drago Norte-Este mostrada en la
Figura 1.12 es regional. Tiene una dirección aproximada O-E, involucra a los
pozos Sacha 71, Drago Este-1 y Shushufindi 119D, donde se identifica los
marcadores regionales dentro de la formación Napo y Hollín que son de interés
hidrocarburífero, en un espesor casi constante entre la caliza M2 y la caliza C,
también se observa el desarrollo de las principales secuencias depositacionales
como: la secuencia estratigráfica T, que marca una importante transgresión
regional para favorecer acumulaciones de hidrocarburos en depósitos de
areniscas limpias a la base, intercalaciones de lutita que conforme se ubican en la
parte superior se tornan cada vez mas calcáreas hasta depositarse la caliza B. De
igual
manera
progradaciones
prosigue
que
la
aíslan
secuencia
a
los
estratigráfica
cuerpos
U
arenosos
con
eventuales
favoreciendo
el
entrampamiento estratigráfico. La secuencia Hollín se observa en los pozos Drago
9
Norte 1 y Drago Este 1, a la base son depósitos de areniscas limpias y al tope una
secuencia progradante constituida de intercalaciones de arenisca con lutita.
FIGURA 1.12 CORTE ESTRATIGRÁFICO ENTRE LOS CAMPOS SACHA,
DRAGO NORTE-ESTE Y SHUSHUFINDI
Fuente: EP Petroecuador
De igual manera en la estructura Drago la distribución regional de las formaciones
Tena, Napo y Hollín con sus correspondientes reservorios de interés
hidrocarburífero están perfectamente identificadas como lo demuestra el corte
estratigráfico de la Figura 1.13 entre los campos Sacha, Drago y Shushufindi.
1.3.2 COLUMNA GEOLÓGICA
Las formaciones identificadas en esta área de estudio se las resume en la
columna estratigráfica generalizada (Figura 1.14), donde se concluye que las
principales formaciones o unidades geológicas con sus características litológicas
son semejantes a los campos circundantes Sacha y Shushufindi.
10
FIGURA 1.13 CORTE ESTRATIGRÁFICO ENTRE LOS CAMPOS SACHA,
DRAGO Y SHUSHUFINDI
Fuente: EP Petroecuador
1.4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS
1.4.1 EJES ESTRUCTURALES
En el Área Drago, Drago Norte-Este, Condorazo SE y Vista, se diferencian dos
trenes estructurales:
·
El alto estructural sur: Drago-Condorazo SE, es un alto angosto, de
orientación NO-SE, denominado así porque se ubican los altos Drago y
Condorazo SE en los que se perforaron los pozos Drago 1 y Condorazo
SE 1, con resultados positivos.
11
FIGURA 1.14 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA
Fuente: EP Petroecuador
12
·
El Alto Central Drago Norte-Este – Vista – Ron, de mayores dimensiones
y contiene de SE a NO, los altos Drago Norte-Este, Vista y Ron, donde se
perforo los pozos Drago Norte 1 y Drago Este 1, con resultados positivos.
Estos altos están limitados por sendos bajos estructurales, como se observa en la
Figura 1.15.
FIGURA 1.15 UBICACIÓN DE BAJOS ESTRUCTURALES Y DEL VOLCÁNICO
VISTA
Fuente: EP Petroecuador
En la sección sísmica de la Figura 1.16 se observa la deflexión estructural que
separa los ejes estructurales Drago-Condorazo SE y Drago Norte-Este, la
estructura Shushufindi gana relieve al este y los sedimentos Pre-Cretácicos
muestra una alta perturbación tectónica, con un plegamiento de fuerte relieve, que
podría ser resultado de una tectónica salina o arcillosa o de un sobre corrimiento.
Las dos hipótesis se sustentan en que bajo el plegamiento se observa un paquete
de reflexiones no plegado, que podría actuar como superficie de despegue.
13
FIGURA 1.16 SECCIÓN SÍSMICA 3D, MOSTRANDO LA ESTRUCTURA
DRAGO, DRAGO NORTE-ESTE Y LA ESTRUCTURA SHUSHUFINDI
Fuente: EP Petroecuador
1.4.2 ANÁLISIS ESTRUCTURAL
El alto Drago Norte-Este, forma parte de una estructura mayor, ligeramente
isométrica, que se integra en un tren estructural de orientación NO-SE,
encuadrada
entre
dos
ejes
de
bajos
estructurales,
que
corresponden
posiblemente a lineamientos, de basamento que se reactivaron en el TriásicoJurásico del Corredor Central Sacha – Shushufindi, reactivadas en trenes de
dirección NO-SE.
14
1.4.3 DEFINICIÓN DEL PLAY
Las estructuras Drago, Drago Norte-Este, Condorazo SE y Vista, pertenece a un
sistema estructural, de bajo relieve, controlado por fallas antiguas de dirección
NO-SE (Paleozoicas, reactivadas en el Triásico- Jurásico), en el que el
plegamiento y la formación de las trampas petrolíferas, se produce en el
Cretácico-Tardío-Paleoceno.
La
mayor acumulación
se
concentra en el
yacimiento U Inferior (Drago Norte 1 y Drago Este 1), y acumulaciones menos
importantes en los yacimientos Hollín Superior y T Inferior.
FIGURA 1.17 SECCIÓN SÍSMICA 3D, APLANADA AL TOPE NAPO, ENTRE LOS
POZOS VISTA-1 – DRAGO N-1 – DRAGO E-1 Y SHUSHUFINDI 105 A
Fuente: EP Petroecuador
1.5. ESTRATIGRAFÍA
En la perforación de los pozos exploratorios Drago, Drago Este 1 y Drago Norte 1,
se atravesó sedimentos Prehollín, de una posible edad Jurásica, las formaciones:
15
Hollín, Napo, Tena del Cretácico-Paleoceno, Tiyuyacu del Eoceno, Orteguaza del
Oligoceno, y una potente sección del Mio-Plioceno indiferenciado.
1.5.1 FORMACIONES Y UNIDADES GEOLÓGICAS
Pre-Hollín: se perforó de 35 a 95 pies y está constituido de intercalaciones de
arcillolitas, limonitas y rocas intrusivas con granos de cuarzo gris verdosos, que
de acuerdo a la litología podrían pertenecer a la formación Chapiza.
Formación Hollín: Su espesor promedio es de 285 a 300 pies, está constituida de
areniscas cuarzosas blancas transparentes de grano grueso a grano medio, con
buenos parámetros petrofísicos para ser roca reservorio; al tope se reducen sus
parámetros petrofísicos por presencia de intercalaciones de lutita e inclusiones de
glauconita en las areniscas.
Formación Napo: se caracteriza por presentar una serie de intercalaciones de
lutitas, areniscas y calizas, su espesor promedio es de 1160 pies contiene los
reservorios principales de este campo, identificados dentro de las zonas
litológicas T y U.
Zona T Inferior: tiene un espesor promedio de 65 pies, constituida de arenisca
cuarzosa, blanca, gris clara, subtransparente a subtranslúcida, suelta a
moderadamente consolidada, grano fino, subangular a subredondeada, buena
selección, matriz caolinítica, cemento y porosidad no visible. Con intercalaciones
de lutita de color gris, gris obscura, suave a moderadamente dura, subfísil,
laminar, localmente micromicácea y limosa, no calcárea y caliza lodosa, crema
grisáceo,
localmente crema, moderadamente dura a dura, en bloques a
subbloques, con inclusiones de glauconita.
Zona T Superior: con una potencia de 80 pies, está formada por arenisca
cuarzosa, gris, gris verdosa clara,
moderadamente
consolidada,
subtransparente a subtranslúcida, friable a
grano
fino
a
muy
fino,
subangular
a
subredondeada, regular selección, matriz arcillosa, cemento calcáreo, porosidad
no visible. Con intercalaciones de lutita de negra, gris obscura, firme a
16
moderadamente firme, laminar a sublaminar, físil a subfísil, quebradiza,
localmente astillosa, no calcárea.
Caliza B: está constituida por caliza lodosa, gris clara, ocasionalmente gris clara
moteada con gris obscura, firme a dura, en bloques a subbloques, con
intercalaciones de lutita negra, gris obscura, firme a moderadamente firme,
sublaminar, subfisil, quebradiza, localmente arcillosa, no calcárea. Tiene una
potencia promedio de 23 pies.
Zona U Inferior: tiene una potencia promedio de 66 pies, constituida de: arenisca
cuarzosa, hialina, subtranslúcida, subtransparente, moderadamente consolidada a
friable,
grano medio a fino, subangular a subredondeada, regular selección,
matriz, cemento y porosidad no visibles. Con intercalaciones de lutita gris oscura,
negra, moderadamente dura, sublaminar, subplanar, subastillosa, textura grasosa;
y de caliza color crema, ocasionalmente crema moteada con gris oscuro, firme,
blocosa a subblocosa, textura empaquetada.
Zona U Superior: presenta un espesor promedio de 65 pies, está constituida de:
arenisca cuarzosa, blanca, subtranslúcida a subtransparente, friable, grano medio
a fino, subangular a subredondeada, regular selección, matriz arcillosa, asociado
con glauconita, no se observa cemento ni porosidad. Con intercalaciones de lutita
color gris oscuro a negra, firme a moderadamente dura, subfísil a físil, laminar,
localmente astillosa, no calcárea.
Caliza A: constituida de caliza lodosa, en menor cantidad microcristalina, gris
clara, gris clara moteada con gris oscura, firme a moderadamente dura,
en
bloques a subbloques, con intercalaciones de lutita gris obscura a gris clara,
negra, moderadamente firme a firme, laminar a sublaminar, ocasionalmente
astillosa, físil a subfísil, no calcárea. Tiene una potencia promedio de 50 pies.
Zona Arenisca M2: con un espesor de 30 pies, está formada por caliza lodosa, en
menor cantidad wackstone, gris, gris bandeada con crema, ocasionalmente gris
oscura, suave a moderadamente dura, en bloques a subbloques con
17
intercalaciones de lutita color gris oscuro, negra, moderadamente firme a firme,
sublaminar, subfísil a físil, ocasionalmente astillosa, quebradiza, calcárea y
arenisca cuarzosa: blanca a gris, grano medio a fino, hacia el techo de grueso a
medio, subtranslúcida, suelta, subangular a subredondeada, clasificación regular,
no se observa matriz, cemento calcáreo.
Zona Caliza M2: formada por caliza lodosa, en menor cantidad wackstone, gris,
gris bandeada con crema, ocasionalmente gris oscura, suave a moderadamente
dura, en bloques a subbloques con intercalaciones de lutita color gris oscuro,
negra, moderadamente firme a firme, sublaminar, subfísil a físil, ocasionalmente
astillosa, quebradiza, calcárea. Tiene una potencia de 25 pies.
Caliza M1: constituida de caliza lodosa, crema, gris clara, gris bandeada con
crema ocasionalmente crema moteada con gris oscuro, gris clara, suave a dura,
en bloques a subbloques. Con intercalaciones de lutita gris obscura,
moderadamente dura, subfísil, sublaminar a laminar, calcárea, micromicácea.
Tiene un espesor de 20 pies.
Formación Tena: tiene una potencia promedio de 842 pies, en su mayoría está
constituida por arcillolita café rojiza, amarilla, ocasionalmente crema, suave a
moderadamente dura, en bloques a subbloques, terrosa, ligeramente calcárea,
con pocas intercalaciones de limolita gris verdosa, gris, firme a moderadamente
firme, subbloques, terrosa.
Basal Tena: Con un espesor de 10 pies, está constituida de arenisca cuarzosa,
blanca, blanca amarillenta, subtransparente a subtranslúcida, grano medio a fino,
ocasionalmente muy fina, suelta, subangular a subredondeada, regular selección,
está asociada con pirita. Cemento, matriz y porosidad no visibles. Con
intercalaciones de arcillolita color café, a veces café amarillenta y gris clara, firme
a moderadamente dura, subblocosa a irregular, levemente calcárea y limolita
gris, ocasionalmente gris verdosa, firme a moderadamente dura, subblocosa, no
calcárea.
18
Formación Tiyuyacu: tiene una potencia promedio de 1820 pies, está constituida
de conglomerado de chert multicolor, blanco, gris claro, blanco amarillento,
ahumado,
subtranslúcido
a
subtransparente,
fragmentos
angulares
a
subangulares, con fractura concoidal. Arcillolita color café rojiza, ocasionalmente
crema y café amarillento, firme a moderadamente dura, en bloques a subbloques,
terrosa, no calcárea con intercalaciones de limonita café rojiza, ocasionalmente
café, firme a moderadamente firme, subbloques a irregular, terrosa, no calcárea y
arenisca cuarzosa, blanca, gris clara, subtranslúcida, grano fino a medio, suelta,
subredondeada a subangular, regular selección; matriz, cemento y porosidad no
se observa.
Formación Orteguaza: tiene un espesor promedio de 600 pies, está conformada
de lutitas de color verde claro, gris verdosa, suave a moderadamente dura,
subfísil, ocasionalmente fisil, laminar, terrosa, no calcárea; con intercalaciones de
arenisca cuarzosa, blanca, subtransparente, grano fino a medio, suelta,
subredondeada, moderada selección, matriz, cemento y porosidad no visible y
limolita crema, gris verdosa clara, suave a moderadamente firme, en forma de
subbloques a irregular, terrosa, no calcárea.
1.5.2 ESQUEMA ESTRATIGRÁFICO SECUENCIAL
En el esquema secuencial de la Figura 1.18 se identifica la secuencias Hollín, T,
U y parte de la M2; ciclos que inician desde un máximo de inundación, seguidos
de una progradación constante, hasta llegar a su límite secuencial (base T y U),
posteriormente se inicia una transgresión continua, finalizando en un máximo de
inundación (marcadores calizas C, B y A) (Rivadeneira M., 2009).
1.5.3 AMBIENTES DE DEPÓSITO
En el núcleo de corona tomado en la Arenisca Hollín Superior del pozo DRG N - 1
fueron
identificadas
varias
facies
ó
litofacies
correspondientes
a
los
medioambientes mayores: marino s.s., marino marginal ó transicional; y de
19
manera puntual pocas laminaciones carbonosas con algo de ámbar propias del
ambiente continental s.s.(Jorge Toro et al, 2009).
FIGURA 1.18 ESQUEMA SECUENCIAL DE LAS FMS. NAPO Y HOLLÍN EN EL
POZO DRAGO NORTE 1.
Fuente: EP Petroecuador
En el núcleo de corona tomado en la Arenisca T Inferior del pozo DRG N - 1
fueron identificadas varias facies ó litofacies correspondientes a los medioambientes mayores: marino s.s., marino marginal ó transicional y no se
20
encontraron paquetes de facies del ambiente continental s.s. si no pocas
laminaciones carbonosas con algo de ámbar.
En el núcleo de corona tomado en la Arenisca U Inferior del pozo DRG N - 1
fueron identificadas varias facies ó litofacies correspondientes al medio-ambiente
mayor: marino s.s. y no se encontraron paquetes de facies del ambiente marino
marginal ni continental s.s.
1.6 POZOS DEL CAMPO
Los pozos perforados hasta la actualidad en el campo Drago se presenta en la
Tabla 1.1. Se toman en cuenta los pozos perforados hasta julio de 2011, fecha en
la cual se tomó todos los datos para la realización del presente trabajo.
TABLA 1.1 POZOS PERFORADOS EN EL CAMPO DRAGO
DRAGO NORTE - ESTE
DRAGO
Coordenadas De
Llegada UTM
Coordenadas De Salida
UTM
Pozo
Xcoor
Ycoor
Xcoor
Ycoor
Elevación KB,
ft
Profundidad
MD, ft
Profundidad
TVD, ft
Tipo
Estado
actual
DRA1
303294.1
9978249.1
303294.1
9978249.1
926.67
10430
10430
Vertical
Productor
DRA2
305325.0
9977384.7
305325.0
9977384.7
919.60
10080
10080
Vertical
Cerrado
DRA10D
303990.3
9978323.0
303272.0
9978223.2
921.40
10780
10003
Direccional
Cerrado
DRE1
308174.1
9979110.0
308174.1
9979110.0
903.82
10235
10235
Vertical
Productor
DRE5D
308184.1
9978504.5
308177.0
9979102.6
901.63
10500
10077
Direccional
Productor
DRE8D
308833.7
9979358.6
308165.1
9979119.8
904.00
10660
10103
Direccional
Productor
DRE9D
308494.4
9979584.9
308164.1
9979123.7
910.18
10420
10042
Direccional
Productor
DRE12D
307966.0
9980013.0
308166.5
9979116.0
905.53
10850
10110
Direccional
Productor
DRN1
306017.6
9981368.4
306017.6
9981368.4
913.41
10169
10169
Vertical
Productor
DRN2
308342.0
9981545.0
308342.0
9981545.0
908.58
10075
10075
Vertical
Productor
DRN3D
305462.5
9981927.3
306049.5
9981368.3
918.45
10685
10075
Direccional
Cerrado
DRN6D
306230.6
9982111.9
306001.1
9981368.4
913.39
10600
10066
Direccional
Productor
DRN11D
306558.7
9981127.7
306039.4
9981368.1
913.80
10420
10033
Direccional
Productor
DRN15D
305793.4
9980772.3
305985.1
9981368.4
913.39
10520
10066
Direccional
Productor
DRN20D
305223.8
9981346.8
306030.6
9981374.9
912.00
10734
10088
Direccional
Productor
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
21
1.6.1 TOPES FORMACIONALES
Los topes formacionales en profundidad medida (MD) en pies de cada pozo se
presentan en la Tabla 1.2 para los pozos de las estructuras Drago y Drago Este, y
en la Tabla 1.3 para los pozos de la estructura Drago Norte.
TABLA 1.2 TOPES FORMACIONALES DE LOS POZOS DRAGO Y DRAGO
ESTE
Formación
Pozo
DRA1
DRA2
DRA10D
DRE1
DRE5D
DRE08D
DRE9D
DRE12D
Orteguaza
5434
5447
6080
5464
5862
N/A
N/A
N/A
Tiyuyacu
6037
6040
6656
6063
6395
N/A
N/A
N/A
Tena
7933
7936
8550
7886
8294
N/A
N/A
N/A
Basal Tena
8782
8761
9400
8653
9076
9221
9079
N/A
Napo
8793
8766
9410
8663
9091
9258
N/A
9418
Caliza M2
9388
9359
10010
9287
9678
9828
9658
N/A
Caliza A
9455
N/A
10073
9338
9728
9883
9704
N/A
U Superior
9505
9468
10124
9383
9780
9939
9756
10114
U Inferior
9583
9540
10194
9451
9855
10003
9837
10166
Base U Inferior
9622
9604
10242
9514
9929
10058
9901
10224
Caliza B
9686
9685
10318
9590
9993
10122
9964
10294
T Superior
9724
9714
10347
9630
10045
10174
10008
10353
T Inferior
9783
9777
10403
9682
10095
10231
10079
10415
Base T Inferior
9850
9842
10473
9758
10161
10305
10136
10478
Hollín Superior
9940
9923
10558
9850
10255
10402
10237
10568
Hollín Inferior
10003
N/A
10601
9874
10281
10442
10259
10608
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 1.3 TOPES FORMACIONALES DE LOS POZOS DRAGO NORTE
Formación
Pozo
DRN1
DRN2
DRN3D
DRN6D
DRN11D
DRN15D
DRN20D
Orteguaza
5399
5393
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
Tiyuyacu
5999
6011
6631
N/A
6397
6504
6673
Tena
7860
7871
8478
N/A
8233
8329
8557
Basal Tena
8679
8679
9326
9201
9053
9144
9364
Napo
8694
8709
9336
9212
9068
9157
9377
Caliza M2
9276
9249
9924
9778
9648
9742
9944
Caliza A
9329
9318
9976
9830
9699
9774
9996
U Superior
9380
9378
10022
9875
9743
10087
10052
U Inferior
9445
9478
10086
9942
9853
9888
10113
Base U Inferior
9519
9533
10150
10014
9891
9976
10189
22
CONTINUACIÓN TABLA 1.3
Formación
Pozo
DRN1
DRN2
DRN3D
DRN6D
DRN11D
DRN15D
DRN20D
Caliza B
9581
9584
10223
10073
9955
10033
10262
T Superior
9602
9627
10268
10131
10008
10074
10291
T Inferior
9688
9713
10345
10213
10079
10139
10356
Base T Inferior
9749
9773
10393
10271
10129
10211
10426
Hollín Superior
9849
9860
10480
10362
10223
10275
10512
Hollín Inferior
9882
9906
10526
10396
10274
10520
10547
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
1.6.2 EVALUACIÓN DE REGISTROS ELÉCTRICOS
Los resultados de la evaluación de los registros eléctricos fueron proporcionados
por EP Petroecuador. Para la evaluación de los registros eléctricos se utilizó el
software Interactive Petrophysics V3.5. La interpretación se realizó por cada pie
registrado y como datos se utilizo los registros eléctricos y los topes
formacionales. Se incluye en esta evaluación la determinación del volumen de
arcilla presente en la formación (Vsh), tomando en cuenta dos indicadores de
arcillosidad para las zonas de interés: el registro Gamma Ray y la combinación
Densidad de Formación – Neutrón. La porosidad fue derivada principalmente de
los registros de Densidad y Neutrón. Para el cálculo de la saturación de agua (Sw)
se aplicó la Ecuación de Indonesia, utilizando un exponente de cementación m =
1.7, de saturación n = 2 y el factor de saturación a = 1, por considerarse
confiables para la evaluación. Se asumió una densidad de la matriz de 2.71 g/cc y
la del fluido de 1 g/cc. Los valores de la resistividad del agua (Rw) fueron
determinados a partir de las salinidades del agua de formación. Se presenta en la
Tabla 1.4 los valores obtenidos.
TABLA 1.4 VALORES DE RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN
Arena
Salinidad, ppm NaCl
U
54450
T
18150
Hollín
3050
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Temperatura, ºF
Rw, ohm- m
190 – 199
194 – 202
196 – 204
0.05058
0.13226
0.69693
23
Los parametros para discriminar las zonas de interes (cutoffs) utilizados en la
evaluación fueron de 8% para la mínima porosidad, 50% para la máxima
saturación de agua y 50% para el máximo volumen de arcilla. Se presenta en la
Tabla 1.5 los resultados de la evaluación de los registros eléctricos en cada pozo.
TABLA 1.5 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN DE LOS REGISTROS
ELÉCTRICOS POR POZO
Pozo
DRG1
Arena
Ho, ft
UI
14
TI
25
DRG2
UI
20
TI
9
DRG10D
UI
26
TI
29
DRE1
UI
26
TI
24.75
DRE5D
UI
24.7
TI
8.5
HS
1.25
DRE8D
UI
29
TI
42
DRE9D
UI
27.5
TI
16.4
HS
5.3
DRE12D
UI
33.5
TI
62.25
DRN1
UI
18
TI
18
DRN3D
UI
18.5
TI
8.5
HS
4
DRN6D
UI
24
TI
7
DRN11D
UI
24
TI
16
HS
2
DRN15D
UI
24
TI
39.7
HS
4.3
DRN20D
UI
19
TI
9
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
PHI
0.140
0.145
0.146
0.122
0.140
0.140
0.160
0.126
0.139
0.114
0.091
0.170
0.165
0.166
0.168
0.136
0.15
0.157
0.162
0.15
0.265
0.171
0.131
0.149
0.155
0.15
0.14
0.15
0.155
0.124
0.108
0.186
0.126
Sw
0.336
0.480
0.298
0.348
0.293
0.286
0.161
0.178
0.271
0.321
0.396
0.347
0.263
0.326
0.302
0.388
0.279
0.175
0.182
0.29
0.387
0.171
0.155
0.225
0.269
0.25
0.25
0.26
0.372
0.327
0.407
0.28
0.529
Vcl
0.138
0.244
0.339
0.418
0.387
0.220
0.269
0.229
0.184
0.283
0.174
0.187
0.033
0.213
0.141
0.315
0.127
0.251
0.125
0.127
0.387
0.052
0.411
0.12
0.131
0.1886
0.1164
0.2300
0.233
0.158
0.257
0.078
0.114
24
1.7 PRESIÓN DE LOS RESERVORIOS
La presión de los reservorios se obtuvo a través de las pruebas de presión
transitorias realizadas a los distintos pozos proporcionadas por EP Petroecuador.
Se ajustó la presión de cada pozo a un datum de presiones el cual fue calculado
mediante una media aritmética de los intervalos perforados en cada arena. Se
calculó un gradiente total de fluidos para éste efecto. Con estos datos se procedió
a graficar la presión del reservorio en relación al tiempo en que fue medida,
obteniendo así una curva de estos datos y su respectiva ecuación. El gradiente
total de los fluidos se calculó con la Ecuación 1.1.
‫ ்ܦܣܴܩ‬ൌ
଴Ǥସଷଷఊ೚ ௤೚ ା଴Ǥସଷଷ௤ೢ
௤೚ ା௤ೢ
(1.1)
Donde: γo = gravedad específica del petróleo
qw/qo = caudal de agua y petróleo, STB/día
Una vez calculado el gradiente total de los fluidos se procede a corregir la presión
de reservorio de cada pozo a la profundidad del datum. Se utilizó la siguiente
ecuación:
ܲௗ௔௧௨௠ ൌ ܲ௪௦ ൅ ሾ‫ ்ܦܣܴܩ‬ሺ݀ܽ‫ ݉ݑݐ‬െ ‫ܲܯ‬ሻሿ
(1.2)
Donde: Pws = presión de reservorio, psi
GRADT = gradiente total del fluido, psi/ft
Datum = profundidad del datum de presiones, ft
MP = profundidad de las medias perforadas de cada pozo, ft
A continuación se presentan los resultados de las correcciones de la presión de
los reservorios, para las estructuras Drago y Drago Norte-Este. Los cálculos
realizados se presentan en el Anexo 1.1. Se tiene datos de pruebas de presión
para los reservorios U inferior y T inferior, los cuales son los reservorios de interés
en estas estructuras. Para el caso de la estructura Drago se tiene una sola prueba
de presión por lo cual no se puede realizar ninguna corrección.
25
TABLA 1.6 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO
02/10/2007
P
datum
2705
09/12/2007
2437
68
10/04/2008
2410
191
10/07/2010
2188
1012
01/05/2009
2560
577
FECHA
t,
días
0
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.1 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE
LA ESTRUCTURA DRAGO
2900
2700
Presión, psi
2500
2300
2100
1900
1700
1500
0
200
400
600
Tiempo, días
800
1000
1200
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Como se muestra en el Gráfico 1.1, la estructura Drago en la arena U inferior
presenta una alta declinación de presión al inicio de la producción. Sin embargo,
ésta se estabiliza tiempo después. Por lo tanto, se ha dividido la declinación de
presión en dos curvas. La primera que cubre los primeros dos puntos del Gráfico
1.1 que representan los primeros 68 días, y la segunda que cubre desde el
segundo punto, que representan desde el día 68, en adelante. Se presentan estas
dos subdivisiones en los Gráficos 1.2 y 1.3. Las ecuaciones obtenidas de las
curvas de presión como función del tiempo son las siguientes:
26
Antes del día 68
ܲ ൌ ʹǤ͹ͲͶ͹ ൈ ͳͲଷ ‡š’ െͳǤͷ͵ʹͷ ൈ ͳͲିଷ ‫ݐ‬
(1.3)
Después del día 68
ܲ ൌ ʹǤͶͷͻͻ ൈ ͳͲଷ ‡š’ െͳǤͷͷ͹ ൈ ͳͲିସ ‫ݐ‬
(1.4)
GRÁFICO 1.2 PRESIÓN DE RESERVORIO DE LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO HASTA EL DÍA 68
2750
2700
Presión, psi
2650
2600
2550
2500
y = 2.7047E+03e-1.5325E-03x
R² = 1.0000E+00
2450
2400
0
10
20
30
40
Tiempo, días
50
60
70
80
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.3 PRESIÓN DE RESERVORIO DE LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO A PARTIR DEL DÍA 68
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
27
TABLA 1.7 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
FECHA
P datum
t,
dias
10/02/2009
2968
0
22/03/2009
2983
40
09/11/2009
2602
272
28/12/2009
2239
321
03/03/2010
2211
386
09/06/2010
1982
484
15/11/2010
1717
643
09/03/2011
1430
757
29/05/2011
1660
838
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.4 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE
LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
3500
3000
Presión, psi
2500
2000
1500
1000
y = 3.0449E+03e-8.5426E-04x
R² = 9.3998E-01
500
0
0
100
200
300
400
500
Tiempo, días
600
700
800
900
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Se obtiene la siguiente ecuación de la curva del Gráfico 1.4
ܲ ൌ ͵ǤͲͶͶͻ ൈ ͳͲଷ ‡š’ െͺǤͷͶʹ͸ ൈ ͳͲିସ ‫ݐ‬
(1.5)
28
TABLA 1.8 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA T INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO
Pws@MP,
psi
3077
FECHA
DRG1
24/08/2007
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
MP,ft
9784
TABLA 1.9 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA T INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
23/02/2009
P
datum
3252
17/03/2009
2850
22
07/10/2010
2671
591
FECHA
t, días
0
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.5 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA T INFERIOR DE
LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
3400
3200
Presión, psi
3000
2800
2600
2400
2200
2000
0
100
200
300
400
Tiempo, días
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
500
600
700
29
Como se muestra en el Gráfico 1.5, la estructura Drago Norte-Este en la arena T
inferior presenta una alta declinación de presión al inicio de la producción. Sin
embargo, ésta se estabiliza tiempo después. Por lo tanto, se ha dividido la
declinación de presión en dos curvas. La primera que cubre los primeros dos
puntos del Gráfico 1.5 que representan los primeros 22 días, y la segunda que
cubre desde el segundo punto, que representan desde el día 22, en adelante.
Se presentan estas dos subdivisiones en los Gráficos 1.6 y 1.7. Las ecuaciones
obtenidas de las curvas de presión como función del tiempo son las siguientes:
Antes del día 22
ܲ ൌ ͵Ǥʹͷʹ͵ ൈ ͳͲଷ ‡š’ െ͸ǤͲͲͺͳ ൈ ͳͲିଷ ‫ݐ‬
(1.6)
Después del día 22
ܲ ൌ ʹǤͺͷ͸ͺ ൈ ͳͲଷ ‡š’ െͳǤͳ͵ͷʹ ൈ ͳͲିସ ‫ݐ‬
(1.7)
GRÁFICO 1.6 PRESIÓN DE RESERVORIO DE LA ARENA T INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE HASTA EL DÍA 22
3300
3250
3200
Presión, psi
3150
3100
3050
3000
2950
2900
y = 3.2523E+03e-6.0081E-03x
R² = 1.0000E+00
2850
2800
0
5
10
15
Tiempo, días
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
20
25
30
GRÁFICO 1.7 PRESIÓN DE RESERVORIO DE LA ARENA T INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE A PARTIR DEL DÍA 22
2860
2840
2820
Presión, psi
2800
2780
2760
2740
2720
2700
y = 2.8568E+03e-1.1352E-04x
R² = 1.0000E+00
2680
2660
0
100
200
300
400
500
600
700
Tiempo, días
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
1.8 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE LOS RESERVORIOS
Los datos de las propiedades de los fluidos de los reservorios usados en los
cálculos del presente trabajo fueron tomados de correlaciones y de los análisis
PVT realizados a los fluidos de los reservorios U inferior y T inferior. Para el caso
de U inferior se usó el análisis PVT del pozo Drago 1 realizado en Abril del 2009.
Para el caso de T inferior no se tiene análisis PVT de las estructuras Drago; por lo
tanto, se tomó los datos PVT del pozo Shushufindi-63 del 25 de Marzo de 1989.
Se tomó este pozo por ser el más cercano a las estructuras Drago.
Se cuenta también con la medición multifásica realizada a los fluidos de los pozos
existentes en el área Drago por parte de la compañía Schlumberger, realizada el
15 de mayo de 2011. Al final de esta sección se presenta con detalle los
resultados de esta medición.
A continuación se describe las propiedades de los sistemas de petróleo, gas y
agua obtenidos.
31
1.8.1 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL PETRÓLEO Y
SOLUBILIDAD DEL GAS
Los datos del factor volumétrico de formación (FVF) del petróleo y la solubilidad
del gas, obtenidos de las pruebas de liberación diferencial deben ser ajustados en
conjunto con los datos experimentales de las pruebas de separador. Dake (1978)
propuso un procedimiento para construir las curvas del factor volumétrico de
formación del petróleo y la solubilidad del gas mediante el uso en conjunto de los
datos de estas dos pruebas (liberación diferencial y separador).
Este método se describe en el Anexo 1.2.
A continuación se presentan los resultados de estos ajustes. Los datos obtenidos
en la presión de burbuja de la prueba de separador y la liberación diferencial para
ambas arenas son los siguientes:
TABLA 1.10 FVF Y SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PUNTO DE BURBUJA
OBTENIDOS
DE
LAS
PRUEBAS
DE
LIBERACIÓN
DIFERENCIAL
Y
SEPARADOR
Liberación Diferencial
Arena
Bo, bbl/STB
U Inferior
1.1429
T Inferior
1.2575
Prueba de Separador
Rs,
Bo,
Rs,
scf/STB
bbl/STB
scf/STB
134
1.1501
122
275
1.2481
252
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Para la arena U inferior se presentan las correcciones de la solubilidad del gas y
del FVF del petróleo para presiones por sobre y bajo el punto de burbuja en las
Tablas 1.11, 1.12 y 1.13.
32
TABLA 1.11 FVF DEL PETRÓLEO SOBRE LA PRESIÓN DE SATURACIÓN
PARA LA ARENA U INFERIOR
P, psia
Vrel, bbl/bbl
Bo, bbl/STB
5015
0.954407
1.098
4515
0.958011
1.102
4015
0.962483
1.107
3515
0.966653
1.112
3015
0.970852
1.117
2515
0.975197
1.122
2015
0.980009
1.127
1515
0.985026
1.133
1015
0.990316
1.139
815
0.992489
1.141
615
0.994924
1.144
575
0.995626
1.145
475
0.997594
1.147
435
1.000000
1.150
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 1.12 FVF DEL PETRÓLEO BAJO LA PRESIÓN DE SATURACIÓN PARA
LA ARENA U INFERIOR
P, psia
Bod, bbl/STB
Sod, bbl/bbl
Bo, bbl/STB
435
1.1429
1.0000
1.150
315
1.1217
0.9815
1.129
215
1.1055
0.9673
1.112
115
1.0911
0.9547
1.098
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 1.13 SOLUBILIDAD DEL GAS PARA LA ARENA U INFERIOR
P, psia
Rsd, scf/STB
Rs, scf/STB
435
134
122.00
315
113
100.87
215
87
74.70
115
59
46.53
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Para la arena T inferior se presentan las correcciones de la solubilidad del gas y
del FVF del petróleo para presiones por sobre y bajo el punto de burbuja en las
Tablas 1.14, 1.15 y 1.16.
33
TABLA 1.14 FVF DEL PETRÓLEO SOBRE LA PRESIÓN DE SATURACIÓN
PARA LA ARENA T INFERIOR
P, psia
V rel, bbl/bbl
Bo, bbl/STB
5015
0.96337
1.202
4515
0.96691
1.207
4015
0.96854
1.209
3515
0.97265
1.214
3015
0.97698
1.219
2515
0.98165
1.225
2015
0.98643
1.231
1515
0.99155
1.238
1395
0.99278
1.239
1095
0.99612
1.243
965
1.00000
1.248
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 1.15 FVF DEL PETRÓLEO BAJO LA PRESIÓN DE SATURACIÓN PARA
LA ARENA T INFERIOR
P, psia
Bod, bbl/STB
Sod, bbl/bbl
Bo, bbl/STB
965
1.2575
1.0000
1.248
815
1.2426
0.9882
1.233
615
1.2203
0.9704
1.211
415
1.1891
0.9456
1.180
215
1.1518
0.9159
1.143
15
1.0728
0.8531
1.065
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 1.16 SOLUBILIDAD DEL GAS PARA LA ARENA T INFERIOR
P, psia
Rsd, scf/STB
Rs, scf/STB
965
275
252.0
815
247
224.2
615
204
181.5
415
156
133.9
215
92
70.4
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
34
De las tablas anteriores se grafica el FVF del petróleo y la solubilidad del gas
como función de la presión y se obtiene la ecuación de la curva que forman los
puntos. Se presentan estos datos en los Gráficos 1.8 al 1.13.
GRÁFICO 1.8 FVF DEL PETRÓLEO SOBRE LA PRESIÓN DE SATURACIÓN
PARA LA ARENA U INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.9 FVF DEL PETRÓLEO BAJO LA PRESIÓN DE SATURACIÓN
PARA LA ARENA U INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
35
GRÁFICO 1.10 FVF DEL PETRÓLEO SOBRE LA PRESIÓN DE SATURACIÓN
PARA LA ARENA T INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.11 FVF DEL PETRÓLEO BAJO LA PRESIÓN DE SATURACIÓN
PARA LA ARENA T INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
36
GRÁFICO 1.12 SOLUBILIDAD DEL GAS PARA LA ARENA U INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.13 SOLUBILIDAD DEL GAS PARA LA ARENA T INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
37
Las ecuaciones obtenidas de los gráficos del FVF del petróleo se presentan a
continuación:
Para la arena U inferior cuando la presión se encuentra sobre la presión de
saturación.
‫ ݋ܤ‬ൌ െʹǤ͵ͷͶͺ ൈ ͳͲିଵଷ ܲଷ ൅ ʹǤͷ͹ʹͺ ൈ ͳͲିଽ ܲଶ െ ͳǤͺ͸Ͷͳ ൈ ͳͲିହ ܲ ൅ ͳǤͳͷͷ͹
(1.8)
Para la arena U inferior cuando la presión se encuentra bajo la presión de
saturación.
‫ ܾ݋ܤ‬ൌ െ͹Ǥ͵͵͹͸ ൈ ͳͲିଵଵ ܲଷ ൅ ͳǤ͵͹ͺ͵ ൈ ͳͲି଻ ܲଶ ൅ ͳǤͲͷ͸͹ ൈ ͳͲିସ ܲ ൅ ͳǤͲͺͶʹ
(1.9)
Para la arena T inferior cuando la presión se encuentra sobre la presión de
saturación.
‫ ݋ܤ‬ൌ െͳǤͳʹ͸ʹ ൈ ͳͲିଵଷ ܲଷ ൅ ʹǤʹͻʹ͵ ൈ ͳͲିଽ ܲଶ െ ʹǤͳͳʹͶ ൈ ͳͲିହ ܲ ൅ ͳǤʹ͸Ͷͻ
(1.10)
Para la arena T inferior cuando la presión se encuentra bajo la presión de
saturación.
‫ ܾ݋ܤ‬ൌ ʹǤ͵͸Ͳͻ ൈ ͳͲିଵ଴ ܲଷ െ ͷǤͳͷͺʹ ൈ ͳͲି଻ ܲଶ ൅ ͶǤ͹Ͷͻͻ ൈ ͳͲିସ ܲ ൅ ͳǤͲͷͺͻ
(1.11)
Las ecuaciones de los gráficos de la solubilidad del gas se presentan a
continuación:
Para la arena U inferior.
ܴ‫ ݏ‬ൌ െʹǤ͸ͲͲʹ ൈ ͳͲିସ ܲଶ ൅ ͵ǤͺͲͷͷ ൈ ͳͲିଵ ܲ ൅ ͷǤͻ͸ʹͺ
(1.12)
Para la arena T inferior
ܴ‫ ݏ‬ൌ െͳǤͳͲͺͷ ൈ ͳͲିସ ܲଶ ൅ ͵Ǥ͹Ͳͷͳ ൈ ͳͲିଵ ܲ െ ͵ǤͲͻͲʹ
(1.13)
De acuerdo con las presiones iniciales, los reservorios U inferior y T inferior se
encuentran subsaturados.
1.8.2 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS
Los datos del factor volumétrico de formación del gas fueron obtenidos de los
análisis PVT de los pozos antes mencionados, los cuales se presentan en la
Tabla 1.17 para la arena U inferior y en la Tabla 1.18 para la Arena T inferior. Se
graficaron los datos y se obtuvo una ecuación para cada curva.
38
TABLA 1.17 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS PARA LA
ARENA U INFERIOR
Presión,
psi
315
215
115
Bg, ft3/scf
0.0117
0.0224
0.0505
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 1.18 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS PARA LA
ARENA T INFERIOR
Presión,
psi
815
615
415
215
Bg, ft3/scf
0.0218
0.0295
0.0445
0.0880
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.14 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS PARA LA
ARENA U INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
39
GRÁFICO 1.15 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS PARA LA
ARENA T INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Las ecuaciones obtenidas de los gráficos se presentan a continuación:
Para la arena U inferior
‫ ݃ܤ‬ൌ Ͷ͸ǤͶ͵͵ܲ ିଵǤସଷଷଽଷ
(1.14)
Para la arena T inferior
‫ ݃ܤ‬ൌ ʹͶǤͲͻͺ͸ܲିଵǤ଴ସସ଼ହ
(1.15)
1.8.3 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL AGUA
El factor volumétrico de formación del agua se obtuvo mediante la siguiente
correlación (Hewlett-Packard H.P. 41C Petroleum Fluids PAC manual, 1982):
‫ ݓܤ‬ൌ ‫ܣ‬ଵ ൅ ‫ܣ‬ଶ ܲ ൅ ‫ܣ‬ଷ ܲଶ
Donde los coeficientes A1 – A3 están dados por la siguiente expresión:
‫ܣ‬௜ ൌ ܽଵ ൅ ܽଶ ܶ ൅ ܽଷ ܶ ଶ
Donde a1 – a3 están dados para agua saturada con gas en la Tabla 1.19.
(1.16)
40
TABLA1.19 COEFICIENTES PARA EL CÁLCULO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO
DE FORMACIÓN DEL AGUA
Ai
A1
A2
A3
a1
0.9911
-1.093x10-6
-5.0x10-11
a2
6.35x10-5
-3.497x10-9
6.429x10-13
a3
8.5x10-7
4.57x10-12
-1.43x10-15
Fuente: Hewlett-Packard H.P. 41C Petroleum Fluids PAC manual, 1982
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
1.8.4 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO
La viscosidad del petróleo se calculó a través de correlaciones. Éstas se aplicaron
de acuerdo al siguiente procedimiento: en primer lugar se calculó la viscosidad del
petróleo muerto a presión atmosférica y temperatura media de reservorio. En
segundo lugar, se ajustó la viscosidad del petróleo por efectos de la solubilidad
del gas a las presiones de interés. Esto se llevó a cabo en dos secciones, la
primera cuando la presión se encuentra bajo la presión de saturación y la
segunda cuando la presión se encuentra sobre la presión de saturación.
Las correlaciones usadas fueron las siguientes:
Correlación de Beggs y Robinson (1975) para calcular la viscosidad del petróleo
muerto a temperatura del reservorio. La correlación se expresa matemáticamente
de la siguiente manera:
ߤ௢ௗ ൌ ͳͲ௑ െ ͳ
(1.17)
Donde ܺ ൌ ܻሺܶ െ Ͷ͸ͲሻିଵǤଵ଺ଷ
ܻ ൌ ͳͲ௓
ܼ ൌ ͵ǤͲ͵ʹͶ െ ͲǤͲʹͲʹ͵ι‫ܫܲܣ‬
Correlación de Beggs y Robinson (1975) para calcular la viscosidad del petróleo
saturado. La correlación se expresa matemáticamente de la siguiente manera:
ߤ௢௕ ൌ ܽሺߤ௢ௗ ሻ௕
(1.18)
Donde ܽ ൌ ͳͲǤ͹ͳͷሺܴ‫ ݏ‬൅ ͳͲͲሻି଴Ǥହଵହ
ܾ ൌ ͷǤͶͶሺܴ‫ ݏ‬൅ ͳͷͲሻି଴Ǥଷଷ଼
Los rangos de los datos aplicables para el uso de la correlación de Beggs y
Robinson son:
41
·
·
·
·
Presión, psia :132 – 5,265
Temperatura, °F: 70 – 295
Gravedad API: 16 – 58
Solubilidad del gas, scf/STB: 20 – 2,070
Correlación de Vásquez y Beggs (1980) para calcular la viscosidad del petróleo
subsaturado. La correlación se expresa matemáticamente de la siguiente manera:
௉ ௠
ߤ௢ ൌ ߤ௢௕ ቀ ቁ
(1.19)
௉್
Donde ݉ ൌ ʹǤ͸ܲଵǤଵ଼଻ ͳͲ௔
Con ܽ ൌ െ͵Ǥͻ ൈ ͳͲିହ ܲ െ ͷ
Los rangos de los datos aplicables para el uso de la correlación de Vásquez y
Beggs son:
·
·
·
·
·
Presión, psia :141 – 9,151
Viscosidad, cp: 0.117 - 148
Gravedad API: 15.3 – 59.5
Solubilidad del gas, scf/STB: 9.3 – 2,199
Gravedad del gas: 0.511 – 1.351
Los datos usados para calcular la viscosidad del petróleo muerto en las arenas U
inferior y T inferior se presentan en la Tabla 1.20.
TABLA 1.20 DATOS DE LAS ARENAS U INFERIOR Y T INFERIOR USADOS EN
EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO MUERTO
T, °F
°API
Pb , psia
Rs@Pb , scf/STB
U Inferior T inferior
220
218
28.9
31.9
435
965
122
252
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
La viscosidad calculada del petróleo muerto usando la correlación de Beggs y
Robinson es: para la arena U inferior μod = 2.386 cp y para la arena T inferior μod =
1.922 cp.
42
Se calcula la viscosidad del petróleo saturado para las arenas U inferior y T
inferior con la correlación de Beggs y Robinson usando una tabla de valores. Los
resultados obtenidos se grafican como función de la presión y se obtiene una
ecuación de la curva resultante. Se presentan las tablas de valores en las Tablas
1.21 y 1.22.
TABLA 1.21 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD
DEL PETRÓLEO SATURADO PARA LA ARENA U INFERIOR
Presión,
psia
Rs,
scf/STB
a
b
μob,cp
435
122.00
0.663
0.818
1.350
315
100.87
0.698
0.841
1.450
215
115
74.70
46.53
0.750
0.821
0.872
0.913
1.602
1.817
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 1.22 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD
DEL PETRÓLEO SATURADO PARA LA ARENA T INFERIOR
Presión,
psia
Rs,
scf/STB
a
b
μob, cp
965
252.00
0.523
0.717
0.835
815
224.21
0.546
0.734
0.882
615
181.53
0.587
0.765
0.967
415
215
133.89
70.37
0.646
0.760
0.806
0.878
1.093
1.349
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
43
GRÁFICO 1.16 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SATURADO VERSUS PRESIÓN
PARA LA ARENA U INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.17 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SATURADO VERSUS PRESIÓN
PARA LA ARENA T INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Como paso final se debe calcular la viscosidad del petróleo subsaturado para las
arenas U inferior y T inferior con la correlación Vásquez y Beggs usando una tabla
de valores. Los resultados obtenidos se grafican como función de la presión y se
44
obtiene una ecuación de la curva resultante. Se presentan las tablas de valores
en las Tablas 1.23 y 1.24.
TABLA 1.23 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD
DEL PETRÓLEO SUBSATURADO PARA LA ARENA U INFERIOR
Presión, psia
a
m
μo, cp
5015
4515
4015
3515
3015
2515
2015
1515
1015
815
615
575
475
-5.196
-5.176
-5.157
-5.137
-5.118
-5.098
-5.079
-5.059
-5.040
-5.032
-5.024
-5.022
-5.019
0.409
0.378
0.344
0.307
0.267
0.226
0.181
0.135
0.088
0.069
0.050
0.047
0.037
3.670
3.267
2.898
2.564
2.267
2.006
1.783
1.599
1.455
1.410
1.374
1.368
1.355
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 1.24 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD
DEL PETRÓLEO SUBSATURADO PARA LA ARENA T INFERIOR
Presión, psia
a
m
μo, cp
5015
4515
4015
3515
3015
2515
2015
1515
1395
1095
-5.196
-5.176
-5.157
-5.137
-5.118
-5.098
-5.079
-5.059
-5.054
-5.043
0.409
0.378
0.344
0.307
0.267
0.226
0.181
0.135
0.124
0.095
1.639
1.496
1.363
1.242
1.133
1.037
0.955
0.888
0.875
0.846
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
45
GRÁFICO 1.18 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SUBSATURADO VERSUS
PRESIÓN PARA LA ARENA U INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.19 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SUBSATURADO VERSUS
PRESIÓN PARA LA ARENA T INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
46
Las ecuaciones obtenidas de los gráficos se presentan a continuación:
Para la arena U inferior la viscosidad del petróleo saturado (μob) y subsaturado
(μo)
ߤ௢௕ ൌ ͵Ǥͳ͵ͳʹ ൈ ͳͲି଺ ܲଶ െ ͵Ǥͳ͹͸ͻ ൈ ͳͲିଷ ܲ ൅ ʹǤͳ͵ͻ͹
ߤ௢ ൌ ͹Ǥ͸͵͸ʹ ൈ ͳͲି଼ ܲଶ ൅ ͻǤ͵ʹͻͷ ൈ ͳͲିହ ܲ ൅ ͳǤʹͺͺ͵
(1.20)
(1.21)
Para la arena T inferior la viscosidad del petróleo saturado (μob) y subsaturado
(μo)
ߤ௢௕ ൌ ͺǤ͵ͺͶͳ ൈ ͳͲି଻ ܲଶ െ ͳǤ͸Ͷͺͷ ൈ ͳͲିଷ ܲ ൅ ͳǤ͸ͷͶͻ
ߤ௢ ൌ ʹǤ͸͹ʹ͵ ൈ ͳͲି଼ ܲଶ ൅ ͶǤͲ͵ʹ͵ ൈ ͳͲିହ ܲ ൅ ͲǤ͹͸ͺͳ
(1.22)
(1.23)
1.8.5 VISCOSIDAD DEL GAS
La viscosidad del gas se calculó a través de la correlación de Lee, González y
Eakin (1966) quienes presentaron una relación semi - empírica para calcular la
viscosidad de los gases naturales. Los autores expresan la viscosidad del gas en
términos de la temperatura del reservorio, densidad del gas, y el peso molecular
del gas. La correlación está dada por la siguiente ecuación:
ఘ೒
௒
ߤ௚ ൌ ͳͲିସ ‫ ’š‡ ܭ‬൤ܺ ቀ଺ଶǤସቁ ൨
(1.24)
Donde
‫ܭ‬ൌ
ሺͻǤͶ ൅ ͲǤͲʹ‫ܯ‬௔ ሻܶ ଵǤହ
ʹͲͻ ൅ ͳͻ‫ܯ‬௔ ൅ ܶ
ܺ ൌ ͵Ǥͷ ൅
ͻͺ͸
൅ ͲǤͲͳ‫ܯ‬௔
ܶ
ܻ ൌ ʹǤͶ െ ͲǤʹܺ
ρg= densidad del gas a la presión y temperatura del reservorio, lb/ft 3
T = temperatura del reservorio, °R
Ma = peso molecular aparente de la mezcla del gas
De los datos PVT se obtienen el factor de desviación del gas y la gravedad
específica del gas para distintas presiones. Con estos datos se calcula la
densidad del gas a la temperatura del reservorio con cada presión dada. Esta
47
temperatura del reservorio es la misma usada para el cálculo de la viscosidad del
petróleo. Se utiliza las siguientes ecuaciones:
‫ܯ‬௔ ൌ ʹͺǤͻ͸ߛ௚
ߩ௚ ൌ
௉ெೌ
௭ோ்
(1.25)
(1.26)
Así, se elabora una tabla de valores para obtener la viscosidad del gas a cada
presión dada. Estos valores de viscosidad de grafican como función de la presión
y se obtiene una ecuación de la curva. Esta tabla de valores se presenta para las
arenas U inferior y T inferior en las Tablas 1.25 y 1.26.
TABLA 1.25 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD
DEL GAS PARA LA ARENA U INFERIOR
P, psia
315
215
115
15
z
0.8063
0.8698
0.9251
0.9706
γg
1.750
1.531
1.625
1.828
Ma
50.68
44.34
47.06
52.94
ρg, lb/ft3
2.711
1.500
0.800
0.110
K
99.711
105.351
102.837
97.875
X
5.457
5.393
5.421
5.479
Y
1.309
1.321
1.316
1.304
μg, cp
0.01091
0.01096
0.01047
0.00980
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 1.26 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD
DEL GAS PARA LA ARENA T INFERIOR
P, psi
815
615
415
215
15
z
0.9269
0.9447
0.9621
0.9855
1
γg
1.047
1.087
1.207
1.434
1.880
Ma
30.31
31.49
34.95
41.53
54.45
ρg, lb/ ft3
3.662
2.816
2.071
1.244
0.110
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
K
120.751
119.214
114.948
107.757
96.366
X
5.257
5.269
5.304
5.370
5.499
Y
1.349
1.346
1.339
1.326
1.300
μg, cp
0.01354
0.01293
0.01215
0.01110
0.00965
48
GRÁFICO 1.20 VISCOSIDAD DEL GAS VERSUS LA PRESIÓN PARA LA
ARENA U INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.21 VISCOSIDAD DEL GAS VERSUS LA PRESIÓN PARA LA
ARENA T INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
49
Las ecuaciones obtenidas de los gráficos se presentan a continuación:
Para la arena U inferior
ߤ௚ ൌ െͺǤ͹ʹͺʹ ൈ ͳͲିଽ ܲଶ ൅ ͹Ǥ͹͹͵ͷ ൈ ͳͲି଺ ܲ ൅ ͻǤ͸ͺͺͺ ൈ ͳͲିଷ
(1.27)
ߤ௚ ൌ െ͵ǤͶ͹Ͳ͸ ൈ ͳͲିଽ ܲଶ ൅ ͹Ǥ͸ͺ͹͸ ൈ ͳͲି଺ ܲ ൅ ͻǤͷ͸ʹͶ ൈ ͳͲିଷ
(1.28)
Para la arena T inferior
1.8.6 VISCOSIDAD DEL AGUA
Para el cálculo de la viscosidad del agua se utilizó la correlación de Brill y Beggs
(1978). Los autores presentaron una ecuación simple la cual considera
únicamente los efectos de la temperatura. La correlación se expresa
matemáticamente con la siguiente ecuación:
ߤ௪ ൌ ‡š’ሺͳǤͲͲ͵ െ ͳǤͶ͹ͻ ൈ ͳͲିଶ ܶ ൅ ͳǤͻͺʹ ൈ ͳͲିହ ܶ ଶ ሻ
(1.29)
Donde T está en °F y μg está en cp.
1.8.7 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO
Los datos de compresibilidad isotérmica del petróleo fueron obtenidos de los
análisis PVT realizados a los fluidos de los reservorios U inferior y T inferior. Estos
datos se presentan a continuación en las Tablas 1.27 y 1.28. Se graficaron estos
datos y se genero las ecuaciones para cada curva.
TABLA 1.27 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO PARA LA ARENA U
INFERIOR
P, psi
5015
4515
4015
3515
3015
2515
2015
1515
1015
815
615
575
475
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Co, psi-1
7.239E-06
7.115E-06
7.322E-06
7.615E-06
7.854E-06
8.159E-06
8.489E-06
8.499E-06
9.072E-06
1.080E-05
1.129E-05
1.141E-05
1.192E-05
50
TABLA 1.28 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO PARA LA ARENA T
INFERIOR
P, psi
Co, psi-1
5015
8.005E-06
4515
8.213E-06
4015
8.460E-06
3515
8.754E-06
3015
9.182E-06
2515
9.500E-06
2015
1.001E-05
1515
1.072E-05
1395
1.091E-05
1095
1.143E-05
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.22 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO VERSUS PRESIÓN PARA
LA ARENA U INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
51
GRÁFICO 1.23 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO VERSUS PRESIÓN PARA
LA ARENA T INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Las ecuaciones obtenidas de los gráficos se presentan a continuación:
Para la arena U inferior
‫ ݋ܥ‬ൌ ͶǤͶ͹ͻͳ ൈ ͳͲିହ ܲ ି଴Ǥଶଵ଼ଵ
(1.30)
‫ ݋ܥ‬ൌ ͸ǤͲͷ͵͹ ൈ ͳͲିହ ܲ ି଴Ǥଶଷ଺଼
(1.31)
Para la arena T inferior
1.8.8 COMPRESIBILIDAD DEL AGUA
La compresibilidad isotérmica del agua se obtuvo a través de la correlación de
Brill y Beggs (1978). Los autores presentan la siguiente expresión, ignorando las
correcciones por gas y sólidos disueltos:
‫ ݓܥ‬ൌ ሺ‫ܥ‬ଵ ൅ ‫ܥ‬ଶ ܶ ൅ ‫ܥ‬ଷ ܶ ଶ ሻ ൈ ͳͲି଺
Donde ‫ܥ‬ଵ ൌ ͵ǤͺͷͶ͸ െ ͲǤͲͲͲͳ͵Ͷܲ
‫ܥ‬ଶ ൌ െͲǤͲͳͲͷʹ ൅ ͶǤ͹͹ ൈ ͳͲି଻ ܲ
‫ܥ‬ଷ ൌ ͵Ǥͻʹ͸͹ ൈ ͳͲିହ െ ͺǤͺ ൈ ͳͲିଵ଴ ܲ
ܶ ൌ ι‫ܨ‬
‫ ݓܥ‬ൌ ‫ି ݅ݏ݌‬ଵ
(1.32)
52
1.8.9 MEDICIÓN MULTIFÁSICA DE LOS FLUIDOS DE LOS POZOS
EXISTENTES
La empresa EP Petroecuador requirió de los servicios de Schlumberger Testing
para realizar la evaluación de los pozos ubicados en el área Drago mediante el
equipo de medición multifásica Vx Phase Tester, conjuntamente con el equipo
para la caracterización de fluidos Vx PhaseSampler. Esta medición se la realizo el
día 11 de mayo del 2011. Los datos de interés obtenidos con esta medición y
usados en este trabajo se presentan en la Tabla 1.29.
TABLA 1.29 DATOS OBTENIDOS DE LA MEDICIÓN MULTIFÁSICA DE LOS
POZOS EXISTENTES
Fecha
10/05/2011
09/05/2011
09/05/2011
09/05/2011
08/05/2011
07/05/2011
13/05/2011
14/05/2011
Pozo
Arena GOR
DRN1
UI
226
DRN3D
UI
410
DRN6D
UI
194
DRN11D
UI
253
DRN15D
UI
215
DRN20D
UI
179
DRE1
UI
251
DRE5D
UI
173
PROMEDIO
237.6
13/05/2011
DRE8D
TI
224
15/05/2011
DRE9D
TI
329
14/05/2011 DRE12D
TI
281
PROMEDIO
278.0
API μo, cp@SC ρw, kg/m3@SC
25.3
72.5
1028.0
22.9
77.0
1022.0
26.2
39.5
1028.0
24.9
85.1
1028.0
26.7
70.2
1028.0
20.9
137.5
1067.5
22.0
90.7
1083.1
21.6
110.9
1083.1
23.8
28.1
19.3
1014.2
29.3
15.3
1053.0
28.1
13.4
1052.1
28.5
γg
1.150
1.180
1.130
1.020
1.053
1.053
1.310
1.200
1.137
1.062
1.350
1.260
1.224
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
1.9 PROPIEDADES DE LAS ROCAS DE LOS RESERVORIOS
1.9.1 POROSIDAD, SATURACIÓN INICIAL DE AGUA Y ESPESOR NETO
De la interpretación de los registros eléctricos se ha obtenido los datos de
porosidad (PHI), saturación de agua inicial (Swi) y espesor neto (Ho), por cada
pozo perforado del campo Drago. Se unifican los reservorios a propiedades
promedias para cada arena. El espesor neto se promedia aritméticamente,
53
mientras que para promediar la porosidad y la saturación de agua inicial se utiliza
las siguientes ecuaciones:
߶ൌ
σ థ೔ ௛೔
ܵ௪ ൌ
(1.33)
σ ௛೔
σ థ೔ ௛೔ ௌೢ೔
(1.34)
σ ௛೔ థ೔
Donde: hi = espesor neto del i-ésimo pozo
߶i= porosidad del i-ésimo pozo
Swi= saturación de agua inicial del i-ésimo pozo
Los cálculos realizados para obtener los valores promedios de espesor neto,
porosidad y saturación de agua inicial por cada arena se presentan en el Anexo
1.3. En la Tabla 1.30 se presentan los resultados de estos cálculos.
TABLA 1.30 POROSIDAD, SATURACIÓN DE AGUA Y ESPESOR NETO
PROMEDIOS PARA EL CAMPO DRAGO
Swi
PHI
Ho
Drago Norte-Este U inferior
0.279
0.165
24.382
Drago Norte-Este T inferior
0.251
0.147
22.918
Drago U Inferior
0.305
0.142
20.00
Drago T Inferior
0.374
0.139
21.00
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
1.9.2 COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIÓN
Para calcular la compresibilidad de la formación de cada reservorio de interés se
ha utilizado la ecuación de Newman (1973) quien desarrollo una correlación entre
la porosidad de la formación y su compresibilidad. La forma generalizada de la
ecuación es la siguiente:
54
௔
ܿ௙ ൌ ሺଵା௖௕థሻ
(1.35)
Donde para arenas consolidadas se tiene que:
a = 97.32x10-6
b = 0.699993
c = 79.8181
Los resultados obtenidos se presentan en la Tabla 1.31.
TABLA 1.31 COMPRESIBILIDAD DE LAS FORMACIONES
ESTRUCTURA
ARENA
PHI
cf, psi-1
Drago
UI
TI
UI
TI
0.142
0.139
0.165
0.147
1.089E-05
1.107E-05
9.503E-06
1.056E-05
Drago NorteEste
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
1.9.3 PERMEABILIDAD Y TEMPERATURA DE LOS RESERVORIOS
La permeabilidad efectiva al petróleo y la temperatura del reservorio fueron
obtenidas de las pruebas de presión transitorias realizadas a los pozos del campo
Drago. Se realizó una media aritmética entre los valores obtenidos para una
misma arena en cada estructura en los casos cuando varios valores de
permeabilidad y temperatura se hubieren obtenido. Los resultados se presentan a
continuación. Los cálculos realizados se presentan en el Anexo 1.4.
TABLA 1.32 PERMEABILIDAD Y TEMPERATURA DEL CAMPO DRAGO
Temp, °F
215.2
Ko, md
248.11
Drago U Inferior
212.0
217.6
43.0
214.68
Drago T Inferior
219.0
4.2
Drago Norte-Este U inferior
Drago Norte-Este T inferior
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
55
1.10 RESERVORIOS
Los reservorios presentes en la estructura Drago son las arenas U Inferior y T
Inferior, y para el caso de la estructura Drago Norte-Este las arenas U Inferior, T
Inferior y Hollín Superior.
El reservorio Hollín Superior no es continuo sobre toda la estructura y no es
considerado prospectivo. Los mapas de contornos estructurales al tope y base de
los reservorios fueron tomados de EP Petroecuador.
Estos mapas fueron elaborados con el software Petrel, limitados cada uno por los
contactos agua petróleo.
1.10.1 ESTRUCTURA DRAGO
ARENISCA U INFERIOR
En la zona U inferior para delimitar el mapa se consideró el límite inferior probado
de petróleo del pozo Drago 1 a la profundidad de -8586 pies.
FIGURA 1.19 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE U INFERIOR
Fuente: EP Petroecuador
56
ARENISCA T INFERIOR
Para el reservorio T Inferior, el cierre estructural está ubicado en -8880 pies de
profundidad. Para el cálculo de reservas probadas se utilizó el límite inferior
probado de hidrocarburos tomado del pozo Drago 1 a la profundidad de -8877
pies.
FIGURA 1.20 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE T INFERIOR
Fuente: EP Petroecuador
1.10.2 ESTRUCTURA DRAGO NORTE- ESTE
ARENISCA U INFERIOR
Se trata de un anticlinal asimétrico de orientación aproximada Norte-Sur, fallado al
Sur-Este con zonas prospectivas al norte y al este.
Para este reservorio el cierre efectivo esta dado por el CAP a -8590 pies del pozo
Drago Norte 15D.
En este reservorio los espesores saturados de arena varían entre 34 y 18 pies, el
mayor espesor se presenta alrededor del pozo Drago Este 12D con un espesor de
34 pies.
57
FIGURA 1.21 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE U INFERIOR PARA LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
Fuente: EP Petroecuador
FIGURA 1.22 CORTE ESTRUCTURAL ESTRATIGRÁFICO DEL RESERVORIO
U INFERIOR PARA LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
Fuente: EP Petroecuador
58
ARENISCA T INFERIOR
Para este nivel en el mapa de contornos estructurales se observa que la
estructura es un anticlinal asimétrico fallado al Sur-Este, con zonas prospectivas
al Este y Norte de la estructura, presencia del volcánico de Vista.
FIGURA 1.23 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE T INFERIOR PARA LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
Fuente: EP Petroecuador
La estructura está limitada por el CAP - 8821 pies del pozo Drago Norte 15D,
como se muestra en el corte estructural estratigráfico de la figura 1.24.
59
FIGURA 1.24 CORTE ESTRUCTURAL ESTRATIGRÁFICO DEL RESERVORIO T
INFERIOR PARA LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
Fuente: EP Petroecuador
Para este reservorio los espesores saturados de arena varían entre 62 y 7 pies, el
mayor espesor se presenta en el pozo Drago Este 12D con 62 pies.
1.11 CÁLCULO DEL POES
El petróleo original en sitio (POES) es la cantidad de hidrocarburo que se
encuentra presente en el reservorio, expresado en condiciones estándar. Para el
cálculo del POES de las arenas (T Inferior y U inferior) de las dos estructuras se
utilizó el método volumétrico y de balance de materiales. A continuación se
describe cada método.
1.11.1 MÉTODO VOLUMÉTRICO
El método volumétrico determina la cantidad de petróleo en sitio usando el
volumen de roca que contiene hidrocarburo de acuerdo a la configuración
geométrica de la formación con la Ecuación 1.36.
Con los mapas de contornos estructurales tomados del software petrel se
determinó el área limitada por el contacto de fluido del pozo Drago Norte 15D,
Drago Este 5D y el límite inferior probado del pozo Drago 1; con los valores de los
60
datos petrofísicos descritos anteriormente se calculó el POES para cada
estructura como se muestra en las Tablas 1.33 y 1.34.
ൌ ͹͹ͷͲ
୚‫כ‬f‫כ‬ሺଵିୗ୵୧ሻ
(1.36)
୆୭୧
Dónde:
POES = Petróleo original en sitio, STB
V = Volumen de roca, Acre-ft
f = Porosidad efectiva.
Swi = Saturación inicial de agua inicial.
Boi = Factor volumétrico de formación de petróleo inicial.
La estimación del petróleo original en sitio tiene grados de incertidumbre que
están ligados a la fiabilidad de los datos geológicos y petrofísicos analizados el
momento de la interpretación. Además, es preciso señalar que los mapas de los
diferentes yacimientos se modifican constantemente ya sea por la adición de
nuevos datos o por las formas de interpretación. Los mapas utilizados fueron
generados por EP Petroecuador.
TABLA 1.33 POES VOLUMÉTRICO – ESTRUCTURA DRAGO
ARENA
AREA,
Acre
Ho, ft
Vol,
acre-ft
PHI
Swi
So
Boi,
POES,
bbl/STB STB
UI
507
20
10140
0.142
0.305
0.695
1.119
6.94E+06
TI
152
21
3192
0.139
0.374
0.626
1.218
1.77E+06
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 1.34 POES VOLUMÉTRICO – ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
ARENA
AREA,
acre
Ho, ft
Vol,
acre-ft
PHI
Sw
So
Boi,
POES,
bbl/STB STB
UI
3627.0
24.4
88433
0.165
0.279 0.721
1.116
7.33E+07
TI
3131.0
22.9
71756
0.147
0.251 0.749
1.217
5.04E+07
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
61
1.11.2 MÉTODO DE BALANCE DE MATERIALES
Para calcular el petróleo original en sitio a través de balance de materiales se
utilizó el método de solución de línea recta de la Ecuación de Balance de
Materiales (EBM). Este método requiere graficar un grupo variable versus otro
grupo variable. La selección de estos grupos variables depende del mecanismo
de producción bajo el cual el reservorio se encuentra produciendo. Un aspecto de
significancia del uso de este método es que la secuencia de la gráfica es
importante y si los datos graficados se desvían de la línea recta, existe una razón
para ello. Esta observación proveerá de información valiosa que puede ser usada
para determinar el petróleo original en sitio, el tamaño de la capa de gas, la
intrusión de agua y el mecanismo de producción.
En un intento de condensar la EBM en una forma más simple, Havlena y Odeh
(1963) expresaron la EBM de la siguiente forma, asumiendo que no existe la
inyección de gas o agua en el reservorio:
‫ ܨ‬ൌ ܰൣ‫ܧ‬௢ ൅ ݉‫ܧ‬௚ ൅ ‫ܧ‬௙௪ ൧ ൅ ܹ௘
(1.37)
En la cual los términos F, Eo, Eg y Efw están definidos por las siguientes
relaciones:
F representa la producción a condiciones de reservorio y está dada por:
‫ ܨ‬ൌ ܰ௣ ൣ‫ ݋ܤ‬൅ ሺܴ௣ െ ܴ௦ ሻ‫݃ܤ‬൧ ൅ ܹ௣ ‫ݓܤ‬
(1.38)
Eo describe la expansión del petróleo y su gas original disuelto, y está expresado
en términos del factor volumétrico de formación como:
‫ܧ‬௢ ൌ ሺ‫ ݋ܤ‬െ ‫݅݋ܤ‬ሻ ൅ ሺܴ௦௜ െ ܴ௦ ሻ‫݃ܤ‬
(1.39)
Eg es el término que describe la expansión de la capa de gas y está definida por
la siguiente expresión:
‫ܧ‬௚ ൌ ‫ ݅݋ܤ‬ቂቀ
஻௚
஻௚௜
ቁ െ ͳቃ
(1.40)
62
Efw representa la expansión del agua inicial y la reducción del volumen poroso.
Está dado por:
௖ೢ ௌೢ೔ ା௖೑
‫ܧ‬௙௪ ൌ ሺͳ ൅ ݉ሻ‫ ݅݋ܤ‬ቂ
ଵିௌೢ೔
ቃ ο‫݌‬
(1.41)
Todos los reservorios del campo Drago se encuentran subsaturados, por lo tanto
las condiciones asociadas a este tipo de reservorio son m = 0 y Rs=Rsi=Rp. Se
aplican estas condiciones a la Ecuación 1.37 quedando de la siguiente forma:
‫ ܨ‬ൌ ܰൣ‫ܧ‬௢ ൅ ‫ܧ‬௙௪ ൧ ൅ ܹ௘
(1.42)
Si dividimos ambos lados para Eo+Efw, tenemos:
ி
ா೚ ାா೑ೢ
ൌܰ൅
ௐ೐
ா೚ ାா೑ೢ
(1.43)
La primera tarea es determinar si el reservorio puede ser clasificado como
volumétrico (We = 0). El enfoque clásico para resolver este problema es reunir
toda la información necesaria (producción, presión, PVT) para evaluar el lado
izquierdo de la ecuación 1.43. El término F/(Eo+Efw) para cada presión y tiempo
de observación se grafica versus la producción acumulada Np, como en la Figura
1.25. Dake (1994) sugiere que dicho gráfico puede asumir dos formas, las cuales
son:
·
Todos los puntos calculados de F/(Eo+Efw) caen en una línea recta
horizontal (línea A de la Figura 1.25). La línea A implica que el reservorio
puede ser clasificado como volumétrico. Esto define a un reservorio con un
mecanismo de depleción puro cuya energía proviene únicamente de la
expansión de la roca, agua connata, y el petróleo. Aún más, el valor en la
ordenada que corta a la línea horizontal determina el petróleo original en
sitio N.
·
Alternamente, si los valores calculados de F/(Eo+Efw) se elevan, como se
muestra en la Figura 1.25 en las curvas B y C, indican que el reservorio ha
63
sido energizado por una intrusión de agua. La curva C puede representar
un empuje hidráulico fuerte en el cual el acuífero presenta un
comportamiento infinito, mientras que B representa un acuífero cuyo límite
exterior ha sido alcanzado y se está depletando al unísono con el
reservorio. Dake (1994) señaló que en los reservorios con empuje
hidráulico, la forma de la curva es altamente dependiente de la tasa de
producción. Por ejemplo, si el reservorio se encuentra produciendo a una
tasa más alta que la tasa de intrusión de agua, los valores calculados de
F/(Eo+Efw) tomarán una tendencia hacia abajo, lo opuesto pasará si los
valores calculados se elevaran.
FIGURA 1.25 CLASIFICACIÓN DEL RESERVORIO
Fuente: Ahmed, T. Reservoir Engineering Handbook. 3ra edición.
Para el caso del campo Drago, el historial de producción permite implantar esta
metodología para la arena U inferior de las estructuras Drago y Drago Norte-Este.
La arena T inferior no ha sido puesta en producción en la estructura Drago; por lo
tanto, no se tiene datos de históricos de producción. En el caso de la arena T
inferior de la estructura Drago Norte-Este, los datos históricos de producción son
muy reducidos. Por lo tanto, no es posible implementar esta metodología. Tanto
las presiones y las propiedades de los fluidos y roca para la arena U inferior están
determinados en las secciones anteriores. El historial de producción de petróleo y
agua obtenido de EP Petroecuador presenta una frecuencia mensual. De esta
64
manera se determina la producción acumulada de petróleo Np y el tiempo
acumulado de producción. Así, queda de la misma manera determinada la presión
del reservorio en cada intervalo de producción con las tasas de declinación de las
presiones presentadas en la sección 1.7.
En las Gráficas 1.24, 1.25, 1.26 y 1.27 se muestra la tasa de producción y la
producción acumulada de las estructuras Drago y Drago Norte-Este para la arena
U inferior.
En al Anexo 1.5 se presentan las tablas con los cálculos realizados para obtener
F, Eo, Efw. Se muestra en los Gráficos 1.28 y 1.29 los resultados de F/(Eo+Efw)
versus Np para la arena U inferior de las estructuras Drago y Drago Norte-Este.
GRÁFICO 1.24 TASAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA DE LA
ARENA U INFERIOR – ESTRUCTRURA DRAGO
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
65
GRÁFICO 1.25 TASAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA DE LA
ARENA U INFERIOR – ESTRUCTRURA DRAGO NORTE-ESTE
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.26 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA DE LA
ARENA U INFERIOR – ESTRUCTRURA DRAGO
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
66
GRÁFICO 1.27 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA DE LA
ARENA U INFERIOR – ESTRUCTRURA DRAGO NORTE-ESTE
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 1.28 F/(Eo+Efw) VERSUS Np PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
67
GRÁFICO 1.29 F/(Eo+Efw) VERSUS Np PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Como se observa en las Gráficas 1.28 y 1.29, se aprecia que los reservorios U
Inferior poseen una intrusión de agua We. Por lo tanto, es necesario aplicar un
método apropiado para el cálculo del petróleo original en sitio este tipo de
reservorios.
En los reservorios con empuje hidráulico, identificar el tipo de acuífero y
caracterizar sus propiedades es tal vez una de las tareas más difíciles para
conducir el estudio del reservorio. Como los reservorios U inferior del campo
Drago se encuentran subsaturados, la EBM quedaría como en la Ecuación 1.42.
Dake (1978) señaló que al usar la Ecuación 1.42 para ajustar el historial de
producción y presión del reservorio, la mayor incertidumbre está siempre en
determinar la intrusión de agua We. La razón para ello es que los cálculos de We
requieren un modelo matemático el cual se basa en el conocimiento de las
propiedades del acuífero, las cuáles, sin embargo, son raramente obtenidas dado
que los pozos no son deliberadamente perforados en el acuífero para obtener
dicha información.
68
Existen varios modelos para describir la intrusión de agua en el reservorio. Para el
caso del Campo Drago se optó por utilizar el modelo de estado estable de
Schilthuis, el cual se describe a continuación.
Schilthuis (1936) propuso que para un acuífero que se encuentra fluyendo bajo un
régimen de estado estable, el comportamiento del flujo puede ser descrito por la
ecuación de Darcy. La tasa de intrusión de agua ew puede ser entonces
determinada aplicando de la ecuación de Darcy:
ௗௐ೐
ௗ௧
ൌ ݁௪ ൌ ቈ
଴Ǥ଴଴଻଴଼௞௛
ೝ
ఓೢ ୪୬ቀ ೝೌ ቁ
೐
቉ ሺ‫݌‬௜ െ ‫݌‬ሻ
(1.44)
La relación anterior puede ser expresada de forma más conveniente como:
ௗௐ೐
ௗ௧
ൌ ݁௪ ൌ ‫ܥ‬ሺ‫݌‬௜ െ ‫݌‬ሻ
(1.45)
Dónde:
ew = tasa de intrusión de agua, bbl/día
k = permeabilidad del acuífero, md
h = espesor del acuífero, ft
ra = radio del acuífero, ft
re = radio del reservorio, ft
t = tiempo, días
El parámetro C es llamado la constante de intrusión de agua y está expresado en
bbl/día/psi. Esta constante de intrusión de agua C puede ser calculada de los
datos del historial de producción del reservorio sobre un número de intervalos de
tiempo
seleccionados.
Si
la
aproximación
al
estado
estable
describe
adecuadamente el régimen de flujo del acuífero, el valor de la constante de
intrusión de agua calculada será constante sobre los periodos históricos. Se debe
notar que las caídas de presión que contribuyen a la intrusión son las caídas de
presión acumuladas desde la presión inicial. En términos de la intrusión
69
acumulada de agua We, la Ecuación 1.45 es integrada para obtener le expresión
común de Schilthuis para la intrusión de agua:
ௐ
௧
೐
‫׬‬଴ ܹ݀௘ ൌ ‫׬‬଴ ‫ ܥ‬ሺ‫݌‬௜ െ ‫݌‬ሻ݀‫ݐ‬
௧
ܹ௘ ൌ ‫׬ ܥ‬଴ ሺ‫݌‬௜ െ ‫݌‬ሻ݀‫ݐ‬
Dónde:
(1.46)
We = intrusión cumulativa de agua, bbl
C = constante de intrusión de agua, bbl/día/psi
t = tiempo, días
pi = presión inicial del reservorio, psi
p = presión en el contacto agua petróleo en el tiempo t, psi
Cuando la caída de presión (pi – p) es graficada versus el tiempo, como se
௧
muestra en la Figura 1.26, el área bajo la curva representa la integral ‫׬‬଴ ሺ‫݌‬௜ െ ‫݌‬ሻ݀‫ݐ‬.
FIGURA 1.26 CÁLCULO DEL ÁREA BAJO LA CURVA EN EL MÉTODO DE
SCHILTHUIS
Fuente: Ahmed, T. Reservoir Engineering Handbook. 3ra edición.
70
Esta área a un tiempo t puede ser determinada numéricamente usando la regla
del trapezoide (o cualquier otro método de integración numérico), de la siguiente
manera:
௧
න ሺ‫݌‬௜ െ ‫݌‬ሻ݀‫ ݐ‬ൌ ž‫ܽ݁ݎ‬ଵ ൅ ž‫ܽ݁ݎ‬ଶ ൅ ž‫ܽ݁ݎ‬ଷ ൅ ݁‫ܿݐ‬Ǥ
଴
ሺ‫݌‬௜ െ ‫݌‬ଵ ሻ ൅ ሺ‫݌‬௜ െ ‫݌‬ଶ ሻ
‫݌‬௜ െ ‫݌‬ଵ
ሺ‫ݐ‬ଶ െ ‫ݐ‬ଵ ሻ
ቁ ሺ‫ݐ‬ଵ െ Ͳሻ ൅
ʹ
ʹ
ሺ‫݌‬௜ െ ‫݌‬ଶ ሻ ൅ ሺ‫݌‬௜ െ ‫݌‬ଷ ሻ
ሺ‫ݐ‬ଷ െ ‫ݐ‬ଶ ሻ ൅ ݁‫ܿݐ‬Ǥ
൅
ʹ
ൌቀ
Para usar en conjunto la EBM con este método de intrusión de agua, se combinan
las Ecuaciones 1.46 y 1.43 dando como resultado:
ி
ா೚ ାா೑ೢ
ൌ ܰ൅‫ܥ‬൬
‫ݐ‬
‫ Ͳ׬‬൫‫ ݅݌‬െ‫݌‬൯݀‫ݐ‬
ா೚ ାா೑ೢ
൰
(1.47)
௧
Graficando F/(Eo+Efw) versus ‫׬‬଴ ሺ‫݌‬௜ െ ‫݌‬ሻ݀‫ݐ‬/(Eo+Efw) dará como resultado una
línea recta con un intercepto que representa el petróleo original en sitio N y una
pendiente que representa la constante de intrusión de agua C.
Los cálculos se realizaron en tablas de datos y se presentan el Anexo 1.5. En los
௧
Gráficos 1.30 y 1.31 se presenta el resultado de F/(Eo+Efw) versus ‫׬‬଴ ሺ‫݌‬௜ െ
‫݌‬ሻ݀‫ݐ‬/(Eo+Efw) para la arena U inferior de las estructuras Drago y Drago Norte-
Este.
De los Gráficos 1.30 y 1.31 se puede determinar el petróleo original en sitio y la
constante de intrusión del acuífero. Estos datos obtenidos se presentan en la
Tabla 1.35.
71
௧
GRÁFICO 1.30 F/(Eo+Efw) VERSUS ‫׬‬଴ ሺ‫݌‬௜ െ ‫݌‬ሻ݀‫ݐ‬/(Eo+Efw) PARA LA ARENA U
INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
௧
GRÁFICO 1.31 F/(Eo+Efw) VERSUS ‫׬‬଴ ሺ‫݌‬௜ െ ‫݌‬ሻ݀‫ݐ‬/(Eo+Efw) PARA LA ARENA U
INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
72
TABLA 1.35 PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO Y CONSTANTE DE INTRUSIÓN
DE
AGUA
A
PARTIR DEL BALANCE DE
MATERIALES PARA LOS
RESERVORIOS U INFERIOR DE LAS ESTRUCTURAS DRAGO Y DRAGO
NORTE-ESTE
POES, MM STB
C, bbl/día/psi
Drago
7.3359
0.3404
Drago Norte-Este
32.1369
4.94
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Con estos resultados se aprecia la diferencia que existe entre el petróleo original
en sitio mediante cálculos volumétricos y de balance de materiales para la arena
U inferior de las estructuras Drago y Drago Norte-Este.
En el caso de la estructura Drago:
ሾܱܲ‫ܵܧ‬ሿ஻ெ ͹Ǥ͵͵ͷͻ‫ܤܶܵܯܯ‬
ൌ
ൌ ͳǤͲͷ͹
ሾܱܲ‫ܵܧ‬ሿ௏ை௅ ͸Ǥͻ͵ͺͻ‫ܤܶܵܯܯ‬
El petróleo original en sito determinado a partir de balance de materiales es mayor
que el POES estimado a partir de cálculos volumétricos. El volumen activo que
contribuye a la producción es el POES estimado a partir de balance de materiales;
por lo tanto, el petróleo original en sitio obtenido del estimado volumétrico puede
estar sub valorado. Esto se debe principalmente a la calidad del modelo geológico
usado en determinar las estructuras del campo Drago. La variación de ambos
cálculos; sin embargo, no tiene una gran diferencia.
En el caso de la estructura Drago Norte-Este:
ሾܱܲ‫ܵܧ‬ሿ஻ெ ͵ʹǤͳ͵͸ͻ‫ܤܶܵܯܯ‬
ൌ
ൌ ͲǤͶͶ
ሾܱܲ‫ܵܧ‬ሿ௏ை௅
͹͵Ǥ͵‫ܤܶܵܯܯ‬
Se aprecia una diferencia entre los dos métodos usados para determinar el
petróleo original en sitio, lo cual revela que únicamente el 44% de todo el petróleo
mapeado se encuentra contribuyendo a la historia de producción y presión del
reservorio. Evidentemente no todo el espesor saturado de petróleo se encuentra
73
aportando a la producción y esto se puede deber a la heterogeneidad del
reservorio. El estimado volumétrico no puede discriminar zonas en las cuales la
variación de la permeabilidad no permita el flujo de los fluidos del reservorio. Otro
factor de importancia es el grado de precisión del modelo geológico; el cuál,
requiere de mayor información sísmica para depurarlo. El modelo geológico se
seguirá modificando en EP Petroecuador, realizando correcciones con la
información de los pozos que se encuentran perforados y por perforar. Por lo
tanto, es razonable creer que el petróleo original en sitio obtenido de los cálculos
volumétricos pudiera estar sobre valorado.
1.12 RESERVAS
El término reservas abarca la recuperación estimada del petróleo original en sitio
a ser producido en las condiciones económicas y técnicas actuales, incluyendo el
volumen ya producido a la fecha y el que será producido en el futuro. Las
reservas son calculadas con la Ecuación 1.48.
ܴ݁‫ ݏܽݒݎ݁ݏ‬ൌ ܱܲ‫ܴܨ כ ܵܧ‬
(1.48)
Dónde:
FR = factor de recobro, fracción
POES = petróleo original en sitio, STB
1.12.1 FACTOR DE RECOBRO
Para estimar la cantidad de hidrocarburo que se puede recuperar es necesario
determinar el factor de recobro. Para el caso del Campo Drago el factor de
recobro representa la eficiencia de la recuperación primaria del reservorio, la cual
ha sido estimada a partir de correlaciones que se encuentran en función de las
propiedades petrofísicas de la roca, las propiedades del fluido, la presión y de los
mecanismos de producción.
Para los reservorios con empuje hidráulico el American Petroleum Institute (API)
publicó los resultados de un análisis de regresiones de la eficiencia de
74
recuperación del petróleo (Arps et al. 1967). De este análisis se ha obtenido la
correlación para determinar el factor de recobro expresado matemáticamente por
la Ecuación 1.49.
ଵିୗ୵୧
ൌ ͷͶǤͺͻͺ ቂ‫ ׎‬ቀ
୆୭୧
ቁቃ
଴Ǥ଴ସଶଶ ୩‫כ‬ஜ
଴Ǥ଴଻଻
౭౟
ቀ
ஜ౥౟
ቁ
୔୧ ି଴Ǥଶଵହଽ
™‹ି଴Ǥଵଽ଴ଷ ቀ ቁ
୔ୟ
(1.49)
Dónde:
FR = Factor de recobro, porcentaje
f = Porosidad efectiva, fracción
Swi = Saturación inicial de agua inicial, fracción
Boi = Factor volumétrico de formación de petróleo inicial, bbl/STB
K = Permeabilidad, md
μ୵୧ = Viscosidad inicial del agua, cp
μ୭୧ = Viscosidad inicial de petróleo, cp
Pi = Presión inicial de reservorio, psia
Pa = Presión de abandono, psia
Con la Ecuación 1.49 se determinó el factor de recobro para cada estructura del
campo como se muestra en la Tabla 1.36.
TABLA 1.36 FACTORES DE RECOBRO DEL CAMPO DRAGO
Estructura
DRAGO
DRAGO
NORTE-ESTE
Reservorio Phi
Swi
Boi
k
µwi
µoi
Pi
Pa
FR
UI
0.17 0.28 1.12 214.68 0.28 2.37 2705 200 46.54
TI
0.15 0.25 1.07 4.20
UI
0.14 0.30 1.09 248.11 0.28 2.58 3045 200 44.57
TI
0.14 0.37 1.07 42.77
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
0.28 1.16 3077 200 35.96
0.29 1.19 3252 200 39.11
75
1.12.2 RESERVAS PROBADAS
Para la estructura Drago las reservas de las arenas U Inferior y T Inferior se
presentan en la Tabla 1.37. Para la estructura Drago Norte-Este las reservas de
las arenas U Inferior y T Inferior se presentan en la Tabla 1.38.
TABLA 1.37 RESERVAS ESTRUCTURA DRAGO
Método Volumétrico
Método de Balance de Materiales
RESERVAS,
POES, STB
RESERVAS,
ARENA
FR
POES, STB
UI
0.47
6.94E+06
3.23E+06
7.34E+06
3.41 E+06
TI
0.36
1.77E+06
6.38E+05
N/A
N/A
STB
STB
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 1.38 RESERVAS ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
Método Volumétrico
Método de Balance de Materiales
RESERVAS,
FR
POES, STB
UI
0.45
7.33E+07
3.27E+07
3.21E+07
1.43E+07
TI
0.39
5.04E+07
1.97E+07
N/A
N/A
STB
POES, STB
RESERVAS,
ARENA
STB
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
1.12.3 RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS
Las reservas probadas desarrolladas se las determinó a partir del radio de drenaje
de los pozos actualmente perforados. Se ha considera un radio de drenaje de 310
metros. El desarrollo de las reservas por pozo se especifica en el Anexo 1.6 y los
resultados se presentan en las Tablas 1.39 y 1.40
.
76
TABLA 1.39 RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS ESTRUCTURA
DRAGO
ARENA
POES, STB
RESERVAS, STB
U INFERIOR
673196
313306
T INFERIOR
895801
322130
TOTAL
1568997
635436
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 1.40 RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS ESTRUCTURA
DRAGO NORTE-ESTE
ARENA
POES, STB
RESERVAS, STB
U INFERIOR
16612502
7404192
T INFERIOR
13201726
5163195
TOTAL
29814228
12567387
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
1.12.4 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS
Son reservas que están dentro del límite productivo, y son las reservas probadas
calculadas en el área donde no existen pozos perforados.
Las reservas probadas no desarrolladas para el campo Drago y Drago Norte Este
se presentan en las Tablas 1.41 y 1.42.
TABLA 1.41 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS ESTRUCTURA
DRAGO
Arena
Reservas
Volumétricas,
STB
Reservas
Bal
Materiales,
STB
Reservas
Probadas
Desarrolladas,
STB
Reservas
Probadas no
Desarrolladas
Vol, STB
Reservas
Probadas no
Desarrolladas
Bal Materiales,
STB
UI
3.23E+06
3.41E+06
313306
2.916E+06
3.096E+06
TI
6.38E+05
N/A
322130
315870
N/A
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
77
TABLA 1.42 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS ESTRUCTURA
DRAGO NORTE ESTE
Arena
Reservas
Volumétricas,
STB
Reservas
Bal
Materiales,
STB
Reservas
Probadas
Desarrolladas,
STB
Reservas
Probadas no
Desarrolladas
Vol, STB
Reservas
Probadas no
Desarrolladas
Bal Materiales,
STB
UI
3.27E+07
1.43E+07
7404192
25.295E+06
6.895E+06
5163195
14.536E+06
N/A
TI
1.97E+07
N/A
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
1.12.5 RESERVAS REMANENTES
Son reservas recuperables cuantificadas a cualquier fecha posterior al inicio de la
producción que aún permanecen en el reservorio. Es decir, es el resultado de las
reservas probadas menos el Np o petróleo producido acumulado a la fecha actual.
Las reservas remanentes para los campos Drago y Drago Norte Este se muestran
en las tablas 1.43 y 1.44.
TABLA 1.43 RESERVAS REMANENTES ESTRUCTURA DRAGO
Arena
Reservas
Volumétricas,
STB
Reservas Bal
Materiales, STB
Np, STB
Reservas
Remanentes,
STB
UI
3.23E+06
3.41E+06
8.63E+05
2.55E+06
N/A
N/A
TI
6.38E+05
N/A
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 1.44 RESERVAS REMANENTES ESTRUCTURA DRAGO NORTE ESTE
Arena
Reservas
Volumétricas,
STB
Reservas Bal
Materiales, STB
Np, STB
Reservas
Remanentes,
STB
UI
3.27E+07
1.43E+07
3.98E+06
1.03E+07
N/A
N/A
TI
1.97E+07
N/A
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
78
CAPÍTULO II
ELABORACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO
La elaboración del plan de desarrollo del Campo Drago expuesto a continuación
responde a la mejor alternativa de desarrollo determinada en el Capítulo III,
después de realizar los respectivos análisis económicos a varias propuestas de
desarrollo.
2.1 PLAN DE PERFORACIÓN
Para poder desarrollar el campo es necesario elaborar un plan de perforación en
el cual se incluya la información de la ubicación de los pozos, el tipo de pozo a ser
perforado y la fecha en la cual se planea realizar la perforación. Según la mejor
alternativa de desarrollo se determinó que el Campo Drago debe desarrollarse
con 22 pozos productores. Por lo tanto, la perforación de los pozos adicionales se
propone realizar en dos nuevas plataformas en la estructura Drago Norte-Este.
Para el caso de la estructura Drago no se propone la perforación de ningún pozo
adicional. La ubicación de los pozos se ha realizado tomando en cuenta dos
parámetros: la geometría de la estructura y el radio de drenaje de los pozos. Se
ha utilizado un radio de drenaje de 250 metros para ubicar los pozos. Todos los
pozos atraviesan las dos arenas prospectivas del campo como objetivo principal.
En la Tabla 2.1 se describe los pozos propuestos a ser perforados.
TABLA 2.1 POZOS PROPUESTOS PARA EL CAMPO DRAGO
DRN17D
X
SUPERFICIE
308352
Y
SUPERFICIE
9981555
2
DRN16D
308355
3
DRN18D
4
No.
PAD
NOMBRE
X FONDO
Y FONDO
1
DRN2
9981558
308051
307378
9982104
9981160
-301
-977
549
-398
308358
9981561
307557
9981777
-801
216
DRN31D
308361
9981564
5
DRN32D
308364
9981567
307769
308336
9980718
9981023
-592
-28
-846
-544
6
DRNRW2D
308367
9981570
309272
9981390
905
-180
DRN13
307400
9982563
8
DRN21D
307403
9982566
307400
308235
9982563
9982630
vertical
832
64
9
DRN27D
307412
9982575
306854
9982790
-557
215
10
DRN33D
307415
9982578
307076
9982117
-338
-461
7
DRN13
XDELT YDELT
79
CONTINUACIÓN TABLA 2.1
DRN14D
X
SUPERFICIE
306028
Y
SUPERFICIE
9981378
DRERW1D
308168
9980015
No.
PAD
NOMBRE
11
DRN1
12
DRE1
X FONDO
Y FONDO
XDELT YDELT
306607
9981709
579
330
309097
9978825
929
-1190
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Los pozos con la terminación RW hacen referencia a pozos reinyectores de agua.
Los pozos con la terminación D hacen referencia a pozos direccionales. Para el
desarrollo del Campo Drago se propone la perforación de dos pozos reinyectores.
En la Figura 2.1 se presenta un esquema de la ubicación de los pozos propuestos
y los actualmente perforados en la estructura Drago Norte-Este.
FIGURA 2.1 UBICACIÓN DE POZOS EXISTENTES Y PROPUESTOS PARA LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
DRN27D
DRN21D
DRN13
DRN6D
Pozo Perforado
Pozo Propuesto
CAP U Inferior
CAP T Inferior
DRN33D
DRN14D
DRN17D
DRN18D
DRN2
DRN20D
DRN1
DRNRW2D
DRN11D
DRN15D
DRN16D
DRN32D
DRN31D
DRE12D
DRE9D
N
DRE8D
DRE1
DRERW1D
DRE5D
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
80
Se propone perforar los doce pozos en dos años a partir del 2012. En la Tabla 2.2
muestra el orden y el año de perforación de los pozos.
TABLA 2.2 ORDEN Y AÑO DE PERFORACIÓN DE LOS POZOS PROPUESTOS
2012
2013
No.
Pozo
No.
Pozo
1
DRERW1D
1
DRN13
2
DRN32D
2
DRNRW2D
3
DRN17D
3
DRN27D
4
DRN18D
4
DRN14D
5
DRN16D
5
DRN21D
6
DRN31D
6
DRN33D
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
2.2 PREDICCIONES DE PRODUCCIÓN
Para realizar las predicciones de producción se ha recurrido al método de curvas
de declinación. Se aplicó un ajuste exponencial para la producción de petróleo.
Para la producción de agua se realizó la predicción a partir de la relación agua
petróleo (WOR). Se elaboraron varias predicciones de producción con diferente
número de pozos para desarrollar las distintas propuestas de desarrollo. Se
procedió a drenar un volumen igual de reservas en todas las propuestas de
desarrollo; por lo tanto, la declinación y el tiempo de duración de las alternativas
varían con el número de pozos perforados. Se ejemplifica esta aseveración en el
esquema de la Figura 2.2.
El volumen de reservas drenadas en todas las alternativas de producción fueron
26.5 MM STB para la arena U inferior y 19 MM STB para la arena T inferior, en la
estructura Drago Norte-Este. En el caso de la estructura Drago, no se incluye
nuevos pozos, por lo tanto, la declinación y las reservas drenadas son las mismas
en todas las alternativas de producción.
81
Esto se debe a que esta estructura es pequeña y perforar pozos adicionales
podría ser riesgoso. Se ha calculado una declinación histórica del 20% anual
efectiva para el pozo Drago 1 de la estructura Drago. Se presenta el ajuste
histórico del pozo Drago 1 en el Gráfico 2.1.
FIGURA 2.2 ESQUEMA DE LAS ALTERNATIVAS DE LA PREDICCIÓN DE
PRODUCCIÓN
Tiempo T2 > T1
Declinación D1 > D2
Igual volumen de reservas drenadas (áreas bajo las
D1
Ln Qo
curvas)
D2
T1
T2
tiempo
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Para determinar la tasa de producción inicial de los pozos propuestos se recurrió
a extrapolar el comportamiento histórico de los pozos actuales del campo en
función del tiempo en el cual inició su producción. Se procedió a graficar las tasas
de producción iniciales de cada arena productora versus la fecha de inicio de
producción. En la Tabla 2.3 se presentan estos datos y en los Gráficos 2.2 y 2.3
se presenta el ajuste obtenido para las arenas U inferior y T inferior.
82
GRÁFICO 2.1 DECLINACIÓN DEL POZO DRAGO 1
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 2.3 TASAS DE PRODUCCIÓN INICIALES DE LOS POZOS EXISTENTES
DEL CAMPO DRAGO
ARENA
U
INFERIOR
T
INFERIOR
POZO
DRE1
DRE5D
DRN1
DRN6D
DRN11D
DRN15D
DRN20D
DRE8D
DRE9D
DRE12D
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Qi, STB/D
1123
1416
1783
1125
915
1179
877
1517
932
1836
FECHA
01/05/2009
01/12/2009
01/04/2009
01/01/2010
01/11/2010
01/04/2010
01/07/2010
01/06/2010
01/04/2011
01/10/2010
83
GRÁFICO 2.2 AJUSTE DE LA TASA DE PRODUCCIÓN INICIAL ARENA U
INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO 2.3 AJUSTE DE LA TASA DE PRODUCCIÓN INICIAL ARENA T
INFERIOR
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
84
De los Gráficos 2.2 y 2.3 se puede obtener la tasa de producción inicial para los
pozos propuestos ubicando su fecha de inicio de producción en el eje de las
abscisas, cortando la curva de ajuste y obteniendo la tasa de producción inicial en
el eje de las ordenadas o usando la ecuación de la curva de ajuste que responde
a una ecuación exponencial.
Para realizar la predicción de producción de agua se ha considerado determinar la
razón agua petróleo (WOR) como función de la producción de petróleo
acumulada. De todos los pozos presentes en el campo Drago, el que tiene mayor
historia de producción y se considera como representativo del campo es el pozo
Drago 1. A partir del historial de producción de este pozo se predice el
comportamiento del WOR para los pozos propuestos. En el Gráfico 2.4 se
presenta el WOR como una función del Np del pozo Drago1 y en el Gráfico 2.5 se
presenta el ajuste realizado.
GRÁFICO 2.4 WOR VERSUS NP POZO DRAGO 1
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
85
GRÁFICO 2.5 AJUSTE WOR VERSUS NP POZO DRAGO 1
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Como se observa en el Gráfico 2.5 se han realizado tres curvas para ajustar la
predicción del WOR como función del Np. De estas curvas se obtienen las
siguientes ecuaciones:
Para Np < 0.2 MM STB
ܹܱܴ ൌ ʹǤͲͲ͹ͺ͵ ൈ ͳͲିଽ ܰ‫ ݌‬൅ ͷǤͷͺ͹͵
(2.1)
ܹܱܴ ൌ െʹǤ͹ͳͲͺ ൈ ͳͲିଵହ ܰ‫݌‬ଶ ൅ ͳǤͲʹͷ͵ ൈ ͳͲି଻ ܰ‫ ݌‬െ ͲǤͲͳ͵͸͹͵
(2.2)
ܹܱܴ ൌ ͲǤͳͺͲͳͻͳ Ž ܰ‫ ݌‬െ ʹǤ͵ͷʹͳ͵
(2.3)
Para 0.2 MM STB < Np < 6.5 MM STB
Para Np > 6.5 MM STB
86
Para realizar la predicción de producción de gas se utilizó la relación gas petróleo
(GOR) obtenida de los datos PVT de los fluidos de los reservorios prospectivos.
Estos datos son los siguientes: para la arena U inferior de 122 scf/STB y para la
arena T inferior de 252 scf/STB.
Para determinar la mejor alternativa de desarrollo, se realizaron tres predicciones
de producción con 18, 24 y 30 pozos. Del análisis económico realizado a estas
alternativas se determinó en base al valor actual neto máximo que el número
óptimo de pozos es 22. Las predicciones de producción realizadas empiezan en el
año 2012. Se ajusta la producción desde el año 2007, fecha en la cual
históricamente empieza la producción del campo. Se presentan las predicciones
realizadas en el Anexo 2.1.
GRÁFICO 2.6 ALTERNATIVA DE PRODUCCIÓN PARA 22 POZOS – PICO DE
PRODUCCIÓN
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
87
Conocido el número optimo de pozos (veintidós) para el desarrollo del campo, se
realizaron tres alternativas de producción manteniendo el mismo número de
pozos. La primera se realiza alcanzado un pico de producción con los 22 pozos, la
segunda y tercera manteniendo un plateau de producción a 11,000 y 9,000 STB/D
respectivamente. Del análisis económico realizado a estas alternativas se
determinó cual es la óptima de producción; es decir, si alcanzar el pico de
producción, o bien el plateau de producción. En el Anexo 2.1 se detalla la
producción de agua, petróleo y gas de las alternativas. Éstas se presentan en los
gráficos 2.6 para la producción pico, 2.7 para el plateau de 11,000 STB/D por tres
años y 2.8 para el plateau de 9,000 STB/D por 5 años.
GRÁFICO 2.7 ALTERNATIVA DE PRODUCCIÓN PARA 22 POZOS – PLATEAU
DE 11,000 STB/D
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
88
GRÁFICO 2.8 ALTERNATIVA DE PRODUCCIÓN PARA 22 POZOS – PLATEAU
DE 9,000 STB/D
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Del análisis económico realizado a las alternativas de producción se determinó en
base al VAN que producir los 22 pozos alcanzando el pico de producción es lo
óptimo. Todo lo que se refiere el análisis económico se presenta en el capítulo III.
2.3 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Todos los pozos existentes en el campo Drago utilizan como sistema de
levantamiento artificial al bombeo electro sumergible (BES). Esto se debe a que
este sistema puede manejar un amplio rango de tasas de producción, puede ser
usado sin mayor problema en pozos desviados, el tratamiento de corrosión y
escala es relativamente fácil de llevar a cabo, y los equipos de superficie
89
requieren el mínimo de espacio. Adicionalmente, el campo no está adecuado para
el uso de un sistema de levantamiento artificial hidráulico; es decir, no se cuenta
con líneas de distribución ni con el volumen requerido de fluido motriz. Ningún
pozo del campo se encuentra fluyendo naturalmente. Los pozos propuestos
utilizarán el sistema de levantamiento artificial por bombeo electro sumergible en
completaciones duales para poder producir de las dos arenas prospectivas
simultáneamente por considerarse un sistema más eficiente. Se asume que los
pozos empezaran a producir con este sistema de levantamiento artificial desde un
inicio.
Todos los requerimientos de energía han sido tomados en cuenta para el
desarrollo del campo con el sistema BES. La energía será autogenerada en el
campo y será trasmitida a través de líneas aéreas. Se considera un requerimiento
de energía de 1 MMW por cada 6,000 barriles de fluido producido, incluida la
energía que se requiere en las facilidades de superficie. No es el objetivo del
presente trabajo el diseño individual del sistema de levantamiento artificial; sin
embargo, se considera todo lo referente a los costos de adquisición y operación
en el Capítulo III.
2.4 INSTALACIONES DE SUPERFICIE
El desarrollo de las instalaciones de superficie del Campo Drago se realizará
tomando en cuenta las siguientes características: gravedad específica del
petróleo promedia de 30 °API, bombeo electro sumergible como sistema de
levantamiento artificial de los pozos, generación autónoma de energía, líneas
aéreas para transmisión de energía, tendido aéreo de ductos, y bombeo
multifásico de fluidos.
2.4.1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CENTRALES
Considerando la mejor alternativa de desarrollo, se recomienda diseñar las
facilidades de producción centrales (CPF) para una capacidad de 14.5 M STB/D
90
de petróleo. Estas facilidades serán construidas junto a la plataforma del pozo
Drago 2, a 550 metros al oeste de la carretera que va a la población del Paraíso, y
a 5 kilómetros al sur de la plataforma Drago 1, como se indica en la Figura 2.3. La
producción de todas las plataformas será llevada a esta estación de producción y
a continuación el petróleo será inyectado al oleoducto Shushufindi – Lago Agrio
para su transporte y comercialización. Los equipos que debe incluir la estación de
producción y los demás elementos en superficie (excepto plataformas) se
muestran en la Tabla 2.4.
TABLA
2.4
EQUIPOS
PROPUESTOS
EN
SUPERFICIE
EXCEPTO
PLATAFORMAS
Cantidad
Separadores trifásicos de 11,000 STB/día
Separadores electrostáticos de 7,700 STB/día
Bota de gas de 15,000 STB/día
Scrubbers
Tanque de lavado
Tanque de surgencia
Tanque de almacenamiento
Mechero
Unidad LACT
Bombas de oleoducto de 400 HP
Oleoducto CPF-Oleoducto SSF (3 Km, 10.75 in)
Scada del oleoducto CPF
Sistema de reinyección de agua
Línea de reinyección del agua de 6 5/8 de 13.8 Km
Sistema de Tratamiento Químico
Scada de la estación CPF
Subestación eléctrica 69/13.8 kV
Líneas transmisión aérea CPF y Pads (32.67 Km)
Generación (3.4 MM W)
Compresores
Sistema Contraincendios
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
3
2
1
2
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1
2.4.2 PLATAFORMAS
Para el desarrollo del campo Drago se propone la implementación de dos nuevas
plataformas adicionales a las que en la actualidad se encuentran en producción.
91
En la Figura 2.3 se muestra la ubicación de las plataformas. La plataforma del
pozo Drago 2 no se incluye en el análisis debido a que este pozo tuvo resultados
negativos y ha sido cerrado. No se piensa ubicar más pozos en esta locación. Los
elementos y adecuaciones que se incluyen en las plataformas se muestran en la
Tabla 2.5.
FIGURA 2.3 UBICACIÓN DE PLATAFORMAS Y CPF DEL CAMPO DRAGO
PAD DRN13
N
1815m
2347m
PAD DRN1
PAD DRN2
1605m
Vía Principal
850m
1328m
1500m
555m
PAD DRE1
2340m
DRA1A
500m
2208m
DRA2
1535m
Estación de
Producción
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
832m
400m
92
TABLA
2.5
EQUIPOS
Y
ADECUACIONES
PROPUESTAS
EN
LAS
PLATAFORMAS
Construcción de vías de acceso a plataformas
Líneas de flujo de 4 1/2 in y 0.525 Km pozos-pad
Manifolds de 6 5/8 in
Pigs 10 3/4 in
Bomba de Químicos 6 5/8 in
Medidor Multifásico 6 5/8 in
Válvulas 6 5/8 in
Bombas de transferencia multifásica a CPF
Adecuación de Locación
Cerramiento
Transformadores de alta
Transformadores de baja
Líneas de flujo bombas hasta CPF 10 3/4 in
Líneas de flujo manifold hasta bombas 0.1 Km y 6 5/8 in
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Depende de la ubicación
En cada plataforma
En cada plataforma
En cada plataforma
En cada plataforma
En cada plataforma
En cada plataforma
En cada plataforma
En cada plataforma
En cada plataforma
En cada plataforma
En cada plataforma
Depende de la ubicación
En cada plataforma
La longitud de las vías de acceso a ser construidas depende de la ubicación de
las plataformas. La longitud de las líneas de flujo desde las bombas al CPF se
toma la distancia individual de cada plataforma a la estación de producción. Para
el resto de equipos y adecuaciones que se incluyen en la Tabla 2.5 se consideran
iguales en todas las plataformas.
93
CAPÍTULO III
ANÁLISIS ECONÓMICO
El análisis económico es una herramienta para determinar la vialidad de un
proyecto en el tiempo. Para determinar la mejor alternativa de desarrollo del
campo se utilizó el Valor Actual Neto como método de evaluación.
Este análisis constituye la sistematización contable y financiera de los estudios
realizados
anteriormente
(ingeniería
conceptual,
técnica
y
estructural
administrativa) que permitan verificar los resultados que genera el proyecto de
acuerdo al programa de inversiones.
En la elaboración del presente estudio económico se han tomado en cuenta
diferentes parámetros como: las inversiones, los costos, el flujo de caja y el
análisis de los indicadores financieros indispensables para el desarrollo del
proyecto.
3.1. CONSIDERACIONES
Para el desarrollo del análisis económico del proyecto se tomaron en cuenta
ciertas consideraciones, así:
·
La tasa de actualización anual del proyecto es de 15%.
·
El tiempo de duración de cada alternativa de desarrollo depende de la tasa
de declinación del reservorio, del número de pozos y del límite económico.
·
No se considera la depreciación contable de los equipos por cuanto EP
Petroecuador no paga impuesto a la renta. La compañía no puede utilizar a
la depreciación como escudo fiscal en sus balances.
·
No se considera devaluación monetaria durante el proyecto.
·
Se ha realizado el análisis económico de tres diferentes alternativas de
desarrollo, con el fin de determinar la mejor opción de explotación del
campo.
94
·
Todas las alternativas de desarrollo parten desde cero, es decir, el análisis
económico se realiza desde el inicio histórico de la producción, tomando en
cuenta las inversiones realizadas en el campo hasta la fecha.
·
Se considera un precio de referencia para el barril de petróleo de 50 $/STB.
Este precio no varía con el tiempo.
3.2. INVERSIONES
Las inversiones que se realizarán en el campo Drago con el fin de obtener la
mejor alternativa de desarrollo varían de acuerdo a diferentes parámetros como:
el número de pozos, el incremento de producción, las facilidades de superficie
necesarias, el requerimiento de generación, la construcción de plataformas, los
estudios preliminares, entre otros.
3.2.1. INVERSIONES EN PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN
En la Tabla 3.1 se detalla los costos usados para determinar las inversiones en
perforación y completación. El sistema de levantamiento artificial usado en todos
los pozos es bombeo electro sumergible. Los pozos perforados a partir del 2012
llevarán completaciones dobles para producir de las dos arenas prospectivas
simultáneamente.
TABLA 3.1 INVERSIONES EN PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN
Detalle
Costo
Perforación y completación pozo vertical
6.00 MM $/pozo
Perforación y completación pozo direccional
6.50 MM $/pozo
Perforación y completación pozo exploratorio
7.00MM $/pozo
Perforación y completación pozo reinyector
5.50 MM $/pozo
Fracturamiento
0.30 MM $/pozo
Cambio de zona productora
1.00 MM $/pozo
Sistema BES simple
1.00 MM $/pozo
Sistema BES doble
2.00 MM $/pozo
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
95
3.2.2. INVERSIONES EN PLATAFORMAS
La inversión que representa la construcción de las plataformas incluye varios
rubros que se detallan en la Tabla 3.2. Los diferentes escenarios de producción
consideran la distribución de los pozos productores en plataformas. El número de
plataformas depende de la cantidad de pozos a ser perforados.
TABLA 3.2 INVERSIONES EN PLATAFORMAS
Detalle
Construcción de vías de acceso
Costo
0.5 MM$/km
Línea flujo(4 1/2in y 0,525 Km) Pad
0.105MM$/PAD
Manifolds de 6 5/8 in
0.215 MM$/PAD
Pigs 10 3/4 in
0.152 MM$/PAD
Bomba de Químicos 6 5/8in
0.2 MM$/PAD
Medidor Multifásico 6 5/8in
0.3 MM$/PAD
Válvulas 6 5/8in
0.052 MM$/PAD
Bombas de transferencia Multifásicas a CPF
2.4 MM$/PAD
Adecuación de Locación
1.5 MM$/PAD
Cerramiento
0.25 MM$/PAD
Transformadores de alta
0.06 MM$/PAD
Transformadores de baja
0.025 MM$/PAD
Líneas de flujo las bombas hasta CPF (10 3/4in)
0.5 MM$/in/km
Líneas de flujo Manifold hasta bombas (6 5/8in)
0.5 MM$/in/km
Otros
10% de las inversiones
en el PAD
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
3.2.3. INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES
Las inversiones realizadas en los estudios preliminares incluyen: la sísmica 3D,
los permisos ambientales, la ingeniería de detalle y la puesta en marcha del
proyecto. Estos costos se presentan en la Tabla 3.3.
96
TABLA 3.3 INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES
Detalle
Costo
Adquisición, procesamiento e interpretación
2.803 MM$
sísmica 3D, 25 km2
Gastos de permisos ambientales
0.365 MM$
Ingeniería de detalle
0.183 MM$
Puesta en marcha
0.004 MM$
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
3.2.4. INVERSIONES EN LA ESTACION DE PROCESAMIENTO
Las inversiones en las facilidades de superficie para la estación de procesamiento
CPF y sus costos se detallan en la Tabla 3.4. La capacidad de las facilidades de
la estación varía de acuerdo a las diferentes alternativas de desarrollo realizadas.
TABLA 3.4 INVERSIONES EN LA ESTACION DE PROCESAMIENTO CPF
Detalle
Costo
Separador trifásicos
50 $/STB/D
Separador electrostáticos
75 $/STB/D
Bota de gas
10 $/STB/D
Scrubber
0.3MM $
Tanque de lavado
80 $/STB
Tanque de surgencia
80 $/STB
Tanque de almacenamiento
80 $/STB
Mechero
0.2MM $
Unidad LACT
1.4MM $
Bombas de oleoducto
0.765MM $
Oleoducto CPF-Oleoducto SSF (3Km y 10,75in)
0.97 MM $
Scada del oleoducto CPF
0.25MM $
Sistema de reinyección de agua
Línea de reinyección de agua
Sistema de Tratamiento Químico
200 $/STB/D
0.04MM $/in/km
0.45MM $
97
CONTINUACIÓN TABLA 3.4
Detalle
Costo
Scada de la estación CPF
0.80MM $
Subestación eléctrica 69/13,8 kV
Líneas transmisión aérea CPF y Pads
3MM $
0.2MM $/km
Compresor
1MM $
Sistema Contraincendios
2MM $
Obras civiles en CPF
1MM $
Terreno y cerramiento
0.54MM $
Otras inversiones
5% del total
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
3.2.5. OTRAS INVERSIONES
Los parámetros considerados en otras inversiones son las inversiones de
generación y producción, sus costos se detallan en la Tabla 3.5.
TABLA 3.5 OTRAS INVERSIONES EN EL CAMPO DRAGO.
Detalle
Costo
Inversión en generación
1.20 MM $ / MM W
Requerimientos de generación
1.00 MMW/6000STB de fluido
Inversión de producción
3.00 $/STB a partir del sexto año y hasta
cinco años antes de la finalización del
proyecto.
Fuente: EP Petroecuador
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
3.2.6 INVERSIONES DE LOS ESCENARIOS DE DESARROLLO
En todos los escenarios de desarrollo se toman en cuenta las inversiones en
perforación y completación, plataformas, estudios preliminares, estación de
procesamiento e instalaciones de superficie, requerimientos en generación e
inversiones en producción. El detalle de las inversiones de las alternativas se
98
presenta en el Anexo 3.1. En la Tabla 3.6 se presenta un resumen de dichas
inversiones.
TABLA 3.6 RESUMEN DE INVERSIONES PARA LAS ALTERNATIVAS DE
DESARROLLO
Inversión
Perforación y Completación
Plataformas
Estudios Preliminares
CPF
Otros
Total
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
18
MM$
156.5
41.5
3.4
34.5
122.1
358.02
Número de pozos
24
MM$
199.5
53.00
3.4
37.05
121.78
414.73
30
MM$
245.0
64.07
3.4
40.37
121.7
474.55
3.3 COSTOS DE OPERACIÓN
Los costos operativos son el reflejo, en el corto plazo anual, de los costos de
desarrollo del upstream petrolero. La cantidad asignada a los costos operativos se
convierte en un costo creciente por unidad producida, conforme la producción del
pozo crece o decrece. En la Tabla 3.7 se detalla los parámetros considerados
para determinar el costo de operación del campo Drago.
TABLA 3.7 PARÁMETROS DE COSTOS DE OPERACIÓN DE DRAGO.
Detalle
Costo
Costo de reacondicionamiento de pozos
350000 $/pozo/Trabajo
Frecuencia de reacondicionamientos
1 trabajo/año/pozo
Costo laboral (incluido alimentación, transporte)
45000 $/año/persona
Combustible a utilizarse
Gas natural
Costo alternativo del gas
3 $/ Mscf
Consumo de combustible
0.0325 Mscf/STB de fluido
Químicos
0.1 $/STB de fluido
Costo de mantenimiento de las facilidades e
4.0%
instalaciones
excepto pozos
Incremento de gastos administrativos
0.0% del costo
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
de
las
inversiones
99
3.3.1 COSTO DE OPERACIÓN DE LOS ESCENARIOS DE DESARROLLO
El detalle de los costos de operación de las alternativas se presenta en el Anexo
3.1. En la Tabla 3.8 se presenta un resumen de los costos totales de operación
por año. Estos datos se muestran en el Gráfico 3.1 para su mejor visualización.
En la Tabla 3.9 se presenta un resumen de los costos de operación anuales por
barril de petróleo producido. Estos datos se muestran en el Gráfico 3.2 para su
mejor visualización.
TABLA 3.8 COSTO TOTAL DE OPERACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE
DESARROLLO
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
18
MM$
1.57
1.38
3.23
4.69
5.83
7.32
8.63
8.42
8.35
8.28
8.20
8.11
8.01
7.91
7.81
7.71
7.62
7.52
7.08
7.00
6.92
6.50
6.43
6.38
6.32
5.92
5.52
Número de pozos
24
30
MM$
MM$
1.60
1.82
1.44
1.68
3.27
3.49
4.69
4.87
5.86
6.05
8.31
9.73
11.64
12.52
10.72
13.31
10.54
12.88
10.36
12.66
10.19
12.46
10.03
12.27
9.88
12.11
9.74
11.96
9.61
11.82
9.50
11.36
9.39
11.25
8.94
11.16
8.51
10.73
8.44
8.53
8.37
6.69
7.25
4.88
6.13
4.14
5.02
3.41
3.56
3.04
3.17
2.30
2.45
1.58
100
CONTINUACIÓN TABLA 3.8
Año
28
29
30
31
32
33
34
35
36
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
18
MM$
4.77
4.38
3.98
2.89
2.15
1.07
0.70
0.70
0.68
Número de pozos
24
30
MM$
MM$
1.73
1.57
1.02
1.21
0.66
0.84
GRÁFICO 3.1 COSTO TOTAL DE OPERACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE
DESARROLLO
Costo total de operación, MM$
14.00
12.00
10.00
8.00
18
6.00
24
4.00
30
2.00
0.00
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38
Años
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
101
TABLA 3.9 COSTO DE OPERACIÓN POR BARRIL DE PETRÓLEO DE LAS
ALTERNATIVAS DE DESARROLLO
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Número de pozos
18
24
30
$/STB
$/STB
$/STB
29.89
30.55
34.68
4.41
4.58
5.36
2.87
2.91
3.11
1.68
1.68
1.75
1.73
1.70
1.75
1.90
1.96
2.23
2.06
2.32
2.42
2.11
2.22
2.62
2.38
2.57
2.93
2.69
2.99
3.46
3.03
3.46
4.10
3.41
4.02
4.86
3.83
4.67
5.76
4.30
5.42
6.82
4.82
6.31
8.08
5.41
7.34
9.36
6.07
8.55
11.09
6.82
9.68
13.14
7.36
10.96
15.44
8.26
12.79
17.07
9.27
15.40
20.70
10.01
16.96
20.78
11.25
19.69
22.28
12.66
24.28
23.78
14.51
28.27
26.28
15.78
34.86
27.76
17.60
39.44
28.80
19.74
47.55
33.13
22.41
32.63
36.68
27.09
35.61
43.24
27.89
28.88
26.57
19.81
22.02
35.27
102
GRÁFICO 3.2 COSTO DE OPERACIÓN POR BARRIL DE PETRÓLEO DE LAS
ALTERNATIVAS DE DESARROLLO
50.00
45.00
Costo operación, $/STB
40.00
35.00
30.00
25.00
18
20.00
24
30
15.00
10.00
5.00
0.00
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38
Años
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
3.4 FLUJO DE CAJA
El flujo neto de caja representa el movimiento neto de caja o la generación neta
de fondos durante cierto período que generalmente es un año.
Es importante señalar que para la determinación del Flujo de Caja se deben
considerar solamente los ingresos y gastos relevantes.
3.4.1 FLUJO DE CAJA DE LOS ESCENARIOS DE DESARROLLO
El detalle del flujo de caja de las alternativas de desarrollo se presenta en el
Anexo 3.1. En la Tabla 3.10 se presenta un resumen de dichos flujos de caja.
Estos datos se muestran en el Gráfico 3.3 para una mejor visualización.
103
TABLA 3.10 FLUJO DE CAJA DE LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO
Año
18
MM$
1
-29.76
2
-6.88
3
-18.70
4
53.52
5
88.76
6
93.96
7
110.19
8
129.87
9
113.39
10
98.74
11
85.90
12
74.65
13
64.78
14
56.12
15
48.52
16
41.86
17
36.00
18
30.86
19
26.57
20
22.49
21
19.05
22
16.26
23
13.46
24
11.16
25
8.84
26
7.31
27
5.58
28
4.00
29
2.60
30
1.32
31
1.26
32
1.03
33
0.99
34
0.82
35
0.50
36
0.06
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Número de pozos
24
MM$
30
MM$
-30.68
-8.22
-19.82
53.55
91.82
94.23
92.68
157.37
131.79
110.30
92.13
76.76
63.75
52.74
43.41
35.51
28.82
23.39
18.67
14.51
10.55
8.16
5.25
2.72
1.55
0.46
0.26
0.00
0.51
0.22
-31.91
-10.15
-21.01
53.39
97.06
70.89
92.86
130.95
140.32
114.45
93.16
75.59
61.06
49.03
39.06
31.04
24.07
18.40
13.63
9.94
5.46
4.19
2.69
1.94
1.16
1.19
0.85
0.22
0.22
0.08
104
GRÁFICO 3.3 FLUJO DE CAJA DE LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO
180.00
160.00
140.00
120.00
Flujo de Caja, MM$
100.00
80.00
18
60.00
24
30
40.00
20.00
0.00
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
33
35
-20.00
-40.00
-60.00
Años
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
3.5 VALOR ACTUAL NETO DE LA INVERSION
El valor actual neto de una inversión, es igual a la suma algebraica de los valores
actualizados de los flujos netos de caja asociados a esa inversión; es decir:
ிே஼
ܸ‫ ܰܣ‬ൌ σ௡௜ୀ଴ ሺଵା௥ሻ೔ ೔
(3.1)
Donde:
VAN= Valor actual neto
FNCi= Flujo neto de caja del año i
r = tasa de actualización
En una inversión normal, los flujos netos de caja durante la fase de realización de
un proyecto son negativos ya que solamente se invierte, y son positivos durante la
fase de explotación.
105
El criterio del valor actual dice que si el valor actual neto de una inversión es
positivo, la inversión debe aceptarse y rechazarse si es negativo.
Cuando se desea efectuar la selección entre diferentes proyectos mutuamente
excluyentes; es decir, se puede efectuar solamente uno de ellos, de acuerdo al
criterio del valor actual se debe escoger aquel proyecto que presente el mayor
valor actual neto.
Una condición necesaria para poder aplicar esta regla es que los diferentes
proyectos tengan la misma duración o que teniendo diferentes duraciones puedan
renovarse a la idéntica indefinidamente. Sin embargo, esta condición puede ser
violada en el caso de que los proyectos deban efectuarse una vez como en el
caso de las alternativas de inversión para la explotación de un yacimiento de
petróleo que no puede físicamente renovarse a la idéntica.
3.5.1 VALOR ACTUAL NETO DE LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO
Para determinar el valor actual neto se utilizó una tasa de actualización del 15%.
Esta tasa depende principalmente de dos factores: la tasa de rendimiento de las
inversiones sin riesgo como la LIBOR (5%) o la tasa de rendimiento de los bonos
del tesoro americano (7%) y el riesgo que corre el negocio, en este caso se
considera la tasa de riesgo país (8%).
De todos los escenarios de desarrollo se calcula el valor actual neto del flujo de
caja. Estos valores se presentan en la Tabla 3.11. Se grafica el valor actual neto
en función del número de pozos de cada alternativa obteniendo una curva.
De esta curva se determina el número de pozos que maximiza el VAN, el cual es
considerado en una primera fase como la mejor alternativa de desarrollo del
campo. Esta curva se presenta en el Gráfico 3.4.
106
TABLA
3.11
VALOR
ACTUAL
NETO
DE
LAS
ALTERNATIVAS
DE
DESARROLLO
Número de pozos
18
24
33
MM$
MM$
MM$
VAN, 15%
286.4
291.3
271.3
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
GRÁFICO
3.4
VALOR
ACTUAL
NETO
DE
LAS
ALTERNATIVAS
DE
DESARROLLO
305.0
300.0
VAN, MM $
295.0
290.0
285.0
280.0
275.0
270.0
265.0
10
15
20
25
30
35
Número de Pozos
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Como se observa en el Gráfico 3.4 el número de pozos que maximiza el VAN es
22; por lo tanto, en la primera fase ésta es considerada como la mejor alternativa
de desarrollo.
3.6 TASA INTERNA DE RETORNO
La tasa interna de retorno de un proyecto es la tasa de actualización que anula el
valor actual neto del flujo de caja. Según el criterio de la tasa interna de retorno se
acepta un proyecto si su TIR es mayor un cierto valor fijado con anterioridad. Este
valor o tasa de referencia puede ser igual al costo de capital de la empresa o a la
107
TIR del proyecto menos favorable pero factible. Matemáticamente se tiene que la
TIR viene implícitamente definida como:
ிே஼
೔
ܸ‫ ܰܣ‬ൌ σ௡௜ୀ଴ ሺଵା்ூோሻ
೔ ൌ Ͳ
(3.2)
Donde:
VAN= Valor Actual Neto
FNCi= Flujo de Caja Neto del año i
TIR= Tasa Interna de Retorno
3.7 PRECIO MÍNIMO REQUERIDO
El precio mínimo se lo puede definir como aquel valor que permite por lo menos
recuperar las inversiones, los costos de operación y remunerar el capital invertido
a la tasa de actualización de la empresa.
3.8 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE
DESARROLLO
Como segunda fase se ha realizado el análisis económico con 22 pozos
considerando el pico y dos plateaus de producción de 9000STB/D y 11000STB/D
con la finalidad de comparar los valores actuales netos y obtener la alternativa
óptima de desarrollo para el proyecto, es decir la que maximice el valor actual
neto. El análisis se encuentra detallado en el Anexo 3.1.
En la Tabla 3.12 se muestran los resultados obtenidos y se observa que el valor
actual neto máximo se da para la producción pico de petróleo, por lo tanto esta
será considerada la mejor alternativa de desarrollo y a partir de ésta se ha
elaborado el plan de desarrollo del campo Drago. En el Capítulo II se presentó el
detalle del plan de desarrollo y a continuación se detallará el análisis económico
para ésta alternativa.
108
TABLA 3.12 VALOR ACTUAL NETO DE LAS ALTERNATIVAS PARA 22 POZOS
Producción
Pico
Plateau 1,
9000 STB/D
Plateau 2,
11000 STB/D
MM$
MM$
MM$
282.49
258.09
VAN, 15%
300.2
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
3.8.1 INVERSIONES
3.8.1.1 INVERSION EN PLATAFORMAS
Como se muestra en el Capituló II se ha distribuidos los 22 pozos en 5
plataformas, cuyos costos se encuentra detallados en la Tabla 3.13. El total de la
inversión en las plataformas es de 53 MM$.
TABLA 3.13 DETALLE DE INVERSIONES EN PLATAFORMAS DE LA MEJOR
ALTERNATIVA DE DESARROLLO
PLATAFORMAS
DRA1
DRE1
DRN1
DRN2
MM$
MM$
MM$
MM$
DRN1
3
MM$
Construcción de vías de acceso
a plataformas
1.000
0.278
0.803
1.174
0.908
4.16
Líneas de flujo de 4 1/2in y
0,525 Km pozos-Pad
0.105
0.105
0.105
0.105
0.105
0.53
Maniflods de 6 5/8 in
0.215
0.215
0.215
0.215
0.215
1.08
Pigs 10 3/4 in
0.152
0.152
0.152
0.152
0.152
0.76
Bomba de Químicos 6 5/8in
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
1.00
Medidor Multifásico 6 5/8in
0.300
0.300
0.300
0.300
0.300
1.50
Válvulas 6 5/8in
0.052
0.052
0.052
0.052
0.052
0.26
2.400
2.400
2.400
2.400
2.400
12.00
1.500
1.500
1.500
1.500
1.500
7.50
Cerramiento
0.250
0.250
0.250
0.250
0.250
1.25
Transformadores de alta
0.06
0.06
0.06
0.06
0.06
0.30
Transformadores de baja
0.025
0.025
0.025
0.025
0.025
0.125
DETALLE
Bombas de transferencia
Multifásicas a CPF (8)
Adecuación de Locación
Total
MM$
109
CONTINUACIÓN TABLA 3.13
PLATAFORMAS
DETALLE
DRA1
DRE1
DRN1
DRN2
MM$
MM$
MM$
MM$
DRN1
3
MM$
Lineas de flujo las bombas
hasta CPF (32,67Km, 10 3/4in)
Lineas de flujo Manifold hasta
bombas (0,1 Km, 6 5/8in)
Total
MM$
17.56
0.033
0.033
0.033
0.033
0.033
Otros
0.166
4.818
Total
6.292
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
5.570
6.095
6.466
6.200
53
3.8.1.2 INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES
Las inversiones realizadas en los estudios preliminares de la mejor alternativa de
desarrollo se detallan en la Tabla 3.14. Estas inversiones suman un total de
3.355MM$.
TABLA 3.14 DETALLE DE INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES DE
LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO
Detalle
Adquisición, procesamiento e
interpretación sísmica 3 D
Costo
MM$
2.803
Gastos de permisos ambientales
0.365
Ingeniería de detalle
0.183
Puesta en marcha
0.004
Total
3.355
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
3.8.1.3 INVERSIONES EN LA ESTACIÓN DE PROCESAMIENTO
Las inversiones en la estación de procesamiento se han realizado en base a los
requerimientos que se detallan en el Capítulo II. La Tabla 3.15 presenta los costos
de las facilidades de la estación de producción. El total de la inversión en el CPF
es de 37.23MM$.
110
TABLA
3.15
DETALLE
DE
INVERSIONES
EN
LA
ESTACIÓN
DE
PROCESAMIENTO DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO
Capacidad
STB/D
Separadores trifásicos
Separadores electrostáticos
Bota de gas
Scrubbers
Tanque de lavado
Tanque de surgencia
Tanque de almacenamiento
Mechero
Unidad LACT
Bombas de oleoducto
11000
7700
15000
30000
30000
45000
400
Precio
Unidades
unitario
MM $
MM $
0.55
0.58
0.15
0.3
2.4
2.4
3.6
0.2
1.4
0.30
3
2
1
1
1
1
1
1
1
2
Oleoducto CPF-Oleoducto SSF (3
Km, 10,75in)
Scada del oleoducto CPF
Sistema de reinyección de agua
Línea de reinyección del agua de 6
5/8in de 13,8Km
Sistema de Tratamiento Químico
Scada de la estación CPF
Subestación eléctrica 69/13,8 kV
Líneas de transmisión aerea a CPF y
subtransmision a Pads (32,67 Km)
Líneas de transmisión enterrada a
CPF y subtransmision a Pads
Compresores
Sistema Contraincendios
Obras civiles en CPF
Terreno y cerramiento
Otras inversiones
Total CPF
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Total
1.65
1.16
0.15
0.30
2.40
2.40
3.60
0.20
1.40
0.60
0.97
0.25
1.61
8052
3.66
3
1
0.45
0.80
3.00
6.53
0.00
1
2
2.00
1.00
0.54
0.80
1.77
37.23
3.8.1.4 INVERSIONES EN PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN
En el campo Drago se perforarán 12 pozos en 2 años a partir del 2012. Se incluye
en el análisis los pozos actualmente perforados. Las inversiones en perforación y
completación se realizaron de acuerdo al plan de perforación descrito en el
Capítulo II. La Tabla 3.16 muestra el detalle de las inversiones por año. El total de
estas inversiones es de 184.5 MM$.
111
TABLA
3.16
DETALLE
DE
INVERSIONES
EN
PERFORACIÓN
Y
COMPLETACIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO
Año
Pozos
Pozos
Pozos
Vertical
Direccional
reinyector
Cambio
de
zona
Completación
Completación
Simple
Dual
Total
Inversión
por año
MM $
1
1
2
0
3
2
1
1
4
0
6
5
1
1
6
5
1
7
1
4
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
TOTAL
5.00
17.00
2.00
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
1
0
3
6
1
0.00
11.00
1
5
5
11.00
7
0
27
45
15.5
48
42
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
184.5
3.8.1.5 OTRAS INVERSIONES
Estas inversiones corresponden a las inversiones en generación y producción del
campo. La inversión en producción es de 3 dólares a partir del sexto año hasta
cinco años antes de finalizar el proyecto. La inversión en generación depende del
112
requerimiento, es decir de la producción de fluido y la inversión en producción
depende de la producción de petróleo. El total de inversión en generación y
producción para el campo Drago es de 121.5 MM$ y se encuentra detallado en la
Tabla 3.17.
TABLA
3.17
DETALLE
DE
OTRAS
INVERSIONES
DE
LA
MEJOR
ALTERNATIVA DE DESARROLLO
Año
Otras
Producción
Requerimiento
Producción
Inversión
Inversión
Fluidos
de generación
Petróleo
Producción
Generación
STB/D
MM W
STB/D
MM $
MM $
MM $
144
860
3080
7641
9475
11617
14309
13133
11134
9441
8006
6790
5759
4886
4145
3517
2985
2509
2105
1788
1471
1228
950
551
379
209
132
91
54
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
12.72
15.67
14.38
12.19
10.34
8.77
7.43
6.31
5.35
4.54
3.85
3.27
2.75
2.31
1.96
1.61
1.34
1.04
0.60
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
116.42
0.04
0.19
0.60
1.34
0.69
1.08
1.14
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
5.08
0.04
0.19
0.60
1.34
0.69
13.80
16.81
14.38
12.19
10.34
8.77
7.43
6.31
5.35
4.54
3.85
3.27
2.75
2.31
1.96
1.61
1.34
1.04
0.60
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
121.50
1
152
0.0
2
927
0.1
3
3319
0.4
4
8660
0.9
5
11409
0.5
6
15727
0.7
7
20303
0.8
8
20245
9
18914
10
17492
11
16026
12
14557
13
13100
14
11696
15
10354
16
9133
17
7999
18
6939
19
5991
20
5203
21
4435
22
3803
23
3163
24
2346
25
1816
26
1247
27
955
28
776
29
576
TOTAL
3.38
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Inversiones
por año
113
3.8.1.6 RESUMEN DE INVERSIONES
El total de inversiones del campo Drago se presenta en la Tabla 3.18 y suman un
total de 399.6 MM$.
TABLA 3.18 RESUMEN DE INVERSIONES DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE
DESARROLLO
Año
Estudio
CPF
Plataforma
Perfo y
Otras
Total
Comple
Inversiones
inversiones
MM $
MM $
MM $
MM $
9.31
18.62
9.31
3.355
37.23
3.36
7
0
27
45
15.5
48
42
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
184.5
0.04
0.19
0.60
1.34
0.69
13.80
16.81
14.38
12.19
10.34
8.77
7.43
6.31
5.35
4.54
3.85
3.27
2.75
2.31
1.96
1.61
1.34
1.04
0.60
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
121.50
30.30
18.81
58.11
46.34
26.79
61.80
69.41
14.38
12.19
10.34
8.77
7.43
6.31
5.35
4.54
3.85
3.27
2.75
2.31
1.96
1.61
1.34
1.04
0.60
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
399.59
Plataforma
CPF
Estudios
MM $
MM $
1
100% 25%
1
10.60
2
50%
0
0.00
3
25%
2
21.20
4
0
0.00
5
1
10.60
6
0.00
7
1
10.60
8
0.00
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
TOTAL
53.00
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
114
3.8.2 COSTO DE OPERACIÓN
El detalle del costo total de operación por año y el costo de operación por barril
por año del campo Drago se presenta en la Tabla 3.19.
TABLA 3.19 COSTO DE OPERACIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE
operación
Costo de
$/STB
operación
Total costo de
MM $
administrativo
Incremento costo
MM $
Químicos
MM $
Costo Laboral
facilidades
Mantenimiento
MM $
1
152
1
6
5
0.35 0.0054
2
927
1
6
30
0.35 0.0330
3
3319
4
6
108
1.40 0.1181
4
8660 10
6
281
3.50 0.3082
5
11409 12
6
371
4.20 0.4060
6
15727 17
6
511
5.95 0.5597
7
20303 22
6
660
7.70 0.7225
8
20245 22
6
658
7.70 0.7205
9
18914 22
6
615
7.70 0.6731
10 17492 22
6
568
7.70 0.6225
11 16026 22
6
521
7.70 0.5703
12 14557 22
6
473
7.70 0.5180
13 13100 22
6
426
7.70 0.4662
14 11696 22
6
380
7.70 0.4162
15 10354 22
6
337
7.70 0.3685
16
9133 22
6
297
7.70 0.3250
17
7999 22
6
260
7.70 0.2847
18
6939 22
6
226
7.70 0.2470
19
5991 20
6
195
7.00 0.2132
20
5203 20
6
169
7.00 0.1852
21
4435 19
6
144
6.65 0.1578
22
3803 19
6
124
6.65 0.1353
23
3163 18
6
103
6.30 0.1126
24
2346 14
6
76
4.90 0.0835
25
1816 10
6
59
3.50 0.0646
26
1247
7
6
41
2.45 0.0444
27
955
4
6
31
1.40 0.0340
28
776
2
6
25
0.70 0.0276
29
576
1
6
19
0.35 0.0205
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
MM $
Combustible
MM $
reacondiciona
Costo de
MM $
combustible
Demanda de
M scf/D
Personal
Pozos activos
fluidos
Producción
STB/D
Año
DESARROLLO
0.97
0.75
1.36
0.29
0.57
0.95
1.50
0.58
0.49
0.41
0.35
0.30
0.25
0.21
0.18
0.15
0.13
0.11
0.09
0.08
0.06
0.05
0.04
0.02
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.01
0.03
0.12
0.32
0.42
0.57
0.74
0.74
0.69
0.64
0.58
0.53
0.48
0.43
0.38
0.33
0.29
0.25
0.22
0.19
0.16
0.14
0.12
0.09
0.07
0.05
0.03
0.03
0.02
0.00 1.60 30.59
0.00 1.44 4.59
0.00 3.27 2.91
0.00 4.69 1.68
0.00 5.86 1.70
0.00 8.31 1.96
0.00 10.93 2.09
0.00 10.00 2.09
0.00 9.82 2.42
0.00 9.64 2.80
0.00 9.48 3.24
0.00 9.32 3.76
0.00 9.17 4.36
0.00 9.03 5.06
0.00 8.90 5.88
0.00 8.78 6.84
0.00 8.68 7.97
0.00 8.58 9.37
0.00 7.79 10.14
0.00 7.72 11.83
0.00 7.30 13.60
0.00 7.25 16.18
0.00 6.84 19.72
0.00 5.36 26.66
0.00 3.90 28.18
0.00 2.81 36.80
0.00 1.74 36.11
0.00 1.03 30.86
0.00 0.66 33.80
115
3.8.3 FLUJO DE CAJA
En el flujo de caja se considera los ingresos por la venta del petróleo y los
egresos por inversiones, costo de operación, costo de transporte, capital de
trabajo, regalías y el valor destinado al ECORAE (Instituto para el Ecodesarrollo
Regional Amazónico). El costo de transporte del petróleo es de 2$/STB y el
capital de trabajo es considerado al equivalente que representa 6 meses del costo
de operación. Las regalías es el pago que se debe realizar al estado por la
extracción de petróleo. EP Petroecuador entrega al estado ecuatoriano el 18.5%
de los ingresos por exportación del crudo. Además, se destina 1$/STB de petróleo
producido al ECORAE. El flujo de caja para el campo Drago se presenta en la
Tabla 3.20.
MM STB
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
0.052
0.314
1.124
2.789
3.459
4.240
5.223
4.793
4.064
3.446
2.922
2.478
2.102
1.783
1.513
1.284
1.089
0.916
0.768
0.653
0.537
0.448
MM$
2.62
15.69
56.20
139.44
172.93
212.02
261.13
239.67
203.20
172.29
146.11
123.91
105.11
89.16
75.64
64.18
54.47
45.79
38.42
32.63
26.85
22.40
MM $
1.60
1.44
3.27
4.69
5.86
8.31
10.93
10.00
9.82
9.64
9.48
9.32
9.17
9.03
8.90
8.78
8.68
8.58
7.79
7.72
7.30
7.25
MM $
0.10
0.63
2.25
5.58
6.92
8.48
10.45
9.59
8.13
6.89
5.84
4.96
4.20
3.57
3.03
2.57
2.18
1.83
1.54
1.31
1.07
0.90
MM $
0.80
0.72
1.64
2.34
2.93
4.15
5.47
5.00
4.91
4.82
4.74
4.66
4.58
4.51
4.45
4.39
4.34
4.29
3.90
3.86
3.65
3.62
MM $
0.48
2.90
10.40
25.80
31.99
39.22
48.31
44.34
37.59
31.87
27.03
22.92
19.44
16.49
13.99
11.87
10.08
8.47
7.11
6.04
4.97
4.14
MM $
0.052
0.314
1.124
2.789
3.459
4.240
5.223
4.793
4.064
3.446
2.922
2.478
2.102
1.783
1.513
1.284
1.089
0.916
0.768
0.653
0.537
0.448
caja
Flujo de
Inversión
ECORAE
Regalías
Trabajo
Capital
transporte
Costo
operación
Costo
Ingresos
Producción
Año
TABLA 3.20 FLUJO DE CAJA DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO
MM $
MM $
30.30
18.81
58.11
46.34
26.79
61.80
69.41
14.38
12.19
10.34
8.77
7.43
6.31
5.35
4.54
3.85
3.27
2.75
2.31
1.96
1.61
1.34
-30.73
-8.32
-19.86
53.55
97.32
88.74
115.50
157.03
131.49
110.19
92.15
76.88
63.96
53.01
43.74
35.88
29.23
23.29
19.30
14.99
11.57
8.35
116
MM STB
MM$
MM $
MM $
MM $
MM $
MM $
MM $
Flujo de caja
Inversión
ECORAE
Regalías
Trabajo
Capital
transporte
Costo
operación
Costo
Ingresos
Producción
Año
CONTINUACIÓN TABLA 3.20
MM $
23
0.347
17.34
6.84
0.69
3.42
3.21
0.347
1.04
5.42
24
0.201
10.06
5.36
0.40
2.68
1.86
0.201
0.60
2.37
25
0.138
6.92
3.90
0.28
1.95
1.28
0.138
0.00
2.06
26
0.076
3.82
2.81
0.15
1.40
0.71
0.076
0.00
0.62
27
0.048
2.41
1.74
0.10
0.87
0.45
0.048
0.00
0.61
28
0.033
1.66
1.03
0.07
0.51
0.31
0.033
0.00
0.59
29
0.020
0.98
0.66
0.04
0.33
0.18
0.020
0.00
0.26
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Como se observa en la Tabla 3.20 durante los primeros 3 años el flujo de caja es
negativo pues esta es la fase de mayor inversión, y son positivos en la fase de
explotación.
3.8.4 VALOR ACTUAL NETO, TASA INTERNA DE RETORNO Y PRECIO
MÍNIMO REQUERIDO
El valor actual neto y la tasa interna de retorno fueron obtenidos a partir del flujo
de caja de la Tabla 3.20, con una tasa de actualización del 15%, obteniendo un
valor de 300.22MM$ y 69%, respectivamente. El precio mínimo requerido por
barril de petróleo obtenido es de 23.8 $. Estos valores se presentan en la Tabla
3.21.
TABLA 3.21 VAN, TIR Y PMR DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO
Valor actual neto, MM$
300.22
Precio mínimo requerido, $/STB
23.8
TIR
69%
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
117
3.9 FINANCIAMIENTO
El proyecto será financiado por fuentes externas. La fuente de financiamiento del
proyecto será
préstamos bancarios durante los primeros tres años. Para el
análisis los términos de financiamiento son los siguientes:
·
La tasa de interés anual del 10%.
·
Período de gracia de tres años para el pago de la deuda.
·
Plazo de amortización de la deuda en pagos iguales durante 10 años.
El flujo de caja financiero es calculado tomando en cuenta la deuda que
eventualmente
estuviere
financiando
el
proyecto
con
los
intereses
y
amortizaciones respectivos. El flujo de caja financiero se lo determina a partir de
la Ecuación 3.3.
‫ܨܥܨ‬௞ ൌ ‫ܱܥܨ‬௞ ൅ ܲ௞ െ ܴ‫ܯܧ‬௞ െ ݅௞
(3.3)
Donde:
FCFk= Flujo de caja financiero del año k
ik= Interés del año k
Pk= Préstamo del año k
REMk= reembolso del préstamo en el año k
El interés del año k (ik) fue determinado a partir de la Ecuación 3.4.
݅௞ ൌ ‫ ݎ‬ൈ ܵܰ‫ܣ‬௞ିଵ
(3.4)
Donde:
r = Tasa de interés anual
SNA k-1= Saldo de la deuda al final del año k-1
El flujo de caja financiero se utiliza para calcular la tasa de rendimiento de los
fondos propios que financian el proyecto y para financiar los periodos de déficit
del proyecto. En la tabla 3.22 se presenta el flujo de caja financiero del proyecto.
118
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
14.00
14.00
14.00
12.60
11.20
9.80
8.40
7.00
5.60
4.20
2.80
1.40
0.00
28.00
28.00
28.00
25.20
22.40
19.60
16.80
14.00
11.20
8.40
5.60
2.80
0.00
3.50
3.50
3.50
3.50
3.15
2.80
2.45
2.10
1.75
1.40
1.05
0.70
0.35
0.00
2.80
2.80
2.80
2.80
2.52
2.24
1.96
1.68
1.40
1.12
0.84
0.56
0.28
0.00
Flujo Caja
Financiero
ik3
MM $
1.40
1.40
1.40
1.40
1.26
1.12
0.98
0.84
0.70
0.56
0.42
0.28
0.14
0.00
MM $
ik2
MM $
ik1
MM $
REMk3
MM $
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
SNAk3
REMk2
MM $
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
MM $
REMk1
MM $
3.5
3.5
3.5
3.5
3.5
3.5
3.5
3.5
3.5
3.5
SNAk2
Pk3
MM $
28
35.
35.
35.
31.5
28.
24.5
21.
17.5
14.
10.5
7.
3.5
0
MM $
Pk2
MM $
14
SNAk1
Pk1
MM $
-30.73 35
-8.32
-19.86
53.55
97.32
88.74
115.50
157.03
131.49
110.19
92.15
76.88
63.96
53.01
43.74
35.88
29.23
23.29
19.30
14.99
11.57
8.35
5.42
2.37
2.06
0.62
0.61
0.59
0.26
MM $
Flujo Caja
operativo
MM $
Año
TABLA 3.22 FLUJO DE CAJA FINANCIERO
0.77
0.78
0.44
42.35
85.07
74.18
101.71
144.01
119.24
98.71
81.44
66.94
54.79
48.11
40.66
35.88
29.23
23.29
19.30
14.99
11.57
8.35
5.42
2.37
2.06
0.62
0.61
0.59
0.26
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
3.10 BALANCE
El balance es un resumen del manejo económico del proyecto, en donde se
puede obtener el valor y la distribución de la renta. En el balance intervienen los
ingresos y costos realizados durante la ejecución del proyecto, su porcentaje y su
119
equivalente en dólares por barril de petróleo producido. El balance del proyecto se
presenta en la Tabla 3.23.
TABLA 3.23 BALANCE DEL PROYECTO
Producción,
MMSTB
Ingresos
Costos
Inversión
Operación
Transporte
Financiero
Total Costos
Renta Petrolera
46.861
MM$
2343.06
$/STB
50
%
100%
399.59
189.91
93.72
65.45
748.67
1594.39
8.53
4.05
2.00
1.40
15.98
34.02
17%
8%
4%
3%
32%
68%
9.25
1.00
23.77
0.00
27.19%
2.94%
69.87%
0.00%
Distribución de la renta
Regalías
433.47
ECORAE
46.86
Petroecuador 1114.07
ISLR
0
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
El valor de la renta petrolera se obtiene de la diferencia entre los ingresos y el
total de los costos. EP Petroecuador no paga impuestos por lo tanto el rubro de
impuesto sobre la renta (ISLR) es cero. La renta del proyecto es de 1594.4 MM$
que representa el 68% de los ingresos. Esta renta se encuentra distribuida en
regalías, ECORAE y Petroecuador con 27.2%, 2.9% y 69.9% respectivamente.
Los costos del proyecto representan el 32% de los ingresos y se encuentran
divididos de la siguiente manera: inversión 17%, operación 8%, transporte 4% y
financiero 3%.
120
CAPÍTULO IV
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 CONCLUSIONES
El campo Drago está formado por dos estructuras independientes: Drago y Drago
Norte-Este. En las dos estructuras se encuentran dos arenas prospectivas: U
inferior y T inferior.
Se determinó el petróleo original en sitio a través del método volumétrico para las
arenas U inferior y T inferior de ambas estructuras, y de balance de materiales
para la arena U inferior de ambas estructuras. Adicionalmente se determinó los
factores de recobro para todas las arenas. Este cálculo se basó en el mecanismo
de producción por empuje de agua. Con toda la información antes mencionada se
determinó las reservas del campo Drago. Esta información se presenta en las
Tablas 4.1 y 4.2.
La mejor alternativa de desarrollo del campo Drago fue obtenida en dos fases. En
la primera se interpola el número de pozos que maximiza el valor actual neto del
flujo de caja del proyecto (VAN) a partir de tres alternativas que consideran
diferentes número de pozos (18, 24 y 30 pozos). La mejor alternativa de esta fase
se alcanza con la perforación de veintidós pozos productores.
En la segunda fase se optimiza el modelo de producción diseñando predicciones
con el mismo número de pozos para diferentes plateaus de producción. En esta
etapa se escoge el modelo que maximice el VAN. La mejor alternativa de
desarrollo se alcanza con la predicción que considera el pico de producción.
Hasta el 2011 se encuentran en producción doce pozos. Se planea la perforación
de los 12 pozos adicionales, incluyendo dos pozos reinyectores, en un plazo de
dos años.
Todos los pozos productores perforados a partir del año 2012 tendrán al bombeo
electro sumergible como sistema de levantamiento artificial en completaciones
dobles para producir simultáneamente de las dos arenas prospectivas del campo.
Las facilidades de superficie del campo Drago deben ser construidas para
121
procesar 14.5 MSTB/D de fluido y generar 3.4MM W de energía. Adicionalmente
se requiere la construcción de dos plataformas en la estructura Drago Norte-Este.
La duración del proyecto de explotación del campo Drago en su mejor alternativa
de desarrollo será de veintinueve años. Requerirá de un total de inversiones de
399.59MM de dólares, costos operacionales 189.9MM de dólares, costo de
transporte de 93.7MM de dólares y costo financiero de 65.5MM de dólares. Se
considera un precio de 50 dólares por barril de petróleo, el cual no varía con el
tiempo y una tasa de actualización del 15%. El valor actual neto del flujo de caja
es 300.2MM de dólares y la tasa interna de retorno del 69%.
El proyecto genera una renta de 1594.4MM de dólares. Esta renta se encuentra
distribuida en regalías, ECORAE y Petroecuador con montos de 433.5MM,
46.9MM y 1114MM de dólares respectivamente.
El proyecto será financiado por fuentes externas por un monto de 77MM de
dólares en tres préstamos. Estos préstamos serán amortizados en cuotas iguales
por diez años considerando tres años como periodo de gracia.
4.2 RECOMENDACIONES
Continuar con la explotación del campo Drago pues el proyecto tiene viabilidad
técnica y económica.
Mejorar la calidad de la sísmica para obtener mapas estructurales más precisos y
confiables con la finalidad de disminuir la incertidumbre en el cálculo del volumen
de reservas.
Mejorar el almacenamiento y procesamiento de la información de producción para
poder obtener, en tiempo real, los datos de producción de los pozos.
Implementar un proyecto piloto de recuperación mejorada por inyección de agua
que permita determinar si un proceso de esta naturaleza incrementa los factores
de recuperación del campo.
122
Realizar una simulación matemática del campo Drago teniendo en consideración
el presente plan de desarrollo.
TABLA 4.1 POES, FACTOR DE RECOBRO Y RESERVAS DE LA ESTRUCTURA
DRAGO
Método Volumétrico
RESERVAS,
Método de Balance de Materiales
FR
POES, STB
UI
0.47
6.94E+06
3.23E+06
7.34E+06
3.41 E+06
TI
0.36
1.77E+06
6.38E+05
N/A
N/A
STB
POES, STB
RESERVAS,
ARENA
STB
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TABLA 4.2 POES, FACTOR DE RECOBRO Y RESERVAS DE LA ESTRUCTURA
DRAGO NORTE-ESTE
Método Volumétrico
RESERVAS,
Método de Balance de Materiales
FR
POES, STB
UI
0.45
7.33E+07
3.27E+07
3.21E+07
1.43E+07
TI
0.39
5.04E+07
1.97E+07
N/A
N/A
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
STB
POES, STB
RESERVAS,
ARENA
STB
123
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Craft, B. Hawkins, M. Terry, R. (1990). Applied Petroleum Reservoir Engineering.
2da Edición. New Jersey: Prentice Hall.
Cronquist, C. (2001). Estimation and Classification of Reserves of Crude Oil,
Natural Gas, and Condensate. SPE book series. SPE (U.S.).
Dake, L.P (1998). Fundamentals of Reservoir Engineering. 17ava Impresión.
Amsterdam: Elsevier.
Dake, L.P (2001). The Practice of Reservoir Engineering.
Figueroa, E. (2006). El Comportamiento Económico del Mercado del Petróleo.
España: Diaz de Santos.
Jahn, F. Cook, M. Graham, M. (2001). Hydrocarbon Exploration and Production.
5ta Impresión. Amsterdan: Elsevier.
Slider, H. C. (1983). Worldwide Practical Petroleum Reservoir Engineering
Methods. Tulsa: PennWell.
Tarek, A. (2006). Reservoir Engineering Handbook. 3ra Edición. Oxford: Elsevier.
The Petroleum Society of the Canadian Institute of Mining, Metallurgy and
Petroleum. (1994). Determination of Oil and Gas Reserves. Monografía Serie No.
1. Calgary Section
Towler, B. (2002). Fundamental Principles of Reservoir Engineering. Vol. 8 SPE
Textbook Series. SPE.
Vega, C. (1983). Ingeniería Económica. Quito: Mediavilla.
124
ANEXOS
125
ANEXO No 1 CAPÍTULO I
126
ANEXO 1.1 CORRECCIÓN DE LA PRESIÓN DE RESEVORIO AL
DATUM DE PRESIONES
En las siguientes tablas se presentan los cálculos realizados para obtener la
presión corregida al datum de presiones. En la primera para la arena U inferior de
la estructura Drago, en la segunda y tercera para la arena U inferior y T inferior
respectivamente de la estructura Drago Norte-Este.
PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO
POZO
FECHA
DRG1
02/10/2007
Pws
@MP,
psi
2610
DRG1
09/12/2007
DRG1
10/04/2008
DRG10D
DRG10D
MP, ft
BPPD BAPP
API
γo
Grad
T
P
datum
t,
días
0
9615
879
9
26.3 0.897
0.389
2705
2343
9615
931
5
28.0 0.887
0.384
2437
68
2316
9615
907
5
26.8 0.894
0.387
2410
191
10/07/2010
2338
10224
92.2
99.8
27
0.893
0.411
2188
1012
01/05/2009
2711
10224
106
158
27
0.893
0.414
2560
577
PROMEDIO
9858.6
27.0
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA ESTRUCTURA
DRAGO NORTE-ESTE
10/02/2009
Pws
@MP,
psi
2838
9496
922
DRN1A
22/03/2009
2848
9485
DRE5D
09/11/2009
2626
9888
DRN6D
28/12/2009
2301
DRN15D
03/03/2010
DRN20D
DRN11D
POZO
FECHA
DRE1
MP,
ft
γo
38
27.0
0.893
0.388
2968
1435
125
27.4
0.890
0.389
2983
40
148
908
27.0
0.893
0.426
2602
272
9992
1129
23
27.9
0.888
0.385
2239
321
2253
9937
993
63
25.5
0.901
0.393
2211
386
09/06/2010
2124
10184
317
163
26.4
0.896
0.403
1982
484
15/11/2010
1735
9874
151
569
29.8
0.877
0.422
1717
643
DRN3D
09/03/2011
1555
10138
118
75
24.7
0.906
0.408
1430
757
DRN1A
29/05/2011
1521
9485
317
163
26.8
0.894
0.403
1660
838
9831
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
26.9
Grad T P datum
t,
dias
API
PROMEDIO
BPPD BAPP
0
127
PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA T INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
DRE1A
23/02/2009
Pws
@MP,
psi
3254
DRN1
17/03/2009
2854
9724
N/A
N/A
29.5
N/A
0.3856
2850
22
DRE8D
07/10/2010
2665
9697
1147
286.8
33.4
0.858
0.3838
2671
591
FECHA
PROMEDIO
MP,
ft
9717
API
γo
Grad T
P
datum
t, días
115
29.3
0.880
0.3873
3252
0
BPPD BAPP
845
9713
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
30.7
128
ANEXO 1.2 CORRECCIÓN DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DE
FORMACIÓN Y SOLUBILADAD DEL GAS MEDIANTE EL USO DE
LAS PRUEBAS DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL Y SEPARADOR.
Los datos del factor volumétrico de formación (FVF) del petróleo y la solubilidad
del gas, obtenidos de las pruebas de liberación diferencial deben ser ajustados en
conjunto con los datos experimentales de las pruebas de separador. Dake (1978)
propuso un procedimiento para construir las curvas del factor volumétrico de
formación del petróleo y la solubilidad del gas mediante el uso en conjunto de los
datos de estas dos pruebas (liberación diferencial y separador). Los pasos para
llevar a cabo este ajuste son los siguientes:
Paso1. Calcular el factor diferencial de merma a varias presiones dividiendo cada
factor volumétrico del petróleo de la liberación diferencial, Bod, para el factor
volumétrico relativo del petróleo en el punto de burbuja Bodb.
ܵ௢ௗ ൌ
஻೚೏
஻೚೏್
Dónde:
Bod = factor volumétrico del petróleo de la liberación diferencial a la presión
p, bbl/STB
Bodb = factor volumétrico relativo del petróleo en el punto de burbuja,
bbl/STB
Sod = factor diferencial de merma, bbl/bbl de petróleo en el punto de
burbuja
El factor diferencial de merma tiene un valor de uno en el punto de burbuja y un
valor menor a uno en las presiones subsecuentes por debajo del punto de
burbuja.
Paso 2. Ajustar los datos de volumen relativo multiplicando el factor volumétrico
de formación de la prueba de separador por el factor diferencial de merma Sod a
varias presiones de reservorio. Matemáticamente, esta relación se expresa de la
siguiente manera:
129
‫ܤ‬௢ ൌ ‫ܤ‬௢௙௕ ܵ௢ௗ
Dónde:
Bo = factor volumétrico de formación del petróleo, bbl/STB
Bofb = factor volumétrico de formación del petróleo en el punto de burbuja
obtenido de la prueba de separador, bbl/STB
Sod = factor diferencial de merma del petróleo, bbl/bbl
Paso 3. Calcular el factor volumétrico de formación del petróleo a presiones sobre
el punto de burbuja multiplicando los datos de volumen relativo Vrel, generados
de la prueba de expansión de composición constante por Bofb.
‫ܤ‬௢ ൌ ܸ௥௘௟ ‫ܤ‬௢௙௕
Dónde:
Bo = facto volumétrico de formación del petróleo sobre la presión del punto
de burbuja, bbl/STB
Vrel = volumen relativo del petróleo, bbl/bbl
Paso 4. Ajustar los datos diferenciales de solubilidad del gas Rsd al factor de
solubilidad del gas requerido Rs
ܴ௦ ൌ ܴ௦௙௕ െ ሺܴ௦ௗ௕ െ ܴ௦ௗ ሻ
Dónde:
஻೚೑್
஻೚೏್
Rs = solubilidad del gas, scf/STB
Rsfb = relación gas petróleo en solución de la prueba de separador a la
presión de burbuja, scf/STB
Rsdb = relación gas petróleo en solución de la prueba de liberación
diferencial a la presión de burbuja, scf/STB
Rsd = solubilidad del gas a varias presiones obtenida de la prueba de
liberación diferencial, scf/STB
130
ANEXO 1.3 CÁLCULOS REALIZADOS PARA PROMEDIA LA
POROSIDAD, SATURACIÓN DE AGUA Y ESPESOR NETO
Las ecuaciones usadas para promediar la saturación de agua inicial y la
porosidad son las siguientes, respectivamente:
ܵ௪ ൌ
߶ൌ
σ థ೔ ௛೔ ௌೢ೔
σ ௛೔ థ೔
σ థ೔ ௛೔
σ ௛೔
Los cálculos realizados se presentan en las siguientes tablas:
POROSIDAD, SATURACIÓN DE AGUA Y ESPESOR NETO PROMEDIOS PARA
LA ARENA U INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
POZO
Ho, ft
PHI
DRN1
18.0
0.162
DRN3D
18.5
0.265
DRN6D
24.0
0.149
DRN11D
24.0
0.150
DRN15D
24.0
0.155
DRN20D
19.0
0.186
DRE1
26.0
0.160
DRE5D
24.7
0.139
DRE8D
29.0
0.170
DRE9D
27.5
0.166
DRE12D
33.5
0.150
Suma
268.2
1.852
Promedio
24.382
0.168
PHI med
0.165
Swi med
0.279
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Swi
0.182
0.317
0.225
0.250
0.372
0.280
0.161
0.271
0.347
0.326
0.279
3.010
0.274
Ho*PHI
2.916
4.903
3.576
3.600
3.720
3.534
4.160
3.433
4.930
4.565
5.025
44.362
4.033
Ho*PHI*Swi
0.531
1.554
0.805
0.900
1.384
0.990
0.670
0.930
1.711
1.488
1.402
12.364
1.124
POROSIDAD, SATURACIÓN DE AGUA Y ESPESOR NETO PROMEDIOS PARA
LA ARENA T INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
POZO
DRN1
DRN3D
DRN6D
DRN11D
DRN15D
Ho, ft
18.0
8.5
7.0
16.0
39.7
PHI
0.150
0.171
0.155
0.140
0.124
Swi
0.290
0.171
0.269
0.250
0.327
Ho*PHI
2.700
1.454
1.085
2.240
4.923
Ho*PHI*Swi
0.783
0.249
0.292
0.560
1.610
131
DRN20D
9.0
0.126
DRE1
24.8
0.126
DRE5D
8.5
0.114
DRE8D
42.0
0.165
DRE9D
16.4
0.168
DRE12D
62.3
0.157
Suma
252.1
1.596
Promedio
22.918
0.145
PHI med
0.147
Swi med
0.251
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
0.529
0.178
0.321
0.263
0.302
0.175
3.075
0.280
1.134
3.119
0.969
6.930
2.755
9.773
37.081
3.371
0.600
0.555
0.311
1.823
0.832
1.710
9.324
0.848
POROSIDAD, SATURACIÓN DE AGUA Y ESPESOR NETO PROMEDIOS PARA
LA ARENA U INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO
POZO
Ho, ft
PHI
DRG1
14
0.14
DRG2
20
0.146
DRG10D
26
0.14
Suma
60
0.426
Promedio
20
0.142
PHI med
0.142
Swi med
0.305
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Swi
0.336
0.298
0.293
0.927
0.309
Ho*PHI
1.960
2.920
3.640
8.520
2.840
Ho*PHI*Swi
0.659
0.870
1.067
2.595
0.865
POROSIDAD, SATURACIÓN DE AGUA Y ESPESOR NETO PROMEDIOS PARA
LA ARENA T INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO
POZO
Ho, ft
PHI
DRG1
25
0.145
DRG2
9
0.122
DRG10D
29
0.140
Suma
63.00
0.407
Promedio
21.00
0.136
PHI med
0.139
Swi med
0.374
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Swi
0.48
0.348
0.286
1.114
0.371
Ho*PHI
3.625
1.098
4.060
8.783
2.928
Ho*PHI*Swi
1.740
0.382
1.161
3.283
1.094
132
ANEXO 1.4 CÁLCULOS REALIZADOS PARA OBTENER LA
TEMPERATURA Y PERMEABILIDAD PROMEDIOS
Se realizó una media aritmética entre los datos obtenidos de las pruebas de
presión transitorias en diferentes pozos del Campo Drago para promediar la
temperatura y permeabilidad efectiva al petróleo. A continuación se presentan
tablas en las cuales se presentan los datos recopilados y los cálculos realizados
para cada arena del Campo Drago.
PERMEABILIDAD Y TEMPERATURA PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO
POZO
DRG1
DRG1
DRG1
DRG10D
DRG10D
PROMEDIO
FECHA
Temp, °F
02/10/2007
219
09/12/2007
222
10/04/2008
220
10/07/2010
207
01/05/2009
220
217.6
Ko, md
140
162
169
578
24.4
214.68
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
PERMEABILIDAD Y TEMPERATURA PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
POZO
DRE1
DRN1A
DRE5D
DRN6D
DRN15D
DRN20D
DRN11D
DRN3D
DRN1A
PROMEDIO
FECHA
Temp, °F
10/02/2009
212
22/03/2009
215
09/11/2009
215
28/12/2009
219
03/03/2010
219
09/06/2010
216
15/11/2010
213
09/03/2011
210
29/05/2011
218
215.22
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Ko, md
225
300
282
108
405
157
359
89
308
248.11
133
PERMEABILIDAD Y TEMPERATURA PARA LA ARENA T INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO
POZO
DRG1
FECHA
Temp, °F
24/08/2007
219
Ko, md
4.2
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
PERMEABILIDAD Y TEMPERATURA PARA LA ARENA T INFERIOR DE LA
ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE
POZO
FECHA
Temp, °F
DRE1A
23/02/2009
218
DRN1
17/03/2009
219
DRE8D
07/10/2010
200
PROMEDIO
212
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
Ko, md
44
41
43.3
43
t,
días
0
31
61
92
123
152
183
213
244
274
305
336
366
397
427
458
489
517
548
578
609
Fecha
01/10/2007
01/11/2007
01/12/2007
01/01/2008
01/02/2008
01/03/2008
01/04/2008
01/05/2008
01/06/2008
01/07/2008
01/08/2008
01/09/2008
01/10/2008
01/11/2008
01/12/2008
01/01/2009
01/02/2009
01/03/2009
01/04/2009
01/05/2009
01/06/2009
2293
2301
2309
2317
2325
2333
2341
2350
2358
2366
2375
2383
2392
2400
2408
2417
2425
2434
2463
2579
2705
p,
psia
412
404
396
387
380
372
363
355
347
338
330
321
313
305
296
288
279
271
241
125
0
Δp,
psia
485889
463774
440789
425399
405947
387934
366182
342537
318171
292752
266987
241629
213538
185533
157196
132206
106812
81462
52405
24623
0
Np,
STB
1.1237
1.1236
1.1235
1.1234
1.1233
1.1233
1.1232
1.1231
1.1230
1.1229
1.1228
1.1227
1.1226
1.1226
1.1225
1.1224
1.1223
1.1222
1.1219
1.1207
1.1195
Bo,
bbl/STB
21599
17608
13643
12305
11063
9914
8525
7016
5787
4728
3711
2764
1715
1114
943
792
613
434
288
149
0
Wp,
STB
1.0415
1.0415
1.0415
1.0415
1.0415
1.0415
1.0415
1.0414
1.0414
1.0414
1.0414
1.0414
1.0414
1.0414
1.0413
1.0413
1.0413
1.0413
1.0413
1.0411
1.0409
Bw,
bbl/STB
3.260E-06
3.259E-06
3.259E-06
3.258E-06
3.258E-06
3.257E-06
3.256E-06
3.256E-06
3.255E-06
3.255E-06
3.254E-06
3.253E-06
3.253E-06
3.252E-06
3.252E-06
3.251E-06
3.250E-06
3.250E-06
3.248E-06
3.239E-06
3.230E-06
Cw,
-1
psia
568478
539431
509439
490717
467539
446073
420162
392003
363331
333658
303642
274161
241512
209431
177430
149210
120513
91870
59093
27750
0
F
CÁLCULOS REALIZADOS PARA LA ESTRUCTURA DRAGO ARENA U INFERIOR
MATERIALES
0.01209
0.01184
0.01161
0.01136
0.01114
0.01089
0.01064
0.01040
0.01015
0.00991
0.00966
0.00941
0.00916
0.00891
0.00866
0.00841
0.00817
0.00791
0.00705
0.00365
0.00000
Eo+Efw
47031458
45549281
43896000
43197936
41980610
40962712
39482611
37689227
35791145
33671489
31438836
29146297
26360267
23508621
20481777
17746231
14752690
11610651
8385028
7597847
F/(Eo+Efw)
532553
113753792
110088965
106380931
102371014
98582825
94191646
89578395
84886544
79785088
74583880
68913854
62918309
56779457
50057081
43151645
35563712
28009443
19398290
11008549
௧
‫׬‬଴ ሺ‫ ݅݌‬െ ‫݌‬ሻ݀‫ ݐ‬/
(Eo+Efw)
443836
468075
420296
395885
373761
349183
324517
300563
275722
251598
226582
201476
177094
151811
127256
101794
77892
52252
26411
662
We,
bbl
ANEXO 1.5 CÁLCULOS REALIZADOS PARA OBTENER EL POES POR EL MÉTODO DE BALANCE DE
134
134
639
670
701
731
762
792
823
854
882
913
943
974
1004
1035
1066
1096
1127
1157
1188
1219
1247
1278
1308
1339
1369
01/07/2009
01/08/2009
01/09/2009
01/10/2009
01/11/2009
01/12/2009
01/01/2010
01/02/2010
01/03/2010
01/04/2010
01/05/2010
01/06/2010
01/07/2010
01/08/2010
01/09/2010
01/10/2010
01/11/2010
01/12/2010
01/01/2011
01/02/2011
01/03/2011
01/04/2011
01/05/2011
01/06/2011
01/07/2011
2100
2107
2115
2122
2130
2137
2144
2152
2160
2167
2175
2183
2190
2198
2206
2214
2222
2229
2237
2245
2253
2261
2268
2277
2285
p,
psia
605
597
590
583
575
568
560
553
545
537
530
522
514
507
499
491
483
476
468
460
452
444
436
428
420
Δp,
psia
862800
854011
844676
834993
824199
813008
801958
789341
777300
764870
750628
737108
721550
704144
690461
675715
660481
645562
630139
610856
592787
575867
555842
534930
512306
Np,
STB
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
t,
días
Fecha
1.1257
1.1257
1.1256
1.1255
1.1254
1.1253
1.1253
1.1252
1.1251
1.1250
1.1249
1.1249
1.1248
1.1247
1.1246
1.1245
1.1244
1.1244
1.1243
1.1242
1.1241
1.1240
1.1239
1.1238
1.1238
Bo,
bbl/STB
117012
113757
110300
106719
103769
100969
98216
95066
92065
88959
84251
79605
74511
67968
64544
60855
57045
53314
48516
45116
38331
36861
33591
29792
25877
Wp,
STB
1.0418
1.0418
1.0418
1.0418
1.0418
1.0418
1.0418
1.0417
1.0417
1.0417
1.0417
1.0417
1.0417
1.0417
1.0417
1.0416
1.0416
1.0416
1.0416
1.0416
1.0416
1.0416
1.0416
1.0416
1.0415
Bw,
bbl/STB
3.274E-06
3.273E-06
3.273E-06
3.272E-06
3.272E-06
3.271E-06
3.271E-06
3.270E-06
3.270E-06
3.269E-06
3.268E-06
3.268E-06
3.267E-06
3.267E-06
3.266E-06
3.266E-06
3.265E-06
3.265E-06
3.264E-06
3.263E-06
3.263E-06
3.262E-06
3.262E-06
3.261E-06
3.261E-06
Cw,
-1
psia
1093203
1079848
1065667
1050969
1035678
1020104
1004732
987186
970449
953162
932173
912062
889193
862741
843726
823244
802087
781375
758982
733708
706278
685677
659717
632210
602662
F
0.01785
0.01763
0.01741
0.01718
0.01696
0.01675
0.01652
0.01629
0.01606
0.01583
0.01561
0.01537
0.01514
0.01491
0.01467
0.01444
0.01421
0.01399
0.01375
0.01351
0.01328
0.01304
0.01281
0.01257
0.01232
Eo+Efw
61233899
61239090
61225026
61156706
61080620
60907017
60825402
60610635
60414481
60209154
59734228
59334102
58742200
57864542
57498600
56991806
56454342
55841117
55181769
54288888
53173234
52575245
51507627
50311386
48905440
F/(Eo+Efw)
௧
170455109
168998805
167448627
165902682
164255799
162723245
160974378
159168258
157363309
155436367
153508864
151449085
149316677
147180356
144893782
142600459
140143002
137842685
135201691
132456164
129693890
126724262
123732199
120510689
‫׬‬଴ ሺ‫ ݅݌‬െ ‫݌‬ሻ݀‫ ݐ‬/
(Eo+Efw)
117149032
1035959
1014476
992198
970562
948126
927792
905203
882533
860516
837685
815513
792521
769446
747037
723799
701231
677828
656618
633056
609409
586444
562629
539502
515519
491450
We,
bbl
135
135
t,
días
0
28
59
89
120
150
181
212
242
273
303
334
365
393
424
454
485
515
546
577
607
638
668
699
730
Fecha
01/02/2009
01/03/2009
01/04/2009
01/05/2009
01/06/2009
01/07/2009
01/08/2009
01/09/2009
01/10/2009
01/11/2009
01/12/2009
01/01/2010
01/02/2010
01/03/2010
01/04/2010
01/05/2010
01/06/2010
01/07/2010
01/08/2010
01/09/2010
01/10/2010
01/11/2010
01/12/2010
01/01/2011
01/02/2011
1632
1676
1721
1766
1813
1860
1910
1961
2012
2066
2120
2177
2229
2289
2350
2412
2476
2541
2609
2679
2748
2822
2895
2973
3045
p,
psia
1413
1369
1324
1279
1232
1185
1135
1084
1033
979
925
868
816
756
694
633
569
504
436
366
297
223
150
72
0
Δp,
psia
3328759.32
3183763.72
3018431.92
2838858.74
2666425.96
2493009.37
2317351.61
2135519.18
1935264.30
1755181.07
1576727.17
1385578.84
1204645.45
1058733.95
898604.70
769791.95
654358.95
566515.28
481618.28
392233.10
300930.35
213593.53
123272.47
36178.18
0
Np,
STB
1.131
1.131
1.130
1.130
1.129
1.128
1.128
1.127
1.127
1.126
1.126
1.125
1.124
1.124
1.123
1.122
1.122
1.121
1.120
1.120
1.119
1.118
1.118
1.117
1.116
Bo,
bbl/STB
282578.39
252792.32
220011.67
184733.28
157861.06
135835.56
119203.08
98651.29
88626.41
80935.18
74103.11
66971.44
59489.74
53417.24
46479.41
41627.91
34733.91
30094.25
25981.25
21745.32
18140.28
14712.09
11163.79
7743.79
0
Wp,
STB
1.0415
1.0415
1.0414
1.0413
1.0412
1.0412
1.0411
1.0410
1.0409
1.0409
1.0408
1.0407
1.0406
1.0405
1.0404
1.0403
1.0402
1.0401
1.0400
1.0399
1.0398
1.0397
1.0396
1.0395
1.0394
Bw,
bbl/STB
3.2917E-06
3.2885E-06
3.2853E-06
3.2820E-06
3.2786E-06
3.2752E-06
3.2716E-06
3.2679E-06
3.2643E-06
3.2604E-06
3.2565E-06
3.2524E-06
3.2486E-06
3.2443E-06
3.2399E-06
3.2355E-06
3.2308E-06
3.2262E-06
3.2212E-06
3.2162E-06
3.2112E-06
3.2059E-06
3.2006E-06
3.1950E-06
3.1898E-06
Cw,
-1
psia
4059593
3862861
3640159
3398979
3174736
2954649
2737778
2510050
2272757
2060790
1851785
1628358
1416350
1245298
1057555
907349
770172
666432
566641
461809
355617
254163
149376
48456
0
F
0.03774
0.03651
0.03524
0.03399
0.03267
0.03137
0.02999
0.02858
0.02719
0.02572
0.02426
0.02273
0.02131
0.01971
0.01808
0.01646
0.01475
0.01306
0.01127
0.00945
0.00764
0.00573
0.00384
0.00185
0.00000
Eo+Efw
1.08E+08
1.06E+08
1.03E+08
1.00E+08
9.72E+07
9.42E+07
9.13E+07
8.78E+07
8.36E+07
8.01E+07
7.63E+07
7.16E+07
6.65E+07
6.32E+07
5.85E+07
5.51E+07
5.22E+07
5.10E+07
5.03E+07
4.89E+07
4.65E+07
4.43E+07
3.89E+07
2.63E+07
F/(Eo+Efw)
CÁLCULOS REALIZADOS PARA LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ARENA U INFERIOR
9844111
9194464
8568272
7923814
7343973
6704581
6067884
5454307
4823016
4214751
3589060
2966317
2366511
1749831
1156079
546055
15071505
14400855
13732908
13089058
12426380
11787601
11130139
10475314
௧
‫׬‬଴ ሺ‫ ݅݌‬െ ‫݌‬ሻ݀‫ ݐ‬/
(Eo+Efw)
2810057.4
2597052.3
2390844.5
2197931.3
2005636.1
1826542.0
1648903.5
1479011.3
1322169.8
1168132.8
1027039.9
889706.2
773240.8
652912.1
541867.7
443478.7
351437.3
271923.5
199901.5
138460.2
89341.0
49556.0
21947.6
4977.3
We,
bbl
136
136
758
789
819
850
880
01/03/2011
01/04/2011
01/05/2011
01/06/2011
01/07/2011
1436
1473
1513
1552
1594
p,
psia
1609
1572
1532
1493
1451
Δp,
psia
3984972.04
3873107.51
3763293.19
3626083.44
3482212.94
Np,
STB
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
t,
días
Fecha
1.134
1.133
1.133
1.132
1.132
Bo,
bbl/STB
441158.18
413237.51
385151.62
352525.84
321202.84
Wp,
STB
1.0418
1.0418
1.0417
1.0417
1.0416
Bw,
bbl/STB
3.3058E-06
3.3031E-06
3.3003E-06
3.2974E-06
3.2944E-06
Cw,
-1
psia
4976869
4819123
4663545
4472364
4275054
F
0.04335
0.04228
0.04114
0.04002
0.03884
Eo+Efw
1.15E+08
1.14E+08
1.13E+08
1.12E+08
1.10E+08
F/(Eo+Efw)
௧
18355424
17693429
17012129
16355452
‫׬‬଴ ሺ‫ ݅݌‬െ ‫݌‬ሻ݀‫ ݐ‬/
(Eo+Efw)
15679605
3931170.3
3695462.6
3457778.8
3233601.1
3008146.1
We,
bbl
137
137
1017.11
310
310
310
310
310
310
310
310
310
POZO DRN6D
POZO DRN11D
POZO DRN15D
POZO DRN20D
POZO DRE1
POZO DRE5D
POZO DRE8D
POZO DRE9D
POZO DRE12D
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TOTAL
1017.11
310
POZO DRN3D
1017.11
310
POZO DRN1
1017.11
ft
m
310
RADIO DE
DRENAJE
RADIO DE
DRENAJE
POZO DRA1
POZO
ARENA U INFERIOR
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
acre
AREA
24.7
29.0
27.5
33.5
26.0
18.5
24.0
24.0
24.0
19.0
18.0
14.0
ft
ho
2499
2052
2164
1843
1940
1418
1791
1791
1791
1380
1343
1045
acre-ft
V.
ROCA
ANEXO 1.6 RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS
0.139
0.170
0.166
0.150
0.160
0.265
0.150
0.150
0.155
0.190
0.160
0.140
PHI
0.180
0.317
0.230
0.250
0.372
0.280
0.161
0.271
0.347
0.326
0.279
0.336
Sw
1.116
1.116
1.116
1.116
1.116
1.116
1.116
1.116
1.116
1.116
1.116
1.119
bbl/STB
Boi
16612502
1879121
1595821
1669720
1298144
1810251
1348103
1211675
1400384
1437728
1736688
1224869
673196
STB
N
44.57
44.57
44.57
44.57
44.57
44.57
44.57
44.57
44.57
44.57
44.57
46.54
%
Fr
7404192
837524
711257
744194
578583
806829
600850
540043
624151
640795
774042
545924
313306
STB
RESERVAS
138
138
310
310
310
310
310
310
310
310
310
310
310
POZO DRN1
POZO DRN3D
POZO DRN6D
POZO DRN11D
POZO DRN15D
POZO DRN20D
POZO DRE1
POZO DRE5D
POZO DRE8D
POZO DRE9D
POZO DRE12D
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
1017.11
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
74.610
62.3
16.4
42.0
8.5
24.8
9.0
39.7
16.0
7.0
8.5
18.0
25.0
ft
acre
74.610
ho
AREA
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
TOTAL
310
RADIO
RADIO
DE
DE
DRENAJE DRENAJE
m
ft
POZO DRA1
POZO
ARENA T INFERIOR
4644
1224
3134
634
1847
671
2962
1194
522
634
1343
1865
acre-ft
V. ROCA
0.114
0.165
0.168
0.157
0.126
0.171
0.155
0.140
0.124
0.126
0.150
0.1
PHI
0.290
0.171
0.269
0.250
0.327
0.529
0.178
0.321
0.263
0.302
0.175
0.480
Sw
1.217
1.217
1.217
1.217
1.217
1.217
1.217
1.217
1.217
1.217
1.217
1.218
bbl/STB
Boi
13201726
3834864
914672
2429169
312932
1219199
254034
1575739
799036
377228
573095
911757
895801
STB
N
39.11
39.11
39.11
39.11
39.11
39.11
39.11
39.11
39.11
39.11
39.11
35.96
%
Fr
5163195
1499815
357728
950048
122388
476829
99353
616272
312503
147534
224137
356588
322130
STB
RESERVAS
139
139
140
ANEXO No 2 CAPÍTULO II
DRN2
31/08/2012
31/08/2012
01/05/2012
DRN16D:TI
DRN17D:UI
02/05/2013
DRN14D:TI
DRN16D:UI
02/05/2013
DRN14D:UI
01/10/2011
01/06/2010
DRN20D:UI
01/10/2011
01/03/2010
DRN15D:UI
DRN2:TI
01/11/2010
DRN11D:UI
DRN2:UI
01/01/2010
DRN6D:UI
01/08/2010 1669
DRE12D:TI
01/03/2009
01/03/2011
DRE9D:TI
DRN1A:UI
01/04/2010
DRE8D:TI
DRN1A
01/10/2009 1416
554
413
498
746
669
268
401
123
770
863
683
771
287
698
01/02/2009 1010
821
DRE5D:UI
01/10/2007
DRE1A:UI
Plataforma
DRE1A
Pozo
DRA1A:UI
Inicio de
producción
DRA1A
Qi, STB/D
52405
2007
313777
2008
490395
76246
331964
225467
2009
110538
325176
35380
406788
562996
218123
286173
340411
338538
164661
2010
Declinación anual efectiva: U inferior = 0.212, T inferior = 0.147.
Producción de petróleo, STB
PREDICCIÓN CON 30 POZOS
ANEXO 2.1 PREDICCIONES DE PRODUCCIÓN
2011
67892
60882
82639
344878
377628
296991
308151
769858
127581
352307
246032
276761
146918
2012
135284
50347
60742
235088
197546
66852
278994
305488
240255
249284
664614
90329
304145
199032
223889
120286
2013
163712
130036
147011
202950
159808
64894
97235
54081
225696
247129
194358
201662
573757
77981
262566
161009
181119
98482
2014
132437
112260
118927
175205
129279
84381
118477
43750
182580
199919
157229
163137
495321
67320
226672
130251
146519
80630
2015
107137
96913
96207
151254
104582
72845
95843
35392
147701
161727
127192
131972
427607
58117
195685
105368
118528
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2018
141
141
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01/04/2013
01/08/2013
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01/06/2012
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01/11/2013
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01/09/2013
02/03/2013
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31/10/2012
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01/07/2012
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361
299
424
370
472
460
525
512
Qi, STB/D
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
DRN34
DRN13
01/05/2012
Pozo
DRN18D:UI
Inicio de
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DRN17D:TI
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2008
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142
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2036
150
150
151
Resumen de la producción 30 pozos
Año
Qo, STB/D
2007
1
2008
2
2009
3
2010
4
2011
5
2012
2013
Qw, STB/D
144
Qg, Mscf/D
Qf, STB/D
9
18
860
68
3080
240
7641
1020
9475
1934
6
11927
7
14188
2014
8
2015
9
2016
2017
fw
152
5.6%
105
927
7.3%
376
3319
7.2%
1112
8660
11.8%
1625
11409
16.9%
4061
2053
15988
25.4%
5821
2449
20010
29.1%
13944
6895
2384
20839
33.1%
12061
7425
2077
19486
38.1%
10
10012
7589
1744
17602
43.1%
11
8319
7542
1466
15861
47.5%
2018
12
6920
7249
1234
14169
51.2%
2019
13
5762
6788
1039
12550
54.1%
2020
14
4802
6245
876
11048
56.5%
2021
15
4007
5684
739
9691
58.7%
2022
16
3325
5175
622
8500
60.9%
2023
17
2780
4588
526
7368
62.3%
2024
18
2328
4080
445
6408
63.7%
2025
19
1904
3579
369
5482
65.3%
2026
20
1370
3113
282
4482
69.4%
2027
21
886
2605
204
3491
74.6%
2028
22
643
2140
155
2783
76.9%
2029
23
509
1803
128
2312
78.0%
2030
24
393
1573
99
1966
80.0%
2031
25
316
1369
80
1686
81.2%
2032
26
227
1173
57
1400
83.8%
2033
27
151
991
38
1142
86.8%
2034
28
130
863
33
993
86.9%
2035
29
90
722
23
813
88.9%
2036
30
53
554
13
608
91.2%
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
DRN2
31/08/2012
31/08/2012
01/05/2012
01/05/2012
01/07/2012
01/07/2012
DRN16D:TI
DRN17D:UI
DRN17D:TI
DRN18D:UI
DRN18D:TI
02/05/2013
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02/05/2013
DRN14D:UI
01/10/2011
01/06/2010
DRN20D:UI
01/10/2011
01/03/2010
DRN15D:UI
DRN2:TI
01/11/2010
DRN2:UI
01/01/2010
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01/08/2010
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DRN6D:UI
01/03/2011
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01/03/2009
01/04/2010
DRE8D:TI
DRN1A:UI
01/10/2009
DRN1A
01/02/2009
DRE5D:UI
01/10/2007
DRE1A:UI
Plataforma
DRE1A
Pozo
DRA1A:UI
Inicio de
producción
DRA1A
460
525
512
554
413
498
746
669
268
401
123
770
863
683
771
1669
287
698
1416
1010
821
Qi, STB/D
52405
2007
313777
2008
490395
76246
331964
225467
2009
110538
325176
35380
406788
562996
218123
286173
340411
338538
164661
2010
Declinación anual efectiva: U inferior = 0.176, T inferior = 0.149.
Producción de petróleo, STB
PREDICCIÓN CON 24 POZOS
2011
67892
60882
82639
344878
377628
296991
308151
769858
127581
352307
246032
276761
146918
2012
84118
96149
124927
135284
50347
60742
234618
204787
69303
289221
316686
249062
258421
663286
90149
303537
206327
232096
120286
2013
144552
160824
161009
169713
129776
152400
202140
171738
64894
97235
58119
242546
265578
208868
216717
571466
77669
261518
173030
194640
98482
2014
124541
134870
138720
142324
111811
127805
174157
144023
84212
122820
48739
203403
222719
175160
181743
492358
66918
225316
145106
163229
80630
2015
107301
113104
119517
119356
96333
107180
150049
120780
72555
102999
40874
170578
186776
146893
152413
424200
57654
194125
121688
136887
66015
2016
92447
94851
102972
100094
82998
89883
129277
101288
62511
86377
34277
143049
156634
123187
127816
365478
49673
167252
102050
114796
54048
2017
79650
79544
88718
83941
71508
75377
111381
84942
53857
72437
28746
119964
131356
103307
107189
314884
42797
144099
85581
96270
44251
2018
68624
66707
76437
70394
61609
63213
95963
71234
46402
60747
24107
100604
110157
86635
89890
271295
36872
124152
71770
80733
36230
59124
55942
65855
59034
53081
53011
82678
59738
39978
50943
20216
84368
92380
72653
75384
233739
31768
106965
60187
67704
29662
2019
152
152
01/09/2013
01/09/2013
01/11/2013
01/11/2013
02/01/2013
02/03/2013
02/03/2013
02/07/2013
01/12/2013
01/12/2013
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DRN27D:UI
DRN27D:TI
DRN29D:UI
DRN33D:UI
DRN33D:TI
02/02/2012
DRN32D:TI
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02/02/2012
DRN32D:UI
DRN13:UI
31/10/2012
184
333
380
299
424
446
194
342
216
361
599
600
370
472
Qi, STB/D
Plataforma
56778
50474
92158
27370
201382
63218
60929
77471
DRE1A:UI
DRE5D:UI
DRE8D:TI
DRE9D:TI
DRE12D:TI
DRN1A:UI
DRN6D:UI
DRN11D:UI
2020
24285
DRA1A:UI
Pozo
Continuación
64969
51096
53016
173505
23581
79400
42329
47615
19883
2021
54484
42850
44460
149486
20317
68409
35498
39931
16279
2022
45691
35935
37285
128793
17505
58939
29769
33487
13328
2023
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
DRN13
31/10/2012
Pozo
DRN31D:TI
Inicio de
producción
DRN31D:UI
38318
30135
31268
110964
15081
50780
24965
28083
10912
2024
2007
32134
25272
26222
95603
12994
43751
20936
23551
0
2025
2008
26948
21194
21990
82369
11195
37694
17557
19750
0
2026
2009
22599
17773
18441
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32476
14724
16563
0
2027
2010
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15465
61142
0
27980
12348
13890
0
2028
2011
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12500
12969
52678
0
24107
10355
11648
0
2029
199541
199707
22600
28780
2012
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10482
10876
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0
20770
0
9768
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2030
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9982
69242
90783
128797
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11641
20498
26148
43623
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183572
116511
144417
2013
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0
0
39103
0
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0
0
2031
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104575
67957
110355
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2014
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0
33690
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0
0
2032
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87698
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2015
0
0
0
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0
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0
0
0
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0
0
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0
2035
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2018
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0
0
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0
0
0
0
0
2036
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45773
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63854
47655
50235
2019
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153
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45733
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46914
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42128
41058
53549
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27795
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24954
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DRN14D:TI
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DRN33D:TI
2021
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33971
33094
37830
39851
21500
30505
23948
32191
57213
44907
35374
35329
43888
39343
48885
41517
39402
37282
61372
42013
29676
35828
14218
59334
2022
17567
24914
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28513
31725
33420
18524
25582
20633
26996
49293
37660
30478
29628
37812
32993
42117
34817
33947
31265
52877
35233
25568
30046
11923
49759
2023
15135
20894
23891
24565
26605
28026
15959
21454
17776
22640
42469
31583
26259
24846
32578
27669
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2034
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2036
159
159
4022
3419
3246
6191
2915
2549
3814
DRN21D:TI
DRN25D:UI
DRN27D:UI
DRN27D:TI
DRN29D:UI
DRN33D:UI
DRN33D:TI
3286
2138
2444
5334
2722
2867
3465
2024
2831
1793
2050
4595
2283
2405
2985
2025
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
2023
Pozo
2439
1503
1719
3959
1914
2017
2572
2026
0
1261
1442
3411
1605
1691
0
2027
0
0
1209
2939
1346
1418
0
2028
0
0
0
2532
1129
1189
0
2029
0
0
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2034
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0
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0
0
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2035
0
0
0
0
0
0
0
2036
160
160
161
Resumen de la producción 24 pozos
Año
Qo, STB/D
Qw, STB/D Qg, Mscf/D Qf, STB/D
fw
2007
1
144
9
18
152
2008
2
860
68
105
927
2009
3
3080
240
376
3319
2010
4
7641
1020
1112
8660
2011
5
9475
1934
1625
11409
2012
6
11616
4113
2049
15729
2013
7
13765
5974
2410
19738
2014
8
13229
7151
2313
20380
2015
9
11213
7846
1970
19059
2016
10
9506
8145
1678
17652
2017
11
8061
8142
1430
16203
2018
12
6836
7893
1219
14729
2019
13
5799
7479
1039
13278
2020
14
4920
6938
886
11858
2021
15
4175
6351
756
10526
2022
16
3544
5761
644
9305
2023
17
3008
5162
550
8171
2024
18
2532
4576
466
7108
2025
19
2126
4029
395
6155
2026
20
1807
3552
337
5358
2027
21
1489
3098
276
4587
2028
22
1171
2691
218
3862
2029
23
854
2298
166
3152
2030
24
567
1890
119
2457
2031
25
345
1429
79
1774
2032
26
249
1175
59
1424
2033
27
170
958
43
1128
2034
28
100
779
25
879
2035
29
86
676
22
762
2036
30
51
517
13
568
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
5.6%
7.3%
7.2%
11.8%
16.9%
26.1%
30.3%
35.1%
41.2%
46.1%
50.3%
53.6%
56.3%
58.5%
60.3%
61.9%
63.2%
64.4%
65.5%
66.3%
67.5%
69.7%
72.9%
76.9%
80.5%
82.5%
84.9%
88.6%
88.7%
91.0%
DRN2
01/04/2012
01/07/2012
01/07/2012
01/11/2012
01/11/2012
DRN16D:TI
DRN17D:UI
DRN17D:TI
DRN18D:UI
DRN18D:TI
01/07/2013
DRN14D:TI
01/04/2012
01/07/2013
DRN14D:UI
01/12/2011
01/06/2010
DRN20D:UI
DRN16D:UI
01/03/2010
DRN15D:UI
DRN2:TI
01/11/2010
DRN11D:UI
01/12/2011
01/01/2010
DRN2:UI
01/03/2009
DRN6D:UI
01/08/2010 1669
DRE12D:TI
DRN1A:UI
01/03/2011
DRE9D:TI
DRN1A
01/04/2010
DRE8D:TI
370
471
460
525
540
569
670
634
241
381
123
770
863
683
771
287
698
01/10/2009 1416
DRE5D:UI
2007
2008
2009
2010
2011
2012
98482
2013
80630
2014
66015
2015
54048
2016
44251
2017
36230
2018
96300
84223
94742
29662
2019
73660
82860
24285
2020
64423
72469
19883
2021
92894
82472
73220
65005
57712
51237
45489
40385
35854
31832
88917
92258
110538
72276
55284
48351
44126
78137
69371
69684 121557 106313
63211
61588
92980
42287
54678
81319
36984
90574
48544
71121
32346
22191 119848 106402
94464
83866
28283 150479 131608 115103 100668
84118 148954 132242 117406 104234
96149 167722 146688 128292 112203
74457
88043
92540
98131
147927 174948 155320 137894 122424 108689
155991 181738 158947 139013 121579 106332
66104
77001
82157
85825
96495
92997
20094 217052 192700 171081 151887 134846 119718 106286
19020 202385 177003 154806 135391 118412 103562
82639
58687
67345
72940
75061
85669
81334
94362
79215
43097
62202
28289
52103
58899
64757
65648
76057
71134
83775
69281
38262
54401
24742
325176 344878 301627 263800 230717 201782 176477 154345 134989 118060 103254
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490395 562996 308151 269506 235707 206147 180294 157684 137909 120613 105487
46257
51512
57491
57415
67524
62213
74376
60592
33969
47579
21639
90305
98880
77766
80688
218123 769858 683486 606804 538725 478284 424625 376985 334690 297141 263804 234207
127581
286173 352307 312781 277690 246535 218876 194320 172518 153163 135979 120724 107179
76246 340411 246032 215177 188192 164591 143950 125897 110108
331964 338538 276761 242052 211696 185147 161928 141621 123860 108327
821 52405 313777 225467 164661 146918 120286
01/02/2009 1010
01/10/2007
DRE1A:UI
Plataforma
DRA1A:UI
Pozo
DRE1A
Inicio de
producción
DRA1A
Qi, STB/D
Declinación anual efectiva: U inferior = 0.134, T inferior = 0.119.
Producción de petróleo, STB
PREDICCIÓN CON 18 POZOS
162
162
01/11/2013
01/04/2013
01/04/2013
DRN32D:UI
DRN32D:TI
283
413
194
342
Qi, STB/D
Plataforma
56343
95155
28260
DRE5D:UI
DRE8D:TI
DRE9D:TI
25090
84479
49277
55432
13328
2023
22275
75001
43097
48480
10912
2024
19776
66587
37693
42400
0
2025
17557
59116
32966
37083
0
2026
15587
52484
28831
32432
0
2027
2008
0
2029
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46595 41368
25216 22053
70569
68013
86480
78980
18925
41612
30158
52994
66032
54411
59949
DRN1A:UI
DRN6D:UI
DRN11D:UI
DRN15D:UI
DRN20D:UI
DRN14D:UI
DRN14D:TI
DRN2:UI
DRN2:TI
DRN16D:UI
DRN16D:TI
53223
47587
58624
46348
26775
36393
16552
69075
75634
59484
61719
47252
41619
52046
40535
23771
31829
14476
60412
66149
52024
53979
41950
36400
46207
35452
21104
27838
12660
52836
57853
45499
47209
37244
31835
41023
31006
18736
24346
11073
46210
50598
39793
41289
33065
27843
36421
27117
16634
21293
9684
40415
44252
34803
36111
0
29356 26062
24351 21297
32335 28707
23716 20742
14768 13111
18623 16287
0
35346 30913
38703 33849
30438 26621
31582 27621
23138
18626
25486
18141
11640
14245
0
27037
29604
23282
24157
80255
10908
36727
19288
21697
0
2030
2010
28365 24808
0
2028
2009
207931 184603 163892 145504 129180 114687 101820 90397
63380
DRE12D:TI
16279
DRE1A:UI
2022
DRA1A:UI
Pozo
Continuación
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
01/11/2013
Pozo
DRN31D:TI
Inicio de
producción
DRN31D:UI
2007
20542
16290
22627
15866
10334
12458
0
23646
25891
20363
21128
71251
9684
32606
16869
18976
0
2031
2011
18238
14247
20088
13876
9175
10896
0
20680
22644
17809
18478
63257
0
28948
14753
16596
0
2032
2012
2014
62869
55815
95383
2015
49553
83421
2016
16192
12461
17835
12136
0
9529
0
18087
19805
15576
16161
56160
0
25700
12903
14515
0
2033
77598
14375
10898
15834
10614
0
0
0
15819
17321
13622
14134
49859
0
22817
11285
12694
0
2034
91773
12762
9531
14057
9283
0
0
0
13835
15149
11914
12362
44266
0
20257
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11102
0
2035
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0
12100
13249
10420
10811
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9710
0
2036
0
0
0
2037
0
10059
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11080
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0
10582
11587
0
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2018
0
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2038
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2019
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67400
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2039
57015
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63809
14175
64220
88115
43994
72959
2017
15967
72335
113055 131716 115197 100750
11641
20498 109060
2013
0
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2020
0
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0
0
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0
0
0
0
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2994
2038
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2460
6298
2742
2028
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
2024
Pozo
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168
169
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2026
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2029
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2034
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2037
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2041
35
87
965
22
1051
2042
36
53
762
13
815
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
0.6%
7.3%
7.2%
11.8%
17.2%
28.5%
35.6%
42.3%
49.0%
54.7%
59.0%
62.5%
65.3%
67.6%
69.5%
71.0%
72.3%
73.4%
74.4%
75.2%
75.9%
76.7%
77.2%
77.6%
78.4%
79.0%
80.1%
82.2%
83.4%
85.1%
87.0%
88.5%
91.7%
91.7%
91.8%
93.5%
DRN2
287
746
498
413
554
512
525
01/10/2011
DRN16D:TI 31/08/2012
DRN17D:UI 01/05/2012
DRN17D:TI 01/05/2012
DRN18D:UI 01/07/2012
268
DRN14D:TI 02/05/2013
DRN16D:UI 31/08/2012
401
DRN14D:UI 02/05/2013
DRN2:TI
123
DRN20D:UI 01/06/2010
669
770
DRN15D:UI 01/03/2010
01/10/2011
863
DRN11D:UI 01/11/2010
DRN2:UI
683
771
1669
01/01/2010
01/08/2010
DRE12D:TI
01/03/2009
01/03/2011
DRE9D:TI
698
1416
DRN6D:UI
01/04/2010
DRE8D:TI
821
1010
DRN1A:UI
01/10/2009
DRE5D:UI
DRN1A
01/02/2009
01/10/2007
DRE1A:UI
Plataforma
DRA1A:UI
Pozo
DRE1A
Inicio de
producción
DRA1A
Qi, STB/D
52405
2007
313777
2008
490395
76246
331964
225467
2009
2011
2012
98482
2013
80630
2014
66015
2015
54048
2016
44251
2017
90329
76437
85983
36230
2018
64681
72759
29662
2019
89699
76897
65921
56513
48447
41532
35604
30522
26166
88103
54733
61569
24285
2020
92268
95736
110538
69929
50073
42372
64894
83792
71833
97235 123930 104869
59174
61580
88740
35855
89655
52791
75092
30341
94899
81354
93178
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98328
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83205
86527
87804
69743
78847
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82639
70408
74177
74300
59789
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92662
75866
45256
63543
25674
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59579
63590
62872
51255
56459
79437
64198
38797
53770
21725
90667
99277
78077
81011
50416
54514
53203
43939
47775
68099
54324
33260
45500
18384
76722
84008
66069
68552
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2010
Declinación anual efectiva: U inferior = 0.167, T inferior = 0.154.
Producción de petróleo, STB
PREDICCIÓN CON 22 POZOS – PICO DE PRODUCCIÓN
170
170
Plataforma
472
370
600
599
DRN31D:UI 31/10/2012
DRN31D:TI 31/10/2012
DRN32D:UI 02/02/2012
DRN32D:TI 02/02/2012
332
391
254
424
299
361
216
01/01/2013
01/01/2013
DRN13:TI
DRN21D:UI 01/06/2013
DRN21D:TI 01/06/2013
DRN27D:UI 02/03/2013
DRN27D:TI 02/03/2013
DRN33D:UI 01/09/2013
DRN33D:TI 01/09/2013
Pozo
DRN13:UI
447
460
Inicio de
producción
52099
46315
75528
22431
165043
58009
55908
DRE1A:UI
DRE5D:UI
DRE8D:TI
DRE9D:TI
DRE12D:TI
DRN1A:UI
DRN6D:UI
2021
19883
DRA1A:UI
Pozo
Continuación
47309
49087
141487
19230
64748
39192
44086
16279
2022
40033
41537
121293
16485
55507
33164
37306
13328
2023
33876
35149
103981
14132
47584
28063
31568
10912
2024
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
DRN13
Qi, STB/D
DRN18D:TI 01/07/2012
2007
28666
29743
89140
12115
40793
23747
26713
0
2025
2008
24257
25168
76417
10386
34970
20095
22605
0
2026
2009
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0
29979
17004
19128
0
2027
2010
2013
2014
2015
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99384
85199
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2012
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2016
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62614
74717
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2017
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16186
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89068
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2029
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56115
70741
86815
80367
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0
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65457
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171
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2023
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30548
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27570
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20032
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22274
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27279
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24496
36780
27854
17963
23329
9426
39338
43074
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
64922
DRN15D:UI
2021
71087
DRN11D:UI
Pozo
2025
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20345
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2008
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5379
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2022
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Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
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2012
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20049
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16753
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12730
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0
0
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0
0
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18755
8297
11596
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0
2035
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16078
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9941
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13738
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176
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3975
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5772
5989
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2022
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3022
5889
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3745
10129
4254
6263
3347
7770
3727
8655
3933
6976
3532
10812
4016
5280
3363
1359
5672
6210
4884
5068
30566
4154
2023
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4298
2774
5613
3169
8684
3600
5369
2832
6661
3154
7420
3328
5980
2989
9269
3398
4527
2846
1150
4799
5255
4133
4288
26203
3561
2024
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
5941
13783
8522
DRN31D:TI
DRN32D:TI
4674
DRN31D:UI
DRN32D:UI
5205
10573
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DRN17D:TI
DRN18D:UI
5492
11777
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DRE12D:TI
DRN16D:TI
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DRE9D:TI
DRN16D:UI
2021
Pozo
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2164
4328
2543
3685
2347
4812
2681
7444
3046
4603
2396
5711
2669
6361
2816
5127
2529
7946
2876
3881
2408
0
4061
4447
3497
3629
22463
3053
2025
2685
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3710
2152
3159
1986
4125
2269
6382
2578
3946
2028
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2258
5453
2383
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6812
2433
3327
2038
0
3437
3763
2959
3071
19257
2617
2026
2301
1550
3180
1821
2708
1681
3536
1920
5471
2181
3383
1716
4197
1911
4675
2017
3768
1811
5839
2059
2852
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3184
2504
2598
16509
0
2027
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1311
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1541
2321
1422
3032
1625
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1846
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1452
3598
1617
4007
1706
3230
1532
5006
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1459
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2199
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2028
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2486
1229
3084
1368
3435
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2769
1297
4291
1474
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1235
0
2082
2280
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1861
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2374
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3679
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0
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1762
1929
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4816
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2035
177
177
178
Resumen de la producción pico 22 pozos
Año
Qo, STB/D
Qw, STB/D Qg, Mscf/D Qf, STB/D
fw
2007
1
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152
2008
2
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68
105
927
2009
3
3080
240
376
3319
2010
4
7641
1020
1112
8660
2011
5
9475
1934
1625
11409
2012
6
11617
4110
2047
15727
2013
7
14309
5994
2513
20303
2014
8
13133
7113
2311
20245
2015
9
11134
7780
1967
18914
2016
10
9441
8052
1674
17492
2017
11
8006
8020
1425
16026
2018
12
6790
7767
1213
14557
2019
13
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1032
13100
2020
14
4886
6810
879
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2021
15
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6209
749
10354
2022
16
3517
5616
637
9133
2023
17
2985
5014
543
7999
2024
18
2509
4430
460
6939
2025
19
2105
3886
389
5991
2026
20
1788
3415
331
5203
2027
21
1471
2963
270
4435
2028
22
1228
2575
225
3803
2029
23
950
2213
177
3163
2030
24
551
1795
111
2346
2031
25
379
1437
81
1816
2032
26
209
1038
49
1247
2033
27
132
823
33
955
2034
28
91
685
23
776
2035
29
54
523
14
576
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
5.6%
7.3%
7.2%
11.8%
16.9%
26.1%
29.5%
35.1%
41.1%
46.0%
50.0%
53.4%
56.0%
58.2%
60.0%
61.5%
62.7%
63.8%
64.9%
65.6%
66.8%
67.7%
70.0%
76.5%
79.1%
83.2%
86.2%
88.3%
90.7%
DRN2
770
123
307
157
DRN15D:UI 01/03/2010
DRN20D:UI 01/06/2010
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DRN14D:TI
484
391
585
570
554
512
01/10/2011
DRN16D:UI 01/10/2012
01/10/2012
DRN16D:TI
DRN17D:UI 01/03/2012
01/03/2012
DRN2:TI
DRN17D:TI
DRN18D:UI 01/05/2012
DRN18D:TI
01/05/2012
746
01/10/2011
DRN2:UI
669
863
01/03/2014
683
01/01/2010
771
1669
287
698
490395
76246
DRN11D:UI 01/11/2010
01/08/2010
DRE12D:TI
2009
225467
331964
DRN6D:UI
01/03/2011
DRE9D:TI
2008
313777
1416
01/03/2009
01/04/2010
DRE8D:TI
2007
52405
1010
821
DRN1A:UI
01/10/2009
DRN1A
01/02/2009
DRE5D:UI
01/10/2007
DRE1A:UI
Plataforma
DRE1A
Pozo
DRA1A:UI
Inicio de
producción
DRA1A
Qi, STB/D
2011
110538
67892
60882
82639
325176 344878
35380 377628
406788 296991
562996 308151
218123 769858
127581
286173 352307
340411 246032
338538 276761
164661 146918
2010
Declinación anual efectiva: U inferior = 0.151, T inferior = 0.130.
Producción de petróleo, STB
PREDICCIÓN CON 22 POZOS – PLATEAU DE 11,000 STB/D
2012
2013
98482
2014
80630
2015
66015
2016
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179
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2027
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186
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2026
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2029
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1240
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5003
2030
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185
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2031
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2032
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2564
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2033
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2034
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1717
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2027
2035
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2036
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2037
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662
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
5.6%
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2008
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188
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2434
0
0
0
3982
1157
5812
1397
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1975
2162
1701
1764
19451
2644
2034
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0
0
0
0
0
0
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0
0
0
0
0
0
3603
0
5259
1223
0
0
0
1729
1893
1489
1545
17600
2392
2035
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3260
0
4759
0
0
0
0
1514
1657
1303
1352
15925
0
2036
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0
0
2950
0
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0
1325
1451
1141
1184
14409
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2037
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0
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0
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1270
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13038
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2038
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0
0
0
0
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0
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0
0
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0
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0
0
0
0
11797
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2039
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0
0
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0
0
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0
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0
0
0
0
0
0
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2040
0
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0
0
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0
0
0
0
0
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0
0
0
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0
0
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0
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0
2041
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0
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0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2612
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0
0
0
0
0
0
0
8740
0
2042
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2363
0
0
0
0
0
0
0
0
7908
0
2043
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7155
0
2044
195
195
196
Resumen de producción 22 pozos – Plateau de 9,000 STB/D
Año
Qo, STB/D
Qw, STB/D Qg, Mscf/D Qf, STB/D
fw
2007
1
144
9
18
152
2008
2
860
68
105
927
2009
3
3080
240
376
3319
2010
4
7641
1020
1112
8660
2011
5
9123
1912
1558
11035
2012
6
9182
4152
1590
13334
2013
7
9148
6347
1600
15494
2014
8
9165
8234
1606
17398
2015
9
9144
9786
1594
18930
2016
10
8839
10995
1530
19834
2017
11
7853
11726
1367
19578
2018
12
6952
12172
1219
19124
2019
13
6157
12359
1086
18517
2020
14
5456
12260
969
17716
2021
15
4836
11996
864
16832
2022
16
4264
11626
765
15890
2023
17
3758
11152
677
14910
2024
18
3334
10589
605
13923
2025
19
2910
9965
531
12875
2026
20
2560
9351
468
11910
2027
21
2274
8745
419
11019
2028
22
1974
8120
366
10094
2029
23
1731
7523
321
9253
2030
24
1490
6945
281
8435
2031
25
1232
6401
237
7633
2032
26
1027
5867
204
6894
2033
27
868
5364
177
6233
2034
28
727
4893
150
5620
2035
29
626
4468
129
5094
2036
30
490
3992
104
4482
2037
31
392
3506
88
3898
2038
32
305
3024
73
3329
2039
33
252
2685
63
2937
2040
34
204
2435
51
2639
2041
35
184
2223
46
2407
2042
36
167
2027
42
2194
2043
37
151
1848
38
1999
2044
38
113
1642
29
1755
Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo
5.6%
7.3%
7.2%
11.8%
17.3%
31.1%
41.0%
47.3%
51.7%
55.4%
59.9%
63.6%
66.7%
69.2%
71.3%
73.2%
74.8%
76.1%
77.4%
78.5%
79.4%
80.4%
81.3%
82.3%
83.9%
85.1%
86.1%
87.1%
87.7%
89.1%
90.0%
90.8%
91.4%
92.3%
92.3%
92.4%
92.4%
93.5%
197
ANEXO No 3 CAPÍTULO III
198
ANEXO 3.1 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LOS ESCENARIOS DE
DESARROLLO
ANÁLISIS ECONÓMICO 18 POZOS
INVERSIONES EN PLATAFORMAS
Plataformas
Construcción de vías de acceso
Línea flujo(4 1/2 pulg. 0,525 Km) Pad
Maniflods de 6 5/8 in
Pigs 6 5/8 in
Bomba de Químicos 6 5/8in
Medidor Multifásico 6 5/8in
Válvulas 6 5/8in
Bombas de transferencia Multifásicas a CPF
Adecuación de Locación
Cerramiento
Transformadores de alta
Transformadores de baja
Lineas de flujo las bombas hasta CPF
(24,83Km, 10 3/4 in)
Lineas de flujo Manifold hasta bombas (0,1
Km, 6 5/8 in)
Otros
Total
DRA1
DRE1
DRN1
DRN2
Total
MM$
MM$
MM$
MM$
MM$
1.000
0.105
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
2.400
1.500
0.250
0.06
0.025
0.278
0.105
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
2.400
1.500
0.250
0.06
0.025
0.803
0.105
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
2.400
1.500
0.250
0.06
0.025
1.174
0.105
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
2.400
1.500
0.250
0.06
0.025
3.254
0.420
0.860
0.608
0.800
1.200
0.208
9.600
6.000
1.000
0.240
0.100
13.346
0.033
0.033
0.033
0.033
3.777
41.545
INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES
Detalle
Adquisición, procesamiento e interpretación sísmica 3 D
Gastos de permisos ambientales
Ingeniería de detalle
Puesta en marcha
Total
0.133
Costo
MM$
2.803
0.365
0.183
0.004
3.355
199
INVERSIONES EN LA ESTACION DE PROCESAMIENTO CPF
Separadores trifásicos
Separadores electrostáticos
Bota de gas
Scrubbers
Tanque de lavado
Tanque de surgencia
Tanque de almacenamiento
Mechero
Unidad LACT
Bombas de oleoducto
Oleoducto CPF-Oleoducto SSF (3 Km,
10,75in)
Scada del oleoducto CPF
Sistema de reinyección de agua
Línea de reinyección del agua de 6
5/8in de 13,8Km
Sistema de Tratamiento Químico
Scada de la estación CPF
Subestación eléctrica 69/13,8 kV
Líneas transmisión aerea CPF yPads
(24,83Km)
Compresores
Sistema Contraincendios
Obras civiles en CPF
Terreno y cerramiento
Otras inversiones
Total CPF
Capacidad,
Precio unitario
STB/D
MM $
10000
7000
13000
25000
25000
39000
0.5
0.5
0.13
0.3
2
2
3.12
0.2
1.4
Unidades
Total
3
2
1
1
1
1
1
1
1
1.50
1.05
0.13
0.30
2.00
2.00
3.12
0.20
1.40
0.53
350
0.97
0.25
2.17
10870
3.66
3
1
0.45
0.80
3.00
4.97
1
2
2.00
1.00
0.54
0.80
1.64
34.47
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
Pozos
Verticales
1
0
2
0
1
Pozos
Direcciona
1
6
1
3
3
Pozos
reinyector
1
1
1
Completa
Simple
1
0
3
6
1
Complet
Dual
1
3
3
Construcci
ó CPF
25%
50%
25%
Construcci
ó
plataforma
1
0
2
0
1
29.39
17.43
56.99
46.34
32.01
43.47
38.85
12.22
10.51
9.24
8.12
7.14
6.28
5.52
4.86
4.27
3.76
3.31
2.89
2.54
2.24
Pozos
MM $
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
11.56
12.58
11.95
10.51
9.24
8.12
7.14
6.28
5.52
4.86
4.27
3.76
3.31
2.89
2.54
2.24
Plataforma
s
MM $
144
860
3080
7641
9230
10559
11491
10916
9595
8435
7416
6521
5735
5044
4437
3904
3435
3023
2636
2321
2045
CPF
MM $
0.024
0.130
0.399
0.890
0.415
0.602
0.512
0.179
Estudios
MM $
144
927
3319
8660
11148
14760
17834
18910
18831
18619
18103
17391
16526
15588
14536
13459
12415
11381
10316
9370
8482
Producción
Fluidos
STB/D
3.355
Requerimi
generación
MM W
8.62
17.23
8.62
Producción
Petróleo
STB/D
10.39
0.00
20.77
0.00
10.39
Inversión
Producción
MM $
6
0
24
39
18
25
19.5
Total
inversión
MM $
INVERSIONES
200
200
Cambio
zona
Año
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
TOTAL
Pozos
MM $
3.15
Plataformas
MM $
3.36
CPF
MM $
34.47
Estudios
MM $
41.54
Producción
Fluidos
STB/D
131.50
Requerimi
generación
MM W
1.95
1.71
1.51
1.31
1.13
0.94
0.72
0.59
0.44
0.31
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
117.39
Producción
Petróleo
STB/D
1778
1566
1380
1193
1027
859
661
535
403
284
204
110
98
87
53
Inversión
Producción
MM $
7626
6866
6168
5520
4898
4318
3710
3228
2709
2183
1773
1319
1178
1051
815
MM $
inversión
1.95
1.71
1.51
1.31
1.13
0.94
0.72
0.59
0.44
0.31
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
357.98
201
Construcción
plataforma
Construcción
CPF
Complet Dual
Completa
Simple
Cambio zona
Pozos
reinyector
Pozos
Direcciona
Pozos
Verticales
Producción
fluidos
144
927
3319
8660
11148
14760
17834
18910
18831
18619
18103
17391
16526
15588
14536
13459
12415
11381
10316
9370
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Pozos activos
1
1
4
10
12
15
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
17
17
Personal
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
29.89
4.41
2.87
1.68
1.73
1.90
2.06
2.11
2.38
2.69
3.03
3.41
3.83
4.30
4.82
5.41
6.07
6.82
7.36
8.26
Demanda
combustible
M scf/D
1.57
1.38
3.23
4.69
5.83
7.32
8.63
8.42
8.35
8.28
8.20
8.11
8.01
7.91
7.81
7.71
7.62
7.52
7.08
7.00
Costo de
reacondicion
MM $
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Combustible
MM $
0.01
0.03
0.12
0.32
0.41
0.54
0.65
0.69
0.69
0.68
0.66
0.63
0.60
0.57
0.53
0.49
0.45
0.42
0.38
0.34
Mantenimiento
facilidad
MM $
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
Costo Laboral
MM $
0.94
0.70
1.32
0.29
0.56
0.74
0.77
0.49
0.42
0.37
0.32
0.29
0.25
0.22
0.19
0.17
0.15
0.13
0.12
0.10
Químicos
MM $
0.005
0.033
0.118
0.308
0.397
0.525
0.635
0.673
0.670
0.663
0.644
0.619
0.588
0.555
0.517
0.479
0.442
0.405
0.367
0.333
Incremento
costo admi
MM $
0.35
0.35
1.40
3.50
4.20
5.25
6.30
6.30
6.30
6.30
6.30
6.30
6.30
6.30
6.30
6.30
6.30
6.30
5.95
5.95
Total costo de
operación
MM $
5
30
108
281
362
480
580
615
612
605
588
565
537
507
472
437
403
370
335
305
Costo de
operación
$/STB
COSTO DE OPERACIÓN
202
Producción
fluidos
8482
7626
6866
6168
5520
4898
4318
3710
3228
2709
2183
1773
1319
1178
1051
815
Año
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
Pozos
activos
17
16
16
16
16
15
14
12
11
10
7
5
2
1
1
1
Personal
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
Demanda
combustible
M scf/D
9.27
10.01
11.25
12.66
14.51
15.78
17.60
19.74
22.41
27.09
27.89
28.88
26.57
19.81
22.02
35.27
Costo de
reacondicion
MM $
6.92
6.50
6.43
6.38
6.32
5.92
5.52
4.77
4.38
3.98
2.89
2.15
1.07
0.70
0.70
0.68
Combustible
MM $
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Mantenimien
to facilidad
MM $
0.31
0.28
0.25
0.23
0.20
0.18
0.16
0.14
0.12
0.10
0.08
0.06
0.05
0.04
0.04
0.03
Costo
Laboral
MM $
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
Químicos
MM $
0.09
0.08
0.07
0.06
0.05
0.05
0.04
0.03
0.02
0.02
0.01
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Incremento
costo admi
MM $
0.302
0.271
0.244
0.219
0.196
0.174
0.154
0.132
0.115
0.096
0.078
0.063
0.047
0.042
0.037
0.029
Total costo
de operación
MM $
5.95
5.60
5.60
5.60
5.60
5.25
4.90
4.20
3.85
3.50
2.45
1.75
0.70
0.35
0.35
0.35
Costo de
operación
$/STB
276
248
223
200
179
159
140
121
105
88
71
58
43
38
34
26
203
Producci
ón
MM STB
0.052
0.314
1.124
2.789
3.369
3.854
4.194
3.985
3.502
3.079
2.707
2.380
2.093
1.841
1.620
1.425
1.254
1.103
0.962
0.847
0.746
0.649
0.572
0.504
0.435
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
FLUJO DE CAJA
2.62
15.69
56.20
139.44
168.44
192.71
209.70
199.23
175.11
153.94
135.34
119.01
104.67
92.06
80.98
71.25
62.69
55.17
48.10
42.37
37.32
32.45
28.58
25.18
21.77
Ingresos
MM$
1.57
1.38
3.23
4.69
5.83
7.32
8.63
8.42
8.35
8.28
8.20
8.11
8.01
7.91
7.81
7.71
7.62
7.52
7.08
7.00
6.92
6.50
6.43
6.38
6.32
Costo de
operación
MM $
0.10
0.63
2.25
5.58
6.74
7.71
8.39
7.97
7.00
6.16
5.41
4.76
4.19
3.68
3.24
2.85
2.51
2.21
1.92
1.69
1.49
1.30
1.14
1.01
0.87
Costo de
transporte, MM $
0.78
0.69
1.61
2.34
2.92
3.66
4.31
4.21
4.17
4.14
4.10
4.05
4.01
3.96
3.91
3.86
3.81
3.76
3.54
3.50
3.46
3.25
3.22
3.19
3.16
Capital Trabajo,
MM $
29.39
17.43
56.99
46.34
32.01
43.47
38.85
12.22
10.51
9.24
8.12
7.14
6.28
5.52
4.86
4.27
3.76
3.31
2.89
2.54
2.24
1.95
1.71
1.51
1.31
Inversión,
MM $
0.48
2.90
10.40
25.80
31.16
35.65
38.80
36.86
32.40
28.48
25.04
22.02
19.36
17.03
14.98
13.18
11.60
10.21
8.90
7.84
6.90
6.00
5.29
4.66
4.03
Regalías,
MM $
0.052
0.314
1.124
2.789
3.369
3.854
4.194
3.985
3.502
3.079
2.707
2.380
2.093
1.841
1.620
1.425
1.254
1.103
0.962
0.847
0.746
0.649
0.572
0.504
0.435
ECORAE,
MM $
-29.76
-6.88
-18.70
53.52
88.76
93.96
110.19
129.87
113.39
98.74
85.90
74.65
64.78
56.12
48.52
41.86
36.00
30.86
26.57
22.49
19.05
16.26
13.46
11.16
8.84
Flujo de caja
operativo
MM $
204
0.375
0.314
0.241
0.195
0.147
0.104
0.074
0.040
0.036
0.032
0.019
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
18.75
15.68
12.07
9.76
7.35
5.18
3.72
2.00
1.78
1.58
0.96
Ingresos
MM$
5.92
5.52
4.77
4.38
3.98
2.89
2.15
1.07
0.70
0.70
0.68
Costo de
operación
MM $
0.75
0.63
0.48
0.39
0.29
0.21
0.15
0.08
0.07
0.06
0.04
Costo de transporte,
MM $
2.96
2.76
2.38
2.19
1.99
1.44
1.07
0.53
0.35
0.35
0.34
Capital Trabajo,
MM $
1.13
0.94
0.72
0.59
0.44
0.31
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Inversión,
MM $
3.47
2.90
2.23
1.81
1.36
0.96
0.69
0.37
0.33
0.29
0.18
Regalías,
MM $
TIR, %
Precio mínimo requerido, $/STB
Valor actual neto, MM$
68.94%
23.08
286.37
VALOR ACTUAL NETO, TASA INTERNA DE RETORNO Y PRECIO MÍNIMO REQUERIDO
Producción
MM STB
Año
0.375
0.314
0.241
0.195
0.147
0.104
0.074
0.040
0.036
0.032
0.019
ECORAE,
MM $
7.31
5.58
4.00
2.60
1.32
1.26
1.03
0.99
0.82
0.50
0.06
Flujo de caja
operativo
MM $
205
206
ANÁLISIS ECONÓMICO 24 POZOS
INVERSIONES EN PLATAFORMAS
Plataformas
Construcción de vías de acceso a
plataformas
Líneas de flujo de 4 1/2in y 0,525 Km
pozos-Pad
Maniflods de 6 5/8 in
Pigs 6 5/8 in
Bomba de Químicos 6 5/8in
Medidor Multifásico 6 5/8in
Válvulas 6 5/8in
Bombas de transferencia Multifásicas
a CPF (8)
Adecuación de Locación
Cerramiento
Transformadores de alta
Transformadores de baja
Lineas de flujo las bombas hasta CPF
(32,67Km, 10 3/4in)
Lineas de flujo Manifold hasta
bombas (0,1 Km, 6 5/8in)
Otros
DRA1
MM$
DRE1
MM$
DRN1
MM$
DRN2
MM$
DRN13
MM$
Total
MM$
1.000
0.278
0.803
1.174
0.908
4.161
0.105
0.105
0.105
0.105
0.105
0.525
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
1.075
0.760
1.000
1.500
0.260
2.400
2.400
2.400
2.400
2.400
12.000
1.500
0.250
0.06
0.025
1.500
0.250
0.06
0.025
1.500
0.250
0.06
0.025
1.500
0.250
0.06
0.025
1.500
0.250
0.06
0.025
7.500
1.250
0.300
0.125
17.560
0.033
0.033
0.033
0.033
0.166
4.818
6.292
Total
0.033
5.570
6.095
6.466
6.200
INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES
Detalle
Adquisición, procesamiento e interpretación
sísmica 3 D
Gastos de permisos ambientales
Ingeniería de detalle
Puesta en marcha
Total
Costo
MM$
2.803
0.365
0.183
0.004
3.355
53.0
INVERSIONES EN LA ESTACION DE PROCESAMIENTO CPF
Separadores trifásicos
Separadores electrostáticos
Bota de gas
Scrubbers
Tanque de lavado
Tanque de surgencia
Tanque de almacenamiento
Mechero
Unidad LACT
Bombas de oleoducto
Oleoducto CPF-Oleoducto SSF (3 Km,
10,75in)
Scada del oleoducto CPF
Sistema de reinyección de agua
Línea de reinyección del agua de 6
5/8in de 13,8Km
Sistema de Tratamiento Químico
Scada de la estación CPF
Subestación eléctrica 69/13,8 kV
Líneas de transmisión aerea a CPF y
subtransmision a Pads (32,67 Km)
Líneas de transmisión enterrada a CPF
y subtransmision a Pads
Compresores
Sistema Contraincendios
Obras civiles en CPF
Terreno y cerramiento
Otras inversiones
Total CPF
Capacidad
Precio
unitario
STB/D
MM $
11000
7500
14500
30000
30000
43000
400
Unidades
Total
MM $
0.55
0.5625
0.145
0.3
2.4
2.4
3.44
0.2
1.4
0.30
3
2
1
1
1
1
1
1
1
2
1.65
1.13
0.15
0.30
2.40
2.40
3.44
0.20
1.40
0.60
0.97
0.25
1.63
8145
3.66
3
1
0.45
0.80
3.00
6.53
0.00
1
2
2.00
1.00
0.54
0.80
1.76
37.05
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
Pozos
Verticales
1
1
0
2
0
1
Pozos
Direcciona
1
6
1
5
6
Pozos
reinyector
1
1
Completa
Simple
2
1
0
3
6
1
Completación
Dual
1
5
5
Construcción
CPF
25%
50%
25%
Construcción
plataforma
1
1
1
0
2
Estudios
MM $
CPF
MM $
Plataformas
MM $
Pozos
MM $
30.25
18.72
58.06
46.34
32.29
56.30
83.67
14.65
12.28
10.41
8.83
7.49
6.35
5.39
4.57
3.88
3.29
2.77
2.33
Producción
Fluidos
STB/D
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
12.72
15.07
14.49
12.28
10.41
8.83
7.49
6.35
5.39
4.57
3.88
3.29
2.77
2.33
Requerimiento
generación
MM W
0.0
144
0.1
860
0.4 3080
0.9 7641
0.5 9475
0.7 11616
0.7 13765
0.1 13229
11213
9506
8061
6836
5799
4920
4175
3544
3008
2532
2126
Producción
Petróleo
STB/D
10.60 9.26 3.355
152
0.00 18.52
927
21.20 9.26
3319
0.00
8660
10.60
11409
0.00
15729
10.60
19738
0.00
20380
19059
17652
16203
14729
13278
11858
10526
9305
8171
7108
6155
Inversión
Producción
MM $
6
0
24
39
18
32.5
45
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Total inversión
MM $
INVERSIONES
208
208
Cambio zona
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
TOTAL
Año
Pozos
Verticales
Pozos
Direcciona
Pozos
reinyector
Cambio zona
Completa
Simple
Completación
Dual
Construcción
CPF
Construcción
plataforma
164.50
53.00 37.05
3.36
5358
4587
3862
3152
2457
1774
1424
1128
879
762
568
3.40
1807
1489
1171
854
567
345
249
170
100
86
51
1.98
1.98
1.63
1.63
1.28
1.28
0.93
0.93
0.62
0.62
0.38
0.38
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
116.69 414.68
Inversión
Producción
MM $
Producción
Petróleo
STB/D
Requerimient
o generación
MM W
Producción
Fluidos
STB/D
Estudios
MM $
CPF
MM $
Plataformas
MM $
Pozos
MM $
MM $
209
209
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Producción
fluidos
152
927
3319
8660
11409
15729
19738
20380
19059
17652
16203
14729
13278
11858
10526
9305
8171
7108
6155
5358
1
1
4
10
12
17
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
23
22
22
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
1.60
1.44
3.27
4.69
5.86
8.31
11.64
10.72
10.54
10.36
10.19
10.03
9.88
9.74
9.61
9.50
9.39
8.94
8.51
8.44
30.55
4.58
2.91
1.68
1.70
1.96
2.32
2.22
2.57
2.99
3.46
4.02
4.67
5.42
6.31
7.34
8.55
9.68
10.96
12.79
Demanda
combustible
M scf/D
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Costo
reacondici
MM $
0.01
0.03
0.12
0.32
0.42
0.57
0.72
0.74
0.70
0.64
0.59
0.54
0.48
0.43
0.38
0.34
0.30
0.26
0.22
0.20
Combustible
MM $
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
Mantenimiento
facilidades
MM $
0.97
0.75
1.36
0.29
0.57
0.95
1.55
0.59
0.49
0.42
0.35
0.30
0.25
0.22
0.18
0.16
0.13
0.11
0.09
0.08
Costo Laboral
MM $
0.0054
0.0330
0.1181
0.3082
0.4060
0.5598
0.7024
0.7253
0.6783
0.6282
0.5766
0.5242
0.4725
0.4220
0.3746
0.3311
0.2908
0.2530
0.2190
0.1907
Químicos
MM $
0.35
0.35
1.40
3.50
4.20
5.95
8.40
8.40
8.40
8.40
8.40
8.40
8.40
8.40
8.40
8.40
8.40
8.05
7.70
7.70
Incremento
costo
administrativos
MM $
5
30
108
281
371
511
641
662
619
574
527
479
432
385
342
302
266
231
200
174
Total costo de
operación
MM $
Pozos activos
Año
COSTO DE OPERACIÓN
Costo de
operación
$/STB
210
210
Personal
Producción
fluidos
4587
3862
3152
2457
1774
1424
1128
879
762
568
Año
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
Pozos
activos
22
19
16
13
9
8
6
4
2
1
Personal
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
Costo
reacondici
MM $
Demanda
combustible
M scf/D
8.37
7.25
6.13
5.02
3.56
3.17
2.45
1.73
1.02
0.66
Combustible
MM $
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Mantenimien
to
facilidades
MM $
0.17
0.14
0.12
0.09
0.06
0.05
0.04
0.03
0.03
0.02
Costo
Laboral
MM $
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
Químicos
MM $
0.07
0.05
0.04
0.02
0.02
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
MM $
0.1632
0.1374
0.1122
0.0874
0.0631
0.0507
0.0401
0.0313
0.0271
0.0202
Incremento
costo
administrativ
os
7.70
6.65
5.60
4.55
3.15
2.80
2.10
1.40
0.70
0.35
Total costo
de operación
MM $
149
126
102
80
58
46
37
29
25
18
$/STB
15.40
16.96
19.69
24.28
28.27
34.86
39.44
47.55
32.63
35.61
211
211
Costo de
operación
Producció
n
MM STB
0.052
0.314
1.124
2.789
3.459
4.240
5.024
4.829
4.093
3.470
2.942
2.495
2.117
1.796
1.524
1.293
1.098
0.924
0.776
0.659
0.543
0.427
0.312
0.207
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
FLUJO DE CAJA
2.62
15.69
56.20
139.44
172.93
212.00
251.20
241.43
204.64
173.49
147.11
124.76
105.83
89.79
76.20
64.67
54.90
46.20
38.79
32.97
27.17
21.37
15.58
10.34
Ingresos
MM$
1.60
1.44
3.27
4.69
5.86
8.31
11.64
10.72
10.54
10.36
10.19
10.03
9.88
9.74
9.61
9.50
9.39
8.94
8.51
8.44
8.37
7.25
6.13
5.02
Costo de
operación
MM $
0.10
0.63
2.25
5.58
6.92
8.48
10.05
9.66
8.19
6.94
5.88
4.99
4.23
3.59
3.05
2.59
2.20
1.85
1.55
1.32
1.09
0.85
0.62
0.41
Costo de
transporte, MM $
0.80
0.72
1.64
2.34
2.93
4.15
5.82
5.36
5.27
5.18
5.10
5.02
4.94
4.87
4.81
4.75
4.70
4.47
4.25
4.22
4.18
3.62
3.07
2.51
Capital
Trabajo, MM $
30.25
18.72
58.06
46.34
32.29
56.30
83.67
14.65
12.28
10.41
8.83
7.49
6.35
5.39
4.57
3.88
3.29
2.77
2.33
1.98
1.63
1.28
0.93
0.62
Inversión,
MM $
0.48
2.90
10.40
25.80
31.99
39.22
46.47
44.67
37.86
32.10
27.22
23.08
19.58
16.61
14.10
11.96
10.16
8.55
7.18
6.10
5.03
3.95
2.88
1.91
Regalías,
MM $
0.052
0.314
1.124
2.789
3.459
4.240
5.024
4.829
4.093
3.470
2.942
2.495
2.117
1.796
1.524
1.293
1.098
0.924
0.776
0.659
0.543
0.427
0.312
0.207
ECORAE,
MM $
-30.68
-8.22
-19.82
53.55
91.82
94.23
92.68
157.37
131.79
110.30
92.13
76.76
63.75
52.74
43.41
35.51
28.82
23.39
18.67
14.51
10.55
8.16
5.25
2.72
Flujo de caja
operativo
MM $
212
212
0.126
0.091
0.062
0.036
0.031
0.019
25
26
27
28
29
30
6.30
4.55
3.11
1.82
1.57
0.93
Ingresos
MM$
3.56
3.17
2.45
1.73
1.02
0.66
Costo de
operación
MM $
0.25
0.18
0.12
0.07
0.06
0.04
Costo de transporte,
MM $
1.78
1.59
1.23
0.87
0.51
0.33
Capital Trabajo,
MM $
0.38
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Inversión,
MM $
1.17
0.84
0.57
0.34
0.29
0.17
Regalías,
MM $
24.5
68%
TIR, %
291.27
Precio mínimo requerido, $/STB
Valor actual neto, MM$
VALOR ACTUAL NETO, TASA INTERNA DE RETORNO Y PRECIO MÍNIMO REQUERIDO
Producción
MM STB
Año
0.126
0.091
0.062
0.036
0.031
0.019
ECORAE,
MM $
1.55
0.46
0.26
0.00
0.51
0.22
Flujo de caja
operativo
MM $
213
213
214
ANÁLISIS ECONÓMICO 30 POZOS
INVERSIONES EN PLATAFORMAS
Construcción de vías de acceso
a plataformas
Líneas de flujo de 4 1/2in y
0,525 Km pozos-Pad
Maniflods de 6 5/8 in
Pigs 6 5/8 in
Bomba de Químicos 6 5/8in
Medidor Multifásico 6 5/8in
Válvulas 6 5/8in
Bombas de transferencia
Multifásicas a CPF
Adecuación de Locación
Cerramiento
Transformadores de alta
Transformadores de baja
Lineas de flujo las bombas
hasta CPF (39.93 Km, 10 3/4 in)
Lineas de flujo Manifold hasta
bombas (0,.1Km, 6 5/8 in)
Otros
Total
DRA1
DRE1
Plataformas
DRN1
DRN2
MM$
MM$
MM$
MM$
DRN13
DRN34
MM$
MM$
Total
MM$
1.00
0.28
0.80
1.17
0.91
0.87
5.03
0.11
0.11
0.11
0.11
0.11
0.11
0.63
0.22
0.15
0.20
0.30
0.05
0.22
0.15
0.20
0.30
0.05
0.22
0.15
0.20
0.30
0.05
0.22
0.15
0.20
0.30
0.05
0.22
0.15
0.20
0.30
0.05
0.22
0.15
0.20
0.30
0.05
1.29
0.91
1.20
1.80
0.31
2.40
2.40
2.40
2.40
2.40
2.40
14.40
1.50
0.25
0.06
0.03
1.50
0.25
0.06
0.03
1.50
0.25
0.06
0.03
1.50
0.25
0.06
0.03
1.50
0.25
0.06
0.03
1.50
0.25
0.06
0.03
9.00
1.50
0.36
0.15
21.46
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.20
5.82
6.29
5.57
6.09
6.47
6.20
INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES
Detalle
Adquisición, procesamiento e interpretación
sísmica 3 D
Gastos de permisos ambientales
Ingeniería de detalle
Puesta en marcha
Total
Costo
MM$
2.803
0.365
0.183
0.004
3.355
6.16
64.07
215
INVERSIONES EN LA ESTACION DE PROCESAMIENTO CPF
Separadores trifásicos
Separadores electrostáticos
Bota de gas (250 BBL)
Scrubbers
Tanque de lavado
Tanque de surgencia
Tanque de almacenamiento
Mechero
Unidad LACT
Bombas de oleoducto
Oleoducto CPF-Oleoducto SSF (3 Km y
10,75in)
Scada del oleoducto CPF
Sistema de reinyección de agua
Línea de reinyección del agua de 6 5/8in
de 13,8 Km
Sistema de Tratamiento Químico
Scada de la estación CPF
Subestación eléctrica 69/13,8 kV
Líneas de transmisión aerea a CPF y
subtransmision a Pads (39.93Km)
Líneas de transmisión enterrada a CPF y
subtransmision a Pads
Compresores
Sistema Contraincendios
Obras civiles en CPF
Terreno y cerramiento
Otras inversiones
Total CPF
Capacidad
Precio
unitario
STB/D
MM $
11000
7500
15000
30000
30000
45000
370
Unidades
Total
MM $
0.55
0.5625
0.15
0.3
2.4
2.4
3.6
0.2
1.4
0.28
3
2
1
2
1
1
1
1
2
2
1.65
1.13
0.15
0.60
2.40
2.40
3.60
0.20
2.80
0.56
0.97
0.25
1.52
7589
3.66
3
1
0.45
0.80
3.00
7.99
0.00
1
2
2.00
1.00
0.54
0.80
1.92
40.37
Pozos
Verticales
1
0
2
0
1
1
1
Pozos
Direccionales
1
6
1
6
6
4
Pozos
reinyectores
1
1
Completación
Simple
1
0
3
6
1
2
3
2
Completación
Dual
1
5
4
2
Pozos
6
0
24
39
12.5
45
50.5
26
MM $
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Construcción
CPF
25%
50%
25%
144
860
3080
7641
9475
11927
14188
13944
12061
10012
8319
6920
5762
4802
4007
3325
2780
2328
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
13.06
15.54
15.27
13.21
10.96
9.11
7.58
6.31
5.26
4.39
3.64
3.04
2.55
31.16
20.38
59.05
46.34
26.87
81.88
88.72
47.48
13.21
10.96
9.11
7.58
6.31
5.26
4.39
3.64
3.04
2.55
Plataformas
MM $
0.0
0.1
0.4
0.9
0.5
0.8
0.7
0.1
CPF
MM $
152
927
3319
8660
11409
15988
20010
20839
19486
17602
15861
14169
12550
11048
9691
8500
7368
6408
Estudios
MM $
3.355
Producción
Fluidos
BBL/D
10.09
20.18
10.09
Requerimiento
de generación
MM W
10.68
0.00
21.36
0.00
10.68
10.68
10.68
Producción
Petróleo
BBL/D
INVERSIONES
Inversión
Producción
MM $
216
Total
inversiones
MM $
216
Cambio zona
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
TOTAL
Año
Pozos
Verticales
Pozos
Direccionales
Pozos
reinyectores
Cambio zona
Completación
Simple
Completación
Dual
203
MM $
Pozos
Construcción
CPF
64.07
40.37
3.36
5482
4482
3491
2783
2312
1966
1686
1400
1142
993
813
608
3.47
1904
1370
886
643
509
393
316
227
151
130
90
53
Producción
Petróleo
BBL/D
Requerimient
o de
generación
MM W
Producción
Fluidos
BBL/D
Estudios
MM $
CPF
MM $
Plataformas
MM $
2.08
1.50
0.97
0.70
0.56
0.43
0.35
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
117
MM $
2.08
1.50
0.97
0.70
0.56
0.43
0.35
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
475
Total
inversiones
217
MM $
217
Producción
fluidos
152
927
3319
8660
11409
15988
20010
20839
19486
17602
15861
14169
12550
11048
9691
8500
7368
STB/D
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Pozos activos
1
1
4
10
12
19
26
30
30
30
30
30
30
30
30
29
29
Personal
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
1.82
1.68
3.49
4.87
6.05
9.73
12.52
13.31
12.88
12.66
12.46
12.27
12.11
11.96
11.82
11.36
11.25
34.68
5.36
3.11
1.75
1.75
2.23
2.42
2.62
2.93
3.46
4.10
4.86
5.76
6.82
8.08
9.36
11.09
Demanda
combustble
M scf/D
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Costo
reacondicionamie
nto
MM $
0.01
0.03
0.12
0.32
0.42
0.58
0.73
0.76
0.71
0.64
0.58
0.52
0.46
0.40
0.35
0.31
0.27
Combustible
MM $
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
Mantenimiento
facilidad
MM $
1.01
0.82
1.40
0.29
0.57
1.48
1.53
0.86
0.53
0.44
0.36
0.30
0.25
0.21
0.18
0.15
0.12
Costo Laboral
MM $
0.0054
0.0330
0.1181
0.3082
0.4060
0.5690
0.7121
0.7416
0.6935
0.6264
0.5645
0.5042
0.4466
0.3932
0.3449
0.3025
0.2622
Químicos
MM $
0.35
0.35
1.40
3.50
4.20
6.65
9.10
10.50
10.50
10.50
10.50
10.50
10.50
10.50
10.50
10.15
10.15
Incremento costo
admi
MM $
4.94
30.14
107.88
281.46
370.79
519.60
650.31
677.28
633.30
572.05
515.49
460.49
407.86
359.05
314.96
276.24
239.47
Total costo de
operación
MM $
COSTO DE OPERACIÓN
Costo de
operación
$/STB
218
218
Año
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
Producción
fluidos
6408
5482
4482
3491
2783
2312
1966
1686
1400
1142
993
813
608
STB/D
Pozos activos
29
28
22
17
12
10
8
7
5
3
3
2
1
Personal
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
Demanda
combustble
208.24
178.18
145.68
113.46
90.46
75.13
63.90
54.79
45.49
37.11
32.28
26.41
19.75
M scf/D
Costo
MM $ reacondici.ona
miento
10.15
9.80
7.70
5.95
4.20
3.50
2.80
2.45
1.75
1.05
1.05
0.70
0.35
Combustible
MM $
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Mantenimiento
facilidad
MM $
0.23
0.20
0.16
0.13
0.10
0.08
0.07
0.06
0.05
0.04
0.04
0.03
0.02
Costo Laboral
MM $
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
0.45
Químicos
MM $
0.10
0.08
0.06
0.04
0.03
0.02
0.02
0.01
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Incremento
costo admi
MM $
0.2280
0.1951
0.1595
0.1242
0.0991
0.0823
0.0700
0.0600
0.0498
0.0406
0.0353
0.0289
0.0216
Total costo de
operación
Costo de
operación
11.16
10.73
8.53
6.69
4.88
4.14
3.41
3.04
2.30
1.58
1.57
1.21
0.84
MM $
219
$/STB
13.14
15.44
17.07
20.70
20.78
22.28
23.78
26.28
27.76
28.80
33.13
36.68
43.24
219
Producción
MM STB
0.052
0.314
1.124
2.789
3.459
4.353
5.179
5.090
4.402
3.654
3.037
2.526
2.103
1.753
1.462
1.213
1.015
0.850
0.695
0.500
0.323
0.235
0.186
0.143
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
FLUJO DE CAJA
2.62
15.69
56.20
139.44
172.93
217.67
258.94
254.48
220.12
182.72
151.83
126.29
105.15
87.64
73.12
60.67
50.74
42.48
34.74
24.99
16.16
11.74
9.29
7.17
Ingreso
s MM$
1.82
1.68
3.49
4.87
6.05
9.73
12.52
13.31
12.88
12.66
12.46
12.27
12.11
11.96
11.82
11.36
11.25
11.16
10.73
8.53
6.69
4.88
4.14
3.41
Costo de
operación
MM $
0.10
0.63
2.25
5.58
6.92
8.71
10.36
10.18
8.80
7.31
6.07
5.05
4.21
3.51
2.92
2.43
2.03
1.70
1.39
1.00
0.65
0.47
0.37
0.29
Costo de
transporte, MM $
0.91
0.84
1.75
2.43
3.02
4.86
6.26
6.66
6.44
6.33
6.23
6.14
6.05
5.98
5.91
5.68
5.63
5.58
5.36
4.27
3.35
2.44
2.07
1.70
Capital Trabajo,
MM $
31.16
20.38
59.05
46.34
26.87
81.88
88.72
47.48
13.21
10.96
9.11
7.58
6.31
5.26
4.39
3.64
3.04
2.55
2.08
1.50
0.97
0.70
0.56
0.43
Inversión,
MM $
0.48
2.90
10.40
25.80
31.99
40.27
47.90
47.08
40.72
33.80
28.09
23.36
19.45
16.21
13.53
11.22
9.39
7.86
6.43
4.62
2.99
2.17
1.72
1.33
Regalías,
MM $
0.052
0.314
1.124
2.789
3.459
4.353
5.179
5.090
4.402
3.654
3.037
2.526
2.103
1.753
1.462
1.213
1.015
0.850
0.695
0.500
0.323
0.235
0.186
0.143
ECORAE,
MM $
-31.91
-10.15
-21.01
53.39
97.06
70.89
92.86
130.95
140.32
114.45
93.16
75.59
61.06
49.03
39.06
31.04
24.07
18.40
13.63
9.94
5.46
4.19
2.69
1.94
Flujo de caja
operativo
MM $
220
220
0.115
0.083
0.055
0.047
0.033
0.020
25
26
27
28
29
30
5.77
4.14
2.75
2.37
1.65
0.98
Ingreso
s MM$
3.04
2.30
1.58
1.57
1.21
0.84
Costo de
operación
MM $
0.23
0.17
0.11
0.09
0.07
0.04
Costo de
transporte, MM $
1.52
1.15
0.79
0.79
0.60
0.42
Capital Trabajo,
MM $
0.35
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Inversión,
MM $
1.07
0.77
0.51
0.44
0.30
0.18
Regalías,
MM $
271.3
26.73
64%
Valor actual neto, MM$
Precio mínimo requerido, $/STB
TIR, %
VALOR ACTUAL NETO, TASA INTERNA DE RETORNO Y PRECIO MÍNIMO REQUERIDO
Producción
MM STB
Año
0.115
0.083
0.055
0.047
0.033
0.020
ECORAE,
MM $
1.16
1.19
0.85
0.22
0.22
0.08
Flujo de caja
operativo
MM $
221
221
222
ANÁLISIS ECONÓMICO 22 POZOS PLATEAU 11,000 STB/D
INVERSIONES EN PLATAFORMAS
DETALLE
Construcción de vías de acceso a
plataformas
Líneas de flujo de 4 1/2in y 0,525
Km pozos-Pad
Maniflods de 6 5/8 in
Pigs 6 5/8 in
Bomba de Químicos 6 5/8in
Medidor Multifásico 6 5/8in
Válvulas 6 5/8in
Bombas de transferencia
Multifásicas a CPF (8)
Adecuación de Locación
Cerramiento
Transformadores de alta
Transformadores de baja
Lineas de flujo las bombas hasta
CPF (32,67Km, 10 3/4in)
Lineas de flujo Manifold hasta
bombas (0,1 Km, 6 5/8in)
Otros
Total
PLATAFORMAS
DRN1
DRN2
MM$
MM$
DRA1
MM$
DRE1
MM$
MM$
Total
MM$
1.000
0.278
0.803
1.174
0.908
4.161
0.105
0.105
0.105
0.105
0.105
0.525
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
1.075
0.760
1.000
1.500
0.260
2.400
2.400
2.400
2.400
2.400
12.000
1.500
0.250
0.06
0.025
1.500
0.250
0.06
0.025
1.500
0.250
0.06
0.025
1.500
0.250
0.06
0.025
1.500
0.250
0.06
0.025
7.500
1.250
0.300
0.125
DRN13
17.560
0.033
0.033
0.033
0.033
0.033
0.166
4.818
6.292
5.570
6.095
6.466
6.200
INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES
Detalle
Adquisición, procesamiento e interpretación
sísmica 3 D
Gastos de permisos ambientales
Ingeniería de detalle
Puesta en marcha
Total
Costo
MM$
2.803
0.365
0.183
0.004
3.355
53.000
223
INVERSIONES EN LA ESTACION DE PROCESAMIENTO CPF
Capacidad
STB/D
Separadores trifásicos
Separadores electrostáticos
Bota de gas
Scrubbers
Tanque de lavado
Tanque de surgencia
Tanque de almacenamiento
Mechero
Unidad LACT
Bombas de oleoducto
Oleoducto CPF-Oleoducto SSF (3 Km,
10,75in)
Scada del oleoducto CPF
Sistema de reinyección de agua
Línea de reinyección del agua de 6 5/8in
de 13,8Km
Sistema de Tratamiento Químico
Scada de la estación CPF
Subestación eléctrica 69/13,8 kV
Líneas de transmisión aerea a CPF y
subtransmision a Pads (32,67 Km)
Líneas de transmisión enterrada a CPF y
subtransmision a Pads
Compresores
Sistema Contraincendios
Obras civiles en CPF
Terreno y cerramiento
Otras inversiones
Total CPF
10500
6000
12000
24000
24000
35000
300
Precio
Unidades
unitario
MM $
Total
MM $
0.525
0.45
0.12
0.3
1.92
1.92
2.8
0.2
1.4
0.23
3
2
1
1
1
1
1
1
1
2
1.58
0.90
0.12
0.30
1.92
1.92
2.80
0.20
1.40
0.45
0.97
0.25
1.92
9587
3.66
3
1
0.45
0.80
3.00
6.53
0.00
1
2
2.00
1.00
0.54
0.80
1.67
35.17
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Pozos
Verticales
1
1
0
2
0
1
Pozos
Direccionales
4
1
1
6
1
4
Pozos
reinyectores
1
1
Completación
Simple
0
1
0
3
6
1
Completación
Dual
5
1
1
4
Construcción
CPF
25%
50%
25%
CPF
MM $
Plataformas
MM $
Pozos
MM $
29.79
17.78
57.59
46.34
26.79
52.49
12.79
64.97
20.43
10.14
8.77
7.59
6.56
5.68
4.91
4.25
3.68
Estudios
MM $
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
12.05
12.26
12.05
11.73
10.14
8.77
7.59
6.56
5.68
4.91
4.25
3.68
Producción
Fluidos
BBL/D
144
860
3080
7641
9475
11008
11197
11004
10713
9263
8010
6928
5993
5186
4488
3885
3363
Requerimiento
de generación
MM W
0.0
0.1
0.4
0.9
0.5
0.6
0.4
0.2
0.1
Producción
Petróleo
BBL/D
10.60 8.79 3.355 152
0.00 17.59
927
21.20 8.79
3319
0.00
8660
10.60
11409
0.00
15173
0.00
17294
10.60
18560
19375
18603
17597
16456
15249
14029
12797
11608
10453
Inversión
Producción
MM $
6
0
24
39
12.5
31.5
0
32
6.5
Total
inversiones
MM $
INVERSIONES
224
224
Cambio zona
Año
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
TOTAL
Estudios
MM $
CPF
MM $
Plataformas
MM $
Pozos
MM $
3.23
Producción
Fluidos
BBL/
D
3.36
Requerimient
o de
generación
MM W
151.50 53.00 35.17
MM $
3.19
3.19
2.66
2.66
2.28
2.28
1.95
1.95
1.69
1.69
1.36
1.36
1.07
1.07
0.86
0.86
0.69
0.69
0.50
0.50
0.34
0.34
0.27
0.27
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
116.54 397.41
Producción
Petróleo
BBL/
D
2912
2425
2079
1777
1540
1240
981
782
632
460
310
248
173
130
92
81
49
Inversión
Producción
MM $
9399
8264
7357
6507
5770
5003
4313
3713
3196
2637
2027
1704
1384
1177
981
866
662
225
225
Construcción
CPF
Completación
Dual
Completación
Simple
Cambio zona
Pozos
reinyectores
Pozos
Direccionales
Pozos
Verticales
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Producción
fluidos
STB/D
152
927
3319
8660
11409
15173
17294
18560
19375
18603
17597
16456
15249
14029
12797
11608
10453
1
1
4
10
12
16
16
21
22
22
22
22
22
22
22
22
22
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
1.58
1.40
3.25
4.69
5.86
7.80
7.63
10.28
9.92
9.72
9.59
9.46
9.33
9.21
9.09
8.98
8.87
30.20
4.46
2.89
1.68
1.70
1.94
1.87
2.56
2.54
2.87
3.28
3.74
4.27
4.86
5.55
6.33
7.23
Demanda
combustible
M scf/D
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Costo
reacondici.
MM $
0.01
0.03
0.12
0.32
0.42
0.55
0.63
0.68
0.71
0.68
0.64
0.60
0.56
0.51
0.47
0.42
0.38
Combustible
MM $
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
Mantenimiento
facilidad
MM $
0.95
0.71
1.34
0.29
0.57
0.84
0.51
1.32
0.56
0.41
0.35
0.30
0.26
0.23
0.20
0.17
0.15
Costo Laboral
MM $
0.0054
0.0330
0.1181
0.3082
0.4060
0.5400
0.6155
0.6605
0.6895
0.6620
0.6262
0.5856
0.5427
0.4993
0.4554
0.4131
0.3720
Químicos
MM $
0.35
0.35
1.40
3.50
4.20
5.60
5.60
7.35
7.70
7.70
7.70
7.70
7.70
7.70
7.70
7.70
7.70
Incremento
costo admi
MM $
5
30
108
281
371
493
562
603
630
605
572
535
496
456
416
377
340
Total costo de
operación
MM $
Pozos activos
Año
COSTO DE OPERACIÓN
Costo de
operación
$/STB
226
226
Personal
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
Producción
fluidos
9399
8264
7357
6507
5770
5003
4313
3713
3196
2637
2027
1704
1384
1177
981
866
662
STB/D
22
21
20
20
20
20
16
13
13
11
9
7
4
3
2
2
1
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
Demanda
combustible
M scf/D
8.78
8.32
7.89
7.82
7.75
7.68
6.22
5.12
5.08
4.33
3.58
2.85
1.77
1.40
1.04
1.03
0.67
Costo
reacondici.
MM $
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Combustible
MM $
0.34
0.30
0.27
0.24
0.21
0.18
0.16
0.14
0.12
0.10
0.07
0.06
0.05
0.04
0.04
0.03
0.02
Mantenimient
o facilidad
MM $
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
Costo Laboral
MM $
0.13
0.11
0.09
0.08
0.07
0.05
0.04
0.03
0.03
0.02
0.01
0.01
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Químicos
MM $
0.3345
0.2941
0.2618
0.2316
0.2053
0.1780
0.1535
0.1321
0.1138
0.0938
0.0721
0.0607
0.0493
0.0419
0.0349
0.0308
0.0235
Incremento
costo admi
MM $
7.70
7.35
7.00
7.00
7.00
7.00
5.60
4.55
4.55
3.85
3.15
2.45
1.40
1.05
0.70
0.70
0.35
Total costo de
operación
MM $
305
269
239
211
188
163
140
121
104
86
66
55
45
38
32
28
22
227
$/STB
8.26
9.40
10.40
12.05
13.79
16.98
17.37
17.95
22.00
25.79
31.63
31.50
27.98
29.59
31.02
35.05
37.62
227
operación
Personal
Pozos activos
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Año
0.052
0.314
1.124
2.789
3.459
4.018
4.087
4.016
3.910
3.381
2.924
2.529
2.188
1.893
1.638
1.418
1.228
1.063
0.885
0.759
0.649
0.562
0.453
0.358
Producción
MM STB
FLUJO DE CAJA
2.62
15.69
56.20
139.44
172.93
200.89
204.35
200.82
195.50
169.04
146.18
126.44
109.38
94.64
81.90
70.90
61.38
53.15
44.26
37.94
32.43
28.11
22.63
17.91
Ingresos
MM$
1.58
1.40
3.25
4.69
5.86
7.80
7.63
10.28
9.92
9.72
9.59
9.46
9.33
9.21
9.09
8.98
8.87
8.78
8.32
7.89
7.82
7.75
7.68
6.22
Costo de
operación
MM $
0.10
0.63
2.25
5.58
6.92
8.04
8.17
8.03
7.82
6.76
5.85
5.06
4.38
3.79
3.28
2.84
2.46
2.13
1.77
1.52
1.30
1.12
0.91
0.72
Costo de
transporte,
MM $
0.79
0.70
1.63
2.34
2.93
3.90
3.81
5.14
4.96
4.86
4.79
4.73
4.67
4.60
4.54
4.49
4.44
4.39
4.16
3.95
3.91
3.88
3.84
3.11
Capital
Trabajo, MM $
0.48
2.90
10.40
25.80
31.99
37.16
37.80
37.15
36.17
31.27
27.04
23.39
20.23
17.51
15.15
13.12
11.35
9.83
8.19
7.02
6.00
5.20
4.19
3.31
Regalías,
MM $
0.052
0.314
1.124
2.789
3.459
4.018
4.087
4.016
3.910
3.381
2.924
2.529
2.188
1.893
1.638
1.418
1.228
1.063
0.885
0.759
0.649
0.562
0.453
0.358
$ECORAE,
MM $
29.79
17.78
57.59
46.34
26.79
52.49
12.79
64.97
20.43
10.14
8.77
7.59
6.56
5.68
4.91
4.25
3.68
3.19
2.66
2.28
1.95
1.69
1.36
1.07
Inversión,
MM $
-30.18
-7.24
-19.34
53.54
97.32
90.41
133.95
75.06
117.42
107.87
92.07
78.48
66.75
56.63
47.89
40.35
33.84
28.21
22.67
18.70
14.76
11.81
8.08
6.96
Flujo de caja
operativo
MM $
228
228
0.285
0.231
0.168
0.113
0.091
0.063
0.047
0.034
0.029
0.018
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
14.27
11.54
8.40
5.66
4.53
3.16
2.37
1.68
1.47
0.89
Ingresos
MM$
5.12
5.08
4.33
3.58
2.85
1.77
1.40
1.04
1.03
0.67
Costo de
operación
MM $
0.57
0.46
0.34
0.23
0.18
0.13
0.09
0.07
0.06
0.04
Costo de
transporte,
MM $
2.56
2.54
2.17
1.79
1.43
0.88
0.70
0.52
0.52
0.33
Capital
Trabajo, MM $
2.64
2.14
1.55
1.05
0.84
0.59
0.44
0.31
0.27
0.16
Regalías,
MM $
0.285
0.231
0.168
0.113
0.091
0.063
0.047
0.034
0.029
0.018
$ECORAE,
MM $
24.1
69%
TIR, %
282.49
Precio mínimo requerido, $/STB
Valor actual neto, MM$
VALOR ACTUAL NETO, TASA INTERNA DE RETORNO Y PRECIO MÍNIMO REQUERIDO
Producción
MM STB
Año
0.86
0.69
0.50
0.34
0.27
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Inversión,
MM $
5.35
2.96
1.88
0.73
0.66
1.16
0.57
0.41
0.08
0.18
Flujo de caja
operativo
MM $
229
229
230
ANÁLISIS ECONÓMICO 22 POZOS PLATEAU 9,000 STB/D
INVERSIONES EN PLATAFORMAS
DETALLE
Construcción de vías de acceso a
plataformas
Líneas de flujo de 4 1/2in y 0,525
Km pozos-Pad
Maniflods de 6 5/8 in
Pigs 6 5/8 in
Bomba de Químicos 6 5/8in
Medidor Multifásico 6 5/8in
Válvulas 6 5/8in
Bombas de transferencia
Multifásicas a CPF (8)
Adecuación de Locación
Cerramiento
Transformadores de alta
Transformadores de baja
Lineas de flujo las bombas hasta
CPF (32,67Km, 10 3/4in)
Lineas de flujo Manifold hasta
bombas (0,1 Km, 6 5/8in)
Otros
Total
PLATAFORMAS
DRN1
DRN2
MM$
MM$
DRA1
MM$
DRE1
MM$
MM$
Total
MM$
1.000
0.278
0.803
1.174
0.908
4.161
0.105
0.105
0.105
0.105
0.105
0.525
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
0.215
0.152
0.200
0.300
0.052
1.075
0.760
1.000
1.500
0.260
2.400
2.400
2.400
2.400
2.400
12.000
1.500
0.250
0.06
0.025
1.500
0.250
0.06
0.025
1.500
0.250
0.06
0.025
1.500
0.250
0.06
0.025
1.500
0.250
0.06
0.025
7.500
1.250
0.300
0.125
DRN13
17.560
0.033
0.033
0.033
0.033
0.033
0.166
4.818
6.292
5.570
6.095
6.466
6.200
INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES
Detalle
Adquisición, procesamiento e interpretación
sísmica 3 D
Gastos de permisos ambientales
Ingeniería de detalle
Puesta en marcha
Total
Costo
MM$
2.803
0.365
0.183
0.004
3.355
53.000
231
INVERSIONES EN LA ESTACION DE PROCESAMIENTO CPF
Capacidad
STB/D
Separadores trifásicos
Separadores electrostáticos
Bota de gas
Scrubbers
Tanque de lavado
Tanque de surgencia
Tanque de almacenamiento
Mechero
Unidad LACT
Bombas de oleoducto
Oleoducto CPF-Oleoducto SSF (3 Km,
10,75in)
Scada del oleoducto CPF
Sistema de reinyección de agua
Línea de reinyección del agua de 6 5/8in
de 13,8Km
Sistema de Tratamiento Químico
Scada de la estación CPF
Subestación eléctrica 69/13,8 kV
Líneas de transmisión aerea a CPF y
subtransmision a Pads (32,67 Km)
Líneas de transmisión enterrada a CPF y
subtransmision a Pads
Compresores
Sistema Contraincendios
Obras civiles en CPF
Terreno y cerramiento
Otras inversiones
Total CPF
10500
5000
10000
20000
20000
30000
250
Precio
Unidades
unitario
MM $
Total
MM $
0.525
0.375
0.1
0.3
1.6
1.6
2.4
0.2
1.4
0.19
3
2
1
1
1
1
1
1
1
2
1.58
0.75
0.10
0.30
1.60
1.60
2.40
0.20
1.40
0.38
0.97
0.25
2.47
12359
3.66
3
1
0.45
0.80
3.00
6.53
0.00
1
2
2.00
1.00
0.54
0.80
1.64
34.40
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Pozos
Verticales
1
1
1
0
2
0
Pozos
Direccionales
1
6
1
1
2
2
2
2
Pozos
reinyectores
1
1
Completación
Simple
1
0
3
6
1
2
2
2
3
2
Construcción
CPF
25%
50%
25%
CPF
MM $
Plataformas
MM $
Pozos
MM $
29.59
17.40
57.40
46.34
8.09
43.23
27.56
27.51
46.00
26.90
8.60
7.61
6.74
5.97
5.30
4.67
4.12
Estudios
MM $
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
10.05
10.02
10.04
10.01
9.68
8.60
7.61
6.74
5.97
5.30
4.67
4.12
Producción
Fluidos
BBL/D
144
860
3080
7641
9123
9182
9148
9165
9144
8839
7853
6952
6157
5456
4836
4264
3758
Requerimiento
de generación
MM W
0.0
0.1
0.4
0.9
0.4
0.4
0.4
0.3
0.3
0.2
Producción
Petróleo
BBL/D
10.60 8.60 3.355
152
0.00 17.20
927
21.20 8.60
3319
0.00
8660
0.00
11035
10.60
13334
0.00
15494
0.00
17398
10.60
18930
19834
19578
19124
18517
17716
16832
15890
14910
Inversión
Producción
MM $
6
0
24
39
6.5
18
13
13
19
13
0
0
0
0
0
0
0
Total
inversiones
MM $
INVERSIONES
232
232
Completación
Dual
Cambio zona
Año
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
TOTAL
CPF
MM $
Plataformas
MM $
Pozos
MM $
151.50
3.31
Estudios
MM $
3.36
Producción
Fluidos
BBL/D
53.00 34.40
Requerimiento
de generación
MM W
3.65
3.65
3.19
3.19
2.80
2.80
2.49
2.49
2.16
2.16
1.90
1.90
1.63
1.63
1.35
1.35
1.12
1.12
0.95
0.95
0.80
0.80
0.69
0.69
0.54
0.54
0.43
0.43
0.33
0.33
0.28
0.28
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
117.10 397.32
Producción
Petróleo
BBL/D
3334
2910
2560
2274
1974
1731
1490
1232
1027
868
727
626
490
392
305
252
204
184
167
151
113
Inversión
Producción
MM $
13923
12875
11910
11019
10094
9253
8435
7633
6894
6233
5620
5094
4482
3898
3329
2937
2639
2407
2194
1999
1755
Total
inversiones
MM $
0
233
Construcción
CPF
Completación
Dual
Completación
Simple
Cambio zona
Pozos
reinyectores
Pozos
Direccionales
Pozos
Verticales
Producción
fluidos
152
927
3319
8660
11035
13334
15494
17398
18930
19834
19578
19124
18517
17716
16832
15890
14910
13923
STB/D
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Pozos activos
1
1
4
10
11
13
15
17
20
22
22
22
22
22
22
22
22
22
Personal
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
30.05
4.41
2.89
1.68
1.50
2.03
2.16
2.41
2.78
3.09
3.39
3.80
4.26
4.76
5.32
5.98
6.71
7.49
Demanda
combustible
M scf/D
1.57
1.38
3.25
4.69
4.98
6.79
7.22
8.05
9.29
9.96
9.73
9.65
9.57
9.49
9.40
9.30
9.21
9.12
Costo
reacondici.
MM $
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Combustible
MM $
0.01
0.03
0.12
0.32
0.40
0.49
0.57
0.64
0.69
0.72
0.71
0.70
0.68
0.65
0.61
0.58
0.54
0.51
Mantenimiento
facilidad
MM $
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
Costo Laboral
MM $
0.94
0.70
1.34
0.29
0.06
1.01
0.58
0.58
0.66
0.56
0.34
0.30
0.27
0.24
0.21
0.19
0.16
0.15
Químicos
MM $
0.0054
0.0330
0.1181
0.3082
0.3927
0.4745
0.5514
0.6192
0.6737
0.7058
0.6967
0.6806
0.6590
0.6305
0.5990
0.5655
0.5306
0.4955
Incremento
costo admi
MM $
0.35
0.35
1.40
3.50
3.85
4.55
5.25
5.95
7.00
7.70
7.70
7.70
7.70
7.70
7.70
7.70
7.70
7.70
Total costo de
operación
MM $
5
30
108
281
359
433
504
565
615
645
636
622
602
576
547
516
485
452
Costo de
operación
$/STB
COSTO DE OPERACIÓN
234
Producción
fluidos
12875
11910
11019
10094
9253
8435
7633
6894
6233
5620
5094
4482
3898
3329
2937
2639
2407
2194
1999
1755
STB/D
Pozos activos
21
21
21
20
20
20
17
14
13
12
11
9
8
6
4
3
3
3
3
2
Personal
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
Demanda
combustible
M scf/D
8.68
8.59
8.51
8.08
8.01
7.94
6.82
5.71
5.31
4.91
4.51
3.76
3.37
2.62
1.89
1.51
1.49
1.48
1.46
1.10
Costo
reacondici.
MM $
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Combustible
MM $
0.47
0.43
0.40
0.37
0.34
0.31
0.28
0.25
0.23
0.21
0.19
0.16
0.14
0.12
0.11
0.10
0.09
0.08
0.07
0.06
Mantenimiento
facilidad
MM $
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
0.27
Costo Laboral
MM $
0.13
0.11
0.10
0.09
0.08
0.07
0.05
0.04
0.04
0.03
0.03
0.02
0.02
0.01
0.01
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Químicos
MM $
0.4582
0.4239
0.3921
0.3592
0.3293
0.3002
0.2716
0.2453
0.2218
0.2000
0.1813
0.1595
0.1387
0.1185
0.1045
0.0939
0.0857
0.0781
0.0711
0.0625
Incremento
costo admi
MM $
7.35
7.35
7.35
7.00
7.00
7.00
5.95
4.90
4.55
4.20
3.85
3.15
2.80
2.10
1.40
1.05
1.05
1.05
1.05
0.70
Total costo de
operación
MM $
418
387
358
328
301
274
248
224
203
183
166
146
127
108
95
86
78
71
65
57
Costo de
operación
8.17
9.19
10.26
11.22
12.68
14.60
15.18
15.24
16.74
18.49
19.76
21.05
23.56
23.56
20.62
20.30
22.18
24.27
26.56
26.49
$/STB
Año
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
235
Producción
MM STB
0.052
0.314
1.124
2.789
3.330
3.351
3.339
3.345
3.338
3.226
2.866
2.538
2.247
1.991
1.765
1.556
1.372
1.217
1.062
0.934
0.830
0.721
0.632
0.544
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
FLUJO DE CAJA
2.62
15.69
56.20
139.44
166.49
167.57
166.95
167.25
166.88
161.31
143.31
126.88
112.37
99.57
88.25
77.82
68.58
60.84
53.10
46.71
41.50
36.03
31.58
27.20
Ingresos
MM$
1.57
1.38
3.25
4.69
4.98
6.79
7.22
8.05
9.29
9.96
9.73
9.65
9.57
9.49
9.40
9.30
9.21
9.12
8.68
8.59
8.51
8.08
8.01
7.94
Costo de
operación
MM $
0.10
0.63
2.25
5.58
6.66
6.70
6.68
6.69
6.68
6.45
5.73
5.08
4.49
3.98
3.53
3.11
2.74
2.43
2.12
1.87
1.66
1.44
1.26
1.09
Costo de
transporte, MM
$
0.79
0.69
1.62
2.34
2.49
3.40
3.61
4.03
4.65
4.98
4.86
4.83
4.79
4.74
4.70
4.65
4.60
4.56
4.34
4.30
4.26
4.04
4.01
3.97
Capital
Trabajo, MM $
0.48
2.90
10.40
25.80
30.80
31.00
30.89
30.94
30.87
29.84
26.51
23.47
20.79
18.42
16.33
14.40
12.69
11.26
9.82
8.64
7.68
6.67
5.84
5.03
Regalías,
MM $
0.052
0.314
1.124
2.789
3.330
3.351
3.339
3.345
3.338
3.226
2.866
2.538
2.247
1.991
1.765
1.556
1.372
1.217
1.062
0.934
0.830
0.721
0.632
0.544
$ECORAE,
MM $
29.59
17.40
57.40
46.34
8.09
43.23
27.56
27.51
46.00
26.90
8.60
7.61
6.74
5.97
5.30
4.67
4.12
3.65
3.19
2.80
2.49
2.16
1.90
1.63
Inversión,
MM $
-29.98
-6.84
-19.14
53.53
112.48
75.59
91.05
90.29
69.45
84.59
89.99
78.56
68.56
59.76
51.98
44.83
38.50
33.21
28.45
23.92
20.37
17.17
13.97
10.99
Flujo de caja
operativo
MM $
236
0.450
0.375
0.317
0.265
0.229
0.179
0.143
0.111
0.092
0.074
0.067
0.061
0.055
0.041
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
22.48
18.73
15.85
13.27
11.43
8.94
7.15
5.57
4.59
3.72
3.37
3.05
2.76
2.07
Ingresos
MM$
6.82
5.71
5.31
4.91
4.51
3.76
3.37
2.62
1.89
1.51
1.49
1.48
1.46
1.10
Costo de
operación
MM $
0.90
0.75
0.63
0.53
0.46
0.36
0.29
0.22
0.18
0.15
0.13
0.12
0.11
0.08
Costo de
transporte,
MM $
3.41
2.86
2.65
2.45
2.26
1.88
1.68
1.31
0.95
0.76
0.75
0.74
0.73
0.55
Capital
Trabajo, MM $
4.16
3.47
2.93
2.46
2.11
1.65
1.32
1.03
0.85
0.69
0.62
0.56
0.51
0.38
Regalías,
MM $
0.450
0.375
0.317
0.265
0.229
0.179
0.143
0.111
0.092
0.074
0.067
0.061
0.055
0.041
$ECORAE,
MM $
258.09
24.65
68%
Valor actual neto, MM$
Precio mínimo requerido, $/STB
TIR, %
VALOR ACTUAL NETO, TASA INTERNA DE RETORNO Y PRECIO MÍNIMO REQUERIDO
Producción
MM STB
Año
1.35
1.12
0.95
0.80
0.69
0.54
0.43
0.33
0.28
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Inversión,
MM $
9.36
7.86
5.91
4.52
3.62
2.82
1.80
1.62
1.66
1.49
1.06
0.83
0.62
0.65
Flujo de caja
operativo
MM $
237
238