CAMPO PATUJUSAL 2015
CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN INTRODUCC IÓN.................................... ............... ......................................... ........................................ ......................................... ......................................... ................................ ............ 2
1.1 ANTECED ANTECEDENT ENTES ES ...........................................................................................................2 2. ÁREA DE CONTRATO .................................... ................ ......................................... ......................................... ........................................... ....................... ..................... 2
2.1. 2.2. 2.3.
DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO..................................................................3 DESCRIPCIÓN DE POZOS POZOS...................................................................................... . .....................................................................................5 DESCRIPCIÓN DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA PLANTA....................................... 6
3. ACTIVIDADES ACTIVID ADES DE INVERSION (CAPEX)...................................... (CAPEX).............. ......................................... ..................................... ......................................... ..................... 7
3.1. INTRODU INTRODUCCIÓN CCIÓN ...........................................................................................................7 3.2. PERFORACIÓN DE POZOS POZOS .......................................................................................... 7 3.3. SÍSMICA SÍSMICA .............................................................................................. ........................................................................................................................ ..........................7 3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS.......................................................................................... POZOS..........................................................................................7 3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO CAMPO ................................................... 7 3.6. FACILIDADES DE CAMPO ....................................................................................... ............................................................................................ ..... 8 3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y EQUIPOS EQUIPOS ................................................................ 8 3.8. DUCTOS DUCTOS .............................................................................................. ........................................................................................................................ .......................... 9 3.9. OTROS OTROS ..................................................................................................................... .......................................................................................................................... .....9 4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX) ................................................................................................. 9
4.1. INTRODU INTRODUCCIÓN CCIÓN ...........................................................................................................9 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTO DIRECTOS S ..............................................................................9 4.3. COSTOS OPERATIVOS INDIRECT INDIRECTOS OS .......................................................................10 5. PRODUCCIÓN ................................................................................................................................... 15 6. RECUPERACIÓN SECUNDARIA .......................................................................................................... 15 7. ANEXOS............................................................................................................................................ 17
1
1. INTRODUCCIÓN El presente documento documento constituye el Plan de Trabajo Trabajo y Presupuesto a desarrollarse durante durante la gestión 2015 para el campo Patujusal, 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 c orrespondiente al último mes fiscalizado). 1.1 ANTECEDENTES ANTECEDENTES El campo Patujusal se encuentra a 120 kilómetros al Noroeste de la ciudad de Santa Cruz, en la provincia Santa Rosa del Sara del departamento de Santa Cruz. Fue descubierto por YPFB en el año 1993, con la perforación del pozo PJS-X1. El campo ha sido descubierto y desarrollado por YPFB entre 1993 a abril de 1997. Durante este periodo se perforaron 12 pozos: pozos: 7 verticales verticales y 5 dirigidos. dirigidos. Como resultado resultado de la sísmica 3D realizada realizada el año 2000 en el bloqu bloquee de Santa Rosa Rosa Monos Araña 1, se perforaron en el área sur-este sur-este del campo tres pozos horizontales PJS-12H, PJS-14Hy PJS-15 y dos dirigidos PJS-16D - PJS-18D. 1.1.1. PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO El campo se encuentra en etapa de explotación. 1.1.2. FASE DE EXPLORACIÓN EN LA QUE SE ENCUENTRA ENCUENTRA EL CAMPO No aplica. 1.1.3. CUMPLIMIENTO DE UTE’S No aplica. 2. ÁREA DE CONTRATO CONTRATO El área de contrato es de 5000 Ha equivalente a 2 parcelas
2
2.1.
DESCRIPCIÓN DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO
El reservorio productor es la arenisca Petaca, perteneciente a los niveles arenosos de la Formación Petaca del Sistema Terciario. La estructura Petaca es un anticlinal de dirección este-oeste, truncado al norte por una falla normal de origen fluvial. Está constituida por canales principales, canales subsidiarios, barras y albardones. El contacto agua agua petróleo de -1384 msnm fue definido a través de pruebas de producción llevadas a cabo en el pozo descubridor PJS-X1, contacto que fue posteriormente confirmado con las pruebas de producción efectuadas en los pozos PJS-2, PJS-3 y PJS-6. El reservorio Petaca es un yacimiento sub-saturado con una presión original de reservorio de 2270 psi a la profundidad profundidad de referencia de –1367 mbnm. El campo ha sido descubierto y desarrollado por YPFB entre 1993 a abril de 1997. Durante este periodo se perforaron 12 pozos: 7 verticales y 5 pozos dirigidos. La terminación de los pozos fue con arreglo simple y empaque de grava. Posteriormente fueron intervenidos los pozos PJS-X1, PJS-X1, PJS-2D, PJS-3D, y PJS-11 para ampliar los tramos de baleo baleo existentes y adicionalmente se se efectuaron side track de los pozos pozos PJS-8, PJS-10 y PJS-6. En agosto agosto de 1998 1998 se perfora el PJS-13H PJS-13H que fue el primer pozo pozo horizontal del campo
3
Como resultado resultado ddee la sísmica 3D realizada el año 2000 en el bbloque loque de Santa Rosa Monos Araña 1, se perforaron en el área sur-este sur-este del campo tres pozos horizontales horizontales (PJS-12H, (PJS-12H, PJS14Hy PJS-15 y dos dirigidos (PJS-16D (PJS-16D - PJS-18D) PJS-18D) La terminación de los pozos fue con arreglo simple, empaque de grava y mandriles para gas lift. En octubre de 1997, se pone en marcha el sistema de levantamiento artificial artificial gas lift. Durante la gestión gestión 2014 se se perforó el pozo de ddesarrollo esarrollo PJS-11DA, con el objetivo objetivo de produproducir las reservas probadas de petróleo del reservorio Petaca. La terminación del pozo fue arreglo simple con empaque de grava y mandriles para gas lift. Resultado de las pruebas de producción en planchada y en planta FECHA
P. SURG CK psi n/64"
03/08/2014 04/08/2014 05/08/2014 06/08/2014 07/08/2014 07/08/2014 16/08/2014 17/08/2014 21/08/2014 01/09/2014 13/09/2014 19/09/2014
GAS Mpcd
PET. ºAPI AGUA P. EA GLS bpd bpd psi Mpcd
OBSERVACIONES
150 150 210 195
1 04 1 04 1 04 1 04
24 24 27 30
2 42 2 42 1 42 1 24
35 35 37 36
34 4 34 4 27 1 21 1
8 50 8 50 8 70 8 70
35 6 356 Prueba realizada en la planchada de pozo. 357 Prueba realizada por linea de surgencia de pozo PJS 8. Obs erva contrapresión contrapresión en surgencia. 34 2
130 191 101 101 101 80 103 100
1 04 1 04 1 04 1 04 1 04 1 04 1 04 1 04
56 33 62 60 57 33 42 40
1 79 1 30 1 85 1 84 1 88 1 12 1 25 1 04
36 35 35 34 35 35 34 35
23 1 19 4 18 5 17 7 14 9 11 4 20 2 18 7
8 30 8 72 6 95 6 71 6 39 5 98 7 48 7 48
376 PJS-08, (para esta prueba se c erro el PJS-08). 36 0 38 0 37 8 39 0 42 6 46 5 44 8
La prueba se realiza por linea de surgencia de
RESERVORIO PRODUCTOR El reservorio productor es la arenisca Petaca, perteneciente a los niveles arenosos de la Formación Petaca del Sistema Terciario. El mecanismo de empuje del reservorio era efecto combinado de la expansión de fluidos y la actividad de un acuífero ligeramente ligeramente activo. A partir de noviembre del 2003, 2003, se inicia el proyecto de la inyección para recuperación recuperación secundaria secundaria
PROFUNDIDAD RESERVORIO
TOPE PROMEDIO (m SS)
PETACA
-1354.0
ESPESOR
FLUÍDO PRO-
MEDIO (m)
DUCIDO
30.0
Petróleo
PRESIÓN DE RESERVORIO PSI* 1950
4
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
2.2.
DESCRIPCIÓN DE POZOS Función
Canti Ca nti dad
Pozo PJS-X1,PJS-1H,PJS-2D,PJS-3D,PJS-4,
Perforados
20
PJS-5D,PJS-
6D,PJS-7, PJS-8D, PJS-8D, PJS-9, PJS-9, PJS-10H, PJS-10H, PJS-11, PJS-12H, PJS-12H,
PJS-
13H, PJS-14H, PJS-15H, PJS-16D,PJS-17, PJS-16D,PJS-17, PJS-18D , PJS-11DA Productores
10
Abandonados Abandonados
02
Cerrados
05
Inyectores de agua
03
PJS-1H,PJS-2D,PJS-4, PJS-1H,PJS-2D,PJS-4, PJS-7, PJS-8D,PJS-13H, PJS-14H, PJS15H ,PJS-16D, PJS-11D-A PJS-17, PJS-11. PJS-5 y PJS-9 (Sirven (Sirven como monitores de presión presión de reservorio), reservorio), PJS-18D, PJS-12H. PJS-3D, PJS-6H y PJS-10H.
5
Tipo de Terminació Terminació n Simple con empaque de grava y mandriles mandril es para gas lift
2.3.
PJS-X1H, PJS-2D, PJS-3D, PJS-4,PJS-5D, PJS-6H, PJS-7, PJS17
8D, PJS-9, PJS-10H, PJS-11, PJS-11, PJS-12H, PJS-13H, PJS-14H, PJS-14H, PJS-15H, PJS-16D , PJS-18D, PJS-11D-A.
DESCRIPCIÓN DESCRIPCIÓN DE FACILIDADES FACIL IDADES DE CAMPO Y PLANTA
El sistema de recolección es mediante líneas de recolección de 3” como diámetro nominal y para el sistema de gas lift líneas de 2” como diámetro nominal, comunicando los pozos que están distribuidos en diferentes planchadas del campo al sistema de colectores que están ubicados en la batería. La longitud de las líneas de recolección y gas lift en operación, más la línea del oleoducto PJS – HSR y la línea del sistema sistema de gas integrado totalizan una longitud longitud de 61,7 kilómetros. kilómetros. En la bacteria del campo Patujusal, se separa separa el petróleo, gas y agua. agua. El petróleo es transferido a Humberto Suarez Roca, para su posterior entrega al transportador. El gas es comprimido para alimentar el sistema de gas lift. El agua producida es enviada a la planta de tratamiento, a fin de acondicionarla a los parámetros de calidad requeridos para ser inyectada al reservorio. 2.3.1 SISTEMA SISTEMA DE SEPARACIÓN Las corrientes individuales de los pozos productores de este campo ingresan al colector que está ubicado en la batería; la presión de separación es de 40 Psi. También se cuenta con cuatro trenes de separación, uno de ellos es utilizado como separador de prueba que permite realizar pruebas individuales a los pozos. 2.3.2 SISTEMA SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA El agua de formación producida, es enviada enviada a un tanque tanque pulmón a partir del cual pasa al tanque skimer y posteriormente pasa pasa por un sistema de filtros de arena. arena. El agua libre de sólidos e hidrocarburos es almacenada almacenada en un tanque, desde donde es bombeada bombeada a los pozos inyectores. Antes de ingresar el agua al reservorio, esta pasa a través de los filtros de cartucho instalados en la cabeza de los pozos inyectores. inyector es.
6
2.3.3 SISTEMA SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS PRODUCTOS El campo cuenta con cuatro tanques de almacenaje de petróleo, uno de 1000 barriles, dos de 3000 y uno de 5000 barriles. Toda la producción de petróleo es transferida a HSR. Del 100 % del agua tratada en el campo, el 80% es utilizado para inyección de agua a los campos Patujusal (55%) y Los Cusis (25%) y el 20% restante es inyectado al pozo sumidero PJS-20W. 2.3.4 SISTEMA SISTEMA DE AGUA CONTRA INCENDIOS INCENDIOS El agua para el sistema contra incendios, se obtiene de un pozo de agua y se almacena en un tanque con una capacidad nominal de 1000 barriles, desde donde es bombeada con una bomba centrífuga hacia el sistema de distribución de agua contra incendios. Adicionalmente el campo cuenta con monitores e hidrantes hidrantes localizados localizados en diferentes áreas áreas de la batería. batería. Los tanques de petróleo poseen un sistema de espuma. 2.3.5 UTILIDADES Estas instalaciones dependen del gas producido en los pozos como fuente de energía y combustible. La electricidad electricidad se genera usando generadores generadores impulsado i mpulsadoss por motores a gas. 3. ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX) (CAPE X) 3.1. INTRODUCCIÓN Durante la presente gestión no se cuenta con proyectos de inversión inversión en este campo. 3.2. PERFORACIÓN DE POZOS Los proyectos de capital de inversión para la gestión 2016 dentro del campo son los siguientes: CAMP O
PLA NTA PATUJUSAL
TOTAL 2016 USD
DESCRIPCION
EXPLOTACION
190, 000
PL ANTA PA TUJ USA L
CONSTRUCCION Y FA CIL I DADES
190, 000
PL ANTA PA TUJ USA L
SIS TEM A DE COMPRES I ON
190, 000
PLA NTA PATUJUSAL PLA NTA PATUJUSAL PLA NTA PATUJUSAL PLA NTA PATUJUSAL PLA NTA PATUJUSAL PLA NTA PATUJUSAL
PJS-REACOND. COMPRESOR DE GAS K-2803F (OH)
95, 000
P JS-REA COND. COMPRESOR DE GAS K-2803F (OH)
95, 000
SERVICIOS CONTRATADOS
10, 000
EQUIPOS, MATERIALES Y SUMINISTROS
85, 000
PJS-REACOND. COMPRESOR DE GAS K-2803G (OH)
95, 000
P JS-REA COND. COMPRESOR DE GAS K-2803G (OH)
PLA NTA PATUJUSAL
SERVICIOS CONTRATADOS
PLA NTA PATUJUSAL
EQUIPOS, MATERIALES Y SUMINISTROS
PA TUJ USA L
95, 000 10, 000 85, 000 TOTAL
190, 000
3.3. SÍSMICA No se tiene previsto ningún trabajo. 3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS No se tiene previsto ningún trabajo. 3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO No se tiene previsto ningún trabajo.
7
3.6. FACILIDADES DE CAMPO No se tiene previsto ningún trabajo. 3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO PROCESAMIENTO Y EQUIPOS
Reacondicionamiento
mayor
de
equipos.-
Fundamentalmente las actividades
están relacionadas con la inspección de los equipos y reemplazo de las partes necesarias para que los l os mismos continúen en operación con normalidad. La magnitud y alcance del trabajo específico a cada motor se determina después de la recopilación recopilación de datos como: Análisis de aceite, análisis análisis vibracional, análisis termodinámico, horas del equipo. Estos datos nos permiten definir el momento adecuado para la ejecución creando un programa general de reacondicionamientos. El alcance y magnitud del trabajo trabajo,, lo l o tenemos establecido en 3 categorías categorías:: a) TOP: Abarca el trabajo de cambio de culatas de cilindros de potencia. Trabajo en el sitio. b) INFRAME: Comprende el cambio de culatas, cilindros, pistones con anillas y pasador, cojinetes de bancada y de bielas. Trabajo en el sitio, depe dependiendo ndiendo el tipo de funcionamiento, modelo y clase de unidad. c) MAYOR (OVERHAUL): Reacondicionamiento mayor donde se desmonta el motor para una inspección completa y detallada de todos los componentes, reemplazando todos los elementos según recomendación de cada fabricante. Comprende el cambio de culatas, cilindros, pistones con anillas y pasador, cojinetes de bancada y de bielas, cambio de cigüeñal, volante dumpers de vibración, engranajes de transmisión, turbo alimentadores válvulas wastegate etc. Trabajo con traslado a talleres en Santa Cruz. Los equipos a reacondicionar y el costo aproximado del reacondicionamiento son los de la siguiente tabla: tabla: REACONDICIONAMIENTO MAYOR PROGRAMADO A UNIDADES 2016 Descripción PJS-REACOND. COMPRESOR DE GAS K-2803F (OH): De acuerdo al plan de mantenimiento, el trabajo a este equipo corresponde a un OVERHAUL.. OVERHAUL PJS-REACOND. COMPRESOR DE GAS K-2803G (OH): De acuerdo al plan de mantenimiento, el trabajo a este equipo corresponde a un OVERHAUL. TOTAL TOTAL
Costo estimado ($us) 95.000 95.000
190.000
8
3.8. DUCTOS No se tiene previsto ningún trabajo.. 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 f acilidades. acilidades. 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS Los costos directos de producción producc ión son aquellos costos relacionados directamente con la l a operación y mantenimiento de campos y plantas, por lo tanto, pueden ser apropiados/cargados 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 g estión 2016 correspondiente al campo Patujusal se distribudistr ibuye de la siguiente manera: PATUJUSAL
YP FB_100 - PERSONAL YP FB FB_200 - MA MANTE NI NIMIENTO DE IN INSTA LA LA CI CIONES Y EQUIP OS OS YP FB_300 - MANTE NIMIENTO DE CAMPO
2016 TOTAL USD
166,465 1,181 4, 374,355
YP FB_400 - MATERIA LE S E INSUMOS
185,342
YP FB_500 - SERVICIOS DE EXPLOTACION
125,816
YP FB_700 - SEGUROS YP FB_800 - GASTOS GENERALES YP FB_1000 - COMPE NS ACIONE S A LA COMUNIDAD YPFB_ YPFB_1 1600 - AMOR AMORT TIZACI ACION DE INVER INVERSI SION ONES ES CAPI CAPIT TALI ALIZADAS ADAS COS TOS DIRECTOS DE CA MPO
YP FB_100 - PERSONAL YP FB FB_200 - MA MANTE NI NIMIENTO DE IN INSTA LA LA CI CIONES Y EQUIP OS OS YP FB_300 - MANTE NIMIENTO DE CAMPO YP FB_400 - MATERIA LE S E INSUMOS YP FB_500 - SERVICIOS DE EXPLOTACION YP FB_600 - SALUD, SEGURIDA D Y MEDIO AMBIENTE YP FB_700 - SEGUROS YP FB_800 - GASTOS GENERALES YP FB_1100 - A LQUILE RES
6,887 43,619 44,000 830,6 0,624 5, 778,290
425,263 1,254 56,202 28,682 133,786 71,478 9,298 113 10,920
YPFB_ YPFB_1 1600 - AMOR AMORT TIZACI ACION DE INVER INVERSI SION ONES ES CAPI CAPIT TALI ALIZADAS ADAS
151,6 1,677
COS TOS DIRECTOS DE PL ANTA
888,672
TOTAL COS TOS DI RECTOS
6, 666,962
Complementaciones en Anexo 10. 10.
9
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 pozos, líneas y facilidades que se encuentran fuera de los predios de la planta). 4.2.2. 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 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 realizará a los costos recuperables, recuperables, en el An el Anexo exo 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.
MANTENIMIENTO MANTENIMIEN TO DE CAMPO En este rubro se incorporan los proyectos de intervención de los pozos PJS-5D y PJS-7. INTERVENCIÓN POZO PJS-5D El pozo se encuentra actualmente cerrado y se lo usa como monitor de presión de la inyección
de agua. OBJETIVO Con sistema TCP balear la arenisca superior del reservorio Petaca: - Tramo de baleo 1735-1753 m MD. - Aislar el tramo actualmente abierto. - Se bajara un arreglo simple con empaque de grava y mandrile mandriless para gas lift.
10
MAPA ESTRUCTURAL
Ubicación del pozo PJS-5D PRONOSTICO DE PRODUCCIÓN
PRESUPUESTO El presupuesto se ejecuta en su totalidad durante la gestión 2016.
11
EVALUACIÓN ECONÓMICA PJS-5D Para la evaluación económica se consideraron consideraron los siguientes supuestos y variables de cálculo:
RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA
INTERVENCIÓN POZO PJS-7
OBJETIVO Con sistema TCP balear la arenisca superior del reservorio Petaca. - Tramo de baleo 1582-1588, 1589-1591. 1589-1591.55 - Dependie Dependiendo ndo los resultados aislar el tramo productor actual - Se bajará un arreglo simple con empaque de grava y mandrile mandriless para gas lift.
12
MAPA ESTRUCTURAL
Ubicación del pozo PJS-7 PRONOSTICO DE PRODUCCIÓN El pozo actualmente se encuentra en producción. Su caudal de producción es de 16 bpd de petróleo, 9.0.1Mpcd de gas y 301 bpl de agua. Como resultado de la intervención se espera un caudal de 150 BPD de petróleo sin contar la producción actual.
PRESUPUESTO El presupuesto se ejecuta en su totalidad durante la gestión 2016.
13
EVALUACIÓN ECONÓMICA PJS-7 Para la evaluación económica se consideraron consideraron los siguientes supuestos y variables de cálculo:
RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA
14
5. PRODUCCIÓN -VOLÚMENES DE HIDROCARBUROS PRODUCIDOS
POZO Y/O LINEA
ESTADO ACTUAL
SISTEMA EXTRAC. ACTUAL
TIPO DE PRODUCCION ACTUAL
PJS- 01:H
A c tiv o
Ga s Lif t
Productor Primario
PJS-01 JS-01:T :T
Aband Abandon onad ado o
Surgente Natural
Productor Primario
PJS- 02:T
A c tiv o
Ga s Lif t
Productor Primario
PJS- 03:T
A c tiv o
Surgente Natural
Inyectorde AguaSalada
MES
Agosto-2015 Agosto-2015
CAMPO
PATUJUSAL
RESERVORIO
Petaca
HORAS EN EN PRODUCCION O N PORESTRANGU ANGULADOR
PRODUCCION MENSUAL SUAL
ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. N/64 HRS N/64 HR HRS S N/64 HR HRS S HRS BBL 187 104
718 .5
718.5
718 .5
GAS MPC MPC
AGUA BBL
1041.09
933
15 86 .82
392422.3
2955 51
205489.8
0
0
0
47323.26
1059 15
59035.5
165.97
258
27 73 .37
290000.1
3090 32
459031
0
0
0
230398
1658 92
12586.83
142.89
477
10 .26
996305.7
5830 54
177942
0
0
0
718592.5
8497 85
22992.88
A c tiv o
Ga s Lif t
Productor Primario
Cerrado por invasión de agua
Surgente Natural
Productor Primario
PJS- 06 06:T
A ba ba nd nd on on ad ado
No Pos ee ee
Inyectorde Agua Dulce
0
0
0
84991.86
265 57
111019
PJS- 07:T
A c tiv o
Ga s Lif t
Productor Primario
104
744
7 44
443.06
349
86 54 .92
882501.3
2473 89
1459463
104
744
7 44
164348.6
A c tiv o Parado Transitoriamente porAgua
PJS- 10:T
7 44
PETROL. BBL
PJS- 04:T
PJS- 08:T
744
PROD RODUCCION O NACUM ACUMULAD ULADA A
AGUA BBL
PJS-05:T
PJS-09:T
104
718.5
GAS MPC
Ga s Lif t
Productor Primario
1743.89
1880
3 53 .71
849171
8693 24
Surgente Natural
Productor Primario
0
0
0
0
0
0
A c tiv o
Ga s Lif t
Inyectorde AguaSalada
0
0
0
102189.7
844 40
6343.83
PJS- 11:DA ptc
A c tiv o
Gas Li Lif t
Productor Primario
645.73
349
49 45 .95
17925.7
35 98
74071.18
PJS-11:T
Cerrado por zonaagotada
Gas Lift
Productor Primario
0
0
0
34744.69
536 30
11580.28
PJS-12:H
Cerrado por invasión de agua
Gas Lift
Productor Primario
0
0
0
582794.9
5227 40
6769434
PJS-12 JS-12:T :T
Aband Abandon onad ado o
Surgente Natural
Productor Primario
0
0
0
316736.1
3995 37
125370.3
PJS- 13:H
A c tiv o
Ga s Lif t
Productor Primario
187
744
7 44
4747.18
6507
773 31 .33
2278963
14329 13
7696334
PJS- 14:H
A c tiv o
Ga s Lif t
Productor Primario
104
744
7 44
330.23
1420
50 59 .72
470297.3
2526 81
649829.9
PJS- 15:H
A c tiv o
Ga s Lif t
Productor Primario
104
744
7 44
536.77
804
29 60 7.5
354779.3
3521 91
6178025
PJS- 16:D
A c tiv o
Ga s Lif t
Productor Primario
42
744
7 44
251.36
307
60 54 .51
187511.6
763 75
1072501
PJS-18:D
ParadoT ransitoriamente
Gas Lift
Productor Primario
0
0
0
12843.21
91 03
25157.56
73 89
10048.17
1 32 84 84
136 37 8.1
8850491
66397 07 25280556
73 89
10048.17
1 32 84 84
136 37 8.1
8850491
66397 07 25280556
104
744
7 44
TOTAL RESERVORIO TOTAL CAMPO
5.1 PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN POR POZO Y CAMPO (PRODUCCIÓN (PRODUCCIÓN NETA Y FISCALIZADA) FISCALIZA DA) Anexo 1. 5.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO Anexo 2. 6. RECUPERACIÓN SECUNDARIA
Desde noviembre del 2003, el campo cuenta con el sistema de inyección de agua para recuperación secundaria. Se inició como un proyecto piloto con un solo pozo inyector PJS-6H y como resultado del cambio cambio de pendiente de la declinación de la producción, el año 2005, se adicionaron como pozos inyectores de de agua el PJS-3D y PJS-10D, ampliándose el área de influencia influencia de la inyección.
15
Esquema y área de influencia de la inyección de agua.
Como resultado de la inyección de agua hay un cambio en la pendiente de declinación y adicionalmente se ha logrado l ogrado re presurizar el reservorio.
16
Tendencia de la producción antes de la inyección y actual.
Historial de presión del reservorio reservorio 7. ANEXOS - Planilla de presupuesto Capex y Opex (Anexo 3). - Programa anual de capacitación capacitació n y actualización (Anexo 4). - Plan de abandono (Anexo 5). - Gestión de Seguridad, Salud y Medio Ambient Ambiente e (Anexo (Anexo 6). - Actividades Actividades de Relacionamiento Relacionamiento Comunitario (Anexo (Anexo 7). - Normas, Prácticas Prácticas y Procedimientos Procedimientos (Anexo (Anexo 8). - Cronograma de Perforación e Intervención de pozos (Anexo 9). - Distribución de costos OPEX (Anexo 10).
17
