10 Campo Pnw 2015

CAMPO PALOMETAS

2015

CONTENIDO

1.

INTRODUCCIÓN ....................................................................................................... 2 1.1.

2.

ANTECEDENTES........................................................................................................... 2

1.1.1.

PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO .......................................................... 2

1.1.2.

FASE DE EXPLORACIÓN EN LA QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO .................................. 2

1.1.3.

CUMPLIMIENTO DE UTE’S ................................................................................................. 2

ÁREA DE CONTRATO .............................................................................................. 2 2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO ............................................................................ 3 2.2. DESCRIPCIÓN DE POZOS ................................................................................................ 5 2.3. DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA ................................................ 5

3.

ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX) ................................................................. 7 3.1.

INTRODUCCIÓN:........................................................................................................... 7

3.2.

PERFORACIÓN DE POZOS .......................................................................................... 7

3.3. SÍSMICA............................................................................................................................. 7 3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS .............................................................................................. 7 3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO ....................................................... 7 3.6. FACILIDADES DE CAMPO ................................................................................................. 7 3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y EQUIPOS .................................................................... 8 3.8. DUCTOS ............................................................................................................................ 8 3.9. OTROS............................................................................................................................... 8

4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX) .................................................................... 8 4.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ 8 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS .................................................................................. 8 4.3. COSTOS OPERATIVOS INDIRECTOS .............................................................................. 9

5. PRODUCCIÓN ............................................................................................................ 11 6. PLAN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA ............................................................... 11 7. ANEXOS...................................................................................................................... 12

1

1. INTRODUCCIÓN El presente documento constituye el Plan de Trabajos y Presupuesto correspondiente a la gestión 2015 para el campo Palometas NW, actualmente adjudicado mediante contrato de operación a YPFB Chaco S.A. Los acápites que le estructuran detallan estos trabajos según la categoría de actividad que les compete, pudiendo ser éstas actividades de inversión (CAPEX) o actividades de operación (OPEX). En este sentido, todo proyecto que supone una inversión de capital (CAPEX) es presentado en la redacción con una descripción técnica pormenorizada y los montos asociados. En forma complementaria, se presenta para cada reservorio del campo la información de la producción de hidrocarburos acumulada y la correspondiente al último mes fiscalizado. 1.1. ANTECEDENTES El campo Palometas NW se encuentra ubicado en la provincia Gutiérrez del departamento de Santa Cruz. El campo fue descubierto por YPFB en junio de 1973 con la perforación del pozo PNW-X1; que resulto productor de gas y condensado de las areniscas Sara, Piray y Ayacucho. Posteriormente se perforaron los pozos PNW-X2 y PNW-X3 ambos resultaron productores de la arena Ayacucho. En la gestión 2012 se perforaron los pozos PNW-4 y PNW-5D resultando productores. Actualmente los cinco pozos se encuentran en producción. 1.1.1.

PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO

El campo se encuentra en etapa de Desarrollo. 1.1.2.

FASE DE EXPLORACIÓN EN LA QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO

No aplica. 1.1.3.

CUMPLIMIENTO DE UTE’S

No aplica. 2. ÁREA DE CONTRATO El área de contrato está constituida por 6250 Hectáreas, que corresponden a 2.5 Parcelas. El área de contrato del campo Palometas NW se muestra en la siguiente figura.

2

2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO La estructura del campo Palometas NW fue delineada por estudios e interpretación sísmicas, donde se muestra una culminación en el extremo Noroeste del anticlinal de Palometas que constituye la expresión estructural más Oriental de la zona del “Boomerang Hills. El campo tiene tres reservorios productores (Ayacucho, Piray y Sara). Los tres pozos perforados en el campo resultaron productores del reservorio Ayacucho, mientras que el pozo SRW-X1 es productor de los tres reservorios. El campo inicio producción en abril de 2010. Actualmente los tres pozos son productores, sin embargo, el reservorio Sara se cerró por alto corte de agua.

3

Reservorio Productor

RESERVORIO

PROFUNDIDAD

ESPESOR

FLUÍDOS

LÍNEAS

MEDIA (m)

MEDIO (m)

PRODUCIDOS

TERMINADAS

Gas

03

Ayacucho

2440

Piray

2575

Sara

2615

Historiales y gráficos de producción:

4

2.2. DESCRIPCIÓN DE POZOS Función

Cantidad

Pozo

Perforados

05

PNW-X1, PNW-X2, PNW-X3, PNW-4 y PNW-5D

Productores

05

PNW-X1, PNW-X2, PNW-X3, PNW-4 y PNW-5D

Abandonados

00

Cerrados

00

Inyectores

00

Tipo de Terminación Terminación Doble

00

Terminación Simple

03

Terminación Simple selectiva

02

PNW-X2, PNW-X3 y PNWPNW-X1 y PNW-5D

2.3. DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA Actualmente los pozos en existencia PNW-X1, PNW-X2, PNW-X3, PNW-4 y PNW-5D del Campo Palometas Noroeste (PNW) cuentan con líneas de recolección para transportar la producción de gas acido a la Planta de Tratamiento de Gas Santa Rosa que entró en servicio los primeros días de Julio 2009. SISTEMA DE RECOLECCIÓN Y SEPARACIÓN Para la recolección de gas del campo Palometas NW de los tres pozos en existencia se tiene las líneas de Recolección y Separador de Prueba en planchada del pozo PNW-X3. En la Planta Santa Rosa está ubicado el colector (en existencia) que recibe la producción procedente de este campo. Las líneas de producción de los tres pozos en existencia y del pozo nuevo convergen en el Separador de Prueba V-400, de ese punto la producción del campo Palometas NW mediante un ducto de 6” de diámetro nominal y una longitud de 11850 m es transportada para juntarse con la producción del Campo Santa Rosa en las cercanías de la planchada del Separador de Prueba V300 de este último campo. Luego se transporta por una línea de 6” y una longitud de 6595 m hacia el colector ubicado en la Planta Santa Rosa, para ingresar a la Separación Primaria que está

5

constituida por un separador de alta V-1000 (bifásico) donde se separa el gas y un separador de baja V-1001 (trifásico) en este último se separan el agua de formación y el condensado. DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS El gas producido en el campo Palometas NW tiene un contenido de Dióxido de Carbono fuera de especificación (Alto contenido de CO2), por lo que se ha previsto en el Diseño de la Planta de Tratamiento de Gas Santa Rosa un Proceso de Endulzamiento de Gas con Amina, cuya Capacidad nominal es de 60 MMPCD, suficiente como para tratar todo el caudal de producción de gas ácido producido en todos los campos colindantes. La Planta de Santa Rosa fue diseñada para un contenido máximo de dióxido de carbono de 10.5 % en previsión a que cuando los pozos de Palometas NW ingresen a la Planta no falte capacidad de procesamiento, en vista de que el pozo PNW-X1 contiene entre 12 a 13 % molar de dióxido de carbono. La Planta Santa Rosa tiene suficiente capacidad instalada para ajustar el Punto de Rocío de Agua (deshidratación) en una Unidad de Proceso de Dew Point con solvente MEG (mono etilen glicol), la capacidad instalada es de 55 MMPCD, finalmente el ajuste del punto de Rocío de Hidrocarburo se realiza en la misma Unidad mediante un circuito de refrigeración por propano que intercambia calor con el gas en un Chiller intercambiador de calor diseñado para alcanzar condiciones ideales que facilitan la licuefacción de hidrocarburos ligeros (C5 y superiores). Cabe destacar que el solvente utilizado en el Proceso de Endulzamiento de gas es amina formulada de última generación, que está constituida por MDEA aditivada (Gas/Spec CS 2010 de INEOS USA) con compuestos químicos que mejoran su rendimiento de absorción. La Amina formulada permite que el tamaño de la planta sea menor y que el costo de mantenimiento se reduzca con respecto a una Planta diseñada con amina convencional (DEA, MEA, TEA), debido a su mayor estabilidad a la degradación y por ende menos tendencia a la formación de productos orgánicos altamente corrosivos (Bicina y otros). SISTEMAS DE MEDICIÓN PARA GAS TRATADO El sistema de medición para cuantificar la entrega de gas de la Planta Santa Rosa al gasoducto GYC (Gasoducto Yapacani Colpa) está instalado y el mismo sirve para la entrega de producción de los pozos PNW-X1, PNW-X2 y PNW-X3 (en existencia). SISTEMAS DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS La producción de hidrocarburos líquidos es pequeña y en su condición de máxima producción aportará aproximadamente con 155 BPD (cuando la planta procese 60 MMPCD). La entrega no se realiza en Planta Santa Rosa, sino en HSR (Humberto Suarez Roca) ya que la producción de condensado, gasolina natural y el agua de formación se transfieren mediante un ducto de 2” y 1700

6

m de longitud, el mismo se interconecta con la línea que transporta el petróleo producido en los campos de Humberto Suarez Rosa, Los Cusis y Patujusal, antes de ingresar al sistema de separación de agua. En Planta Santa Rosa se miden todos los flujos de producción antes de transferir a la batería HSR: •

El flujo de condensado en un medidor másico.

•

El flujo de gasolina natural en medidor másico.

•

El flujo de agua en medidor magnético.

SISTEMAS DE TRANSPORTE Por todas las explicaciones dadas en los puntos precedentes, el sistema de interconexión con el gasoducto GYC (gasoducto Yapacani Colpa) existe y tiene la suficiente capacidad como para transportar el volumen incremental de gas tratado que resulte de la aplicación del PD (Programa de Desarrollo). En el mediano plazo la Empresa YPFB Transporte concluirá la Construcción de las tres fases del Gasoducto Carrasco–Cochabamba (GCC), a partir de ese momento un volumen importante de gas que actualmente se transporta por el GYC será desviado al gasoducto Carrasco Cochabamba, lo que incrementará la capacidad de transporte del GYC, asegurando el transporte de toda la producción de gas del área Santa Rosa. 3. ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX) 3.1. INTRODUCCIÓN: No se tienen programadas actividades de inversión durante la gestión 2015. 3.2. PERFORACIÓN DE POZOS No se tiene programado la perforación de pozos durante la gestión 2015. 3.3. SÍSMICA No se tiene previsto ningún trabajo de sísmica en el campo. 3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS No se tiene previsto trabajos de intervención. 3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO No se tiene previsto trabajos de líneas de recolección. 3.6. FACILIDADES DE CAMPO No se tiene previsto construir ninguna facilidad de campo.

7

3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y EQUIPOS No se tienen previsto ningún trabajo de planta de procesamiento y equipos. 3.8. DUCTOS No se tienen previsto ningún trabajo de ductos en el campo. 3.9. OTROS No se tiene previsto ningún trabajo. 4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX) 4.1. INTRODUCCIÓN Las actividades de operación son aquellas destinadas a mantener la operación normal de las plantas, pozos y facilidades. 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS Los costos directos de producción son aquellos costos relacionados directamente con la operación y mantenimiento de campos y plantas, por lo tanto, pueden ser apropiados/cargados directamente a cada campo y planta bajo el contrato de operación. Estos costos se distribuyen por campo y planta puesto que son asignados directamente a las actividades generadas en dichos lugares de trabajo. El presupuesto Operativo para la gestión 2015 correspondiente al campo se distribuye de la siguiente manera:

8

EMPRESA: OPERADOR: CONTRATO DE OPERACIÓN: CÓD. CONTRATO CONTRATO: CÓD. CAMPO CAMPO (S): PERÍODO: ACTUALIZACIÓN:

YPFB CHACO S.A. CHACO 3675 20 C.O. Chaco Varios Campos 43 PALOMETAS NW 2015 JUNIO 2015

PRESUPUESTO CONTRATO DE OPERACIÓN (Expresado en Dólares Americanos)

ETAPA

EXPLOTACIÓN (OPEX)

PTP2015 SEP.2014 US$

ACTIVIDAD Y SUBACTIVIDAD

COSTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN 3.1 CAMPO 100 Personal 200 Mantenimiento de Instalaciones y Equipo 300 Mantenimiento de Campo 400 Materiales e Ins umos 500 Servicios de Explotación 600 Salud, Seguridad y Medio Ambiente 700 Seguros 800 Gastos Generales 1000 Compensaciones a la Comunidad 1100 Alquileres 1300 Impues tos TOTAL OPEX DIRECTO (4)

362,139 77,032

53,004 165,055 3,161 9,487 -

362,139

PTP2015 JUN.2015 US$

309,850 71,912 98,047 30,905 34,755 3,000 3,161 1,708 54,400 11,962 309,850

Las variaciones en el presupuesto de acuerdo a la nueva distribución de costos se explican en Anexo 10. 4.2.1. COSTOS OPERATIVOS DE CAMPO En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondientes al campo (mantenimiento y operación de pozos, líneas y facilidades que se encuentran fuera de los predios de la planta). 4.2.2. COSTOS OPERATIVOS DE PLANTA En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondientes a la planta/batería. 4.3. COSTOS OPERATIVOS INDIRECTOS Los costos indirectos de producción son aquellos costos derivados de oficina central y dedicados al soporte de las operaciones petroleras tales como perforación, estudios de reservorios, control de producción, proyectos y todo el control administrativo del negocio (finanzas, contabilidad, legal, recursos humanos, contratos, adquisiciones, etc.). Incluye todos los costos indirectos tales como salarios y beneficios, servicios, gastos de viaje y representación, gastos de ubicación y traslados, alquileres, transporte, telecomunicaciones, materiales, suministros, gastos legales, seguros, servicios de informática, cargos bancarios y otros. Este presupuesto es descontado por un monto estimado de costos a capitalizar por los recursos

9

empleados en los diferentes proyectos de inversión que la empresa pretende realizar en esta gestión, en función a la metodología de distribución de costos que tiene la empresa mediante hojas de tiempo. Para facilitar las futuras auditorias que YPFB realizará a los costos recuperables, en el Anexo 3 se presentan los montos de costos indirectos antes de su asignación a los campos, puesto que una vez realizada esta distribución, se dificultaría el seguimiento de la documentación de respaldo.

10

5. PRODUCCIÓN VOLÚMENES DE GAS E HIDROCARBUROS PRODUCIDOS

ME S CAMPO RE SE RVORIO

Mayo-2015 PALOMETAS NW Ayacucho

POZO Y/O LINEA

ESTADO ACTUAL

SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

TIPO DE PRODUCCION ACTUAL

HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL

PNW-01:Xay

Activo

Surgente Natural

Productor Primario

20 678.75

678.75

4.22

82818

115.62

4968.85

3638933

PNW-02:X

Activo

Surgente Natural

Productor Primario

20

679

679

6.45

46892

61.39

10998.87

3786344

5592.64

PNW-03:Xay

Activo

Surgente Natural

Productor Primario

22 684.75

684.75

10.53

144399

169.14

22254.26

11032608

12208.51

PNW-04:Day

Activo

Surgente Natural

Productor Primario

20 678.75

678.75

19.98

79955

104.74

15783.16

PNW-5D:Caya

En Estudio

Surgente Natural

Productor Primario

0

0

0

0

3350

0

TOTAL RESERVORIO 2721.3

41.18

354064

450.89

54005.14

23463175

36351.96

ME S CAMPO RE SE RVORIO

PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL

5001940

11273.96

7276.85

Mayo-2015 PALOMETAS NW Piraí

ESTADO ACTUAL

SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

TIPO DE PRODUCCION ACTUAL

PNW-01:Xpr

Ahogado

Surgente Natural

Productor Primario

0

0

0

8683.03

3934638

PNW-04:Dpr

En Estudio

Surgente Natural

Productor Primario

0

0

0

0

0

0

PNW-5D:Lpry

Ahogado

Surgente Natural

Productor Primario

0

0

0

2420.39

1067278

7872.52

0

0

0

11103.42

5001916

48304.83

POZO Y/O LINEA

POZO Y/O LINEA

ESTADO ACTUAL

SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

TIPO DE PRODUCCION ACTUAL

PNW-01:X

En Reserva

Surgente Natural

Productor Primario

POZO Y/O LINEA

ESTADO ACTUAL

SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

TIPO DE PRODUCCION ACTUAL

PNW-01:Xsa

Cerrado por invas ión de agua

Surgente Natural

Productor Primario

HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL

TOTAL RESERVORIO

0

ME S CAMPO RE SE RVORIO

Mayo-2015

PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL 40432.31

PALOMETAS NW PIRAY-SARA

HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL

TOTAL RESERVORIO

0

ME S CAMPO RE SE RVORIO

Mayo-2015

PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL

0

0

0

30

12786

14

0

0

0

30

12786

14

PALOMETAS NW Sara

HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL

TOTAL RESERVORIO 0 TOTAL CAMPO 2721.3

PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL

0

0

0

4246

1913040

0

0

0

4246

1913040

12662 12662

41.18

354064

450.89

69384.56

30390917

97332.79

5.1. PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN POR POZO Y CAMPO (PRODUCCIÓN NETA Y FISCALIZADA) Anexo 1. 5.2. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO Anexo 2. 6. PLAN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA No aplica.

11

7. ANEXOS - Planilla de presupuesto Capex y Opex (Anexo 3). - Programa anual de capacitación y actualización (Anexo 4). - Plan de abandono (Anexo 5). - Gestión de Seguridad, Salud y Medio Ambiente (Anexo 6). - Actividades de Relacionamiento Comunitario (Anexo 7). - Normas, Prácticas y Procedimientos (Anexo 8). - Cronograma de Perforación e Intervención de pozos (Anexo 9). - Distribución de costos OPEX (Anexo 10).

12