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ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN UN CAMPO MADURO DEL VALLE MEDIO DEL MAGDALENA SOMETIDO A INYECCIÓN DE AGUA Y POLÍMEROS (GRUPO L2) CRISTIAN ORLANDO ZAPATEIRO PUENTE JAIRO RICARDO ÁLVAREZ ORTIZ ZAMANDA LORENA GÓMEZ BABATIVA CHRISTIAN JOHANNES PRADA CASTAÑO UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA MAESTRÍA EN INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BOGOTÁ, D.C. 2019

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ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN UN CAMPO MADURO DEL VALLE MEDIO DEL

MAGDALENA SOMETIDO A INYECCIÓN DE AGUA Y POLÍMEROS

(GRUPO L2)

CRISTIAN ORLANDO ZAPATEIRO PUENTE

JAIRO RICARDO ÁLVAREZ ORTIZ

ZAMANDA LORENA GÓMEZ BABATIVA

CHRISTIAN JOHANNES PRADA CASTAÑO

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA

MAESTRÍA EN INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

BOGOTÁ, D.C.

2019

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ÍNDICE GENERAL

RESUMEN CAPÍTULO 1

1. PLANTEAMIENTO DEL PROYECTO 1.1. Descripción del proyecto 1.2. Objetivos

1.2.1. Objetivo general 1.2.2. Objetivos específicos

1.3. Metodología

CAPÍTULO 2

2. INFORMACIÓN GENERAL 2.1. Geología de la cuenca del Valle Medio del Magdalena 2.2. Generalidades del campo

2.2.1. Datos de producción

CAPÍTULO 3

3. ANÁLISIS TÉCNICO DEL PROYECTO 3.1. Sistemas de levantamiento artificial

3.1.1. Bombeo mecánico 3.1.2. Bombeo por cavidades progresivas 3.1.3. Bombeo electro sumergible

3.2. Matriz de selección del sistema de levantamiento artificial 3.3. Análisis de eficiencia actual y capacidades máximas para gas lift

3.3.1. Análisis de eficiencia actual – Modelamiento en Pipesim 3.3.2. Análisis de capacidad máxima de operación (AOF) 3.3.3. Análisis de falla para gas lift

3.4. Análisis de versatilidad para monitorear la inyección 3.5. Escenarios de producción con inyección de agua

3.5.1. Análisis de funcionamiento del sistema gas lift y bombeo electro sumergible bajo los escenarios de inyección

3.6. Análisis de resultados

CAPÍTULO 4

4. ANÁLISIS FINANCIERO DEL PROYECTO 4.1. Ingresos

4.1.1. Movimiento geométrico browniano 4.1.2. Modelo de reversión a la media

4.2. Análisis de costos operacionales OPEX 4.3. Análisis de costos de capital CAPEX 4.4. Flujos de caja para los escenarios A, B, C y D 4.5. Evaluación financiera

4.5.1. Valor Presente Neto 4.5.2. Relación Beneficio - Costo

4.6. Análisis de resultados

CAPÍTULO 5

5. ANÁLISIS SOCIOAMBIENTAL DEL PROYECTO 5.1. Riesgo ambiental 5.2. Identificación de los riesgos e impactos 5.3. Análisis de riesgo 5.4. Niveles de riesgo 5.5. Evaluación de riesgos mediante la matriz RAM 5.6. Análisis de resultados

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

REFERENCIAS

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RESUMEN

Este documento presenta de manera detallada los resultados del desarrollo del proyecto titulado análisis técnico-financiero para la selección del sistema de levantamiento artificial en un campo maduro del Valle Medio del Magdalena (VMM) sometido a inyección de agua y polímeros.

El campo objeto de estudio actualmente operado por Ecopetrol produce mediante el sistema de levantamiento artificial gas lift, por lo cual, toda su infraestructura actual está orientada a la operación de este sistema.

Este proyecto se realizó para proporcionar a Ecopetrol una visión desde lo técnico, financiero y socioambiental, de las posibles alternativas a contemplar para la producción de los pozos que se encuentran actualmente activos.

El trabajo fue desarrollado de acuerdo con el plan de trabajo establecido inicialmente y contiene los siguientes capítulos:

El capítulo 1 se presenta el planteamiento del problema, los objetivos tanto general como específicos y la metodología empleada en el desarrollo del proyecto.

El capítulo 2 presenta las generalidades de la geología de la cuenca, generalidades del campo, características de los fluidos y una descripción del sistema de levantamiento artificial existente.

El capítulo 3 presenta el análisis técnico detallado del proyecto en el cual se presentan los resultados de la matriz de selección del sistema de levantamiento artificial y del modelamiento realizado con el software Pipesim, para el análisis de eficiencia y capacidades máximas para gas lift, además del análisis de funcionamiento del sistema de levantamiento artificial (SLA) para los tres escenarios de inyección de agua. En este capítulo también se presentan los resultados del modelamiento del sistema bombeo electro-sumergible como SLA alternativo resultante de la matriz de selección.

En el capítulo 4 se presenta la evaluación financiera de los casos planteados contemplando los costos operativos, costos de capital e ingresos, con la finalidad de proporcionar un estimado de los flujos de caja y la generación de valor de cada alternativa, mediante el uso de los indicadores financieros valor presente neto y relación beneficio-costo.

El capítulo 5 correspondiente a la evaluación ambiental incluye una identificación de actividades, impactos, consecuencias con la finalidad de proporcionar a Ecopetrol una aproximación a los riesgos mediante una matriz RAM (Risk Assessment Matrix).

Finalmente se proporcionan algunas conclusiones y recomendaciones que se deberán tener en cuenta cuando se vaya a implementar alguna de las alternativas planteadas.

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CAPÍTULO 1

1. PLANTEAMIENTO DEL PROYECTO

1.1. Descripción del proyecto

Un campo ubicado en el Valle Medio del Magdalena (VMM) es actualmente operado mediante el sistema de levantamiento gas lift, por lo cual toda su infraestructura actual está orientada a la operación de este sistema. El equipo de desarrollo ha planteado la posibilidad de implementar un proceso de inyección de agua, para lo cual se estima inyectar entre 200, 500 y 1000 STBW/D en los pozos inyectores, el patrón de inyección previsto corresponde a un modelo de 4 puntos en tres pozos productores y un pozo inyector; los tiempos de respuesta se estiman ocurran entre 6 y 18 meses posterior al inicio de la inyección.

Se proporcionó información relacionada a las coordenadas relativas de los pozos, sus profundidades (MD y Total Depth), así como la trayectoria tipo para tres pozos. Así mismo, se cuenta con la información de producción del mes de Julio del 2019 para aquellos pozos que se encuentran activos en este momento (estas tasas representan la producción primaria del campo y no mediante el proceso de inyección de agua).

Adicionalmente, la operadora proporcionó la evolución esperada de WOR-vs-Np una vez los pozos se encuentren sometidos al proceso de inyección de agua, así como información del yacimiento y algunas premisas que se irán describiendo en este documento.

Los entregables solicitados por la compañía operadora Ecopetrol se mencionan a continuación:

• Un documento con el análisis de eficiencia del sistema de levantamiento actual, máximas capacidades de operación y condiciones de falla (modelamiento tipo del sistema de levantamiento existente). • Matriz de selección de alternativas de sistema de levantamiento artificial en donde se especifique los parámetros de selección y descarte de cada tecnología. • Diseño tipo de la/s alternativa/s seleccionadas. • Análisis de la versatilidad de los sistemas escogidos para implementar estrategias de monitoreo durante procesos de recobro secundario. • Estimación de costos de capital (CAPEX) y costos operacionales (OPEX) asociados al nuevo sistema de levantamiento artificial. • Matriz de riesgos asociados al cambio de sistema de levantamiento artificial. • Análisis y justificación socioambiental de la escogencia del sistema de levantamiento artificial a utilizar.

1.2. Objetivos

1.2.1. Objetivo general

Proponer los sistemas de levantamiento artificial que magnifiquen la creación de valor desde lo técnico, financiero y socioambiental, para un campo maduro del Valle Medio del Magdalena que será sometido a inyección de agua y polímeros.

1.2.2. Objetivos específicos

I. Seleccionar los sistemas de levantamiento artificial para un campo ubicado en el

Valle Medio del Magdalena basados en los requerimientos técnicos de tres pozos

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tipo mediante una matriz de selección con criterios de ponderación de resultados que contenga las siguientes tecnologías: gas lift, bombeo mecánico, bombeo de cavidades progresivas y bombeo electro sumergible.

II. Determinar la viabilidad financiera de los sistemas de levantamiento artificial seleccionados para su posible implementación en un campo maduro del Valle Medio del Magdalena, utilizando el valor presente neto y al menos otro indicador de bondad financiera con base a la tasa de oportunidad de Ecopetrol.

III. Analizar cualitativamente mediante una matriz de probabilidad e impacto, los riesgos socioambientales que estén asociados a la posible implementación de los sistemas de levantamiento artificial propuestos.

1.3. Metodología

En la Figura 1 se presenta la metodología empleada en el desarrollo del proyecto para la evaluación técnica del sistema de levantamiento artificial actual y de los escenarios planteados, junto con la metodología empleada en la evaluación financiera.

Figura 1. Metodología para la evaluación técnica y financiera.

La Figura 2 describe la metodología empleada para la evaluación socio ambiental del proyecto, con base a los resultados obtenidos en el aspecto técnico.

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Figura 2. Metodología para la evaluación técnica y socioambiental.

CAPÍTULO 2

2. INFORMACIÓN GENERAL

A continuación, se presenta una breve descripción de la cuenca del Valle Medio del Magdalena, las generalidades del campo objeto de estudio, las características del yacimiento y los fluidos, así como una breve descripción de los sistemas de levantamiento artificial tenidos en cuenta para el desarrollo de este proyecto, y la matriz de selección realizada para los siguientes sistemas: gas lift, bombeo electro sumergible, bombeo por cavidades progresivas y bombeo mecánico.

2.1. Generalidades de la cuenca del Valle Medio del Magdalena

La cuenca del Valle Medio del Magdalena está localizada entre las cordilleras Oriental y Central de Los Andes colombianos, con una extensión de 32.000 km2; comprende parte de los departamentos de Boyacá, Santander y Antioquia.

El campo objeto de estudio se encuentra localizado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena, que ha sufrido la depositación de sedimentos continentales y marinos, así como una serie de sucesos tectónicos que se han encargado de transformarla y darle la composición actual; estos han sido de tipo compresional asociados al levantamiento de las cordilleras.

Esta cuenca ha sido caracterizada ampliamente ya que de esta hacen parte campos petroleros como La Cira-Infantas, Lisama, Casabe, Cantagallo, Llanito, Colorado, Aguas Blancas, entre otros. El sistema petrolífero de la cuenca está compuesto como se describe a continuación [1]:

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• Roca generadora: el petróleo procede de calizas, lutitas negras y delgadas, capas de cherts que hacen parte de las formaciones Paja, Tablazo, La Luna y Rosa Blanca de edad cretácica.

• Roca reservorio: el 97% del petróleo probado en la cuenca proviene de yacimientos de edad cenozoica, principalmente compuestos por intercalaciones de limolitas y areniscas de las formaciones La Paz, Esmeraldas, Mugrosa, Colorado y Lisama con promedios de porosidad entre 15-20% y permeabilidades entre 20-600 mD.

• Roca sello: las arcillolitas plásticas continentales de las formaciones Esmeraldas y Colorado constituyen los sellos para los reservorios cenozoicos. Las lutitas marinas de las formaciones Simití y Umir representan los sellos de los potenciales reservorios cretácicos.

2.2. Generalidades del campo

El campo actualmente es operado mediante el sistema de levantamiento gas lift, por lo cual toda su infraestructura actual está diseñada y operada para dicho sistema. El equipo de desarrollo planteó la posibilidad de implementar un proceso de inyección de agua en el campo, con el objetivo de aumentar el factor de recobro de este. Se estima inyectar entre 200, 500 y 1000 STBW/D. Actualmente el campo tiene 109 pozos activos, los pozos inyectores tienen una relación de 3 pozos productores a 1 pozo inyector; se estiman tiempos de respuesta entre 6 y 18 meses posterior al inicio de la inyección. Para el desarrollo del proyecto se dispuso de información relacionada a las coordenadas relativas de los pozos, sus profundidades (MD y Total Depth), así como la trayectoria tipo de tres pozos (CN-165, CN-160, S-07X) y dos estados mecánicos que son representativos para el campo (ver Anexo 1).

Según los estados mecánicos proporcionados por Ecopetrol, se pudo observar que la formación Mugrosa es la primera zona perforada, y se consideró que las otras zonas objetivo podrían ser la formación Esmeraldas y La Paz.

La gravedad API del crudo para el modelamiento de los sistemas de levantamiento artificial se estableció con base a la información general de cuencas sedimentarias en Colombia, presentada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos [2]; se asumió un valor de 28° con una probabilidad del 80% para la cuenca del Valle Medio del Magdalena (ver Figura 3); dicho valor se re afirmó con información de los campos Colorado y Aguas Blancas que tienen gravedades API entre 26° y 28°.

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Figura 3. Gráfica de probabilidad de gravedad API. [2]

En el Anexo 1 se puede observar el análisis PVT (Presión-Volumen-Temperatura) proporcionado por Ecopetrol para los fluidos del campo; para este proyecto dada la alta producción de gas en el campo, se pudo inferir que el yacimiento se encuentra por debajo del punto de burbuja (1559 psia), por lo cual se escogió una presión entre un rango de 1150 a 1320 psia, tomando como presión inicial 1861 psia.

La temperatura del yacimiento se definió a partir del gradiente de temperatura (1oF/100

ft) y usando una profundidad media de perforaciones (6200 ft TVD), de esta forma se

estimó un valor de 122oF para el yacimiento. En la Tabla 1. Datos PVT para el campo de

estudio. se presentan los datos de presión de burbuja, presión del yacimiento y

temperatura del mismo.

Tabla 1. Datos PVT para el campo de estudio.

Propiedad Valor

Punto de burbuja 1559 psia

Presión del yacimiento 1861 psia

Temperatura del yacimiento (1 °F/ 100 ft) 122°F

La Tabla 2 presenta un resumen de las propiedades de los fluidos del yacimiento

asumiendo un tipo de crudo black oil; se pueden observar valores correspondientes a

solubilidad, el factor volumétrico, y la gravedad API previamente definida.

Tabla 2 Caracterización del petróleo crudo. [3]

Propiedad PVT Crudo Aceite de Baja Merma Black oil Común

Rs (SCF/STBO) 19,4 - 204 < 200 200 - 700

FVF (RB/STB) 0,9 – 1,15 < 1.2 1,2 – 1,5

API 28 < 30 15 - 40

Tipo de Fluido Black oil Común

A partir de los valores de Pi (presión inicial) y Pb (presión de burbuja) observados del PVT,

se realizó una iteración para estimar la presión de yacimiento y el índice de

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productividad IP, ajustando la tasa total de fluido producido en la curva IPR (Inflow

Performance Relationship).

2.2.1. Datos de Producción

La compañía operadora proporcionó la información de la tasa de producción de fluidos

a la fecha 01/07/2019 (ver Tabla 3) para aquellos pozos que se encuentran activos a la

fecha (estas tasas representan la producción primaria del campo y no mediante el

proceso de inyección de agua.

Tabla 3. Tasas de producción actual (antes del inicio del proyecto de inyección)

Well Name BFPD BOPD Gas Rate CD (Kcf/d) GOR BWPD WCUT [%]

S-07X 12,5 12,0 44,0 3666,7 0,5 4,0

CN-106 29,1 28,0 69,0 2464,3 1,1 4,0

CN-165 56,2 54,0 148,0 2740,7 2,2 4,0

Para establecer los valores de producción del pozo S-07X, se realizó una revisión de las tasas asociadas a su pozo homólogo S-07 que se encuentra a 33 ft de distancia.

Se asumió un corte de agua inicial de 4%, para el tiempo previo al inicio de la inyección de agua con base a los datos suministrados de Np vs. WOR presentados en el Anexo 1.

La información relaciona la evolución esperada del WOR (water-oil ratio) y el acumulado de petróleo producido WOR-vs-Np (ver Figura 4) una vez el yacimiento se encuentre sometido al proceso de inyección de agua, con estos datos se estimó la evolución del corte de agua en el tiempo.

Figura 4. Data histórica de producción acumulada v. WOR y corte de agua para el proyecto.

El valor inicial del corte de agua antes del proceso de inyección es de 4,12% y va

aumentando progresivamente en el tiempo hasta un valor de 93,61%, cuando el Np es

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de 117.750 STBO; se puede observar que el aumento en los barriles de agua se da casi

desde el tiempo 0, con un incremento rápido que se hace evidente con la pendiente de

la curva.

CAPÍTULO 3

3. ANÁLISIS TÉCNICO DEL PROYECTO

3.1. Sistemas de levantamiento artificial

Los sistemas de levantamiento artificial generalmente se requieren para extender la vida

útil del campo más allá del período de flujo natural. Debido a la presión para mantener

la producción en el campo, los operadores a menudo eligen un despliegue de sistemas

de levantamiento artificial que incluyen las siguientes fases [4]:

• Fase-1: se realiza una evaluación de los conceptos y análisis a las diferentes opciones

de sistemas de levantamiento artificial.

• Fase-2: esta fase implica el despliegue en un grupo de pozos o pozos piloto para una

opción seleccionada.

• Fase-3: comprende la implementación completa de los sistemas seleccionados en el

campo.

3.1.1. Bombeo mecánico

En términos de instalaciones globales de sistemas de levantamiento artificial, el bombeo

mecánico es por mucho, el tipo predominante utilizado, debido principalmente a su

excelente confiabilidad con bajos costos de capital y operativos; sin embargo, esta

opción no es siempre la más adecuada. Esta requiere una superficie bastante amplia

para su funcionamiento, así como tasas de producción bajas y profundidades bajas. [5]

Los sistemas de bombeo mecánico se deben considerar para levantar volúmenes

moderados a profundidades someras o pequeños volúmenes a profundidades

intermedias. Es posible levantar 1,000 barriles desde 7,000 pies y 200 barriles desde

aproximadamente 14,000 pies, aun cuando requiera de varillas especiales. [5]

3.1.2. Bombeo por cavidades progresivas

El PCP está compuesto por un rotor metálico giratorio y un estator moldeado de goma

flexible; el estator giratorio forma una cavidad que se mueve hacia arriba a medida que

gira el rotor. Esta bomba tiene buen manejo de fluidos viscosos y sólidos ya que estos,

aunque pueden desviar el estator no desgastan los componentes de manera apreciable.

[5]

Este sistema tiene un diseño simple y una construcción robusta, sus bajas velocidades de operación permiten que la bomba tenga un ciclo de vida largo si no se expone a fluidos corrosivos, desgaste mecánico excesivo o si se instala a profundidades mayores a los 4000 pies. [5]

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3.1.3. Bombeo electro sumergible

Las bombas electro sumergibles son adecuadas para pozos más profundos y se usan

comúnmente para productores de mayor tasa. Los sistemas BES requieren menos área

de superficie y generalmente son más adecuados donde el espacio es escaso. Para este

sistema de levantamiento artificial, la producción de arena es el parámetro más

significativo relacionado con fallas en la bomba, seguida por la profundidad de la misma;

dentro de las fallas más comunes se encuentran los daños en el cable, daños en la bomba

y daños en el motor. [5]

3.2. Matriz de selección del sistema de levantamiento artificial

Para realizar el screening de los diferentes sistemas de levantamiento artificial y elegir

desde un primer filtro técnico la opción más adecuada, inicialmente toca partir de las

siguientes preguntas y/o listas [6]:

• ¿Cuáles son las opciones de sistemas de levantamiento artificial más factibles por la

locación?

• ¿Qué tipo de sistemas de levantamiento artificial han sido instalados en campos

adyacentes o similares?

• Considerando la profundidad y la tasa de fluido esperada, ¿qué sistemas de

levantamiento artificial aplicarían?

• Preparar una lista de chequeo en donde se mencionen las principales ventajas y

desventajas de los distintos sistemas de levamiento artificial con la información

disponible

Para comenzar el proceso de “screening” se debe considerar la locación del campo y las

facilidades de producción asociadas. [6] Dado que no se contaba con la ubicación exacta

de los pozos y el proyecto se limitó a nivel cuenca, no fue posible tener en cuenta la

información de los sistemas implementados en los campos adyacentes; por lo cual, la

selección se realizó mediante la revisión bibliográfica de información y parámetros ya

establecidos para otros proyectos.

Tomando las consideradas mencionadas anteriormente, se establecieron los diferentes

sistemas de levantamiento artificial factibles para el área en la cual se encuentra el

campo objeto de estudio. En la cuenca del Valle Medio del Magdalena, los campos

producen mediante los sistemas de levantamiento artificial de gas lift, bombeo electro

sumergible y/o bombeo por cavidades progresivas.

La presencia de fuentes de suministro energía puede ser considerado como uno de los

factores a la hora de elegir un sistema sobre otro. Las características del fluido de

yacimiento pueden también ser considerada como una limitante. Por ejemplo, la

presencia de gas no asociado en el pozo o los altos cortes de agua pueden limitar la

elección de un sistema de levantamiento artificial. [6]

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La Tabla 4 muestra las principales consideraciones para la selección de un sistema de

levantamiento artificial.

Tabla 4. Consideraciones para selección de levantamiento artificial. [7]

Como se mencionó en secciones anteriores del presente documento, uno de los

entregables de este proyecto es la construcción de una matriz de selección propia para

el campo de estudio basada en la literatura. A partir de tres pozos bases y asumiendo

que la producción asociada al campo proviene de un mismo yacimiento se procedió con

la elaboración de la matriz.

Para la matriz diseñada se consideraron los siguientes parámetros dada la información

recibida por Ecopetrol y de campos pertenecientes a la misma cuenca:

• Densidad del crudo deshidratado (°API)

• BSW (%)

• GOR (scf/stb)

• Viscosidad (cP)

• Corrosión

• Sólidos

• Diámetro del casing (in)

• Desviación (°/100 ft)

• Temperatura (°F)

• Profundidad (ft)

• Tasa de producción (bfpd)

• Flexibilidad

• Motor

• Monitoreo de integridad

• Eficiencia (%)

Luego de haber determinado los parámetros se determinaron sus rangos. Estos rangos

se obtuvieron a partir de literatura especializada en el tema como por casos de estudios

aplicados a campos de hidrocarburos colombianos. Se realizó una verificación

parámetro a parámetro para encontrar los rangos idóneos. Una vez establecidos dichos

rangos se empezó el descarte técnico de los sistemas de levantamiento para los pozos

tipos.

A partir de los perfiles de producción que se obtuvieron a través de la data suministrada

por Ecopetrol se determinó que el corte de agua en el tiempo aumenta de manera

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exponencial, manteniéndose por encima del 85% por dos terceras partes de los tiempos

de producción para cada escenario (200, 500 y 1000 bpd). Por esta razón se estableció

el corte de agua en 86,5% para cada pozo. Adicionalmente, los datos de GOR, viscosidad,

temperatura, gravedad API, desviación y/o profundidad se tomaron con base también a

información suministrada y/o gradientes o modelos usados en la industria para la

determinación de propiedades.

Realizando el screening se comprobó que los parámetros que realmente limitaba la

selección de los sistemas de levantamiento artificial inicialmente propuestos (Bombeo

por cavidades progresivas, bombeo electro sumergible, mecánico y gas lift) fueron el

corte de agua y la desviación de los pozos tipo. Debido a esto los sistemas que se

ajustarían para un proceso de inyección de agua son el bombeo electro sumergible y el

gas lift (existente).

Vale la pena mencionar que en esta matriz no se incluyeron parámetros de carácter

financiero o socio ambiental ya que el primer análisis planteado es la viabilidad técnica.

Si el sistema no es viable técnicamente por más financieramente rentable o causar

menores impactos socio ambientales que los otros, el sistema no funcionaría.

A continuación, se presentan las matrices construidas para los pozos S-07X, CN-106 y

CN-165.

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Tabla 5. Matriz de selección de sistemas de levantamiento artificial para el pozo S-07X. [6] [8] [9] [10] [5]

Condiciones del pozo tipo

S-07X

Gas Lift

(GL)

Bombeo Mecánico

(BM)

Bombeo Electrosumergible

(BES)

Bombeo por Cavidades Progresivas

(PCP)

Densidad del crudo deshidratado (°API) 28 15 a 36 8 a 30 6 a 36 8 a 36

BS&W Iw = 200 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%

BS&W Iw = 500 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%

BS&W Iw = 1000 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%

GOR (scf/stb) 3666.7 1 a 5000 10 a 360 0 a 4000 10 a 360

Viscosidad (cP) 7.37 >20 <200 <200 >200

Corrosión No Bueno Bueno/Excelente Tolerable Bueno

Sólidos Si Excelente Limitado/Pobre Limitado Excelente

Diametro del casing (in) 4-1/2 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8

Desviación (°/100 ft) 12.79 0 a 50 0 a 20 0 a 90 0 a 15

Temperatura (°F) 122 <350 <550 <250 <250

Profundidad (ft) 7167.3 <150000 <16000 <15000 <6000

Tasa de Producción Iw = 200 BPD (Bfpd) 67 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200

Tasa de Producción Iw = 500 BPD (Bfpd) 167 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200

Tasa de Producción Iw = 1000 BPD (Bfpd) 334 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200

Flexibilidad - Excelente Excelente Tolerable Tolerable

Motor Compresor Compresor Gas o eléctrico Eléctrico Gas o eléctrico

Monitoreo de integridad - Bueno/Excelente Excelente Tolerable Tolerable

Eficiencia (%) - No aplica 45-60 35 a 60 40 a 70

Propiedades de los fluidos

Estado mecánico

Condiciones de operación

Condiciones del SLA

Análisis técnico-financiero para la selección del sistema de levantamiento artificial en un campo maduro del Valle

Medio del Magdalena sometido a inyección de agua y polímeros.

Matriz de selección de sistemas de levantamiento artificial

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Tabla 6. Matriz de selección del sistema de levantamiento artificial para el pozo CN-106. [6] [8] [9] [10] [5]

Condiciones del pozo tipo

S-07X

Gas Lift

(GL)

Bombeo Mecánico

(BM)

Bombeo Electrosumergible

(BES)

Bombeo por Cavidades Progresivas

(PCP)

Densidad del crudo deshidratado (°API) 28 15 a 36 8 a 30 6 a 36 8 a 36

BS&W Iw = 200 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%

BS&W Iw = 500 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%

BS&W Iw = 1000 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%

GOR (scf/stb) 2464.3 1 a 5000 10 a 360 0 a 4000 10 a 360

Viscosidad (cP) 7.37 >20 <200 <200 >200

Corrosión No Bueno Bueno/Excelente Tolerable Bueno

Sólidos Si Excelente Limitado/Pobre Limitado Excelente

Diametro del casing (in) 4-1/2 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8

Desviación (°/100 ft) 11.44 0 a 50 0 a 20 0 a 90 0 a 15

Temperatura (°F) 122 <350 <550 <250 <250

Profundidad (ft) 7167.3 <150000 <16000 <15000 <6000

Tasa de Producción Iw = 200 BPD (Bfpd) 67 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200

Tasa de Producción Iw = 500 BPD (Bfpd) 167 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200

Tasa de Producción Iw = 1000 BPD (Bfpd) 334 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200

Flexibilidad - Excelente Excelente Tolerable Tolerable

Motor Compresor Compresor Gas o eléctrico Eléctrico Gas o eléctrico

Monitoreo de integridad - Bueno/Excelente Excelente Tolerable Tolerable

Eficiencia (%) - No aplica 45-60 35 a 60 40 a 70

Condiciones del SLA

Matriz de selección de sistemas de levantamiento artificial

Análisis técnico-financiero para la selección del sistema de levantamiento artificial en un campo maduro del Valle

Medio del Magdalena sometido a inyección de agua y polímeros.

Propiedades de los fluidos

Estado mecánico

Condiciones de operación

Page 16: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

Tabla 7. Matriz de selección del sistema de levantamiento artificial para el pozo CN-165. [6] [8] [9] [10] [5]

Condiciones del pozo tipo

S-07X

Gas Lift

(GL)

Bombeo Mecánico

(BM)

Bombeo Electrosumergible

(BES)

Bombeo por Cavidades Progresivas

(PCP)

Densidad del crudo deshidratado (°API) 28 15 a 36 8 a 30 6 a 36 8 a 36

BS&W Iw = 200 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%

BS&W Iw = 500 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%

BS&W Iw = 1000 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%

GOR (scf/stb) 2740.7 1 a 5000 10 a 360 0 a 4000 10 a 360

Viscosidad (cP) 7.37 >20 <200 <200 >200

Corrosión No Bueno Bueno/Excelente Tolerable Bueno

Sólidos Si Excelente Limitado/Pobre Limitado Excelente

Diametro del casing (in) 4-1/2 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8

Desviación (°/100 ft) 26 0 a 50 0 a 20 0 a 90 0 a 15

Temperatura (°F) 122 <350 <550 <250 <250

Profundidad (ft) 7167.3 <150000 <16000 <15000 <6000

Tasa de Producción Iw = 200 BPD (Bfpd) 67 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200

Tasa de Producción Iw = 500 BPD (Bfpd) 167 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200

Tasa de Producción Iw = 1000 BPD (Bfpd) 334 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200

Flexibilidad - Excelente Excelente Tolerable Tolerable

Motor Compresor Compresor Gas o eléctrico Eléctrico Gas o eléctrico

Monitoreo de integridad - Bueno/Excelente Excelente Tolerable Tolerable

Eficiencia (%) - No aplica 45-60 35 a 60 40 a 70

Condiciones del SLA

Matriz de selección de sistemas de levantamiento artificial

Análisis técnico-financiero para la selección del sistema de levantamiento artificial en un campo maduro del Valle

Medio del Magdalena sometido a inyección de agua y polímeros.

Propiedades de los fluidos

Estado mecánico

Condiciones de operación

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3.3. Análisis de eficiencia actual y capacidades máximas para gas lift

En la actualidad los pozos objeto de estudio, tienen instalado el sistema de levantamiento gas lift, el levantamiento con gas es una de las técnicas de más comunes y eficientes en pozos de producción de crudos medianos. Este consiste en proporcionar un volumen adicional de gas a los fluidos del pozo para disminuir la densidad de la mezcla bifásica y de ese modo, reducir las pérdidas de presión en la tubería del pozo productor.

El gas es distribuido hacia la cabeza de los pozos, a través de una red de tuberías en superficie desde una misma planta central de compresión, generalmente el sistema es "cerrado” puesto que el gas de inyección es reciclado. El gas a alta presión proveniente es inyectado en los pozos a través del espacio anular entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción, ingresa luego al interior de la columna de fluidos de producción a través de válvulas de gas lift, ubicadas dentro de mandriles de la tubería de producción, gasificando la columna de líquido dentro de la tubería y generando un efecto artificial de flujo natural, por reducción de la densidad del fluido el cual fluye hasta las estaciones de recolección y tratamiento. Los fluidos producidos en los pozos, junto con el gas de inyección llegan al separador de las fases líquidas y gaseosas, el gas de baja presión que sale de los separadores retorna a la planta compresora, donde es succionado y re comprimido, completando así el ciclo.

A continuación, se presenta un análisis del funcionamiento actual de los pozos CN-106, CN 165 y S-07X con el sistema de levantamiento artificial gas lift y su desempeño en un proceso de inyección de agua. El análisis incluyó la eficiencia del sistema de levantamiento actual, las tasas de inyección de gas óptimas y una sensibilidad de los siguientes parámetros: corte de agua, presión del yacimiento, y la presión en cabeza de pozo.

3.3.1. Análisis de eficiencia actual – Modelamiento en Pipesim

La información usada para el modelamiento de los pozos (CN-106, CN 165 y S-07X) a

nivel de yacimiento y fluidos se presenta en la Tabla 8.

Tabla 8. Información de características de yacimiento y crudo

Datos Variables Pozos

CN-106 CN-165 S-07X

Yacimiento

Presión de yacimiento (psia) 1150 1260 1320

Temperatura de yacimiento (°F) 122 122 122

Zona de producción (ft) 6147 5956 6147

Fluido

Gravedad API 28 28 28

Gravedad especifica del gas 0.66 0.66 0.66

GOR 2464 2740 3666

Corte de Agua (%) 4 4 4

Estados Mecánicos y trayectorias (survey) de los pozos a modelar. La información suministrada por Ecopetrol incluye las trayectorias (survey) de los tres

pozos a modelar, sin embargo, solamente se dispuso de dos estados mecánicos, por lo

cual se asumió el mismo estado mecánico del pozo CN-106 para el pozo S-07X.

Page 18: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

18

La Figura 5 presenta los estados mecánicos y la trayectoria (survey) utilizados para el

modelamiento del pozo CN-106 y S-07X.

Figura 5. Estados mecánicos y trayectoria (survey) utilizados para el modelamiento.

En el Anexo 1 se pueden observar los datos de los mandriles utilizados actualmente en el sistema de levantamiento artificial gas lift para la inyección de gas, además de la profundidad a la que se encuentran en la sarta de producción. También se pueden observar los parámetros con los cuales se realizó el ajuste de los pozos en el simulador. Eficiencia del gas lift a partir del análisis de sensibilidad de tasa de inyección óptima.

Para determinar la tasa óptima de inyección de gas en el sistema de levantamiento

artificial gas lift se realizaron corridas de sensibilidad del caudal de inyección de gas,

cuyos resultados se presentan en la Figura 6, Figura 7 y Figura 8.

Figura 6. Tasas óptimas de inyección de gas para el SLA gas lift para el pozo CN-165.

Figura 7. Tasas óptimas de inyección de gas para el SLA gas lift para el pozo CN-106.

Page 19: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

19

Figura 8. Tasas óptimas de inyección de gas para el SLA gas lift para el pozo S-07X.

Se pudo observar que los pozos están funcionando de manera eficiente debido a que la

diferencia en porcentaje entre lo producido actualmente y la producción óptima, es

menor al 5%; es decir, que las eficiencias del sistema de levantamiento artificial actual

para cada pozo son superiores al 97%, como se detalla en la Tabla 9.

Tabla 9. Eficiencia del sistema de levantamiento gas lift para cada pozo.

Pozo BFPD Real BFPD Óptimo Eficiencia (%)

S-07X 12,53 12,69 98,74

CN-106 29,15 29,16 99,97

CN-165 56,22 57,70 97,44

Sin embargo, debe considerarse que este criterio es discutible, dado que, según las

corridas de simulación, los pozos S-07X y CN-165 fluyen naturalmente, por lo cual, las

eficiencias calculadas para estos pozos, en realidad corresponden a eficiencias

“aparentes” del sistema de levantamiento. Este flujo natural se evidencia debido al alto

GOR (Gas-Oil ratio), de lo cual se pudo inferir que la columna hidrostática se aliviana de

manera natural.

Eficiencia del gas lift con relación a la capacidad de flujo natural del pozo. Para este análisis se consideró que los pozos S-07X Y CN-165 fluyen de manera natural,

obteniendo una eficiencia para el sistema de levantamiento de 22,54 % y 8,93 %

respectivamente, mientras que para el pozo CN-106 la eficiencia actual del sistema de

levantamiento artificial es del 100%.

Tabla 10. Eficiencia del Gas Lift-Capacidad de flujo natural.

Pozo Sin Gas Lift (BFPD) Con Gas Lift (BFPD) Diferencia (BFPD) Eficiencia (%)

S-07X 9,83 12,69 2,86 22,54

CN-106 0,00 29,16 29,16 100,00

CN-165 52,55 57,70 5,15 8,93

Si la caída de presión a través del pozo es mayor que el Bottom Hole Pressure, el pozo

no podría tener un flujo natural. En esta situación, el sistema de levantamiento artificial

es una alternativa para la remediación simple y efectiva que permita recuperar el flujo

del pozo. Además, en pozos que no tienen una tasa de flujo económica, los sistemas de

levantamiento artificial son un método propuesto para aumentar la tasa de producción.

Page 20: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

20

Eficiencia del gas lift usando el criterio del AOF de cada pozo. Para este análisis se consideró como criterio la máxima tasa teórica de producción (AOF) obtenida de la curva IPR de cada pozo, de lo cual se pudo establecer que los pozos cuentan con una eficiencia en la producción mayor del 76%, como se observa en la Tabla 11. Tabla 11. Eficiencia del SLA gas lift en comparación con el AOF.

Pozo Con Gas Lift (BFPD) AOF (BFPD) Diferencia Caudal (BFPD) Eficiencia del AOF (%)

S-07X 12,69 14,92 2,23 85,05

CN-106 29,16 38,25 9,09 76,24

CN-165 57,7 67,40 9,7 85,61

Para realizar este análisis se generaron las curvas de influjo (IPR) de cada pozo, de la cual

se obtiene el máximo caudal de producción teórico (AOF) para cada uno, los resultados

se presentan en la Figura 9.

Figura 9. Curvas IPR y valores AOF para cada pozo.

La relación de rendimiento de entrada de pozo (IPR) es estudiada con el fin de observar la producción de líquido en función de la presión del fondo del pozo (Pwf); la curva IPR representa el comportamiento del fluido a ser transportado desde el yacimiento al pozo.

Al continuar la producción, la presión del yacimiento disminuye y la curva IPR se mueve hacia abajo, además aumenta el corte de agua del yacimiento; como resultado, aumenta el gradiente de presión del fluido del tubo; entonces, la tasa de producción líquida del pozo se reducirá con el tiempo.

3.3.2. Análisis de capacidad máxima de operación (AOF)

Modificación del estado mecánico original

Para realizar el análisis de la máxima capacidad operativa se realizaron varias

sensibilidades del estado mecánico tipo, para poder observar cuales pozos aumentarían

su producción.

Los parámetros sensibilizados al estado mecánico fueron: el diámetro de la tubería de

producción, la profundidad de la tubería, el caudal y presión de inyección de gas. En el

Anexo 1 se presentan los resultados de estas sensibilidades.

Page 21: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

21

Si se estima la eficiencia del sistema de levantamiento artificial gas lift para cada pozo

con las nuevas modificaciones en los estados mecánicos y parámetros de inyección, y

usando el criterio de comparación con el AOF (Absolute Open Flow) se obtienen valores

de eficiencia mayores al 84%, como se puede observar en la Tabla 12.

Tabla 12. Eficiencias del SLA gas lift modificado usando como criterio de eficiencia el AOF.

Pozo Caudal simulado (BFPD)

AOF (BFPD) Diferencia Caudal (BFPD) Diferencia Caudal (%)

S-07X 13,8 14,92 1,12 92,49

CN-106 32,97 38,25 5,28 86,20

CN-165 57,11 67,40 10,29 84,73

Tras realizar el modelamiento de las diferentes alternativas para el estado mecánico, se

pudo concluir que dichas modificaciones no ofrecen cambios considerables en la

producción de fluido total de los pozos.

Los resultados obtenidos, se deben a que la producción actual de los tres pozos

modelados es muy cercana a los valores de AOF (máxima capacidad de producción) con

lo cual cualquier intento de aumentar la producción o mejorar la eficiencia del sistema

de levantamiento artificial es prácticamente inútil.

Sin embargo, del análisis de sensibilidad del estado mecánico, se puede observar que el

cambio que más afecta a la producción en forma positiva es la profundidad de la tubería.

A mayor profundidad mayor producción, mientras que la reducción del diámetro del

tubing disminuye la producción y al combinar la profundidad del tubing con cambios de

presión y caudal de inyección, el efecto en la producción es prácticamente nulo; debido

fundamentalmente a la baja capacidad de influjo de los pozos.

Se concluye entonces que la única manera de mejorar la productividad de los pozos es

mejorando la capacidad de influjo (IPR) mediante un proceso de soporte de presión o

método de recuperación secundaria que permita modificar la capacidad de producción

del yacimiento (IPR y AOF).

3.3.3. Análisis de falla para gas lift

El análisis de fallas como el monitoreo del sistema de levantamiento artificial gas lift es importante como fuente de información para la toma de decisiones; dado que una falla recurrente no solamente causará pérdidas de producción, sino que generará costos asociados al reemplazo de los elementos del sistema instalado.

Comprender cómo fallan los sistemas de levantamiento artificial y sus causas principales

puede beneficiar a la operadora de múltiples maneras. El beneficio del ciclo de vida,

desde la instalación, comienza con la configuración del sistema o bomba para que

coincida mejor con las condiciones del pozo. En última instancia, un correcto análisis de

falla significa poder extraer más petróleo del yacimiento a menores costos [11].

Las fallas o problemas se clasifican según se presenten a la entrada y salida del sistema, así como en el fondo del pozo. Los problemas de entrada o superficie están relacionados con restricciones en las líneas de flujo, el tamaño del choke, la presión y las tasas de

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22

inyección. Por otra parte, también se pueden presentar problemas a la salida del sistema debido al diferencial de presión que se presente, las válvulas deberán estar completamente abiertas para permitir el paso de los fluidos a los separadores; esto evitará cargas innecesarias en el pozo [12].

De igual manera, se presentan fallas en el fondo de pozo relacionadas con la eficiencia de las válvulas instaladas; puede suceder que estas no respondan a la caída de presión para la cual se diseñó el sistema y permanezcan abiertas debido a fallas mecánicas o de corrosión, así como procesos erosivos en el asiento. También puede ocurrir que las válvulas no abran a la presión estipulada, debido a un exceso de presión en el sistema.

La probabilidad de que las fallas se presenten en la superficie es de un 80%, mientras que para el fondo del pozo la probabilidad es nada más de un 20%.

Las fallas se pueden identificar por fluctuaciones de presión en el tubing o casing (cabeceo), por ejemplo, si la presión del tubing disminuye y aumenta la del casing lo más probable es que una válvula se haya dañado y esté inyectando por otra superior, lo cual resultará en una pérdida de producción. A continuación, se presentan algunas causas por las cuales se puede inferir que se están presentando fallas [13].

Presión en el tubing: una alta presión del tubing indicará contrapresión en la línea de flujo debido a un dimensionamiento erróneo de esta, obstrucciones en la línea debido a deposiciones de parafinas, obstrucciones en las válvulas, presencia de arena en los codos, o estranguladores no removidos, y una excesiva inyección de gas. La baja presión en el tubing puede ser un indicio de que el estrangulador presenta taponamientos, la producción ha declinado, hay una línea de flujo rota o el tubing se encuentra obstruido por presencia de arena. Así mismo, si el indicador de presión presenta fluctuaciones puede ser que el asiento de la válvula sea muy grande, falte inyectar más gas o el caudal haya disminuido. Presión en el casing: la baja presión en el casing puede darse debido a que una válvula esté fuera de su bolsillo, comunicaciones en el árbol de navidad, pérdidas de presión en la cámara de la válvula, hueco en el tubing, o empaques desasentados. Si esto se presenta debido a un hueco en el casing, parte del gas inyectado no retornará a la estación de bombeo. Si se presentan fluctuaciones, se podrá inferir que el diámetro por el cual pasa el gas en el estrangulador es menor al de la válvula de operación. De igual forma, como se mencionó anteriormente los problemas del sistema de levantamiento gas lift se pueden presentar en el sistema de suministro de gas, el sistema de recolección de fluidos, y el pozo. Al ingreso del gas de inyección al sistema se pueden presentar fallas debido a excesivos volúmenes de inyección de gas, bajos volúmenes de gas inyectado, estranguladores muy abiertos o muy cerrados, alta presión de inyección con bajos volúmenes, baja presión de inyección, o en su defecto fluctuaciones en la misma. Por el contrario, a la salida del gas de inyección del sistema se pueden presentar fallas debido a altas presiones en el cabezal, alta presión en el cabezal, restricciones en las válvulas, línea de flujo mal dimensionada, o restricciones en la línea. Las fallas en el fondo del pozo se pueden dar por huecos en el tubing, un diseño inapropiado, pozo circulando gas seco, mal

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23

funcionamiento de las válvulas, hueco en el casing o pozos bloqueados y sin poder descargar [14]. Para solucionar las fallas asociadas al funcionamiento del sistema gas lift, se deberá realizar un diagnóstico con toda la información disponible del pozo, el yacimiento y los fluidos de tal manera que se puedan llevar a cabo acciones correctivas como: variar la tasa de inyección de gas, realizar cambio de válvulas, circular el pozo, profundizar el punto de inyección de gas, estimular el pozo, calibrar tubería de producción, reemplazo de completamiento, cambio de método de sistema de levantamiento, y eliminar restricciones.

Para una correcta intervención al pozo se recomienda a la compañía operadora que las

fallas asociadas a las válvulas sean diagnosticadas con la tecnología de trazadores CO2

[15] que permite determinar los puntos de inyección de gas, la profundidad operativa

de levantamiento y fugas en el tubing; sin necesidad de correr herramientas de slickline

o wireline. El equipo solo requiere de una fuente de energía eléctrica para encender la

unidad. Para realizar la medición se requiere conocer el nivel de fluido del pozo con una

herramienta Echometer. Se conecta la fuente de CO2 a la línea de inyección de gas, así

como un medidor de flujo de gas. Luego se conecta una manguera a la línea de

producción del pozo para obtener muestras de fluido de producción. Un sensor de

presión y temperatura se conecta al casing de producción y otro sensor de presión se

conecta al tubing. La unidad se enciende y se obtiene la primera medición de CO2 que

aporta el pozo naturalmente. Después de 30 minutos, se inyecta CO2 a alta presión a la

línea de inyección de gas. El bache de CO2 viajará entre el anular del casing de

producción y el tubing. Si existe conexión casing-tubing, en superficie, la unidad

detectará cambios en la concentración de CO2. En la Figura 10 se observa la medición

con este tipo de tecnología. Las líneas verticales representan el tiempo de respuesta

esperado según la profundidad de los mandriles. Se observa que la primera lectura de

concentración de CO2 converge con la respuesta esperada del primer mandril. La

segunda medición de CO2 no converge, por lo tanto, se descubre que existe una ruptura

en el tubing.

Figura 10. Concentración de CO2 y profundidad de los mandriles.

Para el desarrollo de este proyecto se asumió que el sistema de levantamiento gas lift falla cada 10 años, en el horizonte de tiempo que tenga la producción para cada escenario. Se recomienda llevar un control de las intervenciones realizadas al sistema

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24

de levantamiento gas lift, con el fin de determinar el API (Annual Pulling Index) que relaciona el número de intervenciones al año, con el número de pozos activos [11].

3.4. Análisis de versatilidad para monitorear la inyección

Dado que en el campo objeto de estudio se planea realizar un proceso de recobro por inyección de agua, a solicitud de la compañía operadora se presenta un análisis de versatilidad para el monitoreo del proceso.

Para efectos de este proyecto, únicamente se tuvo en cuenta el monitoreo en subsuelo, es decir, al yacimiento y los pozos; estas se clasificaron en pruebas de presión, registros de producción, perfiles de flujo y desplazamiento de trazadores [16].

El monitoreo del proceso se realiza con la finalidad de obtener datos representativos como tasas diarias de producción de cada pozo, tasas de inyección, presiones de inyección, entre otros.

Por ejemplo, para adquirir el aporte de fluidos por intervalos de producción definidos en los pozos, es necesario correr un registro PLT (herramienta de registro de producción). Para realizar dicha corrida, es necesario contar con una unidad de wireline que permita la transferencia de data en tiempo real. En caso de existir una canalización del agua de inyección en un intervalo definido, este registro mostraría un alto corte de agua en la zona canalizada y permitiría tomar medidas (conformance, etc.) para mejorar la eficiencia de barrido. Es posible correlacionar dicho registro con un análisis de las curvas de Chan, obteniendo la derivada del WOR vs tiempo, para conocer si se evidencia una canalización ó conificación.

En los pozos inyectores también es posible realizar un monitoreo del camino preferencial del agua inyectada. Se puede correr un registro PLT en estos pozos con un trazador radiactivo, monitoreando la movilización de este en el medio poroso a través de una herramienta de medición rayos gamma. Esto también se puede realizar en los pozos productores, con precaución en el tratamiento del agua.

La inyectividad es un parámetro crucial en un proceso de inyección de agua o polímeros; por ello, es necesario monitorear la presión de en cabeza de los pozos inyectores. La inyección se puede realizar con selectividad instalando en la sarta válvulas reguladoras de caudal para las profundidades de interés.

Tanto el sistema gas lift como el sistema ESP modelado posteriormente ofrecen versatilidad para permitir el monitoreo de los pozos productores. En cuanto al sistema gas lift, se conoce que la sarta de producción varía levemente al instalar los mandriles para permitir el paso del gas. Esto permite realizar intervenciones de pozo sencillas sin necesidad de realizar POOH (Pull Out of Hole), si se trata de corridas de herramientas de medición.

Por otro lado, el sistema ESP anteriormente ofrecía poca versatilidad debido a que era necesario realizar POOH de la bomba con una unidad de workover, si se requería correr algún registro. Esto ha cambiado, ya que el mercado ofrece sistemas de Bypass para ESP; este sistema puede estar conformado por un Y-Tool así como un tapón de cierre (Blanking Plug). Si se requiere realizar alguna intervención de pozo, se retira el blanking con una unidad de slickline, y se interviene el pozo por ese costado sin necesidad de

Page 25: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

25

extraer la bomba ESP (ver Anexo 1). Es necesario mantener la bomba ESP encendida durante la corrida del registro para que la evaluación se realice bajo las condiciones de operación.

En los últimos años, se ha observado un amplio uso de las unidades de Coiled Tubing,

este tipo de equipos permiten realizar corridas de registros como PLT, en pozos

desviados, ofreciendo versatilidad ya que las intervenciones se pueden realizar sin

“matar el pozo”; es posible anexar el cable transmisor de datos a la tubería flexible, e

iniciar la corrida de la herramienta PLT.

En conclusión, tanto el sistema de levantamiento artificial gas lift como ESP, son

sistemas altamente versátiles que permiten el monitoreo de los pozos sin incurrir en

operaciones de alto costo para realizar las mediciones. Si se comparan los dos sistemas,

gas lift es un poco más versátil ya que no es necesario realizar los dos viajes

correspondientes a la extracción del “Blanking Plug”, por lo tanto, no se incurriría en el

costo del servicio de slickline en la pesca de este tapón.

3.5. Escenarios de producción con inyección de agua

Como se mencionó anteriormente, se plantearon tres esquemas de inyección por parte

de la compañía operadora; a continuación, se presenta la descripción de los diferentes

escenarios teniendo en cuenta el arreglo de cuatro pozos descrito para el proceso de

recobro:

• Escenario 200: este escenario define la tasa de inyección de agua diaria de 200 barriles por día (ver Figura 11), es este caso se obtuvo un tiempo de producción igual a 73 años.

• Escenario 500: este escenario define la tasa de inyección de agua diaria de 500 barriles por día (ver Figura 12), en este caso se obtuvo un tiempo de producción igual a 30 años.

• Escenario 1000: este escenario define la tasa de inyección de agua diaria de 1000 barriles por día (ver Figura 13), en este caso se obtuvo un tiempo de producción igual a 15 años.

Figura 11. Np vs tiempo (Inyección de 200 bpd).

y = 13042x0.506

R² = 0.9918

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

0 10 20 30 40 50 60 70 80

Np

(ST

BO

)

Tiempo (años)

Np vs tiempo (200 bpd)

Page 26: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

26

Figura 12. Np vs tiempo (Inyección de 500 bpd).

Figura 13. Np vs tiempo (Inyección de 1000 bpd).

Estos perfiles fueron construidos con base a la información suministrada de WOR vs. Np

durante el periodo de tiempo de la inyección; como no se dispuso de datos de

distribución vertical petrofísica para el modelo, se consideró un modelo de cuatro

puntos de yacimiento homogéneo, el cual se asume completamente balanceado; y se

distribuyó equitativamente la inyección entre los tres pozos productores (modelo

altamente idealizado). Bajo esta consideración, la tasa de inyección fue dividida entre

tres y este valor fue asumido como la tasa de líquido diaria constante (tasa de

extracción) durante todo el proyecto.

Dado que las curvas Np vs tiempo muestran un acumulado en la duración total del

proyecto, para hallar el valor neto producido en cualquier periodo diferente al año 1 se

procedió a calcular el área bajo la curva y restarle la producción acumulada en el periodo

inmediatamente anterior. Por ejemplo, para hallar el valor neto producido para el año

2 se integra la curva entre el año 1 y el año 2 (área bajo la curva) y luego se le resta la

base producida en el año 1. Se asumió que los pozos activos actualmente son 109 para

determinar la producción de todo el campo.

y = 20734x0.506

R² = 0.9918

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

0 5 10 15 20 25 30 35

Np

(ST

BO

)

Tiempo (años)

Np vs tiempo (500 bpd)

y = 29444x0.506

R² = 0.9918

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Np

(ST

BO

)

Tiempo (años)

Np vs tiempo (1000 bpd)

Page 27: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

27

Como resultado del producto entre el WOR y el Np, se obtuvo la información

correspondiente a la producción de líquido total acumulado, agua producida acumulada

(Wp) y corte de agua promedio ponderado (WCUT%), para cada uno de los valores de

petróleo acumulado (Np).

3.5.1. Análisis de funcionamiento del sistema gas lift y bombeo electro sumergible bajo los escenarios de inyección

En este aparte se presenta el análisis realizado al sistema de levantamiento artificial

actual gas lift, y el planteamiento de los diferentes escenarios contemplados para los

escenarios de inyección propuesto por la compañía.

Consideraciones para el ajuste de los pozos en los diferentes escenarios de inyección.

El ajuste de los pozos se realizó teniendo en cuenta los tiempos de producción durante

el proceso de inyección, se establecieron tiempos tempranos, medios y finales. La

producción para un punto específico se modeló con el tiempo medio ya que el corte de

agua aumenta significativamente en los primeros días de inyección; es decir, que se

seleccionó un punto que fuera representativo respecto al comportamiento de los

perfiles de producción para cada escenario de 200, 500 y 1000 barriles de agua por día.

Para cada escenario de inyección se asumió un diferencial de presión entre la presión

de inyección y la presión de yacimiento para la evaluación del proyecto en tiempos

medios; sin embargo, este diferencial se incrementará durante la vida útil del campo

debido a que a medida que aumenta el volumen acumulado de fluido inyectado, se

requiere mayor presión de inyección en el sistema como se puede observar en el gráfico

de Hall (ver Figura 14). El método de Hall describe el comportamiento de la presión de

inyección de fondo y la presión promedio del yacimiento vs. el tiempo.

Figura 14. Presiones de inyección en fondo y presión de yacimiento Vs. Tiempo. [17]

De esta manera, para efectos de simplificación en el análisis el diferencial de presión de

inyección se asumió constante en el tiempo como se presenta en la Tabla 13.

Tabla 13. Delta de presión de inyección contra presión de yacimiento para cada escenario.

Escenarios de inyección de agua (BWPD) Incremento de presión de Yacimiento (psi)

200 200

500 300

1000 400

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28

En la Figura 15, se presenta la metodología empleada para la calibración de los pozos

bajo los diferentes escenarios de inyección, tomando la Pwf inicial y la presión del

yacimiento Pr base, de la curva IPR. El procedimiento se realizó aumentando la presión

de fondo fluyente, hasta obtener el caudal calculado de fluido para cada escenario de

inyección.

Figura 15. Metodología para calibración de los pozos en los diferentes escenarios de inyección.

Tras realizar el ajuste de cada pozo a las diferentes tasas de producción ideal (asumiendo que el volumen inyectado de fluido es el mismo volumen producido, efecto “tipo pistón”) a la Pwf del caso base y para los tiempos medios, es decir con corte de agua de 85,7%, se obtuvieron los índices de productividad relacionados en la Tabla 14.

Tabla 14. Índice de productividad de los pozos en tiempos medios (Corte de Agua: 86.7%)

Índice de productividad

Pozos CN-106 CN-165 S-07X

Inyección de 200 bwpd 0,1089 0,0948 0,0907

Inyección de 500 bwpd 0,2476 0,2185 0,2100

Inyección de 1000 bwpd 0,4544 0,4060 0,3914

Evaluación de los escenarios de producción (proceso de inyección de agua)

Para el análisis del sistema de levantamiento actual gas lift, se consideró evaluar un caso base sin modificaciones en los pozos; así mismo se contemplaros otros escenarios con variaciones en el estado mecánico de los pozos. Por otro lado, se evaluó el sistema de levantamiento artificial bombeo electro sumergible seleccionado a partir de la matriz presentada anteriormente. Para realizar este estudio se consideraron cuatros escenarios de producción, para los cuales se pueden observar los estados mecánicos en el Anexo 1.

• Escenario A: gas lift sin modificaciones al estado mecánico Se consideró esta opción ya que es el estado mecánico que actualmente está en operación y se desea evaluar el desempeño de producción para los diferentes escenarios de inyección.

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29

• Escenario B: gas lift con modificaciones al estado mecánico (profundización del tubing)

Este escenario evaluó la profundización del tubing a 6.500 ft para los pozos CN-106 y S-07X, con 750ft de distancia desde el fondo hasta la boca de la tubería como medida de precaución, ya que se puede presentar arenamiento en el pozo. La finalidad de esta modificación fue asegurar un mayor ingreso de fase líquida a la tubería para aumentar la eficiencia del sistema de levantamiento artificial gas lift. Para el caso del pozo CN-165 la profundidad del tubing no se modificó debido a que se encuentra a una profundidad mayor a 6500 ft, por lo cual solo se modificó el caudal de inyección de 0,7 a 1,1 MMSCF/d, ya que a través de sensibilidad se observaron algunos aumentos de producción.

• Escenario C: gas lift con nuevo diseño (profundización de mandriles) Se evaluó el comportamiento de la producción en los pozos con un nuevo diseño del sistema de levantamiento artificial gas lift, modificando la profundidad de las válvulas de inyección; para los pozos CN-106 y S-07X, los empaques se asentaron a 6.000 ft y para el pozo CN-165 el empaque se asentó a 5.800 ft. Además de la relocalización de los empaques se consideró en el análisis, mantener la profundización del tubing a 6.500 ft, ya que este cambio generó un aumento en la producción de líquido y se quiso observar el efecto de estas dos modificaciones combinadas.

• Escenario D: bombeo electro sumergible (BES) con modificaciones en los estados mecánicos

Para este modelo de producción, se modificó la profundidad del empaque a 5.250 ft para los pozos CN-106 y S-07X y a 5200 ft para el pozo CN-165, el tubing se profundizó a 6.000 ft para los pozos CN-106 y S-07X y a 5.800 ft para el pozo CN-165. La bomba BES se ubicó a 6.000 ft para los pozos CN-106 y S-07X y a 5.800 ft para el pozo CN-165, se incluyó un separador de gas en fondo con una eficiencia del 70%. Para el estado mecánico del pozo CN-165 se cambió la tubería de diámetro de 2 3/8” a 2 7/8” debido al tamaño de la BES; además, se buscó que la producción de líquido fuera mayor que la del escenario de nuevo diseño de sistema de levantamiento artificial gas lift (Escenario C) para poder ser considerada en el estudio de viabilidad financiera. Para cada uno de los pozos se decidió colocar la bomba BES por encima de la zona productora para tener una PIP (Pump Intake Pressure) mayor a 200 psi, evitando de esta manera fenómenos de cavitación.

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30

Las Figuras presentadas en el Anexo 1, presentan las curvas de operación de las bombas utilizadas, las cuales fueron obtenidas a partir del software Pipesim; se pudo observar que, a mayor tasa de inyección mejora la eficiencia de la bomba. 3.6. Análisis de resultados La simulación de los cuatro escenarios fue realizada también para cada una de las tasas

de inyección planteadas (200, 500 y 1000 barriles de agua inyectada por día).

Para el análisis se tuvo en cuenta el potencial de flujo abierto máximo (AOF), ya que con este valor se puede determinar cuántos barriles de líquido se dejan de producir para cada caso. Además, se realizó un análisis de la perdida de producción con referencia al escenario A sin modificaciones, para poder determinar el volumen incremental de extracción al realizar estos cambios. Análisis de los resultados para el escenario de inyección de 200 bwpd

La Tabla 15, presenta los resultados de la tasa de fluido por día esperada, la presión de fondo fluyente, el potencial de flujo máximo, y las diferencias obtenidas respecto al escenario A. Para los modelos de pozos CN-106, CN-165 y S-07X, se pudo observar que la variación

en la producción de cada uno de los escenarios respecto al Escenario A, no es mayor a

12,10 BFPD para el pozo CN-106, 18,64 BFPD para el pozo CN-165 y 10,90 BFPD para el

pozo S-07X.

Tabla 15. Resultado de los diferentes modelos de pozo a una inyección de 200 bwpd.

Pozos Escenarios BFPD Pwf

(PSIA) AOF

(BFPD)

Desviación de BFPD en comparación de

AOF (BFPD)

Desviación de BFPD en comparación a la

base (BFPD)

CN-106

Escenario A 62,57 580,33 81,50 18,93 -

Escenario B 67,60 480,11 81,50 13,90 5,03

Escenario C 66,20 509,00 81,50 15,30 3,63

Escenario D 74,67 304,33 81,50 6,83 12,10

CN-165

Escenario A 50,16 797,17 76,75 26,59 -

Escenario B 53,07 744,13 76,75 23,68 2,91

Escenario C 68,01 401,63 76,75 8,74 17,85

Escenario D 68,80 377,37 76,75 7,95 18,64

S-07X

Escenario A 55,77 716,07 76,43 20,66 -

Escenario B 61,53 587,15 76,43 14,9 5,76

Escenario C 66,67 450,41 76,43 9,76 10,90

Escenario D 65,41 486,29 76,43 11,02 9,64

En general para los tres pozos, bajo el escenario de inyección de 200 bwpd no se

observan cambios considerables en la producción entre el sistema BES y las

modificaciones de gas lift; sin embargo, el pozo CN-106 presenta un aumento en la tasa

de extracción igual a 12 BFPD con relación al escenario A.

Desde lo técnico se puede asumir que el cambio del sistema de levantamiento artificial

actual por BES no se ve justificado por un aumento considerable de la producción,

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máxime si se tiene en cuenta que el 87,5 % del volumen de extracción de los pozos

corresponde a agua.

Para este escenario de inyección de 200 bwpd, el sistema recomendado desde lo técnico

corresponde al escenario C, en el cual se modificó todo el diseño del sistema de gas lift.

Análisis de los resultados para el escenario de inyección de 500 bwpd La Tabla 16 presenta los resultados obtenidos para cada uno de los pozos modelados, bajo el escenario de inyección de 500 bbl/d de agua. Tabla 16. Resultados de los diferentes modelos de pozo a una inyección de 500 bwpd.

Pozos Escenarios BFPD PWF

(BFPD) AOF

(BFPD)

Desviación de BFPD en comparación de

AOF (BFPD)

Desviación de BFPD en comparación a la

base (BFPD)

CN-106

Escenario A 107,95 931,65 199,05 91,10 -

Escenario B 125,70 821,05 199,05 73,35 17,75

Escenario C 147,14 668,55 199,05 51,91 39,19

Escenario D 188,29 242,88 199,05 10,76 80,34

CN-165

Escenario A 146,28 659,53 188,96 42,68 -

Escenario B 146,71 655,45 188,96 42,25 0,43

Escenario C 157,85 542,76 188,96 31,11 11,57

Escenario D 175,24 319,67 188,96 13,72 28,96

S-07X

Escenario A 123,10 885,95 188,60 65,50 -

Escenario B 147,73 667,75 188,60 40,87 24,63

Escenario C 152,38 620,07 188,60 36,22 29,28

Escenario D 165,69 465,02 188,60 22,91 42,59

El pozo CN-106 mostró un aumento de producción de líquido considerable de 39,19

BFPD si se compara el caso base (escenario A) con el nuevo diseño de gas lift (escenario

C), y de 80,34 BFPD con el sistema de levantamiento artificial BES (escenario D).

Por otro lado, el pozo CN-165 presenta un aumento insignificante de líquido en los

diferentes escenarios modelados, en comparación con el escenario A; el mayor aumento

de volumen de líquido que se produciría sería de 28,96 BFPD con el sistema de

levantamiento artificial BES.

El pozo S-07X presentó un aumento medio en comparación al pozo CN-106, debido a

que su tasa máxima fue de 42,59 BFPD comparando el escenario A con el escenario D

(bomba electro sumergible).

En general, para todos los pozos bajo el escenario de inyección de 500 bwpd se

observaron cambios considerables en la producción, siendo el bombeo electro

sumergible el más representativo

Para este escenario los resultados obtenidos con el escenario C (nuevo diseño de gas

lift) presentan aumentos considerables con relación al escenario A, contemplado como

caso base. Desde lo técnico el escenario seleccionado se mantiene con el nuevo diseño

gas lift (escenario C), aun cuando el corte de agua se siga manteniendo por encima del

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80%; el análisis financiero proporcionará una mejor aproximación respecto a la

viabilidad de implementar dichos cambios.

Análisis de los resultados para el escenario de inyección de 1000 bwpd

La Tabla 17 presenta los resultados de asociados a las corridas de os modelos bajo el escenario de inyección de 1000 bbl/día de agua. En general para los tres pozos, se observan cambios considerables en producción entre el escenario correspondiente al cambio del sistema de levantamiento y el escenario A, sin modificaciones al actual gas lift. Tabla 17. Resultados de los diferentes modelos de pozo a una inyección de 1000 bwpd.

Pozos Escenarios BFPD PWF

(BFPD) AOF

(BFPD)

Desviación de BFPD en comparación de

AOF (BFPD)

Desviación de BFPD en comparación a

la base (BFPD)

CN-106

Escenario A 210,19 1.000,99 390,47 180,28 -

Escenario B 262,08 820,74 390,47 128,39 51,89

Escenario C 281,79 743,22 390,47 108,68 71,60

Escenario D 354,11 374,45 390,47 36,36 143,92

CN-165

Escenario A 273,95 776,10 373,64 99,69 -

Escenario B 277,90 757,42 373,64 95,74 3,95

Escenario C 290,03 661,44 373,64 83,61 16,08

Escenario D 345,23 350,70 373,64 28,41 71,28

S-07X

Escenario A 241,25 950,67 373,21 131,96 -

Escenario B 281,23 766,65 373,21 91,98 39,98

Escenario C 289,96 721,65 373,21 83,25 48,71

Escenario D 339,42 408,02 373,21 33,79 98,17

Para este escenario, el pozo CN-106 presentó un aumento de producción de líquido

considerable de 71,60 BFPD comparando el nuevo diseño de levantamiento gas lift, con

el escenario A; y un aumento de 143,93 BFPD con la posible implementación del bombeo

electro sumergible.

El pozo CN-165 con un nuevo diseño de gas lift, mostró un aumento en su caudal de

16,08 BFPD en comparación con el escenario A; sin embargo, el mejor escenario que

presentó un aumento en la producción fue el sistema de levantamiento artificial BES

(Escenario D) con 71,28 BFPD.

Por otro lado, el pozo S-07X aumentó su caudal en 98,17 BFPD respecto al escenario

base, con un cambio en el sistema de levantamiento artificial actual por una bomba

electro sumergible. El segundo modelo de pozo que presentó un aumento en la

producción fue el escenario C con 48,71 BFPD.

Adicionalmente, junto con el análisis de los diferentes escenarios de producción, se

realizaron sensibilidades en el corte de agua con la finalidad de observar cómo se ve

afectada la producción de líquido con dicho parámetro. Los resultados de las

sensibilidades se pueden observar en el Anexo 1, estas se realizaron para cada pozo (CN-

106, CN-165 y S-07X), cada escenario de inyección (200, 500 y 1000 Bbl/día), y cada

escenario asociado a los cambios en el sistema de levantamiento artificial (escenario A,

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escenario B, escenario C, escenario D). Además, se incluyó la variación del corte de agua

en 20, 40, 60, 80 y 90%.

En el escenario A, el comportamiento mostró la tendencia definida por una reducción en los barriles de fluido, conforme aumenta el corte de agua; esto debido a una mayor densidad de la columna hidrostática. El escenario B con modificación de la profundidad del tubing, situando el tubing por debajo de la zona productora, se presenta una caída de producción leve en comparación al escenario anterior, debido a una mayor dificultad para el ingreso del gas en la tubería. El escenario C, presentó una caída de producción menor que la de los otros dos escenarios anteriormente mencionados; siendo la combinación de ambas modificaciones del estado mecánico una buena opción para implementar desde el aspecto técnico. Por último, el escenario D que corresponde a la posible implementación de un nuevo sistema de levantamiento artificial BES, demostró un aumento en la producción al aumentar el corte de agua; esto se debe a que, a menor producción de crudo menor volumen de gas en la bomba. Además, el volumen de crudo que se deja de producir es reemplazado por agua, líquido con el cual son calibradas las bombas BES.

CAPÍTULO 4

4. ANÁLISIS FINANCIERO DEL PROYECTO

El interés de Ecopetrol en realizar un proceso de inyección de agua al campo objeto de estudio radica en mantener la presión del yacimiento, con el fin de aumentar sus ganancias, el valor de la compañía en el mercado y contribuir de manera significativa a la producción diaria de crudo del país.

El campo objeto de estudio actualmente se encuentra produciendo mediante el sistema de levantamiento artificial gas lift, sin embargo, como se presentó en los capítulos anteriores para que el sistema soporte la producción esperada una vez se realicen los procesos de inyección de agua, se deben realizar modificaciones al estado mecánico de los pozos, o implementar un sistema de levantamiento artificial diferente (bombeo electro sumergible).

Este capítulo presenta los resultados de los ingresos esperados por producción con base al pronóstico del precio del barril de referencia BRENT, los costos operativos, costos de capital, flujos de caja para las diferentes alternativas, y la evaluación financiera mediante los indicadores de bondad valor presente neto y beneficio-costo; lo anterior se realizó como ejercicio académico de tal manera que Ecopetrol pueda tener una aproximación de inversiones y ganancias relacionadas al desarrollo del campo bajo diferentes escenarios que se describen brevemente a continuación:

• Escenario A: este escenario se define como un caso base, es decir, que el campo se mantiene con el sistema de levantamiento artificial actual gas lift, sin inversiones de capital más que las relacionadas con mantenimiento.

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• Escenario B: este escenario contempla modificaciones en el estado mecánico de los pozos CN-105 y S-07X, esto requiere de intervenciones y actividades de workover que involucran una inversión de capital y costos asociados a las operaciones.

• Escenario C: este escenario requirió de modificaciones en el diseño del levantamiento artificial gas lift para todos los pozos tipo CN-165, CN-106 y S-07X. Para estas actividades se tuvieron en cuenta costos de inversión de capital y de operaciones asociadas.

• Escenario D: este escenario contempla la posibilidad de cambiar el sistema de levantamiento artificial gas lift actual de los pozos del campo por un sistema de bombeo electro sumergible, lo cual requiere de inversiones de capital, actividades de workover y nueva infraestructura.

Para todos los escenarios se tuvo como premisa que deben ser intervenidos en ciertos periodos de tiempo, ya sea por fallas en el sistema de levantamiento artificial o por daños en la sarta de producción.

Los escenarios mencionados anteriormente corresponden a las modificaciones planteadas desde lo técnico, en cuanto al diseño y selección del sistema de levantamiento artificial. Así mismo, se contempló para cada escenario descrito una variación en la tasa de inyección de agua al yacimiento (200, 500 y 1000 bwpd), que tiene influencia directa en los barriles producidos, y por ende en los ingresos del campo.

4.1. Ingresos

Dado que el petróleo es un bien de consumo que se rige por las interacciones entre oferta y demanda, algunos factores políticos y económicos influyen en su volatilidad. En el desarrollo de proyectos para el sector hidrocarburos, el precio es muy importante ya que puede viabilizarlos o detenerlos, por esta razón se hace necesario el uso de modelos estocásticos que permitan realizar un pronóstico del comportamiento de los precios en un periodo de tiempo determinado.

Para establecer los ingresos anuales del campo objeto de estudio se realizó el pronóstico de los precios del barril de referencia BRENT mediante los modelos estocásticos movimiento browniano geométrico y reversión a la media.

Estos son métodos utilizados para cuantificar las diferentes dinámicas de secuencias de eventos aleatorios, ya que el precio del barril puede tomar cualquier valor se emplean diferentes modelos que permiten una previsión teniendo en cuenta variables o eventos bajo los cuales no se tiene control alguno.

Los modelos estocásticos se realizaron con información histórica del precio del barril BRENT entre los años 1987 a 2018, obtenida de la Energy Information Administration [18].

4.1.1. Movimiento geométrico browniano

Es un proceso que permite la descripción del comportamiento de variables aleatorias como el precio del barril BRENT, es decir, su evolución en el tiempo. El modelo asume que el cambio de los precios para cada tiempo es independiente de los cambios anteriores y su volatilidad es constante. Este modelo está definido por la siguiente ecuación en tiempo discreto [19].

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𝑆𝑡 = exp (𝑙𝑛(𝑆𝑜) + (∝ −1

2𝜎2) 𝑡 + 𝜎√𝑡𝜀)

En donde la estimación de (∝ −1

2𝜎2) relacionada al “drift rate” (∝) es el promedio de

𝑙𝑛(𝑆𝑡) − 𝑙𝑛(𝑆𝑡−1) a partir de una serie histórica de precios, de la cual se obtuvo estimación de la volatilidad 𝜎, tomando la desviación estándar de 𝑙𝑛(𝑆𝑡) − 𝑙𝑛(𝑆𝑡−1); el error (𝜀) se distribuye normal estándar con media 0 y varianza 1.

4.1.2. Modelo de reversión a la media

Este modelo es una extensión del modelo Ornstein-Uhlenbeck [20] que tiene como premisa la existencia de aspectos económicos que tienden a llevar el precio de los commodities hacia el promedio de largo plazo, simplificando más el proceso; la variabilidad del precio está en función del parámetro de la reversión a la media η como también del parámetro de volatilidad 𝜎. La reversión a la media sigue la siguiente regresión:

𝑋𝑡 −𝑋𝑡−1 = 𝑎 + 𝑏𝑋𝑡−1 + 𝜀𝑡

𝑥𝑡 = 𝑚(1 − 𝑒−𝜂) + 𝑒−𝜂𝑥𝑡−1 + 𝜀

𝑚 = −𝑎

𝑏 𝜂 = −ln(1 + 𝑏)

Donde m y η son términos estadísticos provenientes de una regresión a partir de una serie histórica de datos, el error (𝜀) se distribuye normal estándar con media 0 y varianza 1.

La validación de los modelos estocásticos presentados anteriormente se realizó con base al histórico de precios del petróleo de referencia BRENT desde el año 1998 al 2012, utilizando Crystal Ball para la variación del error (𝜀). Para el modelo de movimiento browniano geométrico se tuvo una diferencia entre el precio observado y el pronosticado de 16,10%, mientras que para el modelo de reversión a la media se obtuvo un error de 19,79%, esto dado que el primero tiene una tendencia al alza. El pronóstico de los precios del barril de crudo se realizó utilizando el modelo movimiento geométrico browniano con un precio base de 71,34 (2018), un drift rate de 0,04 y una volatilidad de 0.26 para la serie de datos históricos.

Los ingresos contemplados para este proyecto provienen de los perfiles de producción construidos a partir de la información proporcionada por Ecopetrol, estos fueron estimados para cada escenario de inyección (200, 500 y 1000 barriles por día). Para el escenario de inyección de 200 barriles se estimaron precios desde el año 2020 al 2093, así mismo para el escenario de inyección de 500 barriles se estimaron precios durante 30 años, y para el escenario de inyección de 1000 barriles se estimaron precios desde al año 2020 al 2035. Adicionalmente se tuvo en cuenta el régimen de regalías establecido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, que establece un 8% para los campos que tengan una producción diaria promedio igual o menor a 5 KBPD. [21]

Es importante aclarar que durante el periodo cero los ingresos se calcularon respecto al promedio de producción anual basada en la información entregada por Ecopetrol para el mes de Julio 2019; es decir, que los barriles producidos en ese tiempo se asumieron sin la inyección de agua.

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4.2. Análisis de costos operacionales OPEX

Para efectos del desarrollo de este proyecto, se contemplaron únicamente los costos asociados a la producción de los fluidos desde la cara hasta la cabeza del pozo; es decir, que no se contemplaron costos de transporte, instalación de nuevas facilidades, costos asociados a la administración del campo, tratamiento de agua producida, y aspectos ambientales que no son propios de los sistemas de levantamiento artificial seleccionados.

Se realizó una revisión bibliográfica de los costos asociados a las operaciones en los campos operados por Ecopetrol, de tal manera que se pudiera tener un referente en el momento de estimar los dólares por barril para el ampo objeto de estudio bajo las condiciones actuales (gas lift).

El informe económico No. 1 de la Asociación Colombiana de Petróleo [22], en el año 2018 consolidó la información de 29 compañías encuestadas en el año anterior; de dicha encuesta se pudo establecer el costo de operación promedio para la producción de petróleo en Colombia, igual a 16,3 dólares por barril de los cuales 7,7 USD$/bbl son costos de extracción y 8,6 USD$/bbl de transporte. Dado que las empresas constantemente realizan actividades para aumentar la eficiencia en sus procesos, el costo se puede mantener entre 8 y 10 USD$/bbl.

Según los resultados presentados por Ecopetrol para el tercer trimestre de 2018 [23], el costo de levantamiento estuvo en 8,74 USD$/bbl, estableciendo un incremento anual debido a la actividad por el consumo de energía (0.35 USD$/bbl), servicios a pozo (0,18 USD$/bbl), servicios contratados (0,15 USD$/bbl), costos laborales (0,16 USD$/bbl), costos asociados a obras civiles e infraestructura (0,24 USD$/bbl),mantenimiento (0,06 USD$/bbl), y el efecto por tasa de cambio (0,16 USD$/bbl) .

Para los costos operativos se estableció un lifting cost base de 8,74 USD/Bbl para el año 2020 teniendo en cuenta la información de Ecopetrol, el aumento de los costos anuales para los escenarios A, B, C y D se presenta a continuación, aclarando que adicionalmente se tuvo en cuenta la inflación desde el año 2022 con un valor de 3,18% para todos los escenarios, de tal manera que se tuviera una aproximación más real al comportamiento de los OPEX.

En el escenario A los costos asociados a este escenario incluyen un aumento anual en la energía, los costos laborales, el mantenimiento, los servicios contratados y el efecto de la tasa de cambio como se muestra en la Tabla 18 el lifting cost para este escenario aumentó en 0,88 USD/Bbl.

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Tabla 18. OPEX para Escenario A.

Escenario A

Concepto USD/Bbl %

Energía 0,35 39,77

Costos laborales 0,16 18,18

Mantenimiento 0,06 6,82

Efecto de tasa de cambio 0,16 18,18

Servicios contratados 0,15 17,05

Aumento del lifting cost 0,88 100

Dado que el campo cuenta con gas suficiente para producir por el sistema actual de levantamiento artificial descrito, no se contempló la posibilidad de compra; por esta razón los costos asociados a energía que requiere el sistema gas lift no fueron tenidos en cuenta.

En el escenario B los costos asociados a este escenario incluyen un aumento anual en la energía, intervenciones a pozo, costos laborales, de mantenimiento, servicios contratados y el efecto de la tasa de cambio como se muestra en la Tabla 19; el lifting cost para este escenario aumentó en 0,97 USD/Bbl.

Tabla 19. OPEX para Escenario B.

Escenario B

Concepto USD/Bbl %

Energía 0,35 36,08

Intervenciones a pozo 0,09 9,28

Costos laborales 0,16 16,49

Mantenimiento 0,06 6,19

Efecto de tasa de cambio 0,16 16,49

Servicios contratados 0,15 15,46

Aumento del lifting cost 0,97 100,00

En estos costos operativos se incluyó el concepto de intrervenciones a pozo ya que se requieren trabajos de workover para modificar el diseño de los pozos CN-106 y S-07, teniendo en cuenta que para los pozos tipo CN-165 no se requeríria de ninguna intervención

En el escenario C los costos asociados a este escenario incluyen un aumento anual en la

energía, intervenciones a pozo, costos laborales, de mantenimiento, servicios

contratados y el efecto de la tasa de cambio como se muestra en la Tabla 20; el lifting

cost para este escenario aumentó en 1,06 USD/Bbl.

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Tabla 20. OPEX para Escenario C.

Escenario C

Concepto USD/Bbl %

Energía 0,35 33,02

Intervenciones a pozo 0,18 16,98

Costos laborales 0,16 15,09

Mantenimiento 0,06 5,66

Efecto de tasa de cambio 0,16 15,09

Servicios contratados 0,15 14,15

Aumento del lifting cost 1,06 100,00

Para esta estimación se asumió el doble del aumento anual de los costos asociados a las intervenciones, es decir, 0.18 USD/Bbl al año ya que tanto los pozos tipo CN-106 y S-07, como los pozos tipo CN-165 deben ser sometidos a trabajos de workover para re-acondicionarlos según los diseños obtenido en el capítulo técnico.

En el escenario D los costos asociados a este escenario incluyen un aumento anual en la energía, intervenciones a pozo, costos laborales, de mantenimiento, servicios contratados, obras civiles y de infraestructura, así como el efecto de la tasa de cambio como se muestra en la Tabla 21; el lifting cost para este escenario aumentó en 1,65 USD/Bbl.

Tabla 21. OPEX para Escenario D.

Escenario D

Concepto USD/Bbl %

Energía 0,70 42,42

Intervenciones a pozo 0,18 10,91

Costos laborales 0,16 9,70

Mantenimiento 0,06 3,64

Efecto de tasa de cambio 0,16 9,70

Servicios contratados 0,15 9,09

Obras civiles/Infraestructura 0,24 14,55

Aumento del lifting cost 1,30 100,00

Este escenario contempla un costo adicional anual relacionado a las obras civiles y de infraestructura que se deben llevar a cabo para el buen funcionamiento de los pozos una vez se cambie el sistema de levantamiento actual gas lift por bombeo electro sumergible; así mismo sigue teniendo en cuenta los costos por intervenciones a pozo que se requieren durante la vida útil del campo. El concepto de energía se duplicó para la operación del sistema en el campo y se tuvo en cuenta un rubro adicional relacionado con el consumo de energía de las bombas a instalar en los pozos. Estos costos se estimaron anualmente con un precio de 0,1 USD/kWh en función de la potencia de las bombas igual a 0,12, 1,95 y 15,65 kW para los escenarios de 200, 500 y 1000 bbl/d inyectados, respectivamente. De igual manera, para este costo energético se tuvo en cuenta el 3,18% de la inflación para los precios durante los años de vida útil del campo.

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El lifting cost para el periodo uno (2021) en cada escenario técnico planteado se presenta en la Tabla 22, incluyendo el incremento en los costos establecidos anteriormente.

Tabla 22. Costo de levantamiento escenarios A, B, C y D.

Costo de levantamiento escenarios A, B, C y D

Escenario A 9,62 USD/Bbl

Escenario B 9,71 USD/Bbl

Escenario C 9,80 USD/Bbl

Escenario D 10,51 USD/Bbl

Los costos del campo asociados a las operaciones se establecieron con base a la producción anual provienen de los perfiles de producción a partir de la información proporcionada por Ecopetrol. Los costos se estimaron desde el año 2020 al 2093, del 2020 al 2050, y desde al año 2020 al 2035, para los escenarios de inyección de 200, 500 y 1000 bbl/día, respectivamente.

4.3. Análisis de costos de capital CAPEX

Las inversiones para Ecopetrol se han priorizado con el fin de asegurar la sostenibilidad futura de la compañía mediante el aumento en la producción de los campos. El capex (capital expenditure o gastos de capital) fue establecido teniendo en cuenta la cantidad de dinero necesaria para la compra de activos, la inversión incluye la adquisición de equipos, tubería, herramientas, entre otros para los diferentes escenarios panteados (A, B, C y D).

Los costos de capital para el proyecto se clasificaron en costos asociados al cambio de los estados mecánicos de los pozos según los escenarios técnicos, y en costos asociados a la compra de activos cuando sea necesario el reemplazo de los sistemas de levantamientoa artificial y de tubería en los pozos. Estos valores fueron obtenidos de información de campos operados en el Valle Medio del Magdalena, y de cotizaciones solicitadas por empresas operadoras que no pueden ser mencionadas por términos y condiciones.

Para establecer el capex de cada escenario se tuvo en cuenta que en el campo existen 109 pozos activos a Julio de 2019, es decir, que las condiciones de los pozos CN-106 y S-07X se asumieron iguales para un total de 74 pozos activo, por otro lado se asumió que el pozo tipo CN-165 representa 35 pozos activos en el campo.

A continuación se presentan los costos utilizados a la tubería 2 7/8"EUE 6,5# N80, 2 3/8"EUE 4,6# N80, y el sistema de gas lift que incorpora válvulas, madriles y empaques. El capex para cada periodo tuvo en cuenta la inflación del 3,18% [24]para todos los escenarios, de tal manera que se tuviera una aproximación más real al comportamiento de los precios. Es importante aclarar que el reemplazo de otros accesorios relacionados con el bottom hole assembly BHA de los pozos no fueron tenidos debido a que esto requiere de ingeniería de detalle, no contemplada para este proyecto.

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40

Tabla 23. Costos empleados para tuberías y válvulas.

Concepto Precio

Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 4,57 USD/ft

Tubing 2 3/8"EUE 4,6# N80 3,31 USD/ft

Sistema GL 16.303 USD c/u

En el escenario A dado que este escenario se asumió como un caso base en el cual el campo opera con un sistema gas lift, solamente se tuvieron en cuenta los costos de capital asociados a las intervenciones en los pozos, contemplando reemplazo de tubería y del sistema de levantamiento artificial actual. El capex para este escenario se estimó en 767.935,33 USD/año para el reemplazo de tubería, asumiendo que se debe realizar cada 5 años a un 30% de los pies instalados en el campo; y unos costos de 4.760.476 USD/año para el reemplazo del sistema de levantamiento artificial, asumiendo que se debe realizar cada 10 años.

En el escenario B se contempló los costos de capital asociados a el re- acondicionamiento de los pozos tipo CN-106 y S-07X, profundizando el tubing a 6.500 ft; el capex estimado para la compra de 90.946 ft de tubería 2 7/8"EUE 6,5# N80 adicionales fue de 415.623 USD. En la Tabla 24 se puede observar el costo de capital asociado a las intervenciones para cada pozo, teniendo en cuenta que los reemplazos a la tubería se debe realizar cada 5 años a un 30% de los pies instalados en el campo, y asumiendo que el reemplazo del sistema de levantamiento artificial se debe realizar cada 10 años. En el periodo cero se contemplaron unos costos asociados a las intervenciones en el sistema existente iguales a 767.935,33 USD.

Tabla 24. CAPEX para Escenario B.

Pozo tipo Concepto USD

CN-106/S-07X Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 659.451

Sistema GL 3.619.266

CN-165 Tubing 2 3/8"EUE 4,6# N80 233.171,30

Sistema GL 1.141.210

En el escenario C se planteó con un re-diseño del sistema de levantamiento actual del campo para todos los 109 pozos, los costos de capital para la profundización del tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 en los pozos tipo CN-106 y S-07X se presentan en la Tabla 25, así como los costos por la adqusición de 35 válvulas (GLI 3) con sus respectivos mandriles en los pozos tipo CN-165.

Tabla 25. CAPEX para Escenario C prediseño.

Pozo tipo Concepto USD

CN-106/S-07X Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 415.623

CN-165 Sistema GL – Válvulas GLI3 570.605

En la Tabla 26 se pueden observar los costos de capital asociados a las intervenciones en la tubería 2 7/8"EUE 6,5# N80 con 144.300 ft (30% de los pies instalados en el campo) a

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41

reemplazar cada 5 años y los costos por el reemplazo del sistema gas lift cada 10 años en los pozos tipo CN-106 y S-07X. Así mismo, se presentan el capex para los pozos tipo CN-165 por el reemplazo de 70.445 ft de tubería 2 3/8"EUE 4,6# N80 y el sistema gas lift. Para el periodo cero se contemplaron unas inversiones relacionadas a las intervenciones iguales a $5.528.411,33 USD.

Tabla 26. CAPEX para Escenario C.

Pozo tipo Concepto USD

CN-106/S-07X Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 659.451

Sistema GL 3.619.266

CN-165 Tubing 2 3/8"EUE 4,6# N80 233.171,30

Sistema GL 1.711.815

En el escenario D se contempló el cambio del sistema de levantamiento artificial actual gas lift a bombeo electro-sumergible con el objetivo de aumentar la producción, sin embargo, esto requiere de operaciones de workover para retirar la sarta actual y bajar las bombas hasta las zonas cañoneadas en cada pozo. Adicionalmente, para los pozos tipo CN-165 se cambió toda la sarta de producción a 2 7/8"EUE 6,5# N80.

En la Tabla 27 se presentan los costos de capital asociados a los pies de tubería 2 7/8"EUE 6,5# N80 que fueron añadidos según el estado mecánico diseñado para los pozos CN-106 y S-07X, además de los costos de capital para el sistema electro sumergible que contempla la adquisición de las bombas, separadores de gas, motores, sensores y cableado para cada pozo; de igual manera se tienen en cuenta las obras civiles y el cableado necesario para el abastecimiento de energía eléctrica a cada sistema.

Tabla 27. CAPEX para Escenario D.

Pozo tipo Concepto USD

CN-106/S-07X

Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 246.533

Sistema BES 10.348.086

Obras civiles y cableado 12.328.400

CN-165

Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 927.710

Sistema BES 4.894.365

Obras civiles y cableado 5.831.000

Igualmente, se tuvo en cuenta el costo de capital asociado a las intervenciones que requiere el sistema de levantamiento artificial BES, asumiendo la frecuencia por fallas entre 730 y 1500 días, es decir, que las partes de la bomba que fallen deben ser reemplazadas aproximadamente cada 4 años, según un informe de Wood Group ESP [25]. Para el costo de las intervenciones por daños en la sarta de producción de los pozos se asumió que el 30% de la longitud existente debe ser reemplazada cada 5 años; respecto al cableado eléctrico se estimó un 50% de la inversión inicial para mantenimiento en los pozos tipo CN-106 y S-07X, y el 33% para los pozos tipo CN-165.

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Tabla 28. CAPEX asociado a intervenciones al sistema BES.

Pozo tipo Concepto USD

CN-106/S-07X

Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 608,724

Mantenimiento sistema BES 3,341,914

Mantenimiento cableado eléctrico 6,164,200

CN-165

Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 278,313

Mantenimiento sistema BES 1,580,635

Mantenimiento cableado eléctrico 4,109,467

4.4. Flujos de caja para los escenarios A, B, C y D

Los flujos de caja para los escenarios planteados A, B, C y D se presentan en el Anexo 2, donde los ingresos se modificaron conforme a los perfiles de producción según la tasa de inyección de 200, 500 y 1000 bbl/día. Igualmente se tuvo en cuenta los costos de operación para cada escenario, las regalías por producción y los costos de capital asociados a cada alternativa.

Para el escenario D se incluyó una tasa de depreciación constante en el tiempo, debido a la adquisición de un sistema de levantamiento diferente al actual; es decir, que el porcentaje se estableció en función de la duración de cada una de las alternativas respecto a los costos de la bomba electro sumergible.

4.5. Evaluación financiera

La evaluación financiera se realizó con los indicadores de bondad valor presente neto VPN y beneficio-costo, ya que el primero permite establecer el valor de los proyectos y la relación b/c

A continuación, se presenta el análisis de cada escenario planteado (A, B, C, D), con las diferentes tasas de inyección; es decir, que se evaluaron 12 alternativas para el campo objeto de estudio.

4.5.1. Valor Presente Neto

El valor presente neto es un método de evaluación de inversión que consiste en determinar el valor presente de los flujos, usando la tasa de descuento acorde al rendimiento mínimo esperado, para Ecopetrol dicho valor es del 10%. Para calcular el valor presente neto, la inversión requerida se considera con signo negativo desde el periodo cero, en tanto la generación de fondos debe tener signo positivo. Este indicador se calculó para cada escenario en Crystal Ball, variando el error para el pronóstico de los precios. La ecuación para el valor presente neto se presenta a continuación:

𝑉𝑃𝑁 =𝑆0 +∑𝑆𝑡

(1 + 𝑖)𝑛

En donde:

𝑉𝑃𝑁: valor presente neto

𝑆0: inversión inicial

𝑆𝑡: flujo de efectivo neto del periodo

𝑛: numero de periodos del proyecto

𝑖: tasa de recuperación mínima atractiva.

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43

En la siguiente sección se pueden observar los resultados obtenidos de la simulación con una certeza de 95% para cada una de las alternativas, con una tasa de inyección de 1000 bbl/día. Adicionalmente se presentan las estadísticas de media, mediana, desviación estándar, varianza; los demás resultados para los otros escenarios se encuentran en el Anexo 2.

Para el escenario A, se tiene un valor presente neto mínimo de USD$ 72.974.842,59 y

un valor presente neto máximo de USD$ 763.954.267,72 (ver Figura 16).

Figura 16. VPN Escenario A (inyección de 1000 bpd).

Para el escenario B, se tiene un valor presente neto mínimo de USD$ 68.604.990,56 y

un valor presente neto máximo de USD$ 777.960.158,17 (ver Figura 17).

Figura 17. VPN Escenario B (inyección de 1000 bpd).

Para el escenario C, se tiene un valor presente neto mínimo de USD$ 69.721.062,86 y

un valor presente neto máximo de USD$ 769.062.083,87 (ver Figura 18).

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Figura 18. VPN Escenario C (inyección de 1000 bpd).

Para el escenario D, se tiene un valor presente mínimo de USD$ 10.302.803,21 y un

valor presente máximo de USD$ 724.397.036,96 (ver Figura 19).

Figura 19. VPN Escenario D (inyección de 1000 bpd).

4.5.2. Relación Beneficio – Costo

Este método de la relación beneficio/costo implica una razón entre las ganancias

descontadas y los costos descontados teniendo en cuenta el valor del dinero en el

tiempo, es decir, el valor equivalente de los beneficios y el valor equivalente de los

costos. La estimación de este indicador se realizó con la siguiente ecuación [26]:

𝐵 − 𝐶 =𝑉𝑃(𝐵) − 𝑉𝑃(𝑂&𝑀)

𝐼

Donde el numerador de la razón modificada beneficio/costo expresa el valor

equivalente de los beneficios menos el valor equivalente de los costos de operación y

mantenimiento, y el denominador incluye los costos de inversión inicial. El proyecto será

aceptable si la razón B/C es mayor o igual a 1.

Se pueden observar los resultados obtenidos de la simulación con una certeza de 95% para cada una de las alternativas, con una tasa de inyección de 1000 bbl/día. Adicionalmente se presentan las estadísticas de media, mediana, desviación estándar; los demás resultados para los otros escenarios se encuentran en el Anexo 2.

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45

Para el escenario A, se tiene un valor mínimo del indicador beneficio/costo de 12,77 y

un valor máximo de 122,64 (ver Figura 20), es decir, que los beneficios apalancan en

12,77 veces la inversión que se realice en el horizonte de tiempo del proyecto.

Figura 20. Relación B/C Escenario A (inyección de 1000 bpd).

Para el escenario B, se tiene un valor mínimo del indicador beneficio/costo igual a 11,51

y un máximo de 111,67. (ver Figura 21)

Figura 21. Relación B/C Escenario B (inyección de 1000 bpd).

Para el escenario C, se tiene un mínimo del indicador beneficio/costo de 10,97 y un valor

máximo de 105,53. (ver Figura 22 )

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Figura 22. Relación B/C Escenario C (inyección de 1000 bpd).

Para el escenario D, se tiene un valor del indicador beneficio/costo mínimo de 1,70 y un

máximo de 19,51. (ver Figura 23)

Figura 23. Relación B/C Escenario D (inyección de 1000 bpd).

4.6. Análisis de resultados

En la Tabla 29 se presenta un resumen de los resultados de la evaluación financiera para

las diferentes alternativas planteadas desde lo técnico, bajo un escenario de inyección

de 200 barriles.

Dados los resultados del escenario de inyección de 500 barriles presentados en la Tabla 30 se puede observar que la media del valor presente neto aumenta respecto a los valores obtenidos bajo el escenario de inyección de 200 barriles, esto debido a que la duración del proyecto es menor y el dinero pierde menos valor en el tiempo. Así mismo, la media de las alternativas tiende a disminuir respecto al escenario A contemplado como escenario base, ya que estas requieren de una inversión de capital más alta asociada a las intervenciones en los pozos.

La media del valor presente neto para el caso de inyección de 1000 barriles (ver Tabla 31) presenta un aumento respecto a los demás escenarios debido a que la recuperación de petróleo es mayor, resultando en un incremento de los ingresos con un tiempo de duración del proyecto mucho menor respecto a los demás casos estudiados.

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Los resultados presentados son una aproximación a la posible generación de valor de

cada proyecto, y el apalancamiento de los beneficios sobre las inversiones; sin embargo,

se debe tener presente que los resultados no son determinantes a la hora de elegir un

proyecto, ya que se asumió una eficiencia de barrido del 100% como respuesta a la

inyección, es decir, que lo que entregue el yacimiento puede variar en el tiempo y con

esto los pronósticos del valor presente neto y la relación beneficio/costo.

Adicionalmente, como ya se había mencionado los costos asociados a la operación están

únicamente direccionados al pozo y su sistema de levantamiento artificial, es decir, que

no se tuvieron en cuenta los costos de inyección y de operación de las facilidades, así

como tampoco el transporte y aspectos legales; un análisis más detallado implicaría

incluir todas las variables de costos con la finalidad de tener un resultado más certero.

Tabla 29. Resultados IBF para inyección a 200 bpd.

Inyección de 200 bpd

NPV [US$] B/C

Máx. Media Mín. Máx. Media Mín.

Escenario A 2.174.795.188,14 165.509.582,81 (6.337.735,26) 466,98 20,32 0,96

Escenario B 2.882.942.674,26 165.792.129,64 (6.534.512,84) 264,90 19,40 0,70

Escenario C 3.483.739.819,37 164.868.557,68 (11.799.955,34) 288,45 17,67 0,71

Escenario D 2.918.789.226,50 111.310.766,57 (60.705.911,76) 52,28 4,00 0,05

Tabla 30. Resultados IBF para inyección a 500 bpd.

Inyección de 500 bpd

NPV [US$] B/C

Máx. Media Mín. Máx. Media Mín.

Escenario A 2.749.862.327,79 243.365.000,44 2.137.932,16 428,79 30,40 1,0

Escenario B 3.850.472.860,42 235.917.559,40 (1.556.180,57) 226,00 29,03 0,27

Escenario C 5.923.013.823,11 238.161.450,74 (11.617.877,27) 237,72 26,64 0,52

Escenario D 2.471.734.679,29 180.930.731,75 (58.620.164,38) 50,96 5,59 0,04

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Tabla 31. Resultados IBF para inyección a 1000 bpd.

Inyección de 1000 bpd

NPV [US$] B/C

Máx. Media Mín. Máx. Media Mín.

Escenario A 2.020.949.225,18 298.674.061,35 (4.762.539,91) 346,30 48,17 0,88

Escenario B 2.383.548.142,04 295.510.191,65 (6.088.626,87) 281,89 44,57 0,86

Escenario C 2.251.662.802,29 295.137.298,37 (6.007.838,19) 359,40 41,44 1,03

Escenario D 2.314.704.232,20 239.066.937,96 (59.542.735,89) 78,61 7,44 0,09

CAPÍTULO 5

5. ANÁLISIS SOCIOAMBIENTAL DEL PROYECTO

5.1. Riesgo ambiental

Según la GTC 104, el riesgo ambiental se origina en la relación entre los seres humanos, sus actividades y el ambiente. El riesgo se encuentra clasificado en los relacionados directamente al ambiente y en los que afectan a una organización debido a temas ambientales. El riesgo corresponde a todos los daños que podrían ocasionarse por evento peligrosos, debido a intervenciones humanas, factores tecnológicos, o naturales en un periodo de tiempo que puedan afectar al medio ambiente y al ser humano indirectamente. Es decir, que el riesgo depende de las condiciones del entorno. [27]

Para efectos de este proyecto se realizó un proceso de gestión del riesgo que incluyó una identificación de riesgos, análisis del riesgo y evaluación cualitativa de los mismos.

5.2. Identificación de los riesgos e impactos

A la hora de realizar cambios o modificaciones al sistema de levantamiento actual se llevan consigo una serie de actividades antrópicas a nivel de campo y pozo, las cuales permiten identificar los riesgos. Las siguientes son las actividades que se consideraron para la elaboración de este informe:

• Movilización de unidad de workover/equipos: mover la unidad de workover/equipos desde la base hasta la locación.

• Instalación de unidad de workover y equipos: montaje de la unidad de workover y equipos en la locación

• Revisión y mantenimiento de las unidades del SLA: revisión integral asociada a los equipos de levantamiento artificial (compresores y bombas).

• Inspección de tubería y equipos Bottom Hole Assembly: revisión de la tubería y equipos Bottom Hole Assembly para localizar marcas superficiales como partiduras, a la medición del espesor de sus paredes, a su diámetro exterior, y al cálculo del área de la sección transversal remanente.

• Toma de pruebas de líneas en superficie: se captan muestras en un punto de toma de muestras ubicado en la línea de transferencia del petróleo a los tanques de almacenamiento.

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• Desplazamiento de gas durante intervenciones: vaciamiento del gas en al tubing y el casing tanto en las intervenciones de workover como en el cambio del sistema de levantamiento artificial.

• Manejo de sustancias químicas tóxicas: manipulación de sustancias químicas tóxicas utilizadas en el cambio o modificación del sistema de levantamiento artificial.

• Instalación de BOP: montaje del conjunto de válvulas preventoras conectadas al pozo usadas para sellar, controlar y monitorear el pozo.

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Tabla 32. Identificación del riesgo

Proyecto Análisis técnico-financiero para la selección del sistema de levantamiento artificial en un campo maduro del VMM sometido a inyección de

agua y polímeros.

Actividades/Eventos

Debido a que se da este peligro

Puede ocurrir que Efecto/Consecuencia

Clasificación del riesgo

Causas Riesgo

(Incidente potencia)

Consecuencias potenciales

Receptor/Medio ambiente

circundante Impactos ambientales

Movilización de unidad de

workover/equipos

Incidentes tecnológicos,

desconocimiento, personal no

calificado, clima

Volcamiento de unidad de workover.

Afectación de predios.

Afectación de infraestructura

en área. Afectación

flora y fauna.

Comunidad, flora y fauna.

Suelo: aumento de procesos erosivos.

Agua: contaminación de aguas superficiales.

Flora y fauna: pérdidas a la cobertura vegetal, flora y

fauna. Ecosistema: alteración y

afectación de ecosistemas y cambio en el paisaje

natural.

Riesgo ambiental/Riesgo

social

Instalación de unidad de workover

y equipos

Incidentes tecnológicos,

desconocimiento, personal no

calificado, clima

Caída de carga izada.

Eliminación de la capa

superior del suelo.

Suelo y flora. Suelo: aumento de procesos erosivos.

Riesgo ambiental

Revisión y mantenimiento de

las unidades del SLA

Incidentes tecnológicos,

desconocimiento, personal no calificado.

Sobrecarga de energía en el

motor (compresor o

bomba) al desinstalar o

colocar en funcionamiento

el sistema.

Incendios. Explosiones.

Comunidad, flora y fauna.

Aire: deterioro de la calidad del aire.

Flora y fauna: pérdidas a la cobertura vegetal, flora y

fauna. Ecosistema: alteración y

afectación de ecosistemas y cambio en el paisaje

natural.

Riesgo ambiental/Riesgo

social

Inspección de tubería y equipos

Bottom Hole Assembly

Incidentes tecnológicos,

desconocimiento, personal no calificado.

Migración de fluidos en el

pozo.

Filtración hacia el

subsuelo.

Suelo y agua subterránea.

Suelo: contaminación del suelo.

Agua: contaminación de aguas subterráneas.

Riesgo ambiental

Toma de pruebas de líneas en superficie

Incidentes tecnológicos,

desconocimiento, personal no calificado.

Derrame de hidrocarburos.

Incendios. Explosiones. Derrame al

suelo y fuentes hídricas.

Emisiones atmosféricas.

Comunidad, suelo, agua superficial, flora

y fauna.

Suelo: aumento de procesos erosivos.

Agua: contaminación de aguas superficiales.

Flora y fauna: pérdidas a la cobertura vegetal, flora y

fauna. Ecosistema: alteración y

afectación de ecosistemas y cambio en el paisaje

natural. Aire: deterioro de la calidad

del aire.

Riesgo ambiental / Riesgo Social

Desplazamiento de gas durante

intervenciones

Incidentes tecnológicos,

desconocimiento, personal no calificado.

Liberación de gas.

Incendios. Explosiones.

Emisiones atmosféricas.

Comunidad, flora y fauna

Aire: deterioro de la calidad del aire.

Flora y fauna: pérdidas a la cobertura vegetal, flora y

fauna. Ecosistema: alteración y

afectación de ecosistemas.

Riesgo ambiental

Manejo de sustancias químicas

tóxicas

Desconocimiento, personal no calificado.

Derrame de sustancias

tóxicas.

Incendios. Explosiones. Derrame al

suelo y fuentes hídricas.

Emisiones atmosféricas.

Comunidad, suelo, agua superficial, flora

y fauna.

Suelo: aumento de procesos erosivos.

Agua: contaminación de aguas superficiales.

Flora y fauna: pérdidas a la cobertura vegetal, flora y

fauna. Ecosistema: alteración y

afectación de ecosistemas y cambio en el paisaje

natural. Aire: deterioro de la calidad

del aire.

Riesgo ambiental / Riesgo Social

Instalación de BOP

Incidentes tecnológicos,

desconocimiento, personal no calificado.

Derrame de hidrocarburos.

Incendios. Explosiones. Derrame al

suelo y fuentes hídricas.

Emisiones atmosféricas.

Comunidad, suelo, agua superficial, flora

y fauna.

Suelo: aumento de procesos erosivos.

Agua: contaminación de aguas superficiales.

Flora y fauna: pérdidas a la cobertura vegetal, flora y

fauna. Ecosistema: alteración y

afectación de ecosistemas y cambio en el paisaje

natural. Aire: deterioro de la calidad

del aire.

Riesgo ambiental / Riesgo Social

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51

5.3. Análisis de riesgo

El análisis del riesgo se puede realizar con diversos grados de detalle, dependiendo del riesgo, el propósito del análisis y la información, datos y recursos disponibles. [28]. El análisis puede ser cualitativo, semicuantitativo o cuantitativo, o una combinación de ellos, dependiendo de las circunstancias [28].

Para este trabajo se decidió utilizar una matriz RAM para la evaluación del riesgo. La matriz de evaluación de riesgos RAM está enfocada como una herramienta que permite interpretar en niveles de riesgo las actividades que se lleven a cabo [29]. Este método va dirigido a identificar y evaluar los riesgos por medio de una evaluación cualitativa, por ende, se requiere que los analistas sean personas expertas (juicio de expertos) [29].

A continuación, se encuentran la descripción de los niveles utilizados tanto de probabilidad como de consecuencia. La Tabla 32 presenta las mediciones cualitativas para la frecuencia de ocurrencia de un evento.

Tabla 32. Medición cualitativa de la probabilidad [30]

Medición cualitativa de la probabilidad

Nivel Descriptor Descripción Ocurrencia

5 Raro El evento puede ocurrir solo en

circunstancias excepcionales El incidente nunca ha ocurrido en este

tipo de proyectos.

4 Improbable El evento puede ocurrir en algún

momento, pero no espera El incidente ha ocurrido en los últimos

10 años en este tipo de proyectos.

3 Posible El evento podría ocurrir en algún

momento El incidente ha ocurrido últimos 5 años

en este tipo de proyectos.

2 Probable El evento probablemente ocurrirá en la

mayoría de las circunstancias El incidente ha ocurrido en el último

año en este tipo de proyectos.

1 Casi seguro Se espera que el evento ocurra en la

mayoría de las circunstancias El incidente ha ocurrido en el último semestre en este tipo de proyectos.

Así mismo, en la Tabla 33, se pueden observar las mediciones cualitativas de los

impactos, es decir, su descripción para cada nivel.

Tabla 33. Medición cualitativa de severidad [30]

Medición cualitativa de la severidad

Nivel Descriptor Descripción Pérdida

económica

1 Insignificante Si el hecho llegara a presentarse, tendría consecuencias o

efectos mínimos Pérdidas menores

a 10k USD

2 Menor Si el hecho llegara a presentarse, tendría bajo impacto o efecto Pérdidas entre 10k y 100k USD

3 Moderado Si el hecho llegara a presentarse, tendría medianas

consecuencias o efectos Pérdidas entre 100k y 1M USD

4 Mayor Si el hecho llegara a presentarse, tendría altas consecuencias o

efectos Pérdidas entre 1M y 10M USD

5 Catastrófico Si el hecho llegara a presentarse, tendría desastrosas

consecuencias o efectos Pérdidas mayores

a 10M USD

Page 52: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

52

5.4. Niveles del riesgo

A continuación, en la Tabla 34 se muestra la categorización empleada para los riesgos.

Tabla 34.Tipos de riesgos

Identificación Tipo de riesgo Análisis

Alto

El riesgo requiere acción inmediata; el costo no debe ser una limitación y el no hacer nada no es una opción aceptable. Un riesgo Tipo “Alto” representa una situación de emergencia y deben establecerse controles temporales inmediatos. La mitigación debe hacerse por medio de controles de ingeniería y/o factores humanos hasta reducirlo a medio.

Medio

El riesgo es significativo, pero se puede compensar con las acciones correctivas en el paro de instalaciones programado, para no presionar programas de trabajo y costos. Las medidas de solución para atender los hallazgos podrán tener un tiempo prudencial. La mitigación debe enfocarse en la disciplina operativa y en la confiabilidad de los sistemas de protección.

Bajo

El riesgo requiere control, pero es de bajo impacto y puede programarse su atención conjuntamente con otras mejoras operativas.

5.5. Evaluación de riesgos mediante Matriz RAM.

A continuación, se presentan las matrices RAM evaluadas por el comité de expertos. Estas matrices están asociadas a las actividades de modificación o cambio del sistema de levantamiento artificial.

Tabla 35. Matriz RAM para la actividad Movilización de unidad de workover/equipos

1 2 3 4 5

1

2

3

4 x

5

1

2

3

4

5 x

1

2

3

4

5 x

1

2

3

4

5 x

ImpactoIncidenteActividadSeveridad

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Movilización de

unidad de

workover/

equipos

Agua: contaminación de

aguas superficiales

Flora y fauna: pérdidas a la

cobertura vegetal, flora y

fauna

Suelo: aumento de

procesos erosivos

Ecosistema: alteración y

afectación de ecosistemas

y cambio en el paisaje

natural

Volcamiento de

unidad de

workover

Page 53: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

53

Tabla 36. Inspección de tubería y equipos Bottom Hole Assembly

Tabla 37. Instalación de BOP

Tabla 38. Instalación de unidad de workover y equipos

1 2 3 4 5

1

2

3

4 x

5

1

2

3

4 x

5

Cambio o Modificaciones del Sistema de Levantamiento Artificial

Actividad Incidente ImpactoSeveridad

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Suelo: contaminación del

suelo

Agua: contaminación de

aguas subterráneas

Inspección de

tubería y equipos

Bottom Hole

Assembly

Migración de

fluidos en el

pozo

1 2 3 4 5

1

2

3

4

5 x

1

2

3

4

5 x

1

2

3

4

5 x

1

2

3

4

5 x

1

2

3

4

5 x

Cambio o Modificaciones del Sistema de Levantamiento Artificial

Actividad Incidente ImpactoSeveridad

Instalación de

BOP

Derrame de

hidrocarburos

Suelo: aumento de

procesos erosivos

Pro

babi

lidad

Agua: contaminación de

aguas superficiales

Pro

babi

lidad

Flora y fauna: pérdidas a la

cobertura vegetal, flora y

fauna

Pro

babi

lidad

Ecosistema: alteración y

afectación de ecosistemas

y cambio en el paisaje

natural Pro

babi

lidad

Aire: deterioro de la

calidad del aireocurrir

durante la operación

Pro

babi

lidad

1 2 3 4 5

1

2 x

3

4

5

Actividad Incidente ImpactoSeveridad

Cambio o Modificaciones del Sistema de Levantamiento Artificial

Pro

babi

lidadInstalación de

unidad de

workover y

equipos

Suelo: aumento de

procesos erosivos

Caída de carga

izada

Page 54: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

54

Tabla 39. Revisión y mantenimiento de las unidades del SLA

Tabla 40. Desplazamiento de gas durante intervenciones

Tabla 41. Manejo de sustancias químicas tóxicas

1 2 3 4 5

1

2

3

4 x

5

1

2

3

4 x

5

1

2

3

4 x

5

Severidad

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Cambio o Modificaciones del Sistema de Levantamiento Artificial

Actividad Incidente Impacto

Ecosistema: alteración y

afectación de ecosistemas

y cambio en el paisaje

natural

Revisión y

mantenimiento

de las unidades

del SLA

Flora y fauna: pérdidas a la

cobertura vegetal, flora y

fauna

Aire: deterioro de la

calidad del aireSobrecarga de

energía en el

motor

(compresor o

bomba) al

desinstalar o

colocar en

funcionamiento

el sistema

1 2 3 4 5

1

2

3

4 x

5

1

2

3

4 x

5

1

2

3

4 x

5

Cambio o Modificaciones del Sistema de Levantamiento Artificial

Actividad Incidente ImpactoSeveridad

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Desplazamiento

de gas durante

intervenciones

Flora y fauna: pérdidas a la

cobertura vegetal, flora y

fauna

Ecosistema: alteración y

afectación de ecosistemas

y cambio en el paisaje

natural

Aire: deterioro de la

calidad del aireocurrir

durante la operación

Liberación de

gas

1 2 3 4 5

1

2

3 x

4

5

1

2

3

4 x

5

1

2

3

4 x

5

1

2

3

4 x

5

Cambio o Modificaciones del Sistema de Levantamiento Artificial

Actividad Incidente ImpactoSeveridad

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Manejo de

sustancias

químicas tóxicas

Suelo: aumento de

procesos erosivos

Agua: contaminación de

aguas superficiales

Flora y fauna: pérdidas a la

cobertura vegetal, flora y

fauna

Ecosistema: alteración y

afectación de ecosistemas

y cambio en el paisaje

natural

Derrame de

sustancias

tóxicas

Page 55: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

55

Tabla 42. Toma de pruebas de líneas en superficie

5.6. Análisis de resultados

Para establecer el valor tanto de la probabilidad como severidad generado por cada una de las actividades del posible cambio o modificación del sistema de levantamiento artificial se consultó a un grupo de expertos de una compañía de servicios en Colombia. Con el valor de los mismos se procedió a completar la matriz RAM de cada una de las actividades y se obtuvo los resultados expuestos a continuación.

Los posibles cambios o modificaciones del sistema de levantamiento tienen 8 actividades, las cuales generan 28 impactos socioambientales. Las actividades que generan una mayor cantidad de impactos son la instalación del BOP, la toma de pruebas de líneas en superficies y manejo de sustancias químicas con 5 impactos. Por otro lado, la actividad que genera menores impactos es la instalación de unidad de workover y equipos con un sólo impacto.

Una vez realizada la evaluación del riesgo se encontró que los posibles cambios o modificaciones del sistema de levantamiento sólo presentan riesgos bajos y medios, por lo cual, se puede considerar como una actividad segura, esto sí, teniendo en cuenta el nivel de tolerancia al riesgo que cuente Ecopetrol para este activo.

El riesgo bajo es el predominante en los impactos que genera los posibles cambios o modificaciones del sistema de levantamiento, de los 28 impactos 23 tienen un riesgo bajo, este riesgo requiere control, pero es de bajo impacto y puede programarse su atención conjuntamente con otras mejoras operativas, 5 impactos tienen un riesgo medio, este riesgo es significativo, pero se puede compensar con las acciones correctivas con programar un paro en las operaciones para no incrementar trabajo y costos.

1 2 3 4 5

1

2

3 x

4

5

1

2

3

4

5 x

1

2

3

4 x

5

1

2

3

4 x

5

1

2

3

4 x

5

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Pro

babi

lidad

Agua: contaminación de

aguas superficiales

Flora y fauna: pérdidas a la

cobertura vegetal, flora y

fauna

Ecosistema: alteración y

afectación de ecosistemas

y cambio en el paisaje

natural

Aire: deterioro de la

calidad del aireocurrir

durante la operaciónPr

oba

bilid

ad

Suelo: aumento de

procesos erosivos

Toma de pruebas

de líneas en

superficie

Derrame de

hidrocarburos

Cambio o Modificaciones del Sistema de Levantamiento Artificial

Actividad Incidente ImpactoSeveridad

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56

El estudio presenta una actividad crítica, esta es la instalación de BOP, en la cual se puede presentar derrame de hidrocarburos y tiene 5 impactos socioambientales con riesgo medio, si el incidente se llega a presentar se deberán tomar las siguientes acciones encaminadas a controlar esta situación y prevenir un daño mayor. Cuando los derrames ocurran en el área terrestre, en zonas con suelos impermeables (por ejemplo, con alto contenido de arcillas finas) se tomarán las siguientes acciones:

• Acción inmediata: Suspender la operación del equipo del pozo en el que se esté originando el derrame.

• Eliminar todas las fuentes de ignición o que produzcan chispa que estén cerca del área del derrame, y así evitar incendios o explosiones.

• Recoger el petróleo remanente en el equipo afectado y trasladarlo al sitio de almacenamiento para posterior tratamiento y/o disposición.

• Cuando las características del derrame rebasen la capacidad de control por parte de los trabajadores, se reportará de inmediato el hecho a las autoridades correspondientes.

Con base en los resultados obtenidos a través de las matrices se identificó el manejo de sustancias químicas tóxicas como una actividad sensible, si se presenta un derrame de estas sustancias ocasionarían múltiples daños a nuestro medio ambiente, por lo cual, se debe tener establecido códigos e índices internacionales, sistemas de información y normas de señalización y rotulado, que ayudan al personal que utiliza de alguna manera estas sustancias, a reconocer su peligro según la naturaleza química y su estado físico, en caso de que ocurrencia del derrame se deben tomar las siguientes medidas:

• Evaluar la magnitud del derrame, poniendo especial énfasis en realizar una evaluación del derrame respecto a la magnitud de los residuos líquidos siniestrados.

• Impedir que el derrame abarque una mayor área, para lo cual debe utilizar algún medio de contención (arena o tierra).

• Se debe esperar la completa absorción del líquido por parte del material absorbente, para iniciar la recolección y almacenamiento de los productos.

La Tabla 32 nos permite detectar el incendio como una posible consecuencia de las

diferentes actividades del proyecto, los incendios representa un peligro potencial, para

lo cual debe tener una prevención, detección y respuesta, en caso de ocurrir un incendio

se debe:

• Convocar al equipo de emergencia.

• Poner en operación los equipos contra incendios.

• Iniciar el control del fuego en los puntos sensibles para evitar la propagación hacia otro punto.

Para todas las actividades se debe realizar un seguimiento de los parámetros ambientales relacionados con los componentes agua, aire, suelo y ruido durante las distintas fases de las actividades. También, se debe establecer la frecuencia mínima con la que se deberá monitorear la calidad del entorno donde se han desarrollado dichas actividades.

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57

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

• A partir del capítulo técnico se pudo determinar que los pozos CN-165, CN-160 y S-07X se encuentran operando eficientemente, ya que la diferencia entre la producción actual y lo máximo que puede entregar el pozo es del 5%. Esto se puede reafirmar con base a las máximas capacidades operativas, de lo cual se obtuvo un valor de eficiencia del 95%.

• La única manera de mejorar la productividad de los pozos con base a las sensibilidades realizadas es mejorando la capacidad de influjo (curva IPR) con un proceso de recobro por inyección de agua que soporte la presión del yacimiento.

• La construcción de la matriz de selección para las diferentes alternativas de levantamiento permitió descartar las tecnologías de bombeo mecánico y cavidades progresivas; esto debido a las tasas de gas producidas y el corte de agua, respectivamente.

• Los sistemas de levantamiento artificial seleccionados técnicamente que se ajustan a las condiciones operativas de producción del campo una vez se realice el proceso de inyección de agua fueron: gas lift y bombeo electrosumergible.

• Los cuatro escenarios de producción A, B, C y D proporcionan un referente del comportamiento de los pozos con los sistemas de levantamiento artificial seleccionados; el escenario C que involucró un rediseño del sistema gas lift actual se puede considerar como la alternativa más viable desde lo técnico.

• El escenario D que consideró la posible implementación de un sistema de levantamiento por bombeo electrosumergible debe ser considerado como alternativa para los escenarios de inyección de 500 y 1000 barriles de agua por día, ya que se obtienen los caudales más altos de producción.

• El sistema gas lift tiene una mayor versatilidad respecto al bombeo electrosumergible, ya que no requiere de intervenciones para monitorear el pozo, el yacimiento y el proceso de inyección; mientras que el BES podría requerir retirar la bomba o tener un arreglo de pozo diferente para permitir la toma de pruebas, registros e inyectar trazadores.

• Desde lo financiero no se puede proponer un sistema de levantamiento artificial único o de mayor generación de valor, ya que los escenarios evaluados tienen diferentes tiempos de duración e incorporan costos de capital y operativos diferentes.

• La media tanto del valor presente neto como de la relación beneficio-costo aumenta conforme aumenta la tasa de inyección de agua al yacimiento; sin embargo, para el escenario D que involucra el cambio del sistema de levantamiento artificial gas lift por bombeo electrosumergible, para todos los casos de inyección presenta una reducción considerable en los valores de los indicadores de bondad, debido a la gran inversión de capital que requiere.

• El posible cambio o modificación del sistema de levantamiento artificial no presenta riesgos altos, por lo cual, es una operación segura, esto sí, teniendo en cuenta el nivel de tolerancia al riesgo que cuente Ecopetrol para este activo.

• La actividad que genera una mayor cantidad de impactos con riesgo medio es la instalación del BOP, es una operación sensible que puede ocasionar derrame de hidrocarburos, lo cual, generaría múltiples impactos socio ambientales, cabe

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58

aclarar que, si bien la severidad de los impactos puede alcanzar pérdidas de más de 10 millones de dólares, pero su probabilidad de ocurrencia es muy baja (5).

• Se logró identificar que los posibles cambios o modificaciones del sistema de

levantamiento artificial generan impactos al ecosistema, la fauna y floja, al suelo,

al agua y al aire, si bien no se nombra directamente los impactos sociales, estos

están implícitos en cada una de las actividades.

• Según la Norma Técnica Colombiana 30001, en donde menciona que, en ciertas situaciones, la evaluación del riesgo conlleva a realizar un análisis adicional. La decisión de tratar o no el riesgo está directamente influenciado por los tomadores de decisión de una organización y por los criterios del riesgo previamente establecidos. [28]

Las recomendaciones desde lo técnico están orientadas a que el modelamiento de los

sistemas de levantamiento artificial contemple premisas más realistas, como por

ejemplo las tasas de declinación de la producción durante el proceso de inyección, datos

de simulación de yacimientos que permitan modelar con valores más aproximados de

presiones, y tasas de producción de fluido en las que la eficiencia de barrido no se

considere del 100%. Así mismo, se recomienda que la operadora lleve un control y

seguimiento del número de intervenciones por fallas que realiza en un intervalo de

tiempo, ya que esto se traduce en costos no contemplados.

En la evaluación financiera se recomienda que se realice una estimación de costos de capital y operacionales más detallados, para que los flujos de caja y los indicadores de bondad puedan proporcionar una aproximación más real de la generación de valor de los diferentes escenarios. Es importante incluir los costos de toda la operación conjunta del campo, como la inyección de agua, el tratamiento de los fluidos, el transporte y otros rubros asociados a la administración que no hicieron parte del alcance de este proyecto. Así mismo, los ingresos se deben pronosticar con una mejor aproximación de las tasas que se esperan recuperar para los 109 pozos activos.

Las recomendaciones en lo socioambiental están asociadas a que la valoración de ocurrencia y severidad sea realizada por un grupo de experto que conozca las operaciones y el contexto de la cuenca del Valle Medio del Magdalena. Se deberán tomar medidas de contingencia para posibles incidentes peligrosos que tengan al menos un impacto con riesgo medio. Adicionalmente, se recomienda realizar un seguimiento de los parámetros ambientales relacionados con los componentes agua, aire, suelo y ruido durante las distintas fases de las actividades; así como, establecer la frecuencia mínima con la que se deberá monitorear la calidad del entorno donde se han desarrollado dichas actividades.

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59

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[21] Congreso de Colombia, ley 756 de 2002 - "por la cual se modifica la Ley 141 de 1994, se establecen

criterios de distribución y se dictan otras disposiciones, Bogotá, 2002.

[22] Asociación Colombiana del Petróleo, «acp,» Enero 2018. [En línea]. Available:

https://acp.com.co/web2017/es/asustos/economicos/199-costos-de-operacion-del-sector-

petrolero-en-colombia-en-2017/file. [Último acceso: 22 Octubre 2019].

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https://www.ecopetrol.com.co/Reporte%203Q%202018%20-31%2010%2018.pdf. [Último

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[24] Banco de la República de Colombia, «banrep,» [En línea]. Available:

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Lumpur: Society of Petroleum Engineer, 2017.

Page 61: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

ANEXO 1

Tabla I. Np vs. WOR

Np[BT] WOR

0 0,04302506

0 0,07988032

2479,67188 0,13651509

4764,14063 0,21270979

6793,95313 0,30334096

8713,375 0,41025454

10421,4375 0,52308822

12049,5938 0,64678319

13560,6563 0,77690247

14842,0313 0,89908848

16176,8438 1,03755964

17399,3281 1,17523273

18601,1563 1,31979476

19715,3125 1,46118943

Figura I.. Estados mecánicos de los pozos CN-165, CN-106 y S-07X

Figura II. Np vs. WOR

Page 62: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

20823,9063 1,60676868

21895,6563 1,75152056

22902,3594 1,88996187

23913,9063 2,03010027

24868,0313 2,16341299

25829,2656 2,29752723

26769,0469 2,42612512

27631,375 2,54239227

28536,7188 2,66108956

29398,9844 2,77156968

30276,7188 2,88069869

31114,6094 2,98228518

31968,7656 3,08374464

32812,0625 3,18267841

33618,4219 3,27666868

34441,1094 3,37177854

35227,6563 3,46188824

36030,3281 3,55297509

36823,6094 3,64120046

37532,6094 3,71993189

38308,5 3,8064593

39051,0625 3,88944647

39809,4531 3,97475981

40535,2188 4,05681716

41276,5781 4,14117696

42009,5469 4,22487633

42711,25 4,30535106

43428,3125 4,38832118

44115,0938 4,4674765

44817,1875 4,54917067

45511,9063 4,63065108

46133,5938 4,70410576

46814,6563 4,78561951

47467,2969 4,86364417

48134,8906 4,94350422

48774,75 5,02057411

49429,2969 5,10070597

50077,2813 5,18149592

50698,2656 5,26016765

51333,4219 5,34233025

51942,125 5,42233906

Figura III. Análisis PVT

Tabla II. Datos PVT

Page 63: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

52564,75 5,5056549

53181,1406 5,58924384

53732,9531 5,66461498

54337,5938 5,74936237

54917,0625 5,83164477

55509,6719 5,91776988

56077,4844 6,00142029

56658,1563 6,08857471

57232,8438 6,17603912

57783,5156 6,26086781

58346,6875 6,34997582

58886,2188 6,43660826

59437,8906 6,52652105

59983,9219 6,61548147

60489,9844 6,69763717

61025,5156 6,7858585

61538,9688 6,86978126

62064,4063 6,95680929

62568,2969 7,04013476

63084,0938 7,12606848

63595,1563 7,21160885

64085,375 7,29419466

64587,3125 7,37985711

65068,8594 7,46247688

65562 7,54778992

66050,8281 7,63248667

66488,9844 7,70813287

66969,875 7,79239072

67431,5313 7,87289838

67904,625 7,95556883

68358,9063 8,03500297

68824,5469 8,11718899

69286,5156 8,19881239

69730,25 8,27718376

70185,2188 8,3581736

70622,2813 8,43609998

71070,5781 8,51541942

71515,6875 8,59338423

71915,1875 8,66330371

72354,2344 8,7422548

72776,2031 8,81832611

Datos de las válvulas del Pozo CN-106

Válvula MD (Ft) Fabricante Serie Tamaño de puerto

GL2 5190 SLB (Camco) R20 0.1875

GL1 4190 SLB (Camco) R20 0.1875

GL 2223 SLB (Camco) R20 0.1875

Datos de las válvulas del Pozo CN-165

Válvula MD (Ft) Fabricante Serie Tamaño de puerto

GL1 4321 SLB (Camco) R20 0.1875

GL 2317 SLB (Camco) R20 0.1875

Datos de las válvulas del Pozo S-07X

Válvula MD (Ft) Fabricante Serie Tamaño de puerto

GL 5190 SLB (Camco) R20 0.1875

GL1 4190 SLB (Camco) R20 0.1875

GL2 2223 SLB (Camco) R20 0.1875

Tabla III. Información de válvulas y mandriles.

Tabla IV. Sensibilidad gas lift - modificación diámetro del tubing.

Tabla V. Sensibilidad gas lift - modificación profundidad del tubing.

Tabla VIII. Sensibilidad gas lift - modificación diámetro del tubing y tasa de inyección.

Page 64: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

73209,0938 8,89743697

73625,1563 8,97386869

74052,0938 9,05185396

74476,0938 9,13019257

74883,6875 9,20609454

75301,9375 9,28528964

75704,0156 9,36165928

76116,6875 9,43970532

76526,6406 9,51695721

76894,8125 9,58535933

77299,7969 9,66122769

77690,375 9,73110682

78090,4531 9,80646

78475,5781 9,87487282

78871,2969 9,94515851

79264,7656 10,0148772

79643,5469 10,0814024

80032,7969 10,1498451

80407,5469 10,2154677

80792,7656 10,2818031

81176,0781 10,3454773

81533,1406 10,4025909

81912,9531 10,4642153

82278,9219 10,5227712

82655,3906 10,5823769

83018,1719 10,6389715

83391,3906 10,6975034

83763,0156 10,7555069

84121,2031 10,8111095

84489,7656 10,8686876

84845,0156 10,9236891

85210,5469 10,9807405

85574,6094 11,0372682

85902,2969 11,0873082

86263,5781 11,143853

86611,9219 11,1970361

86970,4219 11,2516736

87316,8594 11,2980488

87672,7344 11,3540044

88027,2969 11,4075115

88369,2656 11,458005

Figura IV. Sistema de bypass de ESP

Figura V. Estado mecánico escenario A.

Page 65: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

88721,3281 11,5100898

89060,8594 11,5595021

89410,4844 11,6101023

89758,9219 11,6597855

90072,7031 11,7034818

90418,8906 11,7530114

90752,9531 11,7987285

91097,0469 11,8460381

91429,0156 11,8913143

91770,9531 11,9384174

92112,5156 11,9784643

92441,3594 12,0274065

92780,8594 12,0681028

93108,3281 12,1115255

93445,8281 12,1540289

93781,9844 12,2038613

94084,3594 12,2497087

94418,1094 12,29715

94740,2031 12,341009

95072,0469 12,386375

95392,3281 12,4283733

95722,3281 12,4723638

96051,4219 12,5144833

96369,1094 12,5553427

96696,4531 12,5983787

97012,4219 12,6395327

97338,0156 12,6827568

97662,7031 12,7258516

97965,7031 12,7656981

98288,6719 12,8094363

98600,4219 12,8511902

98921,6719 12,894689

99231,7344 12,9353183

99551,2969 12,9780918

99869,9844 13,0210062

100177,609 13,0625352

100494,609 13,1060089

100800,578 13,1475877

101115,891 13,1910201

101430,359 13,2342379

101713,734 13,272512

Figura VI. Estado mecánico escenario B.

Figura VII. Estado mecánico escenario C.

Figura VIIIIII. Estado mecánico escenario D.

Page 66: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

102026,578 13,3164395

102328,578 13,358019

102639,766 13,401142

102940,203 13,4420665

103249,797 13,4844625

103558,578 13,5266235

103856,703 13,5670151

104163,922 13,6090729

104460,516 13,6490972

104766,172 13,6903546

105071,109 13,7310858

105345,922 13,7670019

105649,391 13,8083629

105942,391 13,8472975

106244,391 13,8878371

106535,953 13,9263328

106836,516 13,9665546

107136,328 14,006452

107425,828 14,044682

107724,234 14,0846815

108012,391 14,1227481

108309,391 14,1625244

108605,734 14,2010441

108872,859 14,2349726

109167,891 14,2745049

109452,797 14,3112218

109746,484 14,3496237

110030,109 14,3863924

110322,516 14,4251234

110613,797 14,4714922

110894,734 14,5188407

111184,078 14,5677614

111463,234 14,6147333

111750,797 14,6627502

Figura XI. Funcionamiento BES - 200 Bbl

Figura X. Funcionamiento BES - 500 Bbl

Figura IXI. Funcionamiento BES - 1000 Bbl

Page 67: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

Pozos Escenarios W. CUT (%) BFPD PWF (BFPD) BOFD BWPD

CN-106

Base

20 61.29 603.90 49.03 12.26

40 59.48 635.94 35.69 23.79

60 57.07 676.67 22.83 34.24

80 52.92 742.54 10.58 42.34

90 49.34 795.76 4.93 44.41

Profundidad

del tubing

20 67.56 480.97 54.05 13.51

40 67.50 482.33 40.50 27.00

60 67.41 484.19 26.96 40.45

80 59.04 643.47 11.81 47.24

90 52.21 753.41 5.22 46.99

Nuevo diseño

de gas lift

20 68.72 455.58 54.98 13.74

40 68.84 452.85 41.31 27.54

60 68.99 449.58 27.60 41.39

80 67.19 488.86 13.44 53.75

90 65.44 524.96 6.54 58.90

B.E.S.

20 63.27 567.39 50.61 12.65

40 64.90 535.88 38.94 25.96

60 67.32 486.06 26.93 40.39

80 72.30 369.65 14.46 57.84

90 76.74 238.76 7.67 69.07

Pozos Escenarios W. CUT (%) BFPD PWF (BFPD) BOFD BWPD

CN-165

Base

20 65.56 470.29 52.45 13.11

40 65.74 465.36 39.45 26.30

60 65.74 465.37 26.30 39.45

80 60.98 582.31 12.20 48.78

90 43.57 907.56 4.36 39.21

Profundidad

del tubing

20 66.47 445.66 53.17 13.29

40 66.64 441.04 39.98 26.65

60 66.76 437.64 26.70 40.05

80 64.49 498.00 12.90 51.59

90 45.46 877.04 4.55 40.92

Nuevo

diseño de

gas lift

20 67.63 412.66 54.11 13.53

40 68.02 401.22 40.81 27.21

60 68.54 385.81 27.41 41.12

80 69.19 365.62 13.84 55.35

90 66.33 449.49 6.63 59.70

B.E.S.

20 63.31 527.46 50.65 12.66

40 62.60 544.55 37.56 25.04

60 62.87 538.00 25.15 37.72

80 66.60 441.98 13.32 53.28

90 70.81 311.54 7.08 63.73

Tabla VIII. sensibilidades wcut CN-105, CN-107 y S-07X – 200 Bbl

Pozos Escenarios W. CUT (%) BFPD PWF (BFPD) BOFD BWPD

S-07X

Base

20 63.61 534.94 50.89 12.72

40 62.09 573.53 37.25 24.84

60 60.26 617.45 24.10 36.15

80 57.47 680.18 11.49 45.97

90 54.26 747.01 5.43 48.84

Profundidad

del tubing

20 66.30 461.25 53.04 13.26

40 66.41 457.98 39.85 26.57

60 66.47 456.49 26.59 39.88

80 65.56 482.31 13.11 52.45

90 58.20 664.33 5.82 52.38

Nuevo

diseño de

gas lift

20 67.08 438.31 53.66 13.42

40 67.30 431.63 40.38 26.92

60 67.61 422.32 27.04 40.56

80 67.78 417.03 13.56 54.22

90 65.92 472.35 6.59 59.32

B.E.S.

20 62.50 563.38 50.00 12.50

40 62.30 568.38 37.38 24.92

60 61.09 597.70 24.44 36.66

80 63.16 546.67 12.63 50.53

90 67.80 416.29 6.78 61.02

Pozos Escenarios W. CUT (%) BFPD PWF (BFPD) BOFD BWPD

CN-106

Base

20 138.94 729.93 111.15 27.79

40 132.14 777.86 79.28 52.85

60 124.17 831.13 49.67 74.50

80 113.20 900.13 22.64 90.56

90 105.53 945.87 10.55 94.98

Profundidad

del tubing

20 148.53 657.71 118.83 29.71

40 147.90 662.64 88.74 59.16

60 147.04 669.32 58.82 88.23

80 143.21 698.50 28.64 114.57

90 114.58 891.71 11.46 103.12

Nuevo diseño

de gas lift

20 151.04 637.81 120.83 30.21

40 151.04 637.81 90.62 60.41

60 151.04 637.81 60.41 90.62

80 150.71 640.45 30.14 120.57

90 142.62 702.90 14.26 128.36

B.E.S.

20 148.17 660.52 118.54 29.63

40 158.48 575.55 95.09 63.39

60 170.03 467.28 68.01 102.02

80 183.90 306.42 36.78 147.12

90 191.71 186.12 19.17 172.54

Tabla IX. sensibilidades wcut CN-105, CN-107 y S-07X – 500 Bbl

Pozos Escenarios W. CUT (%) BFPD PWF (BFPD) BOFD BWPD

CN-165

Base

20 149.92 624.64 119.93 29.98

40 150.05 623.34 90.03 60.02

60 150.05 623.35 60.02 90.03

80 149.21 631.58 29.84 119.37

90 124.28 846.02 12.43 111.85

Profundidad

del tubing

20 149.85 625.25 119.88 29.97

40 150.06 623.27 90.03 60.02

60 150.06 623.28 60.02 90.03

80 149.51 628.68 29.90 119.60

90 127.84 818.22 12.78 115.05

Nuevo diseño

de gas lift

20 152.34 600.48 121.88 30.47

40 153.35 590.23 92.01 61.34

60 154.71 576.23 61.88 92.83

80 157.16 550.30 31.43 125.73

90 156.54 557.02 15.65 140.88

B.E.S.

20 167.28 431.74 133.83 33.46

40 170.72 386.01 102.43 68.29

60 171.51 374.94 68.61 102.91

80 173.17 351.11 34.63 138.53

90 177.70 279.87 17.77 159.93

Pozos Escenarios W. CUT (%) BFPD PWF (BFPD) BOFD BWPD

S-07X

Base

20 149.97 645.12 119.98 29.99

40 144.28 701.52 86.57 57.71

60 137.04 768.55 54.81 82.22

80 127.13 853.43 25.43 101.70

90 118.43 922.65 11.84 106.58

Profundidad

del tubing

20 150.02 644.59 120.02 30.00

40 149.70 647.94 89.82 59.88

60 149.48 650.16 59.79 89.69

80 148.88 656.21 29.78 119.11

90 138.45 755.93 13.84 124.60

Nuevo diseño

de gas lift

20 151.11 633.40 120.89 30.22

40 151.11 633.41 90.66 60.44

60 151.47 629.70 60.59 90.88

80 152.37 620.24 30.47 121.90

90 150.82 636.41 15.08 135.74

B.E.S.

20 149.61 648.79 119.69 29.92

40 155.54 585.98 93.33 62.22

60 160.69 527.17 64.28 96.41

80 163.27 495.81 32.65 130.61

90 168.89 422.03 16.89 152.00

Page 68: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

Pozos Escenarios W. CUT (%) BFPD PWF (BFPD) BOFD BWPD

CN-106

Base

20 280.16 749.89 224.13 56.03

40 266.23 804.92 159.74 106.49

60 247.18 875.61 98.87 148.31

80 220.16 968.54 44.03 176.13

90 204.96 1017.71 20.50 184.46

Profundidad

del tubing

20 277.44 760.89 221.95 55.49

40 276.11 766.22 165.67 110.44

60 274.71 771.81 109.88 164.82

80 270.65 787.81 54.13 216.52

90 250.39 864.06 25.04 225.35

Nuevo diseño

de gas lift

20 281.43 744.70 225.15 56.29

40 281.43 744.70 168.86 112.57

60 282.03 742.25 112.81 169.22

80 283.22 737.37 56.64 226.57

90 278.35 757.21 27.84 250.52

B.E.S.

20 300.08 665.06 240.06 60.02

40 314.73 596.89 188.84 125.89

60 330.27 517.47 132.11 198.16

80 347.45 417.81 69.49 277.96

90 360.97 326.10 36.10 324.87

Pozos Escenarios W. CUT (%) BFPD PWF (BFPD) BOFD BWPD

CN-165

Base

20 278.43 754.86 222.75 55.69

40 278.20 755.97 166.92 111.28

60 278.39 755.11 111.35 167.03

80 277.64 758.67 55.53 222.12

90 257.41 850.64 25.74 231.67

Profundidad

del tubing

20 278.61 754.03 222.89 55.72

40 278.82 753.01 167.29 111.53

60 280.02 747.25 112.01 168.01

80 280.41 745.41 56.08 224.33

90 262.44 828.54 26.24 236.20

Nuevo diseño

de gas lift

20 283.31 731.28 226.64 56.66

40 284.97 723.09 170.98 113.99

60 288.78 704.08 115.51 173.27

80 294.98 672.24 59.00 235.99

90 294.66 673.94 29.47 265.20

B.E.S.

20 294.02 677.23 235.21 58.80

40 308.52 598.32 185.11 123.41

60 323.82 505.62 129.53 194.29

80 339.95 392.67 67.99 271.96

90 350.39 306.47 35.04 315.35

Pozos Escenarios W. CUT (%) BFPD PWF (BFPD) BOFD BWPD

S-07X

Base

20 295.66 691.01 236.53 59.13

40 288.81 727.66 173.28 115.52

60 274.46 800.13 109.78 164.68

80 251.15 907.91 50.23 200.92

90 232.31 988.00 23.23 209.08

Profundidad

del tubing

20 287.81 732.87 230.25 57.56

40 284.00 752.55 170.40 113.60

60 282.37 760.85 112.95 169.42

80 281.98 762.88 56.40 225.58

90 275.64 794.43 27.56 248.08

Nuevo diseño

de gas lift

20 289.87 722.08 231.90 57.97

40 287.10 736.62 172.26 114.84

60 286.29 740.80 114.52 171.77

80 288.94 727.05 57.79 231.15

90 289.24 725.48 28.92 260.31

B.E.S.

20 278.44 780.57 222.75 55.69

40 295.29 693.02 177.18 118.12

60 313.86 585.59 125.54 188.31

80 333.68 452.06 66.74 266.94

90 344.84 363.47 34.48 310.35

Tabla X.. sensibilidades wcut CN-105, CN-107 y S-07X – 1000 Bbl

Page 69: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

ANEXO 2

Flujos de caja para los escenarios de inyección de 200, 500 y 1000 bwpd.

Escenario de inyección de 200 Bbl Escenario de inyección de 500 Bbl

Page 70: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

Escenario de inyección de 1000 Bbl

Resultados Crystall Ball para los escenarios de 200 y 500 bwpd inyectados.

Escenario A – 200 bwpd

Page 71: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

Escenario B – 200 bwpd

Escenario C – 200 bwpd

Escenario D – 200 bwpd

Escenario A – 500 bwpd

Page 72: ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL …

Escenario B – 500 bwpd

Escenario C – 500 bwpd

Escenario D – 500 bwpd