Intro

El estudio es descriptivo porque se realizará la caracterización geoquímica de las aguas, así como la
determinación de las propiedades permeables del subsuelo en la subcuenca alta del río Carihuaycu.
Intro
El principal objetivo de la inversión sísmica es transformar los datos de
reflexión sísmica en una propiedad de roca cuantitativa, descriptiva del
reservorio. En su forma más simple, los registros de impedancia acústica se
calculan en cada CMP. En otras palabras, si hubiéramos perforado y registrado
pozos en las CMP, ¿cómo se verían los registros de impedancia? En comparación
con el trabajo con amplitudes sísmicas, los resultados de inversión muestran
mayor resolución y admiten interpretaciones más precisas. Esto, a su vez,
facilita mejores estimaciones de las propiedades del yacimiento, como la
porosidad y el pago neto. Un beneficio adicional es que la eficiencia de la
interpretación mejora considerablemente, más que compensando el tiempo
empleado en el proceso de inversión. También se demostrará a continuación que
las inversiones hacen posible la estimación formal de la incertidumbre y el
riesgo.
En varias formas, la inversión sísmica ha existido como una herramienta de
exploración viable durante aproximadamente 25 años. Fue de uso común en 1977
cuando el escritor se unió al laboratorio de investigación de Gulf Oil
Company en Pittsburgh. Durante este tiempo, ha sufrido una severa crisis de
identidad, y ha sido alternativamente elogiado y vilipendiado. ¿Se trata
simplemente de un color sísmico con una rotación de fase de 90 grados o una
ventana única en el depósito? ¿Deberíamos usar los registros de pozo como
información a priori en el proceso de inversión o eso nos estaría diciendo la
respuesta? ¿Cuándo debemos usar la inversión y cuándo no? ¿Y qué tipo:
bloque, basado en el modelo, espiga escasa? En Jason Geosystems ofrecemos
todos estos algoritmos, y algunos más. A continuación, los discutiré
brevemente de una manera algo cualitativa, manteniendo las ecuaciones al
mínimo. Después de todo, son los resultados de la perforación los que cuentan
y en contra de los cuales se medirá cualquier algoritmo.
El método de inversión
La era moderna de la inversión sísmica comenzó a principios de los 80 cuando comenzaron a aparecer
algoritmos que explicaban tanto la amplitud de onda como los espectros de fase. Anteriormente, se
había asumido que todas y cada una de las muestras en una traza sísmica representaban un coeficiente
de reflexión único, no relacionado con ningún otro. Este fue el llamado método recursivo. El método de
integración de trazas era una aproximación popular. En el corazón de cualquiera de los algoritmos de la
generación más reciente se encuentra algún tipo de matemática, generalmente en forma de una función
objetiva que debe minimizarse. Aquí escribiré esa función objetivo, en palabras, en lugar de símbolos y
afirmaré que es válida para todos los algoritmos de inversión modernos, en bloque,
Actualmente, la inversion sismica es un metodo muy utilizado para el mejoramiento de la calidad de los
datos sismicos en pozos productores para generar datos mas precisos y confiables,
Resumen
El Campo Pucuna revertido al Estado ecuatoriano por la empresa Suelopetrol,
tiene una producción de alrededor de 2.000BPPD, es interés de EPPETROECUADOR
incrementar de manera inmediata la producción del Campo,
así como conocer si existen restricciones de producción con las facilidades de
superficie y de completación existentes al momento. Se requiere recuperar las
reservas, mediante trabajos de reacondicionamiento y perforación de pozos.
Este proyecto de Titulación consta de siete capítulos. En el primer capítulo se
detallan los antecedentes del Campo, ubicación geográfica, descripción
geológica, y la descripción de las facilidades de superficie.
En el segundo capítulo se describen la petrofísica, empuje de los yacimientos,
propiedades del fluido y análisis PVT del Campo.
En el tercer capítulo se estudian los historiales de producción, historial de
presiones, estado actual del Campo, completación de pozos, historial de
reacondicionamientos y análisis de las reservas.
En el cuarto capítulo se realiza el análisis nodal de cada pozo utilizando el
software de la empresa Sertecpet, con base en el cual se recomendarán los
cambios de bombas en los pozos seleccionados.
En el quinto capítulo se recomiendan los trabajos de reacondicionamiento para
los pozos seleccionados de los cuales se espera el incremento de producción de
petróleo en el Campo.
En el sexto capítulo se realiza el estudio económico del proyecto según los
costos estimados de los reacondicionamientos de cada pozo y el posible
incremento de producción que se obtendrá al ejecutar los trabajos.
Finalmente, en el séptimo capítulo se presentan las conclusiones y
recomendaciones de los resultados del presente estudio y las propuestas
planteadas para los pozos del Campo.
PRESENTACIÓN
El presente proyecto está enfocado a incrementar la producción de petróleo en el
Campo Pucuna, para lo cual se realizó un estudio mediante el análisis del estado
actual de desarrollo del Campo, las condiciones de operación, evaluación de las
reservas, historiales de cada pozo y análisis nodal.
Para la elaboración del presente proyecto, en los archivos de EP
PETROECUADOR tanto en Quito como en el Distrito Amazónico, se recopiló toda
la información necesaria para conocer la situación actual en la que se encuentran
los pozos, considerando el historial de producción, reservas, arenas productoras,
porosidades, saturaciones, presiones, historial de reacondicionamientos,
completaciones y tipo de levantamiento.
Con los datos disponibles se realizó el análisis de las reservas, análisis nodal
utilizando el software de la empresa Sertecpet y el estudio del comportamiento de
cada pozo.
Posteriormente, con los resultados de los análisis descritos anteriormente y las
pruebas iniciales, se presenta una propuesta técnica para cada pozo que
permitirá incrementar la producción de petróleo del Campo.
Finalmente, se realiza la evaluación económica tomando como indicadores el TIR
y VAN los cuales permitirán determinar la factibilidad y rentabilidad del proyecto.
1.1 ANTECEDENTES
El Campo Pucuna fue descubierto por la Compañía Texaco en el año de 1970
mediante la perforación del pozo Pucuna-01, con una producción inicial de 740
BPPD de la arenisca Hollin y 230 BPPD de la arenisca “T”, considerado a ese
entonces económicamente no rentable. Una vez que esta área fue revertida a
CEPE, esta corporación a base de una campaña de investigación sísmica y de
reinterpretación sísmica del campo, perfora el pozo de desarrollo Pucuna -02 del
cual se obtuvo 2.553 BPPD de 26° API de la arenisca Hollín, 1.583 BPPD de 34°
API de la arenisca “T” y 120 BPPD de 29° API de la arenisca “U” considerandose
rentables.
A inicios del año 2008, el Campo Pucuna fue adjudicado como Campo Marginal
al Consorcio Petrolero CPA, el cual nominó a SUELOPETROL como compañía
operadora y entró en operación en 18 de abril del 2008, con una producción inicial
aproximada de 2.200 BPPD. Como dato histórico relevante cabe mencionar la
producción del pozo Pucuna - 08, misma que fue de 456 BPPD con una gravedad
de 44° API de la arena T superior.
El Campo fue revertido al Estado ecuatoriano el 18 de enero del 2011, al no llegar
a un acuerdo en la negociación, por lo cual pasa a ser operado nuevamente por
EP PETROECUADOR. Al 30 de junio del 2011 el Campo Pucuna cuenta con un
total de 12 pozos productores y un pozo reinyector con una producción
aproximada de 2.300 BPPD.
cuenta con una produccion de 2300 BPPD (2012), con 12 pozo productores y 1 pozo reinyector,
presente proyecto está enfocado a incrementar la producción de petróleo en el Campo Pucuna,
para lo cual se realizó un estudio mediante el análisis del estado
actual de desarrollo del Campo, las condiciones de operación, evaluación de las
reservas, historiales de cada pozo y análisis nodal.
EP PETROECUADOR, principal operador del campo Pucuna, cuenta con una produccion de
2300 BPPD, con 12 pozo productores y 1 pozo reinyector, La producción de crudo proviene de
los reservorios: Basal Tena, U-Inferior, USuperior,
T Superior, T inferior, Hollín inferior y Hollín superior.
El objeto de la inversión sísmica es convertir la visión del intérprete sísmico de los reflejos de la tierra en
función del tiempo a la visión del geólogo de la velocidad de la tierra en función de la profundidad. Esto
no es tan fácil como parece. La razón de esto es que las mediciones de datos sísmicos se toman en la
superficie de la Tierra e implican enviar un pulso de sonido a través de la Tierra y registrar los ecos de
cada interfaz de reflexión. Cuanto más lejos tenga que viajar este pulso de sonido, más se distorsionará
el pulso y menor será la información que podrá llevar a la superficie. Obviamente, perforar un pozo y
ejecutar un conjunto de herramientas de registro nos da mucha más información. Sin embargo, la
ventaja del método sísmico es que la cobertura se puede realizar en grandes áreas de la superficie de la
tierra. Esto es especialmente cierto en el caso de las grandes encuestas tridimensionales que ahora se
adquieren de forma rutinaria. Por esta razón, la inversión sísmica es una herramienta de procesamiento
por lo tanto, se pretende establecer un estudio base de carácter geológico e hidrogeológico en el Área de
Conservación Paluguillo, lo cual generaría información útil para su aplicación en futuras investigaciones y
respalde la toma de decisiones en la gestión integrada de recuperación ecológica de los páramos y en
particular del recurso hídrico de esta zona.
La inversión sísmica es esencialmente un procedimiento muy simple. En una
inversión sísmica, los datos de reflectividad originales, como se suelen
registrar habitualmente, se convierten de una propiedad de interfaz (es
decir, una reflexión) a una propiedad de roca conocida como impedancia, que a
su vez es la multiplicación de la velocidad sónica y la densidad aparente. En
una sección de reflectividad sísmica convencional, las amplitudes fuertes
están asociadas con los límites entre formaciones geológicas, como el
reservorio superior. Este tipo de datos es el más adecuado para la
interpretación estructural. En un conjunto de datos invertidos, las
amplitudes ahora describen las propiedades internas de la roca, como el tipo
de litología, la porosidad o el tipo de fluido en las rocas (salmuera o
hidrocarburos). Los datos invertidos son ideales para la interpretación
estratigráfica y la caracterización de yacimientos.
La Figura 1 compara una sección de reflectividad sísmica convencional con la
forma más simple de inversión, conocida como impedancia relativa, que se
calcula directamente a partir de la sísmica sin entradas del modelo y, por lo
tanto, es una propiedad sísmica robusta y confiable. Este ejemplo particular
utiliza un método desarrollado por BP conocido como inversión coloreada, que
es el mejor tipo de impedancia relativa actualmente disponible.
1.2 UBICACIÓN
El Campo Pucuna se encuentra ubicado en la Provincia Francisco de Orellana, en
el centro oeste de la cuenca oriente; al este el Campo Sacha, al suroeste de los
Campos Paraíso, Biguno, Huachito, y al norte el Campo Palo Azul.
La ubicación geográfica del Campo se suscribe a:
LONGITUD 76°58’ 00” OESTE
77°04’ 00” OESTE
LATITUD 00°13’ 00” SUR
00°18’ 00” SUR
El mapa de ubicación del Campo Pucuna se presenta en la figura 1.1 y figura 1.2.
Figura 1.1 - Mapa de ubicación del Campo Pucuna.
Fuente: Departamento de Cartografía
Elaboración: EP PETROECUADOR
ESTADO ACTUAL DEL CAMPO
3.3.1 ESTADO DE LOS POZOS
Hasta junio del 2011 se ha perforado un total de 13 pozos, de los cuales, 12 están
en producción y 1 es reinyector. La distribución de los pozos en el Campo se
puede ver en el ANEXO 3.1.
La producción de crudo proviene de los reservorios: Basal Tena, U-Inferior, USuperior,
T Superior, T inferior, Hollín inferior y Hollín superior.
PUCUNA – 01
Se encuentra ubicado hacia el flanco noroeste en la parte central del anticlinal
fallado que define a la estructura de Pucuna.
Fue completado inicialmente a flujo natural en marzo de 1971 alcanzando una
profundidad de 10.168 pies; obteniéndose mediante pruebas iniciales resultados
positivos en la arenas T y Hollín, siendo Hollín el intervalo que ha acumulado más
hidrocarburo.
Las pruebas iniciales en este pozo dieron a Hollín como altamente prospectivo
con una prueba inicial de 740 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal
de fluido de 88 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 24 BPPD, un caudal de
agua de 64 BAPD con 72,2% de BSW y 31 ˚API.
PUCUNA – 02
Su posición geológica está en el centro del alto Pucuna, a una longitud W 76° 59’
37,63”; y una latitud S 00° 15’ 30,93”, a una distancia al pozo PUC – 01 de 800
metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de
desarrollo.
Se inició la perforación en abril de 1987 alcanzando una profundidad de 10.150
pies. Fue completado inicialmente a flujo natural el 08 de noviembre de 1987,
obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en las arenas Hollín
inferior y Hollín superior con una producción de 2.553 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas Hi y Hs, con un
caudal de fluido de 248 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 224 BPPD, un
caudal de agua de 24 BAPD con 9,7% de BSW y 31,6 ˚API.
46
PUCUNA – 03
Su posición geológica está al SSE del alto estructural Pucuna, a una longitud W
76° 59’ 35,37”; y una latitud S 00° 15’ 58,45”, a una distancia al pozo PUC – 02
de 2000 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo
de desarrollo.
Se inició la perforación en diciembre de 1987 alcanzando una profundidad de
9.850 pies. Fue completado el 14 de abril de 1988, obteniéndose resultados
positivos de las pruebas iniciales en la arena T con una producción de 3.725
BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas Ui y T, con un
caudal de fluido de 408 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 402 BPPD, un
caudal de agua de 6 BAPD con 1,5% de BSW y 31,5 ˚API.
PUCUNA – 04
Su posición geológica está al norte del alto estructural Pucuna, a una longitud W
76° 59’ 35,67”; y una latitud S 00° 15’ 00”, a una distancia al pozo más cercano
PUC-02 de 950 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es
pozo de desarrollo.
Se inició la perforación en diciembre de 1987 alcanzando una profundidad de
9870 pies, fue completado en febrero de 1988.
Fue seleccionado como el candidato más adecuado para ser convertido en pozo
reinyector debido a su baja prospectividad productiva. El registro a hueco abierto
mostro que Hollín inferior estaba totalmente saturada de agua, y a nivel
estructural de Hollín los pozos vecinos presentaron características similares en
cuanto a saturación de agua. Por lo que se realizó el procedimiento para
convertirlo en pozo reinyector el 10 de diciembre del 2009.
47
PUCUNA – 05
Se inició la perforación a principios de 1989 y fue completado el 28 de mayo 1989.
Las pruebas iniciales en este pozo dieron a la arena T como altamente
prospectivo con una prueba inicial de producción de 967 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Hs, con un caudal
de fluido de 1.068 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 214 BPPD, un
caudal de agua de 854 BAPD con 80% de BSW y 24.8 ˚API.
PUCUNA – 06
Su posición geológica está al norte del alto estructural Pucuna, a una longitud W
76° 59’ 58,54”; y una latitud S 00° 15’ 16,60”, a una distancia al pozo PUC – 01
de 850 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de
desarrollo.
Se inició la perforación en enero de 1989 alcanzando una profundidad de 9.950
pies. Fue completado el 29 de marzo de 1989, obteniéndose resultados positivos
de las pruebas iniciales en la arena Hollín inferior con una producción de 615
BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena U, con un caudal de
fluido de 96 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 94 BPPD, un caudal de
agua de 2 BAPD con 2.1% de BSW y 29.8 ˚API.
PUCUNA – 07
Su posición está a una longitud W 77° 00’ 07,69”; y una latitud S 00° 16’ 36,43”, y
a una distancia al pozo PUC – 05 de 770 metros. Tiene una estructura de tipo
anticlinal y su clasificación es de avanzada.
48
Se inició la perforación en septiembre de 1991 alcanzando una profundidad de
9.800 pies. Fue completado el 30 de septiembre de 1991, obteniéndose
resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena U inferior con una
producción de 283 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal
de fluido de 268 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 267 BPPD, un caudal
de agua de 1 BAPD con 0,4% de BSW y 30.9 ˚API.
PUCUNA – 08
Se inició la perforación el 11 de agosto de 1993 y fue completado inicialmente a
flujo natural el 27 de agosto de 1993, obteniéndose resultados positivos de las
pruebas iniciales en la arena U superior con una producción de 576 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ts, con un caudal
de fluido de 98 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 95 BPPD, un caudal de
agua de 3 BAPD con 3.1% de BSW y 32.4 ˚API.
PUCUNA – 09
Su posición geológica está en la parte norte de la estructura Pucuna a una
longitud W 76° 59’ 57,64”; y una latitud S 00° 15’ 00,16”, a una distancia al pozo
más cercano PUC – 06 de 630 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su
clasificación es pozo de avanzada.
Se inició la perforación en julio de 1993 alcanzando una profundidad de 9.950
pies. Fue completado el 12 de septiembre de 1993 con bombeo hidráulico.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Basal Tena, con un
caudal de fluido de 139 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 116 BPPD, un
caudal de agua de 23 BAPD con 16.5% de BSW y 29.8 ˚API.
49
PUCUNA – 10
Su posición geológica está al este del anticlinal Pucuna, a una longitud W 76° 59’
49,60”; y una latitud S 00° 16’ 17,93”, a una distancia al pozo más cercano PUC –
05 de 610 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo
de avanzada.
Se inició la perforación en septiembre de 1993 alcanzando una profundidad de
9.940 pies. Fue completado el 12 de diciembre de 1993 con bombeo hidráulico,
obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena U con una
producción de 1.016 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal
de fluido de 226 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 216 BPPD, un caudal
de agua de 10 BAPD con 4.4% de BSW y 30.6 ˚API.
PUCUNA – 11
Su posición geológica está al este del alto Pucuna, con una longitud W 76° 59’
29,55”; y una latitud S 00° 15’ 44,01”, con una distancia al pozo mas cercano PUC
– 03 de 555 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es
pozo de desarrollo.
Se inició la perforación en enero de 1994 alcanzando una profundidad de 9.950
pies. Fue completado el 24 de febrero de 1994 con bombeo hidráulico.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal
de fluido de 193 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 186 BPPD, un caudal
de agua de 7 BAPD con 3.6% de BSW y 31 ˚API.
50
PUCUNA – 12
Su posición geológica está al centro del alto norte Pucuna, a una longitud W 76°
59’ 52,88”; y una latitud S 00° 15’ 59,48”, a una distancia al pozo más cercano de
550 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de
desarrollo.
Se inició la perforación el 15 de febrero de 1994 alcanzando una profundidad de
9.930 pies. Fue completado el 5 de octubre de 1994 para producir en bombeo
hidráulico, obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena
Hollín con una producción de 1.740 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal
de fluido de 386 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 382 BPPD, un caudal
de agua de 4 BAPD con 1% de BSW y 30.2 ˚API.
PUCUNA – 13
Se encuentra ubicado en el extremo norte de la estructura Pucuna representando
el pozo estructuralmente más bajo en la misma.
Fue completado el 31 de marzo de 1994. Los resultados de las pruebas iniciales
de los intervalos abiertos en las areniscas Hollín, T y U no fueron positivos.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas U y T, con un
caudal de fluido de 118 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 87 BPPD, un
caudal de agua de 31 BAPD con 26.3% de BSW y 30.1 ˚API.
7.1 CONCLUSIONES
El Campo Pucuna fue revertido al Estado Ecuatoriano el 18 de enero del
2011, al no llegar a un acuerdo en la negociación propuesta, por lo cual
pasa a ser operado nuevamente por EP PETROECUADOR, con un total de
12 pozos productores y un pozo reinyector con una producción aproximada
de 2.300 BPPD con 25,6% de BSW de 30,8 °API y una producción de gas
de 554 MPC a junio del 2011.
Este Campo tiene como único levantamiento artificial el bombeo hidráulico
tipo jet, de los principales yacimientos productivos que son: Basal Tena, U
superior, U inferior, T superior, T inferior y Hollín.
Las acumulaciones de hidrocarburos en el Campo Pucuna, son controladas
en primer lugar por la estructura y luego por la geometría de las facies de
las distintas arenas productoras del Campo.
El mecanismo de producción de las arenas de la formación Hollín es por
empuje hidráulico, mientras que las arenas de la formación Napo producen
por gas en solución y empuje parcial de agua. No hay presencia de
intrusión de agua en las formaciones U y T, a excepción de la formación
Hollín, que ya manifestó este comportamiento y se conoce la presencia de
un acuífero en el mismo.
La producción del campo es apoyada por el sistema de bombeo hidráulico
tipo jet en todos sus pozos, algunos de ellos fueron originalmente probados
132
y producidos a flujo natural pero por la declinación de su producción hubo
necesidad de recurrir al levantamiento artificial.
El Software Claw Pump para bombeo hidráulico tipo jet nos permite
modelar el comportamiento de un pozo mediante la generación del IPR del
pozo, la selección de la bomba jet y análisis nodal.
De acuerdo a los resultados del análisis nodal obtenido en este estudio, se
concluye que el trabajo de las bombas instaladas en los pozos es en su
gran mayoría satisfactorio.
Los trabajos propuestos para incrementar la producción de petróleo en el
Campo se presentan luego del análisis del historial de producción y
reacondicionamiento, análisis de reservas, sistema de producción actual y
análisis nodal, dichos trabajos se presentan en el siguiente cuadro:
REACONDICIONAMIENTOS
POZO TRABAJO PROPUESTO
PUCUNA - 01 Cerrar Pozo
PUCUNA - 02 Coiled tubing. Tomar B´ up para las arenas Hs+Hi
PUCUNA - 03 Continuar produciendo
PUCUNA - 05 Abrir a producción arena Hi
PUCUNA - 06 Continuar produciendo
PUCUNA - 07 Evaluar y punzonar arenas Hollín, T y Basal Tena.
PUCUNA - 08 Continuar produciendo
PUCUNA - 09 Continuar produciendo y tomar B up para la arena Basal Tena
PUCUNA - 10 Continuar produciendo
PUCUNA - 11 Continuar produciendo y tomar B up para la arena U
PUCUNA - 12 Continuar produciendo y tomar B up para la arena T
PUCUNA - 13 Continuar produciendo
PERFORACIONES
PUCUNA - 14 Perforación
PUCUNA - 15 Perforación
Modernización de las Facilidades de producción de la Estación Pucuna
133
Considerando las reservas probadas remanentes, este proyecto es viable,
considerando las reparaciones propuestas en los pozos y la perforación de
nuevos pozos, plan de desarrollo que fue ya establecido por EP
PETROECUADOR, el cual también se contempla en el presente estudio.
De acuerdo a la proyección de producción entregada por la Coordinación
de Yacimientos, se estima para el año 2013 obtener la máxima producción,
que alcanza los 2.709 BPPD; considerando la producción de agua, en el
caso de que el BSW del campo alcanzará el 60%, la producción llegaría a
aproximadamente a 5.000 BFPD, que sumados a los +-15.000 BPPD que
se inyectan en el Sistema Power Oil, se llega a un total de 21.000 BFPD
que se deberían dar tratamiento; con lo cual la capacidad actual de
separación sería insuficiente, por lo que es necesario tomar acciones a
mediano y largo plazo que permitan satisfacer los requerimientos e iniciar la
Modernización de las Facilidades de la Estación.
Para la realización del análisis económico del presente proyecto se
consideró una tasa de actualización anual de 12%, valor sugerido por el
Departamento de Ingeniería Económica de Petroproducción. Se considero
una declinación de producción anual de 16%, por lo que el proyecto
establece una declinación mensual de 1,33%, siendo el mensual de 30
días.
Luego de realizarse el análisis económico de este proyecto de titulación se
presentan los siguientes resultados:
Resultados del primer escenario con precio de 75,67 $/bl.
Inversión Total (USD) 16.706.440
Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) % 22,43%
Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) % 1034,35%
Valor Actual Neto (VAN) USD 15.694.752
Beneficio/Costo 1,96
134
Resultados del segundo escenario con precio de 83,90 $/bl.
Inversión Total (USD) 16.706.440
Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) % 26,72%
Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) % 1614,72%
Valor Actual Neto (VAN) USD 19.199.155
Beneficio/Costo 2,18
Resultados del tercer escenario con precio de 97,96 $/bl.
Inversión Total (USD) 16.706.440
Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) % 33,86%
Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) % 3209,47%
Valor Actual Neto (VAN) USD 25.186.020
Beneficio/Costo 2,54
De los datos exhibidos resulta que este proyecto de incremento de
producción de petróleo del Campo Pucuna es rentable.