Incahuasi Pozo Ics-3 (2)

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”

FACULTAD INTEGRAL DEL NORTE

“LA EMPRESA TOTAL EN SU CAMPO INCAHUASI Y SU POZO ICS-3 PUEDE INCREMENTAR SU PRODUCCION EN 10%?”

INGENIERÍA PETROLERA Elaborado por: Peredes Ochoa Ernesto

213139030

Manrrique Nina Roger

213138158

Banegas Peña Luís Alejandro

213139839

Vallejos Felipe Limbert

213141027

Cossio Rodriguez Lismer

212035525

Docente: PhD Luis René Mejía León Montero - Santa Cruz- Bolivia 2016

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INDICE 1) RESUMEN ........................................................................................................................... RESUMEN ........................................................................................................................... 1 2) INTRODUCCION INTRODUCCION (técnica) (técnica) .................................................................................................. 2 I)

Antecedentes de la empresa empresa ..........................................................................................3

II) Antecedentes del campo campo ................................................................................................ 7 BLOQUE IPATI, SERRANÍA INCAHUASI - CAMPO INCAHUASI ......................................... 7 HISTORIA EXPLORATORIA .................................................................................................. 7 ACTIVIDADES EN EL B BLOQUE LOQUE IPATI, SERRANÍA INCAHUASI INCAHUASI .......................................... 7 RELEVAMIENTO GEOLÓGICO ............................................................................................. 7 ALCANCE ALCANCE ............................................................................................................................... 8 TOPOGRAFÍA TOPOGRAFÍA ......................................................................................................................... 8 SISMICA SISMICA ..................................................................................................................................8 ADQUISICIÓN SISMICA 2D 2D ....................................................................................................8 PROYECTO MAGNETO TELÚRICO ...................................................................................... 8 PERFORACIÓN EXPLORATORIA ......................................................................................... EXPLORATORIA ......................................................................................... 9 POZO INCAHUASI-X1 (POZO ICS-X1) ICS-X1) .................................................................................10 POZO ICS-X1ST ................................................................................................................... 1 10 0 SÍSMICA CAMPO INCAHUASI-AQUIO. INCAHUASI-AQUIO. ............................................................................... ............................................................................... 14 CAMPO AQUIO INCAHUASI INCAHUASI ................................................................................................ 17 EXPECTATIVAS DEL CAMPO INCAHUASI......................................................................... INCAHUASI......................................................................... 22 III)

Antecedentes del pozo ............................................................................................. 25

IV)

Objetivos Objetivos .................................................................................................................... 31

1) Específico: Específico: ................................................................................................................. 31 2) General 1: .................................................................................................................. 3 31 1 3) General 2: .................................................................................................................. 3 31 1 4) General 3: .................................................................................................................. 3 31 1 V)

Justificación. ............................................................................................................. Justificación. ............................................................................................................. 31

VI)

Alcance ...................................................................................................................... Alcance ...................................................................................................................... 31

VII)

Metodología y técnicas técnicas ............................................................................................. 31

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INDICE 1) RESUMEN ........................................................................................................................... RESUMEN ........................................................................................................................... 1 2) INTRODUCCION INTRODUCCION (técnica) (técnica) .................................................................................................. 2 I)

Antecedentes de la empresa empresa ..........................................................................................3

II) Antecedentes del campo campo ................................................................................................ 7 BLOQUE IPATI, SERRANÍA INCAHUASI - CAMPO INCAHUASI ......................................... 7 HISTORIA EXPLORATORIA .................................................................................................. 7 ACTIVIDADES EN EL B BLOQUE LOQUE IPATI, SERRANÍA INCAHUASI INCAHUASI .......................................... 7 RELEVAMIENTO GEOLÓGICO ............................................................................................. 7 ALCANCE ALCANCE ............................................................................................................................... 8 TOPOGRAFÍA TOPOGRAFÍA ......................................................................................................................... 8 SISMICA SISMICA ..................................................................................................................................8 ADQUISICIÓN SISMICA 2D 2D ....................................................................................................8 PROYECTO MAGNETO TELÚRICO ...................................................................................... 8 PERFORACIÓN EXPLORATORIA ......................................................................................... EXPLORATORIA ......................................................................................... 9 POZO INCAHUASI-X1 (POZO ICS-X1) ICS-X1) .................................................................................10 POZO ICS-X1ST ................................................................................................................... 1 10 0 SÍSMICA CAMPO INCAHUASI-AQUIO. INCAHUASI-AQUIO. ............................................................................... ............................................................................... 14 CAMPO AQUIO INCAHUASI INCAHUASI ................................................................................................ 17 EXPECTATIVAS DEL CAMPO INCAHUASI......................................................................... INCAHUASI......................................................................... 22 III)

Antecedentes del pozo ............................................................................................. 25

IV)

Objetivos Objetivos .................................................................................................................... 31

1) Específico: Específico: ................................................................................................................. 31 2) General 1: .................................................................................................................. 3 31 1 3) General 2: .................................................................................................................. 3 31 1 4) General 3: .................................................................................................................. 3 31 1 V)

Justificación. ............................................................................................................. Justificación. ............................................................................................................. 31

VI)

Alcance ...................................................................................................................... Alcance ...................................................................................................................... 31

VII)

Metodología y técnicas técnicas ............................................................................................. 31


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VIII)

Consecución.............................................................................................................. Consecución.............................................................................................................. 31

IX)

Estructura del trabajo ............................................................................................... trabajo ............................................................................................... 32

3) INTRODUCCION INTRODUCCION TEORICA (Análisis ( Análisis nodal) ................................................................... 32 4) ACERCAMIENTO AL PROBLEMA (fenómeno). (fenómeno). .............................................................. 33 I)

Demostración científica de la existencia del problema problema .......................................... 33

5) HIPÓTESIS HIPÓTESIS ........................................................................................................................ 34 I)

Variable dependiente. ............................................................................................... dependiente. ............................................................................................... 34

II) Variables independientes. ........................................................................................ independientes. ........................................................................................ 34 La presión del reservorio del pozo ics-3 empezara a decaer de acuerdo a lo que disminuya los hidrocarburos en el reservorio. ..................................................................................... 34 III) Diseño de la hipótesis. hipótesis. .......................................................................................... 34 6) V.- COMPROBACIÓN DE LA HIPÓTESIS. ....................................................................... HIPÓTESIS. ....................................................................... 34 I)

Investigación documental. ....................................................................................... 34 34

II) Investigación de campo. campo. ........................................................................................... 35 7) RESULTADOS. ................................................................................................................. 35 I) Resultados de la investigación documental. .......................................................... 35 35 II) Resultados de la investigación de campo campo ............................................................... 35 RECOMENDACIONES. .................................................................... 36 8) CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 36 Conclusiones Conclusiones técnicas. ................................................................................................... 36 9) BIBLIOGRAFÍA. ................................................................................................................ 38 10)

MATERIAL COMPLEMENTARIO COMPLEMENTARIO .................................................................................. .................................................................................. 39


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1) RESUMEN


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2) INTRODUCCION (técnica) Actualmente, Bolivia tiene la producción de 59 millones de metros cúbicos por día. Con la producción de los pozos Incahuasi y Aquío, ascendería a partir de su ingreso en producción 65 MMD, lo que implicaría un incremento del 10%, algo que no se produjo en varios años. La producción del pozo Incahuasi es de 7 MMPCD La planta Incahuasi se encuentra a 250 kilómetros de Santa Cruz de la Sierra, en el municipio de Lagunillas, provincia Cordillera. La primera fase de desarrollo de los

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2) INTRODUCCION (técnica) Actualmente, Bolivia tiene la producción de 59 millones de metros cúbicos por día. Con la producción de los pozos Incahuasi y Aquío, ascendería a partir de su ingreso en producción 65 MMD, lo que implicaría un incremento del 10%, algo que no se produjo en varios años. La producción del pozo Incahuasi es de 7 MMPCD La planta Incahuasi se encuentra a 250 kilómetros de Santa Cruz de la Sierra, en el municipio de Lagunillas, provincia Cordillera. La primera fase de desarrollo de los campos implica tres pozos, con una profundidad de más de 5.600 metros, una planta de tratamiento de gas y 100 kilómetros de ductos de exportación. Una segunda fase de desarrollo, que implicaría pozos adicionales, está actualmente bajo estudio. “Incahuasi es uno de los campos de gas y condensado más importantes que se pone

en marcha últimamente en Bolivia. La producción de Incahuasi contribuirá a la exportación de gas a Argentina y Brasil, así como al mercado doméstico” . El hallazgo de estas reservas hidrocarburiferas fueron un alivio para el país para que podamos cumplir con nuestros contratos en firme con Brasil y Argentina, ya que la mayoría de los pozos en nuestro país están en proceso de depletacion En este presente documento daremos algunas pautas para poder incrementar aún más la producción del pozo Incahuasi, mediante técnicas que se utilizan en la industria petrolera y que es posible y factible poderlas aplicar en este pozo en específico.


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I) Antecedentes de la empresa Total S.A. es una petrolera francesa que se dedica a la exploración, producción, transporte, refinación, distribución y comercialización de petróleo crudo, gas y sus derivados. Asimismo, participa en el mercado de la energía solar y eléctrica, biocombustibles y petroquímicos. Opera en más de 130 países en 5 continentes y posee más de 16.400 estaciones de servicio a nivel mundial. Entre sus productos se incluyen gas natural, gas licuado de petróleo, gasolina, parafina, diésel, resinas plásticas, lubricantes, adhesivos, caucho, asfalto, fertilizantes, combustible de aviación y etanol. En América Latina está presente en 13 países, realiza actividades de exploración y producción y venta de lubricantes, y cuenta con participaciones en varias empresas transportadores de gas natural. Dentro de los proyectos regionales a corto plazo de Total se cuentan Vega Pléyade (70.000bep/d) en Argentina, Incahuasi (50.000bep/d) en Bolivia y el programa de pruebas de larga duración Libra (50.000bep/d) en Brasil. La empresa convino adquirir al fabricante de baterías Saft por US$1.100mn que mejorará el desenvolvimiento de Total en los campos de electricidad y energía renovable. Se fundó en 1924 como Compagnie Française des Pétrole pero más tarde cambió su nombre a Total. Sus oficinas centrales están en París.1 Total S.A.

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http://www.bnamericas.com/company-profile/es/total-sa-total


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Símbolo bursátil

Euronext: FP NYSE: TOT

Industria

Petrolera

Fundación

28 de marzo de 1924

Fundador(es)

Ernest Mercier

Sede central

Courbevoie, Francia

Ámbito

Mundial

Personas clave

Ana B. Sanz Patrick Pouyanné

Productos

Petróleo y gas Exploración de petróleo y gas Extracción de petróleo Gas natural y LNG Comercio y transporteRefinación de petróleo Productos químicos

Servicios

Estaciones de servicio

Ingresos

179.980 millones € (2008)1

Beneficio de explotación

13.960 millones € (2008)1

Activos

118.300 millones € (2008)1

Capital social

48.990 millones € (2008)1

Empleados

98.799 (2014)

Sitio web

http://www.total.com

Total S.A. es un grupo empresarial (Euronext:FP, NYSE: TOT) del sector petroquímico y energético con sede mundial en La Défense (Francia). Su actividad se encuentra presente en más de 130 países, empleando a unas 111.000 personas. Los activos financieros de Total S.A. representan la mayor capitalización de la Bolsa de París y por su volumen de negocios, es la mayor empresa de la zona euro. Empresa Total E&P Bolivie Servicie

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Fundada en 1924 con el nombre de Compagnie française des pétroles CFP con participación mixta privada y del Estado francés, en 1985 adoptó el nombre de TotalCFP y únicamente Total S.A. en 1991. Tras la fusión con la compañía belga Petrofina en 1999, la empresa adoptó el nombre de Total Fina. Más tarde absorbió Elf Aquitaine y a partir del 22 de marzo de 2000 se llamó TotalFinaElf hasta que el 6 de mayo de 2003 se decidió recuperar el nombre único de Total. Total S.A. es el cuarto grupo privado petrolero y gasista a nivel mundial y primera empresa del sector en Francia, su país de origen. Sus ramas de negocio abarcan toda la cadena de la industria petrolera: exploración, producción, prospección, refinado, distribución, trading y transporte marítimo. En el área de marketing sus 17.000 estaciones de servicio en el mundo le colocan como líder del mercado europeo y colíder en África. En 2004 su producción de petróleo ascendió a los 2,59 millones de barriles, y sus reservas al equivalente a 11.100 millones de barriles de petróleo. El grupo también forma parte de los mayores distribuidores mundiales de gas, y está diversificado hacia el mercado de la generación eléctrica. Toda la rama química de Total está entre los líderes europeos o mundiales en cada uno de sus sectores: petroquímico, fertilizantes y especialidades. En 2006 Total se separó de su filial Arkema, que agrupa las actividades ligadas al cloro y a una multitud de productos denominados "intermedios" y "de alto rendimiento". En mayo de 2016, Total anuncia la compra de la compañía de baterías de litio Saft por 950 millones de euros.2 El Grupo es el cuarto grupo petrolero integrado cotizado en el mundo entero según el criterio de capitalización bursátil a 31 diciembre de 2005.En 2005, el sector amont invirtió 8,1 billones de euros y emplea 14.849 colaboradores. Total explota una red de 17.000 estaciones servicio en el mundo, de las cuales 50% son completamente propias, están principalmente instaladas en Europa y África. En Francia, Total explota una parte de sus estaciones servicio por medio de su filial Proseca. La repartición geográfica de la producción y de reservas de Total, en 2005 es como sigue: 

Producción en miles de barriles por día:


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África 751 América del Norte 41 América del Sur 247 Asia/Extremo-Oriente 248 CEI 9 Europa 770 Medio-Oriente 103 Reservas en miles de barriles por día: África 3 394 América del Norte 274 Asia/Extremo-Oriente 757 Europa 2 050 o o o o o o o



o o o o

Resto del Mundo 2 789. 2 Total es una sociedad anónima creada en Francia en 1924, es el quinto grupo internacional integrado de petróleo y gas en el mundo. Presente en Bolivia desde 1996, TEPBo también es propietaria de una participación del 15% en los bloques de productores de San Alberto y San Antonio, que principalmente abastecen de gas natural a Brasil, así como un 41% de participaciones en el campo Itaú, que se puso en marcha a principios de este años para el suministro de gas a la Argentina. En 2008, TEPBo, Gazprom y la compañía nacional de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) firmaron un acuerdo de cooperación para explorar el 7.856 kilómetros cuadrados bloque Azero, vecina de los bloques Aquio y Ipati, en el marco de una empresa conjunta en la que TEPBo y Total E & P Bolivie ha iniciado con éxito la producción de gas desde el campo Incahuasi, a 250 kilómetros al sur de la capital de negocios, Santa Cruz. Se encuentra ubicado en las estribaciones de los Andes, en un entorno excepcionalmente resistente que nos obligó a perforar a una profundidad de más de 5.600 metros para llegar a los embalses. 2

https://es.wikipedia.org/wiki/Total_S.A.


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Después de superar este complejo desafío logístico, Total espera Incahuasi Fase 1 para entregar la producción de gas de 6,5 millones de metros cúbicos por día. Descubre en imágenes lo que está detrás de la escena de un proyecto gigantesco qu e requiere dos años y medio de trabajo y se llevó a casi 3.00 0 personas en completarse. Total inició la producción de gas y condensados de los campos Incahuasi y Aquio, primer proyecto operado por el Grupo Total en Bolivia, con una capacidad de producción de 6,5 Millones de metros cúbicos de gas por día. 3

II) Antecedentes del campo BLOQUE IPATI, SERRANÍA INCAHUASI - CAMPO INCAHUASI EMPRESA OPERADORA TOTAL EXPLORACION PRODUCCION BOLIVIA (TEPB)

HISTORIA EXPLORATORIA En la década del año 1920 la compañía Standard Oil, realizó trabajos de geología de superficie en esta zona y confeccionó los primeros mapas geológicos. No llegó a efectuar perforaciones exploratorias. YPFB entre los años 1963 y 1964, en base a la exploración de superficie determinó varias culminaciones, en las cuales perforó los pozos someros Aquio-X1, LagunillasX1 y Pincal-X1, que resultaron negativos. Tecpetrol perforó los pozos someros Curuyuqui-X1001 y La Montaña-X1001, también con resultados negativos. TOTAL E&P, nueva operadora del área realizó trabajos exploratorios que condujeron a la perforación del pozo Incahuasi-X1, que aunque resulto improductivo, fue aprovechado para la apertura de una ventana en la cañería que permitió direccionar el nuevo agujero y realizar una perforación dirigida, que culminó exitosamente con el descubrimiento de gas en los reservorios de la Fm. Huamampampa. ACTIVIDADES EN EL BLOQUE IPATI, SERRANÍA INCAHUASI RELEVAMIENTO GEOLÓGICO El proyecto fue ejecutado por la empresa Geoambiente Limitada, con el fin de realizar la verificación y actualización de los aspectos geológicos sobre el alineamiento 3

http://epbolivia.total.com/contenido.php?id=23


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estructural de la Serranía de Incahuasi, con el objeto de obtener mayor información de los aspectos geológicos del área, especialmente datos estructurales que coadyuven en la interpretación del modelo estructural-estratigráfico del área. Se inicia el 6 de abril de 2003 y termina el 1 de mayo de 2003, con una duración de 24 días efectivos de trabajos de campo. ALCANCE a. Verificación de la cartografía geológica existente en el área b. Verificación de la columna estratigráfica de campo de YPFB y descripción litológica de las formaciones. c. Verificación de los datos estructurales. d. Muestreo. e. Toma de muestras de filtraciones de petróleo. f. Relevamiento geológico sobre la línea sísmica T03-I01.

TOPOGRAFÍA El área del proyecto se encuentra en una zona, cuyas características topográficas representan altos con pendientes abruptas concordantes con un a nticlinal fallado y con ejes de dirección predominantemente N-S. SISMICA ADQUISICIÓN SISMICA 2D Los proyectos de exploración sísmica en las áreas del Subandino de Bolivia, presentan los mismos problemas complejos en su ejecución durante los trabajos de campo. En virtud a esta situación no se presenta ningún detalle de los procedimientos en la ADQUISICIÓN SISMICA 2D de IPATI y nos limitamos a señalar que es similar a lo ejecutado en el PROSPECTO SISMICO 2D AÑO 1997 del bloque Itau. PROYECTO MAGNETO TELÚRICO En Mayo del 2003 la emprea Geosystem SRL, realizó una medición de 35 estaciones magnetoteluricas MT-TDEM y 94 estaciones de gravedad sobre la línea sísmica T03IP01 en el Bloque Ipati. La gravimetría confirmó la naturaleza asimétrica del tope Carbónico y Devónico en la culminación del anticlinal de Incahuasi, como también lo hizo la respuesta magneto telúrica. Por contraste la información magneto telúrica es sensitiva a estructuras


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profundas. El resultado de la prospección magneto telúrica, confirmó un alto estructural de la formación Huamampampa a 3.500 mbnm para el anticlinal de Incahuasi.

EXPLORACIÓN - CAMPO INCAHUASI

PERFORACIÓN EXPLORATORIA En el mes de marzo del año 2003, mediante Resolución de Directorio 016/2003, YPFB aprueba la adquisición del 80% del Contrato de Riesgo Compartido existente entre Tecpetrol y YPFB a favor de TEPB, participación que la transforma en operadora del Bloque IPATI. En este bloque inicialmente fueron perforados los pozos La Montaña y Curuyuqui, programados para alcanzar profundidades entre 2000 a 2800 m., y que dieron resultados negativos. Finalmente la empresa TEPB inicia la fase de perforación exploratoria con la perforación del pozo Incahuasi-X1.


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POZO INCAHUASI-X1 (POZO ICS-X1) El año 2003 se programó la perforación del pozo ICS-X1, el cual aunque alcanzó la profundidad planeada, fue declarado pozo seco al no atravesar los reservorios Devónicos. Investigaciones geológicas definieron que direccionando el pozo ICS-X1, se llegaría a encontrar las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa del Sistema Devónico en una posición estructural favorable. En consecuencia, se decidió realizar un side tra ck en el ICS-X1 a una profundidad de 2396 m y se direcciona el nuevo pozo ICS-X1ST.

POZO ICS-X1ST De acuerdo a la información geológica obtenida, se planificó la perforación del pozo ICS-X1ST. Las operaciones iniciaron el 30 de abril de 2004 y finalizaron el 15 de noviembre del mismo año. Esta operación fue exitosa en tiempo y costo, ya que además de conseguir el objetivo (localizar la Fm. Huamampampa a 4905 m y haber investigado un total de 329 m) fue declarado productor de gas y condensado, con volúmenes comerciales.


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La Figura I.82, tiene el detalle del complejo estilo estructural imperante en la serranía de Incahuasi.


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El campo incahuasi fue descubierto en 2004 y ubicado en el bloque Ipati, 250km al suroeste de Santa Cruz en los faldeos de la cordillera de los Andes, el proyecto, a cargo de Total, incluye la perforación de tres pozos (uno en el bloque Aquio y dos en el bloque Ipati), y apunta a una planta de gas con capacidad de 6,5Mm3/d y ductos de exportación asociados. La primera producción de gas se espera para 2016 (término de la primera fase), de la cual se exportará una gran parte. La decisión final de inversión para la primera fase del campo de gas y condensados Incahuasi se tomó en base de los hallazgos positivos del pozo de exploración ICS-2. La característica más distintiva del campo es su ubicación, a 6.000m bajo tierra en los faldeos de la cordillera de los Andes. La construcción de un pozo de prospección, Incahuasi X1, y un pozo exploratorio, Aquio X2, se concretó en 2011. La perforación del pozo Incahuasi X2 comenzó. Además, Total recientemente anunció una gran inversión para la segunda fase del proyecto, cuya producción debiera comenzar en 2019. Total E&P Bolivie (60%) opera el área, los otros socios son Gazprom (20%) y Tecpetrol (20%). 5

Datos clave Nombre Completo:

Campo Incahuasi

Tipo de Proyecto:

Costa adentro, Exploración, Upstream

Etapa de desarrollo:

Perforaciones exploratorias

Estado del Proyecto:

Activo

Capacidad proyecto:

Costa adentro

Exploración:

Upstream

Ubicación:

El proyecto se ubica en el municipio de Lagunillas, provincia de Cordillera, en el departamento boliviano de Santa Cruz.6

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SÍSMICA CAMPO INCAHUASI-AQUIO. Las áreas de contacto de Incahuasi y Aquio están ubicadas dentro de los bloques Ipati y Aquio en el sureste de Bolivia. La producción de gas y condensado asociada se obtiene de la Formación Huamampampa (HMP) del Devónico, siendo este un reservorio naturalmente fracturada. El reservorio estructuralmente complejo de HMP está ubicado en un anticlinal de corrimiento de orientación norte-sur ubicado dentro de la faja plegada. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) administra su participación del 100 por ciento en los bloques Ipati y Aquio a través de acuerdos operativos con Total S.A. (80 por ciento) y su socio Tecpetrol (20 por ciento). El campo Incahuasi-Aquio fue descubierto en 2004 con la perforación del pozo ICSX1. Los ensayos de pozo abierto (DST) verificaron la productividad del reservorio de HMP en el pozo ICS-X1. Desde entonces ha ocurrido la perfor ación subsecuente tanto al norte como al sur de ICS-X1, el pozo AQI-X1001 se perforó en 2011 y el pozo ICS2 se perforó en 2012. Se evaluó el flujo de ambos pozos bajo DST, la perforación del pozo ICS-3 se encuentra en perforación y estará disponible para el modelaje, actualmente están registrados y suspendidos y constituyen futuros productores de gas natural. La propiedad Incahuasi-Aquio actualmente no está produciendo, y se tiene previsto comenzar la producción de 6.5 MMm3D en el campo. Para determinar el flujo en el modelo dinámico, se deberán utilizar los datos de los DST de los pozos para calibrar el modelo de simulación y pronosticar la producción del campo.


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Mapa 1: Mapa de Ubicación de las Áreas Incahuasi-Aquio. Empresa Total E&P Bolivie Servicie

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Información Sísmica Disponible: Área Informe Registro Área de de VSP/Chec VSP/CHECK Sísmi Explotació Contr k Shot SHOT ca 3D n ato (Borehole (Papel/Digita Km2 Km2 Seismic) l) ICS-X1 ICS-X1 ICS-XIST Campo Incahuasi- 867.8 400 Aquio

Sísmica 2D Km Línea

LN10001 LN10002 LN10003 LN10004 LN10005 LN10006 LN10007 Tabla 1: Información Sísmica Incahuasi-Aquio.


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Cobertura Total Km Km 14 14 14 14 14 15 15

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CAMPO AQUIO INCAHUASI La serranía Incahuasi corresponde a la expresión en superficie de las estructuras profundas Ipati y Aquio, extendiéndose de Norte a Sur a lo largo de la cresta de dicha serranía. El Bloque Aquio se encuentra atravesado de norte a sur por la serranía de Incahuasi, cuya cresta sirve de línea divisoria entre las provincias Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca y Cordillera del Departamento de Santa Cruz. Los reservorios potencialmente productores en el área del bloque pertenecen a las formaciones Huamampampa (HMP), Icla (en parte) y Santa Rosa.


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Los objetivos en el área están formados por areniscas cuarcititas del Devónico, mayormente de porosidad secundaria (fracturación). Los resultados de los pozos ICS-X1, AQI –X1001, ICS-2 e ICS-3 constituyen las referencias de correlación para toda la secuencia estr atigráfica Devónico- Carbonífera. AQI-X1: perforado en 1962-1963 por YPFB hasta una profundidad de 2209 m. en la Formación Los Monos. AQI-X1001: Pozo completado. Objetivos HMP, Icla y Santa Rosa. Coordenadas de superficie en el da tum WGS 84 s20. Icla (en parte) y Santa Rosa. El descubrimiento de gas se produjo en el año 2004 mediante la perforación del pozo ICS-X1 en el Bloque Ipati, probando una acumulación de gas en el reservorio Huamampampa. En el año 2011 se perforo el segundo pozo exploratorio AQI-X1001, ubicado a 4 Km. en dirección norte del ICS-X1, que descubrió acumulación de gas en la formación HMP en el Bloque Aquio. Las Declaratorias de Comercialidad de los campos Incahuasi (Bloque Ipati) y Aquío (Bloque Aquio) fueron aprobadas por Yacimientos Petrolíferos Fiscales bolivianos (YPFB) en fecha 29 de Abril de 2011, iniciando de esta manera, el periodo de explotación de dichos campos. Posteriormente se perforaron los pozos ICS-2 en el año 2012 e ICS-3 en el año 2013.


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Campo: INCAHUASI

Fecha: 10/12/2016

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Campo: INCAHUASI

Fecha: 10/12/2016

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Los pozos de los campos Aquio e Incahuasi han alcanzado el reservorio de Huamampampa a una profundidad de 4500 metros de profundidad, en una estructura altamente fallada e invertida a nivel de los reservorios productores. Las áreas de explotación de los campos Ipati y Aquio se encuentran ubicados entre la provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz y la provincia Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca, a 250 km de distancia al suroeste de la ciudad d e Santa Cruz de la Sierra. En la figura áreas de exploración IPATI-AQUIO se muestra el mapa estructural a la profundidad del tope del reservorio Huamampampa, donde se visualiza el límite departamental entre Chuquisaca y Santa Cruz establecido por Ley de la República de 10 de noviembre de 1898, empleando como fuente la Cartografía Oficial elaborada por el Instituto Geográfico Militar (IGM). En base a declaraciones del gerente general de Total E&P Bolivie, Loïc Laurandel, La Razón público el 20 de mayo, que los volúmenes de la Fase I compensarán la declinación de los campos San Alberto y San Antonio, donde la firma es socia de Petrobras. La Fase I del campo Incahuasi ingresó en operación en abril de 2016, con la primera planta de acondicionamiento de gas, las instalaciones de superficie y los ductos de transporte de gas. Participación. Los socios de Total E&P Bolivie en el campo Incahuasi Fase I son Gazprom, de Rusia; y Tecpetrol, de Argentina, y la inversión llega a $us 1.200 millones. La vida útil del mismo es de unos 20 a 25 años y el contrato para operar es de al menos 30 años, complementó la autoridad. Total E&P Bolivie tiene el 60% de participación en este campo, Gazprom, 20%, y Tecpetrol, 20%. Los pozos de los campos Aquio e Incahuasi han alcanzado el reservorio de Huamampampa a una profundidad de 4500 metros de profundidad, en una estructura altamente fallada e invertida a nivel de los reservorios productores. Las áreas de explotación de los campos Ipati y Aquio se encuentran ubicados entre la provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz y la provincia Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca, a 250 km de distancia al su roeste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra.


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Campo: INCAHUASI

Fecha: 10/12/2016

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Campo: INCAHUASI

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EXPECTATIVAS DEL CAMPO INCAHUASI Incahuasi arrancará con una primera fase que espera alcanzar una producción total de 6,7 millones de metros cúbicos diarios de gas (MMmcd); en lo inmediato, el volumen entregado será de 2 MMmcd, pero hasta fines de agosto llegará al tope de 6,7 MMmcd. Incahuasi es como un salvavidas. Pero en ningún caso puede ser una salida estructural al problema de la falta de producción de gas, incluso si, como se ha planificado, se llega a un máximo de 10 MMmcd para la primera fase y hasta 20MMmcd en una futura segunda fase. Incahuasi es el campo nuevo más importante a ser desarrollado en el país, por lo que es el futuro del sector de hidrocarburos en Bolivia, en términos de producción de gas a mediano plazo, a decir de Total E&P Bolivie, operador de este campo. Por otra parte, en el Municipio de Lagunillas, Total ha construido una planta de tratamiento de gas que ha que ha iniciado sus operaciones el primer trimestre del año 2016, con una capacidad máxima de producción de 6,5 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd). El hidrocarburo extraído de tres pozos de producción, es parte del Proyecto de Desarrollo de los Campos Incahuasi y Aquío, operados por Total. El proyecto prevé transportar el gas, con las especificaciones para su exportación y venta, por un ducto de 30 pulgadas con una longitud de 103 km hasta el punto de interconexión a la red nacional operada por YPFB Tran sporte. Mientras, el condensado será enviado al Oleoducto OCSZ-2, también operado por YPFB Transporte. 7

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Libro incahuasi análisis informativo. pdf


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Campo: INCAHUASI

Fecha: 10/12/2016

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El miércoles se inició la producción de gas y condensados de los campos Incahuasi y Aquío, con una capacidad de producción de 6,5 millones de metros cúbicos de gas por día. “Incahuasi es uno de los campos de gas y condensado más importantes que se ha

puesto en marcha recientemente en Bolivia. La producción de Incahuasi contribuirá a la exportación de gas a Argentina y Brasil, así como al mercado doméstico”, indicó

Arnaud Breuillac, presidente de Exploración y Producción del Grupo Total, que administra el campo. Recientemente, el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, expresó que el campo entrará en operación inicialmente con dos millones de metros cúbicos diarios, hasta llegar paulatinamente a los 6,5 millones diarios. Cuan do esté en su máxima capacidad, Incahuasi permitirá un incremento de 12 por ciento en la producción nacional de gas, que pasará de 60 a 65,5 millones de metros cúbicos. La planta es parte de los campos Incahuasi y Aquío, operados por Total y que demandaron una inversión de unos 1.000 millones de dólares en tres años. Incahuasi está en la frontera entre Chuquisaca y Santa Cruz, lo que ha causado fricciones entre las gobernaciones de ambos departamentos porque está en cuestión el pago de regalías por la producción de gas. Las gobernaciones de Santa Cruz y Chuquisaca exigen la entrega del informe oficial sobre la ubicación del megacampo a YPFB, pero la empresa petrolera sigue demorando la entrega del estudio y argumenta que es el Ministerio de Autonomías quien tiene que validar la información. La consultora canadiense GLJ Petroleum Consultants Ltda., contratada para ese efecto, ya entregó los resultados el fin de semana, pero éstos no han sido divulgados. 8 Total inició la producción de gas y condensados de los campos Incahuasi y Aquío, primer proyecto operado por el Grupo Total en Bolivia, con una capacidad de producción de 6,5 millones de metros cúbicos de gas por día (MMmcd). "Incahuasi es uno de los campos de gas y condensado más importantes que se ha puesto en marcha recientemente en Bolivia. La producción de Incahuasi contribuirá a la exportación de gas a Argentina y Brasil, así como al mercado doméstico”, indicó Arnaud Breuillac, presidente de Exploración & Producción del Grupo Total. 8

http://www.elpaisonline.com/index.php/2013-01-15-14-16-26/nacional/item/224610-campo-incahuasi-yaquio-iniciaron-produccion-de-gas


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POZO ICS-3

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La planta Incahuasi se encuentra a 250 kilómetros de Santa Cruz, en el municipio de Lagunillas, provincia Cordillera. La primera fase de desarrollo de los campos implica tres pozos, con una profundidad de más de 5.600 metros, una planta de tratamiento de gas y 100 kilómetros de ductos de exportación. Una segunda fase de desarrollo, que implicaría pozos adicionales, está bajo estudio. El desarrollo de los campos es operado por Total (50%) bajo contrato de operaciones suscrito con YPFB, con Gazprom (20%), Tecpetrol (20%) y YPFB Chaco S.A. (10%) como socios. Presente en Bolivia desde 1996, además de operar los campos Incahuasi y Aquío, Total es socia en los bloques San Antonio, San Alberto, Río Hondo y XX-Tarija Oeste (Itaú). La petrolera también tiene suscrito un contrato de servicios petroleros para el bloque Azero. Con la producción de Incahuasi, YPFB espera atender plenamente la demanda de gas de Argentina.9

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http://www.paginasiete.bo/economia/2016/8/4/total-inicia-produccion-incahuasi-105019.html


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III) Antecedentes del pozo


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POZO ICS-3

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Este viernes se inició la perforación del pozo ICS –3, ubicado en el bloque Ipati para confirmar la extensión hacia el sur del reservorio Huamampampa en un periodo de 383 días. Se invertirá $us 90 millones e incluye la perforación y competición del pozo, en la perspectiva de adicionar mayores volúmenes de hidrocarburos. En el montaje del equipo de perforación Archer DLS-134 de 3.000 HP (caballos de fuerza, por sus siglas en inglés), se empleó 41 días. La perforación del pozo de avanzada ICS – 3 es operado por Total E&P Bolivie y estima llegar hasta una profundidad de +/- 4.700 metros. Además, se reunirá información sobre la estructura geológica, estratigrafía y características del reservorio. El Área de Contrato Ipati está ubicado en la cuenca del Sub Andino Sur. 10 10

http://ventanapetrol.blogspot.com/2013_09_01_archive.html


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ESTRATIGRAFIA DEL SUBANDINO SUR11 11

s.slideshare.net/JuanVillca1/100-tcf


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La serranía Incahuasi corresponde a la expresión en superficie de las estructuras profundas Ipati y Aquio, extendiéndose de Norte a Sur a lo largo de la cresta de dicha serranía. El Bloque Aquio se encuentra atravesado de norte a sur por la serranía de Incahuasi, cuya cresta sirve de línea divisoria entre las provincias Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca y Cordillera del Departamento de Santa Cruz. Este bloque se encuentra situado a 250 Km. De distancia al sur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, en la faja sub-andina sur, siendo Lagunillas la localidad principal del área. Los reservorios potencialmente productores en el área del bloque pertenecen a las formaciones Huamampampa (HMP), Icla (en parte) y Santa Rosa. Los objetivos en el área están formados por areniscas cuarcititas del Devónico, mayormente de porosidad secundaria (fracturación). Los resultados de los pozos ICS-X1, AQI –X1001, ICS-2 e ICS-3 constituyen las referencias de correlación para toda la secuencia estratigráfica Devónico- carbonífera. AQI-X1: perforado en 1962-1963 por YPFB hasta una profundidad de 2209 m. en la Formación Los Monos. AQI-X1001: Pozo completado. Objetivos HMP, Icla y Santa Rosa. Coordenadas de superficie en el datum WGS 84 s20. El Bloque Ipati se encuentra atravesado de norte a sur por la serranía de Incahuasi, cuya cresta sirve de línea divisoria entre las provincias Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca y Cordillera del Departamento de Santa Cruz. Este bloque se encuentra situado a 250 Km. de distancia al sur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, en la faja sub-andina sur, siendo Lagunillas la localidad principal del área. Los reservorios potencialmente productores en el área del bloque, al igual que más al sur, pertenecen a las formaciones HMP, Icla (en parte) y Santa Rosa. De manera particular, los pozos ICS-X1 ST1, ICS-2 e ICS-3 finalizaron en la Formación HMP. Los resultados de los pozos ICS- X1, AQI –X1001 e ICS-2 constituyen las Referencias de correlación para toda la secuencia estratigráfica Devónico- carbonífera. ICS-X1 ST: perforado en 2003-2004, hasta una profundidad de 5.600 m. MD en la Formación HMP. ICS-2: perforado en 2012-2013, hasta una profundidad de 5.636 mMD en la Formación HMP. Está ubicada al sur del pozo ICS-X1, ICS-3: Perforado entre 2013-2014, hasta una profundidad final esperada de 5.250 mMD en un diámetro de 8- 1/2” en la Formación HMP (100m dentro de la formación Icla). Empresa Total E&P Bolivie Servicie

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La planchada del pozo ICS-3 está ubicada al sur del pozo ICS-2 La Asociación en este bloque está conformada por Total E&P Bolivie – Sucursal Bolivia (“TEPBO”) con un porcentaje de participación de 60% como Operador, Tecpetrol de Bolivia S.A. y GP Exploración y Producción SL Sucursal Bolivia con un porcentaje de participación de 20% cada uno. La Asociación en los bloques Aquio e Ipati está conformada por Total E&P Bolivie – Sucursal Bolivia (“TEPBO”) con un porcentaje de participación de 60% como Operador, Tecpetrol de Bolivia S.A. y GP Exploración y Producción SL Sucursal Bolivia con un porcentaje de participación de 20% cada uno. El descubrimiento de gas se produjo en el año 2004 mediante la perforación del pozo ICS-X1 en el Bloque Ipati, probando una acumulación de gas en el reservorio Huamampampa. En el año 2011 se perforo el segundo pozo exploratorio AQI-X1001, ubicado a 4 Km. en dirección norte del ICS-X1, que descubrió acumulación de gas en la formación HMP en el Bloque Aquio. Las Declaratorias de Comercialidad de los campos Incahuasi (Bloque Ipati) y Aquío (Bloque Aquio) fueron aprobadas por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en fecha 29 de Abril de 2011, iniciando de esta manera, el periodo de explotación de dichos campos. Posteriormente se perforaron los pozos ICS-2 en el año 2012 e ICS-3 en el año 2013. Actualmente los campos Aquio e Incahuasi no se encuentran en producción. En la Certificación de Reservas del año 2013 se les asignaron reservas en categorías probadas no desarrolladas y probables no desarrolladas. Los pozos de los campos Aquio e Incahuasi han alcanzado el reservorio de Huamampampa a una profundidad de 4500 metros de profundidad, en una estructura altamente fallada e invertida a nivel de los reservorios productores.12

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IV) Objetivos 1) Incrementar la producción de gas, condensado y crudo en 10%, utilizando técnicas que se utilizan en la industria petrolera y que es posible y factible poderlas aplicar en este pozo en específico

2) Determinación de la reserva del campo. Determinación de la presión de fondo de pozo. 3) 4) Determinación de un levantamiento artificial. V) Justificación. La realización de presente proyecto nos servirá de gran importancia en la toma de decisiones sobre los arreglos de fondo del pozo y como también para obtene r un mayor caudal en la producción de los hidrocarburos y de esa manera lograr el aumento de producción de un 10% sin dañar la formación. El pozo ics-3 es un pozo de desarrollo del mega campo incahuasi que el cual no será complicado incrementar su producción en un 10%.

VI) Alcance Mediante la realización de este proyecto se busca incrementar la producción d el pozo ics-3 en un 10% de manera adecuada sin causar daños en la formación. VII) Metodología y técnicas Existen varias opciones para aumentar la producción y por ende la recuperación de Hidrocarburos, cada una con diferentes costos, grado de dificultad y tiempo de Respuesta. Lo ideal es que se formen equipos de trabajo que evalúen cada una de ellas Para luego compararlas y emprender la mejor acción. Revisión del sistema de tuberías y equipos de superficie, los cuales pueden estar restringiendo la producción si no están bien diseñados para los cambios que puedan presentarse.

VIII) Consecución El método de flujo natural es suficiente para poder incrementar la producción de este pozo en un 10 %.


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IX) Estructura del trabajo El procedimiento que hemos establecido para la recopilación de datos fue la siguiente:  Búsqueda de información técnica a través del internet  Recolección de la información necesaria  Selección de la información requerida para el proyecto  Revisión de la información 3) INTRODUCCION TEORICA (Análisis nodal) Una de las mejores alternativas para incrementar la producción de los campos, por costo y tiempo de ejecución y respuesta, es asegurarse que los pozos estén operando a su máximo potencial. Una técnica reconocida y confiable que ayuda en esta tarea es el análisis nodal, la cual es una herramienta muy flexible que permite analizar las condiciones en las cuales está operando un pozo, y luego evaluar diferentes alternativas para mejorar su productividad. También permite estimar algunos parámetros desconocidos del pozo (permeabilidad, factor de daño, presión de yacimiento, área de drenaje, etc.) al comparar y ajustar valores calculados de presión y caudal con valores medidos. Este análisis es muy flexible y práctico ya que se puede aplicar a cualquier tipo de pozo (vertical, horizontal, multi-capas, multi-lateral), ya sea de crudo o gas, con flujo natural o con levantamiento artificial. El procedimiento básico consiste en dividir el pozo en 4 componentes básicos: yacimiento, completación, tubería de pozo y tubería de superficie, para encontrar las pérdidas de presión que se presentan en cada uno en función del caudal total. El punto más común para ubicar el nodo es el fondo del pozo. Durante el análisis se calcula y se grafica la caída de presión desde el yacimiento hasta el nodo (llamada curva Inflow), y desde la superficie hasta el nodo (llamada curva Outflow), para diferentes caudales.s. En este caso para nuestro pozo se empleara levantamiento por flujo natural. 13

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4) ACERCAMIENTO AL PROBLEMA (fenómeno). I) Demostración científica de la existencia del problema. CURVA DE PRODUCCION DEL CAMP INCAHUASI14

En el caso del proyecto del pozo ICS-3 aún no existen problemas porque el pozo aún no está en producción.

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www.paginasiete.bo/economia/2016/7/16/desde-19-produccion-incierta-segun-fitch-ratings-102968.html


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5) HIPÓTESIS Variable dependiente. El volumen de producción de hidrocarburos en el pozo ics-3 empezara a de disminuir de acuerdo al tiempo de su vida productiva. Variables independientes. La presión del reservorio del pozo ics-3 empezara a decaer de acuerdo a lo que disminuya los hidrocarburos en el reservorio. Diseño de la hipótesis.

Al realizar un análisis nodal se pueden comparar diferentes alternativas para mejorar la producción, ya sea en el yacimiento y completaciones, en la tubería y acceso rios del pozo y la superficie, o en los equipos de levantamiento artificial utilizado. También se puede estimar el impacto que tendría cambiar a un pozo horizontal o multi-lateral. El análisis permite entonces determinar el potencial de un pozo, y en caso de que esté produciendo a una caudal menor, evaluar las causas y comparar diferentes soluciones.

6) V.-

COMPROBACIÓN DE LA HIPÓTESIS. I) Investigación documental. De acuerdo a las investigaciones realizadas la empresa total dice que el pozo ics-3 del campo incahuasi entrara en producción en el año 2018.


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Además con la producción de la fase I del campo incahuasi Bolivia podrá subir su producción en un 10%.

II) Investigación de campo. De acuerdo a las investigaciones realizadas a los pozos de referencia que son el aqx1001, ics-1 y ics-2, el pozo ics-3 será un productor de gas condensado y que tendrá una producción por flujo natural. 7) RESULTADOS. I) Resultados de la investigación documental. Debido a que el pozo ics-3 es nuevo y todavía no está en producción la empresa operadora aún no tiene conclusiones exactas del pozo. II) Resultados de la investigación de campo. Con los respectivos estudios realizados al pozo ics-3 del campo incahuasi podremos determinar que el pozo producirá por flujo natural debido a que es un pozo de un mega campo.


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8) CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. Conclusiones técnicas.  Según el estudio realizado concluimos que el pozo incahuasi X-3 puede aumentar su producción en un 10 %.  El pozo incahuasi x-3 al ser un pozo pozo de poco tiempo de vida útil podemos hacer gestiones para alargar la vida útil del pozo.  Con la producción del campo incahuasi incahuasi se aumenta en un 10 % las reservas TCF de nuestro país, Hito histórico desde hace varios años atrás.  Estimamos que hasta el 2040, el mega-campo Incahuasi generará $ 5.558 millones de renta petrolera.  Estimamos que el mega-campo Incahuasi producirá 17 millones millones de metros cúbicos día (MMmcd).





santa Cruz tiene un potencial de más de 11 TCF’s.


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Recomendaciones técnicas.  Realizar el análisis nodal para el diseño de los arreglos de fondo y tubería de producción para una óptima he eficiente caudal de producción.  No realizar una sobreproducción al pozo para evitar el daño a la formación y así evitar disminuir la vida productiva del pozo.  Estudiar el tipo de hidrocarburo que contiene el pozo pozo para evitar daños al sistema de producción.  Diseñar un sistema de producción adecuado para minimizar perdidas de presión por fricción.  De acuerdo a los datos observados de los tres anteriores pozos del campo incahuasi, se puede afirmar que el pozo ics-3 aportara una buena cantidad de gas condensado y como es nuevo entonces producirá hidrocarburos por flujo natural y por eso en su sistema de producción necesitamos un choque de superficie para poder controlar el caudal de dicho pozo.  Una vez que el pozo ics-3 entre en depleción realizar un estudio de análisis nodal para ver cuál es el problema y de esa forma tomar decisiones correctas.




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9) BIBLIOGRAFÍA. 

http://www.bnamericas.com/company-profile/es/total-sa-total



https://es.wikipedia.org/wiki/Total_S.A.






Campos gasíferos y petrolíferos de Bolivia.pdf



http://www.bnamericas.com/project-profile/es/incahuasi-field-incahuasi






Documento pdf pdf anexo-términos referenciales de los campos campos integrados. integrados.



Libro incahuasi análisis informativo. pdf



http://www.elpaisonline.com/index.php/2013-01-15-14-1626/nacional/item/224610-campo-incahuasi-y- aquio-iniciaron-producción-degas



http://www.paginasiete.bo/economia/2016/8/4/total-inicia-produccionincahuasi-105019.html



http://ventanapetrol.blogspot.com/2013_09_01_archive.html



s.slideshare.net/JuanVillca1/100-tcf



Anexo 2 campo al final.pdf



Libro aumento de producción e campos maduros.pdf



www.paginasiete.bo/economia/2016/7/16/desde-19-produccion-incierta-segunfitch-ratings-102968.html


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10) MATERIAL COMPLEMENTARIO              

vmeeh audiencia pública enero 2014 07 subandino (159-187) Anexo 1 CRONOGRAMA Anexo 3 - resolucion-ministerial-222-12-edicion-412nec ANEXO-TERMINOS REFERENCIA 09.02.15 CRONOGRAMA – CAMPOS informedeactividadesvpacfenero-junio 2012 Tesis_5476_Rocha HIDROCARBUROS LIMITES ENTRE SANTA CRUZ Y CHUQUISACA Libro_HistoriaNatural_SerraniaIncahuasi INSTRUMENTACION_INTELIGENTE_PARA_MEJORAR_LA_PRODU C Aumento de producción en campos maduros 26 A CONTRATO OPERACION YPFB TOTAL AQUIO


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OBJETO DE LA CONTRATACIÓN La presente convocatoria tiene por objeto contratar a una Empresa Consultora Internacional, especializada en la construcción de modelos Estáticos y Dinámicos de Yacimientos, para los reservorios pertenecientes a los Campos: San Alberto, San Antonio, Incahuasi-Aquio y Margarita-Huacaya; pertenecientes a las áreas: San Alberto-Itau, San Antonio, Ipati-Aquio y al área Caipipendi respectivamente, con el fin de generar modelos de simulación y formación de profesionales de YPFB, que posteriormente serán responsables de elaborar planes de desarrollo. La Contratación se encontrará enmarcada en el Decreto Supremo N° 26688 de 05 de julio de 2002 y Decreto Supremo N° 0224 de 24 de julio de 2009, así como por el “Reglamento para la Contratación de Bienes, Obras y Servicios Especializados en el Extranjero de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos YPFB”, aprobado mediante

Resolución de Directorio N° 91/2013 de 20 de noviembre de 2013, en la modalidad de CONTRATACIÓN POR COMPARACION DE OFERTAS.

TÉRMINOS DE REFERENCIA 1. OBJETIVO GENERAL Generar Modelos Estáticos y Dinámicos de cuatro campos productores de reser vorios clásticos naturalmente fracturados que caractericen los reservorios desde el punto de vista de la geología estructural, estratigrafía, geofísica, petrofísica, geo mecánica, ingeniería de yacimientos y simulación de Reservorios, para elaborar propuestas de Planes de Desarrollo y mejorar los Factores de Recuperación por Reservorio, incrementar las reservas nacionales de hidrocarburos, incrementar la producción y atenuar las caídas de producción. El trabajo se realizará de forma conjunta con el personal profesional de YPFB. 2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2.1. Formar profesionales en las áreas de Ingeniería de Reservorios, Geofísica, Petrofísica y Geología para generar modelos integrados. 2.2. Evaluar e interpretar la información sísmica 2D y 3D, en caso de no ser adecuada, efectuar procesamiento a las líneas sísmicas para que estén aptas para estudios cualitativos de interpretación estructural y estratigráfica, además Empresa Total E&P Bolivie Servicie

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2.3.

2.4.

2.5.

2.6. 2.7.

2.8. 2.9. 2.10.

2.11.

2.12.

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de estudios cuantitativos de AVO, propiedades a partir de inversión sísmica y otros que se requieran. Estudiar cualquier otro método geofísico desarrollado para los campos y utilizarlo para el modelamiento estructural y correlacionar con los resultados de interpretación sísmica. Realizar un estudio petrofísico con toda la información disponible existente para los pozos de los Campos San Alberto, San Antonio, Aquio-Incahuasi y Margarita-Huacaya. Realizar el diseño de la Red de Fracturas (DFN) Realizar un Estudio sobre los corredores de Fracturas existentes en los reservorios. Mediante el uso de testigos de pozos y análisis de afloramientos de la formación. Generar Modelos Estáticos para los campos en estudio, capaces de representar la complejidad de los yacimientos fracturados, que se constituya como la base de los Modelos Geo mecánicos y Dinámicos de los mismos. Hacer estudios de balance de Materiales y Pruebas de Formación para validar los volúmenes in place calculados en los modelos Estáticos. Realizar estudios de análisis nodal y pruebas de formación para cada pozo e introducir tablas de comportamiento de flujo de vertical (VFP) dentro del modelo de simulación. Definir los tipos de rocas y ejecución del modelo de inicialización para comparar los resultados entre los modelos estático y dinámico. Generar un modelo Dinámico, Composicional y/o Black Oíl, de los Campos Incahusi-Aquio, San Alberto, San Antonio y Margarita-Huacaya. Realizar un proceso de History Matching para el campo San Alberto, San Antonio y Margarita-Huacaya mediante la integración y validación de la información de caudales de producción, estudios PVT, estudios de permeabilidad relativa de las coronas existentes. Estudios de Laboratorio de Presiones Capilares, permeabilidades relativas, geomecánica, imbibición, etc., que permitan comprender globalmente la interacción de matriz y fractura representando de mejor manera el flujo de gas y pronósticos de producción más acertados. Elaborar Propuestas de planes de Desarrollo a veinte años de los campos que consideren propuestas de proyectos, locación de futuros pozos y todas las actividades para la optimización del factor de recuperación y re categorización


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de reservas, tomando asimismo en cuenta, los correspondientes estudios económicos. 2.13. Formar a 2 (dos) Petrofísicos, 2 (dos) Geofísicos, 4 (cuatro) geólogos y 4 (cuatro) ingenieros de reservorios de YPFB para realizar modelos estáticos y dinámicos para reservorios de silicatos naturalmente fracturados, permitiendo a los profesionales de YPFB poder posteriormente modificar los modelos generados, así también puedan modelar nuevos campos.

3. ALCANCE DEL ESTUDIO 3.1. La Empresa Consultora Contratada deberá proponer un Plan de Trabajo, en el cual se debe incluir: cronograma de actividades y metodología de trabajo para alcanzar los objetivos descritos en un tiempo máximo de 30 (treinta) días calendario a partir de la firma del contrato. 3.2. Capacitar al personal de YPFB en instalaciones de la empresa consultora e instalaciones de YPFB en la construcción de modelos estáticos y dinámicos. 3.3. La Empresa Consultora Contratada debe definir, proponer y efectuar los estudios adicionales con personal de YPFB que deberán ser realizados a fin de alcanzar los objetivos propuestos. 3.4. La Empresa Consultora Contratada elaborará un análisis y formara 12 profesionales de YPFB en el análisis de riesgo de inversión de cada uno de los Planes de Desarrollo propuestos para los campos en estudio presentado el riesgo e incertidumbre inherente a cada uno de ellos. 3.5. La Empresa Consultora Contratada presentará los informes requeridos de acuerdo a las especificaciones señaladas en el Documento Base de Contratación. 3.6. La Empresa Consultora Contratada deberá mantener total reserva y confidencialidad respecto de la información proporcionada por YPFB y no revelará la información total o parcialmente, en ningún caso. 3.7. La Empresa Consultora Contratada proporcionará, en medios físicos y digitales editables en formato del software generado, los modelos, correlaciones y toda información generada durante el proceso de consultoría. 4. CONSIDERACIONES GENERALES 4.1. La Empresa Contratada deberá tener un Equipo Técnico Especializado ya sea con base en las oficinas de YPFB de la ciudad de Santa Cruz, o con base en


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4.2.

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instalaciones de la Empresa Contratada, dependiendo la etapa del proyecto. Por otro lado, YPFB designará un Equipo Técnico de Contraparte, que se encargará de evaluar y aprobar los informes de avance, Informe Final y otros documentos, resultado del desarrollo de las actividades generadas en el presente estudio. YPFB proporcionará a la Empresa Contratada, toda la información (reportes, informes, registros de pozos, mapas, líneas sísmicas, etc.) disponible para los campos propuestos como objeto de estudio. La Empresa Contratada preverá, las licencias de los softwares especializados que son necesarias para llevar a cabo el modelamiento de los campos en evaluación, así como también los equipos de laboratorio, lectores y demás pruebas adicionales que se vean por conveniente. El software utilizado para la generación de documentos digitales entregables debe ser compatible con el software usado por YPFB (PETREL, ECLIPSE, SKUA, TECHLOG, GEOLOG, ECRIN, IPM). Caso contrario la empresa consultora proveerá licencias del software a YPFB. Toda información generada por la Empresa Consultora Contratada, en cualquier tipo formato, se constituirá en propiedad de YPFB. La empresa consultora proporcionará al personal de YPFB durante su estadía en instalaciones de la consultora (Transporte, alimentación, vivienda y viáticos) además de gestionar pasajes, visas y otros que se requieran para el personal de YPFB. Toda información y documentación (informes, planillas, mapas, imágenes, etc.) en formato físico y digital o cualquier otro reporte o documento producto del estudio de la consultoría, pasará a ser propiedad de YPFB. Cualquier reproducción parcial o total de esta información será penada bajo las leyes bolivianas. Salvo que exista una autorización expresa de YPFB para el uso de información.

5. ACTIVIDADES GENERALES A REALIZAR La Empresa Consultora Adjudicada deberá realizar las siguientes actividades generales: 5.1. Coordinar cursos de formación en Geofísica, Petrofísica, Geología Estructural, Sedimentología, Ingeniería de Reservorios y Modelamiento Integral (líder de proyecto) para el personal de YPFB que participara en el proyecto de Empresa Total E&P Bolivie Servicie

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generación de modelos, los cuales pueden realizarse durante los primeros meses, estos deben ser aprobados por el personal de YPFB y presentados en el plan de trabajo. Presentar informes escritos, modelos y propuestas con la periodicidad estipulada en el cronograma presentado por la consultora. Proporcionar toda información generada en el contexto del presente Proyecto en medios físicos (impreso) y digitales (.pdf, .ptd, .pet, .tks, .data, otros).

6. METODOLOGÍA GENERAL DE TRABAJO 6.1. REVISIÓN DE LA INFORMACIÓN YPFB pondrá a disposición de la Empresa Consultora Contratada toda la información geológica, geofísica, petrofísica, informes de pozos, cartográfica disponible y cua lquier otra del CNIH, que se requiera para la exitosa realización del Proyecto. 6.2. PRESENTACIÓN PLAN DE TRABAJO La Empresa Consultora Contratada en un lapso máximo de treinta (30) días calendario después de la suscripción del contrato deberá realizar una recopilación preliminar de la información proporcionada por YPFB, y presentar un Plan de Trabajo y de formación que incluya: cronograma actividades y metodología de trabajo, los cuales regirán el desarrollo del proyecto. 6.3. REUNIONES INFORMATIVAS La Empresa Consultora Contratada, será convocada a reuniones informativas, a requerimiento de YPFB, con el propósito de evaluar el avance. 6.4. INFORMES DE AVANCE La Empresa Contratada debe presentar tres (3) ejemplares de cada informe de avance. Se deberán presentar tres (3) Informes de Avance: Revisión de Datos, Informe Preliminar 1 e Informe Preliminar 2. Considerar que cada informe de avance debe cumplir con los requerimientos del punto 11.2 con respecto a su contenido y punto 26 con respecto a la periodicidad. Asimismo, contemplar el estudio de acuerdo al p lan de trabajo y cronograma de actividades propuesto por la consultora y aprobado por YPFB. 6.5.

ENTREGA DEL INFORME FINAL


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La Empresa Consultora contratada presentará tres (3) ejemplares el Informe Final, en medios magnético y físico, concordantes con los requerimientos del punto 11.3 con respecto a su contenido y lo estipulado en el punto 26 con respecto al tiempo de entrega.

7. APROBACIÓN DE INFORMES DE AVANCE El Equipo Técnico de contraparte de YPFB tendrá un plazo de diez (10) días calendario para revisar a detalle la información y los resultados reportados por la Empresa Consultora Contratada, de cada uno de los Informes de Avance que se deben entregar. Una vez que el Equipo Técnico de contraparte haya revisado el informe, aprobará u observará los aspectos técnicos que sean convenientes. Posteriormente, la Empresa Consultora contratada tendrá un plazo no mayor a diez (10) días calendario para revisar o sustentar el informe emitido; ya que al siguiente día hábil se convocará a una reunión para dilucidar los aspectos técnicos observados.

8. APROBACIÓN DEL INFORME FINAL La Empresa Consultora Contratada presentará a los veinte (20) días calendario posterior a la conclusión del contrato, tres (3) ejemplares del Informe Final, en medios magnético y físico, debiendo contemplar los resultados de los objetivos trazados en el estudio. Posteriormente, el Equipo Técnico de contraparte de YPFB efectuará la revisión del mismo, en un término de diez (10) días calendario, para su revisión, análisis y solicitud de ajustes. En caso de existir observaciones, la Empresa Contratada hará efectiva las correcciones que sean necesarias o sustentará la información de las mismas en la presentación del Informe Final, durante los próximos diez (10) días calendario.

9. CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN 9.1.

INFORMACIÓN TÉCNICA PROPORCIONADA POR YPFB

YPFB a través del CNIH, proporcionará la información técnica, para ser analizada y evaluada de acuerdo a los requerimientos de la Empresa Contratada según el listado enunciativo pero no limitativo que se detalla a continuación:


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1. Listado de pozos de las áreas objeto de estudio, con datos generales de ubicación, profundidad final, estado actual, etc. 2. Líneas sísmicas seleccionadas en formato SEG-Y, escaneadas y ukoa. 3. Curvas Tiempo – Velocidad: Llámense Check shots - VSP – WST – Pruebas de Velocidad, según disponibilidad de las mismas. 4. Informes geológicos de pozos. 5. Informes de perforación de pozos. 6. Informes de pruebas de formación y producción realizadas. 7. Mapas geológicos de superficie si corresponden. 8. Registros de pozos en formato LAS. 9. Registros de imágenes y NMR DLIS. 10. Informes de estudios realizados a coronas. 11. Topes de formaciones. 12. Informes y datos de laboratorio de pruebas de PVT. 13. Historiales de producción y presión. 14. Contratos de operación. 15. Otros informes técnicos complementarios. 9.2.

INFORMACIÓN TÉCNICA GENERADA EN EL DESARROLLO DEL PROYECTO 9.2.1. ACTIVIDADES 1. Recopilación de toda la información sísmica, geológica y de pozos. 2. Implementación de Programas de Formación para person al de YPFB en las áreas de Geofísica, Petrofísica, Geología Estructural, Sedimentología, Ingeniería de Reservorios. 3. Interpretación de sísmica 2D y 3D, estudio de inversión sísmica y análisis de atributos AVO.


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4. Ajustar la interpretación sísmica a través de información de subsuelo, geológica de superficie existente donde corresponda 5. Interpretación y correlación de registros de pozos. 6. Mapas sísmicos: isocrónicos e isopáquicos; en tiempo y profundidad de los topes de las formaciones objetivo. 7. Generación del modelo estructural. 8. Establecer la correlación pozo-sísmica. 9. Evaluación de datos petrofísicos mediante registros eléctricos, reportes de análisis de núcleos, correlaciones estratigráficas. 10. Identificar posibles arenas productivas mediante registros de pozos y estudios de sísmica. 11. Generar una grilla para simulación con el respectivo poblado de las propiedades petrofísicas necesarias. 12. Elaborar una red de fracturas (DFN) para introducir al simulador. 13. Generación e inicializar el modelo estático. 14. Generar e inicializar el modelo dinámico 15. Proceso de History Matching. 16. Pronósticos de Producción. 17. Estudios y Simulación acoplada de Geomecanica 18. Revisión, optimización y proponer escenarios de desarrollo de campo. 19. Generar modelos económicos que representan las actividades propuestas en los planes de desarrollo. 20. Otros estudios sugeridos por la empresa consultora. 9.2.2. ELABORACIÓN PROPUESTA DE PLAN DE DESARROLLO La Propuesta debe contener la siguiente información:

1. Propuesta de ubicación geográfica y estructural de pozos de desarrollo.


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2. Propuesta de caudales óptimos de producción para la mejora del factor de recobro. 3. Evaluación Económica de los proyectos propuestos. 4. Programa toma de testigos.

10. METODOLOGÍA DE CÁLCULO Los modelos deberán efectuarse mediante la aplicación de los métodos más avanzados de modelaje de reservorios y cumpliendo con los más altos estándares de la industria petrolera.

11. PRESENTACIÓN Y CONTENIDO DE INFORMES 11.1. Presentación Plan de Trabajo Una vez realizado el diagnóstico de la información proporcionada por YPFB, la Empresa Contratada debe presentar un Plan de Trabajo físico (impreso) y digital, así mismo, debe realizar una manifestación oral del mismo, en un periodo máximo de treinta (30) días calendario después de la orden de proceder. Tres (3) ejemplares del Plan de Trabajo deben ser entregados a YPFB, desglosados de manera pertinente, conteniendo: cronograma actividades y metodología de tr abajo, los cuales regirán el desarrollo del proyecto para un periodo de seiscientos sesenta (660) días calendario de actividades como máximo.

11.2. Informe de Avance La Empresa Contratada debe presentar tres (3) ejemplares de cada Informe de Avance, de acuerdo a la periodicidad del punto 26. Asimismo, cada informe técnico describirá los resultados parciales conceptuales y metodológicos del proyecto, implicaciones para el marco conceptual del Proyecto, resultados de investigación e hipótesis, objetivos, metodología, cronograma de actividades. En las primeras páginas de dicho informe se incluirá un sumario de hechos


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destacados, incluyendo: 1. Las actividades programadas y realizadas. 2. Las actividades programadas y no realizadas o demoradas. 3. Los principales problemas que se pudieran haber presentado y cómo se han resuelto. 4. Las acciones previstas en siguientes etapas de avance del Proyecto. Por otro lado, se adjuntarán como Anexos todos los documentos generados en virtud del presente Proyecto hasta la fecha de entrega del Informe de Avance respectivo.

11.3. Informe Final La Empresa Contratada presentará a los veinte (20) días calendario antes de la conclusión del contrato, tres (3) ejemplares del informe final, en medios magnético y físico, debiendo contemplar los resultados de los objetivos trazados en el estudio. El compendio del Informe Final debe contener toda la información establecida en el punto 9.2 (“Información técnica generada en el desarrollo del Proyecto”)

11.4. Informes Especiales Cuando se presenten asuntos o problemas que, por su importancia, incidan en el desarrollo normal del servicio, el consultor emitirá un informe especial y deberá ser presentado en tres (3) ejemplares.

12. CONFIDENCIALIDAD La Empresa Contratada queda obligada a mantener estricta confidencialidad, con toda la información recibida de YPFB y generada para YPFB, así como también se obliga a no proporcionar o divulgar ningún tipo de información a terceros. YPFB se reserva el derecho de tomar acciones legales en caso de divulgación de la información. Para lo cual se firmara un acuerdo de confidencialidad.


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13. DEVOLUCIÓN DE INFORMACIÓN. Una vez concluido el Proyecto, la Empresa Contratada deberá entregar a YPFB toda la información recibida y la información generada como consecuencia de éste Proyecto, en todos los medios y formatos. Se prohíbe la reproducción total o parcial de la información generada durante el proceso.

14. EXPERIENCIA 14.1. EXPERIENCIA DE LA EMPRESA CONSULTORA La Empresa Consultora proponente deberá acreditar un tiempo no menor a ocho (8) años con el objeto social que le permita desarrollar “actividades inherentes” al objetivo

descrito en el presente Proceso de Contratación y las que actualmente ejecuta a la fecha de presentación de los documentos, para su habilitación. La Empresa Consultora proponente deberá estar conformada por un grupo de ingenieros del área petrolera y geociencias. Así mismo, tomar en cuenta que se valorarán fundamentalmente los conocimientos sobre temáticas vinculadas al objeto de presente Proceso de Contratación, que demuestren poseer los integrantes del grupo consultor. Se consideraran los siguientes aspectos relacionados con la experiencia de la empresa para la evaluación: Experiencia General: mínimamente ocho (8) años, respaldado con contratos de consultoría ejecutados en actividades hidrocarburíferas; esta experiencia deberá estar respaldada por certificado u otro documento que respalde la experiencia Experiencia Específica: mínimamente seis (6) años, respaldado con contratos de consultoría ejecutados en actividades de modelaje de hidrocarburos; esta experiencia deberá estar respaldada por el certificado u otro documento que respalde la experiencia.

14.2. EXPERIENCIA DEL PERSONAL TÉCNICO ESPECIALIZADO La Empresa Consultora proponente deberá adjuntar la documentación necesaria para acreditar la experiencia del personal técnico especializado en generación de Modelos Empresa Total E&P Bolivie Servicie

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de simulación dinámica y estática. La experiencia del personal técnico especializado será evaluada considerando el número de contratos en los cuales el profesional ha desempeñado obligaciones similares o superiores a los propuestos en el presente Proyecto, que deberán ser acreditados con certificados de trabajo u otro documento que respalde la experiencia profesional. YPFB propone que el personal mínimo indispensable para la ejecución del proyecto cuente con las siguientes especialidades. 1. Geofísico, con una experiencia especifica mínima de seis (6) años en interpretación sísmica estructural en faja plegada, pie de monte y cuencas foreland. El Profesional deberá contar con más de ocho (8) años de experiencia general en Geofísica. 2. Geólogo Estructuralista, con una experiencia especifica mínima de seis (6) años en interpretación estructural y/o actividades relacionadas al Modelaje de Reservorios. Preferiblemente, con conocimiento en fajas plegadas. El Profesional deberá contar con más de ocho (8) años de experiencia general en Geología Petrolera. 3. Petrofísico, con experiencia específica mínima de seis (6) años en evaluación petrofísica, interpretación de registros de pozos, correlaciones de información de subsuelo, determinación de parámetros petrofísicos para cálculos volumétricos y actividades relacionadas al Modelaje de Reservorios. El Profesional deberá contar con más de ocho (8) años de experiencia general en Geología o Ingeniería Petrolera. 4. Ingeniero de Reservorios , con experiencia específica mínima de ocho (8) años en ingeniería de reservorios, pruebas de formación, validación de PVT y simulación de reservorios. El Profesional deberá contar con más de diez (10) años de experiencia general en Ingeniería Petrolera. La experiencia específica es parte de la experiencia general, pero no viceversa. Para efectos de evaluación, la experiencia de los profesionales empezará a correr a partir de la emisión del título profesional y/o documento equivalente.

15. PROEDIMIENTODE EVALUACIÓN


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15.1 PRIMERA ETAPA DE EVALUACIÓN El Comité de Habilitación realizará la verificación de presentación de documentos posterior al Acto de Apertura de Propuestas y determinará si las propuestas se habilitan o no a la segunda etapa de evaluación. 15.2 SEGUNDA ETAPA DE EVALUACIÓN Si la propuesta hubiera superado la primera etapa de evaluación, se realizará la Evaluación con el Método de Selección de Calidad, Propuesta Técnica y Costo; donde se evaluaran: experiencia y capacidad financiera de la Empresa Consultora, experiencia general y específica del plantel profesional propuesto. Las Propuestas que no alcancen la puntuación mínima de 450 puntos sobre 700 puntos en ésta etapa, no podrán continuar con la tercera etapa de evaluación. 15.3 TERCERA ETAPA DE EVALUACIÓN La evaluación económica de las propuestas técnicas que cumplan las condiciones anteriores, se realizará conforme al siguiente procedimiento: a) El puntaje total asignado a la calificación de la propuesta económica, es de 300 puntos. b) La propuesta económica revisada con el precio más bajo obtendrá 300 puntos y las otras propuestas obtendrán un puntaje inversamente proporcional al monto de su propuesta de acuerdo con la siguiente fórmula: PEE 

 PEMB    * 300 PEi  

Donde: PEE : Puntaje Evaluación Económica PEMB : Propuesta Económica Más Baja. PEi : Propuesta Económica de la empresa i. La calificación final se obtendrá conforme al siguiente procedimiento: Deberán sumarse las calificaciones obtenidas en las propuestas técnica y económica, sobre el total del cien por ciento del puntaje (100%). POCF  PET  PEE

Dónde: POCF : Puntaje Obtenido en la Calificación Final PET : Puntaje Evaluación Experiencia, Personal, Capacidad Financiera y Propuesta Técnica PEE : Puntaje Evaluación Económica


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16. PLAZO DE EJECUCIÓN El plazo máximo de ejecución del servicio de Consultoría es de seiscientos sesenta (660) días calendario. 17. OTROS DOCUMENTOS DE RESPALDO SOLICITADOS La Empresa Consultora proponente deberá presentar en su propuesta, fotocopia simple del documento de constitución de la empresa, certificados de afiliación a la cámara de comercio u organismo equivalente del país de origen y licencia comercial o certificación de los programas computacionales considerados en la consultoría. 18. PERSONAL CLAVE REQUERIDO La Empresa Consultora proponente proveerá la cantidad de personal técnico especializado necesario para la ejecución exitosa del Proyecto. Se requieren mínimamente los siguientes profesionales con la experiencia y particularidades explicadas en el punto 14.2: 

1 Petrofísico



1 Geólogo Estructuralista



1 Geofísico

1 Ingeniero de Reservorios Excepcionalmente, la Empresa Contratada podrá cambiar al personal presentado al comienzo del Proyecto; el cual deberá ser de igual o de mayor experiencia al presentado inicialmente; previo análisis y autorización por parte de YPFB. 

19. VALIDEZ DE LA OFERTA El tiempo de validez de la oferta debe ser mínimo noventa (90) días calendario. 20. MÉTODO DE SELECCIÓN El método de selección de la Empresa Consultora será el de Calidad, Propuesta Técnica y Costo. 21. FORMA DE ADJUDICACION La adjudicación será por el total del proyecto. 22. GARANTIAS Empresa Total E&P Bolivie Servicie

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A elección del proponente, podrá presentar una Carta de Crédito Standby notificada con las características expresas de renovable, irrevocable y de ejecución inmediata, con vigencia de noventa días calendario (90) por un monto equivalente al 0,5% del valor de su propuesta económica, expresada en dólares americanos, emitida por un banco del exterior a favor de YPFB, o alternativamente podrá presentar una Boleta de Garantía contra-garantizada a favor de YPFB La empresa adjudicada debe presentar una Carta de Crédito Stand By emitida a la orden de YPFB por un Banco Internacional de reconocido prestigio y confirmada por un Banco local establecido en el Estado Plurinacional de Bolivia, con similar nivel de categoría; misma que deberá ser de carácter renovable, irrevocable y de ejecución inmediata a primer requerimiento, por un monto equivalente al 7% del valor total del contrato y tener vigencia de tres meses adicionales a la vigencia del contrato; ó alternativamente, podrá presentar una Boleta de Garantía emitida por una Entidad Bancaria Nacional pero la misma debe estar contra garantizada mediante una Carta de Crédito Stand By emitida en el extranjero. En caso de pagos parciales la empresa podrá solicitar mediante nota expresa la retención por concepto de garantía de cumplimiento del contrato, este monto será devuelto a la conclusión del servicio, previa emisión del informe final de conformidad.

23. MULTA POR MORAS En caso de incumplimiento al cronograma establecido por YPFB, la empresa contratada será penalizada con el 0.5% del monto total del contrato por cada día de retraso, en la presentación del Informe Final y 0.1% en caso de los Informes de Avance, que será aplicado en cada desembolso.

24. ANTICIPO. No se concederá ningún anticipo debido a que el primer pago del 20% se realizará a los treinta (30) días calendario posterior a la orden de proceder. 25. CONTRAPARTE La Contraparte para esta consultoría será designada por la Autoridad Responsab le del Proceso de Contrataciones ARPC. El equipo de contrapa rte será multidisciplinario que contara con profesionales en las áreas de Ingeniería de Reservorios, Geología,


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Geofísica y Petrofísica, el equipo de contraparte será el encargado de coordinar con la unidad solicitante y la empresa contratada.

26. PRESENTACION DE INFORMES Y FORMA DE PAGO. La presentación de informes y el pago se efectuará de la siguiente manera: PLAN Y CRONOGRAMA DE TRABAJO (20%) Este informe será presentado máximo hasta los treinta (30) días calendario después de la orden de proceder. El pago del 20% se hará efectivo cuando la empresa contratada entregue el primer Informe de Avance, y la contraparte designada por YPFB emita el Informe de Aprobación y Conformidad al respecto. Asimismo la Empresa Contratada deberá presentar la factura correspondiente al pago. El informe de avance deberá contar con los siguientes productos: 

Plan y Cronograma de Trabajo.

Segundo informe y pago (20%) Este informe será presentado máximo hasta los ciento ochenta (180) días calendario después de la orden de proceder. El pago del 20% se hará efectivo cuando la empresa contratada presente el segundo Informe de Avance, y la contraparte designada por YPFB emita un Informe de Aprobación y Conformidad al respecto. Asimismo la Empresa Contratada deberá presentar la factura correspondiente al pago. El informe de avance deberá contar con los siguientes productos: 





Informe de validación de la información requerida para el modelamiento de reservorios. Adquisición y procesamiento de datos de campo e información del análisis testigos. Avance del programa de formación del personal de YPFB.

Tercer informe y pago (30%): Este informe será presentado máximo hasta los trescientos sesenta (360) días calendario después de la orden de proceder.


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El pago del 30% se hará efectivo cuando la empresa contratada presente el tercer Informe de Avance, y la contraparte designada por YPFB emita un Informe de Aprobación y Conformidad. Asimismo la Empresa Contratada deberá presentar la factura correspondiente al pago. El informe de avance deberá contar con los siguientes productos: 

Interpretación Sísmica de las líneas y cubos disponibles.



Avance de los Modelos Estáticos.



Avance de Evaluación Petrofísica.

Presentación de informe y Pago Final (30%): Este informe será presentado máximo hasta los seiscientos sesenta (660) días calendario después de la orden de proceder. El pago del 30% se hará efectivo cuando la empresa contratada presente el Informe Final, y la contraparte designada por YPFB emita el Informe final de Aprobación y Conformidad. Así mismo la Empresa contratada deberá presentar la factura correspondiente al pago. El informe Final deberá contar con los siguientes productos: 







Modelo Dinámico de los Campos: Aquio Incahuasi, Margarita-Huacaya, San Alberto y San Antonio. Modelo Estático de los Campos: Aquio Incahuasi, Margarita-Huacaya, San Alberto y San Antonio. History Matching de los modelos dinámicos de los campos: Aquio Incahuasi, Margarita-Huacaya, San Alberto y San Antonio. Modelo Geomecánicos de los campos: Aquio Incahuasi, MargaritaHuacaya, San Alberto y San Antonio.



Propuestas de proyectos para mejorar el factor de recobro de los campos.



Evaluación Económica de los proyectos.



Propuestas a los Planes de Desarrollo para optimizar caudales de producción.


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Los pagos serán realizados mediante transferencia bancaria en moneda extranjera (DÓLARES ESTADOUNIDENSES) , a la cuenta que la Empresa Consultora Contratada señale en su propuesta, quedando a cuenta de la empresa consultora los gastos y comisiones bancarias que correspondan por las transferencias realizadas.

27. IMPOSICIÓN TRIBUTARIA POR REMESAS AL EXTERIOR Los impuestos de ley están a cargo del proponente, debiendo ser considerados en la propuesta económica; en caso de corresponder, por toda remesa al exterior de fuente boliviana, definida en la Ley Tributaria y disposiciones conexas que reciba por el Proponente resultado del respectivo contrato, el Contratante efectuara la retención del 12.5% correspondiente a la alícuota del impuesto sobre las Utilidades de las Empresas – Beneficiarios del Exterior (IUE-BE), para su pago posterior a la Administración Tributaria. 28. PÓLIZAS DE SEGUROS La Empresa Consultora que resultare adjudicada deberá contar con las Pólizas de Seguros que correspondan para cubrir: a su personal y a los equipos de su propiedad que utilizarán en el normal desenvolvimiento de sus actividades, además de la Póliza de Responsabilidad Civil ($us 20,000) que cubra cualquier eventualidad que causen a terceros en el desempeño de sus funciones, dejando indemne a YPFB por cualquier suceso. De suspenderse por cualquier razón la vigencia o cobertura de cualquiera de sus pólizas nominadas precedentemente, o bien se presente la existencia de eventos no cubiertos por las mismas; la empresa adjudicada se hace enteramente responsable frente a YPFB y a terceros por todos los daños emergentes, mientras se realicen los trabajos encomendados. El proponente, una vez adjudicado, deberá entregar una copia legalizada de la citada póliza a YPFB antes de la suscripción del contrato. La presentación de la póliza descrita precedentemente, es obligatoria, constituyéndose para el proponente que resultare adjudicado un requisito indispensable para la suscripción del Contrato; la no presentación de citadas pólizas imposibilitará la suscripción del Contrato. 29. ORDEN DE PROCEDER La Orden de Proceder será emitida por YPFB. 30. COMISIÓN DE RECEPCIÓN


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