CAMPO B UL O B UL O 2015
CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 2 1.1 ANTECEDENTES ............................................................................................................... 2 1.1.1.
PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA ENCUENTRA EL CAMPO CAMPO ..................................... ........................ ........................... ..................... ....... 3
1.1.2.
FASE DE EXPLORACIÓN EXPLORACIÓN EN LA L A QUE SE ENCUENTRA ENCUENTRA EL CAMPO........................... ............. ..................... ....... 4
1.1.3.
CUMPLIMIENTO DE UTE’S ................................................................................................. 4
2. ÁREA DE CONTRATO ................................................................................................. 4 2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL GENERAL DEL CAMPO ....................................................... ............................. ............................................... ..................... 4 2.2. DESCRIPCIÓN DESCRIPCIÓN DE DE POZOS ........................................................ .............................. ..................................................... ....................................... ............ 6 2.3. DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO CAMPO Y PLANTA ................................................ ....................................... ......... 7
3. ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX) .................................................................... 7 3.1. INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN ....................................................... ............................. ..................................................... ..................................................... .............................. .... 7 3.2. PERFORACIÓN DE POZOS........................................................ .............................. ..................................................... ....................................... ............ 8 3.3. SÍSMICA ........................................................................................................................... 16 3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS....................................................... ............................. .................................................... ..................................... ........... 17 3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO .................................................... ......................... ............................. 19 3.6. FACILIDADES DE CAMPO...................................................... ........................... ..................................................... ......................................... ............... 19 3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO PROCESAMIENTO Y EQUIPOS ........................................................ .............................. .................................... .......... 19 3.8. DUCTOS .......................................................................................................................... 21 3.9. OTROS ............................................................................................................................. 26
4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX) .................................................................. 27 4.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 27 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS DIRECTOS .................................................... ......................... ..................................................... .............................. 27 4.3. COSTOS OPERATIVOS OPERATIVOS INDIRECTOS INDIRECTOS ..................................................................... ........................................... ................................. ....... 28
5. PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN ............................................................................................................ 28 6. PLAN PL AN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA ............................................................... 30 7. ANEXOS.................................................... A NEXOS...................................................................................................................... .................................................................. 30
CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 2 1.1 ANTECEDENTES ............................................................................................................... 2 1.1.1.
PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA ENCUENTRA EL CAMPO CAMPO ..................................... ........................ ........................... ..................... ....... 3
1.1.2.
FASE DE EXPLORACIÓN EXPLORACIÓN EN LA L A QUE SE ENCUENTRA ENCUENTRA EL CAMPO........................... ............. ..................... ....... 4
1.1.3.
CUMPLIMIENTO DE UTE’S ................................................................................................. 4
2. ÁREA DE CONTRATO ................................................................................................. 4 2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL GENERAL DEL CAMPO ....................................................... ............................. ............................................... ..................... 4 2.2. DESCRIPCIÓN DESCRIPCIÓN DE DE POZOS ........................................................ .............................. ..................................................... ....................................... ............ 6 2.3. DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO CAMPO Y PLANTA ................................................ ....................................... ......... 7
3. ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX) .................................................................... 7 3.1. INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN ....................................................... ............................. ..................................................... ..................................................... .............................. .... 7 3.2. PERFORACIÓN DE POZOS........................................................ .............................. ..................................................... ....................................... ............ 8 3.3. SÍSMICA ........................................................................................................................... 16 3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS....................................................... ............................. .................................................... ..................................... ........... 17 3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO .................................................... ......................... ............................. 19 3.6. FACILIDADES DE CAMPO...................................................... ........................... ..................................................... ......................................... ............... 19 3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO PROCESAMIENTO Y EQUIPOS ........................................................ .............................. .................................... .......... 19 3.8. DUCTOS .......................................................................................................................... 21 3.9. OTROS ............................................................................................................................. 26
4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX) .................................................................. 27 4.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 27 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS DIRECTOS .................................................... ......................... ..................................................... .............................. 27 4.3. COSTOS OPERATIVOS OPERATIVOS INDIRECTOS INDIRECTOS ..................................................................... ........................................... ................................. ....... 28
5. PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN ............................................................................................................ 28 6. PLAN PL AN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA ............................................................... 30 7. ANEXOS.................................................... A NEXOS...................................................................................................................... .................................................................. 30
1. INTRODUCCIÓN El presente documento constituye el Plan de Trabajos y Presupuesto correspondiente a la gestión 2015 para el campo Bulo Bulo, actualmente adjudicado mediante contrato de operación a YPFB Chaco S.A. Los acápites que le estructuran detallan estos trabajos según la categoría de actividad que les compete, pudiendo ser éstas actividades de inversión (CAPEX) o actividades de operación (OPEX). En este sentido, todo proyecto que supone una inversión de capital (CAPEX) es presentado en la redacción con una descripción técnica pormenorizada y los montos asociados. En forma complementaria, se presenta para cada reservorio del campo la información de la producción de hidrocarburos acumulada y la correspondiente al último mes fiscalizado. Finalmente, se exponen las características sobresalientes del plan de recuperación secundaria diseñado para el campo. 1.1 ANTECEDENTES Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) encaró trabajos de exploración en el área del Chapare Cochabambino con el propósito de evaluar el potencial hidrocarburífero de la zona. Es así que en 1961, Humberto Suárez, con trabajos de geología de superficie, definió la existencia de una estructura anticlinal, denominada después como Bulo Bulo. En 1963 se decidió la perforación del pozo Bulo Bulo-X1 (BBL-X1), pozo que alcanzó una profundidad final de 2599,3 m, logrando descubrir reservas de gas en sedimentos de la Formación Cajones (Cretácico Superior). Posteriormente se perforaron otros cuatro pozos más en la estructura (BBL-X2, BBL-4, BBL-5 y BBL-7), con los cuales se cerró la primera etapa de perforación exploratoria de Bulo Bulo. A principios de la década de los años 80, YPFB encaró trabajos de adquisición sísmica 2D sobre esta área. Como resultado de la interpretación de la información sísmica obtenida se llegó a perforar el pozo Bulo Bulo-X3 (BBL-X3), teniendo como objetivo principal la Formación Roboré. Con este pozo se lograron descubrir importantes reservas de gas-condensado en esta formación. Con la perforación de un segundo pozo profundo, Bulo Bulo-X8 (BBL-X8) se finaliza esta segunda etapa de exploración. En 1998, Chaco inicia una tercera etapa de exploración con la perforación del pozo Bulo Bulo-9D (BBL-9D), cuya meta fue alcanzar y evaluar a la Arenisca Sara de la Formación El Carmen (Silúrico (Silúrico Superior). Este pozo alcanzó una profundidad final de 5638 m, llegando a atravesar parcialmente a la Arenisca Sara, la que debido a la alta presión que presenta no pudo ser conclusivamente evaluada. Con este pozo se ensayó satisfactoriamente a la Formación Roboré. En el año 2000, Chaco perforó el pozo Bulo Bulo-11 (BBL-11, PF 4380 m), con éxito en los ensayos efectuados en las areniscas de la Formación Roboré.
En el primer cuatrimestre del año 2010, YPFB Chaco perforó los pozos BBL-13 y BBL-14 en el segmento estructural noroeste del campo Bulo Bulo, llegando a descubrir nuevas reservas de gascondensado en la Formación Yantata y ratificando la acumulación de éstos en la Formación Cajones. En el segundo semestre del 2010, se perforó el pozo BBL-10 llegando a la profundidad final de 4300 m. Se efectuó una Prueba de Formación en agujero abierto de la Fm. Robore II, los resultados no son conclusivos por colapso del agujero, se estima muy baja permeabilidad. Se intentó fracturar la Fm. Robore III, en mini frac se estableció un gradiente de fractura muy elevado, mayor a 1.2 Psi/pie (por limitación técnica de equipo, se suspende el fracturamiento). El pozo es productor actual de las formaciones Roboré I y Roboré III. En marzo de 2011 se rehabilito la producción del pozo BBL-11 LL proveniente del reservorio Robore III, después de haber permanecido cerrada por dos años y el reservorio se despresurice lo suficiente para continuar la producción. En el segundo semestre del año 2011, se programó la perforación del pozo BBL-15 con el objetivo de producir gas de la Formación Yantata y de la Formación Cajones y con una profundidad final proyectada de 1660 m. El pozo fue concluido y ha incorporado a producción 2.4 MMPCD de gas del reservorio cajones y 2.5 MMPCD de gas del reservorio Yantata y en total 160 BPD de condensado (80 BPD cada reservorio). Durante la gestión 2012 fue perforado el pozo BBL-12ST, habiendo alcanzado el reservorio Robore I con profundidad final en ~4570 m MD. El objetivo principal del proyecto es producir gas y condensado de los reservorios Robore I con arreglo de terminación simple. Los pozos BBL-X3, BBL-X8, BBL-9DST4, BBL-11, BBL-10, resultaron positivos productores gas condensado de las areniscas Roboré-I y Roboré-III. En los pozos: BBL-X1 y BBL-X2, encontraron reservas de gas y condensado de la Fm. Cajones, los pozos BBL-13, BBL-14 y BBL-15 se encontraron reservas de gas y condensado en la Formación Cajones y Yantata y son productores de las mismas. Los pozos BBL-4, BBL-5 y BBL-7 resultaron negativos. BBL-4 y BBL-5 por encontrarse en una baja posición estructural, mientras que el BBL-7 por presentar pobres propiedades petrofísicas en los reservorios Cajones y Yantata. Los proyectos en ejecución de la gestión 2014 son los pozos BBL-17 (objetivos Roboré I y Roboré III) y BBL-16D (objetivos Cajones y Yantata). En la gestión 2015 se ejecutara el proyecto Bulo Bulo Bloque Bajo-X1 (BBL BB-X1) en el campo Bulo Bulo. 1.1.1. PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO El campo se encuentra en etapa de desarrollo.
1.1.2. FASE DE EXPLORACIÓN EN LA QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO No aplica. 1.1.3. CUMPLIMIENTO DE UTE’S No aplica. 2. ÁREA DE CONTRATO El área de contrato para la explotación del campo Bulo Bulo, fue establecida dentro del área de explotación asignada al campo Bulo Bulo con una extensión igual a 8750 hectáreas correspondientes a 3.5 parcelas. Esto puede ser apreciado en la gráfica a continuación.
2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO El anticlinal Bulo Bulo se encuentra localizado en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. Geomorfológicamente se sitúa en la zona Pie de Montaña de la Faja Subandina Central. Se trata de una estructura orientada en sentido sudeste-noroeste originada por esfuerzos compresivos de la orogénesis andina, y relacionada a una falla que tiene su despegue en sedimentos pelíticos silúricos de vergencia norte, que en su trayectoria produce el plegamiento del
bloque colgante. De esta falla se desprende un retrocorrimiento de vergencia sur, que afecta al flanco sur de la estructura. Las dimensiones superficiales de esta estructura son de 14 km de largo por 5 km de ancho. La columna estratigráfica atravesada por los pozos, comprende sedimentos que varían de edad que va desde el Terciario hasta el Devónico. El campo Bulo Bulo es productor de gas y condensado proveniente de reservorios de las Formaciones: Roboré, Cajones y Yantata, los reservorios que conforman a la Formación Roboré, por el tamaño y calidad de hidrocarburo, son los más importantes. Las areniscas que conforman a la Formación Roboré, tienen su origen en una plataforma marina somera, se disponen en parasecuencias estratocrecientes. Estas son de grano fino, bien seleccionadas, predominantemente cuarzosas de baja porosidad, la misma que fluctúa entre 6 y 7% y están afectadas por fracturamiento natural. En la formación Roboré se han identificado tres paquetes de areniscas, las cuales han sido designadas de base a techo con los términos de Areniscas Roboré-III, II y I, éstas han sido probadas como reservorios de hidrocarburos. La Arenisca Roboré-I es el reservorio gasífero más importante del campo, con una relación gas/petróleo (RGP) de 26000 pies cúbicos/barril, en la Arenisca Roboré-III se advierte una RGP de 70000 pies cúbicos/barril, mientras que de la Arenisca Roboré-II se produjo petróleo con una RGP de 1700 pies cúbicos/barril. La Formación Cajones y el reservorio Yantata son productores de gas y condensado, con una RGP original de alrededor de 60000 pies cúbicos/barril.
RESERVORIOS PRODUCTORES PROFUNDIDAD
ESPESOR
TOPE (Promedio)
MEDIO
(m SS)
(m)
ROBORE-I
-3349.4
ROBORE-III
FLUÍDOS
LÍNEAS
PRODUCIDOS
TERMINADAS
75.0
Gas/Condensado
08
-3913.0
80.0
Gas/Condensado
04
YANTATA
-1296.9
54.3
Gas/Condensado
04
CAJONES
-1324.5
6.8
Gas/Condensado
04
RESERVORIO
HISTORIALES Y GRÁFICOS DE PRODUCCIÓN
2.2. DESCRIPCIÓN DE POZOS Función
Cantidad
Pozo BBL-X1, BBL-X2, BBL-X3, BBL-04, BBL-05, BBL-07, BBL-X8, BBL-9D, BBL-10, BBL-11, BBL-12st, BBL-13, BBL-14, BBL-15. BBL-2, BBL-X3, BBL-X8, BBL-10, BBL-11, BBL-13, BBL-14, BBL-15, BBL-12st.
Perforados
13
Productores
09
Abandonados
03
BBL-04, BBL-05 y BBL-07.
Cerrados
02
BBL-X1 y BBL-9D.
Inyectores
00
En perforación
02
BBL-16 y BBL-17
Tipo de Terminación Terminación Doble
04
BBL-10, BBL-11, BBL-14 y BBL-15
Terminación Simple
07
BBL-X1, BBL-X2, BBL-X3, BBL-X8, BBL-9D, BBL-13, BBL-12st
2.3. DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA SISTEMAS DE RECOLECCIÓN El sistema de recolección es mediante líneas con diámetro nominal de 6” que comunican a los pozos que están distribuidos en las diferentes planchadas del campo Bulo Bulo con el colector que está ubicado cerca a la planchada del pozo BBL-8. Además, se tiene una línea de producción con diámetro nominal de 12” que comunica el colector con el tren de separación que está ubicado en las facilidades de la planta Carrasco. La longitud de líneas de recolección de 6” que están en operación es de 25,3 kilómetros y la línea de 12” tiene una longitud de 27,4 kilómetros. SISTEMA DE SEPARACIÓN Las corrientes individuales de los pozos productores de este campo ingresan en la planta al sistema de separación de presión intermedia (450 psi). En el área del colector en el campo se cuenta con un separador de prueba, que permite realizar pruebas individuales a los pozos. 3. ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX) 3.1. INTRODUCCIÓN Los proyectos de capital de inversión para la gestión 2015 dentro del campo son los siguientes:
EMPRESA: OPERADOR: CONTRATO DE OPERACIÓN: CÓD. CONTRATO CONTRATO: CÓD. CAMPO CAMPO (S): PERÍODO: ACTUALIZACIÓN:
YPFB CHACO S.A. CHACO 3675 20 C.O. Chaco Varios Campos 26 BULO BULO 2015 JUNIO 2015
PRESUPUESTO CONTRATO DE OPERACIÓN (Expresado en Dólares Americanos)
ETAPA
EXPLORACIÓN (CAPEX)
PTP2015 SEP.2014 US$
ACTIVIDAD Y SUBACTIVIDAD
1 PERFORACIÓN DE POZOS BULO BULO FW-X1 TOTAL EXPLORACIÓN (1)
PTP2015 JUN.2015 US$
5,700,000 5,700,000
1,547,000 1,547,000
5,700,000
1,547,000
DESARROLLO (CAPEX)
2 PERFORACIÓN DE POZOS BULO BULO 16 BULO BULO 17
DESARROLLO (CAPEX)
2 CONSTRUCCIONES E INSTALACIONES PLANTA
6,109,839 5,559,500
9,098,154 7,055,414
BBL-SISTEMA DE COMPRESIÓN
5,559,500
7,055,414
CAMPO BBL-RBI/PIL PLAN INTEGRIDA LINEA DE PRODUCC. BBL-16 LÍNEA DE PRODUCCIÓN BBL-17 LÍNEA DE PRODUCCIÓN BBL-FWX1
550,339 20,000 206,000 250,339 74,000
2,042,740 22,000 1,094,526 852,214 74,000
2 INTERVENCIONES (WORKOVERS) BBL-X3ST
TOTAL DESARROLLO (2) TOTAL CAPEX (3 ) = (1) + (2)
-
-
6,109,839 11 ,8 09,839
11,055,968 8,221,191 2,834,777
4,500,000 4,500,000 24,654,122 26,201,122
3.2. PERFORACIÓN DE POZOS
Perforación Pozo BBL FW-X1
Con el objetivo de alcanzar las areniscas de las Formaciones Roboré (Roboré-I, Roboré-II, Roboré-III y Robore-IV), para evaluar su potencial hidrocarburífero en el prospecto Bulo Bulo Bloque Bajo, se tiene planificado perforar el pozo BBL FW-X1 desde una planchada ubicada al sur-este del pozo BBL-X8, el mismo que alcanzará una profundidad de 5500 m MD (coordenadas: 347.363 m E, 8.086.976 m N). Se estima que este prospecto tiene un volumen de recursos de gas en el orden de 55 BCF (P50) para la Arenisca Robore-I.
Pronóstico de producción:
Ubicación del pozo:
Mapa estructu ral de la formación Ar. Cajones con la ubic ación del pozo
Presupuesto: El costo total del proyecto se estima en us$ 23.7 MM; se aguarda la conclusión de la licitación del equipo de perforación para realizar los ajustes en el presupuesto. PRESUPUESTO PERFORACIÓN BBL -FW-X1 COSTO ESTIMADO $us
DESCRIPCIÓN SUP ERVISIÓN Y LOGÍS TICA (Transp.de personal, alojamiento, aliment ación, comunicaciones)
1.520.000
EQUIPO DE PERFORACIÓN
6.140.000
S ERVICIOS CONTRA TADOS (baleos, registros, terminac ión,c oiled tubing, pruebas, cement ac ión)
6.040.000
CONSTRUCCIÓN DE CAMINO Y PLANCHADA, PERMISO AMBIENTAL, MONITOREOS, SERVIDUMBRES
2.100.000
MATERIALES Y SUMINISTROS (trépanos, tubing, casing, cabezales, mat. Tangibles no controlables y otros)
7.900.000
TOTAL
23.700.000
Luego de obtenida la información producto de la perforación del pozo SMG-X1, se definió que la perforación de este pozo se debe realizar con un equipo de 3000HP, por lo que el proyecto se verá demorado en sus inicios debido a los tiempos de licitación del equipo, en consecuencia, se produce una disminución en las inversiones para la presente gestión y el presupuesto distribuido por años queda de la siguiente manera: PROYECTO BULO BULO FW-X1
2015
1,547
2016
22,153
TOTAL M$US 23,700.00
Perfor ación Pozo BBL-17 Con el objetivo de recuperar las reservas probadas de la Ar. Robore III, se ha planificado perforar el pozo BBL-17 desde una nueva planchada ubicada entre los pozos BBL-X8 y BBL10, hasta una profundidad de 4400 m MD. Ya que se atravesará el reservorio Roboré I, se habilitará este reservorio para acelerar su producción. La ubicación del pozo BBL-17 estará entre los pozos BBL-X8 y BBL-10 (coordenadas: 349640 m E, 8087523 m N, -3550 m TVDSS), que se espera encontrar 45 m más bajo que en el pozo BBL-10 y 123.4 m más alto que en el pozo BBL-X8. En el caso del reservorio Roboré-III, el pozo BBL-17 encontrará el tope de este nivel 14 m más bajo que en el pozo BBL-10, y 119 m más alto que en el pozo BBL-X8. Se calculó que el volumen de reservas de gas que se recuperarían con este pozo estará en el orden de 18 BSCF para Roboré I y 7.6 BSCF para Roboré III. Pronóstico de producción:
Ubicación del pozo:
Mapa estructu ral de la formación Roboré III con la ubic ación del pozo
BBL-17
Presupuesto: El costo total del proyecto se incrementa de us$ 22 MM a us$ 27.1 MM. El pozo debió concluir en el 2014, pero problemas de rotura y pesca de motor de fondo, caída y pesca de Turbina de 6 5/8", problemas con la unidad de nitrógeno (MPD), pesca de setting tool colgador Liner, entre los más importantes, incidieron en el incremento de los días de operación y en el costo total del pozo, por este motivo las actividades se extendieron hasta la presente gestión. El pozo se encuentra concluido con resultados positivos. El presupuesto queda distribuido por años de la siguiente manera: PROYECTO BULO BULO 17
2013
1,626
2014
22,607
2015
2,835
TOTAL M$US 27,068
Perfor ación Pozo BBL-16 Tiene como objetivo drenar las reservas probadas de la Ar. Cajones y las reservas probables de la Ar. Yantata. Se tiene planificado perforar el pozo BBL-16 desde una nueva planchada ubicada al este del pozo BBL-X2 hasta una profundidad de 2000 m MD (coordenadas: 352985.4 m E, 8086188.13 m N, -1331 m TVDSS). Se calculó que el volumen de reservas de gas que se recuperarían con este pozo estará en el orden de 3.5 BSCF para Ar. Cajones y 2.1 BSCF para Ar. Yantata. Pronóstico de producción:
Ubicación del pozo:
Mapa estructu ral de la formación Ar. Cajones con la ubic ación del pozo
Presupuesto: Este pozo también debía haber concluido en la gestión 2014, pero por las demoras en el montaje y puesta en marcha del equipo YPFB-01, recién inicia operaciones el 23 de marzo de 2015. La etapa de perforación concluyó en 1800 m del tramo inicial, pero por los resultados no comerciales en los objetivos Yantata y Cajones, se procedió a realizar un sidetrack hacia el bloque noroeste del campo Bulo Bulo, donde se tiene los pozos productores BBL-13, BBL-14 y BBL-15, para lo cual se está considerando la realización de dos empaques de grava en estos dos reservorios. Todo esto ha ocasionado un incremento en los tiempos y en el presupuesto total del pozo que pasa de us$7.5MM a us$10.7MM. El presupuesto queda distribuido por años de la siguiente manera: PROYECTO BULO BULO 17
2013
2014 43
2,395
2015
8,221
TOTAL M$US 10,659
3.3. SÍSMICA La sísmica 3D en el área de Chimoré, tuvo como objetivo generar nuevos prospectos exploratorios. Estos trabajos cubrieron parcialmente el área de otros campos vecinos, tal como se aprecia en la figura siguiente:
En la Gestión 2014, se completó el procesamiento de la información sísmica 3D, correspondiente al área del campo Bulo Bulo.
3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS
BBL-X3ST.- El pozo BBL-X3 dejó de producir de manera repentina por invasión de lodo de perforación por probable colapso del Liner 5”. Se corrieron los registros de Multifinger Caliper y Magnetic Thickness Detector (MFC-24-MTD) los que muestran que existe corrimiento del packer de producción de 7” lo cual genera una comunicación entre el espacio anular y la tubería de producción. Ante la incertidumbre sobre el éxito de una reparación de la cañería se vio por conveniente realizar un side track para recuperar la producción del pozo. Objetivo: El Proyecto BBL-X3ST, tiene por objetivo restaurar la producción de las reservas probadas de gas de la Arenisca Robore I. La inversión para el Pozo BBL-X3ST será de aproximadamente us$ 4.0 MM para un pronóstico de producción de 4.83 BCFde gas de venta.
Pronóstico de Producción:
Mapa de Ubicación:
Presupuesto: El costo total del proyecto se estima en $us 4,5MM que se ejecutan en su totalidad en la presente gestión:
3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO No se han planificado actividades para el año 2015. 3.6. FACILIDADES DE CAMPO No se han planificado actividades para el año 2015. 3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y EQUIPOS
Sistema de compresión BBL: Con el objetivo de optimizar la recuperación de hidrocarburos de los reservorios del campo Bulo Bulo, está contemplada la construcción de una estación de compresión en el área. Este proyecto se implementará en dos etapas. En la primera fase, iniciada el año 2014, se manejarán 15 MMpcd provenientes de los pozos BBL-X8, BBL-X2, BBL-12 y BBL-16 que deberán estar disponibles para el año 2014-2015. La segunda fase implica ampliar la capacidad de compresión a 30 MMpcd para incluir la producción de los pozos, BBL-X3, BBL-11, BBL-10 y BBL-12. Alcance: •
Ampliación del colector existente en campo Bulo Bulo
•
Separador de grupo para 30 MMPCD
•
Compresor Reciprocante de 15 MMPCD (Primera Fase).
•
Bombas Centrífuga Multietapa Sistema de generación eléctrica
•
Sistema de venteo Flare, gas combustible e instrumentos
•
Sistema de control (Delta V) integrado a CRC por fibra óptica
•
Sistema agua industrial y servicio
Sala de control. Y otros servicios auxiliares Esquema:
En la siguiente figura se puede observar el esquema planificado para este proyecto.
Presupuesto: SISTEMA DE COMPRESION BULO BULO COSTO ESTIMADO ($us)
DETALLE
SUPERVISIÓN Y LOGÍSTICA (Supervisión, Transp.de personal, alojamiento, alimentación, comunicaciones) INGENIERÍA Y SERVICIOS CONTRATADOS PERMISO AMBIENTAL, MONITOREOS, SERVIDUMBRES EQUIPOS, MATERIALES Y SUMINISTROS TOTAL
325.000 7.722.000 158.000 4.130.000 12.335.000
Se incrementa el presupuesto del proyecto para la presente gestión, debido a que no se cumplió la ejecución programada para la gestión 2014 por la demora en la llegada del compresor al campo, sin embargo el costo total del proyecto no sufrió modificaciones, el presupuesto del proyecto queda distribuido por años de la siguiente forma: PROYECTO SISTEMA DE COMPRESIÓN
2013
2014 435
4,845
2015
7,055
TOTAL M$US 12,335
3.8. DUCTOS
Línea de producción pozo BBL-16: Se realizará una línea de +/- 300 m hasta el pozo BBLX2 empalmándose a la misma. Durante la gestión 2013 se consideró un presupuesto inicial para realizar el trámite de adquisición de Licencia Ambiental, ingeniería del proyecto e inicio de la compra de materiales. De acuerdo al cronograma la perforación de este pozo estaría concluyendo el 2015. Alcance: • Construcción de línea de recolección de grupo de 4" BBL-16, desde el borde de la planchada de pozo BBL-16 hasta empalmar con la línea existente de BBL-9, misma que actualmente transporta la producción de BBL12 y BBL2 hacia las facilidades de recolección de campo Bulo Bulo. • Construcción y montaje de dos líneas superficiales de producción BBL-16 (dentro de planchada LL y LC) con sus accesorios y válvulas de proceso hasta empalmar al colector que se instalará en la misma planchada. • Construcción de colector con 3 acometidas en planchada de pozo BBL-16, con el objeto de recolectar la producción de BBL-16 (LL y LC) y derivar a prueba o grupo. • Instalación de Separador de Prueba con el objeto de medir y controlar la producción de BBL-16 (Cajones y Yantata). • Instalación de sistema de provisión de gas para instrumentación (reguladoras de presión, depurador de gas, etc.) para alimentar a DWCP BBL-16 y Separador de Prueba BBL-16.
• Instalación de panel doble de control y seguridad de pozo (neumático) • Instalación de sistema de inyección de químicos (inyección de metanol-inhibidor de hidratos). • Instalación de sistema de provisión de energía eléctrica (RTU e iluminación) conformado por baterías y paneles solares. • Facilidades
de
producción-operación
de
pozo
incluyendo
sistema
eléctrico,
instrumentación, monitoreo-control (local y desde planta CRC), puesta a tierra, protección catódica. • Instalación de sistema de iluminación. • Instalación de sistema CCTV. • Instalación de sistema antibandalismo. • Remediación de planchada, áreas e instalaciones afectadas en la obra. Diagrama:
Cálculo del diámetro de ducto:
Presupuesto:
LINEAS Y FACILIDADES DE PRODUCCION BBL-16 COSTO ESTIMA DO $
DESCRIPCIÓN SUPERVISION Y LOGISTICA(Supervisión, transp. De personal, alojamiento, alimentación, comunicaciones) INGENIERÍA Y SERVICIOS CONTRATADOS PERMISOAMBIENTAL, MONITORES,SERVIDUMBRES EQUIPOS, MATERIALES Y SUMINSTROS
92,000 1,136,000 12,000 260,000
TOTAL
1,500,000
El proyecto se ejecuta en tres gestiones y queda distribuido por años de acuerdo al real ejecutado durante las gestiones 2013 y 2014 de la siguiente manera: Proyecto LINEAS Y FACILIDADES DE PRODUCCION BBL-16
2013
2014 159
2015 246
TOTAL 1,095
1,500
Línea de producción pozo BBL-17: Se realizarán dos líneas de 4” desde el pozo hasta el manifold principal. Considera un presupuesto inicial para realizar el trámite de adquisición de Licencia Ambiental, ingeniería del proyecto e inicio de la compra de materiales. De acuerdo al cronograma la perforación de este pozo estaría concluyendo el 2014. Alcance: •
Construcción de 2 líneas de recolección de 4” y 1500m. cada una, desde el pozo
hasta el colector central de campo Bulo Bulo. •
Construcción e instalación de facilidades de producción y operación del pozo:
panel de control y seguridad de pozo, sistemas: eléctrico, instrumentación, monitoreo y control (tanto local como desde sala de control de planta Carrasco), CCTV, iluminación y protección catódica
Esquema:
Cálculo del diámetro de ducto:
Presupuesto: LINEAS Y FACILIDADES DE PRODUCCION BBL-17 COSTO ESTIMA DO $
DESCRIPCIÓN SUPERVISION Y LOGISTICA(Supervisión, transp. De personal, alojamiento, alimentación, comunicaciones) INGENIERÍA Y SERVICIOS CONTRATADOS PERMISOAMBIENTAL, MONITORES,SERVIDUMBRES EQUIPOS, MATERIALES Y SUMINSTROS
70,000 1,150,000 4,000 430,000
TOTAL
1,654,000
El proyecto se ejecuta en tres gestiones y queda distribuido por años de acuerdo al real ejecutado durante las gestiones 2013, 2014 y 2015 de la siguiente manera: Proyecto LINEAS Y FACILIDADES DE PRODUCCION BBL-17
2013
2014 254
2015 548
TOTAL 852
1,654
Línea y facilidades de producción pozo BBL-FWX1: El monto presupuestado para la gestión 2015 está destinado a la ejecución de la ingeniería del proyecto y al inicio de trámites de licencia ambiental. Una vez concluida la ingeniería procederemos a elaborar el presupuesto total del proyecto que será presentado en un reformulado.
3.9. OTROS No se tiene previsto ningún trabajo.
4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX) 4.1. INTRODUCCIÓN Las actividades de operación son aquellas destinadas a mantener la operación normal de las plantas, pozos y facilidades. 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS Los costos directos de producción son aquellos costos relacionados directamente con la operación y mantenimiento de campos y plantas, por lo tanto, pueden ser apropiados/cargados directamente a cada campo y planta bajo el contrato de operación. Estos costos se distribuyen por campo y planta puesto que son asignados directamente a las actividades generadas en dichos lugares de trabajo. El presupuesto Operativo para la gestión 2015 correspondiente al campo se distribuye de la siguiente manera:
EMPRESA: OPERADOR: CONTRATO DE OPERACIÓN: CÓD. CONTRATO CONTRATO: CÓD. CAMPO CAMPO (S): PERÍODO: ACTUALIZACIÓN:
YPFB CHACO S.A. CHACO 3675 20 C.O. Chaco Varios Campos 26 BULO BULO 2015 JUNIO 2015
PRESUPUESTO CONTRATO DE OPERACIÓN (Expresado en Dólares Americanos)
ETAPA
EXPLOTACIÓN (OPEX)
PTP2015 SEP.2014 US$
ACTIVIDAD Y SUBACTIVIDAD
COSTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN 3.1 CAMPO 100 Pers onal 200 Mantenimiento de Instalaciones y Equipo 300 Mantenimiento de Campo 400 Materiales e Insumos 500 Servicios de Explotación 600 Salud, Seguridad y Medio Ambiente 700 Seguros 800 Gastos Generales 1000 Compensaciones a la Comunidad 1100 Alquileres 1300 Impues tos TOTAL OPEX DIRECTO (4)
1,232,069 93,882
505,737 423,284
24,176 124,191 6,200
1,232,069
PTP2015 JUN.2015 US$
1,103,633 90,057 28,000 482,369 147,084 243,725 6,200 24,176 12,318 54,600 15,104 1,103,633
Las variaciones en el presupuesto de acuerdo a la nueva distribución de costos se explican en Anexo 10.
4.2.1. COSTOS OPERATIVOS DE CAMPO En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondientes al campo (mantenimiento y operación de pozo, línea y facilidades que se encuentran fuera de los predios de la planta). 4.2.2. COSTOS OPERATIVOS DE PLANTA En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondientes a la planta/batería. 4.3. COSTOS OPERATIVOS INDIRECTOS Los costos indirectos de producción son aquellos costos derivados de oficina central y dedicados al soporte de las operaciones petroleras tales como perforación, estudios de reservorios, control de producción, proyectos y todo el control administrativo del negocio (finanzas, contabilidad, legal, recursos humanos, contratos, adquisiciones, etc.). Incluye todos los costos indirectos tales como salarios y beneficios, servicios, gastos de viaje y representación, gastos de ubicación y traslados, alquileres, transporte, telecomunicaciones, materiales, suministros, gastos legales, seguros, servicios de informática, cargos bancarios y otros. Este presupuesto es descontado por un monto estimado de costos a capitalizar por los recursos empleados en los diferentes proyectos de inversión que la empresa pretende realizar en esta gestión, en función a la metodología de distribución de costos que tiene la empresa mediante hojas de tiempo. Para facilitar las futuras auditorias que YPFB realizará a los costos recuperables, en el Anexo 3 se presentan los montos de costos indirectos antes de su asignación a los campos, puesto que una vez realizada esta distribución, se dificultaría el seguimiento de la documentación de respaldo. 5. PRODUCCIÓN VOLÚMENES DE GAS E HIDROCARBUROS PRODUCIDOS
MES CAMPO RESERVORIO
POZO Y/O LINEA
ESTADO ACTUAL
BBL-02:T Parado Transitoriamente BBL-14:C Activo BBL-15:Ccaj Activ o BBL-16:Tcjn Prueba en planchada
SISTEMA EXTRAC. ACTUAL
TIPO DE PRODUCCION ACTUAL
Productor Primario Productor Primario Surgente Natural Productor Primario Surgente Natural Productor Primario
HORAS EN PRODUCCION PORESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL
Surgente Natural Surgente Natural
14 22 N/A
744 744 48
TOTAL RESERVORIO MES CAMPO RESERVORIO
POZO Y/O LINEA
ESTADO ACTUAL
BBL-03:C En Reserva BBL- 03:L En Res er va BBL-03:T Espera Equipo de Reparación BBL- 08:C En Res er va BBL- 08:L En Res er va BBL-08:T Activo BBL-09:DRB1 Cerrado por zona agotada BBL-10:Crb1 Activ o BBL-11:C Activo BL-12:Crbr1B Cerrado por zona agotada BBL-12:Lrbr1BBCerrado porinvasión de agua BBL-17:crb1 Activ o
Mayo-2015 BULO BULO Cajones
SISTEMA EXTRAC. ACTUAL
TIPO DE PRODUCCION ACTUAL
No Posee
Productor Primario Productor Primario Productor Primario Productor Primario Productor Primario Productor Primario Productor Primario Productor Primario Productor Primario Productor Primario Productor Primario Productor Primario
Surgente Natural Surgente Natural Surgente Natural Surgente Natural Surgente Natural Surgente Natural Surgente Natural Surgente Natural Surgente Natural Surgente Natural Surgente Natural
744 744 48 1536
128
744
744
48 692.17 36 744
692.17 744
32 687.67
687.67
CAMPO RESERVORIO
BBL-08:rb2 BBL-10:Trb2
Abandonado En Reserva
SISTEMA EXTRAC. ACTUAL
TIPO DE PRODUCCION ACTUAL
No Posee
No Informado Productor Primario
Surgente Natural
MES CAMPO RESERVORIO
BBL- 03:X BBL- 08:X BBL-09:T BBL-10:Lrb3 BBL-11:L BBL-17:Lrb3
SISTEMA EXTRAC. ACTUAL
TIPO DE PRODUCCION ACTUAL
En Res er va En Res er va
Surgente Natural
Cerrado por zona agotada
Surgente Natural
Activ o
Surgente Natural
Cerrado por zona agotada
Surgente Natural
Activ o
Surgente Natural
Productor Primario Productor Primario Productor Primario Productor Primario Productor Primario Productor Primario
ESTADO ACTUAL
Surgente Natural
744
CAMPO RESERVORIO
BBL-13:T BBL-14:L BBL-15:Lytt
Activo Activo Activ o
SISTEMA EXTRAC. ACTUAL
TIPO DE PRODUCCION ACTUAL
Productor Primario Productor Primario Surgente Natural Productor Primario Surgente Natural Surgente Natural
0 0 0 0 0 225456 0 321913 262181 0 0 159911 969461
0 0 0 0 0 313.73 0 238 121.96 0 0 131.54 80 5.23
744 744 744
4524.38 5144.62 205588.7 32 72 115649.9 7008.93 32592.86 76402.76 48110.5 28967.42 659.52 524753.7
0 0 0
PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL 0 0 0
0 0 0 1767.07 0 844.65 261 1.72
0 0 0 166591 0 93738 260329
0 0 0 171.04 0 52.27 22 3.31
0 0 0
0 376 376
0 0 0
PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL 803 701 135369.8 137277.8 425108.8 6072.78 705333.2
58943 14782 12713515 11105214 36269886 489919 60652259
165 124 40236.59 14154.59 52767.45 506.91 107954.5
Mayo-2015 BULO BULO Yantata
HORAS EN PRODUCCION PORESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL 18 18 18
106606.3 2499212 108490.8 2543156 4562099 98209355 434 0 1117 0 2914605 85090957 181689 3417009 190970 19848995 1260785 58860395 69288.86 2327437 19359.26 828627 11814.98 661166 9427259 274286309
Mayo-2015 BULO BULO Roboré 3
743.67
MES
ESTADO ACTUAL
0 0 0
0
744
24 743.67
3837.53 2552.23 1471.25 0 7861.01
Mayo-2015 BULO BULO Roboré 2
TOTAL RESERVORIO 1487.7
POZO Y/O LINEA
0 0 0 0 0 3223.05 0 4853.52 5062.17 0 0 2849.84 15988.58
HORAS EN PRODUCCION PORESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL
20
741102 3460177 3448080 36 7649395
PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL
HORAS EN PRODUCCION PORESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL
TOTAL RESERVORIO
POZO Y/O LINEA
0 14561.23 30.42 106897.8 30.35 96741.04 0 0 60.77 218200
HORAS EN PRODUCCION PORESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL
MES
ESTADO ACTUAL
0 57852 90145 36 148033
Mayo-2015 BULO BULO Roboré 1
TOTAL RESERVORIO 2867.8
POZO Y/O LINEA
0 1430.76 1969.04 0 3399.8
PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL
744 2524.71 744 2789.94 744 2237.14 TOTAL RESERVORIO 2232 7551.79 TOTAL CAMPO 8123.5 29551.89
92225 97870 81595 271690 1649513
30.48 30.47 30.39 91.34 1180.65
PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL 128918.7 5493234 3877.98 163326.2 4870923 2394.38 104806 3392283 1234.64 397050.9 13756440 7507 10747843 356344779 648076.2
