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• Gustavo Lucana

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CAMPO KANATA

2015

CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................... 2 1.1. ANTECEDENTES ............................................................................................................... 2 1.1.1.

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

1.1.2.

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

1.1.3.

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

2. ÁREA DE CONTRATO.............................................................................................................. 2 2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO ............................................................................ 3 2.2. DESCRIPCIÓN DE POZOS ............................................................................................... 5 2.3. DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA ................................................ 6 3. ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (CAPEX) ................................................................................. 8 3.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ 8 3.2. PERFORACIÓN DE POZOS............................................................................................... 9 3.3. SÍSMICA ............................................................................................................................. 9 3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS .............................................................................................. 9 3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO ....................................................... 9 3.6. FACILIDADES DE CAMPO ................................................................................................. 9 3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y EQUIPOS .................................................................. 10 3.8. DUCTOS .......................................................................................................................... 11 3.9. OTROS............................................................................................................................. 11 4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX)................................................................................ 11 4.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 12 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS ................................................................................ 12 4.3. COSTOS OPERATIVOS INDIRECTOS ............................................................................ 13 5. PRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 13 6. PLAN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA............................................................................. 14 7. ANEXOS.................................................................................................................................. 14

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1. INTRODUCCIÓN El presente documento constituye el Plan de Trabajo y Presupuesto correspondiente a la gestión 2015 para el campo Kanata, actualmente adjudicado mediante contrato de operación a YPFB Chaco S.A. Los acápites que le estructuran detallan estos trabajos según la categoría de actividad que les compete, pudiendo ser éstas actividades de inversión (CAPEX) o actividades de operación (OPEX). En este sentido, todo proyecto que supone una inversión de capital (CAPEX) es presentado en la redacción con una descripción técnica pormenorizada y los montos asociados. En forma complementaria, se presenta para cada reservorio del campo la información de la producción de hidrocarburos acumulada y la correspondiente al último mes fiscalizado. 1.1. ANTECEDENTES El Campo Kanata fue descubierto en julio del año 2002 al perforarse el primer pozo, KNT-X1, en la estructura anticlinal Kanata. Este pozo descubrió reservas de gas-condensado en la Formación Yantata. Cabalmente, el pozo Kanata-X1 (KNT-X1) fue propuesto para investigar el potencial hidrocarburífero en las formaciones Yantata y Petaca dentro del compartimiento sur de la estructura anticlinal. Esta estructura fue definida por medio de la interpretación de información sísmica 2D, y se encuentra ubicada en la zona de fore Land del Subandino Centro. El desarrollo del campo continuó con la perforación de los pozos KNT-X2D y KNT-3D, en el 2003, y más tarde el pozo KNT-4H, en el año 2005. La ubicación de estos pozos fue determinada mediante la interpretación de la información sísmica 3D adquirida por Chaco en el área de Kanata, luego del descubrimiento de este nuevo yacimiento. En la actualidad el campo se encuentra en producción con los pozos KNT-X1 y KNT-4H, estando los pozos KNT-3D y KNT-X2 cerrados. 1.1.1.

PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO

El campo se encuentra en etapa de explotación. 1.1.2.

FASE DE EXPLORACIÓN EN LA QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO.

No aplica. 1.1.3.

CUMPLIMIENTO DE UTE’S

No aplica. 2. ÁREA DE CONTRATO El área de contrato para la explotación del campo Kanata tiene una extensión igual a 10000 hectáreas correspondientes a 4 parcelas. Esto puede ser apreciado en la gráfica a continuación.

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2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO El mapa estructural en profundidad, referido al tope de la Formación Yantata, evidencia la conformación de un anticlinal (Kanata) alongado en dirección noroeste-sudeste, separada del anticlinal Carrasco por una falla de tipo inverso y con buzamiento hacia el sudeste (falla Carrasco).

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La secuencia estratigráfica característica incluye unidades del Terciario: formaciones Guandacay, Tariquía (Grupo Chaco), Yecua y Petaca, con su Miembro Naranjillos localizado en su base; y unidades del Cretácico: formaciones Yantata e Ichoa (parcialmente explorada). La base de la Formación Yecua se caracteriza por presentar un considerable espesor de sedimentitas pelíticas, condición que hace de este nivel un sello efectivo, máxime por localizarse inmediatamente por encima de la Formación Petaca. Adicionalmente, la Formación Petaca exhibe una serie de delgados y discontinuos niveles pelíticos, los cuales tienden a actuar como sellos locales entre formaciones. En forma complementaria, el miembro Naranjillos localizado en la base de la Formación Petaca y conformado por limolitas y arcilitas de amplia distribución regional, actúa como sello para los reservorios cretácicos (formaciones Cajones y/o Yantata). La Formación Yantata está compuesta mayormente por areniscas limpias, de origen eólico-fluvial y con una porosidad promedio estimada igual al 19%. Este reservorio contiene gas condensado, y ha registrado producción de gas y líquidos desde su descubrimiento, esto en virtud a que fueron utilizadas las facilidades de producción del campo Carrasco hasta el año 2005 cuando se instaló la planta criogénica Kanata. La perforación de los tres (3) primeros pozos proporcionó los datos necesarios para determinar que el mejor sistema de explotación del reservorio era mediante el ciclado de gas. De esta manera, es que en febrero del año 2005, después de algún tiempo de producción, el pozo productor KNT-X1 fue intervenido y convertido en inyector. Empero, la complejidad geológica regional evidenciada por la presencia de fallas, la existencia de diferentes contactos, la diferencia en los fluidos encontrados y otros, fueron causal para abandonar este sistema de explotación, a pesar de los buenos resultados obtenidos en el área de implementación piloto.

RESERVORIOS PRODUCTORES

RESERVORIO

PROFUNDIDAD TOPE PROMEDIO (m SS)

ESPESOR MEDIO (m)

FLUÍDOS PRODUCIDOS

LÍNEAS TERMINADAS

YANTATA

-3913.0

40

Gas/Condensado

04

4

HISTORIALES Y GRÁFICOS DE PRODUCCIÓN

2.2. DESCRIPCIÓN DE POZOS Función

Cantidad

Pozo

Perforados

04

KNT-X1, KNT-X2D, KNT-3D y KNT-4H.

Productores

02

KNT-X1 y KNT-4H.

Abandonados

00

Cerrados

02

Inyectores

00

KNT-X2D y KNT-3D

Tipo de Terminación Terminación Doble

00

Terminación Simple

04

KNT-X1, KNT-X2D, KNT-3D y KNT-4H.

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2.3. DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA SISTEMA DE RECOLECCIÓN El sistema de recolección es mediante líneas de 3” y 4” (diámetro nominal) que comunican a los cuatro (4) pozos, distribuidos en las distintas planchadas del campo Kanata, con el sistema de colectores ubicado en la planchada del pozo KNT-X1. En forma adicional, se dispone de una línea de producción de 6” y otra línea de prueba de 4” que comunica el colector hasta la planta Kanata. La longitud de líneas de recolección, de producción y de prueba actualmente en operación asciende a los 19,5 kilómetros. PLANTA DE PROCESAMIENTO La planta procesadora de gas natural está diseñada para recibir un máximo igual a 50 MMPCD. El proceso está diseñado para separar el agua de formación, los hidrocarburos líquidos y el gas. El agua es eliminada por inyección en un pozo sumidero, el condensado es estabilizado y el gas obtenido del sistema de separación es comprimido para su deshidratado a la presión de planta. La recuperación de la fracción propano/butano se hace posible utilizando un sistema de expansióncompresión y el gas residual es recomprimido para entregarlo a la empresa transportadora. SISTEMA DE SEPARACIÓN Las corrientes individuales de los pozos productores de este campo y otros aledaños, ingresan en la planta al sistema de separación de baja presión (200 psi). Existe un tren de separación adicional 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 primera etapa son expandidos instantáneamente (flashed) a una presión menor en el separador de baja presión y luego son enviados al tanque alimentador de la torre de estabilización en forma conjunta con el condensado producido de los demás sistemas de separación, es en este tanque 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. 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 para el producto Gasolina Natural. El calor del re hervidor es provisto por un sistema de calentamiento a fin de controlar la temperatura de fondo de la torre. Los

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gases de cabeza de la torre son comprimidos para su ingreso 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) y por un proceso de adsorción se 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 re hervidor 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 fluye como alimento a la torre Debutanizadora, aquí el producto de fondo es una mezcla de pequeñas cantidades de butano más superiores que constituyen la Gasolina Natural y que luego es enfriada y desplazada a los tanques de almacenamiento. El producto de cabeza de la torre Debutanizadora es una mezcla gaseosa de propano/butano que 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 constituye el gas residual, mismo que es succionado por compresores reciprocantes a una presión de 1400 psi y luego enviado hacia el gasoducto de venta de gas operado por YPFB Transporte S.A. SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS Este 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 próximo. 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 ésta 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, provisto por tres compresores de aire, es deshidratado en dos secadores de desecante de capa fija, para luego ser almacenado y utilizado en la cantidad requerida a través del cabezal de distribución del sistema de aire para instrumentos. UTILIDADES 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. Adicionalmente, el gas es utilizado como combustible en el calentador de llama directa (horno). LÍNEAS DE EVACUACIÓN O EXPORTACIÓN La descarga de gas de los compresores reciprocantes de la planta Kanata se junta con la descarga de los compresores de la planta Carrasco, compartiendo idénticos puntos de entrega de gas. 3. ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (CAPEX) 3.1. INTRODUCCIÓN Los proyectos de capital de inversión para la gestión 2015 dentro del campo son los siguientes: EMPRESA: OPERADOR: CONTRATO DE OPERACIÓN: CÓD. CONTRATO CONTRATO: CÓD. CAMPO CAMPO (S): PERÍODO: ACTUALIZACIÓN:

YPFB CHACO S.A. CHACO 3675 20 C.O. Chaco Varios Campos 31 KANATA 2015 JUNIO 2015

PRESUPUESTO CONTRATO DE OPERACIÓN (Expresado en Dólares Americanos)

RUBRO

ACTIVIDAD DE LA CADENA

EXPLOTACION (CAPEX)

2.3

NOMBRE PROYECTO

CONSTRUCCIONES E INSTALACIONES PLANTA (*) KNT-RBI (PLANES DE INSPECCIÓN BASADA EN RIESGO) MUEBLES Y ENSERES KNT-INFRAME M-13.04 MOTOR

PTP2015

PTP2015

SEP.2014

JUN.2015

US$

US$

21,000 21,000

226,150 205,000

16,000

10,000

5,000

-

-

KNT-INFRAME M-13.03 MOTOR CAT3612TA COMPRESOR VENTA CAMPO

155,000 40,000

-

KNT-PLAN DE INTEGRIDAD DE

21,150 21,150

TOTAL DESARROLLO (2) TOTAL CAPEX (3) = (1) + (2)

21,000 21,000

226,150 226,150

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(*) 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 La sísmica 3D en el área de Chimoré, tuvo como objetivo generar nuevos prospectos exploratorios. Estos trabajos cubrieron parcialmente el área de otros campos vecinos, tal como se aprecia en la figura siguiente:

En la Gestión 2014, se completó el procesamiento de la información sísmica 3D, correspondiente al área del campo Kanata. 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.

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3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y EQUIPOS  RBI (Risk Based Inspection-. Inspección Basada en Riesgo): Evaluación cuantitativa de los equipos estáticos de planta en base a criterios de diseño y operación. Como resultado de este estudio, se discriminan los sistemas más críticos, las técnicas y periodos de inspección adecuados; este presupuesto no incluye las inspecciones, solo la evaluación. Personal propio de YPFB Chaco S.A. realiza el relevamiento de información de los equipos existentes, datos técnicos de diseño, capacidades e inventario y organiza los mismos de acuerdo a sistemas que sean adecuados para el análisis mediante la norma API correspondiente, sin embargo la metodología de Inspección Basada en Riesgo desarrollada en API RP 580 2009 y API RP 581 2008 requiere de personal altamente calificado y certificado no solo en las mencionadas normas sino también en API STD 579/1 2007 Aptitud Para el servicio (certificable) así como en API STD 650 2007 Tanques Soldados para Almacenamiento de Petróleo (certificable), API CODE 510 2006 Código de Inspección para Recipientes a Presión (certificable). Por otro lado, la capacitación y certificación en las normas mencionadas líneas arriba recién se están empezando a ofrecer en nuestro país por lo que no existen suficientes profesionales certificados en nuestro medio ni en nuestra empresa. Por ello YPFB Chaco S.A. ha optado por la estrategia de contratar empresas especializadas en la preparación de Planes de Inspección Basados en Riesgo y que cuenten con personal certificado y de mucha experiencia. Se reduce el presupuesto para “Planta”, debido a que se separa la parte correspondiente a líneas que se incluye en el grupo “Campo” para realizar los trabajos mencionados en las líneas de recolección de los pozos en producción correspondientes a este campo.

 REACONDICIONAMIENTO MAYOR DE EQUIPOS.- Fundamentalmente las actividades están relacionadas con la inspección de los equipos y reemplazo de las partes necesarias para que los mismos continúen en operación con normalidad. 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. b) INFRAME: Comprende el cambio de culatas, cilindros, pistones con anillas y pasador, cojinetes de bancada y de bielas. Trabajo en el sitio, dependiendo el tipo de funcionamiento, modelo y clase de unidad.

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c) MAYOR: 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. Los equipos incluidos en esta reformulación tenían presupuesto aprobado en la gestión 2014, por lo que se cuenta con los materiales para su recondicionamiento pero debido a disponibilidad del equipo y la programación con la empresa de servicio, se posterga su ejecución para esta gestión. El costo aproximado del reacondicionamiento para la presente gestión, se muestra en la siguiente tabla: REACONDICIONAMIENTO PROGRAMADO A UNIDADES 2015 Costo Estimado Descripción ($us) Reacondicionamiento mayor motor M-1304 (IF), de acuerdo a plan establecido en mantenimiento, a este equipo corresponde un Inframe. 155,000 Corresponde al Motor de compresor booster “13.04” CATERPILLAR 3612TA DE PLANTA KANATA Reacondicionamiento mayor motor M-1303 (IF), de acuerdo a plan establecido en mantenimiento, a este equipo corresponde un Inframe. 40,000 Corresponde al Motor de compresor booster “13.03” CATERPILLAR 3612TA DE PLANTA KANATA TOTAL

195,000

3.8. DUCTOS No se tiene previsto ningún trabajo de ductos en el campo. 3.9. OTROS 

Adquisición de muebles y enseres plantas.- Presupuesto destinado a la reposición por deterioro de muebles y enseres utilizados en planta. La disminución en el presupuesto se debe a que se procedió a reclasificar el ítem “Muebles y enseres” del presupuesto de “Planta” al presupuesto de “Soporte” debido a que existía la necesidad de uniformizar el tratamiento de muebles y enseres de campo y ciudad con relación al reconocimiento como “Costos Recuperables”, ya que actualmente a efectos del reconocimiento como Costos Recuperables se cobra fee por el uso de los muebles y enseres solo de ciudad.

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4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX) 4.1. INTRODUCCIÓN Las actividades de operación son aquellas destinadas a mantener la operación normal de las plantas, pozos y facilidades. 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS Los costos directos de producción son aquellos costos relacionados directamente con la operación y mantenimiento de campos y plantas, por lo tanto, pueden ser apropiados/cargados directamente a cada campo y planta bajo el contrato de operación. Estos costos se distribuyen por campo y planta puesto que son asignados directamente a las actividades generadas en dichos lugares de trabajo. El presupuesto Operativo para la gestión 2015 correspondiente al campo se distribuye de la siguiente manera:

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

YPFB CHACO S.A. CHACO 3675 20 C.O. Chaco Varios Campos 31 KANATA 2015 JUNIO 2015

PRESUPUESTO CONTRATO DE OPERACIÓN (Expresado en Dólares Americanos)

EXPLOTACIÓN (OPEX)

COSTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN 3.1 CAMPO 100 Personal 200 Mantenimiento de Instalaciones y Equipo 300 Mantenimiento de Campo 400 Materiales e Insumos 500 Servicios de Explotación 600 Salud, Seguridad y Medio Ambiente 700 Seguros 800 Gastos Generales 1000 Compensaciones a la Comunidad 1100 Alquileres 1300 Impuestos 3.2 100 200 300 400 500 600 700 800 1000 1100 1300

PLANTA (*) Personal Mantenimiento de Instalaciones y Equipo Mantenimiento de Campo Materiales e Insumos Servicios de Explotación Salud, Seguridad y Medio Ambiente Seguros Gastos Generales Compensaciones a la Comunidad Alquileres Impuestos TOTAL OPEX DIRECTO (4)

241,700 33,868

28,745 141,497 5,504 8,686 23,400

1,057,655 191,732

300,143 453,858 568 54,296 57,057 -

1,299,355

237,550 36,812 97,983 17,942 39,508 3,710 5,504 1,501 23,400 11,192 1,024,352 243,615 66,500 180,020 251,408 188,426 12,538 54,296 7,000 20,550 1,261,903

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Las variaciones en el presupuesto de acuerdo a la nueva distribución de costos se explican en Anexo 10.

4.2.1. COSTOS OPERATIVOS DE CAMPO En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondientes al campo (mantenimiento y operación de pozos, líneas y facilidades que se encuentran fuera de los predios de la planta). 4.2.2. COSTOS OPERATIVOS DE PLANTA En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondientes a la planta/batería. 4.3. COSTOS OPERATIVOS INDIRECTOS Los costos indirectos de producción son aquellos costos derivados de oficina central y dedicados al soporte de las operaciones petroleras tales como perforación, estudios de reservorios, control de producción, proyectos y todo el control administrativo del negocio (finanzas, contabilidad, legal, recursos humanos, contratos, adquisiciones, etc.). Incluye todos los costos indirectos tales como salarios y beneficios, servicios, gastos de viaje y representación, gastos de ubicación y traslados, alquileres, transporte, telecomunicaciones, materiales, suministros, gastos legales, seguros, servicios de informática, cargos bancarios y otros. Este presupuesto es descontado por un monto estimado de costos a capitalizar por los recursos empleados en los diferentes proyectos de inversión que la empresa pretende realizar en esta gestión, en función a la metodología de distribución de costos que tiene la empresa mediante hojas de tiempo. Para facilitar las futuras auditorias que YPFB realizará a los costos recuperables, en el Anexo 3 se presentan los montos de costos indirectos antes de su asignación a los campos, puesto que una vez realizada esta distribución, se dificultaría el seguimiento de la documentación de respaldo. 5. PRODUCCIÓN VOLÚMENES DE GAS E HIDROCARBUROS PRODUCIDOS

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ME S C AM PO RESE RV ORIO

Mayo-2015 KANATA Yantata

SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

TIPO DE PRODUCCION ACTUAL Productor Primario / Inyector de Gas

0

0

0

620875

12663247

124353.2

Productor Primario

0

0

0

700534.8

13097111

99386.75

KNT-03:D

Ahogado Esperando Intervención

Surgente Natural Surgente Natural Surgente Natural

KNT-04:H

Activo

Gas Lif t

Productor Primario

POZO Y/O LINEA

KNT-01:X

ESTADO ACTUAL

Cerrado por invasión de agua

KNT-02:XD

HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS

PRODUCCION MENSUAL PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL

Productor Primario 40

744

TOTAL RESERVORIO TOTAL CAMPO

PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL

0

0

0

715828

11382299

167881.7

744

52.28

6914

320.39

45168.09

2141012

40605.37

744

52.28

6914

320.39

2082406

39283669

432226.9

744

52.28

6914

320.39

2082406

39283669

432226.9

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). - Cronograma de Perforación e Intervención de pozos (Anexo 9). - Distribución de costos OPEX (Anexo 10).

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