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RIO GRANDE

PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO 2016

AREA DE CONTRATO RIO GRANDE

Noviembre 2015 Página 1 de 48

RIO GRANDE

INDICE GENERAL 1. Introducción ............................................................................................................................... 4 1.1. Antecedentes ............................................................................................................................. 4 1.1.1. Periodo en el que se encuentra el campo ............................................................................... 5 1.1.2. Fase de exploración en la que se encuentra el campo ......................................................... 5 1.1.3. Cumplimiento de UTE´s ............................................................................................................ 5 2. Área de Contrato........................................................................................................................ 5 2.1. Descripción general del campo ............................................................................................... 5 2.1.1. Estratigrafía de la formación .................................................................................................... 5 2.1.2. Descripción del estrato productor ........................................................................................... 5 2.1.3. Mapas estructurales de la formación ...................................................................................... 7 2.1.4. Correlación estratigráfica ....................................................................................................... 12 2.1.5. Ubicación de los pozos en el campo ..................................................................................... 15 2.1.6. Radio de drenaje de los pozos ............................................................................................... 15 2.1.7. Punto de fiscalización ............................................................................................................. 15 2.1.7.1. Entrega de Gas ..................................................................................................................... 15 2.1.7.2. Entrega de Líquidos ............................................................................................................. 15 2.2. Descripción de pozos ............................................................................................................. 15 2.3. Descripción de las facilidades de planta .............................................................................. 17 2.3.1. Planta de Inyección Río Grande............................................................................................. 17 2.3.1.1. Pozos de Producción ........................................................................................................... 17 2.3.1.2. Pozos Surgentes .................................................................................................................. 17 2.3.1.3. Sistema de Colectores ......................................................................................................... 17 2.3.1.4. Sistema de Separación ........................................................................................................ 19 2.3.1.5. Sistema de lavado del condensado .................................................................................... 20 2.3.1.6. Sistema de Estabilización de condensado ........................................................................ 20 2.3.1.7. Sistema de Compresión ....................................................................................................... 21 2.3.1.8. Sistema de Almacenaje ........................................................................................................ 22 2.3.1.9. Sistema de Generación Eléctrica ........................................................................................ 23 2.3.1.10. Sistema de Tratamiento de Agua ............................................................................... 24 2.3.2. Planta de Absorción Río Grande ........................................................................................... 24 2.3.2.1. Circuito de Gas residual ...................................................................................................... 24 2.3.2.2. Circuito de Gas de reciclo ................................................................................................... 25 2.3.2.3. Sistema de Des-etanización ................................................................................................ 25 2.3.2.4. Sistema de Destilación (Torre destiladora) ....................................................................... 26 2.3.2.5. Torre Des-propanizadora ..................................................................................................... 26 2.3.2.6. Torre Des-butanizadora ....................................................................................................... 27 2.3.2.7. Sistema de enfriamiento (Circuito de propano) ................................................................ 27 2.3.2.8. Sistema de Deshidratación (Regeneración de Glicol) ...................................................... 27 2.3.2.9. Sistema de Almacenaje de GLP .......................................................................................... 28 2.3.2.10. Sistema de Compresión .............................................................................................. 28 2.3.2.11. Sistema de Generación de Energía Eléctrica ........................................................... 29 2.3.2.12. Sistema de Enfriamiento de Motores ........................................................................ 30 2.3.2.13. Sistema contra incendios ........................................................................................... 30 3. Actividades de Inversión ........................................................................................................ 31 3.1. Introducción ............................................................................................................................. 31 4. Actividades de Operación - Opex .......................................................................................... 32 4.1. Introducción ............................................................................................................................. 32 4.2. Resumen de las Actividades de Operación .......................................................................... 32 4.3. Descripción de las Actividades.............................................................................................. 32 4.3.1. Exploración .............................................................................................................................. 32 4.3.2. Desarrollo ................................................................................................................................. 32 4.3.3. Explotación .............................................................................................................................. 32 4.4. Otros Costos ............................................................................................................................ 33 4.4.1. Gastos Administrativos directos e indirectos ...................................................................... 33 4.4.2. Amortización ............................................................................................................................ 33 4.4.3. Abandono ................................................................................................................................. 33 Página 2 de 48

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4.4.4. Cálculo de la provisión anual ................................................................................................. 33 5. Producción de Hidrocarburos ................................................................................................ 34 5.1. Pronósticos de Producción .................................................................................................... 34 5.2. Historial de Producción .......................................................................................................... 36 Anexo A – Planilla de Presupuesto (CAPEX y OPEX) ................................................................... 37 Anexo B – Programa Anual de Capacitación ................................................................................. 39 Anexo C – Gestión de Seguridad, Salud y Medio Ambiente ......................................................... 40 Anexo D – Actividades de Responsabilidad Social Empresarial ................................................. 43 Anexo E – Actividades de Relacionamiento Comunitario ............................................................ 44 Anexo F – Normas, Prácticas y Procedimientos aplicados de acuerdo a Ley y Reglamentos vigentes en las operaciones de campo. ......................................................................................... 45 Anexo G – Detalle de actividades CAPEX. ..................................................................................... 46 Anexo H – Cronograma CAPEX. ...................................................................................................... 47 Anexo I – Mapa de ubicación de pozos. ......................................................................................... 48

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1. Introducción El campo Río Grande, ubicado aproximadamente a 61 Km. al SSE de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, fue descubierto en Julio de 1961. Se encuentra ubicado dentro del Área de Contrato homónimo, cerca al límite de deformación influenciada por la tectónica del subandino. 1.1.

Antecedentes

Este campo cuenta con varios reservorios ubicados en niveles someros del Cretácico (Cajones) y otros más profundos del Carbonífero (San Telmo, Escarpment y Tarija) y devónico (Iquiri), todos productores de Gas y Condensado. Se han perforado 94 pozos en el campo. Ninguno de los cuales produce actualmente del reservorio Cajones por problemas con el curso actual del Río Grande (las aguas cubrieron los pozos que producían de este nivel). El reservorio San Telmo X solo fue probado con ensayos de gas de muy bajo rendimiento de condensado y alto corte de agua, nunca fue puesto en producción. Todos los reservorios producen Gas y Condensado variando la riqueza de acuerdo a cada nivel. El condensado tiene una densidad API que varía entre 58° y 63°. La producción del campo se inicia en Noviembre de 1962 en pequeña escala hasta que se implementa, en 1969, un programa de reciclaje de gas. Los reservorios donde se recicló gas son: San Telmo W (Medio y Superior), Escarpment Y3 y Escarpment Z1. Desde Agosto del 2010 se inició la producción del reservorio Iquiri-1, proyecto que inició con la reinterpretación de la sísmica 3D del área, donde se identificó una importante anomalía de amplitud (bright spot) que afecta al Iquiri en sus tramos superiores (+/- 3550 a 3700 m de profundidad). Mediante la profundización del pozo RGD-22, se realizó el descubrimiento de este “nuevo” reservorio (Iquiri-1), posteriormente se perforó un pozo (RGD-81) y se profundizaron dos pozos (RGD-56 y RGD-37) con el mismo objetivo y similares caudales de producción. A la fecha, los pozos productores de este reservorio tienen más del 50% de la producción total del campo. Actualmente son 16 los pozos terminados en este reservorio: 3 en el bloque Sud-Este (RGD-86, RGD-87D y RGD-95D), 6 en el bloque Centro Sud (RGD-82, RGD-83, RGD-84, RGD-88D, RGD-89D, RGD-90Dst) y 7 en el bloque Sud-Oeste (RGD-22, RGD-37, RGD-39A, RGD-56, RGD-78D, RGD-81, RGD-85). Los niveles arenosos de la Fm Tarija en el Campo Río Grande, fueron descubiertos mediante la profundización del pozo RGD-64Re en 2013, tuvo una producción de noviembre 2013 a septiembre 2014. Actuablemente se encuentra en operaciones para habilitar a producción un tramo productor superior de este reservorio en el pozo RGD64RE En 2014 se inicio la perforación de dos pozos en el área norte del campo donde se encontró producción con presiones originales en el reservorio San Telmo, RGD-99D (San Telmo Ws) y RGD-102D (San Telmo Winf) En el campo Río Grande la mayor parte de los pozos están terminados con arreglos simples, 28 pozos son productores, 36 cerrados, 2 sin terminación, 2 inyectores de agua y 26 pozos abandonados. Página 4 de 48

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1.1.1. Periodo en el que se encuentra el campo El campo Río Grande se encuentra en periodo de exploración, desarrollo y 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 2.1.

Descripción general del campo

2.1.1. Estratigrafía de la formación La estratigrafía de la zona de Río Grande es conocida, basada en la información de los pozos perforados en el área. Las formaciones Terciarias identificadas son: Guandacay, Tariquia, Yecua y Petaca. Las formaciones Cretácicas son: Cajones, Yantata e Ichoa. La única formación del Pérmico es Elvira. Las formaciones del Carbonífero son: San Telmo, Escarpment, Taiguati, Chorro, Tarija y Tupambi y la formación devónica alcanzada fue Iquiri. 2.1.2. Descripción del estrato productor En el cubo sísmico Grigotá 3D fueron interpretados correspondientes a los siguientes niveles: • • • • • •

los horizontes sísmicos

Tope Cajones B Tope San Telmo Wm Tope Escarpment Y3 Tope Escarpment Z1 Tope Fm Tarija Tope Iquiri-1

A partir de dichas interpretaciones se generaron los correspondientes mapas isócronos que fueron utilizados para elaborar los mapas estructurales mediante su conversión de tiempo a profundidad. La metodología empleada consistió en correlacionar (mediante software LPM) los datos de tiempo sísmico del isócrono con los datos de profundidad de los markers en cada uno de los pozos. Del análisis de ambos datos se extrae una relación lineal de tiempo-profundidad, con una correlación aceptable, que es aplicada al isócrono para obtener un mapa estructural estimado. A este primer mapa estructural se le aplica una corrección para eliminar el error en los pozos, y se obtiene el mapa estructural definitivo. Los valores de Página 5 de 48

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correlación calculados son altos por lo que se puede otorgar una alta confiabilidad en los mapas estructurales generados. Hay que indicar que para los niveles de San Telmo Ws, X y X1 no existe un horizonte sísmico que pueda ser interpretado, por lo que para generar su mapa estructural se ha basado en el horizonte sísmico más cercano que es el del tope San Telmo Wm. Evidentemente los valores de correlación entre tiempo-profundidad para dichos niveles son en general más bajos. Por ello los respectivos mapas estructurales, aunque válidos, poseen un grado menor de confiabilidad. San Telmo Wm En la interpretación sísmica del horizonte correspondiente a San Telmo Wm se ponen de manifiesto ciertas discontinuidades, que pueden ser apreciadas en la extracción de distintos atributos sísmicos, como son la amplitud y la varianza. Las líneas sísmicas muestran que estas discontinuidades no parecen ser fallas, sino más bien debidas a las características sedimentarias del depósito. Esta afirmación se basa en hechos como la falta de rechazo en el horizonte. Si bien podría pensarse que se trata de fallas transcurrentes, la ausencia de dichos lineamientos tanto en horizontes superiores como inferiores, hace pensar que más bien se deba a discontinuidades estratigráficas, condicionadas por la geometría del depósito, de relleno de canales.

Fig. Línea traversa mostrando los principales niveles interpretados en el cubo sísmico. Iquiri-1 Durante la re-interpretación del cubo sísmico del área, se identificaron dos importantes anomalías de amplitud (bright spot) que afectan al Iquiri en sus tramos superiores (+/- 3550 Página 6 de 48

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a 3700 m de profundidad). Se identificaron dos reflectores negativos de gran amplitud, cuyo valor absoluto crece hacia la parte alta de la estructura. El hecho de que otras anomalías similares dentro del mismo cubo correspondan a niveles productores de gas y condensado o de petróleo (Campo La Peña, Los Sauces y Río Grande) abrigaba la gran probabilidad de que dicha anomalía sea debida a un entrampamiento de hidrocarburos. Siguiendo el modelo observado en otros niveles del cubo sísmico, las dos anomalías presentes en el Iquiri corresponderían a las reflexiones del tope de dos niveles de arenas diferentes con presencia de gas. La posibilidad de la existencia comercial de hidrocarburos en niveles arenosos de la Fm. Iquiri fue confirmada con los exitosos resultados en las pruebas de producción de los 3 pozos que se profundizaron (RGD-22Re, RGD-56Re y RGD-37Re), el pozo que se perforó (RGD-81) entre junio de 2010 y agosto de 2011 en el Bloque SW de la estructura y el RGD-86 en septiembre del 2012 en el bloque SE. 2.1.3. Mapas estructurales de la formación A continuación se presentan los mapas estructurales de las formaciones del campo Río Grande:

Mapa estructural del tope Cajones B

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Mapa estructural del tope San Telmo Ws

Mapa estructural del tope San Telmo Wm Página 8 de 48

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Mapa estructural del tope San Telmo X

Mapa estructural del tope San Telmo X1 Página 9 de 48

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Mapa estructural del tope Escarpment Y3

Mapa estructural del tope Escarpment Z1

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Mapa estructural del tope Fm Tarija.

Mapa estructural del tope Iquiri-1

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2.1.4. Correlación estratigráfica Cretácico Formación Cajones La formación Cajones, de edad Cretácica, tiene su límite inferior concordante con la formación Yantata y su límite superior discordante con la formación Petaca. Litológicamente existe el desarrollo de una serie interestratificada de areniscas calcáreas, calizas y arcillas. Es una secuencia homogénea conformada por el desarrollo de facies psamíticas y pelíticas de facies calcáreas. El grano es medio a grueso, ocasionalmente sabulítico, de color blanquecino y rosado muy claro, algo friable, de aspecto masivo y en bloques, buena porosidad, subredondeado y redondeado escaso angular y subangular, de regular a buena selección. El ambiente que se le asigna es un paleoambiente de origen continental fluvial con influencia marina. Formación Yantata La formación Yantata, de edad Cretácica, tiene su límite inferior concordante con la formación Ichoa y su límite superior concordante con la formación Cajones. Litológicamente está constituida por el desarrollo de facies predominantemente psamíticas y en menor proporción pelíticas. El grano es fino a medio, ocasionalmente también grueso y hasta sabulítico, de color blanquecino, algo friable, buena porosidad, subredondeado y redondeado escaso angular y subangular, de regular a mala selección. El ambiente que se le asigna es un paleoambiente continental de origen eólico. Formación Ichoa La formación Ichoa, de edad Cretácica, tiene su límite inferior discordante con la formación Elvira y su límite superior concordante con la formación Yantata. Litológicamente es muy homogénea y está representada por el desarrollo de facies preponderantemente psamíticas con una mínima proporción de facies pelíticas. Carbonífero Formación Elvira Litológicamente es homogénea, conformada por el desarrollo de facies psamíticas, con delgadas intercalaciones interestratificadas de facies pelíticas ocasionales marrones rojizas. El grano es medio a grueso, de color blanquecino grisáceo, algo friable, de aspecto masivo y en bloques, buena porosidad, subredondeados y redondeados de buena selección, poco consolidado. El ambiente que se le asigna es un paleoambiente de origen continental fluvial con influencia eólica. Formación San Telmo La formación San Telmo, de edad Carbonífera, en su límite inferior es concordante con la formación Escarpment y en su límite superior discordante con la formación Elvira. Litológicamente está constituida por una serie de diamictitas, arcillitas y areniscas que corresponden a facies psamíticas y pelíticas. El tamaño del grano es muy variable desde fino a medio, también grueso y hasta sabulítico, de color marrón rojizo con tinte violáceo. La fracción pelítica tiene arcillitas de coloración marrón rojizo claro y oscuro que son compactas, laminares, de apariencia lutítica y parte grada a limolitas muy poco consistentes. En la fracción psamítica, predominan granos de tamaño medio a grueso, subangulares a subredondeados y angulares, trasparentes y translúcidos, de regular a buena selección y sedimentos excesivamente lavados. El ambiente que se le asigna es un paleoambiente de origen continental fluvial glacial. Página 12 de 48

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Formación Escarpment La formación Escarpment, de edad Carbonífera, en su límite inferior es discordante con la formación Taiguati y en su límite superior concordante con la formación San Telmo. Litológicamente corresponde a una serie homogénea de niveles psamíticos con intercalaciones de niveles pelíticos. La fracción psamítica se recupera como grano suelto de cuarzo preponderantemente hialino, transparente y translúcido, muy escaso, amarillento ambarino, de tamaño medio y muy bien redondeado, indicador de un alto grado de madurez o un alto índice de energía y con una selección regular a buena y alta porosidad. El ambiente que se le asigna es un paleoambiente de origen continental fluvial deltáico. Formación Taiguati La formación Taiguati, de edad Carbonífera, en su límite inferior es pseudoconcordante con la formación Tarija y en su límite superior discordante con la formación Escarpment. Litológicamente corresponde a una secuencia preponderante de facies pelíticas. La fracción pelítica está representada por arcillas de color marrón rojizo claro a oscuro, compactas, laminadas, planares a subplanares, y en parte gradan a limolitas no muy consolidadas. La fracción pelítica también contiene granos de cuarzo hialino, transparente y translucido, y el tamaño de los granos es variable. El grano es fino a medio, ocasionalmente también hay granos gruesos hasta sabulíticos, con estrías muy perceptibles a causa del movimiento por la acción de los hielos. La selección en general es mala. El ambiente que se le asigna es un paleoambiente de origen continental fluvial con influencia lacustre. Formación Tarija La formación Tarija, de edad Carbonífera, en su límite inferior es discordante con la formación Itacuamí y en su límite superior concordante con la formación Taiguati. Litológicamente corresponde a una serie de lutitas, arcillas, diamictitas y areniscas que desarrollan facies pelíticas. Hacia los niveles basales se presenta una variación de la sedimentación en el sentido vertical y lateral, y se desarrollan niveles preponderantemente psamíticos. La fracción pelítica está representada por lutitas de color gris negruzco, verdoso oscuro, muy compactas, laminares, planares y físiles. La fracción pelítica también se recupera como diamictitas de color gris verdoso oscuro con granos de cuarzo preponderantemente hialinos transparente y translúcido. El tamaño de los granos es variable, de fino a medio, y hasta grueso y sabulítico. La morfoscopia así desarrollada corresponde a granos subangulares, subredondeados y angulares, muchos de los cuales están cortados, facetados y con estrías perceptibles, producidas por el desplazamiento de hielos. La fracción psamítica incrementa sus porcentajes hacia los niveles basales. Esta formación está representada por la recuperación de areniscas de color blanquecino, de grano medio a grueso, subredondeado a subangular, de buena selección, matriz arcillosa pobre, cementos de silicio poco consolidados, de dureza media, algo friables y de buena porosidad. A estos sedimentos glaciales se les asigna un paleoambiente de origen continental fluvial con régimen glacial. Formación Tupambi La formación Tupambi, de edad Carbonífera, tiene su límite inferior discordante con la formación Iquiri de edad Devónica, y su límite superior concordante con la formación Itacuamí. Litológicamente corresponde a una secuencia monótona y heterogénea, desarrollada por una serie de areniscas con delgadas intercalaciones de lutitas y arcillitas. Está conformada por facies preponderantemente psamíticas que conforman los principales reservorios. También se encuentran facies pelíticas delgadas que constituyen los sellos o barreras verticales impermeables de la configuración geológica de los reservorios. La fracción psamítica está representada por areniscas consolidadas de color gris blanquecino, Página 13 de 48

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con tamaño de grano uniforme, fino a medio, muy subordinado grueso y sabulítico acentuado hacia los niveles basales. Los granos son subangulares a subredondeados, de buena selección, y la composición de la matriz es arcillosa, muy sucia, de cemento silíceo, dureza media, algo friable, y una porosidad del orden de 20%. La fracción pelítica está representada por lutitas de color negruzco y verdoso oscuro, compactas, laminares, planares y físiles. Devónico Formación Iquiri La formación Iquiri, de edad Devónica, posee su límite superior discordante con la formación Tupambi. Litológicamente corresponde a una secuencia monótona y homogénea, con desarrollos predominante pelíticos y en menor relación porcentual psamíticos. La fracción pelítica está representada por lutitas de color negruzco y en mayor proporción de color violáceo oscuro, compactas, laminares y planares. La fracción psamítica está representada por areniscas consolidadas de color gris verdoso, de grano fino a medio, granos subangulares a subredondeados, alto grado de madurez, de buena selección, y la composición de la matriz es arcillosa escasa, con cementos silíceos no calcáreos, de porosidad efectiva primaria baja y una porosidad secundaria por fallamiento y diaclazamiento. Se le asigna un paleoambiente de origen marino de plataforma de aguas poco profundas.

Columna estratigráfica del área de Río Grande.

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2.1.5. Ubicación de los pozos en el campo Remitirse al mapa adjunto. 2.1.6. Radio de drenaje de los pozos Se tiene un radio de drenaje de 500,00 metros aproximadamente por pozo. 2.1.7. Punto de fiscalización 2.1.7.1.

Entrega de Gas

El punto de entrega de gas está especificado en el catálogo de POIs de YPFB Transporte con el número: #101027 – Entrega Planta de Proceso RGD al gasoducto al Altiplano (GAA) ubicado en el departamento de Santa Cruz en la progresiva 00+000 con una máxima presión de operación de 1440 psi, mediante un dispositivo de placa orificio. 2.1.7.2.

Entrega de Líquidos

El punto de entrega de líquidos del campo se define como: POI Río Grande Cr #301B03 – Entregas al Oleoducto ORSZ ubicado en la progresiva (Kp) 00+000 y POI Río Grande GLP #301B04 – Entregas al Propanoducto PRSZ ubicado en la progresiva (Kp) 00+000 de conformidad a lo que establece el catálogo de POIs de YPFB Transporte aprobado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, especificando los siguientes parámetros: Gravedad API, TVR, agua y sedimentos, contenido de sales y azufre, el método utilizado es el remitido en la norma ASTM. 2.2.

Pozo RGD-1 RGD-2 RGD-3 RGD-4RE RGD-5 RGD-6 RGD-7 RGD-8 RGD-9 RGD-10 RGD-11 RGD-12 RGD-13 RGD-14 RGD-15 RGD-16 RGD-17 RGD-18 RGD-19 RGD-20 RGD-21 RGD-22 RGD-23 RGD-24 RGD-25

Descripción de pozos

Prof. final (mbbp) 3,482.1 2,865.2 1,691.7 3,410.0 2,990.7 2,987.0 3,090.7 3,061.8 2,968.0 3,017.5 3,089.8 2,962.4 2,962.7 2,964.8 3,942.6 2,871.9 2,941.4 2,940.1 2,868.2 2,925.2 2,931.9 3,669.0 2,906.9 2,909.0 2,943.2

Fecha de Terminación Inicial julio-61 diciembre-61 febrero-62 diciembre-62 enero-63 febrero-63 abril-63 junio-63 julio-63 agosto-63 agosto-63 octubre-63 abril-65 abril-65 agosto-67 enero-68 febrero-68 febrero-68 marzo-68 febrero-68 marzo-68 abril-68 abril-68 abril-68 abril-68

Actual noviembre-08 mayo-84 octubre-08 abril-14 febrero-63 diciembre-77 abril-63 febrero-98 julio-63 agosto-63 noviembre-09 noviembre-12 agosto-01 octubre-77 julio-01 octubre-08 junio-88 octubre-00 abril-77 diciembre-12 febrero-85 agosto-10 diciembre-12 junio-11 febrero-01

Arreglo Mecanico del Pozo Simple Simple Simple Simple Simple Simple Simple Simple Simple Simple Simple Simple Simple Simple Simple Simple Simple Doble Linea Simple Simple Simple Simple Simple Simple Doble Linea

Estado Pozo Abandonado Cerrado Abandonado Cerrado Cerrado Abandonado Abandonado Cerrado Abandonado Abandonado Abandonado Abandonado Cerrado Cerrado Cerrado Abandonado Abandonado Productor Cerrado Abandonado Cerrado Productor Abandonado Inyector de Agua Cerrado

Reservorio

San Telmo W Medio

Scarpment Y3

Scarpment Z1 Norte

Scarpment Y3 Scarpment Y3 Scarpment Y3

San Telmo Wm/Scarpment Y3 San Telmo W Sup Scarpment Y3 Iquiri 1 Yantata San Telmo Wm/Scarpment Y3

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RGD-26 RGD-27 RGD-28 RGD-29 RGD-30 RGD-31 RGD-32 RGD-33 RGD-34 RGD-35 RGD-36 RGD-37 RGD-38 RGD-39 RGD-39 A RGD-40 RGD-41 RGD-42 RGD-43 RGD-44 RGD-45 RGD-46 RGD-47 RGD-48 RGD-49 RGD-50 RGD-51 RGD-52 RGD-53 RGD-54 RGD-55 D RGD-56 RGD-57 RGD-58 RGD-59 RGD-60 RGD-61 RGD-62 RGD-63 RGD-64Re RGD-65D RGD-66 RGD-67 RGD-68 RGD-69 RGD-70 RGD-71 RGD-72 RGD-73D RGD-74 RGD-75 RGD-76H RGD-77H RGD-78D RGD-79 RGD-80 RGD-81 RGD-82 RGD-83 RGD-84 RGD-85 RGD-86 RGD-87D RGD-88D RGD-89D RGD-90DST RGD-95DST RGD-99D RGD-102D

2,856.0 2,924.6 2,882.5 2,938.0 2,861.2 2,910.6 2,879.5 2,877.0 2,930.0 2,881.6 2,857.8 2,879.8 2,874.3 2,878.9 3,673.0 2,869.4 2,927.6 2,869.6 2,875.0 2,872.0 2,962.4 2,869.3 2,895.9 2,932.3 2,710.0 2,696.5 2,856.8 2,820.0 2,816.7 1,622.6 1,688.3 2,851.0 2,732.3 2,909.5 2,846.5 2,842.0 2,917.4 2,862.0 3,000.0 3,304.5 3,029.0 3,002.0 1,955.0 3,073.0 1,734.0 1,750.0 2,953.0 3,009.0 3,595.0 2,973.0 2,973.0 3,121.0 3,152.0 3,912.0 2,960.0 2,953.0 3,680.0 3,588.0 3,588.0 3,561.0 3,856.0 3,575.7 3,609.8 3,609.8 3,737.5 4,365.0 4,074.0 3,304.0 3,368.0

mayo-68 mayo-68 junio-68 noviembre-68 diciembre-68 enero-69 enero-69 febrero-69 febrero-69 marzo-69 abril-69 abril-69 abril-69 mayo-69 diciembre-11 junio-69 junio-69 octubre-71 enero-72 noviembre-72 septiembre-73 febrero-75 abril-75 mayo-75 abril-76 mayo-76 julio-76 agosto-77 marzo-78 julio-78 septiembre-78 diciembre-79 febrero-80 abril-80 junio-80 septiembre-84 enero-86 mayo-86 julio-98 julio-13 marzo-99 enero-99 agosto-98 octubre-98 mayo-99 junio-99 febrero-01 junio-99 marzo-99 agosto-01 septiembre-01 agosto-01 septiembre-01 septiembre-12 octubre-01 septiembre-01 agosto-10 septiembre-11 marzo-12 mayo-12 noviembre-12 julio-12 abril-13 junio-13 octubre-13 abril-14 septiembre-14

septiembre-00 Doble Linea febrero-11 Simple agosto-97 Simple febrero-69 Simple octubre-08 Doble Linea diciembre-95 Simple diciembre-12 Simple enero-00 Simple julio-86 Simple marzo-69 Simple julio-92 Simple selectivo agosto-11 Simple enero-72 Simple septiembre-11 Doble Linea marzo-12 Simple noviembre-09 Doble Linea agosto-03 Simple noviembre-99 Simple octubre-97 Simple enero-13 Simple diciembre-97 Simple marzo-75 Simple marzo-84 Doble Linea febrero-98 Doble Linea junio-01 Doble Linea enero-13 Simple septiembre-01 Simple octubre-77 Simple mayo-11 Simple septiembre-78 Simple octubre-78 Simple abril-11 Simple febrero-01 Doble Linea junio-98 Simple agosto-80 Simple junio-03 Simple marzo-86 Simple selectivo marzo-01 Doble Linea noviembre-98 Doble Linea noviembre-13 Simple selectivo junio-99 Doble Linea mayo-99 Simple septiembre-98 Simple febrero-99 Simple Simple Simple abril-01 Doble Linea febrero-01 Simple agosto-99 Simple selectivo septiembre-01 Doble Linea octubre-01 Doble Linea diciembre-08 Simple noviembre-08 Simple febrero-13 Simple diciembre-01 Doble Linea octubre-01 Doble Linea noviembre-10 Simple diciembre-11 Simple mayo-12 Simple agosto-12 Simple julio-13 Doble Linea octubre-12 Simple junio-13 Simple octubre-13 Simple febrero-14 Simple septiembre-14 Simple marzo-15 Simple diciembre-14 Simple agosto-15 Simple

Cerrado Productor Inyector de Agua Productor Abandonado Cerrado Abandonado Abandonado Abandonado Abandonado Cerrado Productor Abandonado Abandonado Productor Abandonado Cerrado Productor Cerrado Abandonado Cerrado Cerrado Cerrado Productor Cerrado Abandonado Abandonado Cerrado Abandonado Cerrado Cerrado Productor Productor Cerrado Cerrado Abandonado Cerrado Cerrado Cerrado Cerrado Cerrado Cerrado Cerrado Abandonado Sin terminacion Sin terminacion Productor Productor Cerrado Cerrado Cerrado Cerrado Productor Productor Cerrado Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor

San Telmo Wm/Scarpment Y3 Iquiri-1 Ar. Yantata San Telmo W inf Scarpment Y3

San Telmo W Sup/ San Telmo WM Iquiri 1

Iquiri 1 Scarpment Y3 San Telmo W Medio

San Telmo W Sup Nor Scarpment Y3 San Telmo W Sup/Scarpment Y3 San Telmo W Medio/San Telmo W Inf San Telmo W Medio/ Scarpment Y3

Scarpment Y3 Cajones Cajones Iquiri-1 Scarpment Y3/ Scarpment Z1 Scarpment Y3 Scarpment Y3 Scarpment Y3/ Scarpment Z1 San Telmo W Sup/ Scarpment Y3 San Telmo V/ San Telmo W Sup Nor Tarija San Telmo W Med Nor/ San Telmo W Med Nor San Telmo W Medio Scarpment Y3

San Telmo W Sup/ Scarpment Y3 San Telmo W Medio San Telmo W Medio/ Scarpment Y3 Scarpment Y3/ Scarpment Z1 Scarpment Y3/ Scarpment Z1 Scarpment Y3 Scarpment Y3 Iquiri 1 San Telmo W Medio/ Scarpment Y3 Scarpment Y3/ Scarpment Z1 Iquiri 1 Iquiri 1 Iquiri 1 Iquiri 1 San Telmo W Sup/Iquiri-1 Iquiri-1 Iquiri-1 Iquiri-1 Iquiri-1 Iquiri-1 Iquiri-1 San Telmo Wmed. Norte San Telmo W inf

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RIO GRANDE

2.3.

Descripción de las facilidades de planta

2.3.1. Planta de Inyección Río Grande La planta de inyección Río Grande tiene una capacidad para procesar 232 millones de pies cúbicos y 6.000 barriles por día. La planta de Inyección cumple las siguientes funciones: recolectar el hidrocarburo a través de todas las líneas de los pozos que se encuentran en producción; separar el condensado del gas; estabilizar el condensado; bombear el condensado estabilizado en la Planta de Inyección y la gasolina producida en la Planta de Absorción a la Refinería de Palmasola; recibir gas del Sur, elevar su presión y mandarlo a la Planta de Absorción; elevar la presión por medio de compresores de los gases de baja, mini baja y gases de cabeza, hasta la presión de operación de la Planta de Absorción. 2.3.1.1.

Pozos de Producción

Actualmente se encuentran 24 pozos en producción, siendo estos con doble o simple línea. En el campo Río Grande todos los pozos son de surgencia natural (a excepción del RGD29 LC con sistema de levantamiento artificial Plunger Lift). 2.3.1.2.

Pozos Surgentes

Pozos surgentes son aquellos que utilizan su propia energía, ya que su presión de fondo es suficiente para vencer la columna hidrostática y la perdida de carga para fluir hasta la superficie. 2.3.1.3.

Sistema de Colectores

La producción de los pozos llega a los 4 sistemas de recolección de líneas que existen en la planta. Teniendo para cada sistema una línea de grupo y otra de prueba. CLASIFICACIÓN DEL COLECTOR

PRESIÓN (PSIG)

Colector de Alta Presión

1200

Colector de presión Intermedia

900

Colector de Baja Presión

500

Colector de Mini Baja Presión

300

La producción de los diferentes pozos del campo llegan al sistema de recolección de líneas según el tipo de presión de cada pozo a distribuirse de la siguiente manera: Los pozos de alta llegan al colector de 1200 PSIGG, dirigiéndose el flujo a los separadores de alta V-120 y V-140. También pueden ser derivados por su línea de prueba hacia el separador de prueba V-160. Existe también la opción a la tea para despresurizar alguna línea de ser necesario. Una parte de este colector tiene la opción para ingresar a un desarenador. Este colector posee también una entrada para el reciclo o dosificado de absorción que actualmente no se está ocupando. Página 17 de 48

RIO GRANDE

Los pozos de intermedia llegan al colector de 900 PSIG, éste colector posee una línea de producción que llega al separador V-180, la línea de prueba llega al separador V-160, posee también la opción para desfogar al quemador. El colector de 500 PSIG recibe los pozos de baja, posee 2 líneas, una de producción que va a los separadores de producción de 500 PSIG, el V-130 y el V-150; la línea de prueba que va al separador V-170, que es el separador de prueba para los colectores de 500 PSIG y 350 PSIG. También tiene la opción de desfogar al quemador. El último sistema de colector es el de 300 PSIG, para los pozos de mini baja, de donde la línea de producción descarga al separador V-190 y la línea de prueba al separador V-170. Este colector al igual que los otros tiene una salida a través de la línea de prueba para despresurizar al quemador.

POZO

ESTADO

COLECTOR DE ALTA PRESION CK ARENA #/64

PRES.SUR (PSIGG)

PRES.SEP (PSIGG)

22-T

Producción

S. Natural

IQUIRI 1

22

1900

1200

27-T

Producción

S. Natural

IQUIRI 1

10

1800

1200

37-T

Producción

S. Natural

IQUIRI 1

22

1720

1200

39A-T

Producción

S. Natural

IQUIRI 1

22

1800

1200

56-T

Producción

S. Natural

IQUIRI 1

22

1950

1200

78D-T

Producción

S. Natural

IQUIRI 1

20

2100

1200

81-T

Producción

S. Natural

IQUIRI 1

22

1960

1200

82-T

Producción

S. Natural

IQUIRI 1

20

2060

1200

83-T

Producción

S. Natural

IQUIRI 1

22

1800

1200

84-T

Producción

S. Natural

IQUIRI 1

22

2450

1200

85-L

Producción

S. Natural

IQUIRI 1

18

1800

1200

87D-T

Producción

S. Natural

IQUIRI 1

22

3240

1200

COLECTOR DE PRESION INTERMEDIA 18-L

Producción

S. Natural

SCARPMENT Y3

22

1000

900

57-C

Producción

S. Natural

SCARPMENT Y3

16

1200

900

80-C

Producción

S. Natural

SCARPMENT Y3

18

1110

900

86-T

Producción

S. Natural

IQUIRI 1

18

1200

900

COLECTOR DE BAJA PRESION 71-C

Producción

S. Natural

SAN TELMO "W" SUP.

16

920

520

77-T

Producción

S. Natural

SCARPMENT Y3

20

610

520

COLECTOR DE MINI BAJA PRESION 18-C

Producción

S. Natural

SAN TELMO "W" MED.

14

370

320

29-C

Producción

P. Lift

SAN TELMO "W" INF.

18

380

320

42-T

Producción

S. Natural

SAN TELMO "W" MED.

16

900

320

48-C

Producción

S. Natural

SAN TELMO "W" MED.

20

680

320

48-L

Producción

S. Natural

SAN TELMO "W" INF.

16

520

320

72-T

Producción

S. Natural

SAN TELMO "W" MED.

16

350

320 Página 18 de 48

RIO GRANDE

2.3.1.4.

Sistema de Separación

El sistema de separación en esta Planta consta de ocho separadores, de los cuales dos se utilizan para realizar las pruebas de producción. Los separadores de alta y de intermedia son separadores bifásicos en el cual se separa el gas del líquido. Los de baja son separadores trifásicos, donde se separan el gas, petróleo y agua.

Los separadores de prueba son dos, uno de alta (bifásico) y otro de baja (trifásico). El primero puede trabajar con presiones de 1200 y 900 PSIGG. El segundo puede trabajar con 500 y 300 PSIG. La presión de los separadores de alta es controlada por una válvula Joule Thompson, donde la fase gaseosa al pasar por la misma sufre una expansión de 1200 a 900 PSIGG, dirigiéndose luego al depurador de 900 PSIGG. El líquido (condensado y agua) se une con la producción de los pozos de baja e ingresan a los separadores de 500 PSIGG de separación. El gas de estos separadores es enviado a los depuradores de 500 y 300 PSIG y luego de ser comprimidos en los compresores a 900 PSIG se une con los gases anteriormente nombrados para pasar por unos filtros de aceite y unirse con el gas del Sur descargado por el compresor # 15 para dirigirse hacia la Planta de Absorción. La fase líquida (condensado y agua) se une con la producción de los pozos de mini baja e ingresan al separador trifásico cuya presión de operación es 285 PSIG. El gas de este separador es descargado a la línea de succión de los compresores de 250 PSIG y la presión en los separadores es controlada en 285 PSIG por medio de una válvula automática. El condensado es descargado al tanque alimento y el agua se va a la planta PIA. Página 19 de 48

RIO GRANDE

2.3.1.5.

Sistema de lavado del condensado

El condensado que se encuentra en el tanque de alimento es bombeado al tanque de lavado donde se le baja la salinidad inyectando agua dulce con el fin de disolver todas las partículas o impurezas que aún pueda tener el mismo, para ser finalmente eliminadas en el tanque de lavado a través de la separación del agua con dichas impurezas evitando así obstrucciones durante las operaciones. 2.3.1.6.

Sistema de Estabilización de condensado

El condensado que sale del tanque de lavado comienza su estabilización pasando primeramente por un intercambiador de calor líquido-líquido para precalentar el condensado de entrada con el condensado estabilizado de salida de la torre, una vez precalentado ingresa a la torre de estabilización donde por medio de la acción de temperaturas elevadas en el fondo de la torre, se eliminarán todos los hidrocarburos livianos hasta el normal-Butano (N-C4), que por su menor punto de ebullición saldrán en forma de gas por la cabeza de la torre hacia un tanque de reflujo, donde la fase gaseosa pasa a la succión de 250 PSIG de los compresores y el líquido es enviado por medio de una bomba como reflujo a la cabeza de la torre, para que de esa manera se pueda atrapar algunos hidrocarburos pesados que pudiesen salir por la cabeza, quedando el condensado sin livianos con una TVR menor que 12 psig. que es lo permitido para su bombeo, la TVR actual que tiene el condensado varía entre 8 y 9 psig. Para mantener la temperatura de fondo en 420°F, existe un circuito donde el condensado de fondo es bombeado a un horno, de donde retorna con 450°F. Una vez estabilizado el condensado es descargado del fondo de la torre hacia el intercambiador ya indicado donde esta vez se pre-enfría precalentando el condensado de entrada como ya se dijo anteriormente. También hay un by pass, con una válvula automática, con la que se puede regular el caudal que pasa por el intercambiador, de esta manera se puede regular la temperatura de entrada. Finalmente después de pre-enfriarse en el intercambiador el condensado pasa por aeroenfriador para luego almacenarse en el Tanque Final de donde será bombeado a Palmasola.

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RIO GRANDE

2.3.1.7.

Sistema de Compresión

La Planta de Inyección actualmente tiene 12 compresores en línea los cuales trabajan en las siguientes condiciones: Los gases que salen del depurador de 250 PSIG entran a la succión de los compresores 1, 2, 3 y 4, los mismos que son comprimidos hasta 500 PSIG, donde se recibe el gas que viene del depurador de 500 PSIG (presión intermedia), luego este gas se descarga con una presión de 900 PSIG pasa por los cooler de enfriamiento para juntarse con los gases de los depuradores de 900 PSIG (una corriente que viene de los separadores de alta 1200 a 900, pasando por unos filtros (aceite) y finalmente juntarse con los gases que vienen del Sur y dirigirse a la Planta de Absorción. El gas residual que retorna de la Planta de Absorción ingresa una parte a los compresores 3 y 4, y otra parte a los compresores 5, 6 y 7, donde se comprime hasta 1400 PSIG, para despachar parte de este gas después de ser enfriado en los cooler al Altiplano El compresor 15 y el compresor 13 recibe el gas del Sur que viene con una presión de 800 a 840 PSIG y lo comprime a 900 PSIG para luego ingresar a la Planta de Absorción. Características de todos los motores y compresores:

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RIO GRANDE

N° Comp.

Sistema Operación

MOTOR Marca

Modelo

Velocidad RPM

potencia HP

1

BAJA

WAUKESHA

L-7042GSIU

1100

900

2

BAJA

WAUKESHA

L-7042GU

1100

900

3

BAJA/INTERM

WAUKESHA

L-7042GSIU

1100

900

4

BAJA/INTERM

WAUKESHA

L-7042GSIU

1100

900

5

INTERMEDIA

WAUKESHA

L-7042GSIU

1100

900

6

INTERMEDIA

WAUKESHA

L-7042GSIU

1100

900

7

INTERMEDIA

WAUKESHA

L-7042GSIU

1100

900

10

ALTA

WAUKESHA

L-7042GSIU

1100

900

13

BOOSTER

WAUKESHA

L-7042GSI

1100

900

14

ALTA

WAUKESHA

L-7042GSIU

1100

900

15

BOOSTER

CATERPILLAR

1600

1000

COMPRESOR

N° Comp.

PRESIÒN

DIAMETRO DE CILINDROS

MARCA

MODELO

CAPACIDAD

SUCC

INTERM.

DESC.

1

2

3

4

1

COOPER

AMA-4

10 MMPCD

250

500

1000

8.3/4''

6.5/8''

6.5/8''

8.3/4''

2

COOPER

AMA-4

10 MMPCD

250

500

1000

8.3/4''

6.5/8''

6.5/8''

8.3/4''

250

520

1000

6.3/8''

4.1/2''

4.1/2''

6.3/8''

520

1000

6.3/8''

4''

4''

6.3/8''

1400

4''

5.1/4''

5.1/4''

4''

3

COOPER

AMA-4

6.5 MMPCD 8.0 MMPCD

4

COOPER

AMA-4

6.5 MMPCD 8.0 MMPCD

250

5

COOPER

AMA-4

20 MMPCD

800

6

COOPER

AMA-4

20 MMPCD

800

1400

3.3/4''

5.1/4''

5.1/4''

3.3/4''

7

COOPER

AMA-4

20 MMPCD

800

1400

3.3/4''

5.1/4''

5.1/4''

3.3/4''

10

COOPER

AMA-4

10 MMPCD

1400

2400

3600

3.3/4''

3.1/2''

3''

3.3/4''

13

COOPER

AMA-4

60 MMPCD

800

1100

7.3/4''

7.3/4''

7.3/4''

7.3/4''

14

COOPER

AMA-4

10 MMPCD

1400

2400

3600

3.3/4"

3"

3.1/2"

3.3/4"

15

ARIEL

120 MMPCD

900

2.3.1.8.

9600

Sistema de Almacenaje

La planta de Inyección cuenta con 2 tanques de almacenamiento de condensado, posee un sistema de medición VAREC el cual devuelve la medida del tanque que proporciona el techo flotante a una cinta y esta su vez al medidor VAREC. Estos tanques están conectados al sistema Delta V, de manera que se tiene un seguimiento continuo de presión, nivel y temperatura. Las características del tanque 1 y 2 son idénticas:

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RIO GRANDE

TANQUE 1 - 2 Instrumento

Tanque vertical de techo fijo

Capacidad nominal

5000 barriles

Capacidad total

5047.37 para altura de calibración

Diámetro interno

11788 mm

Altura del tanque

7353 mm TANQUE 1 - 2

2.3.1.9.

Instrumento

Tanque vertical de techo fijo

Capacidad nominal

5000 barriles

Capacidad total

5047.37 para altura de calibración

Diámetro interno

11788 mm

Altura del tanque

7353 mm

Sistema de Generación Eléctrica

La planta de inyección cuenta con dos generadores de energía eléctrica con una capacidad de 250 KW cada uno, con las siguientes características:

Nº Generador

Sistema Operación

4 5

MOTOR Marca

Modelo

Potencia

Velocidad

Generación

WAUKESHA

L 3711

364 HP

900 r.p.m.

Generación

WAUKESHA

L 3711

364 HP

900 r.p.m.

GENERADOR Nº Generador

Características Marca

Modelo

Capacidad

Velocidad

4

KATO

250SR9C

250 KW

900 r.p.m.

5

KATO

250SR9C

250 KW

900 r.p.m.

480 Volts, 376 Amp, 3 F, HZ 60 480 Volts, 376 Amp, 3 F, HZ 60

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RIO GRANDE

2.3.1.10.

Sistema de Tratamiento de Agua

La Planta de Inyección de Agua tiene como objetivo principal hacerle un tratamiento al agua de formación de los pozos que actualmente se encuentran en producción. La PIA consta de una Pileta API, que se encarga de separar por medio de diferencia de densidades el agua de los hidrocarburos que vienen de inyección y absorción. Una vez realizada la separación de posibles hidrocarburos, el agua se bombea a un tanque con capacidad de almacenaje de 1000 barriles, donde se le realiza un tratamiento químico con inhibidor de corrosión, inhibidor de incrustación, surfactantes y secuestrante de oxígeno, luego pasa por una batería de filtros de arena hacia otro tanque, para finalmente ser bombeada al pozo sumidero RGD-28i, en caso necesario se puede bombear el agua producida hacia el campo La Peña a través de un Acueducto de 6” I.D. de PVC para su inyección en el sistema de Recuperación Secundaria. BOMBA

INYECCION

MOTOR Potencia Frame Velocidad Modelo HP Size R.P.M. G3306 135 68D-1664 1200 BOMBA

Nº 1

AGUA

Marca CATERPILLAR

Marca GARDNER DENVER

Size

Serie

Capacidad

R.P.M.

Tipo

P. Succión

P. Descarga

2 1/2 x 5

682988

118

370

TA5-H

60

1980

2.3.2. Planta de Absorción Río Grande La Planta de Absorción de Río Grande fue diseñada para procesar gas natural y extraer del mismo propano, butano y gasolina natural. Toda esta recuperación se la efectúa a través de un proceso que consiste primeramente en enfriar el gas a bajas temperaturas y posteriormente absorber los productos mencionados con un aceite pobre. Esta planta está capacitada para recuperar el 80 % del propano, 95 % de butano y 96 % de los hidrocarburos pesados. 2.3.2.1.

Circuito de Gas residual

La Planta de Absorción cuenta con tres sistemas de idénticas características con capacidad de manejo de 60 MMPCD cada uno. El gas de la Planta de Inyección ingresa como gas de alimento a la Planta de Absorción para luego salir como gas residual siguiendo el siguiente circuito: El gas rico de alimento entra (80°F, 900 PSIG) junto con una inyección de mono-etilenglicol para absorber y evitar congelamiento, por un intercambiador gas – gas por el haz de tubos pre-enfriándose con el gas pobre de salida, luego este gas rico ingresa a enfriarse (5°F) en la primera sección del chiller junto con una nueva inyección de mono-etilen-glicol. En el chiller habrá una condensación de hidrocarburo y agua; esta unidad utiliza el propano para enfriar convirtiéndose en un evaporador frigorífico de un ciclo termodinámico. Todo el fluido de gas y condensado producido por el enfriamiento pasan a un separador de glicol o trampa el cual se caracteriza por tener un compartimiento adicional que permite un Página 24 de 48

RIO GRANDE

mayor tiempo de residencia para una buena separación del hidrocarburo del glicol y agua, de la parte inferior o bota sale el glicol rico para ir a regenerarse. Por la parte superior sale el gas, más el líquido condensado e ingresan como alimento a la Torre Absorbedora en donde por diferencia de densidad y cambio de velocidad se separan los líquidos de los gases. Además para darle mayor eficiencia, en contra corriente ingresa por la parte superior Lean Oil presaturado como reflujo, absorbiendo los licuables y gasolina natural de la corriente del gas. El gas sale por la parte superior e ingresa a la segunda sección del chiller por otro haz de tubos previa inyección de Lean Oil (aceite pobre o magro) para atrapar más licuables. El flujo enfriado nuevamente en el chiller y con la inyección de Lean Oil, pasan a un presaturador, donde se separa el aceite presaturado con los licuables absorbidos y condensados. Por la parte superior del pre-saturador sale el gas seco o residual pasando por la carcaza del intercambiador gas-gas, donde se precalienta para luego dirigirse a la Planta de Inyección donde se realiza su respectiva distribución. El aceite pre-saturado con los licuables sale por la parte inferior del pre-saturador y por medio de una bomba se dirige como reflujo de la torre Absorbedora. 2.3.2.2.

Circuito de Gas de reciclo

El aceite rico saturado con los licuables (gasolina, GLP), sale por la parte inferior de la torre Absorbedora y se dirige al tanque expansor. La corriente de aceite saturado se expande de 900 a 600 PSIG en la primera etapa del tanque expansor. El gas liberado en la expansión pasa a la succión del depurador de la etapa intermedia de lo compresores donde es comprimido a 1450 PSIG que es la presión de descarga. El líquido se expande nuevamente en la segunda etapa del expansor, de 600 a 300 PSIG, el gas liberado por esta nueva expansión pasa a la succión del depurador de primera etapa de los compresores. El aceite rico de esta etapa es precalentado en el intercambiador de calor (aceite magro-aceite rico) y se dirige hacia la torre desetanizadora. 2.3.2.3.

Sistema de Des-etanización

El aceite rico que viene de la segunda etapa del tanque expansor, luego de pasar por el intercambiador ya mencionado ingresa como alimento a la torre des-etanizadora (65ºF), la cual trabaja con una presión de 310 PSIG, La temperatura de fondo (400°F) se logra por medio de un reboiler calentado con Lean Oil (aceite magro) proveniente de la destiladora y la temperatura se afina con un temporizador, que trabaja con aceite de calentamiento. El calentamiento medio se realiza en un intercambiador lateral (Lean Oil sale con 150°F y vuelve con 220°F), calentado también con aceite magro del fondo de la destiladora que pasa previamente por el rehervidor. Por la parte superior de la torre a 310 PSIG, sale la corriente gaseosa hasta el etano para unirse al depurador de succión del compresor.

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RIO GRANDE

Luego el aceite magro de calentamiento que sale del intercambiador lateral, pasa por un cooler, después por un intercambiador (magro-rico), de donde es bombeado a 200 HP como reflujo de la des-etanizadora y otra parte es bombeada a 500 HP a la entrada de la segunda sección del chiller previo al pre-saturador. 2.3.2.4.

Sistema de Destilación (Torre destiladora)

Del fondo de la torre des-etanizadora sale el aceite rico al que se le extrajo el etano y pasan a la destiladora previo precalentamiento en un intercambiador. En la destiladora se separa el lean oil de la gasolina y el GLP, la cual trabaja con una presión de 130 PSIG, una temperatura de fondo de de 550°F y una temperatura de cabeza de 200°F, condiciones para lograr que por la cabeza se desprenda toda la gasolina y el GLP. Luego de que el aceite de la des-etanizadora ingresa como alimento a la torre destiladora, parte del lean oil del fondo (550°F) vuelve a ser parte del circuito de absorción pasando por el reboiler de la des-etanizadora, intercambiador lateral, intercambiador magro rico para pre-enfriarse hasta llegar al chiller, pre-saturadotes y finalmente las Absorbedoras. Otra parte de Lean Oil de fondo sigue el circuito del sistema de calentamiento, el cual a través de una bomba desplaza el mismo por el regenerador de lean oil, regenerador de glicol, las trampas de los chiller, el intercambiador de alimento a la des-propanizadora, el rehervidor del fondo de la des-propanizadora, el temporizador de la des-etanizadora, el precalentador de la destiladora y en ocasiones al depurador de propano. Luego de este recorrido el aceite de calentamiento pasa por los hornos para recuperar la temperatura perdida y volver nuevamente al fondo de la destiladora. La gasolina y el gas licuado de petróleo GLP que salen por la cabeza son condensados en un aero-enfriador y pasan a un tanque acumulador de reflujo, de donde una parte va como reflujo por medio de una bomba a la cabeza de la destiladora y la otra parte se va a la torre des-propanizadora a través de otra bomba, pasando previamente por un intercambiador (des-propanizador/gasolina) para comenzar a calentarse con la gasolina de salida, luego nuevamente se precalienta en un intercambiador con aceite de calentamiento llegando a dicha torre. 2.3.2.5.

Torre Des-propanizadora

Anteriormente se dijo que una parte de la gasolina y GLP condensados en el tanque de reflujo son bombeados por una bomba hacia la des-propanizadora y que en su recorrido se precalientan en un intercambiador de temperatura con la gasolina que va de salida hacia los enfriadores para ser acumulada en el tanque de gasolina antes de enviarla junto con el condensado hacia Palmasola. Seguidamente pasan por otro intercambiador con aceite caliente y entran a la des-propanizadora como alimento. Para producir GLP (C3 + iC4 + nC4), la torre des-propanizadora trabaja con una presión de 240 PSIG, una temperatura de fondo de 340º F y una temperatura de cabeza de 160º F, para que con estas condiciones se logre desprender el GLP por la cabeza y quede la gasolina en el fondo. El calentamiento del fondo se realiza en un rehervidor con aceite caliente por donde circula la gasolina. Parte de esta circulación del rehervidor sale como producto final, pasando la gasolina por un intercambiador que precalienta el alimento de la torre y a la vez enfriar la gasolina que luego de pasar por unos aero-enfriadores y llegar a un tanque de gasolina es bombeada a la planta de inyección. Página 26 de 48

RIO GRANDE

El GLP desprendido por la cabeza pasa por un aero-enfriador donde se condensa y entra a un tanque acumulador de reflujo de donde una parte es bombeada como reflujo a la cabeza de la torre y la otra parte se dirige a un intercambiador en “U”, el cual enfriará aún más el propano con el gas combustible de la planta para finalmente dirigirse a los tanques de almacenamiento. 2.3.2.6.

Torre Des-butanizadora

Normalmente la planta produce GLP, pero cuando se quiere producir solo propano necesitamos una nueva fraccionadora, la torre des-butanizadora. En este caso tendría como alimento de la torre des-propanizadora hacia la torre desbutanizadora el butano y la gasolina natural en donde el butano desprendido por la cabeza pasa por un aero-enfriador donde se condensa y entra a un tanque acumulador de reflujo de donde una parte es bombeada como reflujo a la cabeza de la torre y la otra parte se dirige a los tanques de almacenamiento. El calentamiento del fondo se realiza en un rehervidor con aceite caliente por donde circula la gasolina. Parte de esta circulación del rehervidor sale como producto final, pasando la gasolina por un intercambiador que precalienta el alimento de la torre y a la vez enfriar la gasolina que luego de pasar por unos aero-enfriadores y llegar a un tanque de gasolina es bombeada a la planta de inyección. 2.3.2.7.

Sistema de enfriamiento (Circuito de propano)

El enfriamiento se realiza en equipos diseñados para este fin , denominados chiller, que son intercambiadores con tubos en “U”, usando un refrigerante de primera especie como es el propano con un grado de pureza del orden de 99%, el cual cumple un ciclo termodinámico que se inicia de la siguiente manera: El circuito comienza en un tanque acumulador o de surgencia, donde se encuentra propano líquido a 210 PSIG y 110ºF, para dirigirse a un economizador donde se expande a 70 PSIG y 55ºF. El gas desprendido en esta expansión va a la segunda etapa de los compresores lado propano y el propano líquido se despacha al chiller donde se expande nuevamente hasta 25 PSIG con lo que produce el enfriamiento del propano por expansión. En el Chiller el propano líquido tiene que mantener un nivel controlado que permita estar constantemente bañando el haz de tubos del gas en “U” para que el intercambio de temperatura haga que el propano líquido se vaporice, debido a la propiedad de los gases de enfriarse con el cambio de estado, del líquido al gaseoso y se dirija a un depurador antes de ingresar a la primera etapa del compresor. En este depurador eventualmente se hace circular aceite de caliente, para vaporizar algún arrastre de propano líquido. La succión del compresor de propano es de 20 PSIG a una temperatura de 20ºF, en esta etapa el propano gaseoso es comprimido a 70 PSIG, pasa a la segunda etapa junto con el gas desprendido en el economizador y son comprimidos a 220 PSIG de descarga con una temperatura de 150º F, luego el gas propano entra a unos aero-enfriadores para la condensación del mismo para que finalmente termine el circuito nuevamente en el tanque acumulador. 2.3.2.8.

Sistema de Deshidratación (Regeneración de Glicol)

El mono-etilen-glicol pertenece a la familia de los alcoholes, que naturalmente tiene gravidez por el agua por su alta capacidad higroscópica y como permite des-gasolinar y deshidratar a la ves en temperaturas (-5ºF) también trabaja como anticongelante. Página 27 de 48

RIO GRANDE

El circuito comienza en un tanque acumulador o de surgencia, donde se encuentra glicol pobre o regenerado, el mismo que con una bomba se dirige a realizar una inyección a la entrada del intercambiadores gas-gas y a la entrada de los chiller, donde el glicol rico es atrapado en la bota del separador de glicol quedando en la parte inferior al ser más pesado que los hidrocarburos de donde se dirige a regenerarse pasando por un serpentín dentro del acumulador que sirve como un intercambiador para precalentar el glicol, luego pasa al tanque de flasheo donde se separa el hidrocarburo que hubiera asociado al glicol. De este tanque pasa por unos filtros para atrapar impurezas sólidas, para llegar a la chimenea o torre de destilación donde se tiene un precalentamiento con los vapores de agua de salida, que al estar cayendo el glicol rico en el reboiler que se encuentra a 240º F por diferencia de temperatura de vaporización el agua es desprendida en forma de vapor y el glicol nuevamente cae por rebalse al tanque acumulador, que además sirve de intercambiador para enfriar el glicol pobre que nuevamente iniciará la inyección al sistema cerrando de esa manera el circuito. 2.3.2.9.

Sistema de Almacenaje de GLP

El sistema de almacenaje de GLP se realiza en tanques horizontales cilíndricos con capacidad de 113.000 Lts. cada uno teniendo un total de 22 tanques, donde 2 se utilizan para almacenar propano trabajando los mismos con una presión promedio de 105 PSIG y una temperatura de 80°F, cada tanque está provisto de una línea de succión y descarga (bombeo), otra de seguridad al tanque set point a 240 PSIG para que alivie y una válvula igualadora de presión que se utiliza cuando se carga estos elementos a los cisternas. Para el transporte se cuenta con dos bombas Booster de 15 HP cada una me eleva la descarga de los tanques de almacenaje a 130 PSIG para luego entrar como succión a las 3 bombas de despacho a Palmasola donde dos bombas trabajan en paralelo con una presión de 700 PSIG y la otra se la utiliza de reserva. Cuando se realiza el transporte en cisterna existe el sistema de carguío que consta de una balanza donde es pesado el camión antes de ser cargado y después de terminado el carguío, el peso de venta sale por diferencia, el volumen se puede calcular con la gravedad específica. La carga máxima de las cisternas es al 85 % del volumen de agua del tanque por seguridad y de 45 toneladas por la ley de caminos. 2.3.2.10.

Sistema de Compresión

En la planta de absorción existen 4 compresores de marca Cooper Bessemer modelo GMVH-10, que tienen la función de comprimir en dos de sus cilindros el gas de reciclo, la primera etapa de 300 PSIG, la segunda 600 PSIG con una descarga de 1400 PSIG. Los otros dos cilindros se los utiliza para el gas propano con una succión de 20 PSIG comprimiendo hasta 70 PSIG y con una descarga de 220 PSIG.

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RIO GRANDE

MOTOR

Nº COMPRESO R

SISTEMA OPERACIÓ N

MARCA

MODELO

POTENCI A HP

VELOCIDA D RPM

1

Propano

COOPER

GMVH-10

2250

330

2

Propano

COOPER

GMVH-10

2250

330

3

Propano

COOPER

GMVH-10

2250

330

4

Propano

COOPER

GMVH-10

2250

330

COMPRESOR N° COMPRESO R

1

MARCA

SUCC.

INTERM.

DESC.

1

2

3

4

COOPE R

20-300

60-600

200-1400

32"

23"

8"

8"

20-300

60-600

200-1400

32"

23"

8"

8"

20-300

60-600

200-1400

32"

23"

8"

8"

20-300

60-600

200-1400

32"

23"

8"

8"

COOPE R COOPE R COOPE R

2 3 4

2.3.2.11.

CILINDROS

PRESIÓN

Sistema de Generación de Energía Eléctrica

La planta de absorción cuenta con 5 moto - generadores de 750 KW de potencia cada uno, teniendo una potencia total instalada de 3750 KW. El consumo normal de esta planta es de 1500 KW (2013 HP) por lo que 4 generadores están normalmente en línea. Los generadores se encuentran en sincronismo de manera que se arrancan según la demanda de potencia de la Planta.

Nº GENER.

SISTEMA OPERACIÓN

1

MOTOR MARCA

MODELO

POT.

VELOCIDAD

Generación

WAUKESHA

L 7042 GSI

1100 HP

900 r.p.m.

2

Generación

WAUKESHA

L 7042 GSI

1100 HP

900 r.p.m.

3

Generación

WAUKESHA

L 7042 GSI

1100 HP

900 r.p.m.

4

Generación

WAUKESHA

L 7042 GSI

1100 HP

900 r.p.m.

5

Generación

WAUKESHA

L 7042 GSI

1100 HP

900 r.p.m.

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RIO GRANDE

Nº Generador

GENERADOR

Características

Marca

Modelo

Capacidad

Velocidad

1

KATO

750-870361111

750 KW

900 r.p.m.

2

KATO

750-870361111

750 KW

900 r.p.m.

3

KATO

750-870361111

750 KW

900 r.p.m.

4

KATO

750-870361111

750 KW

900 r.p.m.

5

KATO

750-870361111

750 KW

900 r.p.m.

2.3.2.12.

2300 Volts, 235 Amp, 3 F, HZ 60 2300 Volts, 235 Amp, 3 F, HZ 60 2300 Volts, 235 Amp, 3 F, HZ 60 2300 Volts, 235 Amp, 3 F, HZ 60 2300 Volts, 235 Amp, 3 F, HZ 60

Sistema de Enfriamiento de Motores

El agua sale de los generadores con una temperatura de 160°F y se dirige hacia el cooler donde se enfría a 135°F y retorna nuevamente. El mismo proceso realiza el aceite caliente de los generadores entra al cooler a una temperatura de 170 °F y sale con 140°F nuevamente hacia los generadores. El agua del compresor de aire sale con 100°F hacia el Cooler para enfriarse a 85°F y retornar nuevamente al compresor impulsado por bombas. El agua sale de los generadores con una temperatura de 140º F, pasa por un serpentín radiador y los ventiladores le bajan la temperatura a 90º F. También se puede señalar que los compresores están provistos de sistemas de circulación de refrigerantes como ser aceite y agua, para ambos casos este fluido pasa por un cooler a enfriarse, el agua se enfría de 170 a 140 °F y el aceite de 165 a 130 °F, el aceite antes de entrar a los compresores pasa por un filtro para no dejar pasar sólidos en suspensión. 2.3.2.13.

Sistema contra incendios

El sistema contra incendios de la planta de Absorción está constituido por hidrantes, monitores, extintores, espumígenos y un carro bombero. La red contra incendios es alimentada por un pozo de agua que tiene una bomba sumergible, dos tanques de almacenamiento de agua uno de 5000 BBL y el otro de 3000 BBL y dos bombas de 138 HP con sus respectivas bombas Jockey.

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RIO GRANDE

3. Actividades de Inversión 3.1.

Introducción

El Programa de Trabajo y Presupuesto del Campo Río Grande, correspondiente al año 2016 incluye las inversiones necesarias para cumplir con los objetivos trazados para la gestión. Presupuesto de Inversión Tipo de Costo CAPEX

Etapa Exploración

Desarrollo

Detalle

Actividad/Subactividad 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1 2.1 2.2 2.3 2.4

Estudios Geológicos y Sísmica Perforación Avanzada Patentes Adquisición de Bienes de Uso Adm inistración y Servicios Medio Am biente Sub - Total Exploración Perforación de Pozos Intervención Terminación Construcción e Instalaciones

A-1

Perforación RGD-X1001

A-2

Perforación RGD-97D

A-3

Defensivos Río Grande Márgenes Sur (RGD) Construcción nuevo puente de m edición líquidos Río Grande Condensado Instalaciones Superficiales Río Grande Sur (RGD) Horno Pirolítico (RGD) Compresor de Baja Presion 500 PSI (RGD) Adquisición aires acondicionado de precisión - Río Grande Adecuacion Sistem a Generación Eléctrica (RGD - INY) Defensivos RGD-86, RGD-87 (RGD) Sistema de Alivios y Venteos KOD (RGD) Inversiones en Servicios Generales Inversiones en Tecnología e Informática

A-4

2.5 Adquisicion Bienes de Uso 2.6 2.7 2.8 2.9 2 Total CAPEX

Adm inistración y Servicios Medio Am biente Geofísica Estudios Sub - Total Desarrollo

A-5 A-6 A-7 A-8 A-9 A-10 A-11 A-12 A-13

Importe ($us)

824.412

824.412 7.047.951

Importe (Bs)

5.737.908

5.737.908 49.053.736

639.976

4.454.234

197.700

1.375.992

171.590 142.858 110.500 110.137 92.350 57.000 55.000 282.402 103.200

1.194.264 994.294 769.080 766.554 642.756 396.720 382.800 1.965.518 718.272

9.010.664 9.835.076

62.714.219 68.452.126

- Nota: los valores expuestos no contienen IVA - El tipo de cambio utilizado es de 6,96 Bs/$us. - Los valores expuestos en el cuadro anterior, son montos estimados, mismos que podrían variar en función a los precios de mercado al momento de su compra o contratación. - En el “Anexo G” se presenta el detalle de los proyectos, que incluye la descripción de todas las actividades. - En el “Anexo H” se presenta el cronograma de todas las actividades de inversión del campo.

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4. Actividades de Operación - Opex 4.1.

Introducción

El programa de Trabajo y Presupuesto de la gestión contempla las actividades y operaciones necesarias para mantener las entregas de hidrocarburos correspondientes al Campo Río Grande. 4.2.

Resumen de las Actividades de Operación

En el siguiente cuadro se detallan los costos de operación presupuestados para el Programa de Trabajo y Presupuesto 2016 del Campo Río Grande Presupuesto de Costos de Operación RIO GRANDE Tipo de Costo OPEX

Etapa Exploración Desarrollo Explotación

Amortizaciones Abandono

Actividad/Subactividad 3 3 4 4 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5 6 6 7 7

Exploración Sub - Total Exploración Otros Gastos de Desarrollo Sub - Total Otros Gastos de Desarrollo Administrativo Campo Compresor Generación Eléctrica Planta Sistemas de Almacenamiento Sub - Total Explotación Amortizaciones Sub - Total Amortizaciones Abandono Sub - Total Abandono

Total OPEX

Importe ($us)

Importe (Bs)

0

0

0 4.272.645 13.928.475 414.956 237.041 2.603.477 95.058 21.551.653 32.139.084 32.139.084 12.715.111 12.715.111 66.405.848

0 29.737.611 96.942.189 2.888.092 1.649.808 18.120.200 661.607 149.999.507 223.688.021 223.688.021 88.497.173 88.497.173 462.184.701

Nota: los valores expuestos no contienen IVA El tipo de cambio utilizado es de 6.96 Bs/$us 4.3.

Descripción de las Actividades

4.3.1. Exploración No se presupuestaron gastos en exploración. 4.3.2. Desarrollo No se presupuestaron gastos en desarrollo. 4.3.3. Explotación Se refieren a todas aquellas actividades orientadas a la operación del campo y la adecuación de los fluidos extraídos de los pozos utilizando las instalaciones y facilidades diseñadas para tal propósito. Incluyen los Gastos Administrativos directos e indirectos explicados en el numeral 4.4.1.

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RIO GRANDE

4.4.

Otros Costos

4.4.1. Gastos Administrativos directos e indirectos Corresponden a aquellos costos que soportan las operaciones de los campos Operados por YPFB Andina S.A., referidos a los cargos de personal, beneficios sociales, material de oficina, servicios públicos, servicios generales, entre otros, que son de beneficio directo e indirecto de las operaciones petroleras. Así también, en este centro de costo es registrada la amortización contable de Activos de Soporte Administrativo – Oficina Central, tales como Servicios Generales (equipamiento mobiliario) y Tecnología e Informática (Adquisición de Hardware, Software, Licencias, entre otros). 4.4.2. Amortización En este centro de costos se registran las amortizaciones de las inversiones realizadas en el campo a efectos de recuperación de costos de acuerdo a la cláusula 4.1.13 del anexo D del contrato de operación. 4.4.3. Abandono Respecto al Presupuesto de Abandono, en el documento adjunto “Presupuesto de Abandono gestión 2016, Área de Contrato Campo Río Grande”, se explica a nivel de detalle el Objetivo, Alcance, Restauración Ambiental y Costos por Abandono. 4.4.4. Cálculo de la provisión anual La estimación de costos en que se incurriría para realizar las operaciones de abandono del campo Río Grande conforme las leyes aplicables y las prácticas prudentes de la industria se presentan en el documento denominado “Presupuesto de Abandono gestión 2016, Área de Contrato Campo Río Grande”. El monto previsto de abandono para la gestión 2016 es el siguiente:

2016

Deposito en cuenta Fidecomiso - Costo Recuperable $us 12.715.111

En fecha 06 de noviembre de 2014, YPFB Andina S.A. procedió con la transferencia inicial de los recursos por el contrato de Fideicomiso de Río Grande por un importe de 100.000 $us, dando cumplimiento a lo estipulado en la Cláusula Tercera de los Contratos suscritos con Banco de Desarrollo Productivo S.A.M. (BDP). En fecha 21 de Agosto de 2015, YPFB Andina S.A., en función a los acuerdos alcanzados entre representantes de YPFB Corporación y el BDP SAM, se estableció una transferencia adicional de recursos por el contrato de Fideicomiso aperturado del campo Río Grande, por un importe total de 1.260.840 $us.

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RIO GRANDE

Para la gestión 2016, dando cumplimiento a los acuerdos alcanzados en la reunión de fecha 13 de agosto de 2015, con representantes de YPFB Corporación, BDP SAM e YPFB Andina S.A.; durante el mes de abril de 2016 se realizará la transferencia de los recursos remanentes, en ese sentido, el importe indicado por concepto de Provisión Anual de Abandono (PAA) considera el depósito de la PAA correspondiente a la gestión 2016 (2.836.543 $us), así como el monto remanente correspondiente a la PAA acumulada de las gestiones 2007 al 2015 (9.878.568 $us). 5. Producción de Hidrocarburos 5.1.

Pronósticos de Producción

De acuerdo a lo establecido en el Contrato de Operación y los Acuerdos de Entrega de Hidrocarburos, el Titular propondrá modificaciones al caudal de producción, cuando existan razones técnicas y justificadas. En este sentido, los volúmenes previstos en los pronósticos de producción están estimados en función a los resultados esperados de los proyectos incluidos en el Programa de Trabajo y Presupuesto propuesto. Los pronósticos de producción y entregas en el campo Río Grande consideran un paro de la Planta de Absorción para inspección del sistema de refrigeración, afectando sólo la producción de GLP y Gasolina, inicialmente se prevé realizar el mismo en el mes de mayo. Finalmente indicar, que los pronósticos de producción pueden sufrir variaciones en función de los resultados de las actividades propuestas (perforaciones y/o intervenciones, entre otras) y/o posibles paros de planta adicionales de acuerdo a las necesidades que se identifiquen durante la gestión. Pronósticos de Producción VOLUMEN PRODUCIDO

ene-16

feb-16

mar-16

abr-16

may-16

jul-16

ago-16

sep-16

oct-16

nov-16

dic-16

2016

Bbld

1.092

1.089

1.032

1.013

1.047

1.029

1.026

1.007

990

987

969

GASOLINA (Bbld)

Bbld

356

355

336

330

-

340

334

333

327

321

319

313

305

GLP (Bbld)

Bbld

1.191

1.190

1.127

1.108

-

1.146

1.127

1.125

1.104

1.086

1.082

1.063

1.027

TOTAL LÍQUIDO

Bbld

GAS PRODUCIDO (MMpcd)

MMpcd

TOTAL

BOEd

2.639

2.634

2.495

2.451

1.067

jun-16

PETRÓLEO/CONDENSADO (Bbld)

1.067

2.533

2.489

2.484

2.438

2.396

2.389

2.345

1.029

2.361

66

66

63

62

65

64

63

62

61

60

60

59

63

14.376

14.361

13.640

13.415

12.598

13.859

13.634

13.614

13.376

13.163

13.129

12.901

13.501

Pronósticos de Entregas VOLUMEN ENTREGADO

ene-16

PETRÓLEO/CONDENSADO (Bbld)

Bbld

1.092

feb-16

1.089

mar-16

1.032

abr-16

1.013

may-16

1.067 -

jun-16

1.047

jul-16

1.029

ago-16

1.026

sep-16

1.007

oct-16

990

nov-16

987

dic-16

969

2016

1.029

GASOLINA (Bbld)

Bbld

356

355

336

330

340

334

333

327

321

319

313

305

GLP (Bbld)

Bbld

1.191

1.190

1.127

1.108

-

1.146

1.127

1.125

1.104

1.086

1.082

1.063

1.027

TOTAL LÍQUIDO

Bbld

2.639

2.634

2.495

2.451

1.067

2.533

2.489

2.484

2.438

2.396

2.389

2.345

2.361

GAS EN EL PUNTO DE FISCALIZACIÓN (MMpcd)

MMpcd

TOTAL

BOEd

61

61

58

57

60

59

58

58

57

56

56

55

58

13.549

13.534

12.854

12.642

11.785

13.060

12.849

12.830

12.605

12.404

12.372

12.157

12.716

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RIO GRANDE

Pronósticos de Entrega de líquidos

ENTREGA DE LÍQUIDOS 1.400 1.191

1.190

1.200

Bbld

1.000

1.127

1.092

1.146

1.108

1.089

1.067

1.032

1.013

1.127

1.047

1.125

1.029

1.026

1.104

1.086

1.082

1.063

1.007

990

987

969

800

600

400

356

355

336

340

334

333

327

321

319

313

jun-16

jul-16

ago-16

sep-16

oct-16

nov-16

dic-16

330

200 ene-16

feb-16

mar-16

abr-16

may-16

PETRÓLEO/CONDENSADO (Bbld)

GASOLINA (Bbld)

GLP (Bbld)

Pronóstico de Entrega de gas

ENTREGA DE GAS NATURAL 70 61

61

60

58

60

59

57

58

58

57

56

56

55

sep-16

oct-16

nov-16

dic-16

MMpcd

50

40

30

20

10

0 ene-16

feb-16

mar-16

abr-16

may-16

jun-16

jul-16

ago-16

GAS EN EL PUNTO DE FISCALIZACIÓN (MMpcd)

Pronóstico de producción de agua PRODUCCIÓN DE AGUA AGUA (Bbld)

ene-16

292

feb-16

301

mar-16

311

abr-16

321

may-16

331

jun-16

340

jul-16

350

ago-16

360

sep-16

369

oct-16

379

nov-16

389

dic-16

399

2016

345

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RIO GRANDE

5.2.

Historial de Producción

A continuación se presenta la historia de producción del campo. 6

10

Rio Grande

5

10

4

10

3

10

2

10

1

10

Field: Rio Grande Caudal Gas Prod DC ( Kcf/d ) Caudal Petróleo DC ( bbl/d ) Caudal Agua DC ( bbl/d ) Caudal Gas Iny DC ( Mcf/d ) Caudal Gasolina DC ( bbl/d ) Caudal GLP DC ( bbl/d )

0

10

-1

10

1962

64

66

68

70

72

74

76

78

80

82

84

86

88 90 DATE

92

94

96

98

2000

02

04

06

08

10

12

14

Gráfico 1. Historia de Producción En el año 2001 se incrementa la producción, fruto de las reparaciones de pozo y la perforación de pozos infill, dos de ellos horizontales. Entre junio de 2010 y Junio de 2013, en el Bloque Sur de la estructura, se profundizaron 3 Desde Agosto del 2010 se inició la producción del reservorio Iquiri-1, proyecto que inició con la reinterpretación de la sísmica 3D del área, donde se identificó una importante anomalía de amplitud (bright spot) que afecta al Iquiri en sus tramos superiores (+/- 3550 a 3700 m de profundidad). Mediante la profundización del pozo RGD-22, se realizó el descubrimiento de este “nuevo” reservorio (Iquiri-1), posteriormente se perforó un pozo (RGD-81) y se profundizaron dos pozos (RGD-56 y RGD-37) con el mismo objetivo y similares caudales de producción. A la fecha, los pozos productores de este reservorio tienen más del 50% de la producción total del campo. Actualmente son 16 los pozos terminados en este reservorio: 3 en el bloque Sud-Este (RGD-86, RGD-87D y RGD-95D), 6 en el bloque Centro Sud (RGD-82, RGD-83, RGD-84, RGD-88D, RGD-89D, RGD-90Dst) y 7 en el bloque Sud-Oeste (RGD-22, RGD-37, RGD-39A, RGD-56, RGD-78D, RGD-81, RGD-85). Los niveles arenosos de la Fm Tarija en el Campo Río Grande, fueron descubiertos mediante la profundización del pozo RGD-64Re en 2013, tuvo una producción de noviembre 2013 a septiembre 2014. Actuablemente se encuentra en operaciones para habilitar a producción un tramo productor superior de este reservorio en el pozo RGD64RE En 2014 se inicio la perforación de dos pozos en el área norte del campo donde se encontró producción con presiones originales en el reservorio San Telmo, RGD-99D (San Telmo Ws) y RGD-102D (San Telmo Winf). Página 36 de 48

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ANEXOS: Anexo A – Planilla de Presupuesto (CAPEX y OPEX) Tipo de Costo CAPEX

Etapa Exploración

Desarrollo

Detalle

Actividad/Subactividad 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1 2.1 2.2 2.3 2.4

Estudios Geológicos y Sísmica Perforación Avanzada Patentes Adquisición de Bienes de Uso Administración y Servicios Medio Ambiente Sub - Total Exploración Perforación de Pozos Intervención Terminación Construcción e Instalaciones

A-1

Perforación RGD-X1001

A-2

Perforación RGD-97D

A-3

Defensivos Río Grande Márgenes Sur (RGD) Construcción nuevo puente de medición líquidos Río Grande Condensado Instalaciones Superficiales Río Grande Sur (RGD) Horno Pirolítico (RGD) Compresor de Baja Presion 500 PSI (RGD) Adquisición aires acondicionado de precisión - Río Grande Adecuacion Sistema Generación Eléctrica (RGD - INY) Defensivos RGD-86, RGD-87 (RGD) Sistema de Alivios y Venteos KOD (RGD) Inversiones en Servicios Generales Inversiones en Tecnología e Informática

A-4

2.5 Adquisicion Bienes de Uso 2.6 2.7 2.8 2.9 2 Total CAPEX

Administración y Servicios Medio Ambiente Geofísica Estudios Sub - Total Desarrollo

A-5 A-6 A-7 A-8 A-9 A-10 A-11 A-12 A-13

Importe ($us)

Importe (Bs)

824.412

5.737.908

824.412 7.047.951

5.737.908 49.053.736

639.976

4.454.234

197.700

1.375.992

171.590 142.858 110.500 110.137 92.350 57.000 55.000 282.402 103.200

1.194.264 994.294 769.080 766.554 642.756 396.720 382.800 1.965.518 718.272

9.010.664 9.835.076

62.714.219 68.452.126

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Tipo de Costo OPEX

Etapa Exploración Desarrollo Explotación

Actividad/Subactividad 3 3 4 4 5.1

Exploración Sub - Total Exploración Otros Gastos de Desarrollo Sub - Total Otros Gastos de Desarrollo Administrativo

5.2 Campo

5.3 Compresor

5.4 Generación Eléctrica

5.5 Planta

5.6 Sistemas de Almacenamiento

Amortizaciones Abandono Total OPEX Total general

5 6 6 7 7

Sub - Total Explotación Amortizaciones Sub - Total Amortizaciones Abandono Sub - Total Abandono

Detalle

62000 63000 63001 64001 64003 64004 64017 62006 63001 64001 64004 64006 64007 64009 64010 64013 64014 64015 64020 64009 64010 64013 64015 64009 64010 64013 64015 64007 64009 64010 64013 64015 64009 64010

Importe ($us)

GASTOS PERSONAL YPFB (CAPACITACIÓN) SERVICIOS BANCARIOS Y SIMILARES RESULTADO FINANCIERO REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES GASTOS DE VIAJE HOJAS DE TIEMPO SOPORTE OPERACIONAL (AMORT) SERVICIOS DE AUDITORIA RESULTADO FINANCIERO REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES HOJAS DE TIEMPO SERVIDUMBRE SERVICIOS EN POZO REPARACION Y CONSERVACION SUMINISTROS MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD RELACIONES CON LA COMUNIDAD OTROS SERVICIOS SEGUROS REPARACION Y CONSERVACION SUMINISTROS MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD OTROS SERVICIOS REPARACION Y CONSERVACION SUMINISTROS MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD OTROS SERVICIOS SERVICIOS EN POZO REPARACION Y CONSERVACION SUMINISTROS MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD OTROS SERVICIOS REPARACION Y CONSERVACION SUMINISTROS

171.461 57.594 307.862 1.443.377 20 1.224.116 1.068.216 358.544 461.793 6.558.324 1.836.173 125.000 693.366 1.178.790 361.791 567.480 182.420 696.509 908.285 146.146 257.216 4.763 6.831 45.825 186.511 1.905 2.800 844.008 1.159.176 580.914 8.573 10.806 90.849 4.209 21.551.653 32.139.084 32.139.084 12.715.111 12.715.111 66.405.848 76.240.923

Importe (Bs)

1.193.369 400.853 2.142.718 10.045.905 139 8.519.845 7.434.782 2.495.464 3.214.077 45.645.938 12.779.767 870.000 4.825.829 8.204.379 2.518.063 3.949.664 1.269.643 4.847.702 6.321.662 1.017.175 1.790.223 33.147 47.546 318.945 1.298.114 13.259 19.490 5.874.297 8.067.863 4.043.163 59.665 75.212 632.312 29.295 149.999.507 223.688.021 223.688.021 88.497.173 88.497.173 462.184.701 530.636.827

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Anexo B – Programa Anual de Capacitación YPFB Andina S.A. entiende por Formación “todo proceso de aprendizaje por el cual una persona se hace más competente en el desempeño de su trabajo e incrementa su potencial para ocupar puestos de trabajo de distinta responsabilidad”; para lo cual cada año se elabora el Plan Anual de Capacitación, orientado a identificar, priorizar, planificar y presupuestar las acciones formativas necesarias para el desarrollo de las personas, en base a las necesidades y prioridades de la unidad y/o de la compañía, teniendo en cuenta los Planes de Desarrollo y Plan Estratégico de la Compañía. El Plan Anual de Capacitación alcanza a todo el personal de plantilla, y recoge la totalidad de las actividades formativas anuales de la Compañía y está compuesto por dos grandes programas destinados a fortalecer competencias técnicas y genéricas del personal de YPFB Andina: Programa Anual de Formación (PAF) y el Programa de Desarrollo Individual (PDI). El Programa Anual de Formación (PAF) es un grupo de actividades formativas propuestas por la Gerencia de RH, estructuradas sobre la base de la identificación de necesidades formativas de las distintas áreas y priorizadas en función de las competencias técnicas y/o genéricas que se requieran fortalecer, para el cumplimiento de los programas y/o proyectos a encarar durante la gestión. El PAF está conformado por tres líneas de gestión de actividades formativas: o

Línea Base MASC: Actividades que permiten cumplir con lo establecido en el Sistema Integrado de Gestión (SIG).

o

Línea Base Software Técnico: Conocimientos técnico-informáticos que requieren las distintas áreas para la ejecución de las operaciones.

o

Línea Estratégica: Actividades que están destinadas a fortalecer competencias técnicas y/o genéricas específicas del negocio, en función al Plan Estratégico de la Compañía.

El Programa de Desarrollo Individual (PDI): Actividad formativa específica que tiene la finalidad de facilitar la adquisición, mantenimiento y desarrollo de las competencias (genéricas y/o técnicas) vinculadas al puesto o función puntual. Se entiende que para estas actividades formativas no se cuenta con la masa crítica de participantes por lo que su proceso de gestión está a cargo cada trabajador y del gerente de área. El PDI considera tres tipos de actividades: o

PDI Base: Actividades identificadas por los empleados de la Compañía vinculadas al puesto y/o función que desempeñan.

o

PDI Maestrías, Diplomados y Especialización: Actividades de especialización individual de largo alcance.

o

PDI Desarrollo Gerencial: Programa de formación específica, para fortalecer y priorizar la capacitación de los trabajadores identificados como Sucesores y Altos Potenciales en cada gerencia.

El Plan Anual de Capacitación es relevado el último trimestre del año anterior a la gestión.

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Anexo C – Gestión de Seguridad, Salud y Medio Ambiente Seguridad y Salud YPFB Andina S.A. mantiene la certificación de su sistema de Gestión de Seguridad e Higiene Ocupacional, OHSAS 18001 otorgada por el ente certificador Bureau Veritas (VBQi), desde el año 2003, para las operaciones en Exploración, Perforación y Producción, en la gestión 2013 se cumplieron diez años de estar certificados bajo la norma OHSAS 18001. En la gestión 2013 se han realizado acciones de mejora que han permitido obtener en el corto plazo resultados más que satisfactorios, aumentando el nivel de seguridad en todas nuestras operaciones que conllevan riesgo significativo. Se han registrado más de dos millones de horas trabajadas sin tener que lamentar fatalidad entre nuestro personal propio y contratistas desde enero a agosto 2013. Los indicadores trazados como objetivo para la gestión 2013 se vienen cumpliendo según lo definido al inicio de la gestión.
Los índices de Frecuencia y Gravedad cerraron a agosto con los valores de:

IF= 0,00 para un objetivo de 0.73 IG= 0,00 para un objetivo de 0.
Otros indicadores sujetos a seguimiento son el Indicador de Accidente de Tránsito (IAT) y el Indicador de Observación de Trabajo (IOT): IAT= 0,19 para un objetivo de 1.8 IOT= 200 para un objetivo de >=90. En la última auditoria externa realizada en el mes de julio por el ente certificador Bureau Veritas, no se emitieron No Conformidades al sistema de gestión de salud y seguridad en el trabajo.

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Medio Ambiente YPFB Andina S.A. al asumir el compromiso de desarrollar sus actividades de exploración y producción, considera como uno de sus valores esenciales, la protección al Medio Ambiente y el respeto al ecosistema en la cual debe desarrollar sus operaciones, minimizando los impactos y dando cumplimiento a la legislación ambiental vigente. Para el cumplimento de estos compromisos, YPFB Andina S.A. cuenta con una certificación ISO 14001, como apoyo al marco Legal. Toda la Gestión Ambiental está orientada a la protección ambiental y al manejo adecuado de los residuos generados por su operación, la cual es cumplida acorde al “Plan Ambiental de YPFB Andina”, presentado a la Autoridad Ambiental Competente. La metodología del control de Medio Ambiente se realiza mediante monitoreos periódicos acorde al siguiente marco Legal.
Ley de medio Ambiente Nro. 1333 y sus regulaciones.
Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos.
Ley Forestal Nro.1700 y su Reglamentación.
Norma Boliviana NB 742 – 760 (Normas Técnicas de Residuos Sólidos).
Sistema de Gestión Ambiental ISO 14001 de Andina S.A. YPFB Andina S.A. ha implementado indicadores, para medir el desempeño ambiental, los cuales se presentan a continuación: IFD:

Índice de Frecuencia de Derrames, objetivo (2013) 7.75 m3

IPN:

Índice de Pérdida Neta, objetivo (2013) 0.00039 m3

Cabe señalar, que en esta gestión ningún derrame ha superado los 2 m3 que deberían ser comunicados a los Organismos Sectoriales Competentes, acorde a la Reglamentación Ambiental Vigente. En Julio 2013, se realizó la auditoría externa de verificación de la ISO 14001 por parte de VBQi, no encontrando ninguna No Conformidad en la gestión ambiental. YPFB Andina S.A., realizó el primer curso taller para formación de Fiscales de Biorremediación- Land Farming, el curso fue teórico-práctico, con el objetivo de lograr una mejorar gestión en el control de la biorremediación.

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Se tiene proyectado la realización de cursos de capacitación, al personal propio como contratado en los siguientes temas:
Gestión de Residuos
Biorremediación Conceptual
Evaluación de Impactos Ambientales
Legislación Ambiental
Simulacros Contra Derrames Toda la gestión está orientada a la prevención y mitigación de los impactos ambientales originados por la operación. Cabe señalar que la certificación ISO 14001 garantiza que la operación de YPFB Andina S.A. es tan limpia, como cualquier otra operadora de primer mundo.

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Anexo D – Actividades de Responsabilidad Social Empresarial YPFB ANDINA S.A., consecuente con su Visión, Misión, Valores y sus principios de buen gobierno, ética, transparencia y respeto al entorno, está comprometida en desarrollar sus actividades atendiendo las necesidades y expectativas de sus distintos grupos de interés con el propósito de generar bienestar; para ello se tiene aprobado por el Directorio las Políticas de RSE y el Plan Estratégico donde realizaremos acciones que promueven las buenas prácticas empresariales en sus relaciones sociales

y medioambientales,

contribuyendo y reinvirtiendo en la propia sociedad los beneficios que nuestra actividad genera.

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Anexo E – Actividades de Relacionamiento Comunitario En las comunidades vecinas a nuestras áreas de operación, somos articuladores para generar alianzas estratégicas con algunos actores que nos permitirán hacer sinergia para el alcance de mayores y mejores impactos del Desarrollo Económico Social. Como resultado de acuerdos consensuados con las demás instituciones gubernamentales nacionales, departamentales y locales, organizaciones no gubernamentales desarrollamos acciones y proyectos para responder a sus expectativas y necesidades básicas, buscando establecer relaciones de confianza, de largo plazo, duraderas y de mutuo beneficio. Los proyectos y programas sociales de YPFB ANDINA S.A. promueven el compromiso e inclusión de los comunarios para su propio desarrollo. Ejecutamos estrategias, políticas y acciones para mejorar la salud, la educación, habitabilidad, la cultura, el deporte, el desarrollo productivo y la infraestructura vial como mejoramiento de caminos vecinales. De esta forma la empresa YPFB Andina contribuye

de gran manera a mejorar las

condiciones de vida de las comunidades vecinas que forman parte del área de influencia de la Empresa.

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Anexo F – Normas, Prácticas y Procedimientos aplicados de acuerdo a Ley y Reglamentos vigentes en las operaciones de campo. YPFB Andina S.A. empresa líder en el rubro de Hidrocarburos trabaja constantemente buscando la excelencia (Visión de YPA) mediante la mejora continua (Política de YPA). La Excelencia es una cultura empresarial, basada en la mejora continua, que implica la asunción

de

prácticas

sobresalientes

en

la

gestión

de

una

organización.

Tiene en cuenta tanto los resultados de la empresa, como a todos los agentes que inciden en ellos, lo que facilita que mejore su gestión y competitividad. Actualmente la empresa está certificada bajo las normas ISO 9001:2008; ISO TS 29001:2010; OHSAS 18001:2007; ISO14001:2004, con el aval de la empresa Bureau Veritas, estas certificaciones ya han llegado a cumplir 10 años de mantenimiento y de maduración de los Sistemas de Gestión, dentro de nuestra empresa. Para que estas Certificaciones se obtengan y por sobre todas las cosas se mantengan uno de los pilares fundamentales es el apoyo por parte de la Dirección (Junta de Gerentes), los cuales definen los lineamientos a seguir durante toda la gestión. Si no se diera este apoyo vano fueran los intentos por obtener estas Certificaciones internacionales. En YPFB Andina se han desarrollado Herramientas acorde a la tecnología de nuestros tiempos y al liderazgo que tiene la empresa en el sector, esta Herramienta se denomina Sistema Integrado de Gestión (SIG), en la cual están todos los procedimientos de la empresa tanto de Producción, Ingeniería, Mantenimiento, Perforación, Exploración, Compras&Contratos, Comercial con un enfoque en Medio Ambiente, Seguridad, Salud, Higiene Industrial y Calidad. El “Sistema Integrado de Gestión (SIG)” es de uso común de todo el personal y puede cambiar en base a las necesidades del personal.

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Anexo G – Detalle de actividades CAPEX. A continuación se presenta el detalle de los proyectos de inversión, el mismo incluye la descripción de todas las actividades. PROCEDIMIENTO DE TRANSFERENCIA DE DESTINO ENTRE AREAS DEL MISMO TITULAR Si por causales imprevistas, o si previstas inevitables, se tuviera la necesidad de utilizar Materiales programados para uno o varios Contratos de Operación diferentes a aquellos que los requieren con prioridad para optimizar las Operaciones Petroleras y sus Costos, éstos serán transferidos y consignados como si hubieran sido originalmente previstos para ese último destino. La operación de transferencia de destino será informada a YPFB, y reportada de acuerdo a los procedimientos contractuales relacionados a Costos Recuperables. Entendiéndose que los materiales a ser transferidos y consignados, cumplieron con todos los requisitos y procedimientos establecidos en los Contratos de Operación de origen.

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Anexo H – Cronograma CAPEX. A continuación se presenta el cronograma de todos los proyectos de inversión del campo.

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Anexo I – Mapa de ubicación de pozos. A continuación se presenta el mapa de ubicación de los pozos del campo.

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