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EVALUACIÓN TÉCNICA Y FINANCIERA DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO PARA DOS POZOS TIPO DEL CAMPO CHICHIMENE

MARIA MÓNICA SIERRA CÉSPEDES

FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMÉRICA FACULTAD DE INGENIERÍAS

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BOGOTÁ

2017

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EVALUACIÓN TÉCNICA Y FINANCIERA DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO PARA DOS POZOS TIPO DEL CAMPO CHICHIMENE

MARIA MÓNICA SIERRA CÉSPEDES

Proyecto Integral de Grado para optar al título de: INGENIERO DE PETRÓLEOS

Director Luzmila Niño Hernández Ingeniero de Petróleos

FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMÉRICA FACULTAD DE INGENIERÍAS

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BOGOTÁ

2017

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Nota de aceptación

Presidente del Jurado

Jurado

Jurado Bogotá, marzo de 2017

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DIRECTIVAS DE LA UNIVERSIDAD Presidente de la Universidad y Rector del Claustro.

Dr. Jaime Posada Díaz Vicerrector de Desarrollo y Recursos Humanos.

Dr. Luis Jaime Posada García-Peña Vicerrectora Académica y de Posgrados.

Dra. Ana Josefa Herrera Vargas Secretario General.

Dr. Juan Carlos Posada García-Peña Decano de Facultad.

Dr. Julio Cesar Fuentes Arismendi Director (E) Programa Ingeniería de Petróleos.

Dr. Edgar David Cedeño Ligarreto

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Las directivas de la Universidad de América, los jurados calificadores y el cuerpo docente no son responsables por los criterios e ideas expuestas en el presente documento. Estos corresponden únicamente a el autor.

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A mi Mama, mi Hermanito y mis Abuelos quienes son mi modelo a seguir; a mi familia;

quienes siempre me acompañaron en este proceso, y estuvieron en cada momento dándome apoyo y guiándome sin falta; a Ernesto por su incondicional apoyo y

permanencia. También debo agradecer infinitamente al ingeniero Andres Zarate y su familia; por el constante apoyo y acogimiento.

A mi abuelito y mi papá a quienes dedico este trabajo de grado.

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CONTENIDO

pág.

INTRODUCCIÓN 32 OBJETIVOS 33 1. GENERALIDADES DEL CAMPO CHICHIMENE 34 1.1 RESEÑA HISTÓRICA DEL CAMPO 34 1.2 LOCALIZACIÓN 34 1.3 MODELO GEOLÓGICO 37 1.3.1 Columna Estratigráfica 37 1.3.2 Estratigrafía 38 1.3.2.1 Basamento 38 1.3.2.2 Formación Une 38 1.3.2.3 Formación Gachetá 38 1.3.2.4 Formación Guadalupe 38 1.3.2.5 Formación Barco 39 1.3.2.6 Formación Los Cuervos 39 1.3.2.7 Formación Mirador 39 1.3.2.8 Formación Carbonera 40 1.3.2.9 Formación León 41 1.3.2.10 Formación Guayabo 42 1.3.2.11 Formación Necesidad 42 1.3.3 Geología estructural 42 1.3.4 Estructura del Campo Chichimene 42 1.3.5 Geología del Petróleo 42 1.3.5.1 Roca Generadora 43 1.3.5.2 Roca Reservorio 43 1.3.5.3 Migración 43 1.3.5.4 Roca Sello 43 1.3.5.5 Trampa 43 1.4 HISTORIA DE PRODUCCIÓN 44 1.4.1 Mecanismos de producción 44 1.4.2 Tiempo de producción 44 1.4.3 Número de Pozos 45 1.4.4 Producción acumulada 46 1.4.5 Propiedades Roca-Fluido 47 1.4.6 Historia de presiones 47 2. DESCRIPCIÓN Y FUNDAMENTO DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 49 2.1 BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS 50 2.2 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 51 2.3 BOMBEO HIDRÁULICO 52

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3. DESCRIPCIÓN DE PROBLEMAS DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Y LOS DATOS DE LOS POZOS TIPO DEL CAMPO CHICHIMENE 53 3.1 CARACTERíSTICAS DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO DEL CAMPO CHICHIMENE 53 3.1.1 Gravedad API 54 3.1.2 Viscosidad 54 3.2 LIMITACIONES OPERATIVAS 54 3.3 PROBLEMAS PRESENTES EN EL BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS DEL CAMPO CHICHIMENE 55 3.3.1 Falla en las varillas 57 3.3.2 Falla en la bomba 57 3.3 PROBLEMAS PRESENTES EN EL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE DEL CAMPO CHICHIMENE 58 3.4 INFORMACIÓN REQUERIDA PARA LA SIMULACIÓN DE LA PRODUCCIÓN PARA EL CAMPO CHICHIIMENE 60 3.6 Método de selección 60 3.6.1 Bajo caudal de petróleo y bajo caudal de agua 64 3.7 DETERMINACIÓN DE LOS POZOS TIPO PARA EL ESTUDIO 66 4. ANÁLISIS NODAL 68 4.1 FLUJO DE FLUIDOS 70 4.2.1 Estados del flujo del fluido 71 4.2.1.1 Flujo contínuo 71 4.2.1.2 Flujo Semicontinuo 71 4.2.1.3 Flujo no continuo 71 4.2.2 Índice de productividad (J) 72 4.2.3 Flujo multifásico en tuberías verticales 73 4.3 CORRELACIONES DEL COMPORTAMIENTO DEL FLUIDO DEL CAMPO CHICHIMENE 75 4.4 DESARROLLO DEL MODELO DE SIMULACIÓN 77 4.4.1 Recopilación y análisis de la información 77 4.5 SIMULACIÓN DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL SOFTWARE SYAL 78 4.5.1 Uso del simulador Syal para el Bombeo Hidraulico 78 4.6 SIMULACIÓN DE BOMBEO BES Y PCP EN EL SOFTWARE PIPESIM 81 5. RESULTADOS 85 5.1 INFORMACIÓN DE LOS POZOS 85 5.1.1 Información de los pozos reales 85 5.1.2 Información de los pozos tipo 85 5.2 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN POZOS REALES 89 5.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN POZOS TIPO 95 5.4 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE LOS POZOS TIPO 106 5.4.1 Diseño del bombeo hidráulico 106 6. ANÁLISIS FINANCIERO 107 6.1 ANÁLISIS DE INVERSIÓN (CAPEX) 107 6.1.1 Inversión para la implementación del BES 108 6.1.2 Inversión para la implementación del PCP 108 6.1.3 Inversión para la implementación del Bombeo Hidráulico 109

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6.2 ANÁLISIS DE COSTOS DE OPERACIÓN (OPEX) 109 6.2.1 Costos de operación 110 6.2.2 Costos de mantenimiento 110 6.2.3 Costos de energía y de producción de petróleo para BES 111 6.3 ANÁLISIS DE INGRESOS 111 6.3.1 Precio de venta del crudo 111 6.3.2 Regalías 112 6.3.3 Costo de los barriles de diluyente 112 6.3.4 Costo de transporte de diluyente y de la mezcla de petróleo y diluyente 112 6.4 ANALISIS DE IMPUESTO DE RENTA 112 6.5 EVALUACIÓN FINANCIERA 113 6.5.1 Valor Presente Neto 113 6.5.2 Flujo de Caja 114 6.5.3 Tasa Interna de Retorno (TIR) 114 6.6 POZO TIPO 1 115 6.6.1.1 Costos de mantenimiento anual 115 6.6.1.2 Costos de producción de petróleo 116 6.6.1.3 Costos de energía 117 6.6.1.4 Costos de operación 118 6.6.2 Análisis de ingresos 118 6.6.2.1 Costo de los barriles de diluyente 119 6.6.2.2 Costo de transporte de diluyente 120 6.6.2.3 Costo de transporte la mezcla (Petróleo y diluyente) 121 6.6.2.4 Costos de transporte 122 6.6.3 Análisis de impuesto de renta 122 6.6.3.1 Impuesto de renta del BES para el Pozo Tipo 1 122 6.6.3.2 Impuesto de renta del PCP para el Pozo Tipo 1 124 6.6.3.3 Impuesto de renta del Hidráulico para el Pozo Tipo 1 125 6.6.3.4 Flujo de caja del BES para el Pozo Tipo 1 126 6.6.3.5 Evaluación con el indicador VPN 126 6.6.3.6 Flujo de caja del PCP para el Pozo Tipo 1 127 6.6.3.7 Flujo de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 1 128 6.6.4 Conclusión financiera desde el punto de vista VPN 129 6.6.5 Evaluación con el indicador TIR 129 6.6.6 Conclusión de la evaluación financiera desde el punto de vista de la TIR 130 6.7 POZO TIPO 2 130 6.7.1 Análisis de costos de operación (opex) 130 6.7.1.1 Costos de mantenimiento anual 131 6.7.1.2 Costos de producción de petróleo 131 6.7.1.3 Costos de energía 132 6.7.1.4 Costos de operación 133 6.7.2 Análisis de ingresos 134 6.7.2.1 Costo de los barriles de diluyente 134 6.7.2.2 Costo de transporte de diluyente 135 6.7.2.3 Costo de transporte de la mezcla (Petróleo y diluyente) 136 6.7.2.4 Costos de transporte 137 6.7.3 Análisis de impuesto de renta 137 6.7.3.1 Impuesto de renta del BES para el Pozo Tipo 2 137 6.7.3.2 Impuesto de renta del PCP para el Pozo Tipo 2 139

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6.7.3.3 Impuesto de renta del Hidráulico para el Pozo Tipo 2 140 6.7.3.4 Flujo de caja del BES para el Pozo Tipo 2 141 6.7.3.5 Evaluación con el indicador VPN 141 6.7.3.6 Flujo de caja del PCP para el Pozo Tipo 2 142 6.7.3.7 Flujo de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 2 143 6.7.4 Conclusión financiera desde el punto de vista VPN 144 6.7.5 Evaluación con el indicador TIR 144 6.7.6 Conclusión de la evaluación financiera desde el punto de vista de la TIR 145 6.8 POZO TIPO 3 145 6.8.1 Análisis de costos de operación (opex) 146 6.8.1.1 Costos de mantenimiento anual 146 6.8.1.2 Costos de producción de petróleo 146 6.8.1.3 Costos de energía 147 6.8.1.3 Costos de operación 148 6.8.2 Análisis de ingresos 149 6.8.2.1 Costo de los barriles de diluyente 149 6.8.2.2 Costo de transporte de diluyente 150 6.8.2.3 Costo de la mezcla (Petróleo y diluyente) 151 6.8.2.4 Costos de transporte 152 6.8.3 Análisis de impuesto de renta 152 6.8.3.1 Impuesto de renta del BES para el Pozo Tipo 3 152 6.8.3.2 Impuesto de renta del PCP para el Pozo Tipo 3 154 6.8.3.3 Impuesto de renta del Hidráulico para el Pozo Tipo 2 155 6.8.3.4 Flujo de caja del BES para el Pozo Tipo 3 156 6.8.3.5 Evaluación con el indicador VPN 156 6.8.3.6 Flujo de caja del PCP para el Pozo Tipo 3 157 6.8.3.7 Flujo de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 3 158 6.8.4 Conclusión financiera desde el punto de vista VPN 158 6.8.5 Evaluación con el indicador TIR 159 6.8.6 Conclusión de la evaluación financiera desde el punto de vista de la TIR 160 6.9 POZO TIPO 4 160 6.9.1 Análisis de costos de operación (opex) 160 6.9.1.1 Costos de mantenimiento anual 160 6.9.1.2 Costos de producción de petróleo 161 6.9.1.3 Costos de energía 162 6.9.1.4 Costos de operación 163 6.9.2 Análisis de ingresos 163 6.9.2.1 Costo de los barriles de diluyente 164 6.9.2.2 Costo de transporte de diluyente 165 6.9.2.3 Costo de la mezcla (Petróleo y diluyente) 165 6.9.2.4 Costos de transporte 166 6.9.3 Análisis de impuesto de renta 167 6.9.3.1 Impuesto de renta del BES para el Pozo Tipo 4 167 6.9.3.2 Impuesto de renta del PCP para el Pozo Tipo 4 168 6.9.3.3 Impuesto de renta del Hidráulico para el Pozo Tipo 4 169 6.9.3.4 Flujo de caja del BES para el Pozo Tipo 4 171 6.9.3.5 Evaluación con el indicador VPN 171 6.9.3.6 Flujo de caja del PCP para el Pozo Tipo 4 172 6.9.3.7 Flujo de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 4 172

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6.9.4 Conclusión financiera desde el punto de vista VPN 173 6.9.5 Evaluación con el indicador TIR 174 6.9.6 Conclusión de la evaluación financiera desde el punto de vista de la TIR 175 7. CONCLUSIONES 178 8. RECOMENDACIONES 180 BIBLIOGRAFÍA 181 ANEXOS 184

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LISTA DE TABLAS

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Tabla 1. Estado de los pozos en el Campo Chichimene 45 Tabla 2. Propiedades de las Unidades K1, K2 y T2 47 Tabla 3. Número de pozos y fallas en las Bombas PCP 55 Tabla 4. Runlife de fallas del Sistema PCP 56 Tabla 5. Runlife o vida media de la bomba en el Campo Chichimenene 59 Tabla 6. Información Pozo Chichimene South West-64 86 Tabla 7. Información Pozo Chichimene 125 86 Tabla 8. Información Pozo Chichimene 161 87 Tabla 9. Información Pozo Chichimene 140 87 Tabla 10. Pozo tipo 1 88 Tabla 11. Pozo tipo 2 88 Tabla 12. Pozo tipo 3 88 Tabla 13. Pozo tipo 4 88 Tabla 14. Matriz comparativa Pozo Tipo 1 96 Tabla 15. Matriz comparativa Pozo Tipo 2 96 Tabla 16. Matriz comparativa Pozo Tipo 3 96 Tabla 17. Matriz comparativa Pozo Tipo 4 97 Tabla 18. Seleción de la bomba hiráulica Pozo Tipo 1 99 Tabla 19. Seleción de la bomba hidráulica Pozo Tipo 2 101 Tabla 20. Seleción de la bomba hidráulica Pozo Tipo 3 103 Tabla 21. Selecion de la bomba hidráulica Pozo Tipo 4 105 Tabla 22. Diseño del Bombeo Hidráulico 106 Tabla 23. Costos de inversión inicial para el BES en cada pozo tipo 108 Tabla 24. Costos de inversión para el BES en cada pozo tipo en periodo cero 108 Tabla 25. Costos de inversión inicial para el PCP en cada pozo tipo 108 Tabla 26. Costos de inversión para el PCP en cada pozo tipo en periodo cero 109 Tabla 27. Costo de inversión inicial para el Hidráulico en cada pozo tipo 109 Tabla 28. Costos de inversión para el Hidráulico en cada pozo tipo en periodo cero 109 Tabla 29. Costos de mantenimiento para el BES en los pozos tipo 110 Tabla 30. Costos de mantenimiento para el PCP en los pozos tipo 110 Tabla 31. Costos de mantenimiento para el Hidráulico en los pozos tipo 110 Tabla 32. Costo de producción y energía 111 Tabla 33. Precio de venta del crudo 112 Tabla 34. Porcentaje de regalías 112 Tabla 35. Costo de los barriles de diluyente 112 Tabla 36. Costo de transporte del petróleo y el diluyente 112 Tabla 37. Impuesto de renta 113 Tabla 38. Costos del Mantenimiento anual de BES en el Pozo Tipo 1 115 Tabla 39. Costos del Mantenimiento anual de PCP en el Pozo Tipo 1 115 Tabla 40. Costos del Mantenimiento anual de Hidráulico en el Pozo Tipo 1 116 Tabla 41. Costos de producción de petróleo para el BES en el Pozo Tipo 1 116 Tabla 42. Costos de producción de petróleo para el PCP en el Pozo Tipo 1 116 Tabla 43. Costos de producción de petróleo para el Hidráulico en el Pozo Tipo 1 117

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Tabla 44. Costos de energía para el BES en el Pozo Tipo 1 117 Tabla 45. Costos de energía para el PCP en el Pozo Tipo 1 117 Tabla 46. Costos de energía para el Hidráulico en el Pozo Tipo 1 118 Tabla 47. Costo total de operación para el BES en el Pozo Tipo 1 118 Tabla 48. Costo total de operación para el PCP en el Pozo Tipo 1 118 Tabla 49. Costo total de operación para el Hidráulico en el Pozo Tipo 1 118 Tabla 50. Ingresos para el BES del Pozo Tipo 1 119 Tabla 51. Ingresos para el PCP del Pozo Tipo 1 119 Tabla 52. Ingresos para el Hidráulico del Pozo Tipo 1 119 Tabla 53. Costo de los barriles de diluyente para BES en el Pozo Tipo 1 119 Tabla 54. Costo de los barriles de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 1 120 Tabla 55. Costo de los barriles de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 1 120 Tabla 56. Costo de transporte de diluyente para BES en el Pozo Tipo 1 120 Tabla 57. Costo de transporte de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 1 120 Tabla 58. Costo de transporte de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 1 121 Tabla 59. Costo de transporte de la mezcla para BES en el Pozo Tipo 1 121 Tabla 60. Costo de transporte de la mezcla para PCP en el Pozo Tipo 1 121 Tabla 61. Costo de transporte de la mezcla para Hidráulico en el Pozo Tipo 1 121 Tabla 62. Costo total de transporte para el BES en el Pozo Tipo 1 122 Tabla 63. Costo total de transporte para el PCP en el Pozo Tipo 1 122 Tabla 64. Costo total de transporte para el Hidráulico en el Pozo Tipo 1 122 Tabla 65. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 1 con el BES 123 Tabla 66. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 1 con el PCP 125 Tabla 67. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 1 con el Hidráulico 126 Tabla 68. VPN para el Pozo Tipo 1 129 Tabla 69. TIR para el BES del Pozo Tipo 1 129 Tabla 70. TIR para el PCP del Pozo Tipo 1 130 Tabla 71. TIR para el Hidráulico del Pozo Tipo 1 130 Tabla 72. Costos del Mantenimiento anual de BES en el Pozo Tipo 2 131 Tabla 73. Costos del Mantenimiento anual de PCP en el Pozo Tipo 2 131 Tabla 74. Costos del Mantenimiento anual de Hidráulico en el Pozo Tipo 2 131 Tabla 75. Costos de producción de petróleo para el BES en el Pozo Tipo 2 131 Tabla 76. Costos de producción de petróleo para el PCP en el Pozo Tipo 2 132 Tabla 77. Costos de producción de petróleo para el Hidráulico en el Pozo Tipo 2 132 Tabla 78. Costos de energía para el BES en el Pozo Tipo 2 132 Tabla 79. Costos de energía para el PCP en el Pozo Tipo 2 133 Tabla 80. Costos de energía para el Hidráulico en el Pozo Tipo 2 133 Tabla 81. Costo total de operación para el BES en el Pozo Tipo 2 133 Tabla 82. Costo total de operación para el PCP en el Pozo Tipo 2 133 Tabla 83. Costo total de operación para el Hidráulico en el Pozo Tipo 2 134 Tabla 84. Ingresos para el BES del Pozo Tipo 2 134 Tabla 85. Ingresos para el PCP del Pozo Tipo 2 134 Tabla 86. Ingresos para el Hidráulico del Pozo Tipo 2 134 Tabla 87. Costo de los barriles de diluyente para BES en el Pozo Tipo 2 135 Tabla 88. Costo de los barriles de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 2 135 Tabla 89. Costo de los barriles de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 2 135 Tabla 90. Costo de transporte de diluyente para BES en el Pozo Tipo 2 135 Tabla 91. Costo de transporte de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 2 136 Tabla 92. Costo de transporte de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 2 136

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Tabla 93. Costo de transporte de la mezcla para BES en el Pozo Tipo 2 136 Tabla 94. Costo de transporte de la mezcla para PCP en el Pozo Tipo 2 136 Tabla 95. Costo de transporte de la mezcla para Hidráulico en el Pozo Tipo 2 137 Tabla 96. Costo total de transporte para el BES en el Pozo Tipo 2 137 Tabla 97. Costo total de transporte para el PCP en el Pozo Tipo 2 137 Tabla 98. Costo total de transporte para el Hidráulico en el Pozo Tipo 2 137 Tabla 99. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 2 con el BES 138 Tabla 100. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 2 con el PCP 140 Tabla 101. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 2 con el Hidráulico 141 Tabla 102. VPN para el Pozo Tipo 2 144 Tabla 103. TIR para el BES del Pozo Tipo 2 144 Tabla 104. TIR para el PCP del Pozo Tipo 2 145 Tabla 105. TIR para el Hidráulico del Pozo Tipo 2 145 Tabla 106. Costos del Mantenimiento anual de BES en el Pozo Tipo 3 146 Tabla 107. Costos del Mantenimiento anual de PCP en el Pozo Tipo 3 146 Tabla 108. Costos del Mantenimiento anual de Hidráulico en el Pozo Tipo 3 146 Tabla 109. Costos de producción de petróleo para el BES en el Pozo Tipo 3 147 Tabla 110. Costos de producción de petróleo para el PCP en el Pozo Tipo 3 147 Tabla 111. Costos de producción de petróleo para el Hidráulico en el Pozo Tipo 3 147 Tabla 112. Costos de energía para el BES en el Pozo Tipo 3 147 Tabla 113. Costos de energía para el PCP en el Pozo Tipo 3 148 Tabla 114. Costos de energía para el Hidráulico en el Pozo Tipo 3 148 Tabla 115. Costo total de operación para el BES en el Pozo Tipo 3 148 Tabla 116. Costo total de operación para el PCP en el Pozo Tipo 3 148 Tabla 117. Costo total de operación para el Hidráulico en el Pozo Tipo 3 149 Tabla 118. Ingresos para el BES del Pozo Tipo 3 149 Tabla 119. Ingresos para el PCP del Pozo Tipo 3 149 Tabla 120. Ingresos para el Hidráulico del Pozo Tipo 3 149 Tabla 121. Costo de los barriles de diluyente para BES en el Pozo Tipo 3 150 Tabla 122. Costo de los barriles de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 3 150 Tabla 123. Costo de los barriles de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 3 150 Tabla 124. Costo de transporte de diluyente para BES en el Pozo Tipo 3 150 Tabla 125. Costo de transporte de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 3 151 Tabla 126. Costo de transporte de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 3 151 Tabla 127. Costo de transporte de la mezcla para BES en el Pozo Tipo 3 151 Tabla 128. Costo de transporte de la mezcla para PCP en el Pozo Tipo 3 151 Tabla 129. Costo de transporte de la mezcla para Hidráulico en el Pozo Tipo 3 152 Tabla 130. Costo total de transporte para el BES en el Pozo Tipo 3 152 Tabla 131. Costo total de transporte para el PCP en el Pozo Tipo 3 152 Tabla 132. Costo total de transporte para el Hidráulico en el Pozo Tipo 3 152 Tabla 133. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 3 con el BES 153 Tabla 134. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 2 con el PCP 155 Tabla 135. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 3 con el Hidráulico 156 Tabla 136. VPN para el Pozo Tipo 3 159 Tabla 137. TIR para el BES del Pozo Tipo 3 159 Tabla 138. TIR para el PCP del Pozo Tipo 3 159 Tabla 139. TIR para el Hidráulico del Pozo Tipo 3 160 Tabla 140. Costos del Mantenimiento anual de BES en el Pozo Tipo 4 160 Tabla 141. Costos del Mantenimiento anual de PCP en el Pozo Tipo 4 161

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Tabla 142. Costos del Mantenimiento anual de Hidráulico en el Pozo Tipo 4 161 Tabla 143. Costos de producción de petróleo para el BES en el Pozo Tipo 4 161 Tabla 144. Costos de producción de petróleo para el PCP en el Pozo Tipo 4 161 Tabla 145. Costos de producción de petróleo para el Hidráulico en el Pozo Tipo 4 162 Tabla 146. Costos de energía para el BES en el Pozo Tipo 4 162 Tabla 147. Costos de energía para el PCP en el Pozo Tipo 4 162 Tabla 148. Costos de energía para el Hidráulico en el Pozo Tipo 4 162 Tabla 149. Costo total de operación para el BES en el Pozo Tipo 4 163 Tabla 150. Costo total de operación para el PCP en el Pozo Tipo 4 163 Tabla 151. Costo total de operación para el Hidráulico en el Pozo Tipo 4 163 Tabla 152. Ingresos para el BES del Pozo Tipo 4 163 Tabla 153. Ingresos para el PCP del Pozo Tipo 4 164 Tabla 154. Ingresos para el Hidráulico del Pozo Tipo 4 164 Tabla 155. Costo de los barriles de diluyente para BES en el Pozo Tipo 4 164 Tabla 156. Costo de los barriles de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 4 164 Tabla 157. Costo de los barriles de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 4 165 Tabla 158. Costo de transporte de diluyente para BES en el Pozo Tipo 4 165 Tabla 159. Costo de transporte de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 4 165 Tabla 160. Costo de transporte de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 4 165 Tabla 161. Costo de transporte de la mezcla para BES en el Pozo Tipo 4 166 Tabla 162. Costo de transporte de la mezcla para PCP en el Pozo Tipo 4 166 Tabla 163. Costo de transporte de la mezcla para Hidráulico en el Pozo Tipo 4 166 Tabla 164. Costo total de transporte para el BES en el Pozo Tipo 4 166 Tabla 165. Costo total de transporte para el PCP en el Pozo Tipo 4 167 Tabla 166. Costo total de transporte para el Hidráulico en el Pozo Tipo 4 167 Tabla 167. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 3 con el BES 168 Tabla 168. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 4 con el PCP 169 Tabla 169. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 4 con el Hidráulico 171 Tabla 170. VPN para el Pozo Tipo 4 174 Tabla 171. TIR para el BES del Pozo Tipo 4 174 Tabla 172. TIR para el PCP del Pozo Tipo 4 174 Tabla 173. TIR para el Hidráulico del Pozo Tipo 4 175

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LISTA DE GRÁFICAS

pág.

Gráfica 1. Historia de producción Campo Chichimene 45 Gráfica 2. Producción histórica acumulada Campo Chichimene 46 Gráfica 3. MDT tomados en pozos del campo Chichimene 48 Gráfica 4. Estado de los pozos en el Campo Chichimene 53 Gráfica 5. Número de fallas y número de pozos en Campo Chichimene para el Bombeo PCP 55 Gráfica 6. Runlife o Vida media promedio de fallas del Sistema PCP 56 Gráfica 7. Fallas en las varillas 57 Gráfica 8. Fallas en bomba 58 Gráfica 9. Runlife o Vida media promedio de fallas del Sistema BES 59 Gráfica 10. Porcentaje de fallas para el Sistema BES 60 Gráfica 11. Dispersión de tendencias del Análisis de Heterogeneidad 62 Gráfica 12. Porcentaje de los pozos en los cuadrantes 63 Gráfica 13. Ubicación de los pozos en el Campo de acuerdo con el Análisis de Índice de Heterogeneidad 63 Gráfica 14. Producción promedio de pozos con baja producción de petróleo y baja producción de agua 64 Gráfica 15. Producción promedio de los pozos alto petróleo y baja agua 65 Gráfica 16. Caudal de producción de fluido y de aceite del Pozo Chichimene 125 65 Gráfica 17. Curva de oferta y demanda energética de un pozo 70 Gráfica 18. Estados de los flujos de fluido 71 Gráfica 19. Curva IPR para un yacimiento subsaturado 73 Gráfica 20. Secuencia del flujo en la tubería 74 Gráfica 21. Gráfica IPR 84 Gráfica 22. Comportamiento de la IPR 89 Gráfica 23. Gradiente de presión 90 Gráfica 24. Correlaciones que simulan el comportamiento del fluido del yacimiento 90 Gráfica 25. Comportamiento de la IPR 91 Gráfica 26. Gradiente de presión 91 Gráfica 27. Correlaciones que simulan el comportamiento del fluido del yacimiento 92 Gráfica 28. Comportamiento de la IPR 92 Gráfica 29. Gradiente de presión 93 Gráfica 30. Correlaciones que simulan el comportamiento del fluido del yacimiento. 93 Gráfica 31. Comportamiento de la IPR 94 Gráfica 32. Gradiente de presión 94 Gráfica 33. Correlaciones que simulan el comportamiento del fluido del yacimiento. 95 Gráfica 34. Comportamiento de la IPR 98 Gráfica 35. Gradiente de presión 98 Gráfica 36. Comportamiento de la IPR 98 Gráfica 37. Gradiente de presión 98 Gráfica 38. Comportamiento de la IPR 99 Gráfica 39. Gradiente de presión 99 Gráfica 40. Comportamiento de la IPR 100

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Gráfica 41. Gradiente de presión 100 Gráfica 42. Comportamiento de la IPR 100 Gráfica 43. Gradiente de presión 100 Gráfica 44. Comportamiento de la IPR 101 Gráfica 45. Gradiente de presión Pozo tipo 2 101 Gráfica 46. Comportamiento de la IPR 102 Gráfica 47. Gradiente de presión 102 Gráfica 48. Comportamiento de la IPR 102 Gráfica 49. Gradiente de presión 102 Gráfica 50. Gradiente de presión Pozo tipo 3 103 Gráfica 51. Gradiente de presión 103 Gráfica 52. Comportamiento de la IPR 104 Gráfica 53. Gradiente de presión 104 Gráfica 54. Comportamiento de la IPR 104 Gráfica 55. Gradiente de presión 104 Gráfica 56. Comportamiento de la IPR 105 Gráfica 57. Gradiente de presión 105

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LISTA DE FIGURAS

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Figura 1. Mapa de ubicación y acceso del Campo Chichimene 36 Figura 2. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de los Llanos Orientales 37 Figura 3. Ubicación del Pozo Chichimene-125 en el Campo Chichimene 66 Figura 4. Ubicaciones más comunes de los nodos en un sistema 69 Figura 5. Posibles pérdidas de presión en el sistema de completamiento 69 Figura 6. Ingreso al software 79 Figura 7. Creación del pozo 79 Figura 8. Pestaña Pozo y flujo 79 Figura 9. Pestaña PVT 79 Figura 10. Pestaña Análisis Mecánico del Pozo 80 Figura 11. Pestaña Calculo y ajuste IPR 80 Figura 12. Pestaña Diseño hidráulico jet 80 Figura 13. Creación del Pozo 82 Figura 14. Creación de la tubería 82 Figura 15. Sistema Integrado 82 Figura 16. Ingreso de los datos PVT 82 Figura 17. Ingreso de Temperatura 83 Figura 18. Información de los Casing 83 Figura 19. Selección de correlaciones 83 Figura 20. Ingreso del survey 83 Figura 21. Selección de la bomba 84 Figura 22. Selección propiedades bomba 84 Figura 23. Análisis nodal 84 Figura 24. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 1 123 Figura 25. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 1 123 Figura 26. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 1 124 Figura 27. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 1 124 Figura 28. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 1 125 Figura 29. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 1 125 Figura 30. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 1 126 Figura 31. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 1 127 Figura 32. VPN del BES para el Pozo Tipo 1 127 Figura 33. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 1 127 Figura 34. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 1 127 Figura 35. VPN del PCP para el Pozo Tipo 1 128 Figura 36. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 1 128 Figura 37. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 1 128 Figura 38. VPN del Hidráulico para el Pozo Tipo 1 128 Figura 39. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 2 138 Figura 40. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 2 138 Figura 41. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 2 139 Figura 42. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 2 139 Figura 43. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 2 140

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Figura 44. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 2 140 Figura 45. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 2 141 Figura 46. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 2 142 Figura 47. VPN del BES para el Pozo Tipo 2 142 Figura 48. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 2 142 Figura 49. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 2 142 Figura 50. VPN del PCP para el Pozo Tipo 2 143 Figura 51. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 2 143 Figura 52. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 2 143 Figura 53. VPN del Hidráulico para el Pozo Tipo 2 143 Figura 54. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 3 153 Figura 55. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 3 153 Figura 56. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 3 154 Figura 57. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 3 154 Figura 58. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 3 155 Figura 59. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 3 155 Figura 60. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 3 156 Figura 61. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 3 157 Figura 62. VPN del BES para el Pozo Tipo 3 157 Figura 63. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 3 157 Figura 64. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 3 157 Figura 65. VPN del PCP para el Pozo Tipo 3 158 Figura 66. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 3 158 Figura 67. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 3 158 Figura 68. VPN del Hidráulico para el Pozo Tipo 3 158 Figura 69. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 4 167 Figura 70. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 4 167 Figura 71. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 4 168 Figura 72. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 4 169 Figura 73. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 4 170 Figura 74. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 4 170 Figura 75. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 4 171 Figura 76. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 4 171 Figura 77. VPN del BES para el Pozo Tipo 4 172 Figura 78. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 4 172 Figura 79. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 4 172 Figura 80. VPN del PCP para el Pozo Tipo 4 172 Figura 81. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 4 173 Figura 82. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 4 173 Figura 83. VPN del Hidráulico para el Pozo Tipo 4 173

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LISTA DE CUADROS

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Cuadro 1. Generalidades del Bombeo por Cavidades Progresivas 50 Cuadro 2. Generalidades del Bombeo Electrosumergible (BES) 51 Cuadro 3. Generalidades del Bombeo Hidráulico 52 Cuadro 4. Propiedades más importantes del crudo del Campo Chichimene 54 Cuadro 5. Limitaciones operativas en los pozos 54 Cuadro 6. Tipos de flujo 71 Cuadro 7 Ecuaciones del índice de productividad según el flujo contínuo 72 Cuadro 8. Ecuaciones que rigen el comportamiento de la curva IPR 73 Cuadro 9. Flujo multifásico en tuberías verticales 74 Cuadro 10. Correlaciones 75 Cuadro 11. Correlaciones en tubería vertical 76 Cuadro 12. Información para las simulaciones 78

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LISTA DE ABREVIATURAS

%Vol: Porcentaje volumetrico.

°: Grados.

°C: Grados Celcius.

°F: Grados Fahrenheit

A y B: Constantes de Elsharkawy.

a y b: Constantes de la emulsión a tratar.

ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos.

API: American Petroleum institute.

BBR: Correlación de Beggs and Brill.

BES: Bombeo electrosumergible.

BFPD: Barriles de fluido por dia.

Bo: Factor volumétrico de la formación a la presión promedio, (Bbly/Bbln).

BOPD: Barriles de petróleo dia.

BPD: Barriles por día.

BWPD: Barriles de agua por día.

CH: Chichimene.

CHSW: Chichimene South West.

cP: Centipoise

Di: Diámetro interno (pulg).

DR: Correlación Duns and Ross.

f: Factor de ficción (adm).

fm: Factor de fricción de la mezcla (adm).

Ft: Pies

ftp; Factor de fricción de las dos fases (adm).

g: Gravedad (ft/seg2).

GA: Correlación de Aziz, Govier and Fogarasi

gc: Constante gravitacional de la mezcla.

GCH: Gerencia Chichimene.

GOR: Gas Oil Relation.

H: Espesor de la arena petrolífera, (ft).

h: Espesor.

HBR: Hagedorn and Brown.

Hl: Fracción volumétrica con deslizamientos de líquido (adm).

HNBR: (hydrogenated nitrile butadiene rubber) traducida a español como Caucho

de nitrilo butadieno hidrogenado.

HO: Alto caudal de petróleo.

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hp: Caballos de potencia.

HW: Alto caudal de agua.

ICP: Instituto Colombiano de Petróleo..

IH: Índice de Heterogeneidad.

IP: Indice de productividad.

IPR: Inflow performance relationship

J: Índice de productividad, (Bpd/Psi).

Kg: Permeabilidad efectiva al petróleo, (mD)

Km: Kilómetros.

Lm: Frontera entre flujo transitorio y anular (ft).

LO: Bajo caudal de petróleo.

Ls: Frontera entre flujo tapón y transitorio (ft).

LW: Bajo caudal de agua.

MBLS: Miles de barriles

mD: Milidarcy

MDT: Registros

N°: Número.

NBR: (nitrile butadiene rubber) traducida a español como Caucho de nitrilo

butadieno.

Ngv: Número de la velocidad del gas.

OFM: Oil field manager

OOIP: Original Oil in place o petróleo insitu

ORK: Correlación Orkiszewski.

Pag: Página.

Pb: Presión de burbuja (Psi).

PCP: Bombeo por cavidades progresivas.

pg: Densidad del gas (lb/m3).

Plls: Densidad modificada del líquido en el tapón (lb/m3).

pm: Densidad de la mezcla (lb/m3).

pn: Densidad modificada para el flujo burbuja (lb/m3).

Ppm: Partes por millón

Pr: Presión de reservorio.

Psep: Presión del separador.

Psi: Libra por pulgada cuadrada.

Pulg: Pulgadas.

PVT: Presión, volumen, temperatura

Pwfs: Presión de fondo fluyente, (Psi).

Pwh: Presión de cabeza (Psi).

Pws: Presión del yacimiento, (Psi).

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Pyac: Presión de yacimiento, (Psi).

Qb: Caudal de fluido en el punto de burbuja (BPD)

Qmax: Tasa de producción máxima del pozo, (Bpd).

qo: Tasa de producción del pozo, (Bpd).

re: Radio de drenaje, (ft).

Rel: Relación de la longitud de la unidad tapón y la correspondiente burbuja de

Taylor.

RL: Run life

Ro: Reflectancia del aceite.

Rs: Razón de solubilidad (cuft/bl).

rw: Radio de pozo, (ft).

S: Factor de daño, adimensional.

Scf: Standard cubic feet.

SLA: Sistema de levantamiento artificial.

Stb: Stock tank barrels o Barriles estándar.

Sw: Saturación de agua.

TIO: Tasa interna de oportunidad.

TIR: Tasa interna de retorno.

TOC: Total organic carbon.

TVD: True Vertical Deep.

Ub: Velocidad de la burbuja (ft/min).

Um: Velocidad de la mezcla(ft/min).

Usg: Velocidad superficial del gas (ft/min).

Usl: Velocidad superficial del líquido (ft/min).

VPN: Valor presente neto.

VW: Fracción de volumen de agua (adm).

yg: Gravedad específica del gas (adm).

β: Ángulo de inclinación de la tubería (°).

δ: Coeficiente de distribución del líquido.

θ: Ángulo de inclinación de la tubería (°).

μo: Viscosidad del aceite o petróleo (cP).

μob: Viscosidad del petróleo en el punto de burbuja (cP).

µod: Viscosidad de crudo muerto (cP).

μw: Viscosidad del agua a la presión promedio, (cP).

ρl: Densidad del líquido (lb/m3).

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GLOSARIO AMBIENTE DE DEPOSITACIÓN: punto geográfico donde pueden depositarse preferentemente sedimentos. Cada lugar se caracteriza por una combinación particular de procesos geológicos (procesos sedimentarios) y condiciones ambientales (físicas, químicas y biológicas) que la diferencian de zonas adyacentes. Es decir, los minerales que los componen se originaron y se depositaron en el mismo lugar. Otros sedimentos se forman lejos del lugar donde se acumulan. ANTICLINAL: pliegue en forma de arco, producido en las rocas, en el que las capas de roca son convexas hacia arriba. Las capas de roca más antiguas forman el núcleo del pliegue, y, a partir del núcleo, se disponen rocas cada vez más modernas. Los anticlinales forman muchas trampas de hidrocarburos excelentes, especialmente en los pliegues con rocas de calidad yacimiento en su núcleo y sellos impermeables en las capas externas del pliegue. ARCILLA: sedimento de grano muy fino formado por partículas muy pequeñas cuyo tamaño es menor que 0.0039 mm. ARCILLOLITA: roca sedimentaria detrítica consolidada, de partículas de tamaño muy pequeño (inferior a 0.0002mm). En su composición intervienen, minerales arcillosos y cuarzo. ARENISCA: roca sedimentaria detrítica, de textura clástica, con un tamaño de grano entre 0.0625 a 2. La roca está compuesta esencialmente de Cuarzo y se podrían encontrar pequeñas cantidades de feldespato y matriz silícea. BASAMENTO: capa de roca por debajo de la cual no se espera que existan yacimientos de hidrocarburos económicos, a veces aludida como basamento económico. El basamento corresponde normalmente a rocas ígneas o metamórficas deformadas, más antiguas, que rara vez desarrollan la porosidad y la permeabilidad necesarias para actuar como un yacimiento de hidrocarburos, y por debajo del cual las rocas sedimentarias no son comunes. CAMPO: área consistente de uno o múltiples yacimientos, todos ellos agrupados o relacionados de acuerdo con los mismos aspectos geológicos estructurales y/o condiciones estratigráficas. Pueden existir dos o más yacimientos en un campo separados verticalmente por una capa de roca impermeable o lateral mente por barreras geológicas, o por ambas. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA: representación utilizada en geología y sus subcampos de estratigrafía para describir la ubicación vertical de unidades de roca en un área específica. Una típica columna estratigráfica muestra una secuencia de

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rocas sedimentarias, con las rocas más antiguas en la parte inferior y las más recientes en la parte superior. CORAZONES: es una técnica por medio de la cual, se remueve y corta roca de la pared del pozo en una formación que ya ha sido perforada, pero no revestida, para proporcionar información relevante para el estudio de la roca y yacimientos del subsuelo. CONGLOMERADO: Roca sedimentaria constituida, en más de un 50%, por elementos detríticos redondeados de más de 2 mm de diámetro y trabados por un cemento o una matriz detrítica fina

COMPLEJO MAGMÁTICO: unidad que se compone por la presencia de rocas magmáticas, extrusivas, intrusiones relacionadas y productos de meteorización. CUARZO ARENITAS: proceden generalmente de sedimentos marinos. Presenta tamaños de grano de 0.5 mm. Constituida por más del 95% de Cuarzo, y algunas contienen algo de cemento carbonatado, poseen un color blanco, rosado y algunas rojas (hematita cubriendo granos). CRUDO: mezcla compleja de hidrocarburos líquido, compuesto en mayor medida de carbono e hidrógeno; con pequeñas cantidades de Nitrógeno, Oxígeno y Azufre, formado por la descomposición y transformación de restos animales y plantas que han estado enterrados a grandes profundidades durante varios siglos. La presencia en diversas cantidades de cada uno de los elementos químicos (orgánicos e inorgánicos) que componen el petróleo, determinan sus características particulares como el color, densidad, viscosidad, entre otras. CRUDO EXTRAPESADO: crudo entre 0 a 9.9 °API DISCORDANCIA: superficie de contacto entre rocas antigua y jóvenes, en la cual la roca antigua ha sufrido tectonismo, erosión, o no depositación,antes de que se depositara la mas joven. ESCUDO: región continental constituida por rocas formadas en el precámbrico, que no han sido recubiertas por el mar. ESPESOR: distancia perpendicular entre el techo y el piso. ESTRAFICACIÓN: clasifica los estratos de una formación en distintos estratos o grupo de rocas. ESTRATIFICACIÓN CRUZADA: serie de planos de estratificación inclinados que guardan alguna relación con la dirección del flujo de la corriente, con el ángulo de apoyo del sedimento y con la proporción de provisión del mismo.

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ESTRATIGRAFÍA: parte de la geología que estudia la disposición y las características de las rocas sedimentarias y los estratos. EXPLOTACIÓN: es un conjunto de actividades organizadas para designar la búsqueda de petróleo o gas. FALLA: es una fractura en el terreno a lo largo de la cual hubo movimiento de uno de los lados respecto del otro. Las fallas se forman por esfuerzos tectónicos o gravitatorios actuantes en la corteza. FALLA NORMAL: falla formada cuando el techo baja con respecto al piso . FALLA INVERSA: falla formada cuando el bloque de falla a lo largo del labio alto se desplaza en forma ascendente, a lo largo de una superficie de falla, respecto del labio bajo. Dicho movimiento puede producirse en zonas en las que la corteza terrestre se encuentra comprimida. FORMACIÓN: unidad fundamental de la estratigrafía. Un cuerpo de roca suficientemente característico y continuo para ser mapeado. En estratigrafía, una formación es un cuerpo de estratos de un tipo predominante o una combinación de diversos tipos; las formaciones múltiples forman grupos, y las subdivisiones de las formaciones son los miembros. GLAUCONITA: se encuentra en las rocas sedimentarias y se forma en las plataformas continentales, es un mineral silíceo verde que se caracteriza por la tasa de sedimentación lenta y la presencia de material orgánico, tal como los coprolitos, presentes en ambientes de oxidación. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL: es la rama de la geología que se dedica a estudiar la corteza terrestre, sus estructuras y la relación de las rocas que las forman. Estudia la geometría de las rocas y la posición en que aparecen en superficie. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO: parte de la geología que estudia todos los aspectos relacionados con la formación de yacimientos petrolíferos y suprospección, para localizar posibles yacimientos, caracterizar su geometría espacial y estimar reservas potenciales.

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INFRAYACE: formación o unidad de roca que se encuentra por debajo de otra. INMADURA: son sedimentos con más del 5% de arcillas y granos angulares pobremente clasificados. KERÓGENO: es la materia orgánica insoluble en las rocas sedimentarias que producen hidrocarburos cuando se somete a un proceso de destilación. Bajo condiciones de presión y temperatura, el kerógeno empieza a ser inestable y produce reagrupamiento en su estructura con objeto de mantener el equilibrio termodinámico precediendo a la generación de hidrocarburos. LAMINACIÓN: secuencia a pequeña escala de capas delgadas que se produce en algunas estructuras de rocas sedimentarias. Pueden diferenciarse unos de otros o ser homogéneos, estando separados por una discontinuidad. LIMOLITAS: roca sedimentaria clástica, con tamaños definidos como granos de 1/16 - 1/256 mm. Las limolitas como su nombre indica, están compuestas principalmente (más de 2/3) de limo, y difieren significativamente de areniscas debido a sus poros más pequeños y una mayor propensión a que contiene una significativa fracción de arcilla. LIGNITO: el lignito se encuentra en depósitos superficiales en todo el mundo. El lignito es de textura terrosa. Es un tipo de carbón fósil de formación reciente (entre un 60 y 75% de carbono). LUTITA: roca sedimentaria detrítica, de textura clástica, con un tamaño de grano entre 1/256 mm y se compone de arcillas, con materiales calcáreos en algunas, ocasiones con cuarzo o mica. MATRIZ: masa de minerales finos, dentro de la cual sobresalen minerales desarrollados. MARCO GEOLÓGICO: resume la geología de un lugar que puede incluir la estratigrafía, las rocas presentes en el área y datos geológicos regionales o puntuales dependiendo de la escala a la que se trabaje. MECANISMO DE PRODUCCIÓN: son aquellos que aportan la energía necesaria para que los fluidos que se encuentran en el yacimiento fluyan o se desplacen hacia donde se encuentra una presión menor a la presión del yacimiento, en este caso los mecanismos de producción hacen que los fluidos se desplacen hacia el pozo, por medio del cual se trasladaran hasta la superficie. MIGRACIÓN: es el desplazamiento de hidrocarburos desde la roca madre a las rocas yacimiento, más porosas y permeables.

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MIEMBRO: unidad de raño inferior con respecto a la formación que esta establecida en base a diferencias claras en zonas adyacentes en una formación. MODELO GEOLÓGICO: comprende las características y propiedades estáticas de un yacimiento, un modelo estructural, un modelo sedimentario-estratigráfico y un modelo litológico, para determinar la heterogeneidad del yacimiento y poder identificar la afluencia en las propiedades petrofísicas de las rocas en las características que tendrá el flujo de fluidos al momento de la producción de hidrocarburos. PERMBEABILIDAD: es la cantidad de agua que deja pasar una roca a través de una sección (volumétrica) en un tiempo determinado, y es una propiedad de los sólidos porosos. PETROGRAFÍA: es el examen de las rocas en la sección delgada para observar la mineralogía y la textura con un microscopio. POZO: perforación del subsuelo que busca conectar el yacimiento con la superficie con el objetivo de hallar y extraer combustible, ya sea petróleo o hidrocarburos gaseosos. POROSIDAD: es la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos, midiendo la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca. REDONDEZ: la redondez se refiere a esquinas curvas, indica la cantidad de abrasión que han sufrido los granos, y refleja la historia del transporte, pero no necesariamente la distancia recorrida. REFLECTANCIA DE VITRINITA: medición de la madurez de la materia orgánica, con respecto al hecho de si ha generado hidrocarburos o podría constituir una roca generadora efectiva. ROCA: agregado de minerales o de materia orgánica (en el caso del carbón, que no está compuesto de minerales debido a su origen orgánico), o de vidrio volcánico (la obsidiana, que forma una roca, pero no se considera un mineral debido a su naturaleza no cristalina amorfa). Las rocas pueden contener un solo mineral, tal como la sal de roca (Halita) y ciertas calizas (Calcita), o muchos minerales, tal es el caso del granito (Cuarzo, Feldespato, Mica y otros minerales). ROCA GENERADORA: roca rica en contenido de materia orgánica que si recibe calor en grado suficiente generará petróleo o gas. Las rocas generadoras típicas, normalmente Lutitas o Calizas, contienen aproximadamente un 1% de materia orgánica y al menos 0,5% de carbono orgánico total (TOC), si bien una roca generadora rica podría contener hasta 10% de materia orgánica.

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ROCA SELLO: es aquel tipo de roca que actúa como barrera al escape del petróleo dentro del reservorio o yacimiento. ROCA RESERVORIO: roca que posee excelentes condiciones de porosidad y permeabilidad para permitir que el petróleo fluya libremente a través de ella. Las mejores rocas reservorios son las calizas fracturadas y las areniscas. ROCA ÍGNEA PLUTÓNICAS: son las que se forman a partir de un enfriamiento lento, a gran profundidad y en grandes masas del magma. ROCA METAMÓRFICA: son las que se forman a partir de otras rocas mediante un proceso llamado metamorfismo.

SELECCIÓN: propiedad que describe la variabilidad del tamaño de grano en una Roca Sedimentaria detrítica.

SEDIMENTO: es el material sólido que se acumula en la superficie terrestre y que surge por la acción de diversos fenómenos naturales que actúan en la atmósfera, la hidrosfera y la biosfera. Los vientos, las precipitaciones y los cambios de temperatura son algunos de los factores vinculados al desarrollo de sedimentos. SINCLINAL: pliegue en la roca, en forma de cuenca o cubeta, en el que las capas de roca son convexas hacia abajo. Las rocas más modernas forman el núcleo del pliegue y fuera del núcleo las rocas son progresivamente más antiguas. Los sinclinales habitualmente no entrampan hidrocarburos porque los fluidos tienden a filtrarse en forma ascendente por los flancos del pliegue. SHALE: es una roca sedimentaria detrítica de grano fino que se forma a partir de la compactación de limo y partículas minerales, con un tamaño de grano menor a 1/16 mm. El Shale se distingue porque es fisible y laminado, es decir que la roca está formada por muchas capas delgadas y se divide fácilmente en piezas delgadas a lo largo de las laminaciones. El tamaño de grano fino típico y la falta de permeabilidad, que son como consecuencia de la alineación de sus granos laminares o escamosos y el tamaño de grano fino, permiten que el shale forme buenas rocas sello para trampas de hidrocarburos. SUBLITOARENITA: proceden de sedimentación continental. Presenta granos subredondeados, matriz arcillosa. Presenta una composición de fragmentos cuarzosos, líticos sedimentarios y metamórficos. SUPRAYACE: que yace por encima de algo. Que se ubica por arriba de algo en especial. TRAMPA: es un de contenedor geológico sellado con capacidad para retener hidrocarburos, formado por los cambios producidos en el tipo de roca o por

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acuñamientos, discordancias, fallas y pliegues cuyas geometrías permiten la retención de hidrocarburos. TOC: (Carbono orgánico total) es la concentración de materia orgánica medida en el carbono presente en una roca, tanto en forma de kerógeno como de bitumen. YACIMIENTO: es un volumen de rocas en el subsuelo, cuyas características físicas permiten la acumulación de agua y/o hidrocarburos. Se genera por diferentes períodos de deposición de sedimentos en una cuenca. Y se comporta como una unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos

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RESUMEN

TÍTULO: EVALUACIÓN TÉCNICA Y FINANCIERA DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO PARA DOS POZOS TIPO DEL CAMPO CHICHIMENE. AUTOR: Maria Mónica Sierra Céspedes DESCRIPCIÓN:

Los sistemas de levantamiento artificial, son mecanismos artificiales de producción

utilizados para incrementar u optimizar el flujo de fluidos (agua o crudo) desde el

pozo hacia la superficie cuando las propiedades del yacimiento o del fluido no

permiten producir a la tasa de producción requerida. Teniendo en cuenta lo dicho

anteriormente, se evalúan los diferentes sistemas de levantamiento artificial dentro

del Campo Chichimene donde se contemplan los sistemas de Bombeo

Electrosumergible, por Cavidades Progresivas y finalmente el Bombeo Hidráulico.

La validación de la selección de la Bomba de los pozos del Campo Chichimene se

realiza mediante el software PIPESIM de Schumberger que, a partir de un análisis

nodal se determina el mejor diseño de la bomba a utilizar para cada pozo.

Consecuentemente se realiza la evaluación técnica y financiera mediante una

matriz de evaluación, en la cual se contemplan criterios basados en valores teóricos

y prácticos para cada sistema de levantamiento artificial y a partir de la información

recolectada, se procede a una clasificación de las simulaciones obtenidas, que

determinan el sistema apropiado de levantamiento para los pozos del Campo

Chichimene.

PALABRAS CLAVE: ANÁLISIS NODAL, SISTEMAS LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL, BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE, BOMBEO CAVIDADES

PROGRESIVAS, BOMBEO HIDRÁULICO.

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INTRODUCCIÓN El proyecto se realiza en el Campo Chichimene ubicado en el Departamento del Meta en jurisdicción del Municipio de Acacias. Actualmente el campo cuenta con 254 pozos, de los cuales 7 se encuentran abandonados, 234 productores, 9 inyectores y 2 observadores. La finalidad del proyecto contempla determinar el mejor diseño de la bomba de levantamiento artificial para dos (2) pozos tipo del Campo Chichimene, porque se han venido presentando constantes fallas en los sistemas instalados actualmente. El Bombeo Electrosumergible, el Bombeo por Cavidades Progresivas y el Bombeo Hidráulico, son los sistemas de levantamiento evaluados de acuerdo a diferentes parámetros y condiciones de producción como, por ejemplo, costo de mantenimiento e inversión, el caudal, el corte de agua, la relación gas-liquido, tipo de crudo, producción de arena y producción de agua entre otros, estos principios de selección y funcionamiento son el punto de partida, para la selección adecuada del sistema mediante el software PIPESIM, suministrado por ECOPETROL S.A para el Bombeo Electrosumergible y Bombeo por Cavidades Progresivas y el software SYAL, suministrado por SERTECPET para el Bombeo Hidráulico. Con estos simuladores se realiza el análisis nodal para evaluar el comportamiento de cada uno de los sistemas de levantamiento y conocer el mejor sistema de bombeo para las diferentes áreas del campo para cada pozo tipo Finalmente, este trabajo de grado contempla la viabilidad técnico financiera bajo los indicadores financieros Valor presente neto (VPN) y Tasa interna de retorno (TIR) determinando así la viabilidad con la implementación del Bombeo Hidráulico como sistema de levantamiento artificial del Campo Chichimene

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OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL Evaluar técnica y financieramente el sistema de bombeo hidráulico para dos pozos tipo del Campo Chichimene. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1. Describir las generalidades del Campo Chichimene.

2. Describir los problemas presentes en los sistemas de levantamiento artificial del

Campo Chichimene.

3. Realizar un análisis nodal de los dos sistemas de levantamiento artificial instalados actualmente en cada uno de los pozos tipo mediante el uso del simulador Pipesim en la Formación San Fernando del Campo Chichimene.

4. Diseñar el sistema de bombeo hidráulico para los pozos tipo de la Formación San Fernando en el Campo Chichimene.

5. Realizar un análisis nodal del sistema de bombeo hidráulico usando el simulador Syal para los dos pozos tipo de la formación San Fernando del Campo Chichimene.

6. Comparar los resultados obtenidos de las simulaciones de los tres sistemas de bombeo mediante una matriz comparativa.

7. Evaluar la viabilidad financiera del proyecto mediante el bombeo electrosumergible, bombeo por cavidades progresivas y bombeo hidráulico utilizando los indicadores financieros: tasa interna de retorno (TIR) y valor presente neto (VPN).

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1. GENERALIDADES DEL CAMPO CHICHIMENE En el siguiente capítulo se describe la historia, localización, marco geológico e historia de producción del Campo Chichimene. 1.1 RESEÑA HISTÓRICA DEL CAMPO El Campo Chichimene fue descubierto en el año de 1969 con el Pozo Chichimene-1 por la Compañía Chevron, con el primer contrato de asociación de Colombia denominado Cubarral suscrito entre Ecopetrol y Chevron1, que incluía la explotación de los Campos Castilla y Chichimene con un área de yacimiento inicial de 97.450 hectáreas2. En 1969 iniciaron las perforaciones con el Pozo Chichimene-1, perforando 9300 pies que involucran las formaciones Mirador y Guadalupe, probando crudo pesado de 9.6 y 16° API respectivamente. Posteriormente se perforó el Pozo Chichimene-3 probando crudo pesado de las formaciones C8 y Mirador con 9.6 y 8.7º API respectivamente, con lo cual en 1985 el Campo Chichimene inició producción.3 Dicho contrato (Cubarral) concluyó el 30 de enero de 2000 tras lo cual Ecopetrol S.A suscribió un contrato por seis meses con Chevron para su administración. Terminado este contrato, y tras adelantar un estudio de explotación adicional del campo, el 1 de agosto de 2000, la Gerencia Llanos de Ecopetrol entró a operar directamente este campo.4 En 2001, con el Pozo Chichimene-18 el campo empezó a producir crudo extrapesado de 8º API, de la formación San Fernando (unidad T2). En agosto de 2016 el Campo Chichimene continua siendo operado por Ecopetrol, y en proceso de evaluación para identificar nuevas zonas de perforación.5 1.2 LOCALIZACIÓN El Campo Chichimene cuenta con un área superficial de 7.5 Km2 (750 hectáreas) y con un área del yacimiento de 374 hectáreas, se encuentra ubicado en la República de Colombia, en la Cuenca de los Llanos Orientales, de esta cuenca hace parte el

1 Revista Dinero [Citado septiembre 23], 2016. Disponible en: http://www.dinero.com/imprimir/199766 2 El Tiempo. Disponible en: http://www.eltiempo.com/archivo/documento/MAM-1240507 3 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH). Información geológica y geofísica. [Citado agosto 23, 2016]. Disponible en internet:http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Estudios-Integrados-y Modelamientos/Presentaciones%20y%20Poster%20Tcnicos/Campos.pdf 4 ECOPETROL. Plan de desarrollo integrado Campo Chichimene, desarrollo de campos, vicepresidencia regional Orinoquia. P.12 5 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH). Información producción fiscalizada. [Citado septiembre 14, 2016]. Disponible en http://www.anh.gov.co/Operaciones-Regalias-y-Participaciones/Sistema-Integrado-de-Operaciones/Paginas/Estadisticas-de-Produccion.aspx

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Bloque Cubarral, en el Departamento del Meta, en jurisdicción del Municipio de Acacias a 47 km al sur del municipio de Villavicencio.

Para acceder al área donde se llevan a cabo las actividades del Campo Chichimene desde Bogotá D.C, se puede llevar a cabo un desplazamiento vía aérea, aterrizando en la pista del Aeropuerto Vanguardia ubicado en la Ciudad de Villavicencio, o movilizarse vía terrestre desde Bogotá, saliendo por el sur de la ciudad recorriendo 74.3 Km por la vía hacia Villavicencio ruta 40 del Invias. La Ruta 40 cuenta con 3 peajes y pasa por dos Municipios iniciando en el Peaje Boquerón en el kilómetro 4 pasando por el Municipio de Chipaque en el kilómetro 14, Peaje Puente Quetame en el kilómetro 45, Municipio de Guayabetal en el kilómetro 65 y Peaje Pipiral en el kilómetro 726. De Villavicencio parte la Ruta 65 de Invias que conduce hasta el casco urbano del Municipio de Granada en el Meta, sobre la Ruta 65 se recorren 29 Kilómetros hasta llegar al municipio de Acacias (Antes de Granada) Pasando por el Peaje Ocoa en el kilómetro 54. Ver Figura 1.

6 http://www.invias.gov.co/index.php/informacion-institucional/2494-peajes2

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Figura 1. Mapa de ubicación y acceso del Campo Chichimene.

Fuente: AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS. Google maps. Disponible en: Luventicus. Región Orinoquia. Servicio Geológico Nacional. MODELO GEOLÓGICO. Modificado por el Autor.

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1.3 MODELO GEOLÓGICO A continuación, se describe la estratigrafía, geología estructural y la geología del petróleo asociada con el Campo Chichimene. 1.3.1Columna Estratigráfica. La Figura 2, presenta la columna estratigráfica generalizada para la Cuenca Llanos Orientales y el Campo Chichimene, la cual comprende una secuencia de rocas con edades desde el Mesozoico hasta el Pleistoceno.

Figura 2. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de los Llanos Orientales.

Fuente: ANH. Cuenca Llanos Orientales integración geológica de las digitalización y análisis de núcleos. Pág. 46. Modificado por el autor.

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1.3.2 Estratigrafía. La sección sedimentaria de la cuenca se adelgaza gradualmente hacia el Este, con sucesivo cubrimiento de las unidades más jóvenes que suprayacen el basamento Precámbrico. A continuación, se describen dichas formaciones de la más antigua a la más reciente. Haciendo énfasis en los datos aportados por los pozos del Campo Chichimene. 1.3.2.1 Basamento. Edad Precámbrica, corresponde a rocas ígneas plutónicas provenientes del Escudo de Guyana y rocas metamórficas provenientes del Complejo Magmático del Mitú, Granito Rapaquivi del Parguaza y Sienita Nefelínica de San José de Guaviare. Sobre este basamento cristalino se depositaron en forma discordante los sedimentos paleozoicos y alcanza profundidades de hasta 27.887 pies aproximadamente. Se encuentra en contacto discordante a la Formación Une que lo suprayace. Esta formación no ha sido perforada hasta el momento por ningún pozo del Campo Chichimene. 1.3.2.2 Formación Une. Denominada por HUBACH en JULIVERT7, perteneciente al Cretáceo Albiano. Comprende areniscas de grano fino a medio, con un contenido de matriz bajo; Estudios locales sobre corazones, muestran que estas areniscas presentan laminación paralela, estratificación cruzada, selección y redondez buena. Su ambiente de depositación es marino. Tiene un espesor aproximado de 1640 pies. Se encuentra en contacto discordante con el Basamento que la infrayace y en contacto concordante con la Formación Gachetá que la suprayace. 1.3.2.3 Formación Gachetá. Perteneciente al Cretácico inferior Cenomaniense, y constituida por una secuencia de lutitas, de color gris a gris oscuro, con desarrollos menores de areniscas, con contenido variable de glauconita; presenta a veces pequeños niveles calcáreos. Su ambiente de depositación es marino. Esta formación se acuña o no está presente por erosión en el oriente y suroriente de la cuenca sin embargo el espesor aumenta hacia el noroccidente, y el valor máximo en el Campo Chichimene fue en Chichimene-1 donde es superior a 413 pies.8 Infrayace a la Formación Guadalupe, y suprayace a la Formación Une concordantemente. Esta formación no ha sido perforada hasta el momento por ningún pozo del Campo Chichimene. 1.3.2.4 Formación Guadalupe. Su edad es Cretácico Superior del Coniaciense. Según HETTNER (1892) en M. JULIVERT9 está formado por areniscas y capas arcilloso-silíceas localmente conglomeráticas submaduras a inmaduras, petrográficamente corresponden de sublitoarenitas a Cuarzo arenitas de acuerdo a

7 JULIVERT, M. Lexique Stratigraphique International. Amèrique Latine, Colombie. Volume V, Fascicule 4a. 1968. p. 456. 8 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH). Integración Geológica de la Digitalización y Análisis de Núcleos. Dic 2012. p. 48. [Citado mayo 3, 2016]. Disponible en internet:http://www.anh.gov.co/Informacion-GeologicayGeofisica/Tesis/5.%20Informe%20Final%20Llanos.pdf 9 JULIVERT, M. Lexique Stratigraphique International. Amèrique Latine, Colombie. Volume V, Fascicule 4a. 1968. p. 266.

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su posición en la cuenca. Operacionalmente se conoce como K1 y K2. Su ambiente de depositación es marino – continental y su espesor puede estar entre los 492 y 1148 pies. Se encuentra en contacto concordante con la Formación Gachetá que la infrayace y de manera discordante con la Formación Barco que la suprayace. 1.3.2.5 Formación Barco. VAN DER HAMMEN (1958) dice que paleontológicamente se pudo establecer la edad de la formación como Paleoceno Inferior. Según J. DE PORTA10, esta formación está compuesta principalmente de areniscas, (las cuales se presentan en capas con espesores de 10 a 66 pies), lutitas y arcillitas intercaladas estas son en gran parte grises, arcillosas, de grano muy fino a medio, bien calibradas, con estratificación cruzada, localmente contienen abundantes láminas micáceo-carbonáceas y de lutitas. El espesor de la formación varía entre 492 y 912 pies, con un promedio de 636 pies. El ambiente de depositación es fluvial. La Formación Barco suprayace discordantemente a la Formación Guadalupe, e infrayace a la Formación Los Cuervos concordantemente. Esta formación no ha sido perforada hasta el momento por ningún pozo del Campo Chichimene. 1.3.2.6 Formación Los Cuervos. Según J. DE PORTA11, los datos paleontológicos señalan que la edad de la Formación Los Cuervos es Paleoceno Medio. Litológicamente la formación consta de shales carbonáceas, gris oscuras, arcillolitas intercaladas con limolitas micáceocarbonosas, areniscas de grano fino y carbones. Presenta un ambiente de depositación continental–transicional a marino. El espesor que presenta esta formación es de 656 a 984 pies. Está en contacto discordante con la Formación Mirador que la suprayace y concordante con la Formación Barco que la infrayace. Esta formación no hace parte de la columna estratigráfica del Campo Chichimene. Esta formación no ha sido perforada hasta el momento por ningún pozo del Campo Chichimene. 1.3.2.7 Formación Mirador. NOTESTEIN, HUBMAN & BOWLER establecen para la Formación Mirador una edad Eoceno Superior. Operacionalmente es conocida como T2 por Ecopetrol. GARNER (1926)12 la describe como una arenisca masiva, gruesa, conglomerática, de color blanco a marrón rojizo. NOTESTEIN, HUBMAN & BOWLER, expone predominio de areniscas de grano fino a grueso, en parte conglomeráticas, de color pardo claro a blanco. Contienen algunas capas de shale micácea de color gris y gris-parduzco. Las areniscas de la parte inferior de la formación suelen estar generalmente dispuestas en capas más delgadas que las de la parte superior. Su ambiente de depositación es marino y su espesor está entre los 525 y los 1312 pies. Suprayace a la Formación Los Cuervos discordantemente, mientras que infrayace a la Formación Carbonera concordantemente en la mayor parte de los Llanos Orientales.

10 DE PORTA, J. Lexique Stratigraphique International. Amèrique Latine, Colombie. Volume V fascicule 4b.

París: 1974. p.80. 11 DE PORTA, J., Op. Cit., p. 332 12 DE PORTA, J., Op. Cit., p. 364.

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1.3.2.8 Formación Carbonera. NOTESTEIN, HUBMAN Y BOWLER (1994)13 también consideran que la Formación Carbonera tiene una edad del Eoceno Superior. J. DE PORTA a través del Léxico estratigráfico señala que NOTESTEIN, HUBMAN Y BOWLER en el año 1944 establecen que la formación está compuesta de arcillolitas grises a gris verdoso y pardas con areniscas y con algunos lechos de lignito en su parte inferior y superior. Estas areniscas se presentan más arcillosas que las de la Formación Mirador, sin embargo, el límite inferior se coloca donde terminan las areniscas limpias, de grano grueso, de la Formación Mirador. Su ambiente de depositación es considerado como no marino, pero presenta diversos fósiles vegetales. Las areniscas se presentan en capas cuyo espesor varía desde menos de 3.3 pies hasta 98 pies; Los espesores de la formación son variables en superficie y por término medio oscilan alrededor de los 2296 pies. Esta formación suprayace concordantemente sobre la Formación Mirador e infrayace a la Formación León de forma concordante. A continuación, se definen las principales características de estas unidades operacionales.14 Carbonera C8. Esta unidad, presenta un espesor variable, desde 15 metros en

el borde oriental de la cuenca hasta más de 397 pies a lo largo del frente de montaña. Secuencia monótona de arcillolitas de color gris a gris verdoso, en algunas partes de la cuenca se encuentran delgadas intercalaciones de limolitas hacia la base de la formación. Su ambiente deposicional es probablemente planicie costera. La formación suprayace a la Formación Mirador e infrayace a la Unidad C7.

Carbonera C7. Se compone de areniscas depositadas en un ambiente marino

somero, deltaico y continental. Son de color crema a parduzco, de grano fino a medio, a veces conglomerático, separadas por niveles de arcillollita de color gris a verduzco. Pueden alcanzar entre los 249 a 279 pies de espesor en la parte central de la cuenca. Suprayace a la Unidad C8 e infrayace a la Unidad C6.

Carbonera C6. Secuencia monótona de arcillolitas de color gris a gris verdoso.

Su ambiente deposicional es probablemente de planicie costera y tiene aproximadamente 459 pies de espesor. Suprayace a la Unidad C7 e infrayace a la Unidad C5.

Carbonera C5. Secuencia de arcillolitas de color gris, café, amarillo ocre,

púrpura, blanco cremoso y rojo moteado intercaladas con areniscas cuarzosas, de color translúcido a blanco lechoso y de grano fino a medio, ocasionalmente bien cementadas y limolitas de color café. Esta unidad es de origen fluvial y su

13 DE PORTA, J., Op. Cit., p.1110 14 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH), Integración Geológica de la Digitalización y Análisis de Núcleos, Op., Cit., p. 50-52.

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espesor total varía desde 160 hasta 298 pies. Suprayace a la Unidad C6 e infrayace a la Unidad C4.

Carbonera C4. Secuencia relativamente delgada y monótona de arcillolitas de

color gris a gris verdoso. Su ambiente deposicional es probablemente de planicie costera y tiene aproximadamente 200 pies de espesor. Suprayace a la Unidad C5 e infrayace a la Unidad C3.

Carbonera C3. Secuencia de arenas, limolitas y arcillas de color gris

intercaladas. Estos sedimentos son de origen fluvial, pero los canales de arenas son más delgados y difícilmente correlacionales entre pozos, el espesor de ésta unidad es de aproximadamente 298 pies. Suprayace a la Unidad C4 e infrayace a la Unidad C2.

Carbonera C2. Secuencia monótona de arcillas de color gris a gris verdoso. Su

ambiente deposicional es probablemente de planicie costera. Puede tener hasta 600 pies de espesor. Suprayace a la Unidad C3 e infrayace a la Unidad C1.

Carbonera C1. Es el miembro superior de la Formación Carbonera, conformado

por una secuencia de arcillas de color gris, café, amarillo ocre, púrpura, blanco cremoso y rojo moteado intercaladas con arcillolitas de color café y arenas cuarzosas, de color translúcido a blanco lechoso y de grano medio. Ocasionalmente se encuentran delgadas capas de carbón, especialmente hacia la base de la secuencia. Esta formación es de origen fluvial, siendo las arenas depósitos de canal y las arcillas y limolitas depósitos de superficie de inundación. Las arenas pueden tener espesores de hasta 69 pies, y son fácilmente correlacionables entre pozos, aunque su espesor varía considerablemente con la distancia. Puede tener espesores de hasta 1400 pies. Infrayace a la Formación León y suprayace a la Unidad C2.

1.3.2.9 Formación León. La edad de esta formación es Oligoceno según VAN DER HAMMEN que en el año 1958 lo estableció gracias a un trabajo realizado, pero ningún autor había podido establecer una edad exacta para la Formación León por lo que son especulaciones respecto a su edad. Según J. DE PORTA15 los primeros que describieron la Formación León fueron Notestein (F.B.), Hubman (C.W.) & Bowler (J.W.), en 1944. En esta formación son predominantes los shales de color gris y gris verdoso, con raras capas delgadas de areniscas con láminas carbonáceas. Tanto en la base como en la parte superior de la formación los shales tienden a pasar a limos. Su ambiente de depositación es marino. El espesor es aproximadamente 919 pies. De acuerdo a esto, suprayace a la Formación Carbonera e infrayace a la Formación Guayabo.

15 DE PORTA, J., Op. Cit., p. 322.

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1.3.2.10 Formación Guayabo. Se considera la edad de Mioceno Medio, aunque no se tienen todavía estudios paleontológicos para demostrar la edad. NOTESTEIN, HUBACH & BOWLER 16 la señalan como la formación más completa y la sucesión consta de la base hacia la parte superior de: arcillolitas arenosas y grises con areniscas, arcillolitas y arcillolitas arenosas con algunas areniscas, areniscas y localmente arcillolitas moteadas. En J. DE PORTA, BUTLER ha medido una sección de la Formación Guayabo que tiene un espesor de 2034 pies. Su medio de depositacion es continental. La Formación Guayabo suprayace de manera concordante a la Formación León e infrayace a la Formacion Necesidad en contacto normal. 1.3.2.11 Formación Necesidad. Su edad ha sido considerada en forma provisional como Pleistoceno Calabriense. Según J. DE PORTA17 establece que la formación consta de arcillas, alternando con areniscas de grano grueso que pueden pasar a conglomerados. Tiene un ambiente de depositación continental. Presenta un espesor aproximado de 98 pies. La Formación necesidad suprayace discordantemente a la Formación Guayabo. 1.3.3 Geología estructural. El Campo Chichimene, está limitado en toda la extensión del margen Oriental, por una gran franja de fallas de tipo compresional conocida como Sistema de Piedemonte Llanero o Sistema de Fallas de Guaicáramo, el cual se relaciona con la reactivación de antiguas fallas originadas durante un periodo extensivo de las edades Jurásica y Cretácico, distinguido por amplios anticlinales y sinclinales limitados por fallas inversas con tendencia Nororiente buzando al occidente; con fallamiento normal escalonado; en el extremo Oriental, existe zona de poca deformación. 1.3.4 Estructura del Campo Chichimene. El Campo Chichimene expone una estructura en forma de anticlinal alargado en dirección al Noroccidente de 60° con aproximadamente 6 Km de longitud y 2.5 Km de ancho. Su flanco Occidental presenta una pendiente constante de 4°, mientras que el Oriental se inclina con buzamiento hasta de 7° y se intercepta con la Falla de Chichimene que limita el campo. La Falla de Chichimene es de carácter inverso; tiene un desplazamiento vertical de aproximadamente 122 metros y se inclina hacia el Noroccidente con un ángulo de 50°. El campo está regido por un sistema de corrimientos y fallas inversas paralelas y subparalelas a la Cordillera Oriental Colombiana con trazas en sentido Noreste–Sureste, exhibiendo una falla inversa en el Campo Chichimene. 1.3.5 Geología del Petróleo. A continuación, se describe el sistema petrolífero por procesos de generación, migración y entrampamiento asociados al Campo Chichimene. Para entrar en contexto, se entiende que la formación T2 nombrada

16 DE PORTA, J., Op. Cit., p. 258. 17 DE PORTA, J., Op. Cit., p. 380.

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así por Ecopetrol corresponde a la Formación Mirador y la Formación K1 y K2 a Guadalupe, las cuales son las arenas productoras del Campo Chichimene.18 1.3.5.1 Roca Generadora. La principal roca generadora en esta área corresponde a las Formación Gachetá de la Cuenca de los Llanos Orientales y del Piedemonte Llanero. El % TOC aumenta de Este a Oeste y de Sureste a Noroeste, con valores pobres en el Este y Sureste (<0,5%) y valores buenos (1-2% TOC) a muy buenos (2-4% TOC), en el Noroeste (sector Occidental de Arauca). La reflectancia de vitrinita para la Formación Gachetá define una franja en el Occidente en la cuenca, que cubre desde el Sureste hasta Noroeste, donde esta formación habría entrado en ventana de generación de hidrocarburos. Los valores de temperatura máxima se ubican por encima de 435 – 455° C, y los de vitrina entre 0,6 a 1,0% (Ro). El tipo de Kerógeno predominante es de Tipo II, rico en hidrógeno y pobre en oxígeno, lo cual es favorable para la generación de hidrocarburos líquidos19. 1.3.5.2 Roca Reservorio. De acuerdo a lo reportado por Ecopetrol S.A.20 Las unidades productoras son la Formación Guadalupe, correspondiente a las Unidades operacionales K2 y K1, con una porosidad entre 9 a 17% y permeabilidad entre 10 a 90 mD; y la Formación Mirador o Formación San Fernando denominada por Ecopetrol como Unidad T2, con una permeabilidad de 500 a 1600 mD y porosidad de 17 a 18% promedio. 1.3.5.3 Migración. La migración de hidrocarburos en esta zona ocurrió a finales del Cretáceo, e inicio del Terciario un poco antes del primer evento tectónico Andino. En el cual los hidrocarburos migraron desde rocas Cratáceas a través de fallas y fracturas, hasta encontrar una barrera que detuvo la migración vertical y lateral. Esto se sustenta en el hecho de que en esta época se tuvo la mayor profundización de la cuenca, lo cual permitió la maduración de la materia orgánica. 1.3.5.4 Roca Sello. La roca sello comprende a la Unidad C8 de la Formación Carbonera, nombrada por Ecopetrol como Lutita E4, la cual sirve de sello para la Formación Mirador, como sello vertical; al igual que las lutitas interestratificadas de la Formacion Guadalupe. 1.3.5.5 Trampa. Fuentes de la ANH21 establecen que la trampa de esta zona es de tipo estructural y corresponde a un anticlinal asimétrico, fallado al costado este; sin embargo, las perforaciones han encontrado que las trampas son asociadas a fallas inversas y estructurales de bajo relieve, así como trampas estratigráficas.

18 ECOPETROL S.A Plan de desarrollo integrado Campo Chichimene, p.30. 19 ECOPETROL S.A Plan de desarrollo integrado Campo Chichimene, p.29. 20 ECOPETROL. Prognosis Campo Chichimene. Bogotá: Colombia.2013.p.10. 21 ANH. Información Geología y Geofísica. Disponible en internet: http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Estudios-Integrados-y-Modelamientos/ Presentaciones%20y%20Poster%20 Técnicos/ Campos.pdf. Consultado en Diciembre 2015. Modificado por el Autor.

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1.4 HISTORIA DE PRODUCCIÓN

Según ECOPETROL S.A22 La historia de producción para este campo inicia en 1985, para esta fecha solo se contaba con producción de las Unidades K1 y K2. Para el año 2002 se inició la producción de la Unidad T2 con el Pozo CHIC-18, debido al bajo potencial en las Unidades K1-K2 este debió ser completado en la Unidad superior T2. Posterior a eso y debido a la cantidad de fluido aportado, las formaciones K1 y K2 se asumieron como una sola unidad de flujo al igual que la unidad T2. 1.4.1 Mecanismos de producción. En 2010 después de un incremento en la producción de gas y en el GOR en los Pozos CH-16 y CH-SW1, se determinó que el mecanismo presente en la Unidad T2 es gas en solución. Desde 1985 la unidad K2 inició producción con los pozos CH-01 y CH-03 con un alto aporte de fluidos, lo que señala la presencia de un mecanismo de empuje por acuífero activo. Sin embargo, la Unidad K1 al caer su presión original cerca de los 80023 psi y aumentar su BSW, al igual que su producción de gas, se infiere que la unidad tiene un empuje combinado por gas en solución y acuífero activo. 1.4.2 Tiempo de producción. En la Gráfica 1, se muestra la historia de la producción acumulada de agua, gas y crudo del Campo Chichimene a partir del año 1985 hasta el 2014. El crudo proveniente de la Unidad T2 es crudo extra pesado con una gravedad entre 7 a 10° API, el cual requiere ser diluido con nafta o crudos livianos para disminuir su viscosidad, este constituye el mayor volumen en la producción del campo. De las unidades más antiguas en producción K1 y K2, se obtiene crudo liviano con una gravedad de 18° API aproximadamente. Las unidades productoras son Guadalupe Masivo y Guadalupe Superior pertenecientes al Cretáceo Medio e identificadas como unidades operacionales K1 y K2; Adicionalmente, la unidad operacional T2 es la Formación San Fernando perteneciente al Eoceno Superior. La producción acumulada de crudo para 2014 fue de 60000 BOPD aproximadamente.

22 ECOPETROL S.A. PLAN DE DESARROLLO INTEGRADO CAMPO CHICHIMENE., Op. Cit., p.32. 23 ECOPETROL S.A. PLAN DE DESARROLLO INTEGRADO CAMPO CHICHIMENE., Op. Cit., p.69.

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Gráfica 1. Historia de producción Campo Chichimene.

Fuente: Ecopetrol S.A. Plan de desarrollo integrado Campo Chichimene. Desarrollo de Campos Vicepresidencia Técnica. 2014. P. 69.

1.4.3 Número de Pozos. Dentro del proceso de extracción y levantamiento del Campo Chichimene, se cuenta con 254 pozos perforados con corte al 18 de febrero de 2016, completados en la Formación Guadalupe (K1 y K2) y San Fernando (T2). De la totalidad de los pozos, 7 se encuentran en abandonado, 9 son inyectores, 2 aún no se ha completado, 234 productores, de los cuales 218 son por Bombeo Electrosumergible y 16 de Bombeo por Cavidades Progresivas. Ver Tabla 1.

Tabla 1. Estado de los pozos en el Campo Chichimene con corte a 18 de febrero 2016.

CAMPO Total Abandonado inyectores Observador Sin

completar Productores BES PCP

CHICHIMENE 254 7 9 2 2 234 218 16

Fuente: Ecopetrol S.A.

Del número de pozos anteriormente mencionados, los pozos abandonados corresponden a: CH5. CH6, CH7, CH8, CH9, CH10, CH11; los pozos inyectores a:

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CHsw23, CHSW46 y CH207, CH29, CH47, CH52, CH59, CH60, CH174; y los pozos sin completamiento a: CH153 y CH179. 1.4.4 Producción acumulada. A continuación, la Gráfica 2 muestra la producción acumulada que ha tenido el Campo Chichimene a través del tiempo, iniciando en 1985, año en el que inició producción. Desde el inicio de producción del campo su producción fue ascendente, sin embargo, en el año 2000 la producción disminuyo porque el manejo del campo fue tomado por Ecopetrol donde la producción en el año 2000 fue de 7.000 barriles. La producción siguió incrementando y para mayo de 2009, se inició una prueba piloto en la Formación San Francisco mediante el Sistema de Levantamiento Artificial BES, para lo cual en el 2010 la producción fue de 29.380 barriles. Entre enero de 2014 y enero de 2015 la producción del Campo Chichimene aumentó un 78% alcanzando una producción de 86.389 BOPD24 teniendo una de las producciones más altas para el campo, esto se debe a la entrada de nuevas facilidades de producción y nuevos proyectos de perforación. Actualmente cuenta con una producción a corte de junio de 2016 de 72.937 BOPD25. Ver Gráfica 2.

Gráfica 2. Producción histórica acumulada Campo Chichimene.

Fuente: ANH. Disponible en internet: http://www.anh.gov.co/Operaciones-Regalias-y-Participaciones/Sistema-Integrado-de-Operaciones/Paginas/Estadisticas-de Produccion.aspx Consultado en agosto 2016. Modificado por el autor.

24 REVISTA SEMANA. http://www.dinero.com/empresas/articulo/produccion-campo-chichimene-ecopetrol-enero-2015/204573 25 ANH. Producción fiscalizada de petróleo por campo en superficie. : http://www.anh.gov.co/Operaciones-Regalias-y-Participaciones/Sistema-Integrado-de-Operaciones/Paginas/Estadisticas-de-Produccion.aspx

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1.4.5 Propiedades Roca-Fluido. A continuación, en la Tabla 2, se observan las propiedades de las Unidades K1, K2 y T2 y los fluidos producidos por el Campo Chichimene.

Tabla 2. Propiedades de las Unidades K1, K2 y T2. FORMACIÓN K1 - K2 T2

Profundidad (ft) 7000 6000

Presión de reservorio (psi) 3200 3100

Salinidad (ppm) 300 200 – 1200

Temperatura del reservorio (°F) 185 188 - 204

Gravedad API 16 - 20 7 – 10

Mecanismo de empuje Acuífero activo Gas en solución

Viscosidad (cP) 62 700

GOR (scf/STB) 0 - 500 50 – 300

Porosidad (%) 9 – 17% 17 – 18%

Permeabilidad (mD) 10 - 90 500 - 1600

Sw Inicial 0.24 0.18

Fuente: LOPEZ URIBE J.E, CHAUSTRE RUIZ A.J y AYALA MARIN C.A. Producción de crudo extra-pesado proveniente de la Cuenca de los Llanos Orientales, Colombia, a través del bombeo electrosumergible: Caso estudiado en el Campo Chichimene. SPE-171041-MS, 2014, Pág.3

1.4.6 Historia de presiones. Para la generación del modelo dinámico se evaluaron registros de Presión MDT disponibles en 20 pozos del Campo Chichimene, sin embargo, en el análisis de siete pozos representativos del yacimiento, se ha identificado una fuerte caída de presión desde 3.500 psi en el año 2001, hasta valores de 1.800 psi en registros tomados en el año 2012. Ver Gráfica 3.

48

Gráfica 3. MDT tomados en pozos del campo Chichimene.

Fuente: Ecopetrol S.A. Plan de referencia anual del activo en producción. Desarrollo de Campos Vicepresidencia Técnica. Versión 2. 2014. Pág. 33.

Un análisis de calidad de los registros MDT muestra una buena calibración en los equipos, indicando datos estables y confiables. La presión original del bloque norte de la Unidad T2 corresponde a 3.570 psi, del bloque Sureste 3.630 psi y del bloque donde se encuentra ubicado el Pozo CH36 está cercana a los 3.630 psi. Por consiguiente, se ha detectado que en los puntos más altos de la unidad productora T2, a la fecha se encuentra con valores entre 1.400 y 1.800 psi26.

26 ECOPETROL S.A Plan de referencia anual del activo en producción. Desarrollo de Campos Vicepresidencia Técnica. Versión 2. 2014. P. 32.

49

2. DESCRIPCIÓN Y FUNDAMENTO DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

El capítulo a continuación contiene la descripción y fundamentos teóricos detallados de los sistemas de levantamiento artificial utilizados en los pozos del Campo Chichimene para la extracción de crudo y la descripción del sistema de levantamiento artificial a evaluar. Los sistemas de levantamiento artificial son un mecanismo externo a la formación productora encargado de llevar el crudo desde la formación a una determinada tasa, cuando la energía del pozo es insuficiente para producirlo por sí mismo o cuando la tasa es inferior a la deseada.27 Los Sistemas de Levantamiento Artificial que efectúan la labor de extracción de crudo actualmente en el Campo Chichimene son el Bombeo Electrosumergible (BES) y Bombeo por Cavidades Progresivas (PCP). El Bombeo Hidráulico que es el último en explicar, en este capítulo, será el bombeo a evaluar en el campo.

27 http://oil-mail.blogspot.com.co/2011/05/sistemas-de-levantamiento-artificial.html

50

2.1 BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS El Bombeo por Cavidades Progresivas es uno de los dos Sistemas de Levantamiento Artificial instalados actualmente en el Campo Chichimene, a continuación, se explica su funcionamiento, Ver Cuadro 1. Cuadro 1. Generalidades del Bombeo por Cavidades Progresivas.

Fuente: Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas. Sección 4. PCPump.net. Pág.5-15. Modificado por el autor.

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2.2 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El Bombeo Electrosumergible es el otro Sistema de Levantamiento Artificial instalado actualmente en el Campo Chichimene, a continuación, se explica su funcionamiento, Ver Cuadro 2. Cuadro 2. Generalidades del Bombeo Electrosumergible (BES).

Fuente: Disponible en http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/. BAKER HUGHES. Centrilift sumersible pump handbook. Baker Hughes Centrilift. Claremore, 2009. Pág.26-54. CHOLET Henri. Well production practical handbook. Technip. Paris. 2000. Pág.329. Modificado por el autor.

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2.3 BOMBEO HIDRÁULICO

El Bombeo Hidráulico es el Sistema de Levantamiento Artificial a evaluar en el Campo Chichimene, su teoría se explica a continuación, Ver Cuadro 3. Cuadro 3. Generalidades del Bombeo Hidráulico.

Fuente: BROWN, Kermeit, E. The technology of arificial lift method. Volumen 2. Penn well Books Tulsa 19801980 p.357-358. MELO Vinicio. Optimización de la geometría de la bomba hidráulica tipo jet. Pág.16. CHOLET Henri. Well production practical handbook. Technio. Paris 2000 Pág.359. Modificado por el autor.

53

3. DESCRIPCIÓN DE PROBLEMAS DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Y LOS DATOS DE LOS POZOS TIPO DEL

CAMPO CHICHIMENE En el siguiente capítulo se describen los problemas del Bombeo por Cavidades Progresivas y Bombeo Electrosumergible, los cuales están actualmente instalados en el Campo Chichimene. Este último SLA se había validado en el campo como una opción debido a que su consumo energético era menor con respecto al Sistema BES28. Posterior a la explicación, se muestran los datos de los pozos tipo a simular, y la explicación de su procedencia. En la actualidad, el campo tiene 254 pozos perforados como se puede apreciar en la Gráfica 4 donde se muestran los porcentajes del estado de los pozos perforados en el Campo Chichimene y se evidencia que los pozos del campo se encuentran en su gran mayoría completados con el Sistema de Bombeo Electrosumergible.

Gráfica 4. Estado de los pozos en el Campo Chichimene.

Fuente: Ecopetrol S.A.

3.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO DEL CAMPO CHICHIMENE

El Campo Chichimene es un campo de crudo extra-pesado, sus dos principales formaciones de donde se extrae petróleo son: el Terciario 2 o San Fernando (T2) y Guadalupe, (K1/K2). En la Formación San Fernando se produce petróleo entre 7-10 °API con viscosidades que oscilan entre 400 a 818 cP a una temperatura entre

28 ECOPETROL S.A. Plan de desarrollo integrado Campo Chichimene, desarrollo de campos, vicepresidencia técnica. P.13

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150 y 200°F, el mecanismo de producción principal es gas en solución. En la formación (K1/K2) se produce petróleo con un promedio de 18° API, viscosidades que oscilan entre 150 a 500 Cp a 150°F y de 500 a 800 cP a 180°F, su mecanismo de producción principal es por acuífero activo29. En la actualidad el Campo Chichimene dispone de ocho muestras de fondo tomadas por diferentes empresas, a saber: CH-18 (ICP), CH-28 (Corelab-ICP), CH-35 (ICP), CH-SW21 (ICP), CH-SW46 (Weatherford), CH-SW20 (ICP), CH-SW51 (ICP), CH-SW36 (Westport Houston) 30. A partir de esas muestras de fondo, se construyó un PVT en el campo, y se constituyó un modelo de petróleo negro, las propiedades más importantes son descritas en el Cuadro 4. Cuadro 4. Propiedades más importantes del crudo del Campo Chichimene.

Propiedad Descripción

Gravedad API Varía desde los 8 hasta los 9° API.

Viscosidad Varían desde los 390 cP a 210°F hasta los 798 cP a 186°F. En superficie el crudo puede alcanzar una viscosidad de 55.628 cP con una temperatura de 109°F31.

GOR. El contenido de gas ha presentado incremento en la producción desde el año 2010, generando bajos valores de GOR, en algunos pozos del campo32.

Corte de agua Varía desde el 5% hasta el 90 %.

Fuente: Ecopetrol S.A. Plan de referencia anual Chichimene 2015. Pág.32

3.2 LIMITACIONES OPERATIVAS Las principales limitaciones operativas que se han tenido con los Sistemas de Levantamiento Artificial, son debido a las características particulares que tienen los pozos, estos se pueden ver en el Cuadro 5. Cuadro 5. Limitaciones operativas en los pozos.

Limitación Descripción

Profundidad de asentamiento de las bombas

Mayores o iguales a 7200 ft.

Caudales de fluido de producción Caudales de fluidos producidos no superan los 400 BFPD.

Incrustaciones (Scale) Carbonatados.

Limpieza de pozo Los pozos no recibieron una buena limpieza.

Gas Libre Manejo excesivo de gas libre en la bomba.

Sólidos Efecto abrasivo de arena.

Incrustaciones Depositación de incrustaciones.

Fuente: Ecopetrol S.A. Plan de referencia anual Chichimene 2015. Pág.33

29 Lopez. J.E, Chaustre. A.J, Ayala Marin. C.A. “Producting extra heavy oil from Llanos Basin, Colombia through progressive cavity pumps and electric submersible pumps: Case study in the Chichimene Fiel”. SPE-171041-MS, 2014. 30 ECOPETROL. Plan de referencia anual Chichimene 2015. P.32 31 OSORIO, Raul. Estudio PVT orientado a medición de viscosidades y variables que la impactan. 32 ECOPETROL. Plan de referencia anual Chichimene 2015. P.32

55

3.3 PROBLEMAS PRESENTES EN EL BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS DEL CAMPO CHICHIMENE El Campo Chichimene cuenta con 16 pozos con PCP, instalados inicialmente en 2011. A partir de la instalación de PCP en los pozos, se han incrementado el número de fallas, generando mayores intervenciones por pozo, elevando los costos de producción del campo. La Gráfica 5 y la Tabla 3 muestran el número de pozos y fallas desde 2011 hasta agosto de 2016. Para el 2016 los valores de fallas son menores en comparación con los años anteriores debido a que este valor fue calculado con el reporte hasta agosto 31 de 2016, teniendo en cuenta que tres pozos activos en el 2015 con bombeo PCP están parados y/o no se encuentran funcionando, lo que genera que en el 2016 sean dieciséis pozos activos con PCP, siendo en el 2015 diecinueve pozos activos con PCP.

Gráfica 5. Número de fallas y número de pozos en Campo Chichimene para el Bombeo PCP.

Fuente: Ecopetrol S.A. Desempeño equipos PCP GCH. Agosto 2016. Pág.2. Modificado por el autor.

Tabla 3. Número de pozos y fallas en las Bombas PCP.

Año Número de pozos Número de fallas

2011 1 2

2012 11 5

2013 34 27

2014 36 26

2015 19 44

2016 16 7

Fuente: Ecopetrol S.A. Desempeño equipos PCP GCH. Agosto 2016. Pág. 2. Modificado por el autor.

56

La Vida Media o Runlife es la relación que existe en el tiempo corriendo al momento de la falla, en relación al número de pozos que presentan falla, es decir, días de operación al momento de la falla. Ver Ecuación 1. Ecuación 1. Runlife del Sistema de Levantamiento Artificial.

Fuente: Ecopetrol S.A. Evaluación y optimización desempeño equipo PCP GCH. Abril 2015. Pág. 3.

La Gráfica 6 y la Tabla 4 muestran el número de pozos acumulados, el número de fallas de las Bombas PCP, y el Runlife de la bomba, desde enero de 2011 hasta diciembre de 2015, mostrando un incremento de las fallas en el año 2015 pasando de 26 fallas en 2014 a 44 fallas en 2015, teniendo en cuenta que en el 2014 existían 36 pozos productores y en 2015 disminuyeron a 19 pozos.

Gráfica 6. Runlife o Vida media promedio de fallas del Sistema PCP.

Fuente: Ecopetrol S.A. Desempeño equipos PCP GCH. Agosto 2016. Pág.3. Modificado por el autor.

Tabla 4. Runlife de fallas del Sistema PCP. Año N° de fallas Run life N° de pozos PCP

2011 2 75 1

2012 5 121 11

2013 27 70 34

2014 26 232 36

2015 44 235 19

Fuente: Ecopetrol S.A. Desempeño equipos PCP GCH. Agosto 2016. Pág.3. Modificado por el autor.

𝑅𝐿 =Ʃ 𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑑𝑜 𝑚𝑜𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎

#𝑃𝑜𝑧𝑜𝑠 𝐹𝑎𝑙𝑙𝑎𝑑𝑜𝑠

57

3.3.1 Falla en las varillas. Las fallas iniciales se generaron en varillas Electra. De acuerdo con los análisis realizados se evidencia varilla dúctil, las cuales no cumplen con las condiciones de operaciones del Campo Chichimene, por lo tanto, se decide cambiar a varilla T66. Otro tipo de falla presente está dada por el desgarre de la rosca entre el pin y la junta de acople, generando un torque inadecuado y cargas elevadas en los filetes de rosca. La Gráfica 7 ilustra el número de fallas y los agentes que causan las fallas siendo que las varillas fallan principalmente por la instalación inadecuada, y el servicio que le prestan en el campo a los daños, representado en un 49% de las fallas en el periodo 2011-2015.

Gráfica 7. Fallas en las varillas.

Fuente: Ecopetrol S.A. Desempeño equipos PCP GCH. Agosto 2016. Pág.5

3.3.2 Falla en la bomba. La pérdida de propiedades de los agentes de unión elastómero-carcasa de la bomba ocurre por operación de la bomba a alta temperatura (310 °F) y alta presión (3500 Psi) en cortos periodos de tiempo, lo cual favorece el agrietamiento y desprendimiento del elastómero, este problema lo incrementa la producción de gas que manejan los pozos del campo. La deformación de la carcasa en la zona central de la bomba recae en la fabricación, transporte o manipulación implementada. La Gráfica 8 muestra el porcentaje de factores que causan las fallas en la bomba, donde la falta de análisis causa raíz, es el mayor

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problema, es decir que aún no se ha identificado cual es la causa principal de daño en la bomba.

Gráfica 8. Fallas en bomba.

Fuente: Ecopetrol S.A. Desempeño equipos PCP GCH. Agosto 2016. Pág.5

3.4 PROBLEMAS PRESENTES EN EL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE DEL CAMPO CHICHIMENE La Gráfica 9 y la Tabla 5, relacionan el año, Runlife o vida media de la bomba, el número de fallas y los pozos activos; en el 2015 hay una disminución del runlife (339), esto es generado porque en el año 2014 existían 174 pozos activos, para el 2015 ese número aumentó a 217, en donde las bombas de los pozos nuevos no han fallado, sin embargo, las fallas siguieron aumentando a causa de las fallas de las bombas que no son nuevas.

59

Gráfica 9. Runlife o Vida media promedio de fallas del Sistema BES.

Fuente: Ecopetrol S.A. Evaluación y optimización desempeño equipo ESP GCH. Diciembre 2015. Pág.2. Modificado por el autor.

Tabla 5. Runlife o vida media de la bomba en el Campo Chichimenene.

Año Runlife N° de fallas N° pozos activos

2011 325 51 113

2012 309 70 145

2013 348 58 142

2014 367 92 174

2015 339 100 217

Fuente: Ecopetrol S.A. Evaluación y optimización desempeño equipo ESP GCH. Diciembre 2015. Pág.2. Modificado por el autor.

La Gráfica 10 ilustra las principales fallas en el Sistema BES durante el año 2015, la principal falla con un 33% (24 fallas), se han generado por carencia de análisis causa raíz, es decir que no se han identificado los problemas aún, la segunda causa de las fallas es la limpieza de pozo con un 25% (18 fallas).

60

Gráfica 10. Porcentaje de fallas para el Sistema BES.

Fuente: Ecopetrol S.A. Evaluación y optimización desempeño equipo ESP GCH. Diciembre 2015. Pág.5. Modificado por el autor.

3.5 INFORMACIÓN REQUERIDA PARA LA SIMULACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

PARA EL CAMPO CHICHIIMENE Por medio del análisis del Índice de Heterogeneidad se puede comparar los desempeños individuales de los pozos en un grupo para obtener el desempeño promedio de dicho grupo. De acuerdo con los datos históricos de producción de los pozos del Campo Chichimene, se han encontrado características particulares con el comportamiento del yacimiento que permitieron establecer y analizar la conducta de producción en cuatro zonas del yacimiento. 3.6 MÉTODO DE SELECCIÓN El análisis del Índice de Heterogeneidad (IH) es una herramienta de análisis avanzado empleado por el Software OFM. El objetivo del análisis consiste en comparar el rendimiento de un pozo con respecto al rendimiento promedio de un grupo de pozos.

61

De acuerdo con la referencia33, el análisis del IH permite realizar un análisis de rendimiento de pozo basado en el tipo de completamiento, la eficiencia y la calidad del reservorio. Los pozos, por tanto, son normalizados con respecto a la producción y la presión del yacimiento. Esto permite una comparación de los rendimientos de los pozos sin alterar los resultados, considerando el impacto que tiene los diferentes rangos del historial de producción individual por pozo. Ecuación 2. Índice de Heterogeneidad.

𝐼𝐻𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 (𝑡) = (𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝐴𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑧𝑜(𝑡)

𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝐴𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜 𝑌𝑎𝑐𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜(𝑡) ∗ 1 𝑛(𝑡)⁄) − 1

Fuente: Reese R.D.: “Completion Ranking using Production Heterogeneity Indexing”, SPE 36604, presented at the 1996 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, CO, USA, 1996

Donde:

𝐈𝐇𝐅𝐥𝐮𝐢𝐝𝐨 (𝐭): Es el Indice de Heterogeneidad que depende del tiempo (adimensional). 𝐏𝐫𝐨𝒅𝐮𝐜𝐜𝐢ó𝐧 𝐝𝐞 𝐅𝐥𝐮𝐢𝐝𝐨 𝐀𝐜𝐮𝐦𝐮𝐥𝐚𝐝𝐨 𝐩𝐨𝐳𝐨(𝐭): Total de fluidos producidos acumulados

en un pozo (gas, petróleo, agua, condensados) (BFPD).

𝐏𝐫𝐨𝐝𝐮𝐜𝐜𝐢ó𝐧 𝐝𝐞 𝐅𝐥𝐮𝐢𝐝𝐨 𝐀𝐜𝐮𝐦𝐮𝐥𝐚𝐝𝐨 𝐘𝐚𝐜𝐢𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨(𝐭): Total de fluidos producidos acumulados en el Yacimiento (gas, petróleo, agua, condensados) (BFPD). Una vez realizado el análisis del IH del campo, se determinó el área de producción de los fluidos pertenecientes al campo mediante la selección de los caudales de producción de fluido (agua/petróleo); los criterios de selección para Ecopetrol fueron los caudales de producción del fluido (agua y aceite) y el corte de agua en los pozos del Campo Chichimene, los cuales están asociados en: Pozos con alto caudal de petróleo y alto caudal de agua. Pozos con alto caudal de petróleo y bajo caudal de agua. Pozos con bajo caudal de petróleo y alto caudal de agua. Pozos con bajo caudal de petróleo y bajo caudal de agua. En la Gráfica 11 se evidencia las tendencias del Índice de Heterogeneidad en el Campo Chichimene según el tipo de caudal y fluidos producidos en los pozos.

33 Reese R.D.: “Completion Ranking using Production Heterogeneity Indexing”, SPE 36604, presented at the 1996 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, CO, USA, 1996

62

Gráfica 11. Dispersión de tendencias del Análisis de Heterogeneidad.

Fuente: Ecopetrol S.A. OFM. Modificada por el autor.

Los porcentajes del número de pozos correspondientes a cada cuadrante se muestran en la Gráfica 12 y la Gráfica 13 muestra la dispersión de puntos que representan los diferentes IH de los pozos del campo. En los cuadrantes 1 y 2 se muestran pozos con bajas producciones de petróleo y producciones de agua alta, y altas producciones de petróleo y altas producciones de agua, respectivamente. En los cuadrantes 3 y 4 se muestran pozos con altas producciones de petróleo y producción de agua baja, y baja producción de petróleo y baja producción de agua respectivamente.

63

Gráfica 12. Porcentaje de los pozos en los cuadrantes.

Fuente: Ecopetrol S.A. OFM. Modificada por los autores.

Teniendo en cuenta estas condiciones de producción se presenta en la Gráfica 13 la ubicación de los pozos en el mapa del campo con las características anteriormente descritas.

Gráfica 13. Ubicación de los pozos en el Campo de acuerdo con el Análisis de Índice de Heterogeneidad.

Fuente: Ecopetrol S.A. OFM.

De acuerdo con los análisis de potenciales de producción de pozos se han seleccionado cuatros pozos tipo que cumplen con las características de cada uno de los cuadrantes mencionados anteriormente (Ver Tabla 6, Tabla 7, Tabla 8 y

64

Tabla 9), a continuación, se explicará la selección del Pozo Chichimene 125 (CH-125), como ejemplo para ilustrar la selección de cada uno de los pozos y de donde provienen la información que se ha de implementar en cada una de las simulaciones. 3.6.1 Bajo caudal de petróleo y bajo caudal de agua. El software OFM, selecciona los pozos correspondientes al cuadrante cuatro, que corresponden a caudales de fluido de pozos con baja producción de fluido menor o igual a 450 BFPD y bajos cortes de agua menor o igual a 100 BWPD. En la Gráfica 14 se puede observar el promedio de caudal de fluido total, en pozos con bajo petróleo y baja agua.

Gráfica 14. Producción promedio de pozos con baja producción de petróleo y baja producción de agua.

Fuente: Ecopetrol S.A. OFM. Modificado por el autor.

Otra gráfica que muestra OFM es la Gráfica 15 donde se observa el promedio de caudal de petróleo total, en pozos con baja producción de petróleo y baja producción de agua, estableciendo una producción promedio de 350 BOPD, para los pozos pertenecientes al cuadrante cuatro.

65

Gráfica 15. Producción promedio de los pozos bajo petróleo y baja agua.

Fuente: Ecopetrol S.A. OFM. Modificado por el autor.

De acuerdo con el caudal producido de petróleo y fluido el pozo que más representa esta producción es el Pozo Chichimente 125 con una producción de fluido promedio de 656.59 BFPD y una producción de petróleo promedio de petróleo de 552.29 BOPD, Ver Gráfica 16. El cual se encuentra ubicado en la zona central del campo como se aprecia en la Figura 3.

Gráfica 16. Caudal de producción de fluido y de aceite del Pozo Chichimene 125.

Fuente: Ecopetrol S.A. OFM. Modificado por el autor.

66

Figura 3. Ubicación del Pozo Chichimene-125 en el Campo Chichimene.

Fuente: Ecopetrol S.A. OFM.

3.7 DETERMINACIÓN DE LOS POZOS TIPO PARA EL ESTUDIO De acuerdo con el procedimiento de selección de pozos mostrado anteriormente, en el campo se seleccionaron cuatro pozos tipo que cumplen con las características de las cuatro clases de producción respecto al petróleo y el agua según el Índice de Heterogeneidad. Los cuatro pozos se escogieron a lo largo del campo, los cuales tienen comportamientos característicos de cada uno de los cuadrantes, lo que se

67

busca con ellos, es simular su información para encontrar las correlaciones que mejor modelen el comportamiento de cada pozo, y tomar dichas correlaciones para simular el pozo tipo de cada cuadrante. Los pozos para cada cuadrante son dichos a continuación al igual que la información de cada pozo tipo. A continuación, se presentan: Pozo tipo 1: Perteneciente al cuadrante 1, con producción de petróleo baja, pero

alta producción de agua, es un pozo con una tasa de producción de fluido total menor o igual a 1500 BFPD y producción de petróleo menor o igual a 200 BOPD, el pozo representativo es Chichimene 161 (CH-161).

Pozo tipo 2: Perteneciente al cuadrante 2, con producción de petróleo alta y alta

producción de agua, es un pozo con una tasa de producción de fluido total menor o igual a 1750 BFPD y producción de petróleo menor o igual a 500 BOPD, el pozo representativo es Chichimene 140 (CH-140).

Pozo tipo 3: Perteneciente al cuadrante 3, con producción de petróleo alta pero

baja producción de agua, es un pozo con una tasa de producción de fluido total menor o igual a 620 BFPD y producción de petróleo menor o igual a 600 BOPD, el pozo representativo es Chichimene South West 64 (CH-SW64).

Pozo tipo 4: Perteneciente al cuadrante 4, con producción de petróleo baja y

baja producción de agua, es un pozo con una tasa de producción de fluido total menor o igual a 450 BFPD y producción de petróleo menor o igual a 350 BOPD, el pozo representativo es Chichimene 125 (CH-125).

Los datos de los pozos tipo que son cargados en el simulador se encuentran en el capítulo 5.

68

4. ANÁLISIS NODAL El siguiente capítulo contiene las generalidades del análisis nodal y el paso a paso que se realizó en el software Pipesim y Syal, que permiten determinar la capacidad de producción de los pozos tipo con los Sistemas de Levantamiento Artificial presentes en el campo (BES y PCP) y Sistemas de Levantamiento Artificial a probar en el campo (Bombeo Hidráulico). 4.1 GENERALIDADES DEL ANÁLISIS NODAL A la hora de hablar del incremento en la producción de forma rentable, confiable y eficiente en ingeniería de producción es muy importante realizar un análisis nodal. Gracias a este método se limita la brecha entre la producción real y la esperada de los pozos de acuerdo al potencial del mismo. El análisis nodal34 es una herramienta con la cual, por medio de la interacción de cada uno de los componentes actuales y futuros se determina el desempeño actual de un pozo. Donde clasifica el sistema de producción en nodos para encontrar caídas de presión, potencial de producción, comportamiento de afluencia y el gasto de fluidos entre otros, permitiendo también determinar el índice de productividad (IP). La relación entre el caudal y la caída de presión es fundamental para poder realizar un buen análisis nodal. Las secciones de entrada contemplan los componentes aguas arriba del nodo, y las secciones de salida contemplan aguas abajo. Se debe tener en cuenta que en los nodos únicamente puede existir una presión y que el flujo de entrada sea igual al de salida. En la Figura 4 se muestran las ubicaciones más comunes de nodos en un sistema.

34 BEGGS Dale. Production Optimization Using Nodal Analysis. 2003. p 1.

69

Figura 4. Ubicaciones más comunes de los nodos en un sistema.

Fuente: DALE, Beggs Production. Optimization Using Nodal Analysis. 2003 Pág. 3

En la vida productiva de los pozos existen tres tipos de presiones: la presión promedio del reservorio (Pr), la presión de los separadores (Psep) y presión de cabeza (Pwh). En la Figura 5 se muestran las ecuaciones de las posibles pérdidas de presión en cada uno de los nodos.

Figura 5. Posibles pérdidas de presión en el sistema de completamiento.

Fuente: DALE, Beggs Production. Optimization Using Nodal Analysis. 2003 Pág. 2

Cada ecuación de la Figura 5, representa un nodo, es decir un punto al cual entra fluido con una presión y caudal dado, y de este mismo parte con un caudal y presión igual o diferente, este nodo se tiene en cuenta para el momento del análisis del sistema. La representación gráfica de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa, se denominan Curva de Oferta y Demanda de energía del yacimiento. Ver Grafica 17.

70

Gráfica 17. Curva de oferta y demanda energética de un pozo.

Fuente: CAMARGO, Edgar. AGUILAR, José. Un modelo de producción de pozos por levantamiento artificial utilizando análisis nodal. Pág. 4

El balance de energía entre la oferta y la demanda35 puede obtenerse gráficamente. Para realizarlo se asumen varias tasas de presión y se calcula la producción de oferta y demanda en el respectivo nodo; hasta que ambas presiones se igualen. Para obtener gráficamente la solución se trazan ambas curvas y se obtiene el caudal de producción. Se conoce que el sistema está estable cuando se interceptan en un punto las dos curvas, porque no genera diferencia entre la oferta y la demanda, estas tienen el mismo valor. 4.2 FLUJO DE FLUIDOS Se debe tener en cuenta la presión y la temperatura, y los diferentes fluidos presentes en el yacimiento en el momento de estudiar su comportamiento 36. A través del pozo se drena el petróleo extraído del yacimiento, y ese petróleo se denomina volumen de drenaje, este se asume homogéneo y con un espesor (h), el cual debe ser constante en toda la ecuación a usar. Toda la zona del yacimiento drenada es conocida como área de drenaje. Existe un gradiente de presión que cambia con el tiempo y es el encargado del movimiento del petróleo hacia el pozo, junto con la capacidad de flujo de la formación productora. Es necesario, establecer los distintos estados de flujo porque la presión de fondo fluyente (Pwfs) cambia a través del tiempo, al igual que la tasa de aceite (qo) aportada por el yacimiento.

35 CAMARGO, Edgar. AGUILAR, José. Un modelo de producción de pozos por levantamiento artificial utilizando análisis nodal. 2008. pág 4. 36 BEGGS Dale. Production Optimization Using Nodal Analysis. 2003. pág 9.

71

4.2.1 Estados del flujo del fluido. Existen tres tipos de flujo: flujo continuo, flujo semicontinuo, flujo no contínuo, los cuales se clasifican según el cambio de la presión respecto al tiempo. Ver Grafica 18.

Gráfica 18. Estados de los flujos de fluido.

Fuente: BROWN, Kermit. The technology of artificial lift method. Pág. 123. Disponible en: www.academia.edu/.

De acuerdo con la Gráfica 18 se representan los siguientes estados. Ver Cuadro 6. Cuadro 6. Tipos de flujo.

Ecuación Tipo de flujo Descripción

𝑞𝑜 =0.00708𝑘𝑜ℎ(𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓𝑠)

𝜇𝑜𝛽𝑜 [𝐿𝑛 (𝑟𝑒𝑟𝑤

) + 𝑆]

Flujo contínuo

dP/dt = 0

La fase líquida es continua, y el flujo burbuja, flujo tapón y parte del flujo bache existen en este régime.

𝑞𝑜 =0.00708𝐾𝑜ℎ(𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓𝑠)

𝜇𝑜𝛽𝑜 [𝐿𝑛 (𝑟𝑒𝑟𝑤

) − 0.5 + 𝑆]

Flujo Semicontinuo

dP/dt = Constante

En esta región las fases de líquido y gas se alternan. La región por lo tanto cubre el patrón de flujo bache y el resto del flujo burbuja.

No presenta ecuación. Flujo no contínuo dP/dt ≠ 0;

En esta región el gas es la fase continua por lo que en ésta región se encuentra el flujo neblina 37.

Fuente: BEGGS Dale. Production Optimization Using Nodal Analysis. 2003. Pág. 12 y 24.

Donde: qo: Tasa de producción del pozo, (Bpd). Kg: Permeabilidad efectiva al petróleo, (mD) μo: Viscosidad de petróleo a la presión promedio, (cP).

37 B. C. CRAFT; M. F. HAWKINS. Ingeniería aplicada de yacimientos petrolíferos. 1968. Madrid. P.390.

72

Bo: Factor volumétrico de la formación a la presión promedio, (BY/BN). S: Factor de daño, adimensional. Pws: Presión del yacimiento, (Psi). Pwfs: Presión de fondo fluyente, (Psi). re: Radio de drenaje, (ft). rw: Radio de pozo, (ft). H: Espesor de la arena petrolífera, (ft). 4.2.2 Índice de productividad (J). Definido como (J) es la relación que existe entre la tasa de producción (qo) y la diferencia de la presión del yacimiento y la presión fluyente del pozo (Pws-Pwf). El Cuadro 7 representa el cálculo para (J). Cuadro 7 Ecuaciones del índice de productividad según el flujo continuo.

Ecuación Nombre de la ecuación

𝐽 =𝑞𝑜

(𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓𝑠)=

0.00708𝐾0ℎ

𝜇𝑜𝛽𝑜 [𝐿𝑛 (𝑟𝑒𝑟𝑤

) + 𝑆]

Índice de productividad para flujo contínuo.

𝐽 =𝑞𝑜

(𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓𝑠)=

0.00708𝐾0ℎ

𝜇𝑜𝛽𝑜 [𝐿𝑛 (𝑟𝑒𝑟𝑤

) − 0.75 + 𝑆]

Índice de productividad para flujo semicontínuo.

Fuente: MAGGIOLO, Ricardo. Análisis nodal y flujo multifásico. Disponible en: www.slideshare.net. Pág. 26

Donde: J: Índice de productividad, (Bpd/Psi). qo: Tasa de producción del pozo, (Bpd). Kg: Permeabilidad efectiva al petróleo, (mD) μo: Viscosidad de petróleo a la presión promedio, (cP). Bo: Factor volumétrico de la formación a la presión promedio, (Bbly/Bbln). S: Factor de daño, adimensional. Pws: Presión del yacimiento, (Psi). Pwfs: Presión de fondo fluyente, (Psi). re: Radio de drenaje, (ft). rw: Radio de pozo, (ft). h: Espesor de la arena petrolífera, (ft). La Curva IPR es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y la tasa de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de las presiones. Es decir, para cada Pwfs existe una tasa de producción de líquido (ql). En yacimientos subsaturados la curva tendrá un comportamiento lineal y a partir de la presión de burbuja tendrá un comportamiento Voguel. Ver Gráfica 19, y el Cuadro 8 muestra las ecuaciones que rigen el comportamiento de la Gráfica 19.

73

Gráfica 19. Curva IPR para un yacimiento subsaturado.

Fuente: MAGGIOLO, Ricardo. Análisis nodal y flujo multifásico. Disponible en: www.academia.edu/. Pág. 33. Modificado por los autores.

Cuadro 8. Ecuaciones que rigen el comportamiento de la curva IPR.

Ecuación Descripción de la ecuación.

𝑞𝑙 = 𝐽 ∙ (𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓𝑠)

La primera sección de la Gráfica 19, cuando la presión de fondo fluyente es mayor a la presión de burbuja, se emplea la ecuación de Darcy.

𝑞

𝑞𝑚𝑎𝑥

= 1 − 0.2 (𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑦𝑎𝑐) − 0.8 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑦𝑎𝑐)

2

En la segunda sección de la Gráfica 19, en la cual la presión de fondo fluyente es menor a la presión de burbuja, se emplea la ecuación de Voguel.

Fuente: MAGGIOLO, Ricardo. Análisis nodal y flujo multifásico. Disponible en: www.academia.edu/. Pág. 19.

Donde: Pws: Presión del yacimiento, (Psi). Pwfs: Presión de fondo fluyente, (Psi). J: Índice de productividad, (Bpd/Psi). Qo: Tasa de producción del pozo, (Bpd). Qmax: Tasa de producción máxima del pozo, (Bpd). Pyac: Presión de yacimiento, (Psi). 4.2.3 Flujo multifásico en tuberías verticales. Es importante identificar el tipo de flujo en la tubería para conocer el comportamiento del fluido, cuantificar las presiones, el comportamiento del fluido en la cara del pozo y la pérdida de presión a través de la tubería, en las cuales el gas y el líquido pueden comportarse como

74

mezcla monofásica o bifásica, conocidas como patrones de flujo38. Ver Cuadro 9 y Gráfica 20. Cuadro 9. Flujo multifásico en tuberías verticales.

Tipo de flujo Descripción

Flujo burbuja

La fase gaseosa se dispersa en pequeñas burbujas discretas en una fase líquida contínua, siendo la distribución continua de petróleo y la distribución uniforme del gas. El régimen de flujo de burbujas se divide en flujo burbujeante y flujo de burbujas dispersas.

Flujo tapón Son burbujas separadas por tapones de líquido.

Flujo transición

En este patrón de flujo los límites no están bien claros entre las fases. Ocurre a mayores tasas de flujo de gas.

Flujo anular El líquido está completamente disuelto en el gas; es decir, la fase contínua es el gas y lleva en suspensión las gotas de líquido

Fuente: MAGGIOLO, Ricardo. Análisis nodal y flujo multifásico. Disponible en: www.academia.edu/. Pág. 62-63.

Gráfica 20. Secuencia del flujo en la tubería.

Fuente: LYONS. William C. Standard handbook of petroleum & natural gas. Pág.447. Modificado por el autor.

38 BROWN, Kermit. The Technology of Artificial Lift Method. Volumen1. 1980. P 67.

75

4.3 CORRELACIONES DEL COMPORTAMIENTO DEL FLUIDO DEL CAMPO CHICHIMENE

Las correlaciones que representan la dinámica del fluido en la bomba son mostradas en el Cuadro 10, las cuales se obtuvieron de las simulaciones hechas a los cuatro pozos existentes del campo, más adelante se explica cada una.

Cuadro 10. Correlaciones. Variable Correlación Ecuación

Gas en solución

Standing 𝑅𝑠 = 𝛾𝑔 [𝑃

18 ∗ 10𝛾𝑔]

1.204

Viscosidad viva del crudo

Elsharkawy 𝜇𝑜𝑑 = 𝐴𝜇𝑜𝑑

𝐵

𝐴 = 1241.932(𝑅𝑠 + 641.026)−1.1241

𝐵 = 1768.841(𝑅𝑠 + 1180.335)−1.06622

Emulsión Woelflin 𝜇𝑚 = µ𝑜(1 + 0.00123𝑉𝑊2.2)

Viscosidad del crudo

subsaturado Elsharkawy

𝜇𝑜 = 𝜇𝑑𝑜 + 𝐴[10−2.0771](𝑝 − 𝑝𝑏)

𝐴 = [𝜇𝑜𝑑1.19279] ∗ [𝜇𝑜𝑏

−0.40712] ∗ [𝑃𝑏−0.7941]

Fuente: Pipesim.

Donde: VW: Fracción de volumen de agua (adm). μo: Viscosidad del aceite o petróleo (cP). a y b: Constantes de la emulsión a tratar. A y B: Constantes de Elsharkawy. Rs: Razón de solubilidad (cuft/bl). µod: Viscosidad de crudo muerto (cP). yg: Gravedad especifica del gas (adm). Pb: Presión de burbuja (Psi). μob: Viscosidad del petróleo en el punto de burbuja (cP). Para la correlación de flujo en tubería vertical se simularon las correlaciones que se muestran en el Cuadro 11, en presencia de agua las siguientes correlaciones convergen y su comportamiento es muy similiar, sin embargo, la correlación escogida es Duns and Ross ya que un estudio hecho por el ICP en febrero de 2015, seleccionó esta correlación como la mejor opción para el fluido del Campo Chichimene.

76

Cuadro 11. Correlaciones en tubería vertical.

Fuente: LYONS. William C. Standard handbook of petroleum & natural gas. Pág.485-501. Modificado por el autor.

77

Donde:

Di: Diámetro interno (pulg). f: Factor de fricción (adm). fm: Factor de fricción de la mezcla (adm). ftp; Factor de fricción de las dos fases (adm). g: Gravedad (ft/seg2). gc: Constante gravitacional de proporcionalidad. gc: Constante gravitacional de la mezcla. Hl: Fracción volumétrica con deslizamientos de líquido (adm). Lm: Frontera entre flujo transitorio y anular (ft). Ls: Frontera entre flujo tapón y transitorio (ft). Ngv: Número de la velocidad del gas. pg: Densidad del gas (lb/m3). Plls: Densidad modificada del líquido en el tapón (lb/m3). pm: Densidad de la mezcla (lb/m3). pn: Densidad modificada para el flujo burbuja (lb/m3). Rel: Relación de la longitud de la unidad tapón y la correspondiente burbuja de Taylor. Ub: Velocidad de la burbuja (ft/min). Um: Velocidad de la mezcla(ft/min). Usg: Velocidad superficial del gas (ft/min). Usl: Velocidad superficial del líquido (ft/min). β: Angulo de inclinación de la tubería (°). δ: Coeficiente de distribución del líquido. θ: Angulo de inclinación de la tubería (°). ρl: Densidad del líquido (lb/m3). 4.4 DESARROLLO DEL MODELO DE SIMULACIÓN Para el análisis de las características del sistema de producción, para cada uno de los pozos tipo del Campo Chichimene, se llevaron a cabo una serie de simulaciones mediante el software Pipesim y Syal, permitiendo establecer, cuál es el mejor Sistema de Levantamiento a utilizar para cada pozo teniendo en cuenta diferentes variables y estimaciones del campo, como de los pozos. A continuación, se plantea la metodología y los aspectos más relevantes que se tuvieron en cuenta para el desarrollo.

4.4.1 Recopilación y análisis de la información. Para el desarrollo de las simulaciones, se requirió información detallada y actualizada del campo, la cual permitió obtener una mayor certeza en los resultados de las simulaciones para la selección del sistema de bombeo; los datos suministrados fueron proporcionados por Ecopetrol. Teniendo en cuenta el objetivo de este estudio, en el Cuadro 12 se muestra la información requerida para ingresar en el software.

78

Cuadro 12. Información para las simulaciones. Información

General Información Específica

Survey Pruebas de producción

Estados mecánicos PVT

Planos del campo Pruebas de presión

Reportes de producción

Curvas de eficiencia de las bombas

4.5 SIMULACIÓN DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL SOFTWARE SYAL Syal es un simulador que implementa el sistema de bombeo hidráulico jet39. Incorporando correlaciones empíricas que permiten calcular las propiedades PVT de los fluidos del reservorio y los gradientes de presión. 4.5.1 Uso del simulador Syal para el Bombeo Hidraulico. A continuación, se presenta el procedimiento usado en el simulador Syal. Desde la Figura 6 hasta la Figura 12 se muestran las imágenes del procedimiento del software, las imágenes del ejemplo corresponden al Pozo tipo 1. Paso 1: Ingreso al software, con el usuario. Ver Figura 6. Paso 2: Creación del pozo. Ver Figura 7. Paso 3: En la primera pestaña “Pozo y flujo” Se deben llenar los datos de la persona que hará la simulación (nombre de la empresa, nombre de la persona quien simula, nombre de pozo, nombre de la formación.). Ver Figura 8. Paso 4: Para la segunda pestaña “PVT” se llenan los datos PVT del fluido del yacimiento (Presión del yacimiento, Temperatura de yacimiento, viscosidades del agua y crudo, Presión de burbuja, etc), junto a los datos de cada variable se seleccionan las correlaciones respectivas. Ver Figura 9. Paso 5: En la sección “análisis mecánico del pozo” es necesario cargar el survey del pozo, el completamiento del pozo, los cañoneos, el ensamblaje de fondo y los accesorios. Ver Figura 10. Paso 6: En la sección “cálculo y ajuste IPR”, se agregan datos para el cálculo de la curva IPR como la presión y el Caudal. Ver Figura 11. Paso 7: Finalmente en la pestaña “Diseño hidráulico jet”, los datos que deben ser ingresados y modificados hasta obtener el valor deseado son el tamaño de la boquilla y el tamaño de la garganta. Ver Figura 12.

39 SERTECPET. Informe de validación de los cálculos del software para diseño de bombeo hidráulico jet Syal. Quito Ecuador. 2015. Pág.3

79

Figura 6. Ingreso al software.

Figura 7. Creación del pozo.

Figura 8. Pestaña Pozo y flujo.

Figura 9. Pestaña PVT.

80

Figura 10. Pestaña Análisis Mecánico del Pozo.

Figura 11. Pestaña Calculo y ajuste IPR.

Figura 12. Pestaña Diseño hidráulico jet.

81

4.6 SIMULACIÓN DE BOMBEO BES Y PCP EN EL SOFTWARE PIPESIM A continuación, se presenta el procedimiento usado en el simulador Pipesim. Desde la Figura 13 hasta la Figura 23 se muestran las imágenes del procedimiento del software, las imágenes de ejemplo corresponden al Pozo Chichimene 125. Paso 1: En el software PIPESIM en nuevo proyecto se selecciona well design and performance. Paso 2: Para ingresar los datos es importante primero la creación del pozo, los nodos y finalmente la tubería, seleccionando de las opciones en el menú, para la creación de cada uno. Ver de Figura 13 a Figura 15. Paso 3: Se ingresan los datos del yacimiento al simulador. (Presión estática, temperatura, corte de agua, GOR). Ver Figura 16. Paso 4: Se ingresan los datos de los fluidos producidos por el yacimiento bajo el esquema de las propiedades de petróleo negro. (API, Corte de agua, GOR, Temperatura, Presión). Ver desde la Figura 17 a Figura 18. Paso 5: Se selecciona el tipo de correlación que se requiere para simular el comportamiento de la viscosidad del fluido producido. (Tabla de crudo muerto). Ver Figura 20. Paso 6: Se ingresan los datos del estado mecánico del pozo; profundidades y características del estado mecánico del pozo a simular, igualmente el diámetro del tubing y el casing. Ver Figura 19. Paso 7: Se selecciona el equipo de Levantamiento Artificial ESP de acuerdo a la bomba instalada en el pozo; se contempla modelo de la bomba, fabricante y el caudal manejado por la bomba. Ver Figura 21 y Figura 22. Paso 8: Una vez ingresado todos los datos se procede a correr el programa y como resultado se obtendrá las curvas de afluencia del pozo. (Curvas de inflow y outflow). Ver Figura 24. Paso 9: Se muestran las curvas de sensibilidades generadas ingresando previamente los datos del yacimiento, estados mecánicos y datos del fluido producido. Ver Figura 23. Paso 10: Se procede al análisis e interpretación de los resultados obtenidos en la simulación. Paso 11: Repetir el mismo procedimiento para la simulación con el sistema de bombeo por PCP.

82

Figura 13. Creación del Pozo.

Figura 14. Creación de la tubería.

Figura 15. Sistema Integrado.

Figura 16. Ingreso de los datos PVT.

83

Figura 17. Ingreso de Temperatura.

Figura 18. Información de los Casing.

Figura 19. Selección de correlaciones.

Figura 20. Ingreso del survey.

84

Figura 21. Selección de la bomba.

Figura 22. Selección propiedades bomba.

Figura 23. Análisis nodal.

Gráfica 21. Gráfica IPR.

85

5. RESULTADOS

En este capítulo se muestra la información de cada uno de los pozos suministrada a los simuladores y el resultado arrojado del análisis nodal de cada uno de los simuladores con los pozos tipo y reales. 5.1 INFORMACIÓN DE LOS POZOS La información dada a continuación corresponde a los datos simulados de los pozos mediante el software Pipesim y Syal. Esta información fue suministrada por Ecopetrol. 5.1.1 Información de los pozos reales. A partir de la Tabla 6 a la Tabla 9 se muestra la información de los pozos existentes en el Campo Chichimene, los cuales se ingresaron a Pipesim para obtener las correlaciones que mejor modelan el comportamiento del fluido, descritas en el capítulo anterior. Los pozos son CH-SW64, CH-125, CH-161, CH-140 y es dada por Ecopetrol, la cual proviene de PVTs de muestreo en fondo con hueco abierto. 5.1.2 Información de los pozos tipo. Los pozos tipo son los pozos con los cuales se busca, obtener el mejor Sistema de Levantamiento Artificial, la información de dichos pozos es mostrada a partir de la Tabla 10 a la Tabla 13, la cual fue dada por Ecopetrol. Los pozos son Pozo Tipo 1, Pozo Tipo 2, Pozo Tipo 3 y Pozo Tipo 4. Los pozos tipo y pozos reales comparten el mismo survey y estado mecánico de acuerdo al cuadrante del campo en el que se encuentren ubicados. El Pozo Tipo 1 y Pozo CH-161 comparten el mismo estado mecánico y survey, ver Anexo 1, el Pozo Tipo 2 y Pozo CH-140 comparten el mismo estado mecánico y survey, ver Anexo 2, El Pozo Tipo 3 y Pozo CH-SW64 comparten el mismo estado mecánico y survey, ver Anexo 3, el Pozo Tipo 4 y Pozo CH-125 comparten el mismo estado mecánico y survey, ver Anexo 4.

86

Tabla 6. Información Pozo Chichimene South West-64.

Fuente: Ecopetro S.A.

Tabla 7. Información Pozo Chichimene 125.

Fuente: Ecopetro S.A.

87

Tabla 8. Información Pozo Chichimene 161.

Fuente: Ecopetro S.A.

Tabla 9. Información Pozo Chichimene 140.

Fuente: Ecopetro S.A.

88

Tabla 10. Pozo Tipo 1.

Fuente: Ecopetrol S.A.

Tabla 11. Pozo Tipo 2.

Fuente: Ecopetrol S.A.

Tabla 12. Pozo Tipo 3.

Fuente: Ecopetrol S.A.

Tabla 13. Pozo Tipo 4.

Fuente: Ecopetrol S.A.

89

5.2 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN POZOS REALES Las siguientes gráficas son los resultados de las simulaciones que se llevaron a cabo en el software Pipesim con la información de los pozos reales, para determinar el tipo de correlación a usar o que mejor describa el comportamiento del fluido. Pozo CH 125. La intersección de las líneas de la Gráfica 22 es el match, es

decir, la producción actual del pozo (657 BFPD) con la presión de fondo fluyente (1309 Psia) respectiva a ese caudal, la Gráfica 23 representa la caída de presión a través de la tubería, teniendo en cuenta, que en la profundidad cero, el software contempla la presión del fondo fluyente, seguida de 500 Psia para la presión de succión, 3103 Psia para la presión de descarga de la bomba y la profundidad más alta es el cabezal del pozo con una presión de 145 Psia. La Gráfica 24 describe el comportamiento de las correlaciones del fluido en la tubería vertical, descritas en el capítulo anterior, en el cual se observa el mejor comportamiento para la correlación Duns and Ross.

Gráfica 22. Comportamiento de la IPR.

90

Gráfica 23. Gradiente de presión.

Gráfica 24. Correlaciones que simulan el comportamiento del fluido del yacimiento.

Pozo CH 140. La intersección de las líneas de la Gráfica 25 es el match, es decir, la producción actual del pozo (2333 BFPD) con la presión de fondo fluyente (2247 Psia) respectiva a ese caudal, la Gráfica 26 representa la caída de presión a través de la tubería, teniendo en cuenta, que en la profundidad cero, el software contempla la presión del fondo fluyente, seguida de 552 Psia para la presión de succión, 3212 Psia para la presión de descarga de la bomba y la profundidad mas alta es el cabezal del pozo con una presión de 141 Psia. La Gráfica 27 describe el comportamiento de las correlaciones del fluido en la tubería vertical, descritas en el capítulo anterior, en el cual se observa el mejor comportamiento para la correlación Duns and Ross.

91

Gráfica 25. Comportamiento de la IPR.

Gráfica 26. Gradiente de presión.

92

Gráfica 27. Correlaciones que simulan el comportamiento del fluido del yacimiento.

Pozo CH 161. La intersección de las líneas de la Gráfica 28 es el match, es

decir, la producción actual del pozo (608 BFPD) con la presión de fondo fluyente (1230 Psia) respectiva a ese caudal, la Gráfica 29 representa la caída de presión a través de la tubería, teniendo en cuenta, que en la profundidad cero, el software contempla la presión del fondo fluyente, seguida de 628 Psia para la presión de succión, 3123 Psia para la presión de descarga de la bomba y la profundidad mas alta es el cabezal del pozo con una presión de 135 Psia. La Gráfica 30 describe el comportamiento de las correlaciones del fluido en la tubería vertical, descritas en el capítulo anterior, en el cual se observa el mejor comportamiento para la correlación Duns and Ross.

Gráfica 28. Comportamiento de la IPR.

93

Gráfica 29. Gradiente de presión.

Gráfica 30. Correlaciones que simulan el comportamiento del fluido del yacimiento.

Pozo CH SW 64. La intersección de las líneas de la Gráfica 31 es el match, es decir, la producción actual del pozo (728 BFPD) con la presión de fondo fluyente (1440 Psia) respectiva a ese caudal, la Gráfica 32 representa la caída de presión a través de la tubería, teniendo en cuenta, que en la profundidad cero, el software contempla la presión del fondo fluyente, seguida de 768 Psia para la presión de succión, 3070 Psia para la presión de descarga de la bomba y la profundidad mas alta es el cabezal del pozo con una presión de 147 Psia. La Gráfica 33 describe el comportamiento de las correlaciones del fluido en la tubería vertical, descritas en el capítulo anterior, en el cual se observa el mejor comportamiento para la correlación Duns and Ross.

94

Gráfica 31. Comportamiento de la IPR.

Gráfica 32. Gradiente de presión.

95

Gráfica 33. Correlaciones que simulan el comportamiento del fluido del yacimiento.

5.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN POZOS TIPO A continuación, se muestra desde la Tabla 14 que representa los resultados de las Gráficas 34 hasta la Gráfica 39, la Tabla 15 que representa los resultados de las Gráficas 40 hasta la Gráfica 45, la Tabla 16 que representa los resultados de las Gráficas 45 hasta la Gráfica 51, la Tabla 17 que representa los resultados de las Gráficas 51 hasta la Gráfica 57. Las gráficas muestran la curva IPR, el gradiente de presión a través del pozo, y para el Bombeo Hidráulico, se adiciona la tabla de selección de la bomba, en la cual contempla el tamaño de boquilla y el tamaño de garganta que tiene la empresa Sertecpet ya establecida, para las Tablas 14, Tablas 15, Tablas 16 y Tablas 17 se selecciona la mejor opción con color verde, la opción regular con color amarillo, y finalmente con color rojo la peor opción, como se muestra a continuación:

Mejor

Regular

Malo

96

Tabla 14. Matriz comparativa Pozo Tipo 1. Pozo Tipo 1 PCP BES Hidráulico

Caudal de fluido (STB/día) 1,546 1,524 1,500

Caudal aceite (STB/día) 206 203 200

Presión de fondo fluyente 1,214 1,238 1,214

Presión de succión de la bomba o PIP

646 695 1029

Presión de descarga 3010 3002 3547

Presión de cabeza 130 140 130

Potencial (hp) 108 88 277

Energía (Kw) 81 66 207

Tabla 15. Matriz comparativa Pozo Tipo 2.

Pozo Tipo 2 PCP BES Hidráulico

Caudal de fluido (STB/día) 1,762 1,753 1,750

Caudal aceite (STB/día) 511 508 508

Presión de fondo fluyente 2253 2257 2260

Presión de succión de la bomba o PIP

1460 1490 2087

Presión de descarga 2680 2699 3501

Presión de cabeza 130 140 130

Potencial (hp) 43 60 158

Energía (Kw) 32 45 118

Tabla 16. Matriz comparativa Pozo Tipo 3.

Pozo Tipo 3 PCP BES Hidráulico

Caudal de fluido (STB/día) 623 620 620

Caudal aceite (STB/día) 603 560 560

Presión de fondo fluyente 1443 1449 1447

Presión de succión de la bomba o PIP

789 797 1249

Presión de descarga 2120 2160 3802

Presión de cabeza 130 140 130

Potencial (hp) 39 44 149

Energía (Kw) 29 33 111

97

Tabla 17. Matriz comparativa Pozo Tipo 4. Pozo Tipo 4 PCP BES Hidráulico

Caudal de fluido (STB/día) 445 471 440

Caudal aceite (STB/día) 347 367 343

Presión de fondo fluyente 1372 1347 1195

Presión de succión de la bomba o PIP

630 672 1186

Presión de descarga 3400 3100 3511

Presión de cabeza 130 140 140

Potencial (hp) 48 40 96

Energía (Kw) 36 30 72

98

Pozo tipo 1: BES

Gráfica 34. Comportamiento de la IPR.

Gráfica 35. Gradiente de presión.

Pozo tipo 1: PCP

Gráfica 36. Comportamiento de la IPR.

Gráfica 37. Gradiente de presión.

99

Pozo Tipo 1: Hidráulico

Gráfica 38. Comportamiento de la IPR.

Gráfica 39. Gradiente de presión.

Tabla 18. Selección de la Bomba Hidráulica Pozo Tipo 1.

100

Pozo tipo 2: PCP

Gráfica 40. Comportamiento de la IPR.

Gráfica 41. Gradiente de presión.

Pozo tipo 2: BES

Gráfica 42. Comportamiento de la IPR.

Gráfica 43. Gradiente de presión.

101

Pozo tipo 2: Hidráulico

Gráfica 44. Comportamiento de la IPR.

Gráfica 45. Gradiente de presión Pozo tipo 2.

Tabla 19. Selección de la Bomba Hidráulica Pozo Tipo 2.

102

Pozo Tipo 3: BES

Gráfica 46. Comportamiento de la IPR.

Gráfica 47. Gradiente de presión.

Pozo tipo 3: PCP

Gráfica 48. Comportamiento de la IPR.

Gráfica 49. Gradiente de presión.

103

Pozo tipo 3: Hidráulico

Gráfica 50. Gradiente de presión Pozo tipo 3.

Gráfica 51. Gradiente de presión.

Tabla 20. Selección de la Bomba Hidráulica Pozo Tipo 3.

104

Pozo tipo 4: BES

Gráfica 52. Comportamiento de la IPR.

Gráfica 53. Gradiente de presión.

Pozo tipo 4: PCP

Gráfica 54. Comportamiento de la IPR.

Gráfica 55. Gradiente de presión.

105

Pozo tipo 4: Hidráulico

Gráfica 56. Comportamiento de la IPR.

Gráfica 57. Gradiente de presión.

Tabla 21. Selección de la Bomba Hidráulica Pozo Tipo 4.

106

5.4 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE LOS POZOS TIPO Para el Pozo Tipo 1 el análisis de los resultados muestra que para llevar a superficie 1500 BFPD en promedio, el mejor SLA es el BES, ya que únicamente requiere de 88 hp, mientras que el PCP requiere de 108 hp y el hidráulico 277 hp. Para el Pozo Tipo 2 el análisis de los resultados muestra que para llevar a superficie 1750 BFPD en promedio, el mejor SLA es el PCP, ya que únicamente requiere de 43 hp, mientras que el BES requiere de 60 hp y el hidráulico 158 hp. Para el Pozo Tipo 3 el análisis de los resultados muestra que para llevar a superficie 620 BFPD en promedio, el mejor SLA es el PCP, ya que únicamente requiere de 39 hp, mientras que el BES requiere de 44 hp y el hidráulico 149 hp. Para el Pozo Tipo 4 el análisis de los resultados muestra que para llevar a superficie 450 BFPD en promedio, el mejor SLA es el BES, ya que únicamente requiere de 40 hp, mientras que el PCP requiere de 48 hp y el hidráulico 96 hp. DISEÑO DEL BOMBEO HIDRÁULICO. El diseño de la Bomba Hidráulica está dado por el tamaño de la boquilla y la garganta. El simulador Syal trae consigo el diseño a implementar en cada bomba de cada pozo tipo, después de ingresar los datos de de cada pozo con presiones, temperaturas, profundidad y PVTs entre otros. Los diseños de las bombas radican en el diámetro de la boquilla, que esta codificada de forma numérica, incrementando el de menor a mayor, iniciando en 1 y finalizando en 21, y la garganta esta codificada en letras, aumentando el diámetro de la garganta en orden alfabético, iniciando en A y finalizando en W. Los diseños son mostrados a continuación en la Tabla 22. Los valores respectivos en unidades son confidenciales puesto que estos son patentados por la empresa dueña del simulador.

Tabla 22. Diseño del Bombeo Hidráulico. Pozo Boquilla Garganta Diseño

Pozo Tipo 1 13 M 13M

Pozo Tipo 2 12 L 12L

Pozo Tipo 3 11 K 11K

Pozo Tipo 4 12 J 12J

Fuente: Syal.

107

6. ANÁLISIS FINANCIERO Actualmente el Campo Chichimene cuenta con dos sistemas de levantamiento artificial; Bombeo Electrosumergible (BES) y Bombeo por Cavidades Progresivas (PCP), el problema radica en que el Runlife (Vida media) de las bombas ha disminuido en el último año, de tal forma que ha incrementado los costos de operación debido a que el valor del mantenimiento de estos sistemas es muy elevado; bajo esta problemática se propone evaluar el Bombeo Hidráulico como opción de la extracción del crudo, en cuatro pozos tipo, que son representativos de cuatros zonas del campo, con sus respectivas características a las zonas, en el software Pipesim (BES y PCP) y Syal (Bombeo Hidráulico), de los cuales se obtiene el consumo de potencia para cada pozo con cada Sistema de Levantamiento Artificial, y posterior a eso, se realiza la evaluación financiera para cada pozo tipo con cada SLA, y finalmente se selecciona cual es financieramente viable para la compañía. Para realizar la evaluación financiera de este proyecto se tiene en cuenta como unidad monetaria de valor constante el dólar Americano, una Tasa Interna de Oportunidad (TIO) del 11% efectivo anual, que es comúnmente utilizada para los proyectos de inversión desarrollados por la empresa Ecopetrol S.A, el período de evaluación es de cinco años y los indicadores financieros usados fueron el Valor Presente Neto (VPN) y Tasa Interna de Retorno (TIR). En el presente análisis se determinaron los costos de inversión (CAPEX) para cada uno de los sistemas de levantamiento artificial evaluados en cuatro pozos tipo del Campo Chichimene, se determinaron los costos de operación para cada sistema, se establecieron los ingresos a generar con la producción de fluido estimada en cada pozo con cada uno de los sistemas y un análisis de impuesto de renta, con el fin de conocer el Valor Presente Neto y la Tasa Interna de Retorno de cada escenario propuesto. 6.1 ANÁLISIS DE INVERSIÓN (CAPEX) Corresponde a la inversión inicial que realiza una compañía con el objetivo de mejorar sus bienes y/o activos, como podría ser maquinaria, inmuebles, fábricas, herramientas que le generen beneficios. Para el análisis de los costos de inversión de los sistemas de levantamiento artificial a utilizar en el Campo Chichimene, es necesario realizar un diseño adecuado de cada sistema con lo cual se asegura que los pozos tengan buenas tasas de recuperación de crudo, debido a esto se deben adquirir equipos, productos, servicios y herramientas, utilizados en los Sistemas de Levantamiento Artificiales: Bombeo Electrosumergible, Cavidades Progresivas y Bombeo Hidráulico.

108

6.1.1 Inversión para la implementación del BES. A continuación, en la Tabla 23 y Tabla 24 se presentan los costos de inversión necesarios para la implementación del sistema de levantamiento artificial BES en los cuatro pozos tipo.

Tabla 23. Costos de inversión inicial para el BES en cada pozo tipo. BES Pozo Pozo Pozo Pozo

Descripción Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4

Equipo de workover 550 HP 87,794.82 87,794.82 87,794.82 87,794.82

Company man 4,736.67 4,736.67 4,736.67 4,736.67

Slick line 4,259.45 4,259.45 4,259.45 4,259.45

Servicio BES 382,175.58 380,542.62 383,659.34 383,667.63

Materiales 129,988.95 127,029.61 132,677.88 132,692.91

Perforación pozo 2,500,000.00 2,500,000.00 2,500,000.00 2,500,000.00

Inversión Total por Pozo (USD) 3,108,955.46 3,104,363.16 3,113,128.16 3,113,151.47

Fuente: Ecopetrol S.A.

Los diferentes valores de Servicio de BES son referentes a la bomba BES, el motor y el cable que transporta la energía desde la superficie hasta el fondo. Los materiales son referentes a las superbandas las cuales sujetan el cable desde superficie hasta la bomba a lo largo de la tubería y demás accesorios de fondo.

Tabla 24. Costos de inversión para el BES en cada pozo tipo en periodo cero.

Periodo (Año)

Pozo Tipo 1 Pozo Tipo 2 Pozo Tipo 3 Pozo Tipo 4

Inversión total (USD)

Inversión total (USD)

Inversión total (USD)

Inversión total (USD)

0 3,108,955.46 3,104,363.16 3,113,128.16 3,113,151.47

Fuente: Ecopetrol S.A.

6.1.2 Inversión para la implementación del PCP. A continuación, en la Tabla 25 y Tabla 26 se presentan los costos de inversión necesarios para la implementación del sistema de levantamiento artificial PCP en los cuatro pozos tipo. La vida útil de una bomba PCP es de 2 años, por lo cual cada 2 años se genera de nuevo una inversión para la nueva bomba.

Tabla 25. Costos de inversión inicial para el PCP en cada pozo tipo. PCP Pozo Pozo Pozo Pozo

Descripción Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4

Equipo de workover 550 HP 77,973.56 77,973.56 77,973.56 77,973.56

Company man 4,060.00 4,060.00 4,060.00 4,060.00

Servicios PCP 289,782.31 287,189.74 292,137.99 292,151.15

Materiales 109,538.52 106,579.19 112,227.46 112,242.48

Perforación pozo 2,500,000.00 2,500,000.00 2,500,000.00 2,500,000.00 Inversión Total por Pozo (USD) 2,981,354.38 2,975,802.48 2,986,399.00 2,986,427.19

Fuente: Ecopetrol S.A.

109

Tabla 26. Costos de inversión para el PCP en cada pozo tipo en periodo cero.

Periodo (Año)

Pozo Tipo 1 Pozo Tipo 2 Pozo Tipo 3 Pozo Tipo 4

Inversión total (USD)

Inversión total (USD)

Inversión total (USD)

Inversión total (USD)

0 2,981,354.38 2,975,802.48 2,986,399.00 2,986,427.19

Fuente: Ecopetrol S.A.

Los diferentes valores de la inversión de los servicios del PCP hacen referencia a las partes de la bomba como motor, rotor, estator y sensores de fondo entre otros, y los materiales hacen referencia a las varillas y los demás accesorios de una sarta de producción, variando en cada pozo su longitud por la profundidad a la que se encuentra la bomba.

6.1.3 Inversión para la implementación del Bombeo Hidráulico. A continuación, en la Tabla 27 y Tabla 28 se presentan los costos de inversión necesarios para la implementación del sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico en los cuatro pozos tipo.

Tabla 27. Costo de inversión inicial para el Hidráulico en cada pozo tipo. Hidráulico Pozo Pozo Pozo Pozo

Descripción Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4

Equipo de workover 550 HP 77,973.56 77,973.56 77,973.56 77,973.56

Company man 4,060.00 4,060.00 4,060.00 4,060.00

Servicios BH 343,360.00 343,360.00 343,360.00 343,360.00

Materiales 109,538.52 106,579.19 112,227.46 112,242.48

Perforación pozo 2,500,000.00 2,500,000.00 2,500,000.00 2,500,000.00

Inversión Total por Pozo (USD) 3,034,932.08 3,031,972.74 3,037,621.01 3,037,636.04

Fuente: Ecopetrol S.A.

Tabla 28. Costos de inversión para el Hidráulico en cada pozo tipo en periodo cero.

Periodo (Año)

Pozo Tipo 1 Pozo Tipo 2 Pozo Tipo 3 Pozo Tipo 4

Inversión total (USD)

Inversión total (USD)

Inversión total (USD)

Inversión total (USD)

0 3,034,932.08 3,031,972.74 3,037,621.01 3,037,636.04

Fuente: Ecopetrol S.A.

6.2 ANÁLISIS DE COSTOS DE OPERACIÓN (OPEX) Corresponde a los desembolsos asociados con la ejecución de un proyecto, tales como lo son: el mantenimiento de equipos, costos de combustibles, remediación de trabajos, alquiler de equipos, energía y otros costos de funcionamiento indispensables para la operación del proyecto.

110

6.2.1 Costos de operación. Para determinar estos costos a largo de los cinco períodos evaluados se deben establecer los costos de mantenimiento, energía, producción de petróleo, transporte y costos de diluyente. 6.2.2 Costos de mantenimiento. Los costos de mantenimiento hacen referencia a los equipos, productos, servicios y herramientas que se implementan en cada una de las intervenciones para cambio de bomba de los Sistemas de Bombeo Artificial. Para cada pozo en cada sistema de bombeo se encuentra un valor establecido en el mantenimiento. Ver Tabla 29, Tabla 30, Tabla 31.

Tabla 29. Costos de mantenimiento para el BES en los pozos tipo. Pozo Pozo Pozo Pozo

Descripción Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4

Equipo de workover 550 HP 87,794.82 87,794.82 87,794.82 87,794.82

Company man 4,736.67 4,736.67 4,736.67 4,736.67

Slick line 4,259.45 4,259.45 4,259.45 4,259.45

Servicio cabezal 532.88 532.88 532.88 532.88

Bes 246,613.02 246,555.86 246,664.95 246,665.24

Materiales 5,414.68 5,266.71 5,549.13 5,549.88

Inversión Total por Pozo (USD) 349,351.50 349,146.38 349,537.88 349,538.92

Fuente: Ecopetrol S.A.

Nota: La vida útil o Run life de una bomba BES en el Campo Chichimene se da cada 339 días, por lo cual cada 339 días se genera un mantenimiento para intervenir por el cambio de una nueva bomba.

Tabla 30. Costos de mantenimiento para el PCP en los pozos tipo. Pozo Pozo Pozo Pozo

Descripción Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4

Equipo de workover 550 HP 38,727.88 38,727.88 38,727.88 38,727.88

Company man 1,353.33 1,353.33 1,353.33 1,353.33

Servicios PCP 47,411.07 46,439.07 48,294.26 48,299.20

Materiales 5,414.68 5,266.71 5,549.13 5,549.88

Inversión Total por Pozo (USD) 92,906.96 91,786.99 93,924.60 93,930.29

Fuente: Ecopetrol S.A.

Nota: La vida útil o Run life de una bomba PCP en el Campo Chichimene se da cada 235 días, por lo cual cada 235 días se genera un mantenimiento para intervenir por el cambio de una nueva bomba.

Tabla 31. Costos de mantenimiento para el Hidráulico en los pozos tipo. Pozo Pozo Pozo Pozo

Descripción Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4

Costo de reparacion 13,180.27 13,180.27 13,180.27 13,180.27

Intervención para cambio de bomba 2,400.00 2,400.00 2,400.00 2,400.00

Inversión Total por Pozo (USD) 15,580.27 15,580.27 15,580.27 15,580.27

Fuente: Ecopetrol S.A.

111

Nota: La vida útil o Run life de una bomba Hidráulica en el Campo Chichimene se da cada 365 días, por lo cual cada 365 días se genera un mantenimiento para intervenir por el cambio de una nueva bomba. 6.2.3 Costos de energía y de producción de petróleo para BES. Para determinar los costos de energía se debe conocer el número de Kilovatios requeridos en la producción del petróleo y el costo por día, para establecer lo costos de producción es necesario conocer el valor del lifting cost promedio del campo, el cual fue proporcionado por la empresa Ecopetrol S.A y corresponde a 4.00 dólares por barril. Los valores de energía y producción de petróleo de los pozos son obtenidos de la simulación de los software, con los cuales se hace la intervención para hacer el seguimiento a la producción, cabe indicar que desde el segundo período los costos fueron determinados a partir de una tasa de declinación anual de 11% para el Pozo Tipo 1, 32% para el Pozo Tipo 2, 39% para el Pozo Tipo 3, y del 21% para el Pozo Tipo 4 en la producción, esto quiere decir que período a período las tasas de producción diarias disminuyen en dicho porcentaje. La energía es constante para cada pozo, debido a que el caudal del fluido es constante a través de los años, disminuyendo el caudal de petróleo y aumentando el caudal del agua, a través de los años para mantener constante el caudal del fluido. Ver Tabla 32.

Tabla 32. Costo de producción y energía. Precio de lifting cost USD/Bbl 4.00

Precio de energía USD/Kw 0.0471

Fuente: Ecopetrol S.A.

6.3 ANÁLISIS DE INGRESOS Dentro de esta sección se determinan los ingresos que puede percibir la compañía durante los cinco períodos evaluados a partir de las ventas de los barriles de crudo producidos por los Sistemas de Levantamiento Artificial: Bombeo Electrosumergible, Bombeo por Cavidades Progresivas y Bombeo Hidráulico, con el objetivo de establecer de forma correcta los ingresos generados en cada sistema se hace necesario considerar el precio de venta del crudo. 6.3.1 Precio de venta del crudo. Debido a las diferencias en las gravedades API del crudo producido en el Campo Chichimene. El precio referencia que se tomo fue de 38.64 USD/barril (perteneciente al crudo Brent de 38° API a diciembre de 2015, y el precio de venta se encuentra en los 35.00 USD/barril), aplicando un castigo sobre el precio de referencia. Ver Tabla 33.

112

Tabla 33. Precio de venta del crudo. Brent USD/Bbl40 38.64

Precio de castigo USD/Bbl 3.64

Precio final para evaluación del proyecto USD 35.00

Fuente: Ecopetrol S.A.

6.3.2 Regalías. Para determinar la producción neta de petróleo de un campo en el país es primordial descontar las regalías que el Estado Colombiano recibe por el uso del subsuelo para la explotación de hidrocarburos, de acuerdo a la información suministrada por la compañía el porcentaje de regalías para este campo corresponde al valor de 8%. Ver Tabla 34.

Tabla 34. Porcentaje de regalías. Porcentaje de regalías. 8%

Fuente: Ecopetrol S.A.

6.3.3 Costo de los barriles de diluyente. Los barriles de diluyente son utilizados para diluir el crudo y aumentar su gravedad API, el requerimiento de diluyente corresponde al 35% de la producción anual de petróleo. Ver Tabla 35.

Tabla 35. Costo de los barriles de diluyente. Precio de compra nafta USD/Bbl 42.00

Requerimiento de nafta/Bbl 35%

Fuente: Ecopetrol S.A.

6.3.4 Costo de transporte de diluyente y de la mezcla de petróleo y diluyente. El petróleo debe ser llevado a través de un oleoducto para su comercialización y venta, por lo cual existe un costo de transporte, pero para que ese crudo pueda ser transportado debe ser mezclado con un diluyente el cual también tiene un costo de transporte al ser llevado a campo a través de un poliducto. Ver Tabla 36.

Tabla 36. Costo de transporte del petróleo y el diluyente. Costo de transporte poliducto USD /Bbl 10.81

Costo de transporte mezcla USD/Bbl 8.46

Fuente: Ecopetrol S.A.

6.4 ANÁLISIS DE IMPUESTO DE RENTA El impuesto sobre la renta es un impuesto de orden nacional, directo y de periodo. Es de orden nacional, porque tiene cobertura en todo el país y su recaudo está a cargo de la nación. Para su cuantificación se requiere establecer la utilidad (renta) generada por el desarrollo de actividades durante un año, enero a diciembre. Ver Tabla 37.

40 http://es.investing.com/commodities/brent-oil-historical-data

113

Tabla 37. Impuesto de renta. Impuesto de renta 35%

Fuente: Ecopetrol S.A.

Para el cálculo de la recuperación de la inversión se utiliza el método de depreciación línea recta, siempre y cuando los dineros disponibles superen el valor a recuperar en cada periodo. La Ecuación 3 calcula el valor de inversión a recuperar, y la Ecuación 4 la recuperación de la inversión. Ver Ecuación 3 y Ecuación 4. Ecuación 3. Ecuación del cálculo de depreciación de línea recta.

𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛

# 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜𝑠= 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝑎 𝑟𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎𝑟.

Ecuación 4. Ecuación para evaluar si el proyecto recupera la inversión.

𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜 − 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛 = 𝑋

Donde: Si X es mayor a cero, quiere decir que el proyecto devuelve la inversión durante de los cinco años, pero si x es menor a cero, el proyecto no devuelve el valor de inversión. 6.5 EVALUACIÓN FINANCIERA Para realizar la evaluación financiera de este proyecto, se deben tener en cuenta los indicadores Tasa Interna de Retorno (TIR) y Valor Presente Neto (VPN), una Tasa de Interés de Oportunidad (TIO) del 11% efectivo anual y se hace para los tres sistemas de levantamiento artificial evaluados. 6.5.1 Valor Presente Neto. “Es el equivalente en pesos actuales de todos los ingresos y egresos, presentes y futuros, que constituyen el proyecto”41. La Ecuación 5, ilustra el método indicado para el cálculo del Valor Presente Neto (VPN) para este proyecto. Ecuación 5. Valor Presente Neto (VPN).

Fuente: CATACORA, José. Valor Presente Neto, Finanzas para la construcción. 2011. p.7. Modificado por los autores.

41 VILLAREAL. Arturo. Evaluación financiera de proyectos de inversión.2001. p.67.

𝑉𝑃𝑁 (𝑖) = ∑ − 𝐴 + (𝐹/(1 + 𝑖)𝑛)

114

Dónde: VPN: Corresponde al Valor Presente Neto a determinar. A: Corresponde a la inversión realizada. F: Corresponde al valor del flujo de caja neto. i: Corresponde a la Tasa de Interés de Oportunidad (TIO) la cual es la tasa de retorno que se necesita sobre una inversión, esta tasa es la encargada de descontar el monto capitalizado de interés del total de ingresos a percibir en el futuro. n: corresponde al número de periodos que existen para la evaluación del proyecto. A continuación, se describe el significado del VPN cuando es mayor a cero, menor que cero e igual a cero. VPN > 0, indica que genera una ganancia extraordinaria y el proyecto es atractivo. VPN < 0, indica que el proyecto no es atractivo porque no cumple las expectativas para la compañía.

VPN = 0, indica que el proyecto es indiferente financieramente para el inversionista. Para calcular el Valor Presente Neto (VPN) de este proyecto se estableció una Tasa de Interés de Oportunidad (TIO) del 11% efectivo anual, la cual es empleada en los proyectos de inversión de la compañía, como se mencionó al inicio del capítulo, se utiliza como unidad monetaria el dólar y un tiempo de validez de nueve años por períodos anuales. 6.5.2 Flujo de Caja. Es la representación gráfica de los ingresos y egresos en una línea horizontal correspondiente al período de tiempo, donde los ingresos se ubican en la parte superior de la línea y los egresos en la parte inferior de la línea. 6.5.3 Tasa Interna de Retorno (TIR). “Es la tasa de interés, que hace que el valor actual de los flujos de ingresos sea igual al valor actual de los flujos de egresos”42. En la Ecuación 6 se presenta la forma adecuada para calcular la Tasa Interna de Retorno (TIR).

Ecuación 6. Tasa Interna de Retorno (TIR).

Fuente: BACA, Guillermo. Ingeniería Financiera, Octava Edición. Bogotá D.C. 2007. p.197. Modificado por el autor.

42 FERNÁNDEZ, E, Saúl. Los proyectos de inversión. 2007. p. 132.

𝑉𝑃𝑁 (𝑖) =∑𝑅𝑡

(1 + 𝑖)𝑡= 0

115

Dónde: t: Tiempo del flujo de caja. I: Tasa de Interés de Oportunidad (TIO). Rt: Flujo neto de efectivo. La TIR es utilizada como indicador de la rentabilidad de un proyecto, a mayor TIR, mayor rentabilidad; para decidir sobre la aceptación o rechazo de un proyecto de inversión la TIR se compara con la Tasa de Interés de Oportunidad (TIO). Si la TIR es mayor que la TIO se considera atractiva la inversión; en caso contrario, no cumple con las expectativas de los inversionistas. 6.6 POZO TIPO 1 A continuación, se exponen las tablas de los valores respectivos al Bombeo Electrosumergible, Bombeo por Cavidades Progresivas y Bombeo Hidráulico, para el Pozo Tipo 1. 6.6.1 Análisis de costos de operación (opex). 6.6.1.1 Costos de mantenimiento anual. A continuación, se presentan los costos de mantenimiento para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 1. Ver Tabla 38, Tabla 39 y Tabla 40. Tabla 38. Costos del Mantenimiento anual de BES en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Mantenimiento Intervenciones

Anual Días de

Mantenimiento USD

1 349,351.50 0 0 0.00 2 349,351.50 1 7 349,351.50 3 349,351.50 2 14 698,703.01 4 349,351.50 1 7 349,351.50 5 349,351.50 1 7 349,351.50

Tabla 39. Costos del Mantenimiento anual de PCP en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Mantenimiento Intervenciones

Anual Días de

Mantenimiento USD

1 92,906.96 1 2 92,906.96 2 92,906.96 1 2 92,906.96 3 92,906.96 2 4 185,813.92 4 92,906.96 1 2 92,906.96 5 92,906.96 2 4 185,813.92

116

Tabla 40. Costos del Mantenimiento anual de Hidráulico en el Pozo Tipo 1. Período (Año)

Mantenimiento Intervenciones

Anual Días de

Mantenimiento USD

1 15,580.27 1 0.25 15,580.27 2 15,580.27 1 0.25 15,580.27 3 15,580.27 1 0.25 15,580.27 4 15,580.27 1 0.25 15,580.27 5 15,580.27 1 0.25 15,580.27

6.6.1.2 Costos de producción de petróleo. A continuación, se presentan los costos de producción para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 1, de debe tener en cuenta que las producciones diarias son el promedio de la producción anual en cada periodo. La primera producción diaria fue hallada con el software, y a través de su declinación diaria se halla la producción anual. Ver Tabla 41, Tabla 42 y Tabla 43. Tabla 41. Costos de producción de petróleo para el BES en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Producción promedio

diaria (bbl.)

Días del año

activo

Diferida (BBL)

Producción anual (bbl.)

Producción anual

menos diferida

(bbl.)

Lifting cost

(USD) USD

1 190.5237 365 0.00 69,541.14 69,541.14 4.00 278,164.58 2 170.7840 365 1,195.49 62,336.15 61,140.67 4.00 244,562.67 3 153.0895 365 2,143.25 55,877.66 53,734.40 4.00 214,937.62 4 137.2282 365 960.60 50,088.31 49,127.71 4.00 196,510.84 5 123.0104 365 861.07 44,898.78 44,037.71 4.00 176,150.83

Tabla 42. Costos de producción de petróleo para el PCP en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Producción promedio

diaria (bbl.)

Días del año

activo

Diferida (BBL)

Producción anual (bbl.)

Producción anual

menos diferida

(bbl.)

Lifting cost

(USD) USD

1 193.1798 365 386.36 70,510.61 70,124.25 4.00 280,497.02 2 172.8469 365 345.69 63,089.13 62,743.44 4.00 250,973.76 3 154.6542 365 618.62 56,448.79 55,830.17 4.00 223,320.69 4 138.3763 365 276.75 50,507.36 50,230.61 4.00 200,922.44 5 123.8118 365 495.25 45,191.29 44,696.05 4.00 178,784.18

117

Tabla 43. Costos de producción de petróleo para el Hidráulico en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Producción promedio

diaria (bbl.)

Días del año

activo

Diferida (BBL)

Producción anual (bbl.)

Producción anual

menos diferida

(bbl.)

Lifting cost

(USD) USD

1 187.8637 365 46.97 68,570.24 68,523.28 4.00 274,093.11 2 168.7104 365 42.18 61,579.31 61,537.13 4.00 246,148.52 3 151.5099 365 37.88 55,301.12 55,263.24 4.00 221,052.96 4 136.0630 365 34.02 49,663.01 49,628.99 4.00 198,515.97 5 122.1910 365 30.55 44,599.72 44,569.17 4.00 178,276.69

6.6.1.3 Costos de energía. A continuación, se presentan los costos de energía para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 1. Se tiene en cuenta que el número de kilovatios por día es obtenido de la simulación de cada pozo. Ver Tabla 44, Tabla 45 y Tabla 46. Tabla 44. Costos de energía para el BES en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

KW Requeridos

por día

Días activos del año

Diferida (KW)

Número de KW

requeridos por año

KW requeridos

por año menos diferida

Costo de KW (USD)

USD

1 66.00 365 0.00 24,090.00 24,090.00 0.0471 1,134.64 2 66.00 365 462.00 24,090.00 23,628.00 0.0471 1,112.88 3 66.00 365 924.00 24,090.00 23,166.00 0.0471 1,091.12

4 66.00 365 462.00 24,090.00 23,628.00 0.0471 1,112.88 5 66.00 365 462.00 24,090.00 23,628.00 0.0471 1,112.88

Tabla 45. Costos de energía para el PCP en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

KW Requeridos

por día

Días activos del año

Diferida (KW)

Número de KW

requeridos por año

KW requeridos

por año menos diferida

Costo de KW (USD)

USD

1 81.00 365 162.00 29,565.00 29,403.00 0.0471 1,384.88 2 81.00 365 162.00 29,565.00 29,403.00 0.0471 1,384.88 3 81.00 365 324.00 29,565.00 29,241.00 0.0471 1,377.25 4 81.00 365 162.00 29,565.00 29,403.00 0.0471 1,384.88 5 81.00 365 324.00 29,565.00 29,241.00 0.0471 1,377.25

118

Tabla 46. Costos de energía para el Hidráulico en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

KW Requeridos

por día

Días activos del año

Diferida (KW)

Número de KW

requeridos por año

KW requeridos

por año menos diferida

Costo de KW (USD)

USD

1 207.00 365 51.75 75,555.00 75,503.25 0.0471 3,556.20 2 207.00 365 51.75 75,555.00 75,503.25 0.0471 3,556.20 3 207.00 365 51.75 75,555.00 75,503.25 0.0471 3,556.20

4 207.00 365 51.75 75,555.00 75,503.25 0.0471 3,556.20 5 207.00 365 51.75 75,555.00 75,503.25 0.0471 3,556.20

6.6.1.4 Costos de operación. A continuación, las Tabla 47, Tabla 48 y Tabla 49 presentan el costo total para la operación del Pozo Tipo 1 para el BES, PCP e Hidráulico.

Tabla 47. Costo total de operación para el BES en el Pozo Tipo 1.

Período (Año) Mantenimiento

(USD) Producción (USD) Energía (USD) USD

1 0.00 278,164.58 1,134.64 279,299.21 2 349,351.50 244,562.67 1,112.88 595,027.05 3 698,703.01 214,937.62 1,091.12 914,731.75 4 349,351.50 196,510.84 1,112.88 546,975.23 5 349,351.50 176,150.83 1,112.88 526,615.22

Tabla 48. Costo total de operación para el PCP en el Pozo Tipo 1.

Período (Año) Mantenimiento

(USD) Producción (USD) Energía (USD) USD

1 92,906.96 280,497.02 1,384.88 374,788.86 2 92,906.96 250,973.76 1,384.88 345,265.60 3 185,813.92 223,320.69 1,377.25 410,511.86 4 92,906.96 200,922.44 1,384.88 295,214.29 5 185,813.92 178,784.18 1,377.25 365,975.36

Tabla 49. Costo total de operación para el Hidráulico en el Pozo Tipo 1.

Período (Año) Mantenimiento

(USD) Producción (USD) Energía (USD) USD

1 15,580.27 274,093.11 3,556.20 293,229.58 2 15,580.27 246,148.52 3,556.20 265,284.99 3 15,580.27 221,052.96 3,556.20 240,189.44 4 15,580.27 198,515.97 3,556.20 217,652.44 5 15,580.27 178,276.69 3,556.20 197,413.16

6.6.2 Análisis de ingresos. A continuación, en la Tabla 50, Tabla 51 y Tabla 52 se ilustran los ingresos para el Pozo Tipo 1 con cada uno de los sistemas.

119

Tabla 50. Ingresos para el BES del Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Producción anual (bbl.)

Regalías (8%) (Bbl)

Crudo neto. (Bbl).

Barriles Diluyente

(35%)

Producción total (Bbl.)

Precio venta (USD)

Total de ingresos

(USD)

1 69,541.14 5,563.29 63,977.85 22,392.25 86,370.10 35.00 3,022,953.52 2 61,140.67 4,891.25 56,249.41 19,687.29 75,936.71 35.00 2,657,784.79 3 53,734.40 4,298.75 49,435.65 17,302.48 66,738.13 35.00 2,335,834.57 4 49,127.71 3,930.22 45,197.49 15,819.12 61,016.62 35.00 2,135,581.60 5 44,037.71 3,523.02 40,514.69 14,180.14 54,694.83 35.00 1,914,319.18

Tabla 51. Ingresos para el PCP del Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Producción anual (bbl.)

Regalías (8%) (Bbl)

Crudo neto. (Bbl).

Barriles Diluyente

(35%)

Producción total (Bbl.)

Precio venta (USD)

Total de ingresos

(USD)

1 70,124.25 5,609.94 64,514.31 22,580.01 87,094.32 35.00 3,048,301.33 2 62,743.44 5,019.48 57,723.96 20,203.39 77,927.35 35.00 2,727,457.32 3 55,830.17 4,466.41 51,363.76 17,977.32 69,341.07 35.00 2,426,937.59 4 50,230.61 4,018.45 46,212.16 16,174.26 62,386.42 35.00 2,183,524.65 5 44,696.05 3,575.68 41,120.36 14,392.13 55,512.49 35.00 1,942,937.12

Tabla 52. Ingresos para el Hidráulico del Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Producción anual (bbl.)

Regalías (8%) (Bbl)

Crudo neto. (Bbl).

Barriles Diluyente

(35%)

Producción total (Bbl.)

Precio venta (USD)

Total de ingresos

(USD)

1 68,523.28 5,481.86 63,041.42 22,064.50 85,105.91 35.00 2,978,706.89 2 61,537.13 4,922.97 56,614.16 19,814.96 76,429.12 35.00 2,675,019.05 3 55,263.24 4,421.06 50,842.18 17,794.76 68,636.94 35.00 2,402,293.07 4 49,628.99 3,970.32 45,658.67 15,980.54 61,639.21 35.00 2,157,372.30 5 44,569.17 3,565.53 41,003.64 14,351.27 55,354.91 35.00 1,937,421.92

6.6.2.1 Costo de los barriles de diluyente. A continuación, se presentan los costos de los barriles de diluyente para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 1. Ver Tabla 53, Tabla 54 y Tabla 55.

Tabla 53. Costo de los barriles de diluyente para BES en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Barriles Diluyente (Bbl)

Costo de diuyente

(USD)

Costo Diluyente

(USD)

1 22,392.25 42.00 940,474.43 2 19,687.29 42.00 826,866.38 3 17,302.48 42.00 726,704.09 4 15,819.12 42.00 664,403.17 5 14,180.14 42.00 595,565.97

120

Tabla 54. Costo de los barriles de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Barriles Diluyente (Bbl)

Costo de diuyente

(USD)

Costo Diluyente (USD)

1 22,580.01 42.00 948,360.41 2 20,203.39 42.00 848,542.28 3 17,977.32 42.00 755,047.25 4 16,174.26 42.00 679,318.78 5 14,392.13 42.00 604,469.33

Tabla 55. Costo de los barriles de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Barriles Diluyente (Bbl)

Costo de diuyente (USD)

Costo Diluyente (USD)

1 22,064.50 42.00 926,708.81 2 19,814.96 42.00 832,228.15 3 17,794.76 42.00 747,380.07 4 15,980.54 42.00 671,182.49 5 14,351.27 42.00 602,753.49

6.6.2.2 Costo de transporte de diluyente. A continuación, se presentan los costos de transporte de diluyente para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 1. Ver Tabla 56, Tabla 57 y Tabla 58.

Tabla 56. Costo de transporte de diluyente para BES en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Barriles diluyente

Costo de transporte (USD)

Costo transporte diluyente (USD)

1 22,392.25 10.81 241,992.29 2 19,687.29 10.81 212,759.95 3 17,302.48 10.81 186,987.32 4 15,819.12 10.81 170,956.74 5 14,180.14 10.81 153,244.33

Tabla 57. Costo de transporte de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Barriles diluyente

Costo de transporte (USD)

Costo transporte diluyente (USD)

1 22,580.01 10.81 244,021.43 2 20,203.39 10.81 218,337.35 3 17,977.32 10.81 194,280.26 4 16,174.26 10.81 174,794.66 5 14,392.13 10.81 155,535.24

121

Tabla 58. Costo de transporte de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Barriles diluyente

Costo de transporte (USD)

Costo transporte diluyente (USD)

1 22,064.50 10.81 238,450.28 2 19,814.96 10.81 214,139.58 3 17,794.76 10.81 192,307.43 4 15,980.54 10.81 172,701.13 5 14,351.27 10.81 155,093.74

6.6.2.3 Costo de transporte la mezcla (Petróleo y diluyente). A continuación, se presentan los costos de la mezcla (petróleo y diluyente) para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 1.Ver Tabla 59, Tabla 60, Tabla 61.

Tabla 59. Costo de transporte de la mezcla para BES en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Producción total (Bbl.)

Costo de transporte

(USD)

Costo transporte mezcla (USD)

1 86,370.10 8.46 730,691.05 2 75,936.71 8.46 642,424.55 3 66,738.13 8.46 564,604.58 4 61,016.62 8.46 516,200.58 5 54,694.83 8.46 462,718.29

Tabla 60. Costo de transporte de la mezcla para PCP en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Producción total (Bbl.)

Costo de transporte

(USD)

Costo transporte mezcla (USD)

1 87,094.32 8.46 736,817.98 2 77,927.35 8.46 659,265.40 3 69,341.07 8.46 586,625.49 4 62,386.42 8.46 527,789.10 5 55,512.49 8.46 469,635.66

Tabla 61. Costo de transporte de la mezcla para Hidráulico en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Producción total (Bbl.)

Costo de transporte (USD)

Costo transporte producción total

(USD)

1 85,105.91 8.46 719,996.01 2 76,429.12 8.46 646,590.32 3 68,636.94 8.46 580,668.55 4 61,639.21 8.46 521,467.71 5 55,354.91 8.46 468,302.56

122

6.6.2.4 Costos de transporte. A continuación, las Tabla 62, Tabla 63 y Tabla 64 presentan el costo total para la operación del Pozo Tipo 1 para el BES, PCP e Hidráulico.

Tabla 62. Costo total de transporte para el BES en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Compra diluyente

transporte producción

total

Transporte diluyente

USD

1 940,474.43 730,691.05 241,992.29 1,913,157.77 2 826,866.38 642,424.55 212,759.95 1,682,050.88 3 726,704.09 564,604.58 186,987.32 1,478,295.99 4 664,403.17 516,200.58 170,956.74 1,351,560.49 5 595,565.97 462,718.29 153,244.33 1,211,528.59

Tabla 63. Costo total de transporte para el PCP en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Compra diluyente

transporte producción total

Transporte

diluyente USD

1 948,360.41 736,817.98 244,021.43 1,929,199.82 2 848,542.28 659,265.40 218,337.35 1,726,145.02 3 755,047.25 586,625.49 194,280.26 1,535,953.00 4 679,318.78 527,789.10 174,794.66 1,381,902.55 5 604,469.33 469,635.66 155,535.24 1,229,640.23

Tabla 64. Costo total de transporte para el Hidráulico en el Pozo Tipo 1.

Período (Año)

Compra diluyente

transporte producción total

Transporte diluyente

USD

1 926,708.81 719,996.01 238,450.28 1,885,155.10 2 832,228.15 646,590.32 214,139.58 1,692,958.05 3 747,380.07 580,668.55 192,307.43 1,520,356.05 4 671,182.49 521,467.71 172,701.13 1,365,351.33 5 602,753.49 468,302.56 155,093.74 1,226,149.78

6.6.3 Análisis de impuesto de renta. A continuación, se muestra el cálculo de impuestos para el Pozo Tipo 1 con el BES, PCP e Hidráulico. 6.6.3.1 Impuesto de renta del BES para el Pozo Tipo 1. A continuación en la Figura 24 y Figura 25 se muestran los flujos de caja del BES para el Pozo Tipo 1.

123

Figura 24. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 1.

Figura 25. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 1.

A continuación, en la Ecuación 7, se ve el cálculo de la cuota del impuesto de renta del Pozo Tipo 1 con el BES. Ecuación 7. Cálculo del valor de inversión a recuperar por periodo para el Pozo Tipo 1 con BES.

3,108,955.46

5= 621,791.09

Ecuación 8. Ecuación para evaluar la recuperación de la inversión para el Pozo Tipo 1 con el BES.

1,624,424.65 − 3,108,955.46 = −1,484,530.82

Según la Ecuación 8, la inversión del proyecto no se alcanza a recuperar durante los 5 años, esto es porque el costo de inversión es mayor al flujo neto de efectivo, por lo cual no se hace pago del impuesto de renta durante los 5 años. La Tabla 65 explica el cálculo del impuesto de renta para el Pozo Tipo 1 con el BES.

Tabla 65. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 1 con el BES. Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5

Flujo neto de efectivo 830,496.53 380,706.86 0.00 237,045.88 176,175.37 Recuperación de la inversión 830,496.53 323,513.69 0.00 237,045.88 176,175.37 Base liquida para impuesto de renta 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Impuesto (35%) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

USD Total

Venta de Crudo 3,022,953.52 2,657,784.79 2,335,834.57 2,135,581.60 1,914,319.18 12,066,473.66

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,108,955.46 0 0 0 0 0 3,108,955.46

Costo de Operación 0 279,299.21 595,027.05 914,731.75 546,975.23 526,615.22 2,862,648.45

Costo de Transporte 0 1,913,157.77 1,682,050.88 1,478,295.99 1,351,560.49 1,211,528.59 7,636,593.72

Egresos Totales 3,108,955.46 2,192,456.99 2,277,077.93 2,393,027.73 1,898,535.72 1,738,143.81 13,608,197.64

USD Total

Ingresos 830,496.53 380,706.86 237,045.88 176,175.37 1,624,424.64

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,108,955.46 57,193.17 3,166,148.63

124

Nota: Para este caso del cálculo del periodo 2 y periodo 3, el periodo 2 cubre las pérdidas del periodo 3, y por consiguiente la recuperación que le corresponde a ese periodo es de USD 323,513.69. 6.6.3.2 Impuesto de renta del PCP para el Pozo Tipo 1. A continuación en la Figura 26 y Figura 27 se muestran los flujos de caja para el Pozo Tipo 1 con PCP. Figura 26. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 1.

Figura 27. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 1.

A continuación, en la Ecuación 9, se ve el cálculo de la cuota del impuesto de renta del Pozo Tipo 2 con el PCP. Ecuación 9. Cálculo del valor de inversión a recuperar por periodo para el Pozo Tipo 1 con PCP.

2,981,354.38

5= 596,270.88

Ecuación 10. Ecuación para evaluar la recuperación de la inversión para el Pozo Tipo 1 con el PCP.

2,734,561.42 − 2,981,354.38 = −246,792.96

Según la Ecuación 10, la inversión del proyecto no se alcanza a recuperar durante los 5 años, esto es porque el costo de inversión es mayor al flujo neto de efectivo,

USD Total

Venta de Crudo 3,048,301.33 2,727,457.32 2,426,937.59 2,183,524.65 1,942,937.12 12,329,158.01

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 2,981,354.38 0 0 0 0 0 2,981,354.38

Costo de Operación 0 374,788.86 345,265.60 410,511.86 295,214.29 365,975.36 1,791,755.97

Costo de Transporte 0 1,929,199.82 1,726,145.02 1,535,953.00 1,381,902.55 1,229,640.23 7,802,840.61

Egresos Totales 2,981,354.38 2,303,988.68 2,071,410.63 1,946,464.86 1,677,116.83 1,595,615.59 12,575,950.97

USD Total

Ingresos 744,312.65 656,046.69 480,472.73 506,407.82 347,321.53 2,734,561.42

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 2,981,354.38 2,981,354.38

125

por lo cual no se hace pago del impuesto de renta durante los 5 años. La Tabla 66 explica el cálculo del impuesto de renta para el Pozo Tipo 1 con el PCP. Tabla 66. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 1 con el PCP.

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5

Flujo neto de efectivo 744,312.65 656,046.69 480,472.73 506,407.82 347,321.53 Recuperación de la inversión 744,312.65 656,046.69 480,472.73 506,407.82 347,321.53 Base liquida para impuesto de renta

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Impuesto (35%) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

6.6.3.3 Impuesto de renta del Hidráulico para el Pozo Tipo 1. A continuación en la Figura 28 y Figura 29, muestran los flujos de caja para el Pozo Tipo 1 con Hidráulico. Figura 28. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 1.

Figura 29. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 1.

A continuación, en la Ecuación 11, se ve el cálculo de la cuota del impuesto de renta del Pozo Tipo 2 con el Hidráulico. Ecuación 11. Cálculo del valor de inversión a recuperar por periodo para el Pozo Tipo 1 con Hidráulico.

3,034,932.08

5= 606,986.42

USD Total

Venta de Crudo 2,978,706.89 2,675,019.05 2,402,293.07 2,157,372.30 1,937,421.92 12,150,813.24

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,034,932.08 0 0 0 0 0 3,034,932.08

Costo de Operación 0 293,229.58 265,284.99 240,189.44 217,652.44 197,413.16 1,213,769.62

Costo de Transporte 0 1,885,155.10 1,692,958.05 1,520,356.05 1,365,351.33 1,226,149.78 7,689,970.30

Egresos Totales 3,034,932.08 2,178,384.68 1,958,243.04 1,760,545.49 1,583,003.77 1,423,562.95 11,938,672.00

USD Total

Ingresos 800,322.21 716,776.01 641,747.59 574,368.54 513,858.97 3,247,073.31

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,034,932.08 3,034,932.08

126

Ecuación 12. Ecuación para evaluar la recuperación de la inversión para el Pozo Tipo 1 con el Hidráulico.

3,247,073.31 − 3,034,932.08 = 212,141.24

Según la Ecuación 12, la inversión del proyecto se a recupera durante los 5 años, esto es porque el costo de inversión es menor al flujo neto efectivo, por lo cual se hace pago del impuesto de renta durante los 5 años. La Tabla 67 explica el cálculo del impuesto de renta para el Pozo Tipo 1 con Hidráulico. Tabla 67. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 1 con el Hidráulico.

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5

Flujo neto de efectivo 800,322.21 716,776.01 641,747.59 574,368.54 513,858.97 Recuperación de la inversión 706,986.42 706,986.42 606,986.42 506,986.42 506,986.42 Base liquida para impuesto de renta

93,335.79 9,789.59 34,761.17 67,382.12 6,872.56

Impuesto (35%) 32,667.53 3,426.36 12,166.41 23,583.74 2,405.40

6.6.3.4 Flujo de caja del BES para el Pozo Tipo 1. La Figura 30, ilustra los flujos de efectivo para este sistema de levantamiento, en la Figura 31 se presentan los flujos netos los cuales son obtenidos a partir de la resta de las ventas de crudo y el total de los egresos generados en cada período; igualmente dentro de este numeral se presenta la operación matemática y la Figura 32 el resultado del Valor Presente Neto obtenido para este sistema. 6.6.3.5 Evaluación con el indicador VPN. A continuación, se evalúa financieramente el proyecto utilizando el valor presente neto para el Pozo Tipo 1 con cada uno de los sistemas. Figura 30. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 1.

USD Total

Venta de Crudo 3,022,953.52 2,657,784.79 2,335,834.57 2,135,581.60 1,914,319.18 12,066,473.66

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,108,955.46 0 0 0 0 0 3,108,955.46

Costo de Operación 0 279,299.21 595,027.05 914,731.75 546,975.23 526,615.22 2,862,648.45

Costo de Transporte 0 1,913,157.77 1,682,050.88 1,478,295.99 1,351,560.49 1,211,528.59 7,636,593.72

Egresos Totales 3,108,955.46 2,192,456.99 2,277,077.93 2,393,027.73 1,898,535.72 1,738,143.81 13,608,197.64

127

Figura 31. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 1.

Figura 32. VPN del BES para el Pozo Tipo 1.

6.6.3.6 Flujo de caja del PCP para el Pozo Tipo 1. La Figura 33, ilustra los flujos de efectivo para este sistema de levantamiento, en la Figura 34 se presentan los flujos netos los cuales son obtenidos a partir de la resta de las ventas de crudo y el total de los egresos generados en cada período; igualmente dentro de este numeral se presenta la operación matemática y la Figura 35 el resultado del Valor Presente Neto obtenido para este sistema. Figura 33. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 1.

Figura 34. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 1.

USD Total

Ingresos 830,496.53 380,706.86 237,045.88 176,175.37 1,624,424.64

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,108,955.46 57,193.17 3,166,148.63

3,108,955.46 830,496.53 380,706.86 -57,193.17 237,045.88 176,175.37

(1+0,11)1 (1+0,11)2 (1+0,11)3 (1+0,11)4 (1+0,11)5

-1,832,888.34

VPN(0,11)=

VPN(0,11)=

USD Total

Venta de Crudo 3,048,301.33 2,727,457.32 2,426,937.59 2,183,524.65 1,942,937.12 12,329,158.01

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 2,981,354.38 0 0 0 0 0 2,981,354.38

Costo de Operación 0 374,788.86 345,265.60 410,511.86 295,214.29 365,975.36 1,791,755.97

Costo de Transporte 0 1,929,199.82 1,726,145.02 1,535,953.00 1,381,902.55 1,229,640.23 7,802,840.61

Egresos Totales 2,981,354.38 2,303,988.68 2,071,410.63 1,946,464.86 1,677,116.83 1,595,615.59 12,575,950.97

USD Total

Ingresos 744,312.65 656,046.69 480,472.73 506,407.82 347,321.53 2,734,561.42

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 2,981,354.38 2,981,354.38

128

Figura 35. VPN del PCP para el Pozo Tipo 1.

6.6.3.7 Flujo de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 1. La Figura 36, ilustra los flujos de efectivo para este sistema de levantamiento, en la Figura 37 se presentan los flujos netos los cuales son obtenidos a partir de la resta de las ventas de crudo y el total de los egresos generados en cada período; igualmente dentro de este numeral se presenta la operación matemática y la Figura 38 el resultado del Valor Presente Neto obtenido para este sistema. Figura 36. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 1.

Figura 37. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 1.

Figura 38. VPN del Hidráulico para el Pozo Tipo 1.

VPN(0,11)= 2,981,354.38 744,312.65 656,046.69 480,472.73 506,407.82 347,321.53

(1+0,11)1 (1+0,11)2 (1+0,11)3 (1+0,11)4 (1+0,11)5

VPN(0,11)= -887,317.77

USD Total

Venta de Crudo 2,978,706.89 2,675,019.05 2,402,293.07 2,157,372.30 1,937,421.92 12,150,813.24

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,034,932.08 0 0 0 0 0 3,034,932.08

Costo de Operación 0 293,229.58 265,284.99 240,189.44 217,652.44 197,413.16 1,213,769.62

Costo de Transporte 0 1,885,155.10 1,692,958.05 1,520,356.05 1,365,351.33 1,226,149.78 7,689,970.30

Impuesto 0.00 32,667.53 3,426.36 12,166.41 23,583.74 2,405.40 74,249.43

Egresos Totales 3,034,932.08 2,211,052.21 1,961,669.40 1,772,711.90 1,606,587.51 1,425,968.34 12,012,921.43

USD Total

Ingresos 767,654.68 713,349.65 629,581.18 550,784.79 511,453.58 3,172,823.88

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,034,932.08 3,034,932.08

VPN(0,11)= 3,034,932.08 767,654.68 713,349.65 629,581.18 550,784.79 511,453.58

(1+0,11)1 (1+0,11)2 (1+0,11)3 (1+0,11)4 (1+0,11)5

VPN(0,11)= -637,694.57

129

6.6.4 Conclusión financiera desde el punto de vista VPN. Desde el punto de vista financiero para la compañía la implementación de los diferentes sistemas de bombeo en el Pozo Tipo 1 no son atractivos porque no retornan la TIO esperada. Ver Tabla 68.

Tabla 68. VPN para el Pozo Tipo 1. Bombeo VPN (USD)

BES - 1,832,888.34

PCP - 887,317.77

Hidráulico - 637,694.57

6.6.5 Evaluación con el indicador TIR. A continuación, se evalúa financieramente el proyecto utilizando la tasa interna de retorno para el Pozo Tipo 1 con cada uno de los sistemas. La TIR para cada sistema se obtuvo utilizando el método iteración. Ver Tabla 69, Tabla 70, Tabla 71.

Tabla 69. TIR para el BES del Pozo Tipo 1.

TIO(%) VPN

-23,88 -95.128,75

-23,44 -142.381,43

-24,10 -71.012,01

-24,43 -34.207,21

-24,60 -15.515,85

-24,68 -6.096,78

-24,72 -1.368,76

-24,74 999,90

-24,75 2.185,39

-24,75 2.778,42

-24,76 3.075,01

-24,76 3.223,33

-24,76 3.297,49

-24,76 3.334,57

-24,76 3.353,11

TIR

130

Tabla 70. TIR para el PCP del Pozo Tipo 1.

Tabla 71. TIR para el Hidráulico del Pozo Tipo 1.

6.6.6 Conclusión de la evaluación financiera desde el punto de vista de la TIR. Desde el punto de vista financiero la implementación de los tres bombeos en el Pozo Tipo 1 no son atractivos para la compañía porque la TIR que ofrece el proyecto es inferior a la TIO. 6.7 POZO TIPO 2 A continuación, se exponen las tablas de los valores respectivos al Bombeo Electrosumergible, Bombeo por Cavidades Progresivas y Bombeo Hidráulico, para el Pozo Tipo 2. 6.7.1 Análisis de costos de operación (opex).

TIO(%) VPN

7,63 32.740,64

7,31 50.556,70

7,78 23.903,67

8,02 10.736,04

8,13 4.191,43

8,19 928,86

8,22 -699,99

8,24 -1.513,82

8,24 -1.920,58

8,25 -2.123,92

8,25 -2.225,58

8,25 -2.276,41

8,25 -2.301,83

8,25 -2.314,53

8,25 -2.320,89

TIR

TIO(%) VPN

1,10 43.387,26

0,80 68.608,85

1,24 30.900,54

1,47 12.323,55

1,58 3.103,31

1,63 -1.489,87

1,66 -3.782,24

1,68 -4.927,37

1,68 -5.499,68

1,69 -5.785,76

1,69 -5.928,79

1,69 -6.000,30

1,69 -6.036,05

1,69 -6.053,93

1,69 -6.062,87

TIR

131

6.7.1.1 Costos de mantenimiento anual. A continuación, se presentan los costos de mantenimiento para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 2. Ver Tabla 72, Tabla 73 y Tabla 74. Tabla 72. Costos del Mantenimiento anual de BES en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Mantenimiento Intervenciones

Anual Días de

Mantenimiento USD

1 349,146.38 0 0 0.00 2 349,146.38 1 7 349,146.38 3 349,146.38 2 14 698,292.77 4 349,146.38 1 7 349,146.38 5 349,146.38 1 7 349,146.38

Tabla 73. Costos del Mantenimiento anual de PCP en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Mantenimiento Intervenciones

Anual Días de

Mantenimiento USD

1 91,786.99 1 2 91,786.99 2 91,786.99 1 2 91,786.99 3 91,786.99 2 4 183,573.98 4 91,786.99 1 2 91,786.99 5 91,786.99 2 4 183,573.98

Tabla 74. Costos del Mantenimiento anual de Hidráulico en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Mantenimiento Intervenciones

Anual Días de

Mantenimiento USD

1 15,580.27 1 0.25 15,580.27 2 15,580.27 1 0.25 15,580.27 3 15,580.27 1 0.25 15,580.27 4 15,580.27 1 0.25 15,580.27 5 15,580.27 1 0.25 15,580.27

6.7.1.2 Costos de producción de petróleo. A continuación, se presentan los costos de producción para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 2, se debe tener en cuenta que las producciones diarias son el promedio de la producción anual en cada periodo. La primera producción diaria fue hallada con el software, y a través de su declinación diaria se halla la producción anual. Ver Tabla 75, Tabla 76 y Tabla 77.

Tabla 75. Costos de producción de petróleo para el BES en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Producción promedio

diaria (bbl.)

Días del año

activo

Diferida (BBL)

Producción anual (bbl.)

Producción anual

menos diferida

(bbl.)

Lifting cost

(USD) USD

1 430.8840 365.00 0.00 157,272.65 157,272.65 4.00 629,090.61 2 324.1355 365.00 2,268.95 118,309.44 116,040.49 4.00 464,161.97 3 243.8331 365.00 3,413.66 88,999.10 85,585.43 4.00 342,341.73 4 183.4252 365.00 1,283.98 66,950.18 65,666.21 4.00 262,664.83 5 137.9828 365.00 965.88 50,363.74 49,397.86 4.00 197,591.44

132

Tabla 76. Costos de producción de petróleo para el PCP en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Producción promedio

diaria (bbl.)

Días del año

activo

Diferida (BBL)

Producción anual (bbl.)

Producción anual

menos diferida

(bbl.)

Lifting cost

(USD) USD

1 443.5041 365 887.01 161,879.01 160,992.00 4.00 643,968.02 2 333.0594 365 666.12 121,566.67 120,900.55 4.00 483,602.20 3 250.1184 365 1,000.47 91,293.21 90,292.74 4.00 361,170.94 4 187.8320 365 375.66 68,558.68 68,183.01 4.00 272,732.06 5 141.0566 365 564.23 51,485.67 50,921.45 4.00 203,685.79

Tabla 77. Costos de producción de petróleo para el Hidráulico en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Producción promedio

diaria (bbl.)

Días del año

activo

Diferida (BBL)

Producción anual (bbl.)

Producción anual

menos diferida

(bbl.)

Lifting cost

(USD) USD

1 440.4669 365.00 110.12 160,770.43 160,660.31 4.00 642,641.24 2 331.5301 365.00 82.88 121,008.50 120,925.61 4.00 483,702.46 3 249.5357 365.00 62.38 91,080.53 91,018.15 4.00 364,072.60 4 187.8202 365.00 46.96 68,554.39 68,507.44 4.00 274,029.74 5 141.3683 365.00 35.34 51,599.44 51,564.10 4.00 206,256.38

6.7.1.3 Costos de energía. A continuación, se presentan los costos de energía para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 2. Se tiene en cuenta que el número de kilovatios por día es obtenido de la simulación de cada pozo. Ver Tabla 78, Tabla 79 y Tabla 80. Tabla 78. Costos de energía para el BES en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

KW Requeridos

por día

Días activos del año

Diferida (KW)

Número de KW

requeridos por año

KW requeridos

por año menos diferida

Costo de KW (USD)

USD

1 45.00 365.00 0.00 16,425.00 16,425.00 0.0471 773.62 2 45.00 365.00 315.00 16,425.00 16,110.00 0.0471 758.78 3 45.00 365.00 630.00 16,425.00 15,795.00 0.0471 743.94

4 45.00 365.00 315.00 16,425.00 16,110.00 0.0471 758.78 5 45.00 365.00 315.00 16,425.00 16,110.00 0.0471 758.78

133

Tabla 79. Costos de energía para el PCP en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

KW Requeridos

por día

Días activos del año

Diferida (KW)

Número de KW

requeridos por año

KW requeridos

por año menos diferida

Costo de KW (USD)

USD

1 32.00 365 64.00 11,680.00 11,616.00 0.0471 547.11 2 32.00 365 64.00 11,680.00 11,616.00 0.0471 547.11 3 32.00 365 128.00 11,680.00 11,552.00 0.0471 544.10

4 32.00 365 64.00 11,680.00 11,616.00 0.0471 547.11 5 32.00 365 128.00 11,680.00 11,552.00 0.0471 544.10

Tabla 80. Costos de energía para el Hidráulico en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

KW Requeridos

por día

Días activos del año

Diferida (KW)

Número de KW

requeridos por año

KW requeridos

por año menos diferida

Costo de KW (USD)

USD

1 118.00 365 29.50 43,070.00 43,040.50 0.0471 2,027.21 2 118.00 365 29.50 43,070.00 43,040.50 0.0471 2,027.21 3 118.00 365 29.50 43,070.00 43,040.50 0.0471 2,027.21

4 118.00 365 29.50 43,070.00 43,040.50 0.0471 2,027.21 5 118.00 365 29.50 43,070.00 43,040.50 0.0471 2,027.21

6.7.1.4Costos de operación. A continuación, las Tabla 81, Tabla 81 y Tabla 83 presentan el costo total para la operación del Pozo Tipo 2 para el BES, PCP e Hidráulico.

Tabla 81. Costo total de operación para el BES en el Pozo Tipo 2. Período (Año)

Mantenimiento (USD)

Producción (USD)

Energía (USD)

USD

1 0.00 629,090.61 773.62 629,864.23 2 349,146.38 464,161.97 758.78 814,067.14 3 698,292.77 342,341.73 743.94 1,041,378.44 4 349,146.38 262,664.83 758.78 612,570.00 5 349,146.38 197,591.44 758.78 547,496.60

Tabla 82. Costo total de operación para el PCP en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Mantenimiento (USD)

Producción (USD)

Energía (USD)

USD

1 91,786.99 643,968.02 547.11 736,302.13 2 91,786.99 483,602.20 547.11 575,936.30 3 183,573.98 361,170.94 544.10 545,289.03 4 91,786.99 272,732.06 547.11 365,066.16 5 183,573.98 203,685.79 544.10 387,803.87

134

Tabla 83. Costo total de operación para el Hidráulico en el Pozo Tipo 2. Período (Año)

Mantenimiento (USD)

Producción (USD)

Energía (USD)

USD

1 15,580.27 642,641.24 2,027.21 660,248.72 2 15,580.27 483,702.46 2,027.21 501,309.94 3 15,580.27 364,072.60 2,027.21 381,680.08 4 15,580.27 274,029.74 2,027.21 291,637.22 5 15,580.27 206,256.38 2,027.21 223,863.86

6.7.2 Análisis de ingresos. A continuación, en la Tabla 84, Tabla 85 y Tabla 86 se ilustran los egresos para el Pozo Tipo 2 con cada uno de los sistemas. Tabla 84. Ingresos para el BES del Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Producción anual (bbl.)

Regalías (8%) (Bbl)

Crudo neto. (Bbl).

Barriles Diluyente

(35%)

Producción total (Bbl.)

Precio de

venta (USD)

Total de ingresos (USD)

1 157,272.65 12,581.81 144,690.84 50,641.79 195,332.64 35.00 6,836,642.26 2 116,040.49 9,283.24 106,757.25 37,365.04 144,122.29 35.00 5,044,280.23 3 85,585.43 6,846.83 78,738.60 27,558.51 106,297.11 35.00 3,720,398.70 4 65,666.21 5,253.30 60,412.91 21,144.52 81,557.43 35.00 2,854,510.09 5 49,397.86 3,951.83 45,446.03 15,906.11 61,352.14 35.00 2,147,324.95

Tabla 85. Ingresos para el PCP del Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Producción anual (bbl.)

Regalías (8%) (Bbl)

Crudo neto. (Bbl).

Barriles Diluyente

(35%)

Producción total (Bbl.)

Precio de

venta (USD)

Total de ingresos

(USD)

1 160,992.00 12,879.36 148,112.64 51,839.43 199,952.07 35.00 6,998,322.45 2 120,900.55 9,672.04 111,228.50 38,929.98 150,158.48 35.00 5,255,546.86 3 90,292.74 7,223.42 83,069.32 29,074.26 112,143.58 35.00 3,925,025.23 4 68,183.01 5,454.64 62,728.37 21,954.93 84,683.30 35.00 2,963,915.65 5 50,921.45 4,073.72 46,847.73 16,396.71 63,244.44 35.00 2,213,555.32

Tabla 86. Ingresos para el Hidráulico del Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Producción anual (bbl.)

Regalías (8%) (Bbl)

Crudo neto. (Bbl).

Barriles Diluyente

(35%)

Producción total (Bbl.)

Precio de

venta (USD)

Total de ingresos

(USD)

1 160,660.31 12,852.82 147,807.49 51,732.62 199,540.11 35.00 6,983,903.71 2 120,925.61 9,674.05 111,251.57 38,938.05 150,189.61 35.00 5,256,636.48 3 91,018.15 7,281.45 83,736.70 29,307.84 113,044.54 35.00 3,956,559.00 4 68,507.44 5,480.59 63,026.84 22,059.39 85,086.23 35.00 2,978,018.20 5 51,564.10 4,125.13 47,438.97 16,603.64 64,042.61 35.00 2,241,491.26

6.7.2.1 Costo de los barriles de diluyente. A continuación, se presentan los costos de los barriles de diluyente para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 2. Ver Tabla 87, Tabla 88 y Tabla 89.

135

Tabla 87. Costo de los barriles de diluyente para BES en el Pozo Tipo 2. Período (Año)

Barriles Diluyente (Bbl)

Costo de Diluyente (USD)

Costo Diluyente (USD)

1 50,641.79 42.00 2,126,955.37 2 37,365.04 42.00 1,569,331.63 3 27,558.51 42.00 1,157,457.37 4 21,144.52 42.00 888,069.81 5 15,906.11 42.00 668,056.65

Tabla 88. Costo de los barriles de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 2. Período (Año)

Barriles Diluyente (Bbl)

Costo de Diluyente (USD)

Costo Diluyente (USD)

1 51,839.43 42.00 2,177,255.87 2 38,929.98 42.00 1,635,059.02 3 29,074.26 42.00 1,221,118.96 4 21,954.93 42.00 922,107.09 5 16,396.71 42.00 688,661.66

Tabla 89. Costo de los barriles de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 2. Período (Año)

Barriles Diluyente (Bbl)

Costo de Diluyente (USD)

Costo Diluyente (USD)

1 51,732.62 42.00 2,172,770.04 2 38,938.05 42.00 1,635,398.02 3 29,307.84 42.00 1,230,929.47 4 22,059.39 42.00 926,494.55 5 16,603.64 42.00 697,352.84

6.7.2.2 Costo de transporte de diluyente. A continuación, se presentan los costos de transporte de diluyente para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 2. Ver Tabla 90, Tabla 91 y Tabla 91.

Tabla 90. Costo de transporte de diluyente para BES en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Barriles diluyente

Costo de transporte (USD)

Costo transporte diluyente (USD)

1 50,641.79 10.81 547,284.22 2 37,365.04 10.81 403,802.75 3 27,558.51 10.81 297,823.90 4 21,144.52 10.81 228,508.13 5 15,906.11 10.81 171,896.82

136

Tabla 91. Costo de transporte de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Barriles diluyente

Costo de transporte (USD)

Costo transporte diluyente (USD)

1 51,839.43 10.81 560,226.98 2 38,929.98 10.81 420,714.98 3 29,074.26 10.81 314,204.59 4 21,954.93 10.81 237,266.22 5 16,396.71 10.81 177,198.67

Tabla 92. Costo de transporte de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Barriles diluyente

Costo de transporte (USD)

Costo transporte diluyente (USD)

1 51,732.62 10.81 559,072.73 2 38,938.05 10.81 420,802.21 3 29,307.84 10.81 316,728.92 4 22,059.39 10.81 238,395.15 5 16,603.64 10.81 179,434.98

6.7.2.3 Costo de transporte de la mezcla (Petróleo y diluyente). A continuación, se presentan los costos de la mezcla (petróleo y diluyente) para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 2. Ver Tabla 93, Tabla 94, Tabla 95.

Tabla 93. Costo de transporte de la mezcla para BES en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Producción total (Bbl.)

Costo de transporte

(USD)

Costo transporte mezcla (USD)

1 195,332.64 8.46 1,652,514.10 2 144,122.29 8.46 1,219,274.59 3 106,297.11 8.46 899,273.51 4 81,557.43 8.46 689,975.87 5 61,352.14 8.46 519,039.12

Tabla 94. Costo de transporte de la mezcla para PCP en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Producción total (Bbl.)

Costo de transporte

(USD)

Costo transporte mezcla (USD)

1 199,952.07 8.46 1,691,594.51 2 150,158.48 8.46 1,270,340.75 3 112,143.58 8.46 948,734.67 4 84,683.30 8.46 716,420.75 5 63,244.44 8.46 535,047.94

137

Tabla 95. Costo de transporte de la mezcla para Hidráulico en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Producción total (Bbl.)

Costo de transporte (USD)

Costo transporte producción total (USD)

1 199,540.11 8.46 1,688,109.30 2 150,189.61 8.46 1,270,604.13 3 113,044.54 8.46 956,356.83 4 85,086.23 8.46 719,829.54 5 64,042.61 8.46 541,800.46

6.7.2.4 Costos de transporte. A continuación, las Tabla 96, Tabla 97 y Tabla 98 presentan el costo total para la operación del Pozo Tipo 2 para el BES, PCP e Hidráulico. Tabla 96. Costo total de transporte para el BES en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Compra diluyente

transporte producción total

Transporte diluyente

USD

1 2,126,955.37 1,652,514.10 547,284.22 4,326,753.68 2 1,569,331.63 1,219,274.59 403,802.75 3,192,408.97 3 1,157,457.37 899,273.51 297,823.90 2,354,554.79 4 888,069.81 689,975.87 228,508.13 1,806,553.80 5 668,056.65 519,039.12 171,896.82 1,358,992.59

Tabla 97. Costo total de transporte para el PCP en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Compra diluyente

transporte producción total

Transporte diluyente

USD

1 2,177,255.87 1,691,594.51 560,226.98 4,429,077.36 2 1,635,059.02 1,270,340.75 420,714.98 3,326,114.76 3 1,221,118.96 948,734.67 314,204.59 2,484,058.22 4 922,107.09 716,420.75 237,266.22 1,875,794.06 5 688,661.66 535,047.94 177,198.67 1,400,908.26

Tabla 98. Costo total de transporte para el Hidráulico en el Pozo Tipo 2.

Período (Año)

Compra diluyente

transporte producción total

Transporte diluyente

USD

1 2,172,770.04 1,688,109.30 559,072.73 4,419,952.07 2 1,635,398.02 1,270,604.13 420,802.21 3,326,804.36 3 1,230,929.47 956,356.83 316,728.92 2,504,015.21 4 926,494.55 719,829.54 238,395.15 1,884,719.24 5 697,352.84 541,800.46 179,434.98 1,418,588.28

6.7.3 Analisis de impuesto de renta. A continuación, se muestra el cálculo de impuestos para el Pozo Tipo 2 con el BES, PCP e Hidráulico. 6.7.3.1 Impuesto de renta del BES para el Pozo Tipo 2. A continuación en la Figura 39 y Figura 40 se muestran los flujos de caja para el Pozo Tipo 2 con BES.

138

Figura 39. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 2.

Figura 40. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 2.

A continuación, en la Ecuación 13, se ve el cálculo de la cuota del impuesto de renta del Pozo Tipo 2 con el BES. Ecuación 13. Cálculo del valor de inversión a recuperar por periodo para el Pozo Tipo 2 con BES.

3,104,363.16

5= 620,872.63

Ecuación 14. Ecuación para evaluar la recuperación de la inversión para el Pozo Tipo 2 con el BES.

3,918,515.99 − 3,104,363.16 = 814,152.83

Según la Ecuación 14, la inversión del proyecto se recupera durante los 5 años, esto es porque el costo de inversión es menor al total del flujo neto efectivo, por lo cual se hace pago del impuesto de renta durante los 5 años. La Tabla 99 explica el cálculo del impuesto de renta para el Pozo Tipo 2 con el BES. Tabla 99. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 2 con el BES.

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5

Flujo neto de efectivo 1,880,024.34 1,037,804.12 324,465.47 435,386.29 240,835.76 Recuperación de la inversión 1,200,000.00 1,004,363.16 300,000.00 400,000.00 200,000.00 Base liquida para impuesto de renta

680,024.34 33,440.96 24,465.47 35,386.29 40,835.76

Impuesto (35%) 238,008.52 11,704.34 8,562.91 12,385.20 14,292.52

USD Total

Venta de Crudo 6,836,642.26 5,044,280.23 3,720,398.70 2,854,510.09 2,147,324.95 20,603,156.23

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,104,363.16 0 0 0 0 0 3,104,363.16

Costo de Operación 0 629,864.23 814,067.14 1,041,378.44 612,570.00 547,496.60 3,645,376.41

Costo de Transporte 0 4,326,753.68 3,192,408.97 2,354,554.79 1,806,553.80 1,358,992.59 13,039,263.84

Egresos Totales 3,104,363.16 4,956,617.92 4,006,476.11 3,395,933.23 2,419,123.80 1,906,489.19 19,789,003.41

USD Total

Ingresos 1,880,024.34 1,037,804.12 324,465.47 435,386.29 240,835.76 3,918,515.99

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,104,363.16 3,104,363.16

139

6.7.3.2 Impuesto de renta del PCP para el Pozo Tipo 2. A continuación, en la Figura 41 y Figura 42 se muestran los flujos de caja para el Pozo Tipo 2 con PCP. Figura 41. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 2.

Figura 42. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 2.

A continuación, en la Ecuación 15, se ve el cálculo de la cuota del impuesto de renta del Pozo Tipo 2 con el PCP. Ecuación 15. Cálculo del valor de inversión a recuperar por periodo para el Pozo Tipo 2 con PCP.

2,975,802.48

5= 595,160.50

Ecuación 16. Ecuación para evaluar la recuperación de la inversión para el Pozo Tipo 2 con el PCP.

5,230,015.35 − 2,975,802.48 = 2,254,212.87

Según la Ecuación 16, la inversión del proyecto se recupera durante los 5 años, esto es porque el costo de inversión es mayor al flujo neto de efectivo, por lo cual se hace pago del impuesto de renta durante los 5 años. La Tabla 100 explica el cálculo del impuesto de renta para el Pozo Tipo 2 con el PCP.

USD Total

Venta de Crudo 6,998,322.45 5,255,546.86 3,925,025.23 2,963,915.65 2,213,555.32 21,356,365.51

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 2,975,802.48 0 0 0 0 0 2,975,802.48

Costo de Operación 0 736,302.13 575,936.30 545,289.03 365,066.16 387,803.87 2,610,397.49

Costo de Transporte 0 4,429,077.36 3,326,114.76 2,484,058.22 1,875,794.06 1,400,908.26 13,515,952.67

Egresos Totales 2,975,802.48 5,165,379.49 3,902,051.06 3,029,347.25 2,240,860.23 1,788,712.14 19,102,152.64

USD Total

Ingresos 1,832,942.96 1,353,495.80 895,677.99 723,055.42 424,843.18 5,230,015.35

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 2,975,802.48 2,975,802.48

140

Tabla 100. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 2 con el PCP. Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5

Flujo neto de efectivo 1,832,942.96 1,353,495.80 895,677.99 723,055.42 424,843.18 Recuperación de la inversión 795,160.50 595,160.50 595,160.50 595,160.50 395,160.50 Base liquida para impuesto de renta

1,037,782.47 758,335.30 300,517.49 127,894.93 29,682.69

Impuesto (35%) 363,223.86 265,417.35 105,181.12 44,763.22 10,388.94

6.7.3.3 Impuesto de renta del Hidráulico para el Pozo Tipo 2. A continuación en la Figura 43 y Figura 44, muestran los flujos de caja para el Pozo Tipo 2 con Hidráulico. Figura 43. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 2.

Figura 44. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 2.

A continuación, en la Ecuación 17, se ve el cálculo de la cuota del impuesto de renta del Pozo Tipo 2 con el Hidráulico. Ecuación 17. Cálculo del valor de inversión a recuperar por periodo para el Pozo Tipo 2 con Hidráulico.

3,031,972.74

5= 606,394.55

Ecuación 18. Ecuación para evaluar la recuperación de la inversión para el Pozo Tipo 2 con el Hidráulico.

5,803,789.66 − 3,031,972.74 = 2,771,816.92

USD Total

Venta de Crudo 6,983,903.71 5,256,636.48 3,956,559.00 2,978,018.20 2,241,491.26 21,416,608.64

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,031,972.74 0 0 0 0 0 3,031,972.74

Costo de Operación 0 660,248.72 501,309.94 381,680.08 291,637.22 223,863.86 2,058,739.82

Costo de Transporte 0 4,419,952.07 3,326,804.36 2,504,015.21 1,884,719.24 1,418,588.28 13,554,079.16

Egresos Totales 3,031,972.74 5,080,200.79 3,828,114.29 2,885,695.29 2,176,356.46 1,642,452.14 18,644,791.72

USD Total

Ingresos 1,903,702.92 1,428,522.18 1,070,863.71 801,661.74 599,039.12 5,803,789.66

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,031,972.74 3,031,972.74

141

Según la Ecuación 18, la inversión del proyecto se recupera durante los 5 años, esto es porque el costo de inversión es menor al total del flujo neto efectivo, por lo cual se hace pago del impuesto de renta durante los 5 años. La Tabla 101 explica el cálculo del impuesto de renta para el Pozo Tipo 2 con Hidráulico. Tabla 101. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 2 con el Hidráulico.

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5

Flujo neto de efectivo 1,903,702.92 1,428,522.18 1,070,863.71 801,661.74 599,039.12 Recuperación de la inversión 706,394.55 606,394.55 606,394.55 606,394.55 506,394.55 Base liquida para impuesto de renta

1,197,308.37 822,127.64 464,469.16 195,267.19 92,644.57

Impuesto (35%) 419,057.93 287,744.67 162,564.20 68,343.52 32,425.60

6.7.3.4 Flujo de caja del BES para el Pozo Tipo 2. La Figura 45, ilustra los flujos de efectivo para este sistema de levantamiento, en la Figura 46 se presentan los flujos netos los cuales son obtenidos a partir de la resta de las ventas de crudo y el total de los egresos generados en cada período; igualmente dentro de este numeral se presenta la operación matemática y la Figura 47 el resultado del Valor Presente Neto obtenido para este sistema. 6.7.3.5 Evaluación con el indicador VPN. A continuación, se evalúa financieramente el proyecto utilizando el valor presente neto para el Pozo Tipo 2 con cada uno de los sistemas. Figura 45. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 2.

USD Total

Venta de Crudo 6,836,642.26 5,044,280.23 3,720,398.70 2,854,510.09 2,147,324.95 20,603,156.23

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,104,363.16 0 0 0 0 0 3,104,363.16

Costo de Operación 0 629,864.23 814,067.14 1,041,378.44 612,570.00 547,496.60 3,645,376.41

Costo de Transporte 0 4,326,753.68 3,192,408.97 2,354,554.79 1,806,553.80 1,358,992.59 13,039,263.84

Impuesto 0.00 238,008.52 11,704.34 8,562.91 12,385.20 14,292.52 284,953.49

Egresos Totales 3,104,363.16 5,194,626.44 4,018,180.45 3,404,496.14 2,431,509.00 1,920,781.71 20,073,956.90

142

Figura 46. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 2.

Figura 47. VPN del BES para el Pozo Tipo 2.

6.7.3.6 Flujo de caja del PCP para el Pozo Tipo 2. La Figura 48, ilustra los flujos de efectivo para este sistema de levantamiento, en la Figura 49 se presentan los flujos netos los cuales son obtenidos a partir de la resta de las ventas de crudo y el total de los egresos generados en cada período; igualmente dentro de este numeral se presenta la operación matemática y la Figura 50 el resultado del Valor Presente Neto obtenido para este sistema. Figura 48. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 2.

Figura 49. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 2.

USD Total

Ingresos 1,642,015.82 1,026,099.79 315,902.56 423,001.09 226,543.25 3,633,562.50

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,104,363.16 3,104,363.16

3,104,363.16 1,642,015.82 1,026,099.79 315,902.56 423,001.09 226,543.25

(1+0,11)1 (1+0,11)2 (1+0,11)3 (1+0,11)4 (1+0,11)5

-148,192.49

VPN(0,11)=

VPN(0,11)=

USD Total

Venta de Crudo 6,998,322.45 5,255,546.86 3,925,025.23 2,963,915.65 2,213,555.32 21,356,365.51

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 2,975,802.48 0 0 0 0 0 2,975,802.48

Costo de Operación 0 736,302.13 575,936.30 545,289.03 365,066.16 387,803.87 2,610,397.49

Costo de Transporte 0 4,429,077.36 3,326,114.76 2,484,058.22 1,875,794.06 1,400,908.26 13,515,952.67

Impuesto 0.00 363,223.86 265,417.35 105,181.12 44,763.22 10,388.94 788,974.50

Egresos Totales 2,975,802.48 5,528,603.35 4,167,468.42 3,134,528.37 2,285,623.45 1,799,101.08 19,891,127.15

USD Total

Ingresos 1,469,719.10 1,088,078.44 790,496.87 678,292.20 414,454.24 4,441,040.85

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 2,975,802.48 2,975,802.48

143

Figura 50. VPN del PCP para el Pozo Tipo 2.

6.7.3.7 Flujo de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 2. La Figura 51, ilustra los flujos de efectivo para este sistema de levantamiento, en la Figura 52 se presentan los flujos netos los cuales son obtenidos a partir de la resta de las ventas de curdo y el total de los egresos generados en cada período; igualmente dentro de este numeral se presenta la operación matemática y la Figura 53 el resultado del Valor Presente Neto obtenido para este sistema. Figura 51. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 2.

Figura 52. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 2.

Figura 53. VPN del Hidráulico para el Pozo Tipo 2.

2,975,802.48 1,469,719.10 1,088,078.44 790,496.87 678,292.20 414,454.24

(1+0,11)1 (1+0,11)2 (1+0,11)3 (1+0,11)4 (1+0,11)5

502,152.65

VPN(0,11)=

VPN(0,11)=

USD Total

Venta de Crudo 6,983,903.71 5,256,636.48 3,956,559.00 2,978,018.20 2,241,491.26 21,416,608.64

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,031,972.74 0 0 0 0 0 3,031,972.74

Costo de Operación 0 660,248.72 501,309.94 381,680.08 291,637.22 223,863.86 2,058,739.82

Costo de Transporte 0 4,419,952.07 3,326,804.36 2,504,015.21 1,884,719.24 1,418,588.28 13,554,079.16

Impuesto 0.00 419,057.93 287,744.67 162,564.20 68,343.52 32,425.60 970,135.92

Egresos Totales 3,031,972.74 5,499,258.72 4,115,858.97 3,048,259.50 2,244,699.98 1,674,877.74 19,614,927.64

USD Total

Ingresos 1,484,644.99 1,140,777.51 908,299.50 733,318.22 566,613.52 4,833,653.74

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,031,972.74 3,031,972.74

3,031,972.74 1,484,644.99 1,140,777.51 908,299.50 733,318.22 566,613.52

(1+0,11)1 (1+0,11)2 (1+0,11)3 (1+0,11)4 (1+0,11)5

714,883.62

VPN(0,11)=

VPN(0,11)=

144

6.7.4 Conclusión financiera desde el punto de vista VPN. Desde el punto de vista financiero para la compañía la implementación del sistema BES en el Pozo Tipo 2 no es atractivo porque no retornan la TIO esperada, sin embargo el bombeo PCP e Hidráulico generan una ganancia extraordinaria adicional a la TIO, siendo la mejor opción el Bombeo Hidráulico por representar la mayor ganancia extraordinaria. Ver Tabla 102.

Tabla 102. VPN para el Pozo Tipo 2. Bombeo VPN (USD)

BES - 148,192.49 PCP 502,152.65

Hidráulico 714,883.62

6.7.5 Evaluación con el indicador TIR. A continuación se evalúa financieramente el proyecto utilizando la tasa interna de retorno para el Pozo Tipo 2 con cada uno de los sistemas. La TIR para cada sistema se obtuvo utilizando el método iteración. Ver Tabla 103, Tabla 104, Tabla 104.

Tabla 103. TIR para el BES del Pozo Tipo 2.

TIO(%) VPN

7,63 32.740,64

7,31 50.556,70

7,78 23.903,67

8,02 10.736,04

8,13 4.191,43

8,19 928,86

8,22 -699,99

8,24 -1.513,82

8,24 -1.920,58

8,25 -2.123,92

8,25 -2.225,58

8,25 -2.276,41

8,25 -2.301,83

8,25 -2.314,53

8,25 -2.320,89

TIR

145

Tabla 104. TIR para el PCP del Pozo Tipo 2.

Tabla 105. TIR para el Hidráulico del Pozo Tipo 2.

6.7.6 Conclusión de la evaluación financiera desde el punto de vista de la TIR. Desde el punto de vista financiero la implementación del bombeo BES en el Pozo Tipo 1 no es atractivo para la compañía porque la TIR que ofrece el proyecto es inferior a la TIO, por el contrario que el PCP e Hidráulico son atractivos para la compañía por que ofrecen una TIR mayor a la TIO, siendo la mejor opción el bombeo Hidráulico porque paga 10 puntos adicionales a la TIO. 6.8 POZO TIPO 3 A continuación, se exponen las tablas de los valores respectivos al Bombeo Electrosumergible, Bombeo por Cavidades Progresivas y Bombeo Hidráulico, para el Pozo Tipo 3.

TIO(%) VPN

18,60 30.285,86

18,30 46.712,64

18,75 22.132,49

18,98 9.976,73

19,09 3.932,03

19,14 917,93

19,17 -587,07

19,19 -1.339,05

19,19 -1.714,91

19,20 -1.902,81

19,20 -1.996,76

19,20 -2.043,73

19,20 -2.067,21

19,20 -2.078,95

19,20 -2.084,82

TIR

TIO(%) VPN

20,95 50.242,40

20,48 77.125,03

21,19 36.956,14

21,54 17.217,53

21,72 7.433,09

21,81 2.561,90

21,86 131,54

21,88 -1.082,34

21,89 -1.688,95

21,89 -1.992,18

21,90 -2.143,77

21,90 -2.219,56

21,90 -2.257,46

21,90 -2.276,40

21,90 -2.285,88

TIR

146

6.8.1 Análisis de costos de operación (opex). 6.8.1.1 Costos de mantenimiento anual. A continuación, se presentan los costos de mantenimiento para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 3. Ver Tabla 106, Tabla 107 y Tabla 108. Tabla 106. Costos del Mantenimiento anual de BES en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Mantenimiento Intervenciones

Anual Días de

Mantenimiento USD

1 349,537.88 0 0 0.00 2 349,537.88 1 7 349,537.88 3 349,537.88 2 14 699,075.77 4 349,537.88 1 7 349,537.88 5 349,537.88 1 7 349,537.88

Tabla 107. Costos del Mantenimiento anual de PCP en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Mantenimiento Intervenciones

Anual Días de

Mantenimiento USD

1 93,924.60 1 2 93,924.60 2 93,924.60 1 2 93,924.60 3 93,924.60 2 4 187,849.20 4 93,924.60 1 2 93,924.60 5 93,924.60 2 4 187,849.20

Tabla 108. Costos del Mantenimiento anual de Hidráulico en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Mantenimiento Intervenciones

Anual Días de

Mantenimiento USD

1 15,580.27 1 0.25 15,580.27 2 15,580.27 1 0.25 15,580.27 3 15,580.27 1 0.25 15,580.27 4 15,580.27 1 0.25 15,580.27 5 15,580.27 1 0.25 15,580.27

6.8.1.2 Costos de producción de petróleo. A continuación, se presentan los costos de producción para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 3, se debe tener en cuenta que las producciones diarias son el promedio de la producción anual en cada periodo. La primera producción diaria fue hallada con el software, y a través de su declinación diaria se halla la producción anual. Ver Tabla 109, Tabla 110 y Tabla 111.

147

Tabla 109. Costos de producción de petróleo para el BES en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Producción promedio

diaria (bbl.)

Días del año

activo

Diferida (BBL)

Producción anual (bbl.)

Producción anual menos diferida (bbl.)

Lifting cost

USD

1 495.3458 365 0.00 180,801.20 180,801.20 4.00 723,204.80 2 353.6088 365 2,475.26 129,067.20 126,591.93 4.00 506,367.74 3 252.4280 365 3,533.99 92,136.23 88,602.24 4.00 354,408.95 4 180.1989 365 1,261.39 65,772.60 64,511.21 4.00 258,044.83 5 128.6372 365 900.46 46,952.59 46,052.13 4.00 184,208.52

Tabla 110. Costos de producción de petróleo para el PCP en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Producción promedio

diaria (bbl.)

Días del año

activo

Diferida (BBL)

Producción anual (bbl.)

Producción anual menos diferida (bbl.)

Lifting cost

USD

1 511.6268 365 1,023.25 186,743.79 185,720.54 4.00 742,882.16 2 364.6065 365 729.21 133,081.39 132,352.18 4.00 529,408.70 3 259.8338 365 1,039.34 94,839.33 93,799.99 4.00 375,199.98 4 185.1683 365 370.34 67,586.45 67,216.11 4.00 268,864.44 5 131.9587 365 527.83 48,164.91 47,637.08 4.00 190,548.31

Tabla 111. Costos de producción de petróleo para el Hidráulico en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Producción promedio

diaria (bbl.)

Días del año

activo

Diferida (BBL)

Producción anual (bbl.)

Producción anual menos diferida (bbl.)

Lifting cost

USD

1 509.4566 365 127.36 185,951.68 185,824.31 4.00 743,297.25 2 363.6820 365 90.92 132,743.93 132,653.01 4.00 530,612.03 3 259.6189 365 64.90 94,760.91 94,696.01 4.00 378,784.02 4 185.3322 365 46.33 67,646.26 67,599.93 4.00 270,399.71 5 132.3017 365 33.08 48,290.13 48,257.05 4.00 193,028.21

6.8.1.3 Costos de energía. A continuación, se presentan los costos de energía para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 3. Se tiene en cuenta que el número de kilovatios por día es obtenido de la simulación de cada pozo. Ver Tabla 112, Tabla 113 y Tabla 114. Tabla 112. Costos de energía para el BES en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

KW Requeridos

por día

Días activos del año

Diferida (KW)

Número de KW

requeridos por año

KW requeridos

por año menos diferida

Costo de KW (USD)

USD

1 33.00 365 0.00 12,045.00 12,045.00 0.0471 567.32 2 33.00 365 231.00 12,045.00 11,814.00 0.0471 556.44

3 33.00 365 462.00 12,045.00 11,583.00 0.0471 545.56

4 33.00 365 231.00 12,045.00 11,814.00 0.0471 556.44 5 33.00 365 231.00 12,045.00 11,814.00 0.0471 556.44

148

Tabla 113. Costos de energía para el PCP en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

KW Requeridos

por día

Días activos del año

Diferida (KW)

Número de KW

requeridos por año

KW requeridos

por año menos diferida

Costo de KW (USD)

USD

1 29.00 365 58.00 10,585.00 10,527.00 0.0471 495.82 2 29.00 365 58.00 10,585.00 10,527.00 0.0471 495.82

3 29.00 365 116.00 10,585.00 10,469.00 0.0471 493.09

4 29.00 365 58.00 10,585.00 10,527.00 0.0471 495.82 5 29.00 365 116.00 10,585.00 10,469.00 0.0471 493.09

Tabla 114. Costos de energía para el Hidráulico en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

KW Requeridos

por día

Días activos del año

Diferida (KW)

Número de KW

requeridos por año

KW requeridos

por año menos diferida

Costo de KW (USD)

USD

1 111.00 365 27.75 40,515.00 40,487.25 0.0471 1,906.95 2 111.00 365 27.75 40,515.00 40,487.25 0.0471 1,906.95

3 111.00 365 27.75 40,515.00 40,487.25 0.0471 1,906.95

4 111.00 365 27.75 40,515.00 40,487.25 0.0471 1,906.95 5 111.00 365 27.75 40,515.00 40,487.25 0.0471 1,906.95

6.8.1.3 Costos de operación. A continuación, la Tabla 115, Tabla 116 y Tabla 116 presentan el costo total para la operación del Pozo Tipo 3 para el BES, PCP e Hidráulico.

Tabla 115. Costo total de operación para el BES en el Pozo Tipo 3. Período

(Año) Mantenimiento

Producción (USD)

Energía (USD)

USD

1 0.00 723,204.80 567.32 723,772.12 2 349,537.88 506,367.74 556.44 856,462.06 3 699,075.77 354,408.95 545.56 1,054,030.28 4 349,537.88 258,044.83 556.44 608,139.15 5 349,537.88 184,208.52 556.44 534,302.85

Tabla 116. Costo total de operación para el PCP en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Mantenimiento Producción

(USD) Energía (USD)

USD

1 93,924.60 742,882.16 495.82 837,302.58 2 93,924.60 529,408.70 495.82 623,829.13 3 187,849.20 375,199.98 493.09 563,542.27 4 93,924.60 268,864.44 495.82 363,284.87 5 187,849.20 190,548.31 493.09 378,890.60

149

Tabla 117. Costo total de operación para el Hidráulico en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Mantenimiento Producción

(USD) Energía (USD)

USD

1 15,580.27 743,297.25 1,906.95 760,784.47 2 15,580.27 530,612.03 1,906.95 548,099.25 3 15,580.27 378,784.02 1,906.95 396,271.24 4 15,580.27 270,399.71 1,906.95 287,886.93 5 15,580.27 193,028.21 1,906.95 210,515.43

6.8.2 Análisis de ingresos. A continuación, en la Tabla 118, Tabla 119 y Tabla 120 se ilustran los egresos para el Pozo Tipo 3 con cada uno de los sistemas.

Tabla 118. Ingresos para el BES del Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Producción anual (bbl.)

Regalías (8%) (Bbl)

Crudo total. (Bbl).

Barriles Diluyente

(35%)

Producción total (Bbl.)

Precio de

venta (USD)

Total de ingresos

(USD)

1 180,801.20 14,464.10 166,337.11 58,217.99 224,555.09 35.00 7,859,428.21 2 126,591.93 10,127.35 116,464.58 40,762.60 157,227.18 35.00 5,502,951.40 3 88,602.24 7,088.18 81,514.06 28,529.92 110,043.98 35.00 3,851,539.28 4 64,511.21 5,160.90 59,350.31 20,772.61 80,122.92 35.00 2,804,302.15 5 46,052.13 3,684.17 42,367.96 14,828.79 57,196.75 35.00 2,001,886.12

Tabla 119. Ingresos para el PCP del Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Producción anual (bbl.)

Regalías (8%) (Bbl)

Crudo total. (Bbl).

Barriles Diluyente

(35%)

Producción total (Bbl.)

Precio de

venta (USD)

Total de ingresos

(USD)

1 185,720.54 14,857.64 170,862.90 59,802.01 230,664.91 35.00 8,073,271.87 2 132,352.18 10,588.17 121,764.00 42,617.40 164,381.40 35.00 5,753,349.08 3 93,799.99 7,504.00 86,295.99 30,203.60 116,499.59 35.00 4,077,485.74 4 67,216.11 5,377.29 61,838.82 21,643.59 83,482.41 35.00 2,921,884.35 5 47,637.08 3,810.97 43,826.11 15,339.14 59,165.25 35.00 2,070,783.74

Tabla 120. Ingresos para el Hidráulico del Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Producción anual (bbl.)

Regalías (8%) (Bbl)

Crudo total. (Bbl).

Barriles Diluyente

(35%)

Producción total (Bbl.)

Precio de

venta (USD)

Total de ingresos

(USD)

1 185,824.31 14,865.94 170,958.37 59,835.43 230,793.80 35.00 8,077,782.85 2 132,653.01 10,612.24 122,040.77 42,714.27 164,755.03 35.00 5,766,426.19 3 94,696.01 7,575.68 87,120.33 30,492.11 117,612.44 35.00 4,116,435.37 4 67,599.93 5,407.99 62,191.93 21,767.18 83,959.11 35.00 2,938,568.81 5 48,257.05 3,860.56 44,396.49 15,538.77 59,935.26 35.00 2,097,734.06

6.8.2.1 Costo de los barriles de diluyente. A continuación, se presentan los costos de los barriles de diluyente para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 3. Ver Tabla 121, Tabla 122 y Tabla 123.

150

Tabla 121. Costo de los barriles de diluyente para BES en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Barriles Diluyente (Bbl)

Costo de diuyente (USD)

Costo Diluyente (USD)

1 58,217.99 42.00 2,445,155.44 2 40,762.60 42.00 1,712,029.33 3 28,529.92 42.00 1,198,256.66 4 20,772.61 42.00 872,449.56 5 14,828.79 42.00 622,809.02

Tabla 122. Costo de los barriles de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Barriles Diluyente (Bbl)

Costo de diuyente (USD)

Costo Diluyente (USD)

1 59,802.01 42.00 2,511,684.58 2 42,617.40 42.00 1,789,930.83 3 30,203.60 42.00 1,268,551.12 4 21,643.59 42.00 909,030.69 5 15,339.14 42.00 644,243.83

Tabla 123. Costo de los barriles de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Barriles Diluyente (Bbl)

Costo de diuyente (USD)

Costo Diluyente (USD)

1 59,835.43 42.00 2,513,088.00 2 42,714.27 42.00 1,793,999.26 3 30,492.11 42.00 1,280,668.78 4 21,767.18 42.00 914,221.41 5 15,538.77 42.00 652,628.37

6.8.2.2 Costo de transporte de diluyente. A continuación, se presentan los costos de transporte de diluyente para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 3. Ver Tabla 124, Tabla 125 y Tabla 126.

Tabla 124. Costo de transporte de diluyente para BES en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Barriles diluyente

Costo de transporte (USD)

Costo transporte diluyente (USD)

1 58,217.99 10.81 629,159.88 2 40,762.60 10.81 440,520.12 3 28,529.92 10.81 308,321.92 4 20,772.61 10.81 224,488.90 5 14,828.79 10.81 160,254.21

151

Tabla 125. Costo de transporte de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Barriles diluyente

Costo de transporte (USD)

Costo transporte diluyente (USD)

1 59,802.01 10.81 646,278.41 2 42,617.40 10.81 460,564.85 3 30,203.60 10.81 326,409.30 4 21,643.59 10.81 233,901.54 5 15,339.14 10.81 165,769.57

Tabla 126. Costo de transporte de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Barriles diluyente

Costo de transporte (USD)

Costo transporte diluyente (USD)

1 59,835.43 10.81 646,639.52 2 42,714.27 10.81 461,611.70 3 30,492.11 10.81 329,527.28 4 21,767.18 10.81 235,237.16 5 15,538.77 10.81 167,926.99

6.8.2.3 Costo de la mezcla (Petróleo y diluyente). A continuación, se presentan los costos de la mezcla (petróleo y diluyente) para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 3. Ver Tabla 127, Tabla 128, Tabla 129.

Tabla 127. Costo de transporte de la mezcla para BES en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Producción total (Bbl.)

Costo de transporte (USD)

Costo transporte mezcla (USD)

1 224,555.09 8.46 1,899,736.08 2 157,227.18 8.46 1,330,141.97 3 110,043.98 8.46 930,972.07 4 80,122.92 8.46 677,839.89 5 57,196.75 8.46 483,884.47

Tabla 128. Costo de transporte de la mezcla para PCP en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Producción total (Bbl.)

Costo de transporte (USD)

Costo transporte mezcla (USD)

1 230,664.91 8.46 1,951,425.14 2 164,381.40 8.46 1,390,666.66 3 116,499.59 8.46 985,586.55 4 83,482.41 8.46 706,261.19 5 59,165.25 8.46 500,538.01

152

Tabla 129. Costo de transporte de la mezcla para Hidráulico en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Producción total (Bbl.)

Costo de transporte (USD)

Costo transporte producción total (USD)

1 230,793.80 8.46 1,952,515.51 2 164,755.03 8.46 1,393,827.59 3 117,612.44 8.46 995,001.24 4 83,959.11 8.46 710,294.06 5 59,935.26 8.46 507,052.29

6.8.2.4 Costos de transporte. A continuación, la Tabla 130, Tabla 131 y Tabla 132 presentan el costo total para la operación del Pozo Tipo 3 para el BES, PCP e Hidráulico.

Tabla 130. Costo total de transporte para el BES en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Compra diluyente

transporte producción total

Transporte diluyente

USD

1 2,445,155.44 1,899,736.08 629,159.88 4,974,051.40 2 1,712,029.33 1,330,141.97 440,520.12 3,482,691.41 3 1,198,256.66 930,972.07 308,321.92 2,437,550.65 4 872,449.56 677,839.89 224,488.90 1,774,778.35 5 622,809.02 483,884.47 160,254.21 1,266,947.70

Tabla 131. Costo total de transporte para el PCP en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Compra diluyente

transporte producción total

Transporte diluyente

USD

1 2,511,684.58 1,951,425.14 646,278.41 5,109,388.13 2 1,789,930.83 1,390,666.66 460,564.85 3,641,162.34 3 1,268,551.12 985,586.55 326,409.30 2,580,546.97 4 909,030.69 706,261.19 233,901.54 1,849,193.42 5 644,243.83 500,538.01 165,769.57 1,310,551.42

Tabla 132. Costo total de transporte para el Hidráulico en el Pozo Tipo 3.

Período (Año)

Compra diluyente

transporte producción total

Transporte diluyente

USD

1 2,513,088.00 1,952,515.51 646,639.52 5,112,243.03 2 1,793,999.26 1,393,827.59 461,611.70 3,649,438.55 3 1,280,668.78 995,001.24 329,527.28 2,605,197.30 4 914,221.41 710,294.06 235,237.16 1,859,752.63 5 652,628.37 507,052.29 167,926.99 1,327,607.65

6.8.3 Análisis de impuesto de renta. A continuación se muestra el cálculo de impuestos para el Pozo Tipo 3 con el BES, PCP e Hidráulico. 6.8.3.1 Impuesto de renta del BES para el Pozo Tipo 3. A continuación en la Figura 54 y Figura 55 se muestran los flujos de caja para el Pozo Tipo 3 con BES.

153

Figura 54. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 3.

Figura 55. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 3.

A continuación en la Ecuación 19, se ve el cálculo de la cuota del impuesto de renta del Pozo Tipo 3 con el BES. Ecuación 19. Cálculo del valor de inversión a recuperar por periodo para el Pozo Tipo 3 con BES.

3,113,128.16

5= 622,625.63

Ecuación 20. Ecuación para evaluar la recuperación de la inversión para el Pozo Tipo 3 con el BES.

4,307,381.21 − 3,113,128.16 = 1,194,253.05

Según la Ecuación 20, la inversión del proyecto se recupera durante los 5 años, esto es porque el costo de inversión es menor al total del flujo neto efectivo, por lo cual se hace pago del impuesto de renta durante los 5 años. La Tabla 133 explica el cálculo del impuesto de renta para el Pozo Tipo 3 con el BES.

Tabla 133. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 3 con el BES. Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5

Flujo neto de efectivo 2,161,604.69 1,163,797.93 359,958.35 421,384.65 200,635.58 Recuperación de la inversión 1,600,000.00 900,000.00 200,000.00 300,000.00 113,128.16 Base liquida para impuesto de renta

561,604.69 263,797.93 159,958.35 121,384.65 87,507.42

Impuesto (35%) 196,561.64 92,329.28 55,985.42 42,484.63 30,627.60

USD Total

Venta de Crudo 7,859,428.21 5,502,951.40 3,851,539.28 2,804,302.15 2,001,886.12 22,020,107.17

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,113,128.16 0 0 0 0 0 3,113,128.16

Costo de Operación 0 723,772.12 856,462.06 1,054,030.28 608,139.15 534,302.85 3,776,706.46

Costo de Transporte 0 4,974,051.40 3,482,691.41 2,437,550.65 1,774,778.35 1,266,947.70 13,936,019.50

Egresos Totales 3,113,128.16 5,697,823.52 4,339,153.47 3,491,580.92 2,382,917.50 1,801,250.54 20,825,854.12

USD Total

Ingresos 2,161,604.69 1,163,797.93 359,958.35 421,384.65 200,635.58 4,307,381.21

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,113,128.16 3,113,128.16

154

6.8.3.2 Impuesto de renta del PCP para el Pozo Tipo 3. A continuación en la Figura 56 y Figura 57 se muestran los flujos de caja para el Pozo Tipo 3 con PCP. Figura 56. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 3.

Figura 57. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 3.

A continuación en la Ecuación 22, se ve el cálculo de la cuota del impuesto de renta del Pozo Tipo 3 con el PCP. Ecuación 22. Cálculo del valor de inversión a recuperar por periodo para el Pozo Tipo 3 con PCP.

2,986,399.00

5= 597,279.80

Ecuación 23. Ecuación para evaluar la recuperación de la inversión para el Pozo Tipo 3 con el PCP.

5,639,083.07 − 2,986,399.00 = 2,652,684.06

Según la Ecuación 23, la inversión del proyecto se recupera durante los 5 años, esto es porque el costo de inversión es mayor al flujo neto de efectivo, por lo cual se hace pago del impuesto de renta durante los 5 años. La Tabla 134 explica el cálculo del impuesto de renta para el Pozo Tipo 3 con el PCP.

USD Total

Venta de Crudo 8,073,271.87 5,753,349.08 4,077,485.74 2,921,884.35 2,070,783.74 22,896,774.78

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 2,986,399.00 0 0 0 0 0 2,986,399.00

Costo de Operación 0 837,302.58 623,829.13 563,542.27 363,284.87 378,890.60 2,766,849.44

Costo de Transporte 0 5,109,388.13 3,641,162.34 2,580,546.97 1,849,193.42 1,310,551.42 14,490,842.27

Egresos Totales 2,986,399.00 5,946,690.71 4,264,991.47 3,144,089.23 2,212,478.28 1,689,442.01 20,244,090.72

USD Total

Ingresos 2,126,581.16 1,488,357.61 933,396.50 709,406.06 381,341.73 5,639,083.07

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 2,986,399.00 2,986,399.00

155

Tabla 134. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 2 con el PCP. Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5

Flujo neto de efectivo 2,126,581.16 1,488,357.61 933,396.50 709,406.06 381,341.73 Recuperación de la inversión 397,279.80 597,279.80 597,279.80 597,279.80 297,279.80 Base liquida para impuesto de renta

1,729,301.36 891,077.81 336,116.70 112,126.26 84,061.93

Impuesto (35%) 605,255.47 311,877.23 117,640.85 39,244.19 29,421.67

6.8.3.3 Impuesto de renta del Hidráulico para el Pozo Tipo 2. A continuación en la Figura 58 y Figura 59, muestran los flujos de caja para el Pozo Tipo 3 con Hidráulico. Figura 58. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 3.

Figura 59. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 3.

A continuación en la Ecuación 24, se ve el cálculo de la cuota del impuesto de renta del Pozo Tipo 3 con el Hidráulico. Ecuación 24. Cálculo del valor de inversión a recuperar por periodo para el Pozo Tipo 3 con Hidráulico.

3,037,621.01

5= 607,524.20

Ecuación 25. Ecuación para evaluar la recuperación de la inversión para el Pozo Tipo 3 con el Hidráulico.

6,239,150.82 − 3,037,621.01 = 3,201,529.81

USD Total

Venta de Crudo 8,077,782.85 5,766,426.19 4,116,435.37 2,938,568.81 2,097,734.06 22,996,947.29

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,037,621.01 0 0 0 0 0 3,037,621.01

Costo de Operación 0 760,784.47 548,099.25 396,271.24 287,886.93 210,515.43 2,203,557.31

Costo de Transporte 0 5,112,243.03 3,649,438.55 2,605,197.30 1,859,752.63 1,327,607.65 14,554,239.15

Egresos Totales 3,037,621.01 5,873,027.49 4,197,537.79 3,001,468.54 2,147,639.56 1,538,123.08 19,795,417.48

USD Total

Ingresos 2,204,755.35 1,568,888.40 1,114,966.84 790,929.25 559,610.98 6,239,150.82

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,037,621.01 3,037,621.01

156

Según la Ecuación 25, la inversión del proyecto se recupera durante los 5 años, esto es porque el costo de inversión es menor al total del flujo neto efectivo, por lo cual se hace pago del impuesto de renta durante los 5 años. La Tabla 135 explica el cálculo del impuesto de renta para el Pozo Tipo 3 con Hidráulico.

Tabla 135. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 3 con el Hidráulico. Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5

Flujo neto de efectivo 2,204,755.35 1,568,888.40 1,114,966.84 790,929.25 559,610.98 Recuperación de la inversión 707,524.20 607,524.20 607,524.20 607,524.20 507,524.20 Base liquida para impuesto de renta

1,497,231.15 961,364.20 507,442.63 183,405.05 52,086.78

Impuesto (35%) 524,030.90 336,477.47 177,604.92 64,191.77 18,230.37

6.8.3.4 Flujo de caja del BES para el Pozo Tipo 3. La Figura 60, ilustra los flujos de efectivo para este sistema de levantamiento, en la Figura 61 se presentan los flujos netos los cuales son obtenidos a partir de la resta de las ventas de crudo y el total de los egresos generados en cada período; igualmente dentro de este numeral se presenta la operación matemática y la Figura 62 el resultado del Valor Presente Neto obtenido para este sistema. 6.8.3.5 Evaluación con el indicador VPN. A continuación se evalúa financieramente el proyecto utilizando el valor presente neto para el Pozo Tipo 3 con cada uno de los sistemas. Figura 60. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 3.

USD Total

Venta de Crudo 7,859,428.21 5,502,951.40 3,851,539.28 2,804,302.15 2,001,886.12 22,020,107.17

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,113,128.16 0 0 0 0 0 3,113,128.16

Costo de Operación 0 723,772.12 856,462.06 1,054,030.28 608,139.15 534,302.85 3,776,706.46

Costo de Transporte 0 4,974,051.40 3,482,691.41 2,437,550.65 1,774,778.35 1,266,947.70 13,936,019.50

Impuesto 0.00 196,561.64 92,329.28 55,985.42 42,484.63 30,627.60 417,988.57

Egresos Totales 3,113,128.16 5,894,385.17 4,431,482.75 3,547,566.35 2,425,402.13 1,831,878.14 21,243,842.68

157

Figura 61. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 3.

Figura 62. VPN del BES para el Pozo Tipo 3.

6.8.3.6 Flujo de caja del PCP para el Pozo Tipo 3. La Figura 62, ilustra los flujos de efectivo para este sistema de levantamiento, en la Figura 63 se presentan los flujos netos los cuales son obtenidos a partir de la resta de las ventas de crudo y el total de los egresos generados en cada período; igualmente dentro de este numeral se presenta la operación matemática y la Figura 64 el resultado del Valor Presente Neto obtenido para este sistema. Figura 63. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 3.

Figura 64. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 3.

USD Total

Ingresos 1,965,043.05 1,071,468.66 303,972.93 378,900.02 170,007.98 3,889,392.64

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,113,128.16 3,113,128.16

3,113,128.16 1,965,043.05 1,071,468.66 303,972.93 378,900.02 170,007.98

(1+0,11)1 (1+0,11)2 (1+0,11)3 (1+0,11)4 (1+0,11)5

99,555.92

VPN(0,11)=

VPN(0,11)=

USD Total

Venta de Crudo 8,073,271.87 5,753,349.08 4,077,485.74 2,921,884.35 2,070,783.74 22,896,774.78

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 2,986,399.00 0 0 0 0 0 2,986,399.00

Costo de Operación 0 837,302.58 623,829.13 563,542.27 363,284.87 378,890.60 2,766,849.44

Costo de Transporte 0 5,109,388.13 3,641,162.34 2,580,546.97 1,849,193.42 1,310,551.42 14,490,842.27

Impuesto 0.00 605,255.47 311,877.23 117,640.85 39,244.19 29,421.67 1,103,439.42

Egresos Totales 2,986,399.00 6,551,946.19 4,576,868.70 3,261,730.08 2,251,722.48 1,718,863.69 21,347,530.14

USD Total

Ingresos 1,521,325.68 1,176,480.38 815,755.66 670,161.87 351,920.05 4,535,643.64

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 2,986,399.00 2,986,399.00

158

Figura 65. VPN del PCP para el Pozo Tipo 3.

6.8.3.7 Flujo de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 3. La Figura 66, ilustra los flujos de efectivo para este sistema de levantamiento, en la Figura 67 se presentan los flujos netos los cuales son obtenidos a partir de la resta de las ventas de crudo y el total de los egresos generados en cada período; igualmente dentro de este numeral se presenta la operación matemática y la Figura 68 el resultado del Valor Presente Neto obtenido para este sistema. Figura 66. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 3.

Figura 67. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 3.

Figura 68. VPN del Hidráulico para el Pozo Tipo 3.

6.8.4 Conclusión financiera desde el punto de vista VPN. Desde el punto de vista financiero para la compañía la implementación de los tres sistemas en el Pozo Tipo

2,986,399.00 1,521,325.68 1,176,480.38 815,755.66 670,161.87 351,920.05

(1+0,11)1 (1+0,11)2 (1+0,11)3 (1+0,11)4 (1+0,11)5

585,799.85

VPN(0,11)=

VPN(0,11)=

USD Total

Venta de Crudo 8,077,782.85 5,766,426.19 4,116,435.37 2,938,568.81 2,097,734.06 22,996,947.29

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,037,621.01 0 0 0 0 0 3,037,621.01

Costo de Operación 0 760,784.47 548,099.25 396,271.24 287,886.93 210,515.43 2,203,557.31

Costo de Transporte 0 5,112,243.03 3,649,438.55 2,605,197.30 1,859,752.63 1,327,607.65 14,554,239.15

Impuesto 0.00 524,030.90 336,477.47 177,604.92 64,191.77 18,230.37 1,120,535.43

Egresos Totales 3,037,621.01 6,397,058.40 4,534,015.26 3,179,073.46 2,211,831.33 1,556,353.45 20,915,952.91

USD Total

Ingresos 1,680,724.45 1,232,410.93 937,361.91 726,737.49 541,380.61 5,118,615.39

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,037,621.01 3,037,621.01

3,037,621.01 1,680,724.45 1,232,410.93 937,361.91 726,737.49 541,380.61

(1+0,11)1 (1+0,11)2 (1+0,11)3 (1+0,11)4 (1+0,11)5

962,196.00

VPN(0,11)=

VPN(0,11)=

159

3 son atractivos porque retornan la TIO esperada, siendo la mejor opción el Bombeo Hidráulico por representar la mayor ganancia extraordinaria. Ver Tabla 136.

Tabla 136. VPN para el Pozo Tipo 3. Bombeo VPN (USD)

BES 99,555.92

PCP 585,799.85

Hidráulico 962,196.00

6.8.5 Evaluación con el indicador TIR. A continuación se evalúa financieramente el proyecto utilizando la tasa interna de retorno para el Pozo Tipo 3 con cada uno de los sistemas. La TIR para cada sistema se obtuvo utilizando el método iteración. Ver Tabla 137, Tabla 138, Tabla 139.

Tabla 137. TIR para el BES del Pozo Tipo 3.

Tabla 138. TIR para el PCP del Pozo Tipo 3.

TIO(%) VPN

12,55 22.349,16

12,27 35.704,01

12,68 15.712,87

12,89 5.809,40

12,99 880,45

13,04 -1.578,35

13,06 -2.806,35

13,08 -3.419,99

13,08 -3.726,72

13,09 -3.880,07

13,09 -3.956,73

13,09 -3.995,06

13,09 -4.014,23

13,09 -4.023,81

13,09 -4.028,60

TIR

TIO(%) VPN

19,85 42.985,92

19,43 65.618,82

20,06 31.782,54

20,38 15.116,87

20,54 6.846,14

20,62 2.726,18

20,66 670,04

20,68 -357,08

20,69 -870,40

20,70 -1.127,00

20,70 -1.255,28

20,70 -1.319,42

20,70 -1.351,49

20,70 -1.367,52

20,70 -1.375,54

TIR

160

Tabla 139. TIR para el Hidráulico del Pozo Tipo 3.

6.8.6 Conclusión de la evaluación financiera desde el punto de vista de la TIR. Desde el punto de vista financiero la implementación de los tres bombeos en el Pozo Tipo 3 son atractivos para la compañía porque la TIR que ofrece el proyecto es superior a la TIO, siendo la mejor opción el bombeo Hidráulico porque paga 15 puntos adicionales a la TIO. 6.9 POZO TIPO 4 A continuación, se exponen las tablas de los valores respectivos al Bombeo Electrosumergible, Bombeo por Cavidades Progresivas y Bombeo Hidráulico, para el Pozo Tipo 4. 6.9.1 Análisis de costos de operación (opex). 6.9.1.1 Costos de mantenimiento anual. A continuación, se presentan los costos de mantenimiento para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 4. Ver Tabla 140, Tabla 141 y Tabla 142. Tabla 140. Costos del Mantenimiento anual de BES en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Mantenimiento Intervenciones

Anual Días de

Mantenimiento USD

1 349,538.92 0 0 0.00 2 349,538.92 1 7 349,538.92 3 349,538.92 2 14 699,077.85 4 349,538.92 1 7 349,538.92 5 349,538.92 1 7 349,538.92

TIO(%) VPN

25,52 24.377,29

25,26 37.488,37

25,64 17.859,91

25,84 8.131,14

25,93 3.287,92

25,98 871,57

26,01 -335,28

26,02 -938,38

26,02 -1.239,85

26,03 -1.390,57

26,03 -1.465,92

26,03 -1.503,59

26,03 -1.522,43

26,03 -1.531,85

26,03 -1.536,56

TIR

161

Tabla 141. Costos del Mantenimiento anual de PCP en el Pozo Tipo 4. Período (Año)

Mantenimiento Intervenciones

Anual Días de

Mantenimiento USD

1 93,930.29 1 2 93,930.29 2 93,930.29 1 2 93,930.29 3 93,930.29 2 4 187,860.57 4 93,930.29 1 2 93,930.29 5 93,930.29 2 4 187,860.57

Tabla 142. Costos del Mantenimiento anual de Hidráulico en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Mantenimiento Intervenciones

Anual Días de

Mantenimiento USD

1 15,580.27 1 0.25 15,580.27 2 15,580.27 1 0.25 15,580.27 3 15,580.27 1 0.25 15,580.27 4 15,580.27 1 0.25 15,580.27 5 15,580.27 1 0.25 15,580.27

6.9.1.2 Costos de producción de petróleo. A continuación, se presentan los costos de producción para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 4, de debe tener en cuenta que las producciones diarias son el promedio de la producción anual en cada periodo. La primera producción diaria fue hallada con el software, y a través de su declinación diaria se halla la producción anual. Ver Tabla 143, Tabla 144 y Tabla 145.

Tabla 143. Costos de producción de petróleo para el BES en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Producción promedio

diaria (bbl.)

Días del año

activo

Diferida (BBL)

Producción anual (bbl.)

Producción anual menos diferida (bbl.)

Lifting cost

(USD)

USD

1 324.5235 365 0.00 118,451.08 118,451.08 4.00 473,804.30 2 264.4190 365 1,850.93 96,512.92 94,661.99 4.00 378,647.95 3 215.4463 365 3,016.25 78,637.90 75,621.65 4.00 302,486.60 4 175.5438 365 1,228.81 64,073.48 62,844.68 4.00 251,378.71 5 143.0316 365 1,001.22 52,206.53 51,205.30 4.00 204,821.22

Tabla 144. Costos de producción de petróleo para el PCP en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Producción promedio

diaria (bbl.)

Días del año

activo

Diferida (BBL)

Producción anual (bbl.)

Producción anual menos diferida (bbl.)

Lifting cost

(USD) USD

1 313.6802 365 627.36 114,493.26 113,865.90 4.00 455,463.59 2 258.4833 365 516.97 94,346.42 93,829.45 4.00 375,317.80 3 212.9992 365 852.00 77,744.72 76,892.72 4.00 307,570.89 4 175.5188 365 351.04 64,064.35 63,713.31 4.00 254,853.23 5 144.6335 365 578.53 52,791.24 52,212.71 4.00 208,850.83

162

Tabla 145. Costos de producción de petróleo para el Hidráulico en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Producción promedio

diaria (bbl.)

Días del año

activo

Diferida (BBL)

Producción anual (bbl.)

Producción anual menos diferida (bbl.)

Lifting cost

(USD) USD

1 310.3732 365 77.59 113,286.23 113,208.64 4.00 452,834.55 2 256.3348 365 64.08 93,562.19 93,498.10 4.00 373,992.41 3 211.7048 365 52.93 77,272.26 77,219.33 4.00 308,877.32 4 174.8453 365 43.71 63,818.53 63,774.82 4.00 255,099.29 5 144.4033 365 36.10 52,707.21 52,671.11 4.00 210,684.45

6.9.1.3 Costos de energía. A continuación, se presentan los costos de energía para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 4. Se tiene en cuenta que el número de kilovatios por día es obtenido de la simulación de cada pozo. Ver Tabla 146, Tabla 147 y Tabla 148. Tabla 146. Costos de energía para el BES en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

KW Requeridos

por día

Días activos del año

Diferida (KW)

Número de KW

requeridos por año

KW requeridos

por año menos diferida

Costo de KW (USD)

USD

1 30.00 365 0.00 10,950.00 10,950.00 0.0471 515.75 2 30.00 365 210.00 10,950.00 10,740.00 0.0471 505.85

3 30.00 365 420.00 10,950.00 10,530.00 0.0471 495.96

4 30.00 365 210.00 10,950.00 10,740.00 0.0471 505.85 5 30.00 365 210.00 10,950.00 10,740.00 0.0471 505.85

Tabla 147. Costos de energía para el PCP en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

KW Requeridos

por día

Días activos del año

Diferida (KW)

Número de KW

requeridos por año

KW requeridos

por año menos diferida

Costo de KW (USD)

USD

1 36.00 365 72.00 13,140.00 13,068.00 0.0471 615.50 2 36.00 365 72.00 13,140.00 13,068.00 0.0471 615.50

3 36.00 365 144.00 13,140.00 12,996.00 0.0471 612.11

4 36.00 365 72.00 13,140.00 13,068.00 0.0471 615.50 5 36.00 365 144.00 13,140.00 12,996.00 0.0471 612.11

Tabla 148. Costos de energía para el Hidráulico en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

KW Requeridos

por día

Días activos del año

Diferida (KW)

Número de KW

requeridos por año

KW requeridos

por año menos diferida

Costo de KW (USD)

USD

1 72.00 365 18.00 26,280.00 26,262.00 0.0471 1,236.94 2 72.00 365 18.00 26,280.00 26,262.00 0.0471 1,236.94

3 72.00 365 18.00 26,280.00 26,262.00 0.0471 1,236.94

4 72.00 365 18.00 26,280.00 26,262.00 0.0471 1,236.94 5 72.00 365 18.00 26,280.00 26,262.00 0.0471 1,236.94

163

6.9.1.4 Costos de operación. A continuación, la Tabla 149, Tabla 150 y Tabla 151 presentan el costo total para la operación del Pozo Tipo 4 para el BES, PCP e Hidráulico.

Tabla 149. Costo total de operación para el BES en el Pozo Tipo 4. Período

(Año) Mantenimiento

(USD) Producción

(USD) Energía (USD)

USD

1 0.00 473,804.30 515.75 474,320.05 2 349,537.88 378,647.95 505.85 728,692.73 3 699,075.77 302,486.60 495.96 1,002,060.41 4 349,537.88 251,378.71 505.85 601,423.49 5 349,537.88 204,821.22 505.85 554,866.00

Tabla 150. Costo total de operación para el PCP en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Mantenimiento (USD)

Producción (USD)

Energía (USD)

USD

1 93,930.29 455,463.59 615.50 550,009.38 2 93,930.29 375,317.80 615.50 469,863.59 3 187,860.57 307,570.89 612.11 496,043.57 4 93,930.29 254,853.23 615.50 349,399.02 5 187,860.57 208,850.83 612.11 397,323.52

Tabla 151. Costo total de operación para el Hidráulico en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Mantenimiento (USD)

Producción (USD)

Energía (USD)

USD

1 15,580.27 452,834.55 1,236.94 469,651.76 2 15,580.27 373,992.41 1,236.94 390,809.62 3 15,580.27 308,877.32 1,236.94 325,694.53 4 15,580.27 255,099.29 1,236.94 271,916.50 5 15,580.27 210,684.45 1,236.94 227,501.66

6.9.2 Análisis de ingresos. A continuación, en la Tabla 153, Tabla 154 y Tabla 155 se ilustran los egresos para el Pozo Tipo 4 con cada uno de los sistemas. Tabla 152. Ingresos para el BES del Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Producción anual (bbl.)

Regalías (8%) (Bbl)

Crudo neto. (Bbl).

Barriles Diluyente

(35%)

Producción total (Bbl.)

Precio de

venta (USD)

Total de ingresos

(USD)

1 118,451.08 9,476.09 108,974.99 38,141.25 147,116.24 35.00 5,149,068.25 2 94,661.99 7,572.96 87,089.03 30,481.16 117,570.19 35.00 4,114,956.57 3 75,621.65 6,049.73 69,571.92 24,350.17 93,922.09 35.00 3,287,273.14 4 62,844.68 5,027.57 57,817.10 20,235.99 78,053.09 35.00 2,731,858.16 5 51,205.30 4,096.42 47,108.88 16,488.11 63,596.99 35.00 2,225,894.58

164

Tabla 153. Ingresos para el PCP del Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Producción anual (bbl.)

Regalías (8%) (Bbl)

Crudo neto. (Bbl).

Barriles Diluyente

(35%)

Producción total (Bbl.)

Precio de

venta (USD)

Total de ingresos

(USD)

1 113,865.90 9,109.27 104,756.63 36,664.82 141,421.44 35.00 4,949,750.57 2 93,829.45 7,506.36 86,323.09 30,213.08 116,536.18 35.00 4,078,766.16 3 76,892.72 6,151.42 70,741.30 24,759.46 95,500.76 35.00 3,342,526.64 4 63,713.31 5,097.06 58,616.24 20,515.69 79,131.93 35.00 2,769,617.49 5 52,212.71 4,177.02 48,035.69 16,812.49 64,848.18 35.00 2,269,686.44

Tabla 154. Ingresos para el Hidráulico del Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Producción anual (bbl.)

Regalías (8%) (Bbl)

Crudo total. (Bbl).

Barriles Diluyente

(35%)

Producción total (Bbl.)

Precio de

venta (USD)

Total de ingresos

(USD)

1 113,208.64 9,056.69 104,151.95 36,453.18 140,605.13 35.00 4,921,179.50

2 93,498.10 7,479.85 86,018.25 30,106.39 116,124.64 35.00 4,064,362.53

3 77,219.33 6,177.55 71,041.78 24,864.62 95,906.41 35.00 3,356,724.29

4 63,774.82 5,101.99 58,672.84 20,535.49 79,208.33 35.00 2,772,291.56

5 52,671.11 4,213.69 48,457.42 16,960.10 65,417.52 35.00 2,289,613.28

6.9.2.1 Costo de los barriles de diluyente. A continuación, se presentan los costos de los barriles de diluyente para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 4. Ver Tabla 155, Tabla 156 y Tabla 157.

Tabla 155. Costo de los barriles de diluyente para BES en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Barriles Diluyente (Bbl)

Costo de diuyente (USD)

Costo Diluyente (USD)

1 38,141.25 42.00 1,601,932.35 2 30,481.16 42.00 1,280,208.71 3 24,350.17 42.00 1,022,707.20 4 20,235.99 42.00 849,911.43 5 16,488.11 42.00 692,500.53

Tabla 156. Costo de los barriles de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Barriles Diluyente (Bbl)

Costo de diuyente (USD)

Costo Diluyente (USD)

1 36,664.82 42.00 1,539,922.40 2 30,213.08 42.00 1,268,949.47 3 24,759.46 42.00 1,039,897.18 4 20,515.69 42.00 861,658.78 5 16,812.49 42.00 706,124.67

165

Tabla 157. Costo de los barriles de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Barriles Diluyente (Bbl)

Costo de diuyente (USD)

Costo Diluyente (USD)

1 36,453.18 42.00 1,531,033.62 2 30,106.39 42.00 1,264,468.34 3 24,864.62 42.00 1,044,314.22 4 20,535.49 42.00 862,490.71 5 16,960.10 42.00 712,324.13

6.9.2.2 Costo de transporte de diluyente. A continuación, se presentan los costos de transporte de diluyente para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 4. Ver Tabla 158, Tabla 159 y Tabla 160.

Tabla 158. Costo de transporte de diluyente para BES en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Barriles diluyente

Costo de transporte (USD)

Costo transporte diluyente (USD)

1 38,141.25 10.81 412,191.20 2 30,481.16 10.81 329,408.90 3 24,350.17 10.81 263,151.51 4 20,235.99 10.81 218,689.64 5 16,488.11 10.81 178,186.44

Tabla 159. Costo de transporte de diluyente para PCP en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Barriles diluyente

Costo de transporte (USD)

Costo transporte diluyente (USD)

1 36,664.82 10.81 396,235.50 2 30,213.08 10.81 326,511.80 3 24,759.46 10.81 267,574.64 4 20,515.69 10.81 221,712.34 5 16,812.49 10.81 181,692.05

Tabla 160. Costo de transporte de diluyente para Hidráulico en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Barriles diluyente

Costo de transporte (USD)

Costo transporte diluyente (USD)

1 36,453.18 10.81 393,948.34 2 30,106.39 10.81 325,358.76 3 24,864.62 10.81 268,711.18 4 20,535.49 10.81 221,926.40 5 16,960.10 10.81 183,287.23

6.9.2.3 Costo de la mezcla (Petróleo y diluyente). A continuación, se presentan los costos de la mezcla (petróleo y diluyente) para el BES, PCP e Hidráulico, pertenecientes al Pozo Tipo 4.Ver Tabla 161, Tabla 161, Tabla 163.

166

Tabla 161. Costo de transporte de la mezcla para BES en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Producción total (Bbl.)

Costo de transporte (USD)

Costo transporte mezcla (USD)

1 147,116.24 8.46 1,244,603.35 2 117,570.19 8.46 994,643.79 3 93,922.09 8.46 794,580.88 4 78,053.09 8.46 660,329.14 5 63,596.99 8.46 538,030.52

Tabla 162. Costo de transporte de la mezcla para PCP en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Producción total (Bbl.)

Costo de transporte (USD)

Costo transporte mezcla (USD)

1 141,421.44 8.46 1,196,425.42 2 116,536.18 8.46 985,896.05 3 95,500.76 8.46 807,936.44 4 79,131.93 8.46 669,456.11 5 64,848.18 8.46 548,615.64

Tabla 163. Costo de transporte de la mezcla para Hidráulico en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Producción total (Bbl.)

Costo de transporte (USD)

Costo transporte producción total (USD)

1 140,605.13 8.46 1,189,519.39 2 116,124.64 8.46 982,414.49 3 95,906.41 8.46 811,368.21 4 79,208.33 8.46 670,102.48 5 65,417.52 8.46 553,432.24

6.9.2.4 Costos de transporte. A continuación, la Tabla 164, Tabla 165 y Tabla 166 presentan el costo total para la operación del Pozo Tipo 4 para el BES, PCP e Hidráulico.

Tabla 164. Costo total de transporte para el BES en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Compra diluyente

transporte producción total

Transporte diluyente

USD

1 1,601,932.35 1,244,603.35 412,191.20 3,258,726.90 2 1,280,208.71 994,643.79 329,408.90 2,604,261.39 3 1,022,707.20 794,580.88 263,151.51 2,080,439.58 4 849,911.43 660,329.14 218,689.64 1,728,930.21 5 692,500.53 538,030.52 178,186.44 1,408,717.50

167

Tabla 165. Costo total de transporte para el PCP en el Pozo Tipo 4. Período

(Año) Compra

diluyente transporte

producción total Transporte diluyente

USD

1 1,539,922.40 1,196,425.42 396,235.50 3,132,583.32 2 1,268,949.47 985,896.05 326,511.80 2,581,357.32 3 1,039,897.18 807,936.44 267,574.64 2,115,408.25 4 861,658.78 669,456.11 221,712.34 1,752,827.23 5 706,124.67 548,615.64 181,692.05 1,436,432.36

Tabla 166. Costo total de transporte para el Hidráulico en el Pozo Tipo 4.

Período (Año)

Compra diluyente

transporte producción total

Transporte diluyente

USD

1 1,531,033.62 1,189,519.39 393,948.34 3,114,501.35 2 1,264,468.34 982,414.49 325,358.76 2,572,241.59 3 1,044,314.22 811,368.21 268,711.18 2,124,393.62 4 862,490.71 670,102.48 221,926.40 1,754,519.59 5 712,324.13 553,432.24 183,287.23 1,449,043.60

6.9.3 Análisis de impuesto de renta. A continuación se muestra el cálculo de impuestos para el Pozo Tipo 4 con el BES, PCP e Hidráulico. 6.9.3.1 Impuesto de renta del BES para el Pozo Tipo 4. A continuación en la Figura 69 y Figura 68 se muestran los flujos de caja para el Pozo Tipo 4 con BES. Figura 69. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 4.

Figura 70. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 4.

USD Total

Venta de Crudo 5,149,068.25 4,114,956.57 3,287,273.14 2,731,858.16 2,225,894.58 17,509,050.69

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,113,151.47 0 0 0 0 0 3,113,151.47

Costo de Operación 0 474,320.05 728,692.73 1,002,060.41 601,423.49 554,866.00 3,361,362.67

Costo de Transporte 0 3,258,726.90 2,604,261.39 2,080,439.58 1,728,930.21 1,408,717.50 11,081,075.58

Egresos Totales 3,113,151.47 3,733,046.95 3,332,954.12 3,082,499.99 2,330,353.70 1,963,583.49 17,555,589.72

USD Total

Ingresos 1,416,021.30 782,002.45 204,773.14 401,504.45 262,311.09 3,066,612.44

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,113,151.47 3,113,151.47

168

A continuación en la Ecuación 26, se ve el cálculo de la cuota del impuesto de renta del Pozo Tipo 4 con el BES. Ecuación 26. Cálculo del valor de inversión de recuperación por periodo para el Pozo Tipo 4 con BES.

3,113,151.47

5= 622,630.29

Ecuación 27. Ecuación para evaluar la recuperación de la inversión para el Pozo Tipo 4 con el BES.

3,066,612.44 − 3,113,151.47 = −46,539.04

Según la Ecuación 27, la inversión del proyecto no se recupera durante los 5 años porque el resultado es menor a cero, esto es porque el costo de inversión es mayor al total del flujo neto efectivo, por lo cual se hace pago del impuesto de renta durante los 5 años. La Tabla 167 explica el cálculo del impuesto de renta para el Pozo Tipo 4 con el BES. Tabla 167. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 3 con el BES.

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5

Flujo neto de efectivo 1,416,021.30 782,002.45 204,773.14 401,504.45 262,311.09 Recuperación de la inversión 1,416,021.30 782,002.45 204,773.14 401,504.45 262,311.09 Base liquida para impuesto de renta

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Impuesto (35%) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

6.9.3.2 Impuesto de renta del PCP para el Pozo Tipo 4. A continuación en la Figura 71 y Figura 72 se muestran los flujos de caja para el Pozo Tipo 4 con PCP. Figura 71. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 4.

USD Total

Venta de Crudo 4,949,750.57 4,078,766.16 3,342,526.64 2,769,617.49 2,269,686.44 17,410,347.31

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 2,986,427.19 0 0 0 0 0 2,986,427.19

Costo de Operación 0 550,009.38 469,863.59 496,043.57 349,399.02 397,323.52 2,262,639.07

Costo de Transporte 0 3,132,583.32 2,581,357.32 2,115,408.25 1,752,827.23 1,436,432.36 11,018,608.48

Egresos Totales 2,986,427.19 3,682,592.70 3,051,220.90 2,611,451.83 2,102,226.25 1,833,755.88 16,267,674.74

169

Figura 72. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 4.

A continuación en la Ecuación 28, se ve el cálculo de la cuota del impuesto de renta del Pozo Tipo 4 con el PCP. Ecuación 28. Cálculo del valor de inversión a recuperar por periodo por periodo para el Pozo Tipo 4 con PCP.

2,986,427.19

5= 597,285.44

Ecuación 29. Ecuación para evaluar la recuperación de la inversión para el Pozo Tipo 4 con el PCP.

4,129,099.75 − 2,986,427.19 = 1,142,672.57

Según la Ecuación 29, la inversión del proyecto se recupera durante los 5 años porque, esto es porque el costo de inversión es mayor al total del flujo neto efectivo, por lo cual se hace pago del impuesto de renta durante los 5 años. La Tabla 168 explica el cálculo del impuesto de renta para el Pozo Tipo 4 con el PCP. Tabla 168. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 4 con el PCP.

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5

Flujo neto de efectivo 1,267,157.87 1,027,545.26 731,074.82 667,391.25 435,930.57 Recuperación de la inversión 797,285.44 597,285.44 597,285.44 597,285.44 397,285.44 Base liquida para impuesto de renta

469,872.43 430,259.82 133,789.38 70,105.81 38,645.13

Impuesto (35%) 164,455.35 150,590.94 46,826.28 24,537.03 13,525.79

6.9.3.3 Impuesto de renta del Hidráulico para el Pozo Tipo 4. A continuación en la Figura 73 y Figura 74, muestran los flujos de caja para el Pozo Tipo 4 con Hidráulico.

USD Total

Ingresos 1,267,157.87 1,027,545.26 731,074.82 667,391.25 435,930.57 4,129,099.75

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 2,986,427.19 2,986,427.19

170

Figura 73. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 4.

Figura 74. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 4.

A continuación en la Ecuación 30, se ve el cálculo de la cuota del impuesto de renta del Pozo Tipo 4 con el Hidráulico. Ecuación 30. Cálculo del valor de inversión a recuperar por periodo para el Pozo Tipo 4 con Hidráulico.

3,037,636.04

5= 607,527.21

Ecuación 31. Ecuación para evaluar la recuperación de la inversión para el Pozo Tipo 4 con el Hidráulico.

4,703,897.34 − 3,037,636.04 = 1,666,261.30

Según la Ecuación 31, la inversión del proyecto se recupera durante los 5 años, esto es porque el costo de inversión es menor al total del flujo neto efectivo, por lo cual se hace pago del impuesto de renta durante los 5 años. La Tabla 169 explica el cálculo del impuesto de renta para el Pozo Tipo 4 con Hidráulico.

USD Total

Venta de Crudo 4,921,179.50 4,064,362.53 3,356,724.29 2,772,291.56 2,289,613.28 17,404,171.16

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,037,636.04 0 0 0 0 0 3,037,636.04

Costo de Operación 0 469,651.76 390,809.62 325,694.53 271,916.50 227,501.66 1,685,574.08

Costo de Transporte 0 3,114,501.35 2,572,241.59 2,124,393.62 1,754,519.59 1,449,043.60 11,014,699.74

Egresos Totales 3,037,636.04 3,584,153.11 2,963,051.21 2,450,088.15 2,026,436.09 1,676,545.26 15,737,909.86

USD Total

Ingresos 1,337,026.39 1,101,311.32 906,636.14 745,855.48 613,068.02 4,703,897.34

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,037,636.04 3,037,636.04

171

Tabla 169. Cálculo de impuestos del Pozo Tipo 4 con el Hidráulico. Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5

Flujo neto de efectivo 1,337,026.39 1,101,311.32 906,636.14 745,855.48 613,068.02 Recuperación de la inversión 607,527.21 607,527.21 607,527.21 607,527.21 607,527.21 Base liquida para impuesto de renta

729,499.18 493,784.11 299,108.93 138,328.27 5,540.81

Impuesto (35%) 255,324.71 172,824.44 104,688.13 48,414.89 1,939.28

6.9.3.4 Flujo de caja del BES para el Pozo Tipo 4. La Figura 75, ilustra los flujos de efectivo para este sistema de levantamiento, en la Figura 76 se presentan los flujos netos los cuales son obtenidos a partir de la resta de las ventas de crudo y el total de los egresos generados en cada período; igualmente dentro de este numeral se presenta la operación matemática y la Figura 77 el resultado del Valor Presente Neto obtenido para este sistema. 6.9.3.5 Evaluación con el indicador VPN. A continuación se evalúa financieramente el proyecto utilizando el valor presente neto para el Pozo Tipo 4 con cada uno de los sistemas. Figura 75. Flujo de efectivo del BES para el Pozo Tipo 4.

Figura 76. Flujo neto de caja del BES para el Pozo Tipo 4.

USD Total

Venta de Crudo 5,149,068.25 4,114,956.57 3,287,273.14 2,731,858.16 2,225,894.58 17,509,050.69

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,113,151.47 0 0 0 0 0 3,113,151.47

Costo de Operación 0 474,320.05 728,692.73 1,002,060.41 601,423.49 554,866.00 3,361,362.67

Costo de Transporte 0 3,258,726.90 2,604,261.39 2,080,439.58 1,728,930.21 1,408,717.50 11,081,075.58

Egresos Totales 3,113,151.47 3,733,046.95 3,332,954.12 3,082,499.99 2,330,353.70 1,963,583.49 17,555,589.72

USD Total

Ingresos 1,416,021.30 782,002.45 204,773.14 401,504.45 262,311.09 3,066,612.44

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,113,151.47 3,113,151.47

172

Figura 77. VPN del BES para el Pozo Tipo 4.

6.9.3.6 Flujo de caja del PCP para el Pozo Tipo 4. La Figura 78, ilustra los flujos de efectivo para este sistema de levantamiento, en la Figura 79 se presentan los flujos netos los cuales son obtenidos a partir de la resta de las ventas de crudo y el total de los egresos generados en cada período; igualmente dentro de este numeral se presenta la operación matemática y la Figura 80 el resultado del Valor Presente Neto obtenido para este sistema. Figura 78. Flujo de efectivo del PCP para el Pozo Tipo 4.

Figura 79. Flujo neto de caja del PCP para el Pozo Tipo 4.

Figura 80. VPN del PCP para el Pozo Tipo 4.

6.9.3.7 Flujo de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 4. La Figura 81, ilustra los flujos de efectivo para este sistema de levantamiento, en la Figura 82 se presentan

-3,113,151.47 1,416,021.30 782,002.45 204,773.14 401,504.45 262,311.09

(1+0,11)1 (1+0,11)2 (1+0,11)3 (1+0,11)4 (1+0,11)5

-632,885.23

VPN(0,11)=

VPN(0,11)=

USD Total

Venta de Crudo 4,949,750.57 4,078,766.16 3,342,526.64 2,769,617.49 2,269,686.44 17,410,347.31

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 2,986,427.19 0 0 0 0 0 2,986,427.19

Costo de Operación 0 550,009.38 469,863.59 496,043.57 349,399.02 397,323.52 2,262,639.07

Costo de Transporte 0 3,132,583.32 2,581,357.32 2,115,408.25 1,752,827.23 1,436,432.36 11,018,608.48

Impuesto 0.00 164,455.35 150,590.94 46,826.28 24,537.03 13,525.79 399,935.40

Egresos Totales 2,986,427.19 3,847,048.05 3,201,811.84 2,658,278.11 2,126,763.28 1,847,281.67 16,667,610.14

USD Total

Ingresos 1,102,702.52 876,954.32 684,248.53 642,854.21 422,404.77 3,729,164.36

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 2,986,427.19 2,986,427.19

-2,986,427.19 1,102,702.52 876,954.32 684,248.53 642,854.21 422,404.77

(1+0,11)1 (1+0,11)2 (1+0,11)3 (1+0,11)4 (1+0,11)5

-106,784.41

VPN(0,11)=

VPN(0,11)=

173

los flujos netos los cuales son obtenidos a partir de la resta de las ventas de crudo y el total de los egresos generados en cada período; igualmente dentro de este numeral se presenta la operación matemática y la Figura 83 el resultado del Valor Presente Neto obtenido para este sistema. Figura 81. Flujo de efectivo del Hidráulico para el Pozo Tipo 4.

Figura 82. Flujo neto de caja del Hidráulico para el Pozo Tipo 4.

Figura 83. VPN del Hidráulico para el Pozo Tipo 4.

6.9.4 Conclusión financiera desde el punto de vista VPN. Desde el punto de vista financiero para la compañía la implementación de los sistemas BES y PCP en el Pozo Tipo 3 no son atractivos porque no retornan la TIO esperada, siendo la mejor opción el Bombeo Hidráulico porque retorna la TIO esperada y representar la mayor ganancia extraordinaria. Ver Tabla 170.

USD Total

Venta de Crudo 4,921,179.50 4,064,362.53 3,356,724.29 2,772,291.56 2,289,613.28 17,404,171.16

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Costo de Inversión 3,037,636.04 0 0 0 0 0 3,037,636.04

Costo de Operación 0 469,651.76 390,809.62 325,694.53 271,916.50 227,501.66 1,685,574.08

Costo de Transporte 0 3,114,501.35 2,572,241.59 2,124,393.62 1,754,519.59 1,449,043.60 11,014,699.74

Impuesto 0.00 255,324.71 172,824.44 104,688.13 48,414.89 1,939.28 583,191.46

Egresos Totales 3,037,636.04 3,839,477.83 3,135,875.65 2,554,776.28 2,074,850.98 1,678,484.55 16,321,101.31

USD Total

Ingresos 1,081,701.67 928,486.88 801,948.01 697,440.58 611,128.74 4,120,705.88

AÑOS

0 1 2 3 4 5

Egresos 3,037,636.04 3,037,636.04

-3,037,636.04 1,081,701.67 928,486.88 801,948.01 697,440.58 611,128.74

(1+0,11)1 (1+0,11)2 (1+0,11)3 (1+0,11)4 (1+0,11)5

98,929.11

VPN(0,11)=

VPN(0,11)=

174

Tabla 170. VPN para el Pozo Tipo 4. Bombeo VPN (USD)

BES - 632,885.23

PCP - 106,784.41

Hidráulico 98,929.11

6.9.5 Evaluación con el indicador TIR. A continuación se evalúa financieramente el proyecto utilizando la tasa interna de retorno para el Pozo Tipo 4 con cada uno de los sistemas. La TIR para cada sistema se obtuvo utilizando el método iteración. Ver Tabla 171, Tabla 172 y Tabla 173.

Tabla 171. TIR para el BES del Pozo Tipo 4.

Tabla 172. TIR para el PCP del Pozo Tipo 4.

TIO(%) VPN

-0,46 -16.308,05

-0,33 -24.907,92

-0,53 -11.991,32

-0,62 -5.495,09

-0,67 -2.237,43

-0,70 -606,21

-0,71 210,00

-0,71 618,25

-0,72 822,42

-0,72 924,51

-0,72 975,56

-0,72 1.001,08

-0,72 1.013,84

-0,72 1.020,22

-0,72 1.023,41

TIR

TIO(%) VPN

8,69 42.783,44

8,34 66.046,75

8,86 31.265,52

9,11 14.128,94

9,24 5.623,19

9,31 1.385,83

9,34 -728,99

9,35 -1.785,43

9,36 -2.313,41

9,37 -2.577,34

9,37 -2.709,29

9,37 -2.775,26

9,37 -2.808,25

9,37 -2.824,74

9,37 -2.832,99

TIR

175

Tabla 173. TIR para el Hidráulico del Pozo Tipo 4.

6.9.6 Conclusión de la evaluación financiera desde el punto de vista de la TIR. Desde el punto de vista financiero la implementación de los dos sistemas de bombeos en el Pozo Tipo 4 no son atractivos para la compañía porque la TIR que ofrece el proyecto no es superior a la TIO, siendo la mejor opción el bombeo Hidráulico porque es atractivo para la empresa porque la TIR paga 2.43 puntos adicionales a la TIO. Resumen del análisis financiero para los Cuatros Pozos Tipo del Campo Chichimene con BES, PCP y Bombeo Hidráulico. A continuación desde la Tabla 174 hasta la Tabla 177 se ilustran en resumen los valores del VPN para cada uno de los Pozos Tipo, con los respectivos sistemas de levantamiento, indicando con color verde la mejor opción, color amarillo una opción regular y color rojo una opción mala, como se muestra a continuación:

Mejor

Regular

Malo

Tabla 174. VPN para el Pozo Tipo 1.

Bombeo VPN (USD)

BES - 1,832,888.34

PCP - 887,317.77

Hidráulico - 637,694.57

TIO(%) VPN

11,74 47.399,04

11,37 72.983,46

11,92 34.740,20

12,19 15.916,32

12,33 6.577,63

12,40 1.926,44

12,44 -394,63

12,45 -1.554,04

12,46 -2.133,46

12,47 -2.423,10

12,47 -2.567,90

12,47 -2.640,30

12,47 -2.676,50

12,47 -2.694,60

12,47 -2.703,65

TIR

176

Tabla 175. VPN para el Pozo Tipo 2.

Tabla 176. VPN para el Pozo Tipo 3.

Tabla 177. VPN para el Pozo Tipo 4.

A continuación desde la Tabla 178 hasta la Tabla 181 se ilustran en resumen los valores de la TIR para cada uno de los Pozos Tipo, con los respectivos sistemas de levantamiento, indicando con color verde la mejor opción, color amarillo una opción regular y color rojo una opción mala.

Tabla 178. TIR para el Pozo Tipo 1. Bombeo TIR (%)

BES -24.73%

PCP -3.17% Hidráulico 1.62%

Tabla 179. TIR para el Pozo Tipo 2.

Tabla 180. TIR para el Pozo Tipo 3.

Bombeo VPN (USD)

BES - 148,192.49

PCP 502,152.65 Hidráulico 714,883.62

Bombeo VPN (USD)

BES 99,555.92

PCP 585,799.85 BES 962,196.00

Bombeo VPN (USD)

BES - 632,885.23

PCP - 106,784.41 BES 98,929.11

Bombeo TIR (%)

BES 8.21%

PCP 19.16% BES 21.86%

Bombeo TIR (%)

BES 13.01%

PCP 20.67% BES 26.00%

177

Tabla 181. TIR para el Pozo Tipo 4.

Bombeo TIR (%)

BES -0.70%

PCP 9.33% BES 12.43%

178

7. CONCLUSIONES

El cuadrante tres, es el más representativo del Campo Chichimene con un 34%

de los pozos (79 pozos), es decir, que la mayor parte de los pozos del campo presentan alta producción de petróleo (620 BOPD) y baja producción de agua (20 BWPD).

El sistema de levantamiento que más se daña anualmente entre los dos SLA instalados actualmente en el Campo Chichimene es el Bombeo por Cavidades Progresivas con un Run life de 235 días.

De los 3 sistemas de levantamiento evaluados, según la teoría, quien cumple con las características del fluido del Campo Chichimene es el PCP, llevando a superficie crudos menores o iguales 35° API (≤35 ° API), con una producción promedio entre 5 – 2.200 BFPD, temperatura máxima de operación de 350 °F, y un manejo de agua excelente.

Desde el punto de vista técnico y teniendo en cuenta el criterio de selección (Potencia y consumo de energía) el mejor sistema de levantamiento para el pozo tipo 1 es BES con 88 hp (66 Kw), para el pozo tipo 2 es PCP con 43 hp (33 Kw), para el pozo tipo 3 es PCP con 39 hp (29 Kw) y para el pozo tipo 4 es BES con 40 hp (30 Kw), siempre y cuando no se tenga en cuenta las limitaciones del torque en las varillas, respecto a la profundidad de asentamiento de la bomba.

De acuerdo con los resultados del Software Pipesim de la empresa Sertecpet, respectivo al Bombeo Hidráulico, se obtuvieron los resultados de diseño para cada pozo, donde la codificación en número está dada para el diámetro de la boquilla, aumentando de menor a mayor, y la garganta esta codificada en letras, incrementando el diámetro de la garganta en orden alfabético, siendo para el Pozo Tipo 1: 13M, para el Pozo Tipo 2: 12L, para el Pozo Tipo 3: 11K y para el Pozo Tipo 4: 12J.

A partir de la simulación, el Bombeo Hidráulico es el sistema con el mayor consumo de energía para el Pozo tipo 1 de 277 hp (207 Kw), Pozo tipo 2 de 158 hp (118 Kw), Pozo tipo 3 de 149 hp (111 Kw), Pozo tipo 4 de 96 hp (72 Kw).

Sin tener en cuenta el criterio técnico de los SLA, y según la evaluación financiera mediante los indicadores VPN y TIR evaluados para un periodo de cinco años, para el Pozo Tipo 1 ninguno de los 3 sistemas de bombeo es viable, ya que el BES presenta un VPN de USD - 1,832,888.34 y una TIR de -24.73%, el PCP un VPN de USD - 887,317.77 y una TIR de -3.17%, y el Hidráulico un VPN de USD - 637,694.57 y una TIR de 1.62%. sin embargo para el Pozo Tipo 2 el mejor SLA es el Bombeo Hidráulico ya que genera una ganancia extraordinaria de USD 714,883.62 con el VPN y una TIR de 21.86% que hace

179

rentable el proyecto, para el Pozo Tipo 3 es el Bombeo Hidráulico con una ganancia extraordinaria de USD 962,196.00 en el VPN y una TIR de 26.00% hacen rentable el proyecto; y finalmente para el Pozo Tipo 4 es el Bombeo Hidráulico porque genera una ganancia extraordinaria de USD 98,929.11 en el VPN y una TIR de 12.43% que hace rentable el proyecto.

180

8. RECOMENDACIONES

Realizar un programa sistemático para actualizar los parámetros del yacimiento

con el objetivo de mantener los estudios de análisis de calidad.

Evaluar métodos de recobro mejorado para incrementar la fracción de extracción del OOIP del Campo Chichimene.

Identificar las principales fallas pertenecientes a las bombas PCP y BES dadas en la falta de análisis de causa raíz, por parte de la empresa prestadora de servicios.

Realizar una simulación en un software de diseño para el Bombeo por Cavidades Progresivas, y evaluar la capacidad de torque de las varillas, dadas las profundidades de asentamiento de cada bomba.

Evaluar la disponibilidad de las bombas PCP que se encuentran en el mercado, de acuerdo con las características de las bombas dadas como opción, luego de la simulación en Pipesim.

Analizar con pruebas de laboratorio si el agua producida en Campo Chichimene es apta para su implementación en las bombas hidráulicas.

Realizar un estudio de un sistema de levantamiento artificial o de recobro mejorado, a partir del límite económico de cada uno de los pozos.

Evaluar si el sistema de red de energía del Campo Chichimene, satisfacen la energía requerida por el Bombeo Hidráulico, dada su instalación.

Evaluar financieramente la implementación de cada sistema de levantamiento artificial, siempre y cuando cada bombeo sea instalado al mismo tiempo en los cuatro pozos.

Realizar una prueba piloto con un Sistema de Levantamiento Artificial de Bombeo Hidráulico en un pozo real perteneciente al sector de uno de los pozos tipo en el Campo Chichimene.

181

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182

Capítulo 3. INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TÉCNICAS Y CERTIFICACIÓN. Documentación. Presentación de tesis, trabajos de grado y NTC 1486. Sexta actualización. Bogotá: El instituto, 2008. p. 1. _ _ _ _ _ _ _ _ Referencias bibliográficas, contenido, forma y estructura. NTC 5613. Bogotá: El Instituto, 2008. _ _ _ _ _ _ _ _ Referencias documentales para fuentes de informaciones electrónicas. NTC 4490. Bogotá: El Instituto, 1998. JULIVERT M. Amèrique latine, volume v, fascicule 4A, Colombie (première partie). Centre national de la recherche scientifique. Paris, 1973. MAGGIOLO, Ricardo. Análisis nodal y flujo multifásico, nota técnica. OilProduction.Net. Maracaibo, 2005. MARQUEZ, Richard. Análisis nodal del sistema de producción. OilProduction.Net Maracaibo, 2008. PDVSA. Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico. Caracas, 2002. PCP OIL TOOLS, Progressing Cavity Pumps. Elastómeros. {En línea}. {08 de Junio de 2015}. Disponible en: http://pcPoiltools.com/seccion_detalle.php?idsecc ion=45&idcarpeta=29. RODRIGUEZ William, ROBLES Carlos. Tesis: Herramienta software para el análisis y diseño de sistemas de levantamiento artificial convencionales. Universidad Industrial de Santander. Bucaramanga, 2012. SCHLUMBERGER. Oilfield Glossary en español. Falla Inversa. [en línea]. 27 septiembre 2016. Disponible en: http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/r/reverse_fault.aspx SCHLUMBERGER. Oilfield Glossary en español. Glauconita. [en línea]. 27 septiembre 2016. Disponible en: http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/g/glauconite.aspx SCHLUMBERGER. Oilfield Glossary en español. Lignito. [en línea]. 27 septiembre 2016. Disponible en: http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/l/lignite.aspx

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SCHLUMBERGER. Oilfield Glossary en español. Reflectancia de la vitrinita. [en línea]. 27 septiembre 2016. Disponible en: http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/v/vitrinite_reflectance.aspx SCHLUMBERGER. Oilfield Glossary en español. Sinclinal. [en línea]. 27 septiembre 2016. Disponible en: http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/s/syncline.aspx TAKACS, Gabor. Electrical Submersible Pumps Manual. Design, Operations and Manintenance. Oxford, UK. 2009. UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN LUIS. ELEMENTOS DE GEOLOGIA – PRINCIPIOS DE GEOCIENCIAS – GEOLOGIA. Roca Sedimentaria. [en línea]. 28 septiembre 2016. Disponible en: http://www0.unsl.edu.ar/~geo/materias/Elementos_de_Geologia/documentos/contenidos/apoyo_teorico/APU-2011-Rocas-Sedimentarias.pdf

184

ANEXOS

185

ANEXO A. ESTADO MECÁNICO DE PRODUCCIÓN POZO CHICHIMENE 140 Y

POZO TIPO 2.

Fuente: Ecopetrol S.A

186

ANEXO B. ESTADO MECÁNICO DE PRODUCCIÓN PARA EL POZO CHICHIMENE

SW64 Y POZO TIPO 3.

Fuente: Ecopetrol S.A

187

ANEXO C. ESTADO MECÁNICO DE PRODUCCIÓN PARA EL POZO CHICHIMENE 125

Y POZO TIPO 4.

Fuente: Ecopetrol S.A

188

ANEXO D. ESTADO MECÁNICO DE PRODUCCIÓN PARA EL POZO CHICHIMENE 161

Y POZO TIPO 1.

Fuente: Ecopetrol S.A

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