Texto_Analisis Económico Prospecto Hidrocarburífero Itaguazurenda (1) (1)

UNIVERSIDAD PRIVADA BOLIVIANA DECANATURA DE POST-GRADO ESCUELA DE GRADUADOS DE INGENIERÍA

ANALISIS ECONOMICO PROSPECTO HIDROCARBURIFERO ITAGUAZURENDA TRABAJO FINAL DE GRADO

Presentado por: DONALD WILSON OSINAGA CABRERA

Como requisito para optar al título de: MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN Y DIRECCIÓN DE EMPRESAS MBA OIL & GAS

Docente tutor: Willians Gonzales M., Ph.D.

Cochabamba, Enero de 2017

ÍNDICE 1. Introducción………………………………………………………………………………………. ……….11 1.1 Ubicación………………………………………………………………………………………….12 1.2 Objetivo…………………………………………………………………………………………….12 2. Antecedentes…………………………………………………………………………………………………13 3. Marco Geológico…………………………………………………………………………………………….15 3.1 Falla Mandeyapecua………………………………………………………………………….17 3.2 Estratigrafía…………………………………………………………………………………. 3.3 Sistema Terciario………………………………………………………………………… 3.4 Sistema Triásico………………………………………………………………………….. 3.5 Sistema Carbónico……………………………………………………………………….. 3.6 Sistema Devónico………………………………………………………………………… 4. Sistema Petrolero…………………………………………………………………………………….

4.1 Antecedentes…………………………………………………………………………….. 4.2 Metodología de trabajo.…………………………………………………………….. 4.3 Roca Madre...………………………………………………………………………………. 4.4 Generación - Migración………………………………………………………………… 4.5 Carga de Hidrocarb uros………………………………………………………………. 5. Reservorios……………………………………………………………………………………………… 5.1 Reservorios de la Formación Iquiri……………………………………………. Iquiri……… ……………………………………... 5.1.1 Reservorio Iquiri 1…………………………………………………………. 5.1.2 Reservorio Iquiri 1A……………………………………………………….. 5.2 Reservorios del Carbonífero………………………………………………………… 5.2.1 Reservorio Tupambi……………………………………………………….. 5.2.2 Reservorio Chorro………………………………………………………….. 5.3 Parámetros de los Reservorios……………………………………………………. 6. Geofísica…………………………………………………………………………………………………… 6.1 Ubicación sísmica 2D y 3D Itaguazurenda……………………………… Itaguazurenda………………………………….. ….. 6.2 Prueba de Velocidad…………………………………………………………………….. 6.3 Parámetros sísmica 3D Itaguazurenda………………………… Itaguazurenda………………………………………… ……………… 6.4 Software Utilizado…………………………………………………………………………

6.5 Interpretación sísmica 3D Itaguazurenda………………………… Itaguazurenda……………………………………. ………….

19 20 21 22 31 24 24 25 26 31 32 36 36 36 38 39 39 39 39 42 42 43 43 44 44

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6.5.1 Trabajos previos………………………………………………………………

44

44 6.5.3 Horizontes sísmicos interpretados…………………………………… 44 6.5.3.1 Horizonte sísmico próximo Tope Iqui ri……… 46 6.5.3.2 Horizonte sísmico próximo Tope Tupambi.. 47 6.5.3.3 Horizonte sísmico próximo Tope Chorro ….. 47 6.5.4 Mapas Isocrónicos Iquiri, Tupambi y Chorro …………………… 48 7. Desarrollo del Proyecto Itaguazurenda……………………………………………………… 51 7.1 Ubicación Geográfic a…………………………………………………………………….. 53 7.2 Prognosis Estratigráfica…………………………………………………………………. 54 7.3 Ficha Técnica del Prospecto…………………………………………………………… 55 6.5.2 Cubo Sísmico……………………………………………………………………

7.4 Metodología de Cálculo de Recursos……………………………………………… 56 7.5 Estimación de los recursos …………………………………………………………… 58 7.6 Riesgo Geológico …………………………………………………………………………… 59 7.7 Pronósticos de producción…………………………………………………………….. 61 7.7.1 Reservorio Iquiri……………………………………………………………… 61 7.7.2 Reservorio Iquiri + Tupambi…………………………………………… 64 7.7.3 Reservorio Iquiri + Tupambi + Chorro…………………………… 67 7.8 Presupuesto del Proyecto………………………………………………………………………… 70 7.8.1 Inversión del Proyecto Itaguazurenda……………………………. Itaguazurenda…………………………….. 70 7.8.2 Costos de Operación ………………………………………………………… 70 7.8.3 Cronograma de Inversiones……………………………………………… 71 8 Evaluación económica…………………………………………………………………………………. 72 8.1 Evaluación flujo de caja Iquiri……………………………………… Iquiri……………………………………………………… ……………… 73 8.2 Evaluación Flujo de Caja Iquiri + Tupambi…………………………………. Tupambi…………………………………. 74 8.3 Evaluación Flujo de Caja Iquiri + Tupambi T upambi + Chorro………………… Chorro………………….. 75 9. Conclusiones……………………………………………………………………………………………… 76 10. Recomendaciones…………………………………………………………………………………… 78 ÍNDICE DE FIGURAS ÍNDICE DE TABLAS ÍNDICE DE ANEXOS BIBLIOGRAFÍA

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ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Ubicación de las Áreas Boyuibe y Ovaí. Estructura Itaguazurenda Figura 2: Mapa geológico de la serranía de Charagua y serranía Caipipendi, en esta última se observan los afloramientos de la Formación Los Monos. Figura 3: Mapa geológico de la serranía de Charagua donde resalta la falla Mandeyapecua, se nota el alineamiento de las estructuras de Carandaiti, Victoria, Mandeyapecua, Itaguazurenda, Cañada, Chorritos, Campo Tajibo, Aimirí, Campo El Espino y San Isidro Figura 4: Mapa de ubicación Falla Mandeyapecua Figura 5: Sección Geológica Itaguazurenda Figura 6: Cubo sísmico 3D Itaguazurenda inlines 700, 480, 370 y 100 Figura 7: Columna estratigráfica generalizada Subandino Sur Figura 8: Mapa de espesores de la Formación Los Monos, cuenca del Chaco Boliviano Figura 9: Diagrama del Potencia de Generación formaciones Los Monos e Icla Figura 10: Diagrama de Van Krevelen (IO-IH) para las formaciones Los Monos e Icla Figura 11: Diagrama de Tipos de querogeno S2 versus TOC Figura 12: Diagrama de Madurez (%Ro) vs Profundidad Figura 13: Diagrama de relación de Illita, Esmectita e Interestratificados Figura 14:  Diagrama Profundidad donde se reflejan los valores de BHT - %Ro y Porosidad (Fuente: DGEE-GERH, Junio 2014). Figura 15: Diagrama de Historia de soterramiento con isotermas (Fuente: DGEE-GERH, Junio 2014). Figura 16: Línea sísmica InLine 107 con interpretación estratigráfica-estructural Pozo ITG-X2, indicando la vía de migración de hidrocarburos. Figura 17:  Diagrama de Transformación de querogeno en Hidrocarburos (TR) versus tiempo. Figura 18: Diagrama de acumulación de Hidrocarburos por formaciones Figura 19: Reservorio Iquiri 1. Nótese el nivel más bajo con producción de gas en -2435 mbnm (Pozo ITG-X2) Figura 20: Reservorio Iquiri 1A (Pozo ITG-X2) Figura 21: Análisis Petrofísico Reservorios Iquiri Pozo ITG-X2 Figura 22: Análisis Petrofísico Reservorio Tupambi Pozo ITG-X2 Figura 23: Análisis Petrofísico Reservorio Chorro Pozo ITG-X2 Figura 24: Mapa de ubicación de sísmica 2D – 3D Itaguazurenda

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Figura 25: Interpretación Inline 107 Cubo sísmico 3D Itaguazurenda Figura 26: Interpretación CrossLine 280 Cubo sísmico 3D Itaguazurenda. Figura 27: Mapa Isocrónico Tope Formación Iquiri. Figura 28: Mapa Isocrónico Tope Formación Tupambi Figura 29: Mapa Isocrónico Tope Formación Chorro. Figura 30. Línea sísmica transversal Inline 341 con la ubicación propuesta del pozo ITGX3. Figura 31. Secuencia estratigráfica propuesta a encontrar durante la perforación del pozo ITG-X3 Figura 32. Ubicación en imagen Googlearth de la ubicación del pozo ITG-X3 Figura 33. Pronostico de producción de gas acumulado en Itaguazurenda - Iquiri Figura 34. Pronostico de producción condensado acumulado en Itaguazurenda - Iquiri Figura 35. Pronostico de Producción con 7 pozos en 15 años Iquiri Figura 36.  Pronostico de producción de gas acumulado en Itaguazurenda: Iquiri + Tupambi Figura 37. Pronostico de producción condensado acumulado en Itaguazurenda: Iquiri + Tupambi Figura 38. Pronostico de Producción con 7 pozos en 15 años Iquiri + Tupambi Figura 39. Pronostico de producción de gas acumulado en Itaguazurenda: Iquiri + Tupambi + Chorro Figura 40. Pronostico de producción condensado acumulado en Itaguazurenda: Iquiri + Tupambi + Chorro Figura 41. Pronostico de Producción con 7 pozos en 15 años Iquiri + Tupambi + Chorro

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ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1 : Prueba de Producción tramo 3106-3109 Pozo ITG-X2 Tabla 2: Parámetros de la adquisición sísmica 3D Itaguazurenda Tabla 3: Datos sísmicos formación Iquiri Tabla 4: Datos sísmicos formación Tupambi Tabla 5: Datos sísmicos formación Chorro Tabla 6. Prognosis estratigráfica del prospecto Itaguazurenda-X3 Tabla 7. Ficha técnica del prospecto ITG-X3 Tabla 8: Parámetros de reservorios de las formaciones Iquiri, Tupambi y Chorro de la estructura de Itaguazurenda Tabla 9: Resultados de petróleo y gas de los reservorios Iquiri, Tupambi y Chorro de la estructura de Itaguazurenda a P34 Tabla 10: Resultados de Gas y Condensado del reservorio Iquiri a P34 Tabla 11: Parámetros de cálculo del probable éxito geológico de las formaciones Iquiri, Tupambi y Chorro de la estructura Itaguazurenda Tabla 12: Acumulado de producción Itaguazurenda – Iquiri Tabla 13: Acumulado de producción Itaguazurenda Iquiri + Tupambi Tabla 14: Acumulado de producción Itaguazurenda Iquiri + Tupambi + Chorro Tabla 15: Detalle de las inversiones Tabla 16: Detalle de los Costos operativos Tabla 17: Cronograma de inversiones estimado (163.5 MM $us) Tabla 18: Parámetros del petróleo (condensado) y gas considerados en los flujos de caja Tabla 19: Otros parámetros tomados en cuenta Tabla 20: Caudales de producción Iquiri Tabla 21: Flujo de caja reservorio Iquiri Tabla 22: Indicadores económicos reservorio Iquiri Tabla 23: Caudales de producción Iquiri + Tupambi Tabla 24: Flujo de caja reservorios Iquiri + Tupambi Tabla 25: Indicadores económicos reservorios Iquiri + Tupambi Tabla 26: Caudales de producción Iquiri + Tupambi Tabla 27: Flujo de caja reservorios Iquiri + Tupambi + Chorro Tabla 28: Indicadores económicos reservorios Iquiri + Tupambi + Chorro

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ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1: Mapa Isocrónico Tope Formación Iquiri. Anexo 2: Mapa Isocrónico Tope Formación Tupambi. Anexo 3: Mapa Isocrónico Tope Formación Chorro. Anexo 4: Estimación de Recursos Formación Iquiri. Anexo 5: Estimación de Recursos Formación Tupambi. Anexo 6: Estimación de Recursos Formación Chorro. Anexo 7: Pronostico de Producción Iquiri Anexo 8: Pronóstico de Producción Iquiri + Tupambi Anexo 9: Pronóstico de Producción Iquiri + Tupambi + Chorro Anexo 10: Flujo de Caja Reservorio Iquiri. Anexo 11: Flujo de Caja Reservorio Iquiri + Tupambi. Anexo 12: Flujo de Caja Reservorio Iquiri + Tupambi + Chorro.

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BIBLIOGRAFÍA Aguilar J., 1958. Informe Pozo Exploración Carandaití Nº 1. YPFB, Distrito Sur de Exploración, Camiri. Antezana, H. 1988. Informe Geológico Final Pozo Itaguzurenda –X2. Informe intero YPFB. Centro Nacional de Información Hidrocarburífera CNIH, Santa Cruz-Bolivia. Antezana, H. 1988. Perfil Compuesto –  Pozo: ITG-X2 –  Escala 1:200. Informe interno YPFB, Camiri-Bolivia. Ardaya, Y. 1988. Informe Geológico Final Pozo Itaguazurenda –  X2. Informe interno YPFB, DSGXG, En CNIH LAT 01-2-123, Camiri-Bolivia. Arteaga J. y Peña E., 1980. Informe Geológico Final Pozo San Isidro – X1. Informe interno YPFB – Gerencia de Exploración- DTXC. LAT 02 –2–056, Camiri-Bolivia. Ayaviri, A., Solis, R., 1982. Well History Chaco Block, Well Simbolar Nº 1. Occidental Boliviana, Inc. Carvajal, Osman. 2014. Sección Geológica pozo ITG-X3. Informe interno YPFB, CamiriBolivia. Delgado, Miguel; Zeballos, Iban; Flores, Carmiña; Puma, Felipe. 2012. Informe final interpretación Itaguazurenda-Ovai. Gerencia Nacional de Exploración y Explotación, Informe interno de YPFB, Camiri-Bolivia. Delgado, Miguel. 2014. Interpretación sísmica PSTM 3D Itaguazurenda. Gerencia Nacional de Exploración y Explotación. Informe interno YPFB, Camiri-Bolivia. Franco, Alcibiades; et al. 2014. Evaluación Hidrocarburífera del Área Florida. Informe Interno Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos, YPFB, Santa Cruz-Bolivia. Gaithe N., 1986. Informe Geológico Final Pozo Aimirí – X2. Informe interno YPFB - DTXS. LAT 35-5-349, Camiri-Bolivia. Gaithe Ordóñez, N., Soliz Cortez, A., 1991. Informe Geológico final: Pozo San alberto-X9; Informe interno de Y.P.F.B. Camiri-Bolivia.

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Ruben;

García

María.

2013.

Estimación

de

Recursos

Hidrocarburíferos

Itaguazurenda, Cañada y Chorritos. Informe interno Gerencia Nacional de Exploración y Explotación YPFB, Camiri-Bolivia. Sandi, Ruben. 2011. Sistema petrolero de Ovai. Gerencia Nacional de Exploración y Explotación, YPFB Camiri, en CNIH Santa Cruz-Bolivia. Santos, G., 1980. Informe Geológico Final Pozo El Espino-X1. YPFB, Distrito Sur de Exploración, Camiri-Bolivia.

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Seiscenter S.A. 2014. Informe Final de Interpretación y Modelado del Subsuelo sísmica 3D Estructura de Itaguazurenda, Informe interno de YPFB, Buenos Aires-Argentina. SPE, 2009. Sistema de gestión de recursos petrolíferos. www.spe.org. Suarez R., Martinez E. 1996. Léxico estratigráfico de Bolivia, Revista Técnica de YPFB, vol. 17, N°1-2. Villar, HJ. 2009. Caracterización de Roca Madre y Gas de Reservorio en el pozo RSW-1D (Río Seco W), Cuenca de Tarija. Trabajo para Pluspetrol. Zambrana, S. y Heredia, A. 1982. Evaluación pruebas de presión pozos Espino-X1 y Espino-4. DPIP, YPFB, Camiri-Bolivia. Zambrana, S. 1988. Pozo ITG-X2 –  Prueba de Formación y Producción –  MFE# 2 Formación: Iquiri, Informe interno YPFB, Camiri-Bolivia. YPFB-Sergeomin. 2001. Mapa Geológico de Bolivia, Esc. 1:1.000.000

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1. Introducción Ante la disminución de las reservas de gas y petróleo en Bolivia, la exploración de hidrocarburos se constituye en la actualidad como una prioridad en nuestra país, debido a esta coyuntura se están realizando importantes estudios e investigaciones tanto en campo como en gabinete para desarrollar prospectos exploratorios que puedan ser propuestos ante instancias ejecutivas de una compañía petrolera y puedan tener los sustentos necesarios para su aprobación y posterior ejecución del mismo. En este sentido en la actualidad todas las compañías petroleras tanto estatales como privadas se basan en realizar los respectivos análisis económicos financieros de cada uno de los prospectos exploratorios que puedan ser generados. El análisis económico financiero antes estaba solamente reservado para personal profesional en un área financiera, pero en la actualidad el mundo globalizado requiere que todos los profesionales en las distintas áreas del conocimiento esté capacitado para realizar un análisis financiero y flujos de caja necesarios para proponer alguna actividad económica dentro de su especialidad. El caso de la actividad de exploración en hidrocarburos no escapa de esta realidad y en este sentido la presente tesis apunta a desarrollar el presente proyecto como una actividad de negocio que se puede aplicar dentro de una compañía petrolera. De todas las estructuras geológicas identificadas actualmente en Bolivia y que tienen buena prospectividad en hidrocarburos sobresale la de Itaguazurenda, debido a que tiene un reservorio comprobado en la Formación Iquiri, el cual en una prueba en el pozo Itaguazurenda–X2 aportó gas y condensado. Itaguazurenda se encuentra entre las áreas denominadas Boyuibe y Ovaí, las cuales están ubicadas, en la provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz y una porción Sur del área Boyuibe se encuentra en la provincia Luis Calvo del departamento de Chuquisaca. El Área Boyuibe fue asignada con el Nº 28, y el Área Ovaí fue asignada con el Nº 41, de las áreas exploratorias asignadas a YPFB. La estructura de Itaguazurenda en mayor extensión pertenece al área Boyuibe y una menor extensión ingresa hacia el norte al área Ovaí. Esta estructura sigue el lineamiento geológico asociado a la falla Mandeyapecua que

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de Sur a Norte genera un rosario de estructuras denominadas: Carandaiti, Victoria, Mandeyapecua, Itaguazurenda, Cañada, Chorritos, Campo Tajibo, Aimirí, Campo El Espino y San Isidro. 1.1 Ubicación

Figura 1: Ubicación de las Áreas Boyuibe y Ovaí. Estructura Itaguazurenda

Las áreas exploratorias Boyuibe (28) y Ovaí (41) están situados mayormente en la provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz, solo una tercera parte del área Boyuibe se sitúa en la provincia Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca.

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1.2 Objetivo

El objetivo de la presente Tesis es realizar un análisis y evaluación económica del prospecto hidrocarburifero Itaguazurenda ubicado en el municipio de Charagua, de la provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz. 2. Antecedentes En la zona de Itaguazurenda y las áreas de influencia YPFB y otras compañías petroleras realizaron trabajos de perforación exploratoria, así como adquisición procesamiento e interpretación de una extensa red de líneas sísmicas 2D principalmente entre los años 50´s y 80´s. La primera actividad petrolera en la zona se registra el año 1957 cuando YPFB, en base a ajustes geológicos, gravimétricos y sísmicos, realiza la primera perforación sobre el lineamiento de la falla Mandeyapecua, se trata del pozo Carandaití Nº1, llegando a alcanzar la profundidad de 2945 m, con resultado negativo (Aguilar, 1958). Entre los años 1957 a 1961, en la estructura de Carandaití, YPFB ha perforado un total de 3 pozos, con objetivos en el Carbonífero y el Devónico en los bloques alto y bajo de la falla Mandeyapecua, todos con resultados negativos. En la estructura de Mandeyapecua ubicada en el lineamiento de la falla del mismo nombre, la empresa BOGOC (Bolivian Gulf Oil Company) durante los años 1958 a 1960, perfora 3 pozos, el más profundo, el Mandeyapecua Nº 1 alcanzó los 3542,3 m, con objetivo principalmente en la formación Tupambi del Carbonífero en el bloque alto de la falla Mandeyapecua (Perryman y Hake, 1959), todos los pozos resultaron secos. Entre los años 1959 a 1960 esta misma compañía perforó dos pozos en la estructura de Victoria, con similares resultados (Pruden y Ericson, 1960). El año 1978 YPFB, perforó el pozo Itaguazurenda-X1 (ITG –  X1), alcanzando un profundidad final de 4160 metros, investigo los niveles arenosos de los sistemas Terciario, Cretácico Carbonífero y Devónico Superior. Este pozo resulto seco por su posición estructural muy baja. Entre los años 1978 a 1982, YPFB perforó 5 pozos en la estructura El Espino. Los pozos EPN-X1, EPN-X4 y EPN-X5 resultaron productores y los pozos EPN-X2 y EPN-3 resultaron secos. Según datos del pozo EPN-X1, los niveles productores fueron la Formación

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Tupambi, con 3,6 MMPCD de gas y 152 BPD de condensado; Formación Chorro, con 9,5 MMPCD de gas y 581 BPD de condensado; ambos tramos ubicados en el bloque bajo de la falla Mandeyapecua (Santos, 1980). El año 1980, YPFB perforó el pozo San Isidro-X1, ubicado en el área más septentrional del lineamiento de la falla Mandeyapecua, los objetivos fueron las formaciones Chorro y Tupambi, alcanzó la profundidad de 4857 m, con resultados negativos (Arteaga y Peña, 1980). Similares resultados se obtuvieron entre los años 1984 a 1985, cuando YPFB perforó dos pozos en Aimirí (Gaithe, 1986). En el año 1981 la empresa Occidental Boliviana Inc., perforó el pozo Simbolar Nº1, con objetivos en los reservorios Cretácicos y Triásicos, los cuales son productores en los campos vecinos Porvenir y Vuelta Grande. El pozo alcanzó los 2620 m de profundidad, el resultado fue seco (Ayaviri y Solís, 1982). En los años 1985-1987 YPFB, perforó el segundo pozo el Itaguazurenda-X2 (ITG – X2), alcanzando una profundidad de 5340 m, el mismo que una vez finalizada la perforación fue declarado como pozo descubridor de nuevo campo, en el tramo 3106 – 3109 metros bajo boca de pozo (mbbp), en un reservorio perteneciente a la Formación Iquiri del Sistema Devónico. Luego de las pruebas

arrojó una producción de 12.8 BPD de

condensado de 57º API y 1511 MPCD de gas además de 10.2 BPD de agua. El año 2000, la compañía petrolera Pluspetrol perforó el pozo exploratorio Tajibo-X1, alcanzando una profundidad de 3602 m, descubrió gas en dos niveles de la formación Petaca, en el bloque alto de la falla Mandeyapecua. En la prueba DST Nº1 en el tramo 929-937,6 se obtuvieron 2,7 MMPCD de gas y 1,8 m3/día de condensado (Pluspetrol, 2000). Posteriormente fueron perforados los pozos TJB-X2 y TJB-3, con resultados positivos para los mismos niveles del Petaca. El año 2012 YPFB realizó el levantamiento sísmico 3D en la estructura de Itaguazurenda, llegando a cubrir un área de 223 Km2, este trabajo se constituye en una fuente muy importante que aporta al conocimiento de las potencialidades hidrocarburíferas de Itaguazurenda.

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3. Marco Geológico El Subandino Sur de Bolivia es una faja plegada y corrida donde dominan los eventos compresivos de dirección general Este –  Oeste, por lo que la dirección general de las serranías es Norte – Sur. Inmediatamente al Este, se encuentra el Pie de Monte boliviano que es todavía parte integrante del Subandino, en este sector se encuentran las áreas exploratorias Boyuibe y Ovai. Este Pie de Monte está limitado por una gran falla de empuje Norte

–  Sur denominada Mandeyapecua, al Este de la falla se encuentra el

antepais (foreland) actual (Sandi y Garcia, 2013). La serranía de Charagua forma parte del Subandino Sur y a la vez es el área con afloramientos más próxima a la zona del prospecto Itaguazurenda donde el sustrato está cubierto por material reciente de relleno cuaternario. La figura 2 muestra un mapa geológico de la serranía de Charagua y serranías aledañas adquirida por YPFB Chaco en el año 2005, en este mapa se observa que las rocas aflorantes más antiguas son Los Monos, seguido de Iquiri correspondiente al Devónico, luego está la secuencia del Carbonífero, Pérmico, Permo – Triásico, Cretácico y Terciario (Sandi y Garcia, 2013).

Ovai

YPFB Chaco, 2005

Figura 2: Mapa geológico de la serranía de Charagua y serranía Caipipendi, en esta última se observan los afloramientos de la Formación Los Monos (Sandi y García 2013).

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En el Subandino Sur, muchos autores coinciden que existen dos grandes niveles de despegue comunes que se desarrollan uno en el Kirusillas y otro en Los Monos. Estos niveles son los responsables de la deformación y consiguientemente de la formación de trampas petrolíferas asociadas a fallas de empuje. En el caso de Boyuibe y Ovai, una falla de empuje de movimiento inverso denominada Mandeyapecua cruza el área de Sur a Norte, con dirección ligeramente NNO – SSE. Este evento tectónico alinea las estructuras, de Sur a Norte, Carandaití, Victoria, Mandeyapecua, Itaguazurenda, Cañada, Chorritos, Campo Tajibo, Aimirí, Campo El Espino y San Isidro. De todas estas estructuras El Espino ha sido productor de gas y condensado, Tajibo está en plena producción (ver Figura 3) (Sandi, 2011).

Mapa Geológ ico Lineamiento Falla Mand eyapecua San Isidro Campo El Espino Aimirí 

0

25

50 Km

Escala Gráfica Estructura Geológica

Campo Tajibo Campo Gasífero

Chorritos

Cañada

Itaguazurenda

Mandeyapecua

Victoria

Carandaití 

Figura 3: Mapa geológico de la serranía de Charagua donde resalta la falla Mandeyapecua, se nota el alineamiento de las estructuras de Carandaiti, Victoria, Mandeyapecua, Itaguazurenda, Cañada, Chorritos, Campo Tajibo, Aimirí, Campo El Espino y San Isidro (Osinaga, et al. 2010)

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3.1 Falla Mandeyapecua La falla Mandeyapecua se extiende por el Norte desde las cercanías de la población de Abapó a orillas del Río Grande o Guapay en el departamento de Santa Cruz; hasta el Sur en las cercanías de la población de Carandaití en el departamento de Chuquisaca, con una extensión de alrededor de 200 Km de longitud. Sin embargo, se tiene referencias de que se podría extender mucho más al Sur ingresando inclusive hasta el departamento de Tarija (Osinaga, et al. 2010).

Figura 4: Mapa de ubicación Falla Mandeyapecua (Osinaga, et al. 2010)

El rechazo de la falla Mandeyapecua medido en el pozo Itaguazurenda – X2 está sobre los 2000 m, generando un desplazamiento de bloques en alrededor de los 5700 m, con un buzamiento de aproximadamente de 30º en dirección Oeste, ésta dislocación tiene su despegue en el tope del Silúrico, originado en la deformación tectónica de la vecina serranía de Charagua, es una propagación de una de las fallas de cabalgamiento principal con despegue en el silúrico. La falla Mandeyapecua constituye el último evento tectónico (relacionado a migración de hidrocarburos) ocurrido en la orogénesis Andina a partir del Mioceno Medio (ver Figura 4).

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Serranía de Charagua 43°

Pozo ITG-X2

40°

48°

60°

50°

30° 40°

28° 34°

Terciario

Silúrico

0 3°

4 Km

Escala Gráfica

3° °

2

° 3°

Figura 5: Sección Geológica Itaguazurenda (Osinaga, et al 2010)

La secuencia estratigráfica por efecto de la falla Mandeyapecua genera dos bloques, denominados alto y bajo, donde en el bloque alto, el Terciario está constituido por las formaciones Petaca, Yecua y Tariquía; el Triásico por las formaciones Tapecua, Castellón e Ichoa; rocas del sistema Carbonífero están constituidas principalmente por las formaciones Itacua (T-3), Tupambi, Itacuamí (T-2), Chorro, Taiguati y Escarpment. Como consecuencia de la erosión ocurrida en la base del Carbonífero, se puede observar que la formación Itacua (T-3) tiene una presencia muy irregular a lo largo del lineamiento de la falla Mandeyapecua; finalmente el Devónico se ha podido identificar solamente en el pozo ITG-X2 perforado por YPFB, atravesando 119 m de la formación Iquiri, para posteriormente atravesar la falla Mandeyapecua e ingresar en el Terciario del bloque bajo. El denominado bloque bajo, está constituido por la misma secuencia estratigráfica que el bloque alto, con la diferencia de que se puede observar una clara disminución de los espesores de todas las formaciones atravesadas. Ningún pozo ha penetrado rocas de la formación Los Monos.

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Figura 6: Cubo sísmico 3D Itaguazurenda inlines 700, 480, 370 y 100 (Seiscenter, 2014)

3.2 Estratigrafía

Figura 7: Columna estratigráfica generalizada Subandino Sur

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3.3 Sistema Terciario Formación Chaco Inferior Está constituido por las típicas intercalaciones de niveles de psamitas y pelitas, que caracterizan a esta formación. Los primeros presentan espesores que varían entre 3 y 10 m con un máximo de 15 m. En la parte superior consisten en areniscas de color blanquecino en parte con leve tonalidad rosada, friables, grano muy fino a medio subangular, subredondeado, regular selección, cemento calcáreo, sin reacción a la luz ultravioleta. También por su carácter friable han sido recuperadas en forma de granos sueltos de cuarzo hialino, ahumado, lechoso, esporádico rosado y amarillento. Alternando con estos paquetes psamíticos aparecen pelitas representadas por limolitas y arcilitas de colores marrón claro y rojizos blandas, plásticas y poco calcáreas. En el material arenoso el régimen de penetración es del orden de 5 min/m mientras que en las pelitas es de 15 min/m, de acuerdo ala. Formación Yecua Esta unidad formacional en general presenta una predominancia pelítica. Las psamitas, están representadas por areniscas de color blanquecino, blanquecino de tono verdoso, amarillento, rosado, friables, grano muy fino a fino, escaso medio, subangular, redondeado, regular selección, leve reacción calcárea, sin manifestación de hidrocarburos a la luz ultravioleta. Un gran porcentaje de los estratos arenosos por ser friables han sido recuperados como granos sueltos de cuarzo hialino y blanquecino. Las pelitas están constituidas por intercalaciones de limolitas y arcilitas de color marrón claro, oscuro, rojizo y verdoso, muy plásticas y calcáreas. Los valores de penetración en el material arenoso tienen un promedio de 10 min/m, mientras que en los estratos pelíticos alcanzan los 30 min/m. Formación Petaca Esta formación presenta un predominio de material psamítico siendo escasas y de espesor reducido las intercalaciones pelíticas. Por la falta de cohesión de sus partículas, el material psamítico se recuperó en zaranda, como granos sueltos de cuarzo hialino amarillento escaso lechoso, fino a medio, esporádico grueso y sabulítico, redondeado a subredondeado; mal seleccionado. Las intercalaciones pelíticas están constituidas por limolitas y arcilitas de color marrón claro, oscuro, rojizo con reacción calcárea. El régimen

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de penetración en los estratos arenosos tienen un valor promedio de 5 min/m y en los niveles pelíticos una razón de 20 min/m. 3.4 Sistema Triásico Este sistema está representado por el grupo Tacurú, constituido por las formaciones Ichoa, Castellón y Tapecua. Formación Ichoa Esta unidad litoestratigráfica eminentemente psamítica ha sido recuperada como areniscas de color blanquecino de leve tonalidad rosada, esporádica marrón oscuro y rojiza, friables, grano fino a medio, subredondeado, regular selección, cemento calcáreo, mátrix arcillosa, sin reacción a la luz ultravioleta. Lo friable del material permitió su recuperación en forma de granos sueltos de cuarzo hialino, blanquecino, amarillento y ámbar. El promedio de penetración en estos niveles es de 10 min/m. Alternando con las psamitas aparecen delgadas intercalaciones de limolitas de colores marrón oscuro, rojizos y verdosos, con reacción calcárea, con un promedio de penetración de 20 min/m. Formación Castellón Esta formación se presenta litológicamente más psamítica que la suprayacente con delgadas intercalaciones pelíticas. Las areniscas son blanquecinas y blanquecinas de leve tonalidad rosada, marrón oscuro, rojiza, verdosa, friables a semiduras, grano fino a grueso, subredondeado a redondeado, regular selección, cemento calcáreo, sin reacción a la luz ultravioleta. La recuperación de muestras en zaranda, nos mostró un elevado porcentaje de granos sueltos de cuarzo hialino, blanquecino, amarillento y escaso ámbar, producto de la friabilidad de las areniscas que constituyen esta formación. El régimen de penetración en estos cuerpos ha variado entre y 10 y 20 min/m. Las delgadas y escasas intercalaciones de pelitas se manifiestan como limolitas y arcilitas de color marrón oscuro, rojiza y verdosa con reacción calcárea. Formación Tapecua El comportamiento litológico de esta formación es similar a la suprayacente, se presentó predominantemente psamítica, siendo reducidas las intercalaciones pelíticas. Las areniscas son de color blanquecino, marrón claro, oscuro, friables a semiduras, de grano

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fino a grueso, subredondeado, mala selección, cemento calcáreo, sin fluorescencia. Es frecuente la ocurrencia de granos sueltos de cuarzo hialino, blanquecino, ámbar y amarillento. Los valores de penetración del orden de 15 min/m. En el pozo ITG-X2 el registro eléctrico de Inducción nos presenta un Tapecua dividido por un cuello pelítico bastante conspicuo ubicado entre los 1462 –  1483 m, en bloque alto y 3657 –  3680 mbbp, bloque bajo, según descripción litológica extractadas de los reportes, este nivel pelítico estaría representado por limolitas y arcilitas marrón rojiza, marrón claro, marrón oscuro y esporádica verdosa, con leve reacción calcárea. Utilizando la curva de penetración, no es posible identificar a este cuerpo litológico. 3.5 Sistema Carbónico Los constituyentes formacionales de este sistema están representados por el Escarpment, Taiguati, Chorro, Itacuamí (T2), Tupambi e Itacua (T3). Formación Escarpment Esta

unidad

litoestratigráfica

es

predominantemente

psamítica,

con

delgadas

intercalaciones pelíticas. Las areniscas son de color blanquecino de leve tonalidad verdosa, rosada, friables, de grano fino a medio, subangular, subredondeado, regular selección, cemento calcáreo, sin fluorescencia. Se observa un elevado porcentaje de granos sueltos de cuarzo hialino blanquecino, amarillento, rosado y lechoso. Las esporádicas intercalaciones pelíticas están constituidas por limolitas y arcilitas marrón oscuro y verdosa, semiduras poco calcáreas. Formación Chorro Esta unidad litoestratigráfica es predominantemente psamítica con intercalaciones pelíticas restringidas en las proximidades del tope y la base. Las areniscas de color blanquecino, gris blanquecino y blanquecino de leve tono verdoso, algunas con manchas marrón oscuro, friables a semiduras, grano fino a medio, subredondeado a redondeado, regular selección, leve reacción calcárea, sin fluorescencia, por la falta de cohesión de los estratos arenosos, se las ha recuperado en zaranda, con un elevado porcentaje de granos sueltos de cuarzo hialino blanquecino, amarillento y rosado en parte fracturados. Las intercalaciones pelíticas están integradas por limolitas y arcilitas de color marrón claro, oscuro, verdoso y violáceo en tanto que las diamictitas son de color marrón oscuro, rojo ladrillo y violáceas. Los valores de penetración fueron del orden de los 20 min/m (en

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forma muy irregular), en base a esta curva no es posible diferenciar los distintos estratos que constituyen esta formación. Formación Itacuamí (T-2) Esta formación se presenta manteniendo sus características ya conocidas, vale decir, espesor reducido y predominio de pelitas, siendo escasas las intercalaciones psamíticas. Las areniscas son de color blanquecino, gris blanquecino de leve tonalidad rojiza y amarillenta, friable a semidura, grano fino a medio, subangular, subredondeado, regular selección, cemento silíceo, sin fluorescencia. También fueron recuperadas como granos sueltos de cuarzo hialino, blanquecino, rojizos, amarillentos y ahumados. Las pelitas están representadas por limolitas y arcilitas de color rojizo, gris verdoso, semiduras que intercalan con diamictitas de color rojizo. Formación Tupambi La formación Tupambi está compuesta por un predominio de psamitas con una serie de intercalaciones pelíticas, ubicadas principalmente en la parte superior e inferior de los tramos perforados. Las areniscas de color blanquecino, gris blanquecino, gris verdoso, algunos con tonalidad rojiza, friables a semiduras, escasa mica, grano fino a medio, subangular a redondeado, regular selección, cemento silíceo sin fluorescencia. Lo deleznable del material dio como resultado la recuperación de porcentajes elevados de grano suelto de cuarzo hialino, blanquecino, lechoso, ahumado, en parte fracturados. La penetración en estos niveles es de aproximadamente 20 min/m. Las pelitas se manifestaron como limolitas de color marrón rojizas, gris verdosas, violáceas, poco micáceas y semiduras. Las arcilitas son de color rojizo y en menor cantidad violáceas. El promedio de penetración ha sido de 30 min/m. Formación Itacua (T-3) Esta unidad formacional no presenta variaciones en sus características ya conocidas, mantiene su reducido espesor con un predominio de pelitas. Las areniscas de color blanquecino, gris blanquecino, micáceas, friables a semiduras, grano muy fino a medio, subangular, subredondeado, regular selección, cemento calcáreo sin fluorescencia. Las pelitas están constituidas por limolitas y arcilitas de color marrón rojizo, violáceas, micáceas, semiduras.

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3.6 Sistema Devónico Del sistema devónico solamente el pozo ITG-X2 penetró sedimentos de la formación Iquiri. Formación Iquiri Las sedimentitas de la formación Iquiri constituyeron los estratos más antiguos atravesados por el pozo ITG-X2, además de haber sido el objetivo principal del prospecto de este pozo. Sus características litológicas la muestran mayoritariamente pelítica aunque también los niveles arenosos son de relativa importancia, pero con un contenido apreciable de arcillas. Existen niveles arenosos que por sus características, resaltan en el conjunto además que son correlacionables en bloque alto y bajo de la falla Mandeyapecua. Las areniscas que constituyen el Iquiri son de color gris blanquecino, gris claro y oscuro, semiduras, micáceas, con inclusión de minerales oscuros, grano fino a medio, subangular a subredondeado, regular selección, cemento calcáreo, leve fluorescencia de color amarillento sin corte al cloroeteno. Los cuellos pelíticos están representados por limolitas y lutitas de colores gris claro, gris oscuro y negruzco, duro y micáceo, además las lutitas son físiles, brillosas y untuosas al tacto. La curva de penetración no presenta ninguna ayuda en la delimitación de estratos, cuyo promedio es de 20 min/m.

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4. Sistema Petrolero Para definir un Sistema Petrolero en una región, es necesario contar con la presencia de los siguientes elementos principales: 

Roca madre efectiva con buen contenido de materia orgánica y madurez adecuada para generar hidrocarburos;



Roca reservorio, que posteriormente constituye el yacimiento;



Migración;



Sobrecarga, que facilitan el sepultamiento de los anteriores;



Trampa, formada por procesos tectónicos y/o combinados;



Roca sello, que necesariamente deberá cubrir a la trampa.

Es importante destacar que si uno de estos procesos (o elementos) no está presente, no funciona el Sistema Petrolero lo cual indica que no existiría hidrocarburo en la zona (Franco, A. et al, 2014). 4.1 Modelaje Geoquímico Para la zona comprendida entre las área de Rio Grande y Rio Pilcomayo (Pie de Monte Itaguazurenda), están dadas las condiciones de generación de hidrocarburos (Gas y Petróleo); cuya migración tiende a mostrar a partir de las rocas madre del Eifeliano, ubicados hacia el Oeste de las estructuras del pie de monte (sinclinal presente entre los lineamientos de las estructuras de Charagua al Oeste y las estructuras de Boyuibe, Itaguazurenda, Cañada y Chorritos hacia el Este. Se considera las relaciones de las condiciones geoquímicas que existen entre el Contenido Orgánico Total (TOC) en las rocas madre y la  Generación de Hidrocarburos a partir de estas, orientando el trabajo a la franja (pie de monte), que involucra a las estructuras adyacentes a Itaguazurenda (Franco, A. et al, 2014). 4.2 Rocas Madres

Las rocas madres con capacidad probada de generación de hidrocarburos, son de edad devónica (Eifeliano-Givetiano, Emsiano-Pragiano) correspondientes a las Formaciones Los Monos e Icla-Huamampampa y el Silúrico con la Formación

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Kirusillas posiblemente, podría aportar con gas al sistema petrolero (Franco, A. et al, 2014). En relación a los espesores de la parte pelítica Devónica en la faja Subandina y Pie de Monte (formación Los Monos), se consideran como promedio para el área de Itaguazurenda entre 600 – 800 m de espesor. SFC-X1 MRN-X1 CDR-X1 .!  MCT-X8

Mapa Isópaco Fm. Los Monos

624 m.

SCZ-X4 SCZ-X2 SCZ-X3

TBT-X1TBT-X2

EPJ-X1 !. EPJ-X3DEPJ-X4D

MTR-X1MTR-X2 LCP-X1

   0     5    4 .!

PTV-X1 553 m.

   0    0     5

PTV-X1

        0          0          0          5          0          8 

803 m. CTC-X1

Límite Politico

SCZ-6

TDY-5TDY-8 LJN-X2 TDY-4TDY-6 PRY-X1NJL-6 PMR-9 LPÑ-9 LTJ-X1 NJL-3 PMR-17 NJL-27 NJL-23 PMR-8RGD-8RGD-9 RGD-64 RSC-X3 RGD-43RGD-5 RGD-4 PCH-X2 PCH- X1 RGD-44RGD-3 RGD-70 RSC-X2 RSW-X1 RGD-69 FLA-X1 RSC-X5RSC-X6 RSC-X1001 RSC-X1003 DRD-X1004 DRD-X2 DRD-X1 RSC.X4 DRD-X3 LGD-X2

     0      5      5

Leyenda :

BTO-X1

SCZ-7SCZ-9

CNH-X1

Contornos

!.

 MVD-X1 765 m.

        0          0          0          0          0          0          8 

Espesor  Espesor Inferido

Pozos BÑD-X1

!H

TIT-X21TIT-X2

Pozos con datos de Espesores Pozos Exploratorios y/o Explotación

TIT-8TIT-9 TIT-6TIT-7 TCH-X2

        0          0          0          0          5          9          7

CLN-X1 CUR-X2

GNC-X1 !. TCB-X4

ABP-X1ABP-2 ABP-1A

.!

TTR-26 .!

TTR-54 .!

TTR-X33 840 m.

8      0      0     

5        5        0      

TTR-20

MRI-X1 .!

SID-X1

        0          0          0          0          0          9          7

CNQ-X1

TCB-X1003 771 m.

TUP-X1 CDG-X1

CHD-X1

IZZ-X8 IZZ-X7

EPN-X5EPN-3 EPN-X1EPN-X4

.!

IZZ-X2 520 m.

GRR-X2 TJB-X1

4     5     0     4     0     0     3     5     0    

PNC-X1 CYQ-X1LHS-X1 LGN-X1

3      0      0     

SPR-X3SPR-X4 .! SPR-X1SPR-X2 !.   0 DBC-X2    5

SLZ-X1SLZ-X2

  8

2      5      0     

!.

ICS-X1 695 m.

2        0        0       

ÁREA  OVAI

  0    5   8

AQI-X1 IRD-X1

!.

IGE-X1

HCT-X1

RDI-X1DRDI-X1 !.

BYB-X1

CVO-X1CVO-X2 .!

MTG-X2

CVW-X2 600,6 m.

     U       Y      O  BVT-6BVT-7      B

6 0  0 

7 0  0  MRF(MFL)-X2

BVT-4

   0

CMT-33 .!CMT-X10    8   0 CMT-35 646 m. SUP-X1 CAI-6 MGR-X3 TGP-X1 SPT-X5 MGR-X1 CAI-8CAI-9 TGT-3 .! SPT-X3 ÑPC-X5 TGT-3D CAI-5 MGR-X2 ISR-X1 .! .! ÑPC-X3 ÑPC-X4 SBL-X4 VMT-X6VMT-6D YQR-XIST SBL-X1 VGR-17I .!HYC-X1 LVT-5 -

5 5  0 

        0          0          0          0          5          7         7

6 5  0 

VIC-X2 PRD-X1VIC-X1

PVN-8 PVN-9 CRD-X3 PVN-7 PVN-11 MCH-X3 TTU-X1 IGR-X1 VGR-9SMB-X1 VGR-8

-

        0          0          0          0          0          8          7

5 00

     EMTG-X1 MYP-X3 MYP-X1      B      I

BVT-5

ISR-X1 478 m.

IZZ-X6

IZZ-X12IZZ-X5

IZZ-X4

GPY-X1 IÑA-X2 !..! CAM-151 CAM-60 MGD-7 IÑA-X2 CAM-X7 TTR-46D MGD-6 529 m. .! ITG-X2 ITG-X1 ITP-8.!ITP-9   CBT-5 ITG-X1 ITP-16 ITP-7 CBT-9D CBT-4 TCN-X4 BRL-X2 YOI-X1 CBT-X1ITT-X1 PRR-X2 GRY-9GRY-8 .! GRY-8 SLN-X1 PRR-X1 !. CMD-X1 GRY-7 800 CMD-X1ST SJP-X1D

        0          0          0          0          5          8          7

IZZ-X10IZZ-X9

MRF(MFL)-X1

  L  S  I  A   R   B

7 5  0  8 0  0 

B  R  A 

S  I   L          0          0          0          0          0          7         7

                   Ú                R                E                P

8 5  0 

  Y  A   U   G  A   R  A   P

C       H       I       L       E      

ARGENTINA ri, h r

L rm , n ri r  

,

, n

        0          0          0          0          5 

Figura 8: Mapa de espesores de la Formación Los Monos, cuenca del Chaco Boliviano

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Los valores de COT tanto para las formaciones Los Monos e Icla – Huamampampa varían de pobre a buenos (0.25 a 1.6 %); el potencial de generación más importante se encuentra en muestras del pozo Tacobo-X1002, en el tramo 4500-4720m donde se tienen datos de S2 que varían entre 4.15 y 5.39 Mg de HC/g y un IH entre 301 y 410 (Fig. 2), igualmente el Potencial Total de Generación (S1+S2) clasifica a estas formaciones como rocas madres de calidad moderada (Franco, A. et al, 2014).

Figura 9: Diagrama del Potencia de Generación formaciones Los Monos e Icla (Fuente: Villar H.J., 2009)

El querogeno de las Formaciones Iquiri y Los Monos es mayoritariamente de tipo II, constituido por material amorfo, con afinidad lipidica-algal, con capacidad de generación de petróleo-gas húmedo, mientras que las formaciones Huamampampa e Icla presentan querogeno de tipo II-III, apto para generar condensado y gas seco (Figura 9).

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Figura 10: Diagrama de Van Krevelen (IO-IH) para las formaciones Los Monos e Icla (Fuente DGEE-GERH, Junio 2014).

Figura 11: Diagrama de Tipos de querogeno S2 versus TOC (Fuente: DGEE-GERH, Junio 2014)

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Los valores de reflectancia de vitrinita correspondientes a las formaciones Iquiri (0,40.55%), Los Monos, Icla y Huamampampa varían entre 0,5 y 1,3 % (inicio de ventana de petróleo a ventana de gas), lo cual indica que en la zona existe la madurez térmica necesaria para expulsión efectiva de hidrocarburos (Figura 11).

Figura 12: Diagrama de Madurez (%Ro) vs Profundidad (Fuente: DGEE-GERH, Junio 2014)

Las lutitas de la Formación Icla tienen la madurez adecuada para generar gas, confirmado tanto por los método de reflectancia de vitrinita, IAT, Tmax y además por el análisis de Difracción de Rayos X y tipos litológicos, como el efectuado por Pluspetrol (Poire,DG, 2010) en muestras de cuttings del pozo Tacobo-X1001, que determina el grado de diagénesis, mediante la cuantificación de minerales de Illita y Esmectita e Interestratificados y la progresiva transformación de Esmectita a Illita a medida que avanza la temperatura, de esta manera se determinan que las muestras cercanas a los 5600 mbbp de profundidad (Fm Icla), han estado bajo un régimen de Telodiagénesis con sobremaduración de la materia orgánica en la zona de hidrocarburos secos (Figura 12).

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Figura 13: Diagrama de relación de Illita, Esmectita e Interestratificados (Fuente: Poire, DG, 2010).

En la Figura 14, se observa que los datos de BHT y reflectancia de vitrinita tienen una tendencia de incremento progresivo en relación a la profundidad ocurriendo lo contrario con los valores de porosidad, que disminuye como consecuencia de la presión de carga (Franco, A. et al, 2014).

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Figura 14: Diagrama Profundidad donde se reflejan los valores de BHT - %Ro y Porosidad (Fuente: DGEE-GERH, Junio 2014).

En el diagrama de soterramiento vs isotermas (Fig. 15) se puede definir el comportamiento de la cuenca en relación a los eventos de subsidencia, hiatus, levantamientos, erosión y su relación directa con la paleo-temperatura que determinan que a los 320 Ma. (Carbonífero) existió una profundización con gran sobrecarga de sedimentos que origino que las rocas del Silúrico-Devónico entren en ventana de generación y expulsión de petróleo (3800 - 4000m) a una temperatura de 110-120° C y 0.7-1.0% de Ro, hidrocarburo que migró, pero al no existir trampa durante ese periodo, el hidrocarburo quedo disperso en los

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reservorios; el segundo ciclo de subsidencia, que es el más importante, se originó en el Mioceno-Plioceno (20-2 Ma.) (Franco, A. et al, 2014).

Figura 15. Diagrama de Historia de soterramiento con isotermas (Fuente: DGEE-GERH, Junio 2014).

4.3 Migración

Durante el Mioceno-Plioceno, la sobrecarga sedimentaria fue notable y las lutitas de la Formación Los Monos tuvieron una evolución térmica que alcanza hasta los 130°-140° C y 1.0 a 1.35% de Ro, a una profundidad de 4500-5000 m, generando y expulsando gas y condensado que fueron llevados hacia las partes más altas por medio de la falla Mandeyapecua para rellenar los reservorios del Iquiri, Carbonífero (Tupambi y Escarpment) y Terciario (Petaca), contenidos en las trampas estructurales ya formadas (ver Figura 16).

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Figura 16. Línea sísmica InLine 107 con interpretación estratigráfica-estructural Pozo ITG-X2, indicando la vía de migración de hidrocarburos. (Modificada de Delgado, et al 2014)

En la Figura 17, se presenta el diagrama de Taza de Transformación (TR) del querogeno en hidrocarburos, donde se observa que las lutitas de las formaciones Icla y Huamampampa que empezaron a generar y expulsar hidrocarburos a los 310 Ma. al llegar al Mioceno ya expulsaron hasta el 80% y 70 % respectivamente, en cambio la Formación Los Monos expulso un 20% y la Formación Iquiri un 10%.

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Figura 17. Diagrama de Transformación de querogeno en Hidrocarburos (TR) versus tiempo (Fuente DGEE-GERH, Junio 2014)

Figura 18. Diagrama de acumulación de Hidrocarburos por formaciones (Fuente: DGEE-GERH, Junio 2014)

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En la Figura 18, se determina que las rocas de las Formaciones Icla, Huamampampa, Los Monos e Iquiri contienen tanto, petróleo como gas in situ, donde las dos primeras expulsaron casi la totalidad de los hidrocarburos generados; la Formación Los Monos actualmente continúa expulsando, mientras la Formación Iquiri no tiene la maduración necesaria para expulsar los hidrocarburos contenidos (Franco, A. et al, 2014).

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5. Reservorios La evaluación de reservorios se realizó considerando los datos obtenidos en los pozos ITG-X1 e ITG-X2, donde se presentan los siguientes objetivos en el bloque alto de la falla Mandeyapecua: 



Devónico o

Iquiri 1

o

Iquiri 1A

Carbonífero o

Tupambi

o

Chorro

5.1 Reservorios de la Formación Iquiri Los reservorios de la Formación Iquiri son dos: Iquiri 1 tramo 3106 – 3120 m, e Iquiri 1A tramo 3043 – 3062 m, atravesados durante la perforación del pozo exploratorio ITG-X2. Estos niveles están ubicados en el bloque alto de la falla regional de tipo inversa denominada Mandeyapecua. El reservorio Iquiri 1 fue probado conclusivamente resultando con producción de gas, condensado y agua. 5.1.1 Reservorio Iquiri 1 El reservorio Iquiri 1 está ubicado en la parte basal de la unidad estratigráfica Iquiri, se trata de areniscas gris blanquecinas de grano fino a medio, compacta, con un espesor bruto de 14 m y espesor permeable de 9 m distribuido en dos cuerpos separados por un nivel arcilloso. El ambiente sedimentario corresponde a plataforma marina siliciclástica, la curva de GR muestra la forma de embudos intercalados por un nivel de arcilla denotando que correspondería a un subambiente de barrera. Los parámetros de saturación de agua y porosidad, calculados en base al registro de la figura 17, son:  - 

La saturación de agua calculada es de 39 %

 - 

La porosidad del 14%.

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SP - GR 0

Profund.

150

RESISTIVIDAD 2

10

100

3100

LKG (3116 mbbp -2435)

3125

Figura 19: Reservorio Iquiri 1. Nótese el nivel más bajo con producción de gas en -2435 mbnm (Pozo ITG-X2) Se efectuó una prueba de producción en agujero entubado de 9 5/8” en el tramo 3106 -

3109 m, el caudal más óptimo fue: HORAS

5

ORIFICIO

P. SURG.

CONDENSADO

N/64"

psi

BPD

24"

600

12,8

º API

57

GAS

RGP

AGUA

SALINIDAD

MPCD

Pc/Bbls

BPD

PPM ClNa

1511

118047

10,2

2145

Tabla 2 : Prueba de Producción tramo 3106-3109 Pozo ITG-X2

Según esta prueba y con ayuda de los registros se tiene que el valor más bajo conocido de gas (LKG lowest known gas) está en -2435 mbnm. Se deduce esto porque la salinidad de agua parece ser agua de condensación y no agua del yacimiento.

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5.1.2 Reservorio Iquiri 1A El reservorio Iquiri 1A está ubicado por encima del reservorio Iquiri 1 en la profundidad de 3043 a 3062 mbbp, se trata de areniscas gris blanquecinas de grano fino a medio, compacta, con un espesor bruto de 21 m y espesor permeable de 14 m distribuido en dos cuerpos separados por un nivel arcilloso. El ambiente sedimentario corresponde a plataforma marina siliciclástica, la curva de GR muestra la forma de embudos intercalados por arcilla que correspondería a un subambiente de barrera. Presenta moderadas detecciones de gas y el registro de resistividad muestra que el nivel estaría en fase acuífera (Ver Figura 18). Este aspecto no es determinante puesto que en una posición estructural más alta el nivel puede estar saturado de hidrocarburo.

SP - GR

Profund.

RESISTIVIDAD

(m) 0

150

3040

2

10

100

3043

3050

3060

3061

Figura 20: Reservorio Iquiri 1A (Pozo ITG-X2)

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5.2 Reservorios del Carbonífero 5.2.1 Reservorio Tupambi El reservorio Tupambi es un conjunto de areniscas de gran espesor, sin embargo, en este campo, sólo hemos considerado 15 m al tope de la formación donde se presentan los indicios de gas, estos indicios dan interesantes pronósticos de petróleo. En los pozos perforados ITG-X1 e ITG-X2, no fue probado este reservorio. Lo importante de estos indicios es que con una mejor altura estructural, estas areniscas tienen gran probabilidad de ser comercialmente explotables. Se estima que el área posee una porosidad de 15% y Saturación de agua en 40%, estos dos últimos datos son tomados por analogía de campos vecinos. 5.2.2 Reservorio Chorro El reservorio Chorro está conformado por un conjunto de areniscas dispuestas en bancos de hasta 7 m de espesor, sin embargo, en este campo, sólo hemos considerado 20 m al tope de la formación donde se presentan los indicios de gas. Lo importante de estas areniscas con indicios de gas es que, en posición estructural más alta, tienen gran probabilidad de ser comercialmente explotables. Se estima que el área posee una porosidad 15% y Saturación de agua en 40%, estos dos últimos datos son tomados por analogía de campos vecinos. 5.3 Parámetros de los Reservorios Los parámetros de los reservorios Iquiri, Tupambi y Chorro tales como espesor neto productor, saturación de agua y porosidad, fueron estimados a partir del análisis petrofísico efectuado por Soria J., 2013, Las estimaciones de área de los reservorios Iquiri, Tupambi y Chorro fueron extraídas de los mapas mostrados en las figuras 27, 28 y 29, elaborados por Delgado et al, 2014 Los datos de fluidos tales como factor volumétrico de gas, RGP, yield, fueron obtenidos de la prueba de producción del pozo Itaguazurenda-X2. El factor de recuperación fue tomado del cálculo estadístico de los campos aledaños.

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El factor volumétrico del petróleo se ha obtenido del campo vecino Itatiqui, esto principalmente porque se espera una recuperación de hidrocarburo liquido en la Formación Tupambi. Para la Formación Chorro el factor volumétrico del gas se obtuvo del pozo ItaguazurendaX2 reservorio Iquiri, mientras que la RGP y el Yield, se tomaron de la evaluación pruebas de presión Formación Chorro pozo EPN-X1 Para la Formación Tupambi el factor volumétrico del petróleo se tomó por analogía del campo Itatiqui, puesto que se espera producción de petróleo en esta formación tal como ocurre en Itatiqui.

Figura 21: Análisis Petrofísico Reservorios Iquiri Pozo ITG-X2

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Figura 22: Análisis Petrofísico Reservorio Tupambi Pozo ITG-X2

Figura 23: Análisis Petrofísico Reservorio Chorro Pozo ITG-X2

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6. Geofísica El presente trabajo, comprende la interpretación sísmica de aproximadamente 188 kilómetros de líneas sísmicas 2D previamente registradas en el área del anticlinal de Itaguazurenda, trabajos realizados principalmente por la empresa YPFB en la década de los años 70´s y 80´s. Posteriormente en el año 2010 se realizaron trabajos de reprocesamiento de líneas sísmicas 2D de la estructura de Itaguazurenda, actividad que comprendió 7 líneas sísmicas haciendo un total de 141 Km. Durante los años 2012 a 2014 la empresa YPFB realizó la adquisición, procesamiento e interpretación de un cubo sísmico 3D de Itaguazurenda con un total de 223 Km2. 6.1 Ubicación sísmica 2D y 3D Itaguazurenda

Figura 24: Mapa de ubicación de sísmica 2D – 3D Itaguazurenda

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6.2 Prueba de Velocidad Las pruebas de velocidad registradas en los pozos perforados en la estructura de Itaguazurenda, denominados ITG-X1 e ITG-X2 nos revelan las siguientes velocidades: 

1400 m/seg. en la zona somera, entre 0 y 1.5 seg.



2000 m/seg. en la zona media, entre 1.5 y 3.0 seg.



2200 m/seg. en la zona profunda, entre 3.0 y 5.0 seg.

Con estas velocidades se concibió la transformación tiempo - profundidad y se realizaron los ajustes correspondientes en todos los perfiles sísmicos de la zona. 6.3 Parámetros sísmica 3D Itaguazurenda

rea Global 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

 Área de Nivelación (superficie) [Km²] Intervalo de punto Receptor (distancia de pendiente) [m] Intervalo de línea Receptora [m] Intervalo de punto de Fuente (distancia de pendiente) [m] Intervalo de línea de Fuente Variable (promedio) [m] N˚ de líneas Receptoras N˚ de líneas Fuente

Longitud de líneas Receptoras [Km.] Longitud de líneas Fuente [Km.] Número de puntos Receptores (nominal) Número de puntos Fuente (nominal) Densidad de Receptor: puntos fuente / Km² (promedio) Densidad de Fuente: puntos receptores / Km² (promedio) Líneas con canales activos (Patch) Canales activos por disparo (todos los canales vivos)  Avance de línea Número máximo de canales (12 líneas plantadas) Tamaño de carga * Detonadores / carga Profundidad de la carga [m] * Longitud del Registro [s] Intervalo de Muestreo [ms]

223 30 480 60 600 51 16 467.4 369 15651 6144 69.9 27.5 12 200 1 2400 4 1 12 6 2

rea Densa 78,2 30 240 60 300 34 4 144 65 4818 1088 61.7 13.9 12 200 1 2400 4 1 12 6 2

Tabla 2: Parámetros de la adquisición sísmica 3D Itaguazurenda (Delgado, 2014)

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6.4 Software Utilizado La interpretación de la información sísmica 2D y 3D se ha realizado utilizando el software Petrel como también el Kingdom, ambos software ampliamente usados en la industria petrolera. 6.5 Interpretación sísmica 3D Itaguazurenda 6.5.1 Trabajos previos El primer trabajo consistió en cargar en los sistemas Petrel y Kingdom el stack inicial salido del Centro de Procesamiento de Datos, a efectos de tener una aproximación real a la calidad de los datos sumados, previo a su migración. Luego se fueron cargando, a los fines de poder realizar una comparación en tiempo real, las sucesivas salidas de migración y aplicación de procesos y filtros que condujeron a una suma migrada final, que una vez aprobada, fue la utilizada para la interpretación en tiempo (Seiscenter, 2014). Los datos sísmicos procesados, junto con la información geológica y prueba de velocidad de los pozos que se encuentran dentro del área de estudio, fueron cargados a las estaciones de trabajo como paso previo a la actividad de interpretación sísmica. Para esta actividad, como resultado de esta Interpretación sísmica se generaron mapas en tiempo para los horizontes: Chorro y Tupambi del sistema Carbonífero e

Iquiri del

sistema Devónico, los cuales permitieron verificar el patrón estructural que es un anticlinal alargado, muy angosto, asimétrico con orientación Norte – Sur, una falla de tipo Inversa principal, paralela al eje del anticlinal y un cierre estructural contra la falla (Delgado, 2014) 6.5.2 Cubo Sísmico Se utilizó el cubo sísmico PSTM en el dominio del tiempo, con un intervalo de muestreo de 2 ms. Este cubo abarcan las líneas In line desde 1 hasta 805, y las líneas Cross line desde 1 hasta 630, resultando un área de aproximadamente 223 km2. 6.5.3 Horizontes sísmicos interpretados Una vez finalizado el trazado de los horizontes seleccionados se procedió a la elaboración de los planos estructurales correspondientes, tres de ellos a partir de los horizontes por encima de la falla Mandeyapecua y la porción hacia el este de los mismos que surge a partir de la traza de la falla.

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En una primera etapa del proyecto Itaguazurenda se está considerando los horizontes estructurales del bloque alto de la falla Mandeyapecua y de acuerdo a un análisis de las formaciones geológicas más prospectables en potencial hidrocarburífero se están considerando tres niveles, los cuales son: Iquiri, Tupambi y Chorro.

Figura 25: Interpretación Inline Inline 107 Cubo sísmico 3D Itaguazurenda Itaguazurenda (Delgado, 2014)

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Figura 26: Interpretación CrossLine CrossLine 280 Cubo sísmico 3D Itaguazurenda Itaguazurenda (Delgado, 2014)

6.5.3.1 Horizonte sísmico próximo al Tope Iquiri El mapa en tiempo expresado en mseg.

de la formación Iquiri Iquiri (ver Figura 27)

corresponde a una estructura anticlinal asimétrica con dirección Norte –  Sur donde la profundidad varia entere entere 1650 a 3000 mseg. Esta estructura se trunca hacia el este contra la falla Mandeyapecua.

Formación Iquiri

Isócrona (mseg)

Área (km2)

(Curva máxima)  – 2100 2100

32.2

(Curva mínima) -1700

3.3

Tabla 3: Datos sísmicos formación Iquiri (Modificado de Delgado, 2014)

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6.5.3.2 Horizonte sísmico próximo al Tope Tupambi En la Figura 28 se presenta el mapa Isocronico para un horizonte sísmico próximo al tope tope de la formación Tupambi, este mapa muestra un área cerrada de 26.2 km2 correspondiente a la curva de -1950 mseg. hacia el este se presenta la falla inversa Mandeyapecua, el anticlinal correspondiente a este nivel se trunca contra la falla.

Formación Tupambi

Isócrona (mseg)

Área (km2)

(Curva máxima) -1950

26.2

(Curva mínima) -1550

3.8

Tabla 4: Datos sísmicos formación Tupambi (Modificado de Delgado, 2014)

6.5.3.3 Horizonte sísmico próximo al Tope Chorro El mapa Isocronico de la Figura 29 referido a la formación Chorro presenta un área cerrada de 25.2 km2 correspondiente a la isócrona de 1680 mseg. las características estructurales de esta zona son similares a las que hemos descrito anteriormente. Es necesario destacar que la interpretación sísmica se hizo tomando como nivel guía al horizonte sísmico que está muy próximo al tope de esta formación, y nos sirvió de base para la interpretación de los demás horizontes.

Formación Chorro

Isócrona (mseg)

Área (km2)

(Curva máxima) -1680

25.2

(Curva mínima) -1360

5.9

Tabla 5: Datos sísmicos formación Chorro (Modificado de Delgado, 2014)

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6.5.4 Mapas Isocrónicos Iquiri, Tupambi y Chorro

MAPA ISOCRONICO TOPE IQUIRI ESTRUCTURA: ITAGUAZURENDA DATUM: 750 m.  AREA MAX. CERRADA: 32,2 Km2  AREA MIN. CERRADA: 3,3 Km2

Figura 27: Mapa Isocrónico Tope Formación Iquiri (Delgado, 2014).

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MAPA ISOCRONICO TOPE TUPAMBI ESTRUCTURA: ITAGUAZURENDA DATUM: 750 m.  AREA MAX. CERRADA: 26,2 Km2  AREA MIN. CERRADA: 3,8 Km2

Figura 28: Mapa Isocrónico Tope Formación Tupambi (Delgado, 2014)

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MAPA ISOCRONICO TOPE CHORRO GNEE – CAMIRI ESTRUCTURA: ITAGUAZURENDA DATUM: 750 m.  AREA MAX. CERRADA: 25,2 Km2  AREA MIN. CERRADA: 5,9 Km2

Figura 19: Mapa Isocronico tope Chorro

Figura 29: Mapa Isocrónico Tope Formación Chorro (Delgado, 2014).

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7. Desarrollo del Proyecto Itaguazurenda Inicialmente el Proyecto Itaguazurenda contempla la perforación del pozo Itaguazurenda –  X3 (ITG-X3), de resultar exitoso este pozo, posteriormente están contempladas las

actividades de desarrollo del campo y la construcción de las facilidades de superficie. La propuesta de perforación del pozo Itaguazurenda-X3 (ITG-X3), tiene por objetivo investigar las arenas Iquiri 1 e Iquiri A1 del devónico así como las formaciones Tupambi y Chorro del Carbonífero a una profundidad de 3100 mbbp (metros bajo boca de pozo), en la intersección de las líneas sísmicas Inline 341 y Crossline 281 del cubo sísmico Itaguazurenda 3D, a una altura de 659 msnm.

Figura 30. Línea sísmica transversal Inline 341 con la ubicación propuesta del pozo ITG-X3 (Delgado, 2014).

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La perforación del pozo ITG-X3 se iniciará en bloque alto de la falla Mandeyapecua en las unidades del grupo Chaco Inferior (Tariquía), atravesando las unidades del Terciario (Yecua

y Petaca), Triásico (Tacurú), Carbonífero (Escarpment, Taiguati Chorro y

Tupambi), Devónico (Iquiri), falla Mandeyapecua, hasta las formaciones Yecua y Petaca del Bloque bajo de la estructura de Itaguazurenda.

Figura 31. Secuencia estratigráfica propuesta a encontrar durante la perforación del pozo ITG-X3 (Carvajal, 2014)

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7.1 Ubicación Geográfica El prospecto ITG-X3 se ubica a 6.9 Km al Norte del pozo ITG-X2 en las coordenadas UTM PSAD56: X = 488.561 m; Y = 7.780.988 m., Zt = 659 m, (Figura 32).

Figura 32. Ubicación en imagen Googlearth de la ubicación del pozo ITG-X3 (Sandi, et al. 2010)

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7.2 Prognosis Estratigráfica La Tabla 3, muestra la prognosis estratigráfica a ser atravesada en el pozo ITG-X3

Tabla 6. Prognosis estratigráfica del prospecto Itaguazurenda-X3 (Sandi, et al. 2010)

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7.3 Ficha Técnica del Prospecto

Pozo

Itaguazurenda-X3 (ITG-X3)

Área 

Boyuibe

Estructura 

Itaguazurenda

Empresa Operadora 

YPFB

Clasificación

Pozo Exploratorio de Nuevo Campo (A-3)

Ubicación Geográfica

Departamento de Santa Cruz Provincia Cordillera

Ubicación Geológica Ubicación Fisiográfica

Sobre el flanco Oeste del Anticlinal, próximo al eje de la estructura Cuenca Pie de monte X=

Coordenadas

488.561

Y= 7.780.988 Z= 659 msnm

Tipo de Pozo 

Vertical

Objetivo primario 

Iquiri

Objetivo secundario

Tupambi y Chorro

Profundidad Propuesta

3100 mbbp

Tiempo Total de Perforación

73 días*

Terminación

30 días*

Total Perforación + Terminación

103 días*

Equipo

1500 HP

* Programado Tabla 7. Ficha técnica del prospecto ITG-X3 (Modificado de Sandi, et al. 2010)

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7.4 Metodología de Cálculo de Recursos La estimación de recursos fue realizada por el Método Estadístico, esto significa que fueron empleados un valor mínimo (P10) y un valor máximo (P90) de cada parámetro a introducir en el cálculo. Los parámetros contemplados son:  - 

Área

 - 

Espesor neto productor

 - 

Porosidad

 - 

Saturación de hidrocarburo ( Shc = 1 – Saturación de Agua )

 - 

Factor Volumétrico de Gas y Petróleo

 - 

Factor de Recuperación de Gas y petróleo

 - 

Relación Gas/Petróleo, RGP (pc/bbl)

 - 

Rendimiento de líquido, Yield (bbl/millón pc)

El valor mínimo (P10) significa un 10% de probabilidad que ocurra el evento, es decir la menor probabilidad que ocurra el evento. El valor máximo (P90) significa un 90% de probabilidad de que ocurra el evento, es decir la mayor probabilidad de que ocurra el evento. Aparte de introducir los parámetros se ha hecho también la valoración del riesgo y/o éxito geológico, para esto se ha considerado los elementos del sistema petrolero: sello, reservorio, trampa, roca madre, timing y migracion La aplicación empleada para la estimación de recursos fue Risk Analysis 2000, es un software con muchas posibilidades para la estimación del recurso y análisis económico básico.

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Parámetros Área (Km2) Espesor (m) Porosidad (%) Saturación de Agua (%) Eficiencia de Recuperación OIL (%) Factor Volumétrico OIL (%) Eficiencia de Recuperación GAS (%) Factor Volumétrico GAS (pcs/pc) RGP (pc/bbl) Yield (bbl cond/millon PC)

Iquiri

Formación Tupambi

Chorro

máx.

32,20

26,20

25,20

min

3,30

3,80

5,90

máx.

32,00

20,00

45,00

min

20,00

15,00

10,00

máx.

23,00

22,00

23,00

min

13,00

11,00

13,00

máx.

37,00

48,00

38,00

min

42,00

60,00

42,00

máx.

30,00

25,00

30,00

min

20,00

15,00

20,00

máx.

1,40

1,70

1,40

min

1,30

1,30

1,30

máx.

70,00

70,00

70,00

min

50,00

50,00

50,00

máx.

227,00

150,00

227,00

min

250,00

300,00

250,00

118000,00

300,00

16300,00

9,00

0,00

61,00

Tabla 8: Parámetros de reservorios de las formaciones Iquiri, Tupambi y Chorro de la estructura de Itaguazurenda (Modificado de Sandi y Garcia 2013

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7.5 Estimación de los recursos Los parámetros seleccionados tanto petrofísicos, de reservorios, geológicos se han introducido al programa Risk Analysis 2000. (Ver detalle en el Anexo X). Los resultados se analizaron y se han discutido hasta conseguir valores razonables. Los valores de reservas P34 es la probabilidad media calculada por Risk Analysis 2000, consideramos que son las estimaciones más adecuadas, por lo que presentamos un resumen en la siguiente tabla:

ESTRUCTURA ANTICLINAL ITAGUAZURENDA (P34) FORMACIÓN

OIL (MMBBL)

GAS (BCF)

Iquiri Tupambi Chorro

1.31 15.76 7.66

147 6.5 125.56

TOTAL

24.73

279.06

Tabla 9: Resultados de petróleo y gas de los reservorios Iquiri, Tupambi y Chorro de la estructura de Itaguazurenda a P34 (Ver detalle en Anexos 4, 5 y 6)

RECURSOS IQUIRI (P34) FORMACIÓN

OIL (MMBBL)

GAS (BCF)

Iquiri

1.31

147

Tabla 10: Resultados de Gas y Condensado del reservorio Iquiri a P34

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7.6 Riesgo Geológico El éxito geológico está dado por el producto de los factores geometría de la trampa, reservorio, sello, roca madre y tiempo/migración. Si todos estos factores fueran calificados con 1 respectivamente, significaría 100% de éxito geológico, sin embargo, en la práctica, los que estiman los recursos tienen dudas de uno o más factores que intervienen en este cálculo (Sandi y García 2013). Bajo Riesgo con una excelente calidad y abundantes datos (cuando se han identificado casos exitosos en inmediaciones vecinas a la estructura), se pondera entre 0,8 a 1. Bajo Riesgo con pobre y escasa calidad de datos (cuando se presentan casos exitosos similares en cercanías del mismo lineamiento estructural), se valora entre 0,6 a 0,7. Alto Riesgo con pobre y escasa calidad de datos (en la cercanía no existen estructuras similares), se valora entre 0,3 a 0,5. Alto Riesgo con excelente y abundante calidad de datos (en casos con estructuras similares en el mismo lineamiento geológico pero que no han sido exitosos), se valora entre 0,1 a 0,3.

Factores Geológicos

Estructura Anticlinal Itaguazurenda Formación Iquiri Tupambi Chorro

Geometría de la Trampa Confiabilidad de Mapeo Confianza del Modelo Estructural

0,90 0,90

0,90

0,80 0,90

0,80

0,80 0,90

0,80

0.90 0.80

0.80

0,90 0,80

0,80

0,90 0,80

0,80

0,80

0,60 0,70 0,70

0,60

0,60 0,70 0,70

0,60

1,00

0,80 0,90 0,90

0,80

0,80 0,90 0,90

0,80

1,00

0,80 0,90 0,80 0,90

0,80

0,80 0,90 0,80 0,90

0,80

Reservorio Presencia Calidad

Sello Tope Sello Sello Lateral Base Sello

0,90 0,80 0,90

Roca Madre Cantidad/Volumen Calidad/Riqueza Maduración

1,00 1,00 1,00

Tiempo/Migración Tiempo de Cierre Tiempo de Expulsión Efectiva Migración Lejana Preservación

Probable Éxito Geológico (Pg)

1,00 1,00 1,00 1,00

0,58

0,25

0,25

Tabla 11: Parámetros de cálculo del probable éxito geológico de las formaciones Iquiri, Tupambi y Chorro de la estructura Itaguazurenda (Modificado de Sandi y García 2013).

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De los tres potenciales reservorios en Itaguazurenda se puede observar que Iquiri es el que tiene mejores probabilidades de éxito, esto se debe a que ha sido probado como productor en el pozo ITG-X2, en este sentido a la Geometría de la trampa se le ha asignado un valor de 0,9, debido a la confiabilidad del mapeo fruto de la información de la sísmica 3D. El Reservorio tiene una valoración de 0,8 debido a que el pozo ITG-X2 ha descubierto la presencia y la calidad del mismo. El Sello ha demostrado que ha generado una acumulación de hidrocarburos, aunque existe cierta incertidumbre en cuanto al cierre Norte y al Este respecto a la falla Mandeyapecua, por lo tanto se le ha asignado un valor de 0,8. La Roca Madre y Tiempo/Migración tienen un valor de 1 debido a los indicios y las pruebas realizadas en el pozo ITG-X2, demuestran la existencia de un sistema petrolero activo en el área de Itaguazurenda. Por lo tanto el Reservorio Iquiri presenta una Probabilidad de éxito del 0,58. Las formaciones Tupambi y Chorro haciendo el mismo análisis de Probabilidad de éxito alcanzan a un valor de 0,25. El promedio Riesgo Geológico calculado para Itaguazurenda es de 36%.

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7.7 Pronósticos de producción 7.7.1 Reservorio Iquiri En un primer escenario se está considerando solamente el pronóstico de producción del Reservorio Iquiri, el mismo se ha realizado con los datos del pozo ITG-X2, a su vez es el reservorio con mejores probabilidades de éxito en el presente proyecto. Considerando una producción conservadora de 5 MMPCD de gas y 100 BPD de condensado se ha estimado que las reservas pueden ser explotadas por 7 pozos durante 15 años, según los siguientes datos:

PRONOSTICO DE PRODUCCION PARA 7 POZOS Estructura Reservorio Gas Insitu (P34) Factor de Recuperación Caudal Gas inicial Caudal Condensado inicial Gas Acumulado (15 años) Petróleo Acumulado (15 años) Declinación anual

Itaguazurenda Iquiri 147 BCF 70 % 5 MMPCD 100 BPD 112 BCF 1,3 MMBBL 10 %

Tabla 12: Acumulado de producción Itaguazurenda – Iquiri (Ver detalle en Anexo 7)

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Figura 33. Pronostico de producción de gas acumulado en Itaguazurenda - Iquiri

Figura 34. Pronostico de producción condensado acumulado en Itaguazurenda - Iquiri

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Figura 35. Pronostico de Producción con 7 pozos en 15 años Iquiri

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7.7.2 Reservorio Iquiri + Tupambi

Un segundo escenario con los pronósticos de producción se ha tomado en cuenta la producción de los reservorios Iquiri + Tupambi, los datos obtenidos en el pozo El Espino – X1, nos permiten hacer estimaciones para la formación Tupambi, por lo que hemos obtenido los siguientes resultados.

PRONOSTICO DE PRODUCCION PARA 7 POZOS Estructura Reservorio Gas Insitu (P34) Factor de Recuperación Caudal Gas inicial Caudal Condensado inicial Gas Acumulado (15 años) Petróleo Acumulado (15 años) Declinación anual

Itaguazurenda Iquiri + Tupambi 153,5 BCF 70 % 6,5 MMPCD 200 BPD 146 BCF 4,5 MMBBL 10 %

Tabla 13: Acumulado de producción Itaguazurenda Iquiri + Tupambi (Ver detalle en Anexo 8)

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Figura 36. Pronostico de producción de gas acumulado en Itaguazurenda: Iquiri + Tupambi

Figura 37. Pronostico de producción condensado acumulado en Itaguazurenda: Iquiri + Tupambi

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Figura 38. Pronostico de Producción con 7 pozos en 15 años Iquiri + Tupambi

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7.7.3 Reservorio Iquiri + Tupambi + Chorro

Un tercer escenario con los pronósticos de producción se ha tomado en cuenta la producción de los reservorios Iquiri + Tupambi + Chorro, los datos obtenidos en el pozo El Espino –  X1, nos permiten hacer estimaciones para las formaciones Tupambi y Chorro, por lo que hemos obtenido los siguientes resultados.

PRONOSTICO DE PRODUCCION PARA 7 POZOS Estructura Reservorio Gas Insitu (P34) Factor de Recuperación Caudal Gas inicial Caudal Condensado inicial Gas Acumulado (15 años) Petróleo Acumulado (15 años) Declinación anual

Itaguazurenda Iquiri + Tupambi + Chorro 279 BCF 70 % 12 MMPCD 580 BPD 269 BCF 13 MMBBL 10 %

Tabla 14: Acumulado de producción Itaguazurenda Iquiri + Tupambi + Chorro (Ver detalle en Anexo 9)

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Figura 39. Pronostico de producción de gas acumulado en Itaguazurenda: Iquiri + Tupambi + Chorro

Figura 40. Pronostico de producción condensado acumulado en Itaguazurenda: Iquiri + Tupambi + Chorro

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Figura 41. Pronostico de Producción con 7 pozos en 15 años Iquiri + T upambi + Chorro

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7.8 Presupuesto del Proyecto A continuación las estimaciones del presupuesto para el desarrollo del presente proyecto tomando en cuenta la inversión (CAPEX) y los costos operativos (OPEX). 7.8.1 Inversión del Proyecto Itaguazurenda Se ha previsto las actividades de perforación, caminos y planchadas, líneas de recolección, permisos y licencias ambientales así como la instalación de una planta de gas, según el siguiente detalle:

Detalle de Inversión CAPEX

MM $us

Perforación 7 pozos Caminos y planchadas Líneas de recolección Permisos y licencias ambientales Planta de gas

Total CAPEX

105,0 10,5 7,0 1,0 40

163,5,0

Tabla 15: Detalle de las inversiones i nversiones

7.8.2 Costos de Operación Están contempladas las actividades de: Servicios a terceros, seguros, materiales e insumos, otros, relacionamiento comunitario, salud, seguridad y medio ambiente, según el siguiente detalle:

Detalle de Costos Operativos OPEX Servicios de Terceros Seguros Materiales e Insumos Otros Relacionamiento Relacionamie nto comunitario Salud, Seguridad y Medio Ambiente

Total OPEX

$us 163000 2000 30000 4000 100000 10000

309000

Tabla 16: Detalle de los Costos operativos

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7.8.3 Cronograma de Inversiones Se ha estimado un cronograma de inversiones de 4 años para el desarrollo del presente proyecto, con una inversión total de 163.5 MM $us, con las siguientes actividades: perforación de pozos, caminos y planchadas, líneas de recolección, permisos y licencias, construcción de una planta de gas; según el siguiente detalle:

Cronograma de inversiones Itaguazurenda (MM $us) Año 1 2 3 4

Perforación Caminos y Líneas de Permisos y de pozos planchadas recolección licencias

30 30 30 15

3 3 3 1,5

2 2 2 1

0,2 0,2 0,3 0,3

Planta de gas

20 20

CAPEX Acumulado

T otal

35,2 55,2 55,3 17,8

CAPEX Acumulado exploración

35,2 90,4 145,7 163,5

Tabla 17: Cronograma de inversiones estimado (163.5 MM $us)

Página 72 de 92

CAPEX Acumulado explotación

35,2 55,2 110,5 128,3

8 Evaluación económica Para la presente evaluación económica de flujo de caja se están tomando tres escenarios de sensibilidad relacionados a la producción de hidrocarburos, el cual consideramos que es el parámetro más sensible del presente proyecto. El primero se refiere al escenario de sensibilidad con la producción solamente del reservorio Iquiri, el segundo contempla Iquiri + Tupambi y el tercero Iquiri + Tupambi + Chorro. A continuación los parámetros tomados en cuenta para los flujos de caja.

DATOS PETROLEO (Condensado) Precio de venta =

24,95

$us/BbL

Costo de Transporte =

2,0590

$us/BbL

30

$us/BbL

Precio de venta Merc. Int. =

1,14

$us/MPC

Precio de venta Merc. Ext =

10,14

$us/MPC

Costo de Transporte =

0,2245

$us/MPC

Nocres = DATOS GAS

Tabla 18: Parámetros del petróleo (condensado) y gas considerados en los flujos de caja

OTROS COSTOS Inversión CAPEX = 163,5 Costo de Operat de Planta OPEX = 309 Tasa de Descuento =

MM $us M $us

8%

Impuestos = 25% Regalías = 50% Tabla 19: Otros parámetros tomados en cuenta

Página 73 de 92

8.1 Evaluación flujo de caja Iquiri

Se ha realizado el flujo de caja considerando los siguientes caudales de producción para el reservorio Iquiri: PRONOSTICO DE PRODUCCION Caudal Gas = 5 Caudal Pet = 100

MMPCD BPD

Tabla 20: Caudales de producción Iquiri

AÑO PROD

Qg (MMPC)

Qo (Bbl)

Ingreso GAS (M$us)

Ingreso PET (M$us)

Ingreso TOTAL (M$us)

0

0

0

0

0

1

1.825

36.500

5.366

911

2

3.650

73.000

10.731

1.821

12.552

819

3

7.300

146.000

21.462

3.643

25.105

1.639

4

10.768

215.350

31.656

5.373

37.029

2.417

5

12.246

244.915

36.003

6.111

42.113

2.749

6

11.569

231.374

34.012

5.773

39.785

2.597

7

10.594

211.886

31.147

5.287

36.434

2.378

8

9.535

190.698

28.033

4.758

32.790

2.141

9

8.581

171.628

25.229

4.282

29.511

1.927

10

7.723

154.465

22.706

3.854

26.560

11

6.951

139.019

20.436

3.469

23.904

12

6.256

125.117

18.392

3.122

13

5.630

112.605

16.553

14

5.067

101.344

14.898

15

4.561

91.210

Total

112.255

2.245.110

0

Costo Transp GAS (M$us)

Costo Transp PET (M$us)

Costo de Transporte TOTAL (M$us)

Regalias (M$us)

Costo Operativo Planta (M$us)

Impuestos IVA (M$us)

0

0

0

3 .138

309

753

0

0

0

410

75

485

 

150

970

 

6 .276

309

 

1.506

301

1.939

 

12.552

309

 

3.011

443

2.861

 

18.515

309

 

504

3.253

 

21.057

309

 

476

3.074

 

19.892

309

 

436

2.815

 

18.217

309

393

2.533

 

16.395

309

353

2.280

 

14.756

309

1.734

318

2.052

 

13.280

1.560

286

1.847

 

11.952

21.514

1.404

258

1.662

 

2.809

19.362

1.264

232

1.496

2.529

17.426

1.138

209

1.346

13.408

2.276

15.684

1.024

188

1.212

330.031

56.015

386047

25.201

4.623

29824,036

6.276

Depreciacion (M$us)

Inversion (M$us)

Gastos Totales (M$us)

Utilidad Bruta (M$us)

Incentivo NOCRES (M$us)

Impuesto Utilidad Bruta (M$us)

Utilidad Neta (M$us)

Flujo de Caja (M$us)

Flujo de Caja Desc (M$us)

0

163.500

0

0

0

0

16.350

0

 

17.897

- 14 .7 59

1 .0 95

-3 .6 90

- 9. 97 4

 

16.350

0

 

19.134

- 12 .8 58

2 .1 90

-3 .2 15

- 7. 45 4

8 .8 96

7 .6 98

- 14 8. 22 8

 

16.350

0

 

21.610  

-9 .0 58

4 .3 80

-2 .2 64

- 2. 41 3

1 3 .9 37

1 1. 21 9

- 13 4. 29 1

4.442

 

16.350

0

 

23.962

- 5. 44 7

6 .4 61

-1 .3 62

2 .3 75

1 8. 72 5

14 .0 22

- 11 5. 56 6

5.052

 

16.350

0

 

24.964

-3 .9 08

7.3 47

-9 77

4 .4 17

2 0.76 7

14 .4 65

-94 .7 99

4.772

 

16.350

0

 

24.505

- 4. 61 3

6 .9 41

-1 .1 53

3 .4 82

1 9. 83 2

1 2. 85 0

- 74 .9 67

 

4.370

 

16.350

0

 

23.844

- 5. 62 7

6 .3 57

-1 .4 07

2 .1 36

1 8. 48 6

1 1. 14 3

- 56 .4 81

 

3.933

 

16.350

0

 

23.126

-6 .7 30

5.7 21

-1 .6 83

6 73

1 7.02 3

9.5 45

-39 .4 58

 

3.540

 

16.350

0

 

22.479

-7 .7 23

5.1 49

-1 .9 31

-6 44

1 5.70 6

8.1 92

-23 .7 52

309

 

3.186

 

16.350

0

 

21.897

- 8. 61 7

4 .6 34

-2 .1 54

- 1. 82 9

14 .5 21

7 .0 46

- 9. 23 0

309

 

2.867

0

0

 

5.023

6.929

4.171

1.732

9.367

9.367

4.228

137

10.757

309

 

2.581

0

0

 

4.552

6.205

3.753

1.551

8.407

8.407

3.530

8.544

 

9.681

309

 

2.323

0

0

 

4.128

 

5.554

3.378

1.388

7.543

7.543

2.946

16.088

 

8.713

309

 

2.090

0

0

 

3.746

 

4.967

3.040

1.242

6.766

6.766

2.458

22.854

 

7.842

309

 

1.881

0

0

 

3.402

 

4.440

2.736

1.110

6.066

6.066

2.050

28.920

67.353

-12.811

193.023

4.635

 

46.309

163.500

163.500 ####### -51.245

####### #######

Flujo de Caja Acum (M$us)

6 .3 76

28.920 28.920 -46.178

Tabla 21: Flujo de caja reservorio Iquiri (Ver detalle en Anexo 10)

Después de realizar el flujo de caja para 15 años se han obtenido los siguientes indicadores económicos: VAN= -$46.178; TIR= 2.30%; Relación utilidad/inversión= 0,1769; Cash Flow Desc/Inversión= -0,2824 y un Tiempo de pago= 10 años, según el siguiente detalle:

VAN =

-$46.178

TIR =

2,30%

UTILIDAD / INVERSION =

0,1769

CF. DESC / INVERSION =

-0,2824

TIEMPO DE PAGO =

5 .9 31

10

Tabla 22: Indicadores económicos reservorio Iquiri

Página 74 de 92

-163.500 - 15 7. 12 4

28.920

8.2 Evaluación Flujo de Caja Iquiri + Tupambi

Se ha realizado el flujo de caja considerando los siguientes caudales de producción para los reservorios Iquiri + Tupambi: PRONOSTICO DE PRODUCCION Caudal Gas = 6,5 Caudal Pet = 200

MMPCD BPD

Tabla 23: Caudales de producción Iquiri + Tupambi

AÑO PROD

Qg (MMPC)

Qo (Bbl)

Ingreso GAS Ingreso PET (M$us) (M$us)

Ingreso TOTAL (M$us)

Costo Transp Costo GAS Transp PET (M$us) (M$us)

Costo de Transporte TOTAL (M$us)

Regalias (M$us)

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

2.373

73.000

6.975

1.821

8.797

533

150

683

2

4.745

146.00 0

1 3.950

3 .6 43

17 .5 93

1.065

301

1.366

3

9.490

292.00 0

2 7.901

7 .2 85

35 .1 86

2.131

601

2.732

 

4

1 3.9 98

4 30 .7 00

4 1.1 53

1 0.7 46

5 1.8 99

3.142

887

4.029

 

5

1 5.9 19

4 89 .8 30

4 6.8 03

1 2.2 21

5 9.0 25

3.574

1.00 9

4 .5 82

6

1 5.0 39

4 62 .7 47

4 4.2 15

1 1.5 46

5 5.7 61

3.376

953

7

1 3.7 73

4 23 .7 72

4 0.4 91

1 0.5 73

5 1.0 65

3.092

8

1 2.3 95

3 81 .3 95

3 6.4 42

9 .5 16

4 5.9 58

Costo Impuestos Operativo Depreciacion IVA Planta (M$us) (M$us) (M$us)

Gastos Totales (M$us)

Inversion (M$us)

Utilidad Bruta (M$us)

Incentivo NOCRES (M$us)

Impuesto Utilidad Bruta (M$us) 0

0

2 .1 90

-3 .5 00

-8 .3 09

8 .0 41

Flujo de Utilidad Flujo de Caja Flujo de Caja Caja Desc Neta (M$us) (M$us) Acum (M$us) (M$us)

0

0

0

163.500

0

0

4 .398

309

 

1.055

 

16.350

0

 

18.397

-1 3.9 98

8.797

309

 

2.110

 

16.350

0

 

20.134

-1 1.3 38

4 .3 80

-2 .8 34

-4 .1 23

1 7.59 3

3 09

 

4.219

 

16.350

0

 

23.610

-6 .0 17

8 .7 60

-1 .5 04

4 .2 47

2 5.95 0

3 09

 

6.223

 

16.350

0

 

26.911

 

-962

1 2.921

-2 40

 

2 9.51 2

3 09

 

7.077

 

16.350

0

 

28.319

 

1.1 93

1 4.695

4.329

 

2 7.88 1

3 09

 

6.686

 

16.350

0

 

27.674

206

873

3.964

 

2 5.53 2

3 09

 

6.123

 

16.350

0

 

26.747  

2.783

785

3.568

 

2 2.97 9

3 09

 

5.511

 

16.350

0

 

   

 

0

-163.500 #######

-163.500

7 .4 80

-1 55 .4 59

1 2.2 27

1 0.5 80

-1 43 .2 32

2 0.5 97

1 6 .5 80

-1 22 .6 35

12 .2 00

28.550

2 1.378

-9 4.085

2 98

15 .5 90

31.940

2 2.248

-6 2.145

13.882

52

14.037

30.387

19.690

-31.758

-1.21 4

1 2.713

-3 04

11 .8 03

28.153

1 6.969

-3.60 6

25.738

-2.75 9

1 1.442

-6 90

9.373

25.723

1 4.423

22.117

 

9

1 1.1 56

3 43 .2 56

3 2.7 98

8 .5 64

4 1.3 62

2.504

707

3.211

 

2 0.68 1

3 09

 

4.960

 

16.350

0

 

24.830

-4 .1 49

1 0.2 98

-1 .0 37

7 .1 86

2 3.5 36

1 2 .2 76

4 5.6 53

10

1 0.0 40

3 08 .9 30

2 9.5 18

7 .7 08

3 7.2 26

2.254

636

2.890

 

1 8.61 3

3 09

 

4.464

 

16.350

0

 

24.013  

-5.40 0

9.26 8

-1.350

5.218

21.568

1 0.465

67.221

11

9.036

278.03 7

2 6.566

6 .9 37

33 .5 03

2.029

572

2.601

 

1 6.75 2

3 09

 

4.017

0

0

 

6.927

 

9.8 24

8.34 1

2.456

15 .7 09

15.709

7.09 0

82.931

12

8.133

250.23 3

2 3.910

6 .2 43

30 .1 53

1.826

515

2.341

 

1 5.07 7

3 09

 

3.616

0

0

 

6.266

 

8.8 11

7.50 7

2.203

14 .1 15

14.115

5.92 6

97.046

13

7.319

225.21 0

2 1.519

5 .6 19

27 .1 38

1.643

464

2.107

 

1 3.56 9

3 09

 

3.254

0

0

 

5.670

 

7.8 99

6.75 6

1.975

12 .6 81

12.681

4.95 3

109 .7 26

14

6.587

202.68 9

1 9.367

5 .0 57

24 .4 24

1.479

417

1.896

 

1 2.21 2

3 09

 

2.929

0

0

 

5.134

 

7.0 78

6.08 1

1.770

11 .3 89

11.389

4.13 8

121 .1 16

15

5.929

182.42 0

1 7.430

4 .5 51

21 .9 82

1.331

376

1.707

 

1 0.99 1

3 09

 

2.636

0

0

 

4.651

 

6.3 39

5.47 3

1.585

10 .2 27

10.227

3.45 6

131 .3 43

112.031 541071

32.762

9.245

42007,12

270.536

4.635

-4.485

134.707

-1.121

131.343

131.343 14.152

131.343

Total 145.932 4.490.219 429.040

64.878

163.500 163.500 275.020

Tabla 24: Flujo de caja reservorios Iquiri + Tupambi (Ver detalle en Anexo 11)

Después de realizar el flujo de caja para 15 años tomando en cuenta la producción de los reservorio Iquiri + Tupambi, se han obtenido los siguientes indicadores económicos: VAN= $46.178; TIR= 8,88%; Relación utilidad/inversión= 0,8033; Cash Flow Desc/Inversión= 0,0866 y un Tiempo de pago= 4 años, según el siguiente detalle:

VAN =

$14.152

TIR =

8,88%

UTILIDAD/ INVERSION =

0,8033

CF. DESC/ INVERSION =

0,0866

TIEMPO DE PAGO =

4

Tabla 25: Indicadores económicos reservorios Iquiri + Tupambi

Página 75 de 92

8.3 Evaluación Flujo de Caja Iquiri + Tupambi + Chorro

Se ha realizado el flujo de caja considerando los siguientes caudales de producción para los reservorios Iquiri + Tupambi + Chorro: PRONOSTICO DE PRODUCCION Caudal Gas = 12 Caudal Pet = 580

MMPCD BPD

Tabla 26: Caudales de producción Iquiri + Tupambi

AÑO PROD

Qg (MMPC)

Qo (Bbl)

Ingreso GAS Ingreso PET (M$us) (M$us)

Ingreso TOTAL (M$us)

Costo de Costo Transp Costo Transporte GAS Transp PET TOTAL (M$us) (M$us) (M$us)

0

0

0

0

0

0

1

4.380

211.700

12.877

5.282

18.159

2

8 .76 0

4 23 .4 00

2 5.75 4

1 0.56 4

3 6.3 18

1.967

872

2.838

3

1 7.5 20

8 46 .8 00

5 1.50 9

2 1.12 8

7 2.6 36

 

3.93 3

1 .7 44

5 .6 77

4

2 5.8 42

1 .2 49 .0 30

7 5.9 75

3 1.1 63

1 07 .1 39

 

5.80 2

2 .5 72

5

2 9.3 90

1 .4 20 .5 07

8 6.4 06

3 5.4 42

1 21 .8 48

 

6.59 8

6

2 7.7 65

1 .3 41 .9 66

8 1.6 29

3 3.4 82

1 15 .1 11

 

7

2 5.4 26

1 .2 28 .9 40

7 4.7 53

3 0.6 62

1 05 .4 15

8

2 2.8 84

1 .1 06 .0 46

6 7.2 78

2 7.5 96

9 4.8 74

9

2 0.5 95

9 95 .4 41

6 0.55 0

2 4.83 6

8 5.3 87

10

1 8.5 36

8 95 .8 97

5 4.49 5

2 2.35 3

11

1 6.6 82

8 06 .3 07

4 9.04 6

2 0.11 7

12

1 5.0 14

7 25 .6 77

4 4.14 1

13

1 3.5 13

6 53 .1 09

14

1 2.1 61

15

1 0.9 45

Regalias (M$us)

Costo Impuestos Operativo Depreciacion IVA Planta (M$us) (M$us) (M$us)

Gastos Totales (M$us)

Inversion (M$us)

Utilidad Bruta (M$us)

Incentivo NOCRES (M$us)

Impuesto Utilidad Bruta (M$us)

Utilidad Neta (M$us)

Flujo de Caja (M$us)

Flujo de Caja Desc (M$us)

Flujo de Caja Acum (M$us)

0

0

0

163.500

0

0

0

0

9.08 0

3 09

 

2.176

 

16.350

0

 

20.254

- 11 .1 75

6 .3 51

- 2. 79 4

- 2. 03 0

1 4. 32 0

1 3. 32 1

- 14 9. 18 0

 

18 .1 59

3 09

 

4.352

 

16.350

0

 

23.850

 

- 5.6 91

1 2.7 02

-1 .4 23

8 .4 34

2 4.7 84

2 1.4 46

-1 24 .3 96

 

36 .3 18

3 09

 

8.705

 

16.350

0

 

31.041

 

5 .2 78

2 5.4 04

1 .3 19

2 9.3 62

4 5.7 12

3 6.7 97

-7 8.6 84

8 .3 73

 

53 .5 69

3 09

 

12.840

 

16.350

0

 

37.872  

1 5.6 98

3 7.4 71

3 .9 24

4 9.2 44

6 5.5 94

4 9.1 17

-1 3.0 90

2 .9 25

9 .5 23

 

60 .9 24

3 09

 

14.602

 

16.350

0

 

40.784  

20 .1 40

4 2.6 15

5 .0 35

5 7.7 20

7 4.0 70

5 1.5 94

6 0.9 80

6.23 3

2 .7 63

8 .9 96

 

57 .5 55

3 09

 

13.795

 

16.350

0

 

39.450  

1 8.1 05

4 0.2 59

4 .5 26

5 3.8 38

7 0.1 88

4 5.4 79

1 31 .1 68

 

5.70 8

2 .5 30

8 .2 39

 

52 .7 08

3 09

 

12.633

 

16.350

0

 

37.531  

1 5.1 77

3 6.8 68

3 .7 94

4 8.2 51

6 4.6 01

3 8.9 39

1 95 .7 69

 

5.13 7

2 .2 77

7 .4 15

 

47 .4 37

3 09

 

11.370

 

16.350

0

 

35.443  

1 1.9 94

3 3.1 81

2 .9 98

4 2.1 77

5 8.5 27

3 2.8 16

2 54 .2 96

 

4.62 4

2 .0 50

6 .6 73

 

42 .6 93

3 09

 

10.233

 

16.350

0

 

33.565

 

9 .1 28

2 9.8 63

2 .2 82

3 6.7 09

5 3.0 59

2 7.6 75

3 07 .3 55

7 6.8 48

 

4.16 1

1 .8 45

6 .0 06

 

38 .4 24

3 09

 

9.209

 

16.350

0

 

31.874

 

6 .5 50

2 6.8 77

1 .6 37

3 1.7 89

4 8.1 39

2 3.3 57

3 55 .4 94

6 9.1 63

 

3.74 5

1 .6 60

5 .4 05

 

34 .5 82

3 09

 

8.289

0

0

 

14.003  

2 0.5 79

2 4.1 89

5 .1 45

3 9.6 23

3 9.6 23

1 7.8 84

3 95 .1 17

1 8.10 6

6 2.2 47

 

3.37 1

1 .4 94

4 .8 65

 

31 .1 23

3 09

 

7.460

0

0

 

12.633  

1 8.4 90

2 1.7 70

4 .6 22

3 5.6 38

3 5.6 38

1 4.9 63

4 30 .7 55

3 9.72 7

1 6.29 5

5 6.0 22

 

3.03 4

1 .3 45

4 .3 78

 

28 .0 11

3 09

 

6.714

0

0

 

11.401  

1 6.6 10

1 9.5 93

4 .1 53

3 2.0 51

3 2.0 51

1 2.5 18

4 62 .8 06

5 87 .7 98

3 5.75 4

1 4.66 6

5 0.4 20

 

2.73 0

1 .2 10

3 .9 40

 

25 .2 10

3 09

 

6.042

0

0

 

10.292  

1 4.9 18

1 7.6 34

3 .7 30

2 8.8 23

2 8.8 23

1 0.4 72

4 91 .6 29

5 29 .0 18

3 2.17 9

1 3.19 9

4 5.3 78

 

2.45 7

1 .0 89

3 .5 46

 

22 .6 89

3 09

 

5.438

0

0

1 3.3 95

1 5.8 71

3 .3 49

2 5.9 17

2 5.9 17

8 .7 59

5 17 .5 46

Total 269.413 13.021.636 792.075

324.890

60.483

26.812

1116964

 

0

0

0

983

436

1.419

 

87294,8 558.482

0

 

9.294

4.635 133.857 163.500 163.500 389.287

 

169.195 390.649

- 163.500 -163.500

42.299 517.546 517.546 241.635 517.546

Tabla 27: Flujo de caja reservorios Iquiri + Tupambi + Chorro (Ver detalle en Anexo 12)

Después de realizar el flujo de caja para 15 años tomando en cuenta la producción de los reservorio Iquiri + Tupambi + Chorro, se han obtenido los siguientes indicadores económicos: VAN= $241,638; TIR= 25,32%; Relación utilidad/inversión= 3,1654; Cash Flow Desc/Inversión= 1,4779 y un Tiempo de pago= 2 años, según el siguiente detalle:

VAN =

$241.635

TIR =

25,32%

UTILIDAD/ INVERSION =

3,1654

CF. DESC/ INVERSION =

1,4779

TIEMPO DE PAGO =

2

-163.500

Tabla 28: Indicadores económicos reservorios Iquiri + Tupambi + Chorro

Página 76 de 92

9. Conclusiones Después de realizar el estudio integral del prospecto hidrocarburífero de Itaguazurenda, se ha llegado a las siguientes conclusiones:  - 

La estructura geológica de Itaguazurenda se ubica en el Pie de Monte del Sub Andino Sur de Bolivia, siguiendo el lineamiento de la falla geológica de Mandeyapecua, en la provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz.

 - 

Las condiciones del sistema petrolero en Itaguazurenda, relacionadas a: Roca Madre, Roca reservorio, Migración, Sobrecarga, Trampa y Roca sello demuestran que en el área de estudio se han dado buenas condiciones para la existencia de hidrocarburos y reforzado con los resultados positivos en el pozo ITG-X2.

 - 

De la información obtenida en pozos cercanos al área de interés se ha definido tres objetivos como posibles reservorios, los cuales en orden de importancia son: Iquiri de edad Devónica y las formaciones Tupambi y Chorro del Carbonífero.

 - 

En el área de Itaguazurenda se ha realizado la adquisición sísmica 3D, la cual se constituye en la herramienta que ha servido para definir aspectos muy importantes respecto a la ubicación de la falla Mandeyapecua, el cierre estructural Norte y la geometría de la posible trampa para los hidrocarburos.

 - 

El presente estudio propone inicialmente la perforación del pozo exploratorio ITGX3, ubicado a 6.9 Km al Norte del pozo ITG-X2 a una profundidad de 3100, en una posición estructuralmente más alta de aproximadamente 500 m.

 - 

Se han estimado un total de 276,06 BCF de gas y 24,73 MMBbl de petróleo (condensado) sumando los recursos de Iquiri, Tupambi y Chorro.

 - 

El probable éxito geológico de Itaguazurenda ha sido determinado en los siguientes valores: Iquiri 58%; Tupambi y Chorro se determinó en 25%, haciendo un promedio para el presente proyecto de 36% de probabilidad de éxito.

 - 

La evaluación económica para Itaguazurenda se ha realizado considerando la sensibilidad a la producción de hidrocarburos, primeramente considerando una producción de Iquiri, posteriormente Iquiri + Tupambi y finalmente Iquiri + Tupambi + Chorro.

 - 

Se ha realizado estimaciones que según la extensión del yacimiento Iquiri y el radio de drenaje se requiere la perforación de un total de 7 pozos para explotar toda la reserva del campo en un total de 15 años

 - 

Según el cronograma de inversiones se ha determinado las actividades de perforación, caminos y planchadas, líneas de recolección, permisos ambientales y

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la construcción de una planta de gas, haciendo un total de inversión CAPEX de 163,5 MM$us.  - 

Los costos operativos OPEX se los ha realizado tomando en cuenta los servicios de terceros, seguros, Materiales e insumos, relacionamiento, comunitario, salud, seguridad y medio ambiente y otros haciendo un total de 309.000 $us.

 - 

Se han estimado valores conservadores de producción de hidrocarburos, en el caso de tener producción de Iquiri se ha considerado 5 MMPCD de gas y 100 BPD de condensado, con estos datos se han obtenido los siguientes indicadores económicos: VAN= -$46.178; TIR= 2.30%; Relación utilidad/inversión= 0,1769; Cash Flow Desc/Inversión= -0,2824 y un Tiempo de pago= 10 años.

 - 

De la misma manera considerando la producción de manera conjunta de los reservorios Iquiri + Tupambi, con 6,5 MMPCD de gas y 200 BPD de condensado, se han obtenido los siguientes indicadores económicos: VAN= $46.178; TIR= 8,88%; Relación utilidad/inversión= 0,8033; Cash Flow Desc/Inversión= 0,0866 y un Tiempo de pago= 4 años.

 - 

Finalmente se ha realizado la evaluación flujo de caja con producción de manera conjunta de los reservorios Iquiri + Tupambi + Chorro, con 12 MMPCD de gas y 580 BPD de condesado, se han obteniendo los siguientes indicadores económicos: VAN= $241,638; TIR= 25,32%; Relación utilidad/inversión= 3,1654; Cash Flow Desc/Inversión= 1,4779 y un Tiempo de pago= 2 años.

Página 78 de 92

10. Recomendaciones Después de todo el análisis del presente proyecto, se recomienda lo siguiente: Tomando en cuenta que ya tenemos un pozo exploratorio descubridor en Itaguazurenda, a su vez una probabilidad de éxito para el reservorio Iquiri del 58% más las buenas condiciones geológicas y de sistema petrolero para la ubicación de un nuevo pozo exploratorio, se recomienda la perforación del pozo ITG-X3. Una vez evaluados los resultados de este pozo exploratorio se definirán las actividades futuras a seguir.

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ANEXOS

Página 80 de 92

Anexo 1: Mapa Isocrónico Tope Formación Iquiri.

MAPA ISOCRONICO TOPE IQUIRI ESTRUCTURA: ITAGUAZURENDA DATUM: 750 m.  AREA MAX. CERRADA: 32,2 Km2  AREA MIN. CERRADA: 3,3 Km2

Página 81 de 92

Anexo 2: Mapa Isocrónico Tope Formación Tupambi.

MAPA ISOCRONICO TOPE TUPAMBI ESTRUCTURA: ITAGUAZURENDA DATUM: 750 m.  AREA MAX. CERRADA: 26,2 Km2  AREA MIN. CERRADA: 3,8 Km2

Página 82 de 92

Anexo 3: Mapa Isocrónico Tope Formación Chorro.

MAPA ISOCRONICO TOPE CHORRO GNEE – CAMIRI ESTRUCTURA: ITAGUAZURENDA DATUM: 750 m.  AREA MAX. CERRADA: 25,2 Km2  AREA MIN. CERRADA: 5,9 Km2

Página 83 de 92

Anexo 4: Estimación de Recursos Formación Iquiri.

Página 84 de 92

Anexo 5: Estimación de Recursos Formación Tupambi.

Página 85 de 92

Anexo 6: Estimación de Recursos Formación Chorro.

Página 86 de 92

Anexo 7: Pronostico de Producción Iquiri

   7    O    Z    O    P

   6    O    Z    O    P

   5    O    Z    O    P

   4    O    Z    O    P

   3    O    Z    O    P

   2    O    Z    O    P

   1    O    Z    O    P

   S    O    Z    O    P    7                              L    A    T    O    T

   I    C    C

   P    E

   )    l   o   b    Q   B    (

        0

        0

        0

        0

        0         0         0         0         5         5  .  .         6         6         3         3

        0         0         0         5         5         8  .  .         6         2         3         3

        5         9         8        3        8        8         2         6         0         4        5        9        5         1         5         6         9        5        3        4         7  .  .  .  .  .  .  .         9         6         3        1        9        7         5         2         2         2        2        1        1         1

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        0

        0

        5         5         2         2         8         8  .  .         1         1

        5         3         2         4         8         6  .  .         1         1

        8         0         7        8         7         3         9        7        0        3         6         4         3         1        0        7        7         8  .  .  .  .         9        8         7         1         1         1        1

   )   o   l    b    Q   B    (

        0

        0

        0

        0         0         5  .         6         3

        0         0         0         0         5         5  .  .         6         6         3         3

        0         5         5         6         8         5  .  .         2         9         3         2

        9         8         3        8        8        2         1         0         4         5        9        5        1         4         6         9         5        3        4        7         1  .  .  .  .  .  .  .         6         3         1        9        7        5         4         2         2         2        1        1        1         1

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        0

        5         2         8  .         1

        5         5         3         8         0         7         8         2         2         4         7         3         9         7        0        3        6         7         8         8         6         4         3         1         0        7        7        8         0  .  .  .  .  .  .  .         9        8        7         7         1         1         1         1         1         1         1

   )   o   l    b    Q   B    (

        0

        0

        0

        0         0         5  .         6         3

        0         0         0         0         5         5  .  .         6         6         3         3

        0         5         5         6         8         5  .  .         2         9         3         2

        9         8         3        8        8        2         1         0         4         5        9        5        1         4         6         9         5        3        4        7         1  .  .  .  .  .  .  .         6         3         1        9        7        5         4         2         2         2        1        1        1         1

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        0

        5         2         8  .         1

        5         5         2         2         8         8  .  .         1         1

        3         8         4         7         6         4  .  .         1         1

        0         7         8         3         9         7        0        3        6         7         3         1         0        7        7        8         0  .  .  .         9        8        7         7         1         1         1

   )   o   l    b    Q   (    B

        0

        0

        0         0         5  .         6         3

        0         0         5  .         6         3

        0         0         0         5         5         8  .  .         6         2         3         3

        5         9         6         0         5         6  .  .         9         6         2         2

        8         3         8        8        2        1         7         4         5         9        5        1        4         2         9         5         3        4        7        1         7  .  .  .  .  .  .  .         3         1         9        7        5        4         2         2         2         1        1        1        1         1

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        5         2         8  .         1

        5         2         8  .         1

        5         3         2         4         8         6  .  .         1         1

        8         0         7         3         4         3  .  .         1         1

        7         8         9         7         0        3        6        7         6         1         0         7        7        8        0         3  .  .         9        8        7        7         6         1         1

   )   o   l    b    Q   B    (

        0

        0

        0         0         5  .         6         3

        0         0         5  .         6         3

        0         0         0         5         5         8  .  .         6         2         3         3

        5         9         6         0         5         6  .  .         9         6         2         2

        8         3         8        8        2        1         7         4         5         9        5        1        4         2         9         5         3        4        7        1         7  .  .  .  .  .  .  .         3         1         9        7        5        4         2         2         2         1        1        1        1         1

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        5         2         8  .         1

        5         2         8  .         1

        5         3         2         4         8         6  .  .         1         1

        8         0         7         3         4         3  .  .         1         1

        7         8         9         7         0        3        6        7         6         1         0         7        7        8        0         3  .  .         9        8        7        7         6         1         1

   )   o   l    b    Q   (    B

        0

        0         0         5  .         6         3

        0         0         5  .         6         3

        0         0         5  .         6         3

        0         5         5         6         8         5  .  .         2         9         3         2

        9         8         0         4         6         9  .  .         6         3         2         2

        3         8         8        2        1        7         4         5         9         5        1        4        2         5         5         3         4        7        1        7         4  .  .  .  .  .  .  .         1         9         7        5        4        2         1         2         1         1        1        1        1         1

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        5         2         8  .         1

        5         2         8  .         1

        5         2         8  .         1

        3         8         4         7         6         4  .  .         1         1

        0         7         3         9         3         1  .  .         1         1

        8         7         0         3        6        7        6         3         0         7         7        8        0        3         7  .         9         8        7        7        6         5         1

   )   o   l    b    Q   B    (

        0         0         5  .         6         3

        0         0         5  .         6         3

        0         0         5  .         6         3

        0         5         8  .         2         3

        5         9         6         0         5         6  .  .         9         6         2         2

        8         3         4         5         9         5  .  .         3         1         2         2

        8         8         2        1        7        4         9         9         5         1        4        2        5         0         3         4         7        1        7        4         3  .  .  .  .  .  .  .         9         7         5        4        2        1         0         1         1         1        1        1        1         1

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        5         2         8  .         1

        5         2         8  .         1

        5         2         8  .         1

        3         4         6  .         1

        8         0         7         3         4         3  .  .         1         1

        7         8         9         7         0         3         6        7        6        3         5         1         0         7         7         8        0        3        7         1  .  .         9         8         7        7        6        5         5         1         1

  m   u   c   )    l    A   b    B    (   o    Q

        0         0         5  .         6         3

        0         0         5  .         2         7

        0         0         5  .         9         0         1

   )   m   u   C   c   P    A   M   g   M    Q   (

        5         2         8  .         1

        5         7         4  .         5

        5         7         7  .         2         1

        0         0         5  .         6         3

        0         0         0  .         3         7

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   2    2    7  .    9    4    3  .    1    5         8        5         3         8         7         1         6         7         1        2        8        2        9   5         4         8         5         5         8         6         9        4        9        6        6   2         5         7         3         9         4         0         7        7        9  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .         2        7  .         3         5         7         7         7         6         3        0        6        0        0   2         2         3         4         5         6         7         8        9        9        1        1    1    1         0         0         0  .         2         8         1

        0         0         5  .         5         5         2

        0         0         0         5         0         8  .  .         2         0         6         7         3         4

        0         5         0         6         0         7  .  .         2         5         9         1         5         7

        0        5        0         0        9        0        2        0         0        3        0        0        0  .  .         0        1  .  .  .         3        9        4         1        7        5        5        5         3        4        0        1        2  .  .         8        9  .         1        1        1

        0         0         0  .         6         4         1

        0         5         3  .         5         1         2

        5         1         9  .         4         4         2

        4         6         7         8         3         8  .  .         1         1         3         1         2         2

        8         8         9         2         6         6  .  .         0         1         9         7         1         1

        5        9        7        5        4         6        1        1        0        4         4        0        1        6        3  .  .  .  .  .         4        9        5        2        1         5        3        2        1        0         1        1        1        1        1

        0         1         2  .         1         9

        6         4         2  .         2         1

        9         4         6         9         5         5  .  .         1         0         1         1

        5         1         3         8         5         5  .  .         9         8

        3        1        6        0        7         2        5        5        3        6         7        9        2        6        0  .  .  .  .  .         7        6        6        5        5

        1         6         5  .         4

   C    I    S

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   P

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        5         2         8  .         1

        0         5         6  .         3

        0         0         3  .         7

        8         6         7  .         0         1

  o   )   p   s   o   m   e   ñ    i    A    T   (

        1

        2

        3

        0        1        2        3        4         5         4         5         6         7         8         9         1        1        1        1        1         1

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Anexo 8: Pronóstico de Producción Iquiri + Tupambi    7    O    Z    O    P

   6    O    Z    O    P

   5    O    Z    O    P

   4    O    Z    O    P

   3    O    Z    O    P

   2    O    Z    O    P

   1    O    Z    O    P

   )    l   o   b    Q   B    (

        0

        0

        0

        0

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         7  .         5         6

        0         3         1  .         9         5

        7         5        6        5        6         1         9        0        9        1         2         8        1        7        9  .  .  .  .  .         3         7        3        8        4         5         4        4        3        3

        4         2         4  .         1         3

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        0

        0

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        5         3         1  .         2

        2         2         9  .         1

        0         7        1        1        5         3         5        0        6        3         7         5        4        2        1  .  .  .  .  .         1         1        1        1        1

        1         2         0  .         1

   )   o   l    b    Q   (    B

        0

        0

        0

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         7  .         5         6

        0         3         1  .         9         5

        7         1         2  .         3         5

        5         6        5        6        4         9         0        9        1        2         8         1        7        9        4  .  .  .  .  .         7         3        8        4        1         4         4        3        3        3

        2         8         2  .         8         2

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        0

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        5         3         1  .         2

        2         2         9  .         1

        0         3         7  .         1

        7         1        1        5        1         5         0        6        3        2         9         5         4        2        1        0         1  .  .  .  .  .         9         1         1        1        1        1

   )   o   l    b    Q   B    (

        0

        0

        0

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         7  .         5         6

        0         3         1  .         9         5

        7         1         2  .         3         5

        5         6        5        6        4         9         0        9        1        2         8         1        7        9        4  .  .  .  .  .         7         3        8        4        1         4         4        3        3        3

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        0

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        5         3         1  .         2

        2         2         9  .         1

        0         3         7  .         1

        7         1        1        5        1         5         0        6        3        2         9         5         4        2        1        0         1  .  .  .  .  .         9         1         1        1        1        1

   )   o   l    b    Q   (    B

        0

        0

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         7  .         5         6

        0         3         1  .         9         5

        7         1         2  .         3         5

        5         9         8  .         7         4

        6         5        6        4        2         0         9        1        2        8         1         7        9        4        2  .  .  .  .  .         3         8        4        1        8         4         3        3        3        2

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        5         3         1  .         2

        2         2         9  .         1

        0         3         7  .         1

        7         5         5  .         1

        1         1        5        1         0         6        3        2        9         7         4         2        1        0        1         2  .  .  .  .         9         8         1         1        1        1

   )   o   l    b    Q   B    (

        0

        0

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         7  .         5         6

        0         3         1  .         9         5

        7         1         2  .         3         5

        5         9         8  .         7         4

        6         5        6        4        2         0         9        1        2        8         1         7        9        4        2  .  .  .  .  .         3         8        4        1        8         4         3        3        3        2

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        5         3         1  .         2

        2         2         9  .         1

        0         3         7  .         1

        7         5         5  .         1

        1         1        5        1         0         6        3        2        9         7         4         2        1        0        1         2  .  .  .  .         9         8         1         1        1        1

   )    l   o   b    Q   (    B

        0

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         7  .         5         6

        0         3         1  .         9         5

        7         1         2  .         3         5

        5         9         8  .         7         4

        6         0         1  .         3         4

        5         6        4        2        4         9         1        2        8        5         7         9        4        2        4  .  .  .  .  .         8         4        1        8        5         3         3        3        2        2

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        5         3         1  .         2

        2         2         9  .         1

        0         3         7  .         1

        7         5         5  .         1

        1         0         4  .         1

        1         5        1         6         3        2        9        7         5         2         1        0        1        2         4  .  .  .         9        8         7         1         1        1

   )   o   l    b    Q   B    (

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         3         7

        0         0         7  .         5         6

        0         3         1  .         9         5

        7         1         2  .         3         5

        5         9         8  .         7         4

        6         0         1  .         3         4

        5         9         7  .         8         3

        6         4        2        4        8         1         2        8        5        0         9         4        2        4        9  .  .  .  .  .         4         1        8        5        2         3         3        2        2        2

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        3         7         3  .         2

        5         3         1  .         2

        2         2         9  .         1

        0         3         7  .         1

        7         5         5  .         1

        1         0         4  .         1

        1         6         2  .         1

        5         1         3         2        9        7        5         0         1         0        1        2        4         7  .  .         9        8        7         6         1         1

  m   u   c   )    l    A   b    B    (

   S    O    Z    O    P    7                              L    A    T    O    T

   I

   I    S

        4         5         4  .         5         2

        4         5         4  .         5         2

        8         0         9  .         2         2

        7         1         6  .         0         2

   9    1    2  .    0    9    4  .    4    2         5         5         4         7         2         8         8         4        7        6        3    3         0         2         6         3         3         8         2         6        9        1        0    9         9        0        4        0         6         5         5         3         7         8         9  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .         0         6         1         5         7         8         8         7        6        3        0    5         3         4         6         7         8         9         0         1        2        3        4         1         1        1        1        1    4    1         0         0         7  .         1         4         9

        0         3         5  .         1         3         4  .         1

        7         7         2  .         4         9         8  .         1

        9         4         0  .         8         1         3  .         2

        4         4         4  .         9         9         6  .         2

        0         0         7  .         2         4         0  .         3

        0         7        0        0        9         3         6        0        1        9         6         6        9        1        7  .  .  .  .  .         1         9        9        5        7         5         2        7        0        0         3         6        8        1        3  .  .  .  .  .         3         3        3        4        4

        0         0         0  .         2         9         2

        0         0         7  .         0         3         4

        0         3         8  .         9         8         4

        7         4         7  .         2         6         4

        2         7         7  .         3         2         4

        5         9         3  .         1         8         3

        6         5         2  .         3         4         3

        0         7        3        0        9         3         3        3        1        8         9         0        2        2        6  .  .  .  .  .         8         8        0        5        2         0         7        5        2        0         3         2        2        2        2

        0         2         4  .         2         8         1

        5         4         7  .         4

        0         9         4  .         9

        8         9         9  .         3         1

        9         1         9  .         5         1

        9         3         0  .         5         1

        3         7         7  .         3         1

        5         9         3  .         2         1

        6         5         1  .         1         1

        0         6        3        9        7         4         3        3        1        8         0         0        1        3        5  .  .  .  .  .         0         9        8        7        6         1

        9         2         9  .         5

        2

        3

        0         1        2        3        4         5         4         5         6         7         8         9         1         1        1        1        1         1

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         9         1         2

        0         0         0  .         1         1         5

  m   )   u   C   c   P    A   M   g   M    Q   (

        3         7         3  .         2

        8         1         1  .         7

        8         0         6  .         6         1

   )   o   l    b    Q   B    (

        0         0         0  .         3         7

        0         0         0  .         6         4         1

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        3         7         3  .         2

  o   )   p   s   o   m   ñ   e   A    i    T   (

        1

  o    Q

        2         8         2  .         8         2

Página 88 de 92

Anexo 9: Pronóstico de Producción Iquiri + Tupambi + Chorro

   7    O    Z    O    P

   6    O    Z    O    P

   5    O    Z    O    P

   4    O    Z    O    P

   3    O    Z    O    P

   2    O    Z    O    P

   1    O    Z    O    P

   S    O    Z    O    P    7                              L    A    T    O    T

   )    l   o   b    Q   B    (

        0

        0

        0

        0

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         3         5  .         0         9         1

        7         7         4  .         1         7         1

        9         6        7        6        5         2         9        0        0        5         3         8        0        5        2  .  .  .  .  .         4         8        5        2        1         5         3        2        1        0         1         1        1        1        1

        0         3         1  .         1         9

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        0

        0

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        2         4         9  .         3

        8         4         5  .         3

        3         4        6        8        5         9         7        8        2        9         1         8        5        3        0  .  .  .  .  .         3         2        2        2        2

        5         8         8  .         1

   )    l   o   b    Q   (    B

        0

        0

        0

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         3         5  .         0         9         1

        7         7         4  .         1         7         1

        9         2         3  .         4         5         1

        6         7        6        5        0         9         0        0        5        3         8         0        5        2        1  .  .  .  .  .         8         5        2        1        1         3         2        1        0        9         1         1        1        1

        7         1         0  .         2         8

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        0

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        2         4         9  .         3

        8         4         5  .         3

        3         9         1  .         3

        4         6        8        5        5         7         8        2        9        8         8         5        3        0        8  .  .  .  .  .         2         2        2        2        1

        7         9         6  .         1

   )   o   l    b    Q   B    (

        0

        0

        0

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         3         5  .         0         9         1

        7         7         4  .         1         7         1

        9         2         3  .         4         5         1

        6         7        6        5        0         9         0        0        5        3         8         0        5        2        1  .  .  .  .  .         8         5        2        1        1         3         2        1        0        9         1         1        1        1

        7         1         0  .         2         8

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        0

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        2         4         9  .         3

        8         4         5  .         3

        3         9         1  .         3

        4         6        8        5        5         7         8        2        9        8         8         5        3        0        8  .  .  .  .  .         2         2        2        2        1

        7         9         6  .         1

   )    l   o   b    Q   B    (

        0

        0

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         3         5  .         0         9         1

        7         7         4  .         1         7         1

        9         2         3  .         4         5         1

        6         9         8  .         8         3         1

        7         6        5        0        7         0         0        5        3        1         0         5        2        1        0  .  .  .  .  .         5         2        1        1        2         2         1        0        9        8         1         1        1

        5         1         8  .         3         7

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        2         4         9  .         3

        8         4         5  .         3

        3         9         1  .         3

        4         7         8  .         2

        6         8        5        5        7         8         2        9        8        9         5         3        0        8        6  .  .  .  .  .         2         2        2        1        1

        7         2         5  .         1

   )   o   l    b    Q   B    (

        0

        0

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         3         5  .         0         9         1

        7         7         4  .         1         7         1

        9         2         3  .         4         5         1

        6         9         8  .         8         3         1

        7         6        5        0        7         0         0        5        3        1         0         5        2        1        0  .  .  .  .  .         5         2        1        1        2         2         1        0        9        8         1         1        1

        5         1         8  .         3         7

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        2         4         9  .         3

        8         4         5  .         3

        3         9         1  .         3

        4         7         8  .         2

        6         8        5        5        7         8         2        9        8        9         5         3        0        8        6  .  .  .  .  .         2         2        2        1        1

        7         2         5  .         1

   )   o   l    b    Q   B    (

        0

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         3         5  .         0         9         1

        7         7         4  .         1         7         1

        9         2         3  .         4         5         1

        6         9         8  .         8         3         1

        7         0         0  .         5         2         1

        6         5        0        7        5         0         5        3        1        1         5         2        1        0        8  .  .  .  .  .         2         1        1        2        3         1         0        9        8        7         1         1

        4         3         4  .         6         6

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        2         4         9  .         3

        8         4         5  .         3

        3         9         1  .         3

        4         7         8  .         2

        6         8         5  .         2

        8         5        5        7        7         2         9        8        9        2         3         0        8        6        5  .  .  .  .  .         2         2        1        1        1

        4         7         3  .         1

   )    l   o   b    Q   B    (

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         7  .         1         1         2

        0         3         5  .         0         9         1

        7         7         4  .         1         7         1

        9         2         3  .         4         5         1

        6         9         8  .         8         3         1

        7         0         0  .         5         2         1

        6         0         5  .         2         1         1

        5         0        7        5        4         5         3        1        1        3         2         1        0        8        4  .  .  .  .  .         1         1        2        3        6         0         9        8        7        6         1

        0         9         7  .         9         5

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        0         8         3  .         4

        2         4         9  .         3

        8         4         5  .         3

        3         9         1  .         3

        4         7         8  .         2

        6         8         5  .         2

        8         2         3  .         2

        5         5        7        7        4         9         8        9        2        7         0         8        6        5        3  .  .  .  .  .         2         1        1        1        1

        7         3         2  .         1

  m   u   c   )    l    A   b    B    (   o    Q

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         1  .         5         3         6

        0         0         9  .         1         8         4  .         1

  m   )   u   C   c   P    A   M   g   M    Q   (

        0         8         3  .         4

        0         4         1  .         3         1

        0         6         6  .         0         3

        0         0         7  .         1         1         2

        0         0         4  .         3         2         4

   )    C   g   P    Q   M    M    (

        0         8         3  .         4

  o   )   p   s   o   m   ñ   e   A    i    (    T

        1

        7         3         4  .         1         5         1  .         4

        3         0         4  .         3         9         4  .         5

        3         4         3  .         2         2         7  .         6

        9         8         3  .         8         2         8  .         7

        0         3         8  .         3         2         8  .         8

        4        1        0        8         7         3        1        2        1         2         0        7        8        6         7  .  .  .  .  .         6        1        4        2         9         2        5        0        9         1         5        2        9        4         7  .  .  .  .  .         0        1        1        2         9         1        1        1        1

        0         0         8  .         6         4         8

        0         3         0  .         9         4         2  .         1

        7         0         5  .         0         2         4  .         1

        6         6         9  .         1         4         3  .         1

        0         4         9  .         8         2         2  .         1

        6         4         0  .         6         0         1  .         1

        1         4         4  .         5         9         9

        7         7        7        9        8         9         0        7        0        9         8         3        6        1        7  .  .  .  .  .         5         6        5        3        7         9         0        2        5        8         8         8        7        6        5

        8         1         0  .         9         2         5

        0         6         7  .         8

        0         2         5  .         7         1

        2         4         8  .         5         2

        0         9         3  .         9         2

        5         6         7  .         7         2

        6         2         4  .         5         2

        4         8         8  .         2         2

        5         9         5  .         0         2

        6         2        4        3        1         3         8        1        1        6         5         6        0        5        1  .  .  .  .  .         8         6        5        3        2         1         1        1        1        1

        5         4         9  .         0         1

        2

        3

        4         5         6         7         8         9         0         1        2        3        4         5         1         1        1        1        1         1

   I

   )    l    b    B    (

   I    S

  o    Q

   6    3    6  .    1    2    0  .    3    1    3         7         3         7         2         8         0        4        7        8         2         2         5         8         6         6         9         8        9        0        6    1         0         9         6         0         9         5         0         7        7        3        4    4         5         8  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .         3         9         1         2         1         7        2        6        8         6         5         1         3         6         8         0         1        3        4        5    9         5         8         1         1         1         1         2         2        2        2        2    6    2         0         3         9  .         0         3         7  .         2

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Anexo 10: Flujo de Caja Reservorio Iquiri.    a    j    a     )    C    s    e    m   u     d    u    c    $    M    o    A    (    j    u     l    F

     0      4      8      1      6      9      7      1      8      2      0      2      2      9      6      9      6      8      5      5      0      4      8      4      0      5      3      7      4      8      5      2  .      1  .      2  .      2  .      5  .      7      0      8  .      9  .      4  .      4  .      7  .      2  .      9  .      5      3      7      8      4      5      4  .      3  .  .      2      4      6      9      3      1      8      6      5      4      3      1      9      7      5      3      2      9      8      6         1      2      2      1    -      1    -      1    -      1    -      1    -    -    -    -    -    -

   0    2    9  .    8    2

   e    c    s    )     d    e    s    u    o    D    $    j    u    a    j    M     l     (    F    a    C

     #      2      5      0      3      5      2      6      8      0      6      8      0      #      1      8      9      #      3      9      1      2      6      5      4      4      9      4      2      3      4      5      5      #      9      6      2  .      0  .      4  .      8  .      1  .      5      1      0      2      5      9      4      0      #  .  .      4      4      2      1  .  .  .  .  .  .  .  .      #      5      7      1      1      1      1      1      1      9      8      7      4      3      2      2      2      #

   8    7    1  .    6    4   -

   e     )     d    a    s    u    o    j    a    $    j    u    C    M     l    F     (

     #      5      7      2      6      3      6      1      7      7      3      6      6      #      6      6      7      #      7      9      3      2      6      3      8      2      0      2      6      0      4      6      6      #      3      8      9  .      7  .      7  .      8  .      4  .      0  .      7  .      5  .  .      4  .      5  .      7  .      0  .      #  .  .      3      8      0      9      8      7      5      4      3      #      6      8      1      1      2      1      1      1      1      1      9      8      7      6      6      #

   0    2    9  .    8    2

    d     )      4      4      3      5      7      2      6      9      7      7      3      6      6    a    a    s      7      5      1      7      1      8      3      3      4      2      6      0      4      6      6    u     d    i    t     $      0      9      7      4      8     l  .      4  .      4  .      3  .      3    i    e  .      4  .      4  .      1  .      6      6  .      4  .      5  .      7  .      0  .    N   M    t         9      7      2      1    -    -    -      2      4      3      2    -      9      8      7      6      6    U     (

   0    2    9  .    8    2

   o      0      5      4      2      3      7      3      1      4      2      1      8      2      0    t     d    a    )    s    a    t    s      9      1      6      6      7      5      0      8      3      5      3      5      8      4      1    u    e    d      7    i    r    u    $      0      6    u    l  .      2  .      2  .      3  .      9      1  .      4  .      6  .      9  .      1  .      7  .      5  .      3  .      2  .      1  .    p    i    t    B    (    M    -      1      1      1      1      2      1      3      3      2      1      1      1      1      1    -    -    -       -    -    -    -       m   U    I

   1    1    8  .    2    1   -

   o    S    )    v    E    s    i    t    R    u    n    C    $    e    O   M    c     (    n    I    N

     5      0      0      1      7      1      7      1      9      4      1      3      8      0      6      9      9      8      6      4      4      5      2      4      3      7      5      7      4      3      0  .      1  .      3  .      4  .      3  .      9  .      3  .      7  .      1  .      6  .      1  .      7  .      3  .      0  .      7  .      1      2      4      6      7      6      6      5      5      4      4      3      3      3      2

     7      4      0      2      4      5      4      6      9      7      3      2      8      6      2     )    s    s    e    s      9      3      1      6      6      0      4      2      7      9      2      5      2      4      0    o    u    t     l    a    $      0      8    s  .      1  .      6  .      9  .      9  .      5  .      8  .      1  .      4  .      8  .      0  .      5  .      1  .      7  .      4  .    a    t    o      7      9      1      3      4      4      3      3      2      1      5    M    G   T    (      4      4      3      3      1      1      2      2      2      2      2      2      2      2

   5    4    2  .    1    5      #    #    #    #    #    #    #

   n    )    o    i    s    s    u    r    $    e    v    (    M    n    I

     0      0      5  .      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      3      6      1

   0    0    5  .    3    6    1

   n    o    i    c    )    a    s    i    u    c    $    e    r    (    M    p    e    D

     0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      5      5      5      5      5      5      5      5      5      5      0      3  .      3  .      3  .      3  .      3  .      3  .      3  .      3  .      3  .      3  .      0      0      0      0      0      6      6      6      6      6      6      6      6      6      6      1      1      1      1      1      1      1      1      1      1

   0    0    5  .    3    6    1

   s    o     )      6      1      2      2      2      0      3      0      6      7      1      3      0      1    t    s    s      3      0      1      4      5      7      7      3      4      8      6      8      2      9      8    u    e    A    $      0      5      5      0      4      0      7      3      9      5      1      8      5      3      0      8    V    u    I      7  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .    p     (    M      1      3      4      5      4      4      3      3      3      2      2      2      2      1    m    I

   9    0    3  .    6    4

   o    v    a    )    i    t    s    o    t      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9    t    u    a    n    $    s    r      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0    a    o    e    l      3      3      3      3      3      3      3      3      3      3      3      3      3      3      3    C    p    P    (    M    O

   5    3    6  .    4

     9      8      8      7      8      3      7      0      3      7     d     )    s      5      5      5      4      0      1      2      3      2      1      9      5      4      7      0    a    a    t    u      2      0      5      6      4     d    i    u    $      0      7  .      8  .      0     l  .      4  .      9  .      6  .      6  .      7  .      7  .      6  .      9    r    i  .      2  .      5  .      9  .      4  .      4      2      9    t    B    (    M      5      3      4      5      6      7      8      6      6      5      4      4      1    U    -      1    -    -    -    -    -    -    -    -    -

   8    4    7    %    9    6    2    0    1  .    0    7    8    2    6    3  ,    1  ,    1  ,    0    4    2    0       $     =    N    A    V

  =    R    I    T

  =   =    N    N    O    O    I    I    S    S    R    R    E    E    V    V    N    I    N    I     /     /    D    C    A    S    E    D    I    D    L  .    I    T    F    U    C

  =    O    G    A    P    E    D    O    P    M    E    I    T

     9      0    S      3

   O    T    S    O    C    S    O    R    T    O

  =    a    t    n    a     l    P    e     d    t    a    r    e    p    O    e     d    o    t    s    o    C

     %      %      %      0      8      5      2      5

  =    o    t    n    e    u    c    s    e    D    e     d    a    s    a    T

  =   =    s    s    a    o    i    t    s     l    a    e    g    u    e    p    R    m    I

   L     b    B     /    s    u     $

   L     b    B     /    s    u     $

   L     b    B     /    s    u     $

   C    C    P    P    M    M     /    s     /    s    u    u     $     $

   5    9  ,    O    4    E    2    L    O    R    T    E    P    S    O   =    a    T    t    A    n    D    e    v    e     d    o    i    c    e    r    P

     0      9      5      0  ,      2

        0         3

   4    1  ,    1

  =    e    t    r    o    p    s    n    a    r    T    e     d    o    t    s    o    C

     5      7      2      7      5      6      0      2      7      1      3      2      8      6      2      5      9      1      9      5      8      5      5      8      1      4      3      7      5      1      0      1      2      5  .      5  .      0  .      8  .      2  .      3  .      7  .      2  .      9  .      7  .      6      7      8  .  .      2      1      9      8      6      4      3      1      0  .  .  .      3      6      1      8      1      2      1      1      1      1      1      1      1      9      8      7

   3    2    0  .    3    9    1

   e    e    t    L    )      9      1      3      4      5      3      0      2      7      2      6      6      2     d    r    o    A   s      5      0      3      6      5      7      1      3      8      5      4      6      9      4      1    u    o    s    p    T    $      0      8      7      9      8      2      0      8      5      2      0      8      6      4      3      2    t    s    O   M      4      9  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .    o    n    T      1      2      3      3      2      2      2      2      1      1      1      1      1    a     (    C    r    T

   6    3    0  ,    4    2    8    9    2

   s    )    a    s    i     l    u    a    $    g    e    M    R    (

   s    u     $    M

   S    A    G    S    O    T   =    A    s    D    e    r    c    o    N

   4    1  ,    0    1

  =   =  .    t    t    n    x    I    E  .  .    c    r    c    r    e    e    M    M    a    t    a    t    n    n    e    e    v    v    e    e     d     d    o    i    o    i    c    c    e    r    e    r    P    P

   3    5    3  .    7    6

        0         4         1         0         1

    )    p    s    s    u    n    $    a    r    M    T    (    o    t    s    T    o    E    C    P

     0      1      3      4      6      6      3      3      8      6      8      2      9      8      0      5      0      4      0      7      3      9      5      1      8      5      3      0      8      7      5      1      3      4      5      4      4      3      3      3      2      2      2      2      1

   3    2    6  .    4

        4         1   ,         0         1

    )    s    p    s    u    n    $    a    r    (    M    T    o    t    s    S    o    A    C    G

     9      7      9      7      8      1      7      4      0      4      4      8      4      0      9      3      1      4      9      7      4      2      3      6      0      6      3      2      0      1      1      6      4      7      5      3      1      9      7      5      4      2      1      0      4      8  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .      1      2      2      2      2      2      1      1      1      1      1      1      1

   1    0    2  .    5    2

     5      9      3      5      4      0      1      0      4      4      2      6      4     )    o      6      2    s    s    L      2      1      8      3      9      1      6      0      1      6      2      8    A   u      7      5      0    e    r    T    $      0      2      5  .      1  .      0  .      1  .      7  .      4  .      7  .      5  .      5  .      9  .      5  .      3  .      4  .      6  .    g    O   M  .      2      7      2      9      6      2      9      6      3      1      9      7      5    n    T     (      6      1      5    I      2      3      4      3      3      3      2      2      2      2      1      1      1

   7    4    0    6    8    3

   C    P    M     /    s    u     $

     5      4      2      2  ,      0

  =    e    t    r    o    p    s    n    a    r    T    e     d    o    t    s    o    C

   T    E    P    )    s    u    o    s    $    e    M    r    (    g    n    I

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Anexo 11: Flujo de Caja Reservorio Iquiri + Tupambi. s) u ja $ a M( C e d jo lu m u F c

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