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CAMPO KANATA 2011 CONTENI DO

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 2 1.1. ANTECEDENTES.................................................................................................................... 2 2. ÁREA DE CONTRATO .................................................................................................................. 2 2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO ............................................................................... 2 2.2. DESCRIPCIÓN DE POZOS .................................................................................................... 4 2.3. DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA .................................................. 4 3. ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (CAPEX) .................................................................................... 6

3.1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 6 3.2. PERFORACIÓN DE POZOS................................................................................................... 6 3.3. SÍSMICA .................................................................................................................................. 6 3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS .................................................................................................. 7 3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO ......................................................... 7 3.6. FACILIDADES DE CAMPO ..................................................................................................... 7 3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y EQUIPOS ....................................................................... 7 3.8. DUCTOS.................................................................................................................................. 8 3.9. OTROS .................................................................................................................................... 8 4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX)..................................................................................... 8 4.1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 8 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS...................................................................................... 9 4.3. COSTOS OPERATIVOS INDIRECTOS ................................................................................ 10 5. PRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 11 6. PLAN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA ............................................................................... 11 7. ANEXOS ....................................................................................................................................... 11

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1. INTRODUCCIÓN 1.1. ANTECEDENTES 1.1.1. PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO El campo se encuentra en etapa de Desarrollo. 1.1.2. FASE DE EXPLORACIÓN EN LA QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO. No aplica 1.1.3. UTE’S

CUMPLIMIENTO DE

No aplica 2. ÁREA CONTRATO

DE

2.1. DESCRIPCIÓN CAMPO

GENERAL

DEL

El Pozo Kanata-X1 (KNT-X1), fue propuesto para investigar el potencial hidrocarburífero en las formaciones Yantata y Petaca en el compartimiento sur de la estructura Anticlinal Kanata. Esta estructura fue definida por medio de la interpretación de información sísmica 2D. Kanata está ubicada en la zona de fore Land del Subandino Centro. El Campo Kanata fue descubierto en julio del año 2002, al perforarse el primer pozo, KNT-X1, en la estructura anticlinal homónima. Este pozo descubrió reservas de gas-condensado en la Formación Yantata. El desarrollo del campo continuó con la perforación los pozos KNT-X2D y KNT-3D, en el 2003 y KNT-4H en el año 2005. La ubicación de estos pozos se definió mediante la interpretación de la información sísmica 3D, adquirida por Chaco en el área de Kanata, luego del descubrimiento de este nuevo yacimiento. El mapa estructural en profundidad referido al tope de la Formación Yantata, evidencia la conformación de un anticlinal, denominado Kanata, elongado en dirección noroeste-sudeste, separada del Anticlinal Carrasco por una falla de tipo inverso y buzante hacia el sudeste (Falla Carrasco). La secuencia estratigráfica atravesada en el pozo incluye las unidades del Terciario, formaciones Guandacay, Tariquía (Grupo Chaco), Yecua y Petaca, con su Miembro Naranjillos localizado en su base y unidades formacionales del Cretácico: Yantata e Ichoa (parcialmente explorada). La base de la Formación Yecua, se caracteriza por presentar un considerable espesor de sedimentitas pelíticas, lo que le permite constituirse en un buen nivel sello, localizándose inmediatamente por encima de la Formación Petaca.

La Formación Petaca posee una serie de delgados y discontinuos niveles pelíticos, los cuales tienden a comportarse como sellos locales intraformacionales. Otro importante nivel pelítico que sirve como sello para los reservorios cretácicos (formaciones Cajones y/o Yantata) está localizado en la base de la Formación Petaca, al que se denomina Miembro Naranjillos, conformado por limolitas y arcilitas y de amplia distribución regional. La Formación Yantata está compuesta mayormente por areniscas limpias, de origen eólicofluvial. La porosidad promedio para este reservorio fue estimada en 19%.

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El reservorio contiene gas condensado, que ha estado produciendo gas y líquidos desde su descubrimiento, puesto que se utilizaron las facilidades de producción del campo Carrasco, hasta el año 2005, cuando se instaló la planta Kanata. Una vez que se perforaron los 3 primeros pozos se definió que el mejor sistema de explotación era por ciclaje de gas es así que después de algún tiempo de producción, en febrero del año 2005 el pozo productor KNT-X1 se convirtió a inyector. La complejidad geológica por la presencia de fallas, existencia de diferentes contactos, diferencia en los fluidos encontrados, etc. motivaron a abandonar este sistema de explotación, no sin antes obtener buenos resultados en el área piloto. -RESERVORIOS PRODUCTORES

RESERVORIO

PROFUNDIDAD TOPE PROMEDIO (m SS)

ESPESOR MEDIO (m)

FLUÍDOS PRODUCIDOS

LÍNEAS TERMINADAS

YANTATA

-3913.0

40

Gas/Condensado

04

-HISTORIALES Y GRÁFICOS DE PRODUCCIÓN

3

2.2. DESCRIPCIÓN DE POZOS Pozos Perforados Productores Abandonados Cerrados Inyectores Terminación Terminación doble Terminación simple

04 02 00 02 00 00 04

2.3. DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA SISTEMA DE RECOLECCIÓN El sistema de recolección es mediante líneas de recolección de 3” y 4” como diámetro nominal

que comunican a los pozos que están distribuidos en diferentes planchadas del campo Kanata y el sistema de colectores que está ubicado en la planchada del pozos KNT-X1, luego tenemos una línea de producción de 6” y otra de prueba de 4” que comunica el colector hasta la planta Kanata, la longitud de líneas de recolección, de producción y prueba que están en operación es de 19,5 kilómetros. PLANTA PROCESAMIENTO

DE

Esta Planta Procesadora de gas natural está diseñada para recibir hasta 50 MMPCD. El proceso está diseñado para separar el agua de formación, los hidrocarburos líquidos (condensado) y gas. El agua es eliminada inyectándola a un pozo sumidero, el condensado es estabilizado y el gas obtenido del sistema de separación es comprimido para luego ser deshidratado a la presión de Planta. La recuperación de la fracción propano/butano (GLP) es posible utilizando un sistema de expansión-compresión, el gas residual es recomprimido para entregarlo a la empresa transportadora. SISTEMA SEPARACIÓN

DE

Las corrientes individuales de los pozos productores de este campo y otros aledaños ingresan a la Planta al sistema de separación de alta 850 Psi. Existe otro tren de separación que permite realizar una prueba individual de cualquiera de los pozos. El agua es separada y eliminada por un sistema de drenaje cerrado hacia los tanques de almacenaje para su posterior reinyección al pozo sumidero, los hidrocarburos líquidos de la 1º Etapa son expandidos instantáneamente (flashed) a una presión menor en el separador de baja presión y son enviados conjuntamente con el condensado producido de los demás sistemas de separación al tanque alimentador de la torre de estabilización donde son finalmente acondicionados a parámetros de almacenamiento y transporte según normas. Los gases ricos en hidrocarburos condensables producidos en los sistemas de separación de Baja presión son recomprimidos hasta la presión de Planta para ingresar al proceso criogénico.

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SISTEMA DE ESTABILIZACION DE CONDENSADO El condensado proveniente del recipiente compensador (tanque de alimento) es estabilizado. Este proceso recupera la mayor cantidad posible de butano y componentes más pesados sin exceder la presión de vapor permisible del producto de Gasolina Natural. El calor del rehervidor es previsto por un sistema de calentamiento para controlar la temperatura de fondo de la torre. Los gases de cabeza de la torre son comprimidos para que ingrese al proceso criogénico y el condensado estabilizado es enviado a los tanques de almacenaje. SISTEMA DE DESHIDRATACION DEL GAS El gas del separador de primera etapa fluye directamente hacia las cribas moleculares donde en un contacto gas-sólido (tamices moleculares) por un proceso de adsorción reduce el contenido de agua a valores mínimos. El gas exento de humedad pasa por un filtro de polvo y luego es enviado al sistema de recuperación. SISTEMA DE RECUPERACION DE

GLP El gas es acondicionado a la temperatura más baja posible a través de intercambiadores de calor con gas residual y líquido frío, luego pasa por el turbo-expansor para seguir hacia el separador de baja temperatura. El líquido producido en la expansión es alimentado a la torre Deetanizadora por la parte media. El rehervidor es operado en un medio de calentamiento y produce gas de despojamiento en el fondo de la torre. El producto de fondo del Deetanizador es una mezcla de propano más superior con una pequeña cantidad de etano y esta fluye como alimento a la torre Debutanizadora. El producto de fondo es una mezcla de pequeñas cantidades de butano más superiores constituyendo la Gasolina Natural, esta luego es enfriada y desplazada a los tanques de almacenamiento. El producto de cabeza de la torre Debutanizadora lo constituye la mezcla gaseosa de propano/butano la cual es condensada y luego almacenada a condiciones de presión y temperaturas adecuadas. SISTEMA COMPRESION DE GAS RESIDUAL PARA VENTA El gas de la corriente superior de la torre Deetanizadora constituyen el gas residual, es succionado por compresores reciprocantes a una presión de 1400 Psi para ser enviado hacia el gasoducto de venta de gas operado por YPFB Transporte. SISTEMA DE PRODUCTOS

ALMACENAMIENTO

DE

Esta campo y/o planta no cuenta con sistema de almacenaje individual, comparte el almacenaje de todos los productos con el campo y/o planta Carrasco por encontrase a su lado. SISTEMA DE AGUA CONTRA INCENDIOS El sistema contra incendio es compartido con el de la planta Carrasco. SISTEMA DE CALENTAMIENTO La operación de la Planta requiere de calor para mantener condiciones apropiadas en ciertos equipos de proceso. Mediante un horno a fuego directo, se mantiene la temperatura del sistema y es controlada automáticamente a la salida de cada calentador. El medio de calor retorna de los consumidores a un tanque de compensación.

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SISTEMA DE AIRE PARA INSTRUMENTOS El aire de instrumentos y utilidades para la Planta es provisto por tres compresores de aire, es deshidratado en dos secadores de descante de capa fija, es almacenado y utilizado en la cantidad requerida a través del cabezal de distribución del sistema de aire para instrumentos. UTILIDAD ES Estas instalaciones dependen completamente del gas producido en los pozos para todas las fuentes de energía y combustible. La electricidad se genera usando generadores impulsados por motores a gas; el gas es utilizado como combustible en el calentador de llama directa

(horno). LÍNEAS DE EXPORTACIÓN

EVACUACIÓN

O

La descarga de gas de los compresores reciprocantes de la planta Kanata se junta con la descarga de los compresores de la planta Carrasco; por lo tanto comparten los mismos puntos de entrega de gas. 3. ACTIVIDADES (CAPEX)

DE

INVERSIÓN

3.1. INTRODUCCIÓN Los proyectos de capital de inversión para la gestión 2011 dentro del campo son los siguientes:

EMPRESA: EMPRESA PETROLERA CHACO S.A. CONTRATO DE OPERACIÓN: 3675 CAMPO (S): KANATA PERÍODO: 2011 ACTUALIZACIÓN: NOVIEMBRE 2010 PRESUPUESTO CONTRATOS DE OPERACIÓN (Expresado en Dólares Americanos) 7.06

ETAPA

DESARROLLO (CAPEX)

Tipo de Cambio:

ACTIVIDAD Y SUBACTIVIDAD

2.3 CONSTRUCCIONES E INSTALACIONES PLANTA (*) Reacond. m ayor de equipos de reciclo Reacond. de s is tem as electricos boos ters Ing. de s eguridad en atm ós feras explos ivas Muebles y ens eres Unificación del s is tem a de generación KNT-CRC TOTAL DESARROLLO (2) TOTAL CAPEX (3) = (1) + (2)

PROGRAMADO 2011 Dólares Am ericanos

PROGRAMADO 2011 Bolivianos

294,000 294,000 50,000 150,000 4,000 10,000 80,000

2,075,640 2,075,640 353,000 1,059,000 28,240 70,600 564,800

294,000 294,000

2,075,640 2,075,640

(*) Se carga 100% del capex y del opex correspondiente a Planta Kanata, que procesa gas de los campos Kanata, Kanata Norte, Carrasco y Bulo Bulo 3.2. PERFORACIÓN DE POZOS No se tiene prevista la perforación de ningún pozo en el campo. 3.3. SÍSMICA No se tiene previsto ningún trabajo de sísmica en el campo.

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3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS No se tiene prevista la intervención de ningún pozo en el campo. 3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO

No se tiene previsto ningún trabajo de Líneas en el campo. 3.6. FACILIDADES DE CAMPO No se tiene previsto ningún trabajo de facilidades en el campo. 3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y EQUIPOS •

Reacondicionamiento mayor de equipos.- Fundamentalmente las actividades están relacionadas con la inspección de los equipos y reemplazo de las partes necesarias para que el mismo continúe en operación continua. La magnitud y alcance del trabajo específico a cada motor se determina después de la recopilación de datos como: análisis de aceite, análisis vibracional, análisis termodinámico, horas del equipo. Estos datos nos permiten definir el momento adecuado para la ejecución creando un programa general de reacondicionamientos. El alcance y magnitud del trabajo, lo tenemos establecido en 3 categorías: a) TOP: Abarca el trabajo de cambio de culatas de cilindros de potencia. Trabajo en el sitio que se realiza sobre la base de cada 20.000 horas como cronograma inicial. b) TOP MAYOR: Comprende el cambio de culatas, cilindros, pistones con anillas y pasador, cojinetes de bancada y de bielas. Trabajo en el sitio sobre 30.000 horas como base. c) OVERHAUL: Reacondicionamiento mayor donde se desmonta el motor para una inspección completa y detallada de todos los componentes, reemplazando todos los elementos según recomendación de cada fabricante. Comprende el cambio de culatas, cilindros, pistones con anillas y pasador, cojinetes de bancada y de bielas, cambio de cigüeñal, volante dumpers de vibración, engranajes de transmisión, turbo alimentadores válvulas wastegate etc. Trabajo con traslado a talleres en Santa Cruz (sobre una base de 50.000 horas). Los equipos a reacondicionar y el costo aproximado del reacondicionamiento son los Siguien tes:

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Reacondicionamiento mayor de equipos de Reciclo REACONDICIONAMIENTO MAYOR PROGRAMADO A UNIDADES 2011 Descripción

Costo Estimado $us.

Motor Caterpillar CAT3612 13.04 / 13.03 de compresores Booster TOP de culatas que incluye kit de reparo para re-armar las culatas existentes luego de 30,000 horas marcha.

50,000

TOTAL

50,000

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REACONDICIONAMIENTO DE SISTEMAS DE CONTROL Descripción

Costo Estimado $us.

Motor Caterpillar CAT3612 13.04 ó 13.03. Actualización del sistema actual de control electrónico (ESS) a ADEM III que contempla la inclusión de actuadores hidráulicos Hydrax.

150,000

TOTAL

200,000

- Cronograma de Reacondicionamientos Mayores

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Unificación del sistema de generación KNT-CRC.- Una vez adquirida la planta Kanata, la unificación del sistema de generación permitirá abastecer ambas plantas con menos equipos y con igual eficacia, ganando un equipo de generación que servirá de back up en casos de emergencia.

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Ingeniería de seguridad en atmósferas explosivas.-Presupuesto que tiene el objeto de actualizar estudios de ingeniería de seguridad; tal que, partiendo del análisis de las características de las instalaciones, condiciones de operación, procedimientos operativos, así como la categorización de las sustancias presentes, pueda obtenerse la Clasificación de Áreas con Riesgo de Explosión.

•

Adquisición de Muebles y enseres para plantas.- Presupuesto destinado a la reposición por deterioro de muebles y enseres utilizados en planta.

3.8. DUCTOS No se tiene previsto ningún trabajo de ductos en el campo. 3.9. OTROS No se tienen previsto ningún trabajo. 4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX) 4.1. INTRODUCCIÓN Las actividades de operación son aquellas destinadas a mantener la operación normal de las plantas, pozos y facilidades.

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4.2. COSTOS DIRECTOS

OPERATIVOS

Los costos directos de producción son aquellos costos relacionados directamente con la operación y mantenimiento de campos y plantas, por lo tanto, pueden ser apropiados/cargados directamente a cada campo y planta bajo el contrato de operación. Estos costos se distribuyen por campo y planta puesto que son asignados directamente a las actividades generadas en dichos lugares de trabajo. El presupuesto Operativo para la gestión 2011 correspondiente al campo Kanata se distribuye de la siguiente manera: SALARIOS Y BENEFICIOS.- Corresponde al pago de especializadas para las diferentes áreas de explotación bajo el contrato, con el objetivo de buscar nuevas oportunidades para incrementar la producción. SERVICIOS DE TERCEROS.- Incluye el pago por servicios como ser alojamiento y alimentación del personal, servicio de mantenimiento (cuadrilla en campo) y trabajos de ingeniería (mediciones, tratamiento acido, tratamiento con disolventes, limpieza). SEGUROS.- Incluye la proporción de la prima correspondiente al campo/planta por los seguros contratados por la compañía en cumplimiento a lo estipulado en el Artículo 17 del Contrato de Operación. ESTUDIO DE PRODUCCIÓN.- Corresponden a estudios de pre-factibilidad de proyectos geológicos, reprocesamiento de líneas sísmicas y consultorías especializadas para las diferentes áreas de explotación bajo el contrato, con el objetivo de buscar nuevas oportunidades para incrementar la producción. MATERIALES E INSUMOS.- Incluye la compra de lubricantes, productos químicos, repuestos, materiales y equipos varios para el mantenimiento de equipos, instrumentos e instalaciones. OTROS.- Bajo este ítem se incluyen los costos por transporte de personal y gastos relacionados al mismo (transporte terrestre y aéreo), transporte de materiales y equipos, alquiler del pool de vehículos de Chaco e inversión social (Relacionamiento comunitario). GASTOS RELACIONAMIENTO COMUNITARIO.- Corresponde a un monto estimado para el campo basado en el histórico. Cabe recalcar que este monto está sujeto a la presentación de proyectos por parte de las comunidades por lo que el mismo puede sufrir pequeñas variaciones por campo, respetando el total aprobado para la compañía. (Anexo 7). GASTOS DE SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE.- Considera en los diferentes campos los siguientes trabajos: monitoreo de pozos y líneas luego de la puesta en operación de los mismos; inspecciones del gobierno a los diferentes campos, monitoreo de agua, suelos y emisiones; actualización de licencias ambientales; manejo anual de residuos; manejo de landfarm y costos de restauración en los campos en operación. La contratación de servicios de terceros y las compras de materiales e insumos se realizan para todos los campos y plantas de YPFB Chaco y estos se distribuyen de manera proporcional a la producción de cada campo y al volumen procesado en cada planta, por lo que el siguiente cuadro muestra el porcentaje correspondiente al campo respecto del presupuesto total de YPFB Chaco.

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EMPRESA: EMPRESA PETROLERA CHACO S.A. CONTRATO DE OPERACIÓN: 3675 CAMPO (S): KANATA PERÍODO: 2011 ACTUALIZACIÓN: NOVIEMBRE 2010 PRESUPUESTO CONTRATOS DE OPERACIÓN (Expresado en Dólares Americanos) 7.06

ETAPA

Tipo de Cambio:

ACTIVIDAD Y SUBACTIVIDAD

EXPLOTACIÓ N (OPEX)

PROGRAMADO 2011 Dólares Am ericanos

PROGRAMADO 2011 Bolivianos

COSTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN 3.1 CAMPO Salarios y Beneficios Servicios de Terceros Seguros Es tudio de producción Materiales e Ins um os Otros Relacionam iento Com unitario Seguridad Salud y Medioam biente

462,320 116,935 327,407 10,012 1,848 500 2,560 3,057

PLANTA (*) Salarios y Beneficios Servicios de Terceros Seguros Materiales e Ins um os Otros Relacionam iento Com unitario Seguridad Salud y Medioam biente

2,074,473 521,609 841,345 64,387 403,994 116,697 25,600 100,841

3,263,981 825,563 2,311,495 70,688 13,049 3,530 18,074 21,582 14,645,783 3,682,562 5,939,896 454,574 2,852,196 823,877 180,736 711,941

2,536,794

17,909,763

TOTAL OPEX DIRECTO (4)

El detalle de los ítems Servicios de Terceros y Materiales e insumos se encuentran en Anexo 10. 4.2.1. COSTOS CAMPO

OPERATIVOS

DE

En este rubroPOZO se Y/O incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de LINEA hidrocarburos correspondientes al campo (mantenimiento y operación de pozos, líneas y ESTADO ACTUAL facilidades que se encuentran fuera de los predios de la planta). SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

4.2.2. COSTOS OPERATIVOS TIPO PRODUCCION ACTUAL PRODUCCION MENSUAL PLANTA PRODUCCION ACUMULADA

DE

En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondientes a la planta/batería. 4.3. COSTOS INDIRECTOSPETROL. BBL

OPERATIVOS

GAS MPC AGUA BBL

PETROL. Los costos indirectos de producción son aquellos costos derivados de oficina central y BBL dedicados al soporte de las operaciones petroleras tales como perforación, estudios de GAS MPC reservorios, control AGUA BBLde producción, proyectos y todo el control administrativo del negocio (finanzas, contabilidad, legal, recursos humanos, contratos, adquisiciones, etc). KNT-01:X Activo Incluye todos los costos indirectos tales como salarios y beneficios, servicios, gastos de viaje y Surgente Natural representación, gastos de ubicación y traslados, alquileres, transporte, telecomunicaciones, Productor Primario / Inyector de Gas materiales, suministros, gastos legales, seguros, servicios de informática, cargos bancarios y 1257por un monto estimado de costos a capitalizar por los otros. Este presupuesto es descontado recursos empleados en los diferentes proyectos de inversión que la empresa pretende realizar 72306

599834 10204971 113778 KNT-02:XD Ahogado Surgente Natural Productor Primario 0 0 0

en esta gestión, en función a la metodología de distribución de costos que tiene la empresa 700535 mediante hojas13097111 de tiempo. 99384 KNT-03:D Esperando Intervenci?n Surgente Natural Productor Primario 0 0 0

10

715827 11382299 167882 KNT-04:H Activo

Para facilitar las futuras Gas Lift auditorias que YPFB realizará a los costos recuperables, en el Anexo 3 Productor Primario se presentan los montos de costos indirectos antes de su asignación a los campos, puesto que 325 22858 esta distribución, se dificultaría el seguimiento de la documentación de una vez realizada 255 respaldo. 34569 1594865 26588

5. PRODUCCIÓN

1582

95164 274 2050765 36279246 407632

VOLÚMENES PRODUCIDOS

DE

GAS

MES

Agosto-2010 CAMPO 95164 KANATA 274 RESERVORIO Yantata 2050765 36279246 407632

E

HIDROCARBUROS

1582

TOTAL RESERVO RIO TOTAL CAMPO

5.1. PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN POR POZO Y CAMPO (PRODUCCIÓN NETA Y FISCALIZADA) Anexo 1. 5.2. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO Anexo 2. 6. PLAN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA No aplica. 7. ANEXOS - Planilla de presupuesto Capex y Opex (Anexo 3). - Programa anual de capacitación y actualización (Anexo 4). - Plan de abandono (Anexo 5). - Gestión de Seguridad, Salud y Medio Ambiente (Anexo 6). - Actividades de Relacionamiento Comunitario (Anexo 7). - Normas, Prácticas y Procedimientos (Anexo 8).

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