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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO
Evaluación Técnico Económica de los Programas de Mejoramiento
de la Producción Año 1994 Petroperú Lote X
TITULACION POR EXAMEN PROFESIONAL PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO DE PETROLEO
José Luis Mercado Castro Pro,noció,i 79 - II
Lima - Perú 1996
DEDICATORIA:
A mis queridos padres José y María por su sabia educación y amor a Dios.
A mi esposa Gladys e hi,}as Angie y Gladys po:l' su comprensión y ca.riño .
En memoria de Teresi ta de Jesús y su tierno recuerdo.
EVALUACIÓN TÉCNICO - ECONÓMICA DE LOS . .
PROGRAMAS DE MEJORAMIENTO DE lA PRODUCCION
AÑO 1994
PETROPERU LOTE-X
RESUMEN ·.
El lote X esta ubicado en la Provincia de Talara , en la costa Oeste del Perú. Geológicamente esta situado en la región central de la cuenca de Talara y• éubre una área total de aprox. 95050 acres. La figura No 1 muestra la ubicación del Lote-X
El Lote-X, al igual que la mayoría de los campos del Noroeste, se encuentran actualmente en un alto grado de explotación, razón por la cual son considerados campos maduros y en algunos casos marginales. Ante esta situación, los proyectos para contrarrestar la declinación natural e incrementar los niveles de producción deben ser cuidadosamente estudiados, planificados y ejecutados con la finalidad de alcanzar el beneficio económico deseado.
Durante el año 1994, en adición al Programa de perforación de pozos, la Gerencia de Producción Lote-X desarrolló un proyecto de mejoramiento de la producción mediante la ejecución de diferentes trabajos los cuales tuvieron como objetivo principal revertir la tendencia declinante de la producción de petróleo en el LOTE-X.
Los trabajos ejecutados durante este año han sido agrupados en los siguientes rubros:
l. Disminución de la producción diferida.
2: Optimización del sistema de extracción artificial y extracción por suabeo.
3. Reactivación de pozos abandonados.
4. Reacondicionamientos de Pozos.
5. Lavados ácidos.
6. Acidificación de fractura..
7. Perforación de tapones.
8. Provisión oportuna de materiales, repuestos y servicios para reparación ymantenimiento de equipos de extracción de crudo.
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La ejecución del Proyecto de Mejoramiento de la Producción contó con la participación de grupos multidisciplinarios, formados por los diversos Departamentos de la División Producción, Cía. Consultora y Cías. de Servicios, siendo liderados por la Gerencia División Producción Lote X.
Los fondos requeridos, fueron apropiados de los Presupuestos Operativo e Inversiones correspondientes a 1994 asignados a la División Producción.
El diseño , de los diferei:ites programas demandó establecer mejores procedimientos de trabajo, utilizar nuevas técnicas de evaluación y en muchos casos solucionar problemas mecánicos de gran envergadura en pozos antiguos.
Por un lado los estudios geológicos estuvieron basados en el análisis detallado de la litología, estratigrafia, y control estructural de cada uno de los reservorios para los diferentes yacimientos. Por otra parte para el cálculo de reservas de los proyectos se incorporó nuevas fuentes, como la implementación del registro de neutrones compensados y de las pruebas de formación, como indicadores fundamentales del estado de depletación de los reservorios.
Los diseños de los trabajos de fracturamiento y acidificación estuvieron basados en el trabajo conjunto de geólogos, ingenieros de reservorios y de completación. Esto ha permitido implementar con éxito trabajos como el fracturamiento con agua, rebaleo y acidificación de formaciones fracturadas,etc.
Con la ejecución del proyecto de mejoramiento de la producción se estimó desarrollar un volumen de reservas del orden de .893,4 MBO.en los trabajos de Reacondicionamiento y acelerar aproximadamente 1948,5 MBO en Acidificaciones de Fractura y trabajos de Optimización de la Producción.
Los parámetros económicos que reflejan el éxito del proyecto referido a reservas desarrolladas son
INVERSIÓN TOTAL
RESERVAS
V.A.N.
T.I.R.
PAYOUT
INV/RES
'
5247,0 MUS$
893,4 MBLS
3585,8 MUS$
>100
1,83 AÑOS
5,9 US$/BL.
En relación a las Estimulaciones Químicas, la comparación del Valor Actual Neto en el caso de no e�ectuar ningún tipo de trabajo frente al caso de ejecución de las Estimulaciones Químicas, resulta ampliamente favorable a éste último (5390,4 MUS$ vs 6895,2 MUS$), toda vez que se recuperaría la inversión en solo diez años y en un porcentaje mayor equivalente al 28%. (Tabla .1).
De manera similar en el rubro de Optimización de la Producción, el cual incluye actividades de Reactivación de Pozos, Disminución de la Producción Diferida, Optimización del Sistema de Extracción y de Suab, Lavados Ácidos y Molienda de Tapones; El Valor Actual Neto Habiendo efectuado los trabajos necesarios resulta favorable en 12,6% (20795,6 MUS$ en un período de recuperación de seis años, vs 18463,3 MUS$ en diez años). (Tabla.2).
INTRODUCCIÓN
El presente informe ha sido dividido en cuatro partes fundamentales, las mismas que describen de la mejor manera posible los diferentes trabajos realizados, la
metodología de trabajo , los logros alcanzados y planteamientos dirigidos al mejoramiento de la produccion en el Lote-X.
En la primera parte se definen los términos técnicos empleados en el presente informe, así como el objetivo de cada uno de los rubros en que fueron agrupados
los diferentes trabajos
En la segunda parte se presenta el análisis de los resultados obtenidos en cada uno
de los rubros ejecutados.
La tercera parte presenta la evaluación económica de los poyectos agrupados en tres grandes rubros: Reacondicionamiento de Pozos , Acidificación a la fractura .y Optimización de la producción. Así mismo se muestra la comparación de los resultados económicos de estos tres proyectos versus los resultados del proyecto de petforación de pozos del año 1994.
Finalmente en la cuarta parte se expone una vis1on global de los resultados obtenidos planteándose, a partir de ellos, diferentes alternativas para el
mejoramiento de la producción en los campos del Lote-X.
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.. .
1.- DEFINICIÓN DE TÉRMINOS TÉCNICOS EMPLEADOS •
Los diferentes trabajos ejecutados para el mejoramiento de la producción estuvieron basados fundamentalmente en las practicas normales de la industria petrolera. Para el estudio, proyección y metodología se han empleado técnicas de poco uso en el noroeste las cuales incluyen terminología conocida en la industria por lo que creemos no necesario definir estos términos ..
Por otro lado es necesario definir los diferentes rubros en el que han sido agrupados los trabajos ejecutados� las actividades que en estos se han desarrollado y la metodología de trabajo empleada ..
RUBRO 1.- Disminución De La Producción Diferida
Se entiende por producción diferida, el volumen de petróleo dejado de recuperar por restricciones y dificultades operativas las cuales son posibles· de controlar sin mayor intervención de personal que evalúe el comportamiento productivo de los reservonos.
Todos los trabajos comprendidos en este rubro han tenido como objetivo disminuir los volúmenes de produccion diferida para lo cual se solucionaron problemas encontrados en los siguientes aspectos
Fallas mecánicas en los equipos de bombeo. Frecuencia de Servicio de Pozos.
RUBRO 2.-Mejoramiento De La Operación De Los Sistemas De Extracción
Artificial y optimizacion de la frecuencia de swab.
Comprende todos las acciones llevadas a cabo para reducir el numero de intervenciones por pozo ( servicio de pozos) por una parte y por otra para optimar el sistema de produccion por pistoneo (swab)
RUBRO 3.- Reactivación De Pozos Abandonados
Actividades realizadas para la puesta en produccion de pozos que fueron abandonados por diversos tipos de problemas. Para la reactivación de pozos se cuenta con la participación de geólogos, ingenieros de reservorios y de produccion.
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RUBRO 4.- Reacondicionamiento de Pozos.
Conjunto de actividades llevadas a cabo para poner en produccion reservorios no drenados. Este tipo de trabajo requiere el concurso de geólogos, ingenieros de reservorios y de completación. Es el rubro que requiere de mayor análisis técnico y de mayores inversiones.
RUBRO 5 Mejoramiento De La Productividad Mediante Lavados De Pozos Con Ácido
Los lavados ácidos tienen por objetivo mejorar la productividad de los pozos afectados por la presencia de incrustaciones (carbonatos), los cuales se forman por la produccion de agua . El trabajo es diseñado para limpiar solo el wellbore sin llegar a la fractura o matriz ..
RUBRO 6.- Acidificación a la fractura
Estimulación de pozos, mediante trabajos de remoción de carbonatos y partículas finas depositadas en las fracturas hidráulicas como consecuencia de la producción del pozo. Este tipo de trabajo requiere el concurso de geólogos, ingenieros de reservorios y de producción.
RUBRO 7 .- Peñoración de Tapones
Trabajos de perforación de tapones que aislan producciones potenciales en pozos abandonados o en actual producción.
RUBRO 8.- Provisión Oportuna De Materiales Repuestos Y Servicios Para Reparación Y Mantenimiento De Equipos De Extracción De Crudo.
Actividades de planificación y coordinación adecuada para proveer en forma oportuna todos los materiales necesarios para el mantenimiento de la producción.
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2. ANÁLISIS DE RESULTADOS
Las Figuras N° 2 y 2-A muestran el comportamiento en términos de producción alcanzado durante 1994, apreciando el incremento referido a la curva base como consecuencia de los trabajos realizados.
2.1 Producción Diferida
Se logró disminuir la producción diferida originada por problemas mecánicos y servicios de pozos, efectuando para tal efecto, mantenimiento de motores a gas y eléctricos, por un monto de 787446,00 US$.
Asimismo, el material reinvertido e inspeccionado asignado a los pozos representó una inversión de 324140,00 US$
La producción incremental alcanzada fue de 190,71 Mbls, habiendo reduciéio la producción diferida de 11 . % a 5 ,3. % con respecto a la producción extraída (13475 bis/día, promedio fiscalizado en 1994.)
2.2-- Sistema de Extracción Artificial y Extracción por Suab
Se efectuaron diversos trabajos a los-pozos activos e inactivos, reduciendo la frecuencia de SDP/año, con una importante mejora económica (Ahorro de 1353,43 US$).
La optimización del sistema de suabeo incluyó revts1on de programas, distribución de áreas y mejoras en la fiscalización del crudo suabeado, complementado con un control más detallado de las condiciones de operación y cambio oportuno de condiciones de bombeo.
Asimismo, producto de gestiones de negociación, se redujeron tarifas de servicio en mediciones fisicas (25%) y cambio en el sistema de pago de· tarifa horaria a tarifa volumétrica en operaciones de suabeo, obteniéndose una mejor tarifa por barril de crudo extraído($ 7,35 vs $ 6,5).
Para optimizar la frecuencia de suabeo se consideró la recuperación de niveles de fluidos y pruebas PC en aquellos pozos con expectativa de reactivación.
La produción incremental alcanzada fué 93,9 MBls.
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2.3 Reactivación de Pozos ATA
Se reactivaron 50 pozos, compensando la declinación natural de los pozos viejos. El equipo de extracción utilizado fue reinvertido en su totalidad, estimándose recuperar 283,38 Mbls. con una inversión de 365,40 MUS$.
2.4 Reacondicionamientos
Se ejecutaron 63 trabajos permitiendo incrementar reservas del orden de 893,4 Mbls.
El uso e interpretación de nuevas técnicas, garantizó el éxito en la estimulación y vida productiva del pozo, permitiendo una meJor descripción geológica y priorización de reservorios.
Se trabajó áreas con alto riesgo mecánico, de fluidos, bajas productividades y reservorios con menores espesores de arenas petrolíferas, áreas de drenaje y niveles de energía. Los resultados obtenidos demuestran la factibilidad de continuar desarrollando reservas en pozos con estas limitaciones.
Desde el segundo semestre de 1994, se implementó con éxito los fracturamientos con fluido base agua, mejorando la calidad de estimulación y reduciendo el consumo de crudo.
El costo por barril obtenido fue de 5,9 $/bls, monto superior al costo promedio considerado en el período 1985 -1993 (4,85 $/bbl).
Este incremento se debe a que las áreas intervenidas en su gran mayoría presentaron mayores inconvenientes operativos, estructurales y de reservorio lo cual complementado con la antigüedad de los pozos ocasionó mayores gastos en su reacondicionamiento. La figura 3 muestra la evolución de las reservas desarrolladas e inversiones realizadas por pozo en los ultimos 1 O años.
La priorización de yacllntentos ( cuatro áreas) permitió generar reacondicionamientos adicionales que sirvieron de sustento para ubicar pozos nuevos en Reventones, Taiman, Peña Negra y Ballena.
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La Figura N° 4 muestra la distribución de reservas obtenidas en cada una de los yacimientos, el mayor volumen se logro en Reventones con 261,98 Mbls. y el menor en Central con sólo 5,94 Mbls (29,3 % y 0,7 % del total).
En las Figuras 5 6 y 7 se aprecia la distribución de los reservorios aperturados en cada una de las áreas. El 94,3 % de trabajos fueron ejecutados en reservorios someros y el 5,7 % en horizontes profundos.
La desviación de los pro�ósticos respecto al volumen real de reservas ha sido del orden del -7 % (893,4 Mbls. vs 949 Mbls.).
2.5 Lavados Ácidos
Los 124 lavados ácidos en pozos con presencia de incrustaciones, representó una inversión de 264, 1 MUS$ acelerando 62,95 Mbls.
Hacemos mención que estos costos no incluyen servicio de pozos debido a que los trabajos fueron programados cuando el pozo quedaba sin producción.
El costo por barril obtenido fue de 4,2 $, valor relativamente alto si se tiene en cuenta que el lavado ácido solo limpia los perforados y disuelve incrustaciones de carbonatos en el casing, a diferencia de la acidificación de fractura mediante la cual se inyecta soluciones de ácido a presión logrando la limpieza en la matriz crítica.
Estos costos sin embargo pueden ser reducidos programando la limpieza de ácidos en zona específicas donde el volumen y concentración estén de acuerdo al análisis de las muestras recuperadas en los servicios
2.6 Acidificación de Fractura
Se efectuaron 31 trabajos permitiendo acelerar 268,9 Mbls. La generación de estas recomendaciones demandó mejoras en el diseño, procedimientos y nuevas técnicas (Pruebas de presión, registros de Neutrones compensados, rebaleos, coiled tubing, etc.). Se acidificaron pozos en áreas de Ballena, Órganos, Peña Negra, Reventones, Taiman. Las formaciones acidificadas fueron Basal Salina (2 etapas, San Cristóbal (9 etapas) y Mogollón (52 etapas).
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Los mejores resultados obtenidos fueron las acidificaciones de 05 pozos ATA y 04 pozos de suab, alcanzando producción incremental de 585 bls/día.
El costo por barril obtenido fue de 3, 18 $, valor inferior al similar logrado en el año 1993 ( 5,45 $/bbl).
Esta reducción se logró optimando los parámetros de diseño y selección de intervalos y procedimiento.s direccionados de trabajo.
La Tabla Nº 3 muestra los resultados de los trabajos realizados.
2. 7 Perforación de Tapones
Se ejecutaron 06 • trabajos de perforación de tapones que aislaban producción de formaciones Mogollón, Ostrea y Echino, acelerando 155,6 Mbls. con un3: inversión de 80, 77 MUS$.
Se reactivó O 1 pozo de desfogue, 02 de gas lift y 03 pozos con bombeo mecánico, alcanzando un incremento de 182 bls/día.
El conjunto de fondo usado para la perforación de tapones en pozos de 4 1/2" O.D. y a una profundidad promedio de 2 860' estuvo compuesta por broca de 3 3/4", 4DC 3 1/2" y tubería 2 3/8" J-55 4,7 lb/pie, trabajado con apropiado R.P .M. y torque para evitar daño a la tubería. Este procedimiento reemplazó el uso del coiled tubing y sartas con motor de fondo, técnicas que no dieron resultados.
La Tabla Nº 4 muestra los resultados de 1994.
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3.- EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LOS DIFERENTES PROYECTOS
Con la :finalidad de evaluar los resultados desde un punto de vista mas ligado al aspecto técnico , en esta parte del presente trabajo de tesis, los trabajos efectuados han sido agrupados en tres grandes rubros
J. Reacondicionamiento de Pozos2. Acidificación a la fractura.3. Optimizacion de la produccion.
Como puede observarse los dos primeros rubros son ejecutados directamente a los reservorios y el tercero es ejecutado solo en el pozo y en las instalaciones de superficie. Esta división de los trabajos nos permitirá evaluar los resultados desde un punto de vista mas ligado a los aspectos de ingeniería de reservorios y produccion, con miras a futuros trabajos.
3.1 Reacondicionamiento De Pozos
Este tipo de trabajo contempla básicamente la apertura de reservorios en pozos antiguos. La ejecución de los mismos esta orientada a producir reservas probadas desarrolladas de reservorios principalmente superficiales. Estas reservas no fueron puestas en produccion en la vida inicial del pozo, debido a que los reservorios mas profundos presentaban mucha mayor capacidad productiva.
La ejecución de estos trabajos involucra un esfuerzo mas grande tanto desde el punto de vista técnico como del económico. Por una parte la generación de este tipo de proyectos requiere del estudio profundo de los aspectos geológicos y de ingeniería de reservorios y por otra es necesario solucionar problemas del tipo
mecánico , puesto que para la completacion del pozo no se considero la puesta en produccion de los reservorios superficiales.
Debido a la baja permeabilidad de los reservorios del Noroeste. la puesta en produccion de las formaciones requiere que estas sean estimuladas mediante
fracturamiento hidráulico, lo cual involucra una inversión considerable.
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Lo mencionado líneas arriba han determinado que la planificación y ejecución de los trabajos de reacondicionamiento sea de primera importancia por lo que la aprobación de éstos se efectúa mediante el concurso de un comité de asesoramiento a la gerencia , el cual después de estudiar los aspectos técnicos y económicos decide o no la ejecución de los proyectos.
En el año 1994 se programaron 63 trabajos de reacondicionamiento, estimándose inicialmente desarrollar un volumen de reservas del orden de 949 :MBO con un presupuesto de 4942,221 MUS$.
La ejecución de los 63 trabajos ha permitido desarrollar 893,4 :MBO, a un costo real de 5247,019 MUS$. El incremento de Produccion alcanzado por los reacondicionamientos fue de 429 BOPD. En la figura No 8 se muestra el comportamiento productivo durante los años 1993 y 1994 de los 63 pozos reacondicionados
En la Tabla No 5 se muestran los resultados de la evaluación económica para cada uno de los yacimientos trabajados así como del proyecto integral. Se observa que en los yacimientos Central, La Tuna, y Laguna se obtuvieron resultados negativos y los mejores resultados económicos se alcanzaron en los Yacimientos Reventones Peña Negra y Carrizo. Estos resultados están permitiendo mejorar la selección de yacimientos y reservorios a trabajar para futuros trabajos.
La evaluación global del programa de reacondicionamientos en el año 1994 mostró los siguientes parámetros económicos
INVERSIÓN TOTAL 5247,0 MUS$
RESERVAS DESARROLLADAS 893,4 MBO.
VAN (20 % ) 3585,8 MUS$
TIR > 100 %.
PAYOUT 1,83 AÑOS
INVERSIÓN/RESERVAS 5,9 US$/Bl.
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3.2 Acidificación A La Fractura
Este tipo de estimulacion química es ejecutada en pozos fracturados hidráulicamente cuya productividad ha sido afectada por problemas en el wellbore. Su ejecución permite en la mayoría de los casos acelerar la recuperación de reservas.
La generación de los trabajos requiere la evaluación de los aspectos geológicos, de ingeniería de reservorios y de producción . en algunos casos es necesario tomar información sobre el estado actual de depletacion en que se encuentran los reservorios así como efectuar trabajos de rebaleos para mejorar la eficiencia de los ácidos empleados. Todo esto hace que los aspectos técnicos y económicos tengan una_ importancia de envergadura similar a la de los reacondicionamientos.
El aporte neto de los trabajos de acidificacion fue de aprox. 3 50 BOPD .Durante el año 1994 se ha obtenido un volumen incremental de 59,3 MBO de los 36 trabajos ejecutados. La figura No 9 muestra el comportamiento productivo de los pozos acidificados en el año 1994. Los indicadores económicos de estos trabajos son
INVERSIÓN TOTAL
RESERVAS ACELERADAS
VAN SIN EFECTUAR TRABAJOS
VAN CON EJECUCION DE TRABA OS
INVERSION/RESERV AS
3.3 Optimizacion De La Produccion
853,9 MUS$
268,9 MBO.
5390,4 MUS$
6895,2 MUS$.
3.18 US$/Bl.
En este grupo de trabajos se consideran todos los trabajos que son calificados como rutinarios para el mantenimiento normal y eficiente de la produccion.
Para el análisis económico de las acciones efectuadas se han separado los incrementos en la produccion de la siguiente manera:
Produccion incremental: Volúmenes de crudo que se obtienen por encima de la I
producción normal de los pozos. En los rubros de produccion diferida, optimizacion del sistema, extracción por suab y optimizacion del sistema de
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extracción por gas lift, se obtiene incremento de produccion ,mas no incremento de reservas , puesto que la accion incide sobre el optimo manejo del sistema de extracción aplicada al pozo.
Reservas Incrementales : Estas han sido obtenidas básicamente de la reactivación de 150 pozos abandonados.
La evaluación económica de todos los trabajos agrupados en este rubro arrojo los siguientes resultados
INVERSIÓN TOTAL 2561,40 MUS$
RESERVAS ACELERADAS 786,2
VAN SIN EFECTUAR TRABAJOS 5390,4
VAN CON EJECUCION DE TRABAJOS 6895,2
INVERSION/RESERV AS 3,26
MBO.
MUS$
MUS$
US$/BI.
3.4 Comparacion De Resultados Del Proyecto De Meioramiento Con El Proyecto De Perforacion
Con la finalidad de obtener mayores elementos de juicio para el desarrollo de futuros programas de desarrollo adicional mediante la perforacion de pozos y de proyectos de mejoramiento de la produccion se han comparado los resultados economicos obtenidos de la perforacion de 30 pozos durante el año 1994 con los resultados obtenidos de los tres rubros principales anteriormente descritos.
La comparacion de los resultados se muestra en la Tabla No -6 . En la misma se puede observar que los proyectos de mejoramiento de la produccion son de gran benificio para la empresa, puesto que con menos esfuerzo económico se obtienen mayores mgresos.
Lo anteriormente mencionado lleva a pensar que es necesario efectuar una reevaluacion profunda de todos los estudios realizados con la finalidad de establecer prioridades para la ejecución de los diferentes proyectos que se puedan generar para incrementar los niveles de produccion y fundamentalmente incrementar la recuperación final de los campos. Para estos será necesario adecuar nuestros actuales procedimientos de trabajo y controles administrativos a los avances tecnológicos y nuevas' formas de gestión empresarial.
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IV.- EVALUACIÓN GLOBAL DE LOS RESULTADOS Y
ALTERNATIVAS
DE MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCION EN CAMPOS DEL
NOROESTE.
El análisis corporativo de los diferentes trabajos ejecutados ha permitido establecer la potencialidad de los campos antiguos del noroeste para ser sometidos a proyectos de mejoramiento de la produccion. La existencia de multireservorios en un mismo pozo, así como el empleo de técnicas actualmente en desuso, para la completacion de los pozos antiguos han traído como consecuencia que existan pozos con reservas no drenadas, las cuales podrían ser puestas en produccion a través de proyectos de mejoramiento de la
produccion.
La generación de este tipo de proyectos debe estar sustentada por una sólida descripción de los reservorios y conocimiento cabal de los aspectos operativos involucrados , para lo cual es necesario la participación de profesionales y técnicos de diferentes disciplinas como: Geólogos, Ingenieros de reservorios, Ingenieros de completacion, Ingenieros de produccion etc., así como la participación comprometida de las compañías de servicio.
El valor de 4 .48 $/Bl producido indica que los costos involucrados son ligeramente altos, por lo que es necesario revisar la estructura de costos con la :finalidad de optimar los puntos en donde se este dando el mayor grado de inversión. En esta misma perspectiva es necesario establecer algún grado de unión con las Compañías contratistas a fin de optimar los costos sin afectar la calidad de los servicios.
Finalmente se debe enfatizar que aun cuando este tipo de proyectos son muy rentables, su ejecución debe darse en forma paralela a proyectos de mayor envergadura como la perforación de pozos, exploración de nuevas· áreas y sobre todo, consientes de la antigüedad de nuestros campos, de proyectos de mejoramiento de la recuperación final mediante la inyección de fluidos para el mantenimiento de la presion y mejoramiento de las eficiencias de barrido.
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-
CONCLUSIONES
3. 1 La economía global del Proyecto de Mejoramiento de la Produccion en elLote X para el año 1994, referido a Reacondicionamientos de pozos, muestra los siguientes parámetros:
INVERSIÓN TOTAL 5247,0 MUS$
RESERVAS 893,4 MBLS
V.A.N. 3585,8 MUS$
PAYOUT 1,83 AÑOS
INV/RES 5,9 US$/BL
Asimismo las reservas aceleradas que comprenden las otras actividades se resumen en lo siguiente:
Acidificaciones de Fractura Optimización de La Producción
MBLS 268,9 786,2
3 .2 El volumen de reservas desarrolladas en los trabajos de fracturamiento asciende a 893,4 MBLS, presentando una desviación de - 7% referido al valor estimado.
3.3 El éxito alcanzado en los trabajos ha estado basado en lo siguiente:
a) Implementacion de nuevas técnicas y parámetros que permitieronmejorar la respuesta de los reservorios (fracturamiento con fluido baseagua, baleo a través de tubos, uso del coiled tubing, etc.).
b) Pruebas de presión de fondo modificadas, en intervalos selectivos paradefinir patrones de depletación y establecer posibilidades de mejora dela recuperación final.
c) Uso de los registros de neutrones compensados para inferirsaturaciones de fluidos, perfiles de depletación y obtener valores deporosidad.
d) Selección de intervalos a acidificar de acuerdo al sistema defracturamiento, espesor de arena neta y cantidad de arena admitida porla fractura.
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.·
3 .4 La mayor incidencia en los costos globales se reflejó en el rubro de servicio de pozos, cuyo monto ha representado en promedio el 40% del total en los rubros de reacondicionamiento, acidificación de fractura y
reactivación de pozos.
3. 5 Las aciclificaciones de fractura constituyen un rubro importante paraoptimar la producción de los pozos, acelerando considerables volúmenes de producción a costo relativamente bajo ( 3,18 $/Bl.).
Se han tenido excelentes-resultados en las formaciones: Basal salina, San Cristóbal y Mogollón.
3. 6 El rubro de lavados ácidos, constituye otro importante aspecto en laoptimización de la producción. sin embargo, el costo obtenido se considera un poco alto ( 4,2.$/Bl.) sobre todo si se tiene en cuenta que se trata de un tratamiento limitado únicamente al wellbore, a diferencia de las acidificaciones de fractura.
3. 7 Durante el período se realizó un gran esfuerzo para reactivar pozosviejos, lográndose poner operativos 50 de ellos.
Teniendo en cuenta que en el Lote se tiene alrededor de 2200 pozos perforados y actualmente operan 1100, consideramos que este rubro puede constituir una buena posibilidad de reactivación de producción.
3. 8 El sistema de trabajo mediante equipos multidisciplinarios, constituye lamejor manera para abordar un proyecto como el de reactivación que involucra actividades de ingeniería de petróleo, geología, ingeniería de
producción, logística, etc.
3. 9 La provisión oportuna de materiales y servictos, permitió disminuir la
producción diferida, así como preparar y racionalizar equipos para la reactivación de pozos
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RECOMENDACIONES
4.1 Efectuar nuevos programas de Mejoramiento de la Producción en los próximos años manteniendo el sistema de trabajo en equipo, con . la participación de grupos multidisciplinarios, que incluyan a las compañías contratista y de servicios.. Esta metodología garantizara el éxito de los proyectos, mediante el estudio, análisis, ejecución y evaluación constante del comportamiento productivo integral de los reservorios ..
4.2 Intensificar en forma programada y específica la capacitación del personal técnico en actividades afines, como simulación y gerenciamiento de reservorios, mejoras de los actuales sistemas de extracción, recuperación mejorada, monitoreo de niveles de energía y fluidos de reservorios, etc., tendientes a mejorar el factor de recuperación.
4. 3 De acuerdo a los estudios realizados en las áreas del Lote X, se debeconsiderar lo siguiente:
a) Priorizar la puesta en producción de los reservorios Ostrea y Terebrátula en los yacimientos de Reventones y Peña Negra.
b) Ampliar análisis en los reservorios Verdún y Arenas Talara, Ostrea yHélico de los yacimientos de Carrizo y Coyonitas respectivamente, afin de determinar factibilidad de estimular y/o perforar nuevos pozos.
c) Someter a estudios detallados los yacimientos Ballena y Central, parammumzar nesgos de encontrar reservorios de baja capacidadproductiva.
d) Iniciar estudios de mantenumento de pres1on en los reservoriosEchino Repetido, Echino IS. (Mbo. C. Blanco) y Areniscas Talara enel Lote X.
e) Ejecutar pruebas piloto de tratamiento químico en nuevasformaciones aún no consideradas atractivas, caso específico enformaciones Ostrea y Hélico con fluidos energizados.
4 .4 Mantener control y seguimiento en la evolución de los resultados de los · trabajos reevaluando periódicamente los resultados y garantizando el éxito de los mismos.
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FIGURA NQ. 1
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FIGURA Nº
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HISTORIA -PRODUCTIVA LOTE - X APORTE DE TRABAJOS· GRUPO DE REACTIVACION 1994
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1 : Incremento pozos nuevo� 2 : Incremenfo de reacond!clonomlenfo� ·
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COMPORTAMIENTO PRODUCTIVO 1994 LOTE-X APORTE DE TRABAJOS GRUPO DE REACTIVACION
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1 : Incremento pozos nuevo�
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3 : Incremento octdlficaciones
4: InorarMnto optlmlzoclon de produccton
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FIGURANº 3
J REACONDICIONAMIENTOS - NOROESTE 1
85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95
85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95
85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95
AÑOS
REACONDICIONAMIENTOS 1994 RESERVAS DESARROLLADAS POR YACIMIENTOS
300
250
CO 200
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150
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w 100o::
50
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REVENTONES P.NEGRA VERDE ZAPOTAL COYONITAS LA TUNA
CARRIZO TAIMAN MERINA BALLENA LAGUNA CENTRAL
YACIMIENTOS
1 1
FIGURA Nº 5
REACONDICIONAMIENTOS 1894 RESERYORIOS APERTURADOS POR AREAS
AREA 1 : REVENTONES - TAIMAN - P. NEGRA - VERDE
. ECHINO IN8. •�
ECHINO REP. 1
IEIFIIIATULA 1
IAN Cll8rOIIAL 1
IIOCIOIJ.ON 1
VERDUN
FIGURA Nº- 6
REACONDICIONAMIENTOS 1894 RE8EIIVORI08 APER1URAD08 POR AREA8
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AJEA : CtRRl?O - IIERINA - LA TUNA - COYONITAB
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TABLANº 1
EVALUACION ECONOMICA COMPARATIVA ESTIMULACION QUIMICA
AÑO 1994
PARAMETROS ECONOMICOS: INVERSIONES RESULTADOS
l SIN TRAB.
IMPUESTO A LA RENTA TASA DE DESCUENTO PRECIO DE CRUDO PRECIO DE GAS RESERVAS PETROLEO RESERVAS GAS GASTO O PER. CRUDO GASTO O PER. FIJO GASTO O PER. GAS GOR. INV. SIN TRA BAJOS
30%
20%
16,72 US $/ BBL 1,86 US$/MPC 576 M BBLS
57,6 MM PCG 0,04 US$/ BBL 7,61 M$ / POZO 0,01 US$/ BBL 100 SCF/ST B
O MUS$
DEC LI. AÑO PROD.
1 12,35%
2 10,66%
3 9,35%
4 8,23%
5 7,48%
6 6,73%
7 6,17%
8 5,99%
9 5,05%
10 4,79%
11 4,49%
12 4,12%
13 3,93%
14 3,74%
15 3,55%
16 3,37%
TOTAL 100%
DECLI. AÑO PROD.
1 24,34% 2 16,22% 3 12,66% 4 10,49% 5 8,69% 6 7,30% 7 6,55% 8 5,32% 9 4,57%
10 !3,86% TOTAL 100%
ITANG. !INTANG. !TOTAL VAN 6403,3
VAN /AÑO PRODUCCION 337,7
C. ACIDO o 344,7 344,7 TIR > 100
C SD P o 402,1 402,1 IVA HERRAM o 89,9 89,9 PAYOUT . RE BALEO 17,2 17,2 INV/RES. INV. TOTAL o 863,5 863,5 BENEF-COSTO
EVALUACION ECONOMICA SIN EFECTUAR EL TRABAJO DE ESTIMULACION QUIMICA
PRODUCCIONES INGRESO GASTO DE PRECIACION INGR. IMP. INVERS. F LUJO CRUDO GAS BRUTO O PERAT. INTANG. TANG. NETO CAJA MBBLS MMPCD MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
120,37 12,04 2034,9 12,5 o.o o 2022,3 606,7 0,0 1415,6
103,96 10,40 1757,4 11,9 o o 1745,5 523,7 0,0 1221,9
91,19 9,12 1541,6 11,3 o o 1530,2 459,1 0,0 1071,1
80,25 8,02 1356,6 10,9 o o 1345,7 403,7 0,0 942,0
72,95 7,30 1233,2 10,6 o o 1222,6 366,8 o.o 855,9
65,66 6,57 1109,9 10,3 o o 1099,6 329,9 0,0 769,7
60,19 6,02 1017,4 10,1 o o 1007,4 302,2 0,0 705,1
58,36 5,84 986,6 10,0 o o 976,6 293,0 º·º 683,6
49,24 4,92 832,4 9,6 o o 822,8 246,8 º·º 576,0
46,69 4,67 789,3 9,5 o o 779,8 233,9 º·º 545,8
43,77 4,38 739,9 9,4 o o 730,5 219,2 0,0 511,4
40,12 4,01 678,3 9,3 o o 669,0 200,7 0,0 468,3
38,30 3,83 647,5 9,2 o o 638,3 191,5 o.o 446,8
36,48 3,65 616,6 9,1 o o 607,5 182,3 º·º 425,3
34,65 3,47 585,8 9,0 o o 576,8 173,0 º·º 403,7
32,83 3,28 555,0 9,0 o o 546,0 163,8 º·º 382,2
576,00 57,6 16482,4 161,7 º·º º·º 16320,6 48S6,2 º·º 11424,4
EVALUACION ECONOMICA EFECTUANDO EL TRABAJO DE ESTIMULACION QUIMICA
PRODUCCIONES INGRESO GASTO DE PRECIACION INGR. IMP. INVERS. FLUJO CRUDO GAS BRUTO O PERAT. INTANG. TANG. NETO CAJA MBBLS MMPCD MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
237,36 23,74 4012,6 17,3 853,9 o 3141,3 942,4 853,9 2198,9
158,12 15,81 2673,0 14,1 o o 2658,9 797,7 o 1861,2
123,43 12,34 2086,5 12,7 o o 2073,9 622,2 o 1451,7
102,25 10,22 1728,5 11,8 o o 1716,7 515,0 o 1201,7
84,72 8,47 1432,2 11,1 o o 1421,1 426,3 o 994,8
71,21 7,12 1203,8 10,5 o o 1193,2 358,0 o 835,3
63,90 6,39 1080,3 10,2 o o 1070,1 321,0 o 749,1
51,85 5,19 876,6 9,7 o o 866,9 260,1 o 606,8
44,55 4,46 753,1 9,4 o o 743,7 223,1 o 520,6
37,61 3,76 635,8 9,2 o o 626,7 188,0 o 438,7
576,00 57,6 16482,4 116,1 863,5 o.o 16612,4 4663,7 863,5 10868,7
CON TRAB.
6856,2
685,6
>100
12
F. CAJA ACTUAL MUS$
1415,6
1018,2
743,9
545,1
412,7
309,3
236,2
190,8
134,0
105,8
82,6
63,0
50,1
39,7
31,4
24,8
6403,3
F. CAJA ACTUAL MUS$
2198,9
1551,0
1008,1
695,4
479,7
335,7
250,9
169,3
121,1
85,0
6856,2
MUS$ M USS/AÑO
%
MESES $/ BBL
F . CAJA ACUM. MUS$
1415,6
2637,5
3708,6
4650,6
5506,5
6276,2
6981,3
7665,0
8240,9
8786,7
9298,1
9766,5
10213,2
10638,5
11042,2
11424,4
11424,4
F. CAJA ACUM. MUS$
2198,9
4060,1
5511,9
6713,5
7708,3
8543,6
9292,6
9899,4
10420,0
10858,7
10868,7
TABLANº 2
EVALUACION ECONOMICA COMPARATIVA OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION
AÑO 1994
PARAMETROS ECONOMICOS: INVERSIONES RESULTADOS 1 SIN TRAB.
IMPUESTO A LA RENTA 30%
TASA DE DESCUENTO 20% [TANG. IINTANG. [TOTA L VAN 18463,3
PRECIO DE CRUDO 16,72 US $/ BBL VAN /AÑO PRODUCCION 184C,3
PRECIO DE GAS 1,86 US$/MPC PRO DIFER o 1111,59 1111,6 TIR > 100
RESERVAS PETRO LEO 24SO M BBLS POZ ATA o 365,4 365,4 IVA RESERVAS GAS 246 MMPCG GAS LIFT o 303,1 303,1 PAYOUT .
GASTO OPER. CRUDO 0,04 US$/ BBL SUA B 436,5 436,5 INV/RES. GASTO OPER. FIJO 7,61 M$ /POZO SPOT ACID 264,1 264,1 BENEF-COSTO GASTO OPER. GAS 0,01 US$/ BBL TAPONES 80,7 80,7
GOR. 100 SCF/ST B INV. TOTAL o 2216,6 2661,4
INV. SIN TRA BAJOS O MUS$ EVALUACION ECONOMICA SIN EFECTUAR TRABAJOS
DEC LI. PRODUCCIONES INGRESO GASTO DEPRECIACION INGR. IMP. INVERS. F LUJO AÑO PROD. CRUDO GAS BRUTO OPERAT. INTANG. TANG. NETO CAJA
MBBLS MMPCD MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ 1 23,85% 587 58,66 9916,5 31,7 0,0 o 9884,8 2965,4 0,0 6919,4
2 15,79% 388 38,83 6564,4 23,5 o o 6540,9 1962,3 o 4578,6
3 11,75% 289 28,92 4888,4 19,5 o o 4868,9 1460,7 1 3407,3
4 9,40% 231 23,13 3910,7 17,1 o o 3893,6 1168,1 2 2723,5
5 8,06% 198 19,83 3352,0 15,7 o o 3336,3 1000,9 3 2332,4
6 7,22% 178 17,76 3002,9 14,9 o o 2988,0 896,4 4 2087,6
7 6,63% 163 16,32 2758.5 14,3 o o 2744,2 823,2 5 1915,9
8 6,05% 149 14,87 2514,0 13,7 o o 2500,3 750,1 6 1744,2
9 5,88% 145 14,46 2444,2 13,5 o o 2430,7 729,2 7 1694,5
10 5,37% 132 13,22 2234,7 13,0 o o 2221,7 666,5 8 1547,2
TOTAL 100% 2460 246 4168$,3 177,0 0,0 0,0 4140S,3 12422,8 36,0 28S60,6
EVALUACION ECONOMICA EFECTUANDO TRABAJOS DEC LI. PRODUCCIONES INGRESO GASTO DEPRECIACION INGR. IMP. INVERS. F LUJO
AÑO PROD. CRUDO GAS BRUTO OPERAT. INTANG. TANG. NETO CAJA MBBLS MMPCD MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
1 34,87% 858 85,77 14499,7 42,8 2561,4 o 11895,5 3568,7 2561,4 8326,9
2 22,26% 547 54,75 9255,1 30,1 o o 9225,1 2767,5 o 6457,5
3 14,54% 358 35,77 6046,7 22,3 o o 6024,4 1807,3 o 4217,1
4 12,02% 296 29,56 4997,8 19,7 o o 4978,0 1493,4 o 3484,6
5 10,39% 255 25,55 4319,1 18,1 o o 4301,0 1290,3 o 3010,7
6 5,93% 146 14,60 2468,0 13,6 o o 2454,4 736,3 o 1718,1
TOTAL 100% 2460 246 41686,3 146,6 2661,4 0,0 38878,4 11663,6 2661,4 27214,S
CON TRAB.
207S6,6 MUS$ 3466,S M US$/AÑO >100 %
10 MESES $/ BBL
F.CAJA F. CAJA ACTUA L ACUM. MUS$ MUS$
6919,4 6919,4
3815,5 11498,0
2366,1 14905,2
1576,1 17628,8
1124,8 19961,2
839,0 22048,8
641,6 23964,7
486,8 25708,9
394,1 27403,4
299,9 28950,5
184C3,3 28'60,6
F. CAJA F. CAJA ACTUA L ACUM. MUS$ MUS$
8326,9 8326,9
5381,3 14784,4
2928,5 19001,5
2016,6 22486,1
1451,9 25496,8
690,5 27214,9
20796,6 27214,S
POZO CAMPO DISTRITO CIA
1130 VERDE TAIMAN BJS.
1505 PEÑA NEGRA PEÑA NEGRA DOW.
1544 VERDE TAIMAN DOW.
1549 PEÑA NEGRA PEÑA NEGRA DOW.
1612 PEÑA NEGRA PEÑA NEGRA DOW.
1618 PEÑA NEGRA PEÑA NEGRA DOW.
1647 PEÑA NEGRA PEÑA NEGRA DOW. 1658 PEÑA NEGRA PEÑA NEGRA DOW.
1674 PEÑA NEGRA PEÑA NEGRA BJS.
1678 PEÑA NEGRA PEÑA NEGRA DOW.
1688 PEÑA NEGRA PEÑA NEGRA DOW.
1695 REVENTONES TAIMAN DOW.
1719 PEÑA NEGRA PEÑA NEGRA 1722 PEÑA NEGRA PEÑA NEGRA HAL.
TABLA Nº 3
ESTIMULACION ACIDA 1994
FLUIDOS USADOS
FECHA TIPO INTERVALO FORMAC TIPO
ESTIMULAC. TRATAM. PIES ESTIMUL. ACIDO
29-oct-94 MATRI. 7120-6968 MOG. HCUHF 27-nov-94 MA TR l. 7690-7536 MOG. CLAY ACID.
7114-6844 MOG. CLAY ACID. 6664-6505 MOG. CLAY ACID.
7-dic-94 MATRI. 4910-4474 MOG. CLAY ACID. 4410-4230 MOG. CLAY ACID. 4080-3908 MOG. CLAY ACID.
13-jun-94 MATRI. 7100-6962 MOG. CLAY ACID. 6192-5998 MOG. CLAY ACID. 5865-5665 MOG. CLAY ACID.
18-ago-94 MATRI. 4282-4192 MOG. CLAY ACID. 4125-4020 MOG. CLAY ACID. 3974-3889 MOG. CLAY ACID. 3873-3792 MOG. CLAY ACID.
1 0-oct-94 MA TRI. 6315-601 O MOG. CLAY ACID. 5900-5720 MOG. CLAY ACID.
23-dic-94 SPOT. MOG. HCL 11-sep-94 MATRI. 5360-5230 MOG. CLAYACID.
4110-391 O MOG. CLAY ACID. 3650-3500 MOG. CLAY ACID.
11-nov-94 MA TR l. 5233-5060 MOG. HCUHF 4832-4625 MOG. HCUHF 4078-3752 MOG. HCUHF
29-sep-94 MATRI. 7045-6925 MOG. CLAY ACID. 5610-5315 MOG. CLAY ACID.
24-sep-94 MA TRI. 6098-5983 MOG. CLAY ACID. 4747-4545 MOG. CLAY ACID.
21-feb-94 MATRI. 6057-5950 S.C. CLAY ACID.5555-5520 MOG. CLAY ACID.
MOG. CLAY ACID.1 0-nov-94 MA TR l. 6130-5670 MOG. HCUHF
Página 1
VOLUMEN VOLUMEN VOLUMEN PRESION CAUDAL
HCL F. TRAT AGUA TRATAM. TRAT
GAL GAL BBL PSI BPM
1165 400 56,0 1800 3,5 1410 300 88,7 N.R. N.R. 1980 440 44,1 N.R. N.R. 1670 420 42,5 1450 3,0 875 400 39,2 680 3,0 900 130 35,8 680 2,5 600 300 47,0 680 3,6
1340 550 45,8 1500 4,0 1000 460 42,0 3200 3,5 880 550 37,0 1300 3,5 882 756 26,0 723 1,3
1134 1000 27,0 o 1,41134 1000 26,0 o 1,6 1764 1008 22,0 o 1,41754 300 34,8 N.R. N.R.430 350 48,2 N.R. N.R.
1345 o 76,0 N.R. N.R.754 302 41,6 2800 0,3
1010 300 24,1 1800 2,0 930 300 26,0 900 2,0 350 150 29,0 2600 3,2850 300 27,0 2650 3,6
SE CANCELO LA ULTIMA ETAPA
1890 1100 25,0 840 1,2 1000 1000 52,5 320 2,9 891 700 64,0 2300 0,9
1630 1420 4,2 1300 1,0 900 500 47,8 2700 3,0
1505 850 35,9 1950 3,5
600 400 48,5 1100 3,5
POZO CAMPO DISTRITO CIA
1738 PENA NEGRA PENA NEGRA
1751 VERDE TAIMAN HAL.
1837 VERDE TAIMAN BJS.
1867 PEÑA NEGRA PEÑA NEGRA HAL.
1958 TAIMAN TAIMAN DOW.
1962 ORGANOS ORGANOS DOW.
1983 TAIMAN TAIMAN BJS.
2016 REVENTONES TAIMAN HAL
2032 BALLENA BALLENA HAL.
2044 REVENTONES TAIMAN DOW.
2046 REVENTONES TAIMAN HAL.
2076 REVENTONES TAIMAN DOW.
2078 REVENTONES PEÑA NEGRA HAL.
2191 REVENTONES TAIMAN BJS.
2468 TAIMAN TAIMAN HAL.
5997 TAIMAN TAIMAN BJS.
6093 REVENTOINES TAIMAN HAL
TABLA Nº 3
ESTIMULACION ACIDA 1994
FLUIDOS USADOS
FECHA TIPO INTERVALO FORMAC TIPO
ESTIMULAC. TRATAM. PIES ESTIMUL. ACIDO
MOG. HCL/HF
18-jul-94 MATRI. 6420-6210 MOG. HCL/HF
22-nov-94 MATRI. 6647-6257 MOG. HCL/HF
6189-6038 MOG. HCL/HF
31-dic-94 SPOT. HCL
25-jul-94 MATRI. 7005-6687 MOG. CLAY ACID.
6548-6311 MOG. CLAY ACID.
7-jun-94 MA TRI. 7154-6980 MOG. CLAY ACID.
6890-6260 MOG. CLAY ACID.
8-may-94 MA TR l. 6050-5860 MOG. HCL/HF
5694-5396 MOG. HCL/HF
23-dic-93 MA TRI. 5940-5760 S.C. HCL/HF
21-nov-94 MATRI. 6929-6704 MOG. HCL/HF
21-may-94 MATRI. 7144-7065 B.S. CLAY ACID.
7017-6754 S.C. CLAY ACID.
6347-6173 MOG. CLAY ACID.
5365-5149 MOG. CLAY ACID.
23-jun-94 MATRI. 7000-6667 B.S. HCL/HF
21-dic-94 MATRI. 6414-6359 S.C. CLAYACID.
5485-5200 MOG. CLAY ACID.
3-jun-94 MATRI. 7157-7085 S.C. HCL/HF
6850-6781 S.C. HCL/HF
6142-5939 MOG. HCL/HF
2-dic-94 MATRI. 6785-6466 S.C. HCL/HF
6072-5785 MOG. HCL/HF
21-oct-94 MATRI. 6642-6397 MOG. HCL/HF
6051-5900 MOG. HCL/HF
11-jul-94 MATRI. 6465-6160 MOG. HCL/HF
6100-5790 MOG. HCL/HF
5668-5466 MOG. HCL/HF
10-dic-93 MATRI. 6374-6202 S.C. CLAYACID.
5360-5637 S.C. CLAYACID.
5038-4804 MOG. CLAY ACID.
Página 2
VOLUMEN VOLUMEN VOLUMEN PRESION CAUDAL
HCL F. TRAT AGUA TRATAM. TRAT
GAL GAL BBL PSI BPM
2646 1512 466,0 400 4,0 1500 950 35,8 2230 4,4 1250 850 31,0 1750 4,2 1258 o 48,0 N.R. N.R. 2270 2000 46,1 1080 3,5 1670 1500 36,9 1050 3,5 2000 1300 79,5 490 3,7 1400 o 96,2 280 2,9 1315 750 28,9 1500 3,1 2010 1050 48,9 1900 2,1 1050 750 45,0 2400 0,5 1300 1000 39,5 1600 3,5 1145 650 417,5 2850 3,5 1035 450 66,0 3100 4,0
4 o 32,0 N.R. N.R. 1245 600 60,0 1700 3,5 3619 1597 71,4 N.R. 3,0
700 500 43,9 1340 2,2
400 800 40,9 2120 0,8
780 o 42,0 3000 0,7
620 300 48,8 3100 1,2
1720 1500 47,0 2000 4,0
1950 550 46,7 2186 1,3
1536 1000 34,0 1750 2,5
1080 350 38,7 2050 2,5
1326 400 75,0 2050 4,0
1900 1200 41,4 1550 3,4
2040 1200 51,0 1500 2,2
600 o 48,7 1300 2,5
700 450 40,0 N.R. N.R.
1050 600 31,0 N.R. N.R.
1000 500 29,0 N.R. N.R.
POZO CAMPO DISTRITO FECHA
PERFORACION
1625 TAIMAN TAIMAN 19/12/94 1784 VERDE TAIMAN 14/01/95
1811 VERDE TAIMAN 1927 P. NEGRA P. NEGRA 17/12/94
2008 TAIMAN TAIMAN 12/01/95 2063 RESTIN P. NEGRA 10/10/94 2379 TAIMAN TAIMAN 5/01/95 7523 ZAPOTAL ZAPOTAL 20/08/94
TOTALES
TABLA Nº 4
PERFORACION DE TAPONES
AÑO 1994
PRODUCCIONES FECHA DIAS
ANTES ESTIMADA DESPUES COMPLET. COMPLET.
4X0X GL 12 30X0XPU 3/01/95 15 ATA 15 23/02/95
5X0XPU 25 ATA 1/03/95 5X0XPU 50 19X0XPU 2/01/95 16
X0XDES 11 16X36XP 25/02/95 44 10X0XPU 15 47X5XPU 3/12/94 54 6X0XGL 20 65X5XPU 21/01/95 16 23X0XPU 22 44X1XPU 25/08/94 5
55 BBL 210 221 BBL
INCREMET RESERVAS COMENTARIOS
BOPD INCREM.
26 Limpio hasta 4230' (F.C.) o Tubería colapsada a 3149'
Ancla atracada a 354 7' o Dina drill y rolas de brocas de pesca
14 Perforación con tubería flexible sin éxito. Perforó tapón. Limpió a 3620'
14 Empujó tapón a 7052' 37 Empujó tapón a 4361' 60 Circuló pozo hasta 5494' 11 Empujó tapón hasta 5232'
162
TABLA No 5
REACONDICIONAMIENTO DE POZOS GENERADOS EN 1994 - LOTE X EVALUACION ECONOMICA POR YACIMIENTOS
INV./RES. INVERSION I RESERVASYACIMIENTO I US $ Bis.
V.A.N.M US$
T.I.R.%
PAY OUT AÑOS US$/BI.
BALLENA 115.798 23.267 100.5 >100 1.84 5.0 CARRIZO 1,197.325 172.775 514.8 >100 2.51 6.9 CENTRAL 94.091 5.943 (18.8) - IRRECUP. 15.8 COYONITAS 158.389 17.019 9.9 23.4 6.62 9.3 LA TUNA 212.999 7.926 (114.8) - IRRECUP. 26.9 LAGUNA 249.526 10.001 (111.5) - IRRECUP. 25.0 MERINA 208.491 44.781 198.5 >100 1.67 4.7 PEÑA NEGRA 611.235 146.357 782.7 >100 1.23 4.2 REVENTONES 1,059.322 261.985 1,436.0 >100 1.27 4.0 TAIMAN 840.151 120.511 425.7 >100 1.91 7.0 VERDE 333.055 59.133 232.3 >100 2.03 5.6 ZAPOTAL 166.637 23.720 88.3 >100 1.67 7.0
[TOTAL 5,247.0191 893,417 j 3,585.8 >100 1.83 5.9
IVA
0.87 0.43
-
0.06 -
-
0.95 1.28 1.36 0.51 0.70 0.53
0.68
T ABL A Nº 6
COMPARACIÓN DE RESULTADOS: PROYECTO DE MEJORAMIENTO DE
LA PRODUCCIÓN VS PERFORACIÓN DE POZOS
PERFORACIÓN WO'S ÁCIDOS OPTIMIZACIÓN PRODUCCIÓN
RESERVAS DES/ACEL. MBO 1 780 893,4 268,9 786,2
INVERSIÓN (MUS$) 16 6941 5 247,0 853,9 2 561,4
VAN (20%) MUS$ - 782 3 585,8
(15%) 625
TIR (%) 17 > 100
INVERSIÓN/RESERVAS ($/BL) 9,5 5,9 3,18 3,26
