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• Gustavo Lucana

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CAMPO SANTA ROSA OESTE

2015

CONTENIDO

1.

INTRODUCCIÓN ....................................................................................................... 2

1.1 ANTECEDENTES .................................................................................................................... 2

2.

1.1.1

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

1.1.2

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

1.1.3

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

ÁREA DE CONTRATO .............................................................................................. 2

2.1.

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO ........................................................................... 3

2.2.

DESCRIPCIÓN DE POZOS................................................................................................ 4

2.3.

DESCRIPCIÓN DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA................................................ 5

3.

ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (CAPEX) ................................................................. 6

3.1.

INTRODUCCIÓN................................................................................................................ 6

3.2.

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

3.3.

SÍSMICA ............................................................................................................................ 7

3.4.

INTERVENCION 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 ............................................................................................................................ 7

3.9.

OTROS .............................................................................................................................. 7

4.

ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX) ................................................................. 7

4.1.

INTRODUCCIÓN................................................................................................................ 7

4.2.

COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS ................................................................................. 7

4.3.

COSTOS OPERATIVOS INDIRECTOS .............................................................................. 8

5.

PRODUCCIÓN........................................................................................................... 9

6.

PLAN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA ........................................................... 10

7.

ANEXOS .................................................................................................................. 10

1

1.

INTRODUCCIÓN

El presente documento constituye el Plan de Trabajo y Presupuesto correspondiente a la gestión 2015 para el campo Santa Rosa Oeste, 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 Santa Rosa Oeste se encuentra ubicado en el departamento de Santa Cruz. El campo fue descubierto por YPFB con la perforación del pozo SRW-X1; este pozo resulto productor de gas/condensado de las arenas Ayacucho, Sara y Piray. Un segundo pozo (SRW-X7) se perforó en este campo resultando seco. En mayo de 2008 se realizaron trabajos de rehabilitación en el pozo SRW-X1 para habilitar a producción las reservas de las arenas Ayacucho, Sara y Piray. Actualmente el pozo SRW-X1 se encuentra cerrado por alto corte de agua. Durante la gestión 2011 entro en producción el pozo SRW-8D resultando productor de los reservorios Ayacucho y Arenisca No.1. Actualmente el pozo SRW-8D produce únicamente del reservorios Arenisca no.1. 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 está constituida por 1250 Hectáreas (12.5 Km2), correspondientes a 0.5 Parcelas. El área de contrato del campo Santa Rosa Oeste se muestra en la siguiente figura.

2

2.1.

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO

El campo entro en producción en julio de 2009 con el pozo SRW-X1. Posteriormente se perforo el pozo SRW-8D que resulto productor de los reservorios Ayacucho y Arenisca No.1. Actualmente tiene un pozo productor (SRW-8D) del reservorio Arenisca No.1. RESERVORIO PRODUCTOR RESERVORIO

PROFUNDIDAD MEDIA (m)

ESPESOR MEDIO (m)

FLUÍDOS PRODUCIDOS

LÍNEAS TERMINADAS

Sara

2217

71

Gas

01

Piray

2018

9.0

Gas

01

Ayacucho

1935

28.3

Gas

02

Arenisca No.1

1840

7.4

Gas

01

3

-Historiales y gráficos de producción:

2.2. DESCRIPCIÓN DE POZOS Función

Cantidad

Pozo

Perforados

03

SRW-X1, SRW-X7 y SRW-8D

Productores

01

SRW-8D

Abandonados

01

SRW-X7

Cerrados

01

SRW-X1

Inyectores

00 Tipo de Terminación

Terminación Doble

00

Terminación Simple Selectivo

02

SRW-X1 y SRW-8D

4

2.3. DESCRIPCIÓN DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA Actualmente el Campo Santa Rosa Oeste (SRW) cuenta con una línea de recolección para transportar la producción de gas ácido del pozo SRW-X1 (en existencia) a la Planta de Tratamiento de Gas Santa Rosa que fue inaugurada los primeros días de julio 2009. SISTEMA DE RECOLECCIÓN Y SEPARACIÓN Tanto la producción del Campo JNN como la producción del Campo SRW Oeste se juntan en las cercanías de la planchada del Separador de Prueba V-200 para luego transportase por una línea de 6” de diámetro nominal y una longitud de 4704 m hacia el colector ubicado en la Planta Santa Rosa, a continuación ingresa a la Separación Primaria, que está constituida por un separador de alta V-1000 (bifásico) donde se separa el gas y un separador de baja V-1001 (trifásico) en este último se separa el agua de formación y el condensado. El agua de formación, el condensado y la gasolina natural (producida en la Dew Point) son transferidos a los tanques de Almacenaje de la Batería Humberto Suarez Roca (en existencia, a 1700 m de distancia). DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS Por el contenido de dióxido de carbono del gas a producirse en el campo SRW, el cual se encuentra fuera de especificación (Contenido de CO2) respecto a este parámetro, por lo que se ha previsto en el diseño de la Planta de Tratamiento de Gas Santa Rosa un Proceso de Endulzamiento de Gas con Amina, cuya Capacidad nominal es de 60 MMPCD, suficiente como para tratar todo el caudal de producción de gas acido producido en los cuatro campos del área. La Planta Santa Rosa fue diseñada para un gas acido con un contenido máximo de dióxido de carbono de 10.5 % molar, en previsión a que el gas de todos los pozos existentes y los contemplados en el PD (Programa de desarrollo) tienen un contenido de dióxido de carbono fuera de especificación. La Planta Santa Rosa tiene suficiente capacidad instalada para ajustar el Punto de Rocío de Agua (deshidratación) en una Unidad de Proceso Dew Point con solvente MEG (mono etilen glicol), la capacidad instalada es para tratar 55 MMPCD, finalmente

el ajuste del punto de Rocío de

Hidrocarburo se realiza en la misma Unidad mediante un circuito de refrigeración por propano que intercambia calor con el gas en un Chiller, intercambiador de calor diseñado para alcanzar condiciones ideales que facilitan la licuefacción de hidrocarburos ligeros (C5 y superiores). Cabe destacar que el solvente utilizado en el Proceso de Endulzamiento de gas es amina formulada de última generación, que está constituida por MDEA aditivada (Gas/Spec CS 2010 de INEOS USA) con compuestos químicos que mejoran su rendimiento de absorción. La Amina

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formulada permite que el tamaño de la planta sea menor y que el costo de mantenimiento se reduzca con respecto a una Planta diseñada con amina convencional (DEA, MEA, TEA), debido a su mayor estabilidad a la degradación y por ende menos tendencia a la formación de productos orgánicos altamente corrosivos (Bicina y otros). SISTEMAS DE MEDICIÓN DE GAS TRATADO El sistema de medición para cuantificar la entrega de gas de la Planta Santa Rosa al gasoducto GYC (Gasoducto Yapacani Colpa) se encuentra instalado. SISTEMAS DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS La producción de hidrocarburos líquidos es pequeña y en su conducción de máxima producción aportará aproximadamente con 155 BPD (cuando la planta procese 60 MMPCD). La entrega no se realiza en Planta Santa Rosa, sino en HSR (Humberto Suarez Roca) ya que la producción de condensado, gasolina natural y el agua de formación se transfieren mediante un ducto de 2” y 1700 m de longitud, el mismo se interconecta con la línea que transporta el petróleo producido en los campos de Humberto Suarez Rosa, Los Cusis y Patujusal, antes de ingresar al sistema de separación de agua. En Planta Santa Rosa se miden todos los flujos de producción antes de transferir a la batería HSR: •

El flujo de condensado en un medidor másico.

•

El flujo de gasolina natural en medidor másico.

•

El flujo de agua en medidor magnético.

SISTEMAS DE TRANSPORTE El sistema de interconexión con el gasoducto GYC (gasoducto Yapacani Colpa) existe y actualmente está en operación, el mismo fue diseñado para entregar todo el gas producido en la Planta Santa Rosa que en su condición de máxima asciende a 55 MMPCD, por tanto tiene la suficiente capacidad como para transportar el volumen incremental de gas tratado que resulte de la aplicación del PD (Programa de Desarrollo). En el mediano plazo la Empresa YPFB Transporte concluirá la Construcción de las tres fases del Gasoducto Carrasco–Cochabamba (GCC), a partir de ese momento un volumen importante de gas que actualmente se transporta por el GYC será desviado al Gasoducto Carrasco Cochabamba, lo que incrementará la capacidad de transporte del GYC, asegurando el transporte de gas incremental. 3.

ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (CAPEX)

3.1. INTRODUCCIÓN No se tiene previsto ningún trabajo de perforación en el campo.

6

3.2. PERFORACIÓN DE POZOS. No se tiene previsto ningún trabajo de perforación en el campo. 3.3. SÍSMICA No se tiene previsto ningún trabajo de sísmica en el campo. 3.4. INTERVENCION DE POZOS No se tiene previsto ningún trabajo de intervención en el campo. 3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO No se tiene previsto ningún trabajo de líneas de recolección en el campo. 3.6. FACILIDADES DE CAMPO No se tiene previsto ningún trabajo de facilidades de campo. 3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y EQUIPOS No se tiene previsto ningún trabajo de planta de procesamiento y equipos. 3.8. DUCTOS No se tiene previsto ningún trabajo de ductos en el campo. 3.9. OTROS No se tiene previsto ningún trabajo. 4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX) 4.1. INTRODUCCIÓN Las actividades de operación son aquellas destinadas a mantener la operación normal de las plantas, pozos y facilidades. 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS Los costos directos de producción son aquellos costos relacionados directamente con la operación y mantenimiento de campos y plantas, por lo tanto, pueden ser apropiados/cargados directamente a cada campo y planta bajo el contrato de operación. Estos costos se distribuyen por campo y planta puesto que son asignados directamente a las actividades generadas en dichos lugares de trabajo. El presupuesto Operativo para la gestión 2015 correspondiente al campo se distribuye de la siguiente manera:

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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 49 SANTA ROSA OESTE 2015 JUNIO 2015

PRESUPUESTO CONTRATO DE OPERACIÓN (Expresado en Dólares Americanos)

ETAPA

EXPLOTACIÓN (OPEX)

PTP2015 SEP.2014 US$

ACTIVIDAD Y SUBACTIVIDAD

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

268,297 31,751

13,683 200,730 2,291 2,242 -

268,297

PTP2015 JUN.2015 US$

256,557 69,749 122,054 13,683 26,157 1,015 2,291 478 17,600 3,531 256,557

Las variaciones en el presupuesto de acuerdo a la nueva distribución de costos se explica 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

8

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

ME S C AMP O RESERVORIO POZO Y/O LINEA

ESTADO ACTUAL

SRW-08:Dst2-A1

Activo

SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

TIPO DE PRODUCCION ACTUAL

Surgente Natural

Productor Primario

Mayo-2015 SANTA ROSA OESTE Arenisca 1

HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS 10

729

TOTAL RESERVORIO

ME S C AMP O RESERVORIO

PRODUCCION MENSUAL PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL

PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL

729

212.3

29866

46.53

5723.3

1359445

34449.21

729

212.3

29866

46.53

5723.3

1359445

34449.21

Mayo-2015 SANTA ROSA OESTE Ayacucho

POZO Y/O LINEA

ESTADO ACTUAL

SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

TIPO DE PRODUCCION ACTUAL

SRW-01:Xay

Cerrado por arenamiento

Surgente Natural

Productor Primario

0

0

0

324

121861

4762

SRW-08:Dst2-AyCerrado por invas ión de agua Surgente Natural Productor Primario

0

0

0

588

1087720

4293

0

0

0

912

1209581

9055

POZO Y/O LINEA

ESTADO ACTUAL

SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

SRW-01:Xpr

Cerrado por arenamiento

Surgente Natural

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

TOTAL RESERVORIO

0

ME S C AMP O RESERVORIO

Mayo-2015

PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL

SANTA ROSA OESTE Piraí

TIPO DE PRODUCCION ACTUAL Productor Primario

0

0

0

1493

684244

SRW-08:Dst2-PyCerrado por Alto RGP Surgente Natural Productor Primario

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1493

684244

26745

POZO Y/O LINEA

ESTADO ACTUAL

SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

TIPO DE PRODUCCION ACTUAL

SRW-01:Xsr

Cerrado por arenamiento

Surgente Natural

Productor Primario

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

TOTAL RESERVORIO

0

ME S C AMP O RESERVORIO

Mayo-2015

26745

SANTA ROSA OESTE Sara

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

TOTAL RESERVORIO TOTAL CAMPO

PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL

PRODUCCION MENSUAL PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL

PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL

0

0

0

4048

2260409

0

0

0

0

4048

2260409

1836 1836

729

212.3

29866

46.53

12176.3

5513679

72085.21

5.1. PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN POR POZO Y CAMPO (PRODUCCIÓN NETA Y FISCALIZADA) Anexo 1. 5.2. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO

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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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