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UNIVERSIDAD CATÓLICA ANDRÉS BELLO
VICERECTORADO ACADEMICO
DIRECCIÓN GENERAL DE ESTUDIOS DE POSTGRADO
ÁREA DE INGENIERIA
ESPECIALIZACION INGENIERIA INDUSTRIAL Y PRODUCTIVIDAD
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA REACTIVACION DE UN POZO DE
PETROLEO DE VENEZUELA. CASO DE ESTUDIO: CAMPO LA ROSA.
presentado por: Jorge Enrique Lozada Ramirez para optar al titulo de: Especialista en Ingeniería Industrial y Productividad
Asesor
Daniel Lahoud.
Caracas, Marzo de 2.015.
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Caracas, 19 de Marzo de 2.015.
Director Programa Especialidad Ingeniería Industrial y Productividad Dirección General de los Estudios de Postgrado Universidad Católica Andrés Bello (UCAB) Presente.-
Referencia: Aprobación de Tutor
Tengo a bien dirigirme a Usted a fin de informarle que he leído y revisado el borrador final del Trabajo Especial de Grado titulado “Estudio de factibilidad para la reactivación de un pozo de petróleo en Petróleo de Venezuela. Caso de estudio: Campo La Rosa” , presentado por el Ing Jorge Enrique Lozada Ramírez, titular de la cédula de identidad Nº 6.196.051 , como parte de los requisitos para optar al Título de Especialista en Ingeniería Industrial y Productividad. A partir de dicha revisión, considero que el mencionado Trabajo Especial de Grado reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a evaluación por el distinguido Jurado que tenga(n) a bien designar.
Atentamente,
MSc. Daniel Lahoud. C. I. Nº 5.530.
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AGRADECIMIENTO.
Es justo expresar mis más sincero agradecimiento a las siguientes personas: A todos los profesores de las diferentes Cátedra del Postgrado de Ingeniería Industrial y Productividad de la Universidad Católica “Andrés Bello” que de una u otra forma guiaron los pasos en la elaboración de este trabajo especial de grado. Especialmente al profesor: Daniel Lahoud que imparte la materia de Finanzas para Ingenieros en el Postgrado de Ingeniería Industrial y Productividad por los conocimientos expuestos en su cátedra que ayudaron a la ejecución de este trabajo de investigación y al profesor Rodrigo Peraza de la Cátedra de Macroeconomía en el Postgrado de Economía Empresarial por su basta experiencia como docente en la Escuela de Pregrado y Postgrado de Petróleo de la UCV y a su extensa experiencia laboral en Lagoven como Gerente de Tesorería. A ambos por facilitarme y transmitirme el conocimiento y su experiencia en el desarrollo de este trabajo de investigación durante las sesiones de consulta. A mis padres Ana de Lozada y Juan Lozada por darme los mejores consejos sobre la tenacidad, paciencia y constancia en esos momentos oportunos. A mis hermanos: Juan Lozada , Jesús Lozada , y José Lozada por apoyarme en todo momento y por esa confianza que me inspiraban a seguir adelante. A Carmen Lozada mi hermana y segunda mamá ya que fue ese bastión que con su reprimenda me hacia mantenerme siempre enfocado. A Noemí Tovar Urbano por permanecer a mi lado y por el grado de solidaridad y comprensión durante este largo pero fructífera travesía. A Jorge Lozada , Mi Príncipe que es el nuevo integrante de la familia y doy gracias a Dios, El Todopoderoso por haberme premiado con este hermoso angelito. A todos ellos mis más sincera gracias.
Ing. Jorge Lozada
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INDICE GENERAL.
p.p CARTA DE APROBACION I DEDICATORIA II AGRADECIMIENTO III INDICE GENERAL IV INDICE DE TABLAS VII INDICE DE FIGURAS IX INDICE DE ECUACIONES X INDICE DE GRAFICAS XI RESUMEN XII INTRODUCCION 1
CAPITULO I – EL PROBLEMA. Planteamiento del Problema 5 Justificación del Estudio 7 Objetivo de Estudio Objetivo General 9 Objetivos Específicos 10
CAPITULO II – MARCO METODOLOGICO. Consideraciones generales 11 Premisas para la evaluación económica 11 Ubicación geográfica 12 Tipo de investigación 14 Diseño de la investigación 14 Población o Universo de estudio 15 Muestra 16 Instrumento de recolección de datos 17 Descripción de los instrumentos y ecnicas de recoleccion de datos 17 Técnicas de presentación de datos 17 Análisis e interpretación de los resultados 17
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p.p Simulación WELLFLO 81 CAPITULO V – CONCLUSIONES 86 CAPITULO VI – RECOMENDACIONES 90 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS 92 ANEXOS Glosario de términos 97 Estudio de factibilidad 108 El tiempo geológico y las columnas de las formaciones 121
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INDICE DE TABLA
p.p Tabla 1: Diferentes Impuestos sobre la renta en la actividad petrolera en Venezuela.
Tabla 2: Correspondencias entre las superficies de erosión y de inundación definidas en el estudio.
Tabla 3: Parámetro de corte. 70 Tabla 4: Mapas de isopropiedades 70 Tabla 5: Propiedades PVT promedio del LGINF-03. 71 Tabla 6: Cambios en las reservas. 80 Tabla 7: Capacidad Instalada y utilizada de producción para el pozo TJ-763, Campo La Rosa compartido con Tía Juana, Localización PB-V18-C4-A4, Yacimiento LL-O3, Estado Zulia.
Tabla 8: Elemento de Infraestructura y estructura de producción para el pozo TJ-763, Campo La Rosa compartido con Tía Juana, Localización PB-V18-C4- A4, Yacimiento LL-O3, Estado Zulia.
Tabla 9: Maquinarias y equipos de producción para el pozo TJ-763, Campo La Rosa compartido con Tía Juana, Localización PB-V18-C4-A4, Yacimiento LL- O3, Estado Zulia.
Tabla 10: Estudios y proyectos de producción para el pozo TJ-763, Campo La Rosa compartido con Tía Juana, Localización PB-V18-C4-A4, Yacimiento LL- O3, Estado Zulia.
Tabla 11: Inversión total de producción para el pozo TJ-763, Campo La Rosa compartido con Tía Juana, Localización PB-V18-C4-A4, Yacimiento LL-O3, Estado Zulia.
Tabla 12: Depreciación y amortización de producción para el pozo TJ-763, Campo La Rosa compartido con Tía Juana, Localización PB-V18-C4-A4, Yacimiento LL-O3, Estado Zulia.
Tabla 13: Financiamiento de terceros de producción para el pozo TJ-763, Campo La Rosa compartido con Tía Juana, Localización PB-V18-C4-A4, Yacimiento LL-O3, Estado Zulia.
Tabla 14: Resumen de los costos fijos y variables de producción para el pozo TJ-763, Campo La Rosa compartido con Tía Juana, Localización PB-V18-C4- A4, Yacimiento LL-O3, Estado Zulia.
Tabla 15: Materia prima de producción para el pozo TJ-763, Campo La Rosa compartido con Tía Juana, Localización PB-V18-C4-A4, Yacimiento LL-O3, Estado Zulia.
Tabla 16: Ingreso de producción para el pozo TJ-763, Campo La Rosa compartido con Tía Juana, Localización PB-V18-C4-A4, Yacimiento LL-O3, Estado Zulia.
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INDICE DE FIGURA
p.p Figura 1: Mapa Satelital del Estado Zulia. 13 Figura 2: Fases de Estudios Integrados 27 Figura 3: Modalidad de terminación sencilla básica, pozo vertical. 32 Figura 4: Terminación sencilla de opción múltiple selectiva. 33 Figura 5: Terminación sencilla en hoyo desnudo. 34 Figura 6: Terminación sencilla en hoyo desnudo 34 Figura 7: Terminación sencilla y empaque de grava. 35 Figura 8: Practicas de completación selectivas. 36 Figura 9: Elementos de Flujo de Caja Descontado. 53 Figura 10: Diferencias entre el Mapa Estructural Oficial del Tope del Miembro Lagunillas Inferior y el generado por el estudio
Figura 11: Líneas Sísmicas. 65 Figura 12: Modelo Conceptual de Depositación del Campo La Rosa. 66 Figura 13: Diferencias en la correlación entre el modelo anterior y el propuesto basado en la estratigrafía secuencia.
Figura 14: Comportamiento dinámico del Yacimiento LL- 03 74 Figura 15: Gráfico de producción de los pozos del Yacimiento LL-03 (2012). 76 Figura 16: Mapa de Presiones para la Formación La Rosa. 78 Figura 17: Mapa de Presiones para la Formación Lagunillas. 79 Figura 18: Esquema del factor de recobro actual. 101 Figura 19: Esquema del factor de recobro real. 101 Figura 20. El tiempo geológico y la columna de las formaciones 121
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INDICE DE ECUACIONES
p.p Ecuación 1: Flujo de Darcy. 47 Ecuación 2: Ecuacion de Curva de Declinación Exponencial 48 Ecuación 3: Ecuacion de Curva de Declinación Hiperbólica. 48 Ecuación 4: Ecuacion de Curva de Declinación Hiperbólica. 49 Ecuacion 5: Flujo de Caja aplicado en PDVSA. 57 Ecuacion 6: Impuesto sobre La Renta aplicado en PDVSA. 57 Ecuacion 7: Determinación del Valor Presente Neto en PDVSA. 61 Ecuacion 8: Determinación de la Tasa Interna de Retorno en PDVSA. 61 Ecuacion 9: Determinación de la Eficiencia de la Inversión en PDVSA. 62
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UNIVERSIDAD CATÓLICA ANDRES BELLO
VICERRECTORADO ACÁDEMICO
DIRECCIÓN GENERAL DE LOS ESTUDIOS DE POSTGRADO
ÁREA DE INGENIERIA
POSTGRADO INGENIERIA INDUSTRIAL Y PRODUCTIVIDAD
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA REACTIVACION DE UN POZO DE
PETROLEO EN PETROLEO DE VENEZUELA. CASO DE ESTUDIO: CAMPO LA
ROSA.
Autor: Jorge Enrique Lozada Ramírez Tutor: Daniel Lahoud, MSc. Fecha: 2015
RESUMEN. Actualmente el negocio de Exploración y Producción contempla la ejecución de un plan de inversiones y gastos muy ambicioso, en el orden de los 21.742 y 19.500 millones de dólares (MMUS$) respectivamente, en el período 2006-2012. La Unidad de Explotación La Salina, pertenece a la División de Producción Occidente del Distrito Maracaibo de PDVSA, se encuentra ubicada en el estado Zulia y dentro de su planificación de explotación y producción de los hidrocarburos para el año 2012, tiene prevista la reactivación de un pozo en la Localización PB- V18-C4-A4, Yacimiento LL-O3, Pozo TJ-763. El objetivo de este trabajo es la de evaluar la factibilidad económica de la reactivación de un pozo de petróleo en la localización PB-V18-C4-A4. El estudio de investigación es del tipo de campo y descriptiva y el diseño corresponde a una modalidad mixta de investigación documental con investigación de campo respectivamente. En cuanto a la ejecución del trabajo de investigación comprende tres fases de estudio como son: a) Yacimiento: que consiste en el análisis interpretativo y multidisciplinario del yacimiento en estudio, b) Financiero: que consiste en el análisis y cumplimiento con lo establecido en las Guías Gerenciales para Proyectos de Inversión de Capital y c) Económico: donde se evalúa la rentabilidad de reactivación de un pozo basado en los Lineamientos para la Evaluación Económica de Proyectos de Inversión de Capital. Como resultado de la evaluación se obtendrá un documento que especifique la factibilidad o no de la perforación de un pozo TJ-763 en la Unidad de Explotación La Salina. Con la perforación de este pozo se espera alcanzar en el desarrollo de estas áreas un plato de producción de 100 mil barriles diarios (100MBD) de crudo y 140 millones de pies cúbicos por día (140 MMPCD) de gas, durante 20 años. De no ser factible, seguirán siendo un reto para la División de PDVSA Occidente debido a la alta incertidumbre en relación a extensión del área productiva, zonas agotadas, geología, petrofísica, entre otras; presentándose en el Cretáceo en distintas áreas de la División con diversos grado de explotación como son: Lagomedio, Lagomar, Lagocinco, Urdaneta, y Centro – Sur Lago. Palabras Claves: Exploración, Producción, Hidrocarburo, Planificación, Evaluación, Factibilidad, Inversión, Capital, Proyecto, División, Geología, Petrofísica, Cretáceo.
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INTRODUCCION
La estrategia corporativa de PDVSA está fundamentada en el objetivo de maximizar el valor de los recursos naturales de petróleo y gas que están bajo su control y manejo. Para lograr esto, se orientan esfuerzos hacia la exploración de crudos livianos y medianos, la valoración de los crudos pesados y extrapesados, el desarrollo intensivo del gas y la optimización de las actividades aguas abajo. Todas estas tareas, siendo PDVSA una empresa del Estado venezolano con un gran compromiso y responsabilidad social, están relacionadas con un importante número de proyectos integrales de desarrollo alineados al Plan de la Nación En el marco del Plan Siembra Petrolera 2006 - 2012 de PDVSA, los grandes compromisos del negocio de Exploración y Producción se centran en la necesidad de:
- Asegurar el crecimiento y maximizar la eficiencia de la producción de hidrocarburos.
- Implementar nuevos esquemas de negociación para la explotación petrolera.
- Maximizar el aporte fiscal a la Nación.
- Impulsar el desarrollo industrial del país.
- Acrecentar la participación constante y protagónica del pueblo La dirección de Exploración de PDVSA tiene como expectativa la incorporación de reservas^1
(^1) La visión exploratoria tiene el objetivo de evaluar todas las cuencas hidrocarburíferas del país, pues a pesar de tener más de 90 años de actividad petrolera, el 75% de cuencas sedimentarias de Venezuela no han sido investigadas deuna forma completa y definitiva desde el punto de vista exploratorio.
por el orden de los 5.408 millones de barriles (MMBLs) de petróleo entre 2006 y 2012, a fin de reponer el 85% del volumen de crudo que espera producir Exploración y Producción en ese mismo lapso de tiempo. Asimismo, planea la incorporación de 17.896 millardos de pies cúbicos (MMMPC) de reservas de gas. Estas metas están sustentadas en la perforación de 133 pozos exploratorios y de delineación.
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Para materializar este esquema, se decidió seleccionar el Campo La Rosa compartido con Tía Juana, en su localización – PB-V-18-C4-A4, Arena LR60- y Yacimiento LL-03, lo cual nos conllevó a efectuar múltiples entrevistas a personal de la industria Petrolera Nacional relacionada con las actividades de explotación, producción y estudios económicos, los cuales sirvieron de base para establecer las consideraciones previas que soportaron la decisión de llevar adelante el proyecto. De allí que se obtuvo la referida información para el Occidente de Venezuela, y particularmente se profundizó en las características del Yacimiento LL-03 estudiándose en detalle el pozo TJ-763. El potencial de producción de la segregación a finales del año 2000 fue de 96. MBLS y la producción promedio para el año 2001 ha sido de 83.8 MBLS hasta Septiembre del 2001. El campo cuenta con una historia de producción superior a los 75 años, donde uno de los principales problemas es el alto grado de agotamiento que presentan los yacimientos, aunado a la complejidad geológica del área, pozos con altos corte de agua o gas, arenamiento prematuro de los pozos y bajos factores de recobro entre otros. Por lo mencionado anteriormente, el presente trabajo especial de grado consiste en describir las características más importantes de estas formaciones en el área de estudio y realizar el estudio de factibilidad para la perforación del pozo TJ-763 de la propuesta. A tal fin, la investigación se presenta estructurada en seis capítulos, que se describen a continuación: Capitulo I -. El Problema de Investigación compuesto por: Planteamiento del Problema, Justificación del Problema, Objetivos de Estudio, Objetivo General y Objetivos Específicos. Capítulos II – Marco Metodológico compuesto por: Ubicación geográfica, Tipo de Investigación, Diseño de la Investigación. Población o Universo de estudio, Muestra, Instrumentos de recolección de datos, Descripción de los instrumentos y técnicas de recolección de datos, Análisis e interpretación de los resultados, Técnicas de presentación de datos y Procedimientos para realizar la investigación.
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Capitulo III: Marco Teórico compuesto por: Visión general del Negocio, Petróleos de Venezuela: Empresa estatal, Negocio de PDVSA Exploración y Producción, Reactivación de pozo petrolero y Lineamiento para la evaluación económica de proyectos de inversión de capital. Capitulo IV: Análisis de Resultados compuesto por: datos recabados mediante el análisis de factibilidad de los datos técnicos, económicos y financieros y los datos recabados en estudio de campo mediante la geología operacional. Capitulo V: Conclusiones.. Capitulo VI: Recomendaciones. Finalmente se presentan las Referencias Bibliografías y Anexos correspondiente a la investigación.
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infraestructura y servicios conexos requeridos para la extracción, manejo y disposición de este hidrocarburo. La segregación Rosa Mediano se extiende en un área operativa de 418 Km², que involucra 84 yacimientos con un petróleo original en sitio de 16. MMMBLS, más 7 yacimientos compartidos con la UE Tía Juana Lago, para un total de 91 yacimientos, 17.9 MMMBLS de POES, unas reservas recuperables de 3.80 MMMBLS, 1340 pozos completados, 909 activos, 6 proyectos de inyección de agua distribuidos en tres yacimientos y un proyecto de inyección de gas actualmente cerrado. La columna geológica de explotación comprende arenas de edad Mioceno, Eoceno y Cretáceo, caracterizadas por el grado de consolidación de las mismas. El negocio RM (Rosa Mediano) cuenta con cuatro campos: La Rosa, Punta Benítez, Tía Juana y Lagunillas. Para los efectos de la caracterización de los yacimientos de la segregación Rosa Mediano, se ha sido dividido en cuatro principales áreas: Mioceno Norte, Eoceno Norte, Eoceno Oeste y Franja del Kilómetro, donde el yacimiento Lagunillas Inferior 03 (LL-03), del Mioceno Norte, representa 34% del petróleo original en sitio y 35% de la producción total de la segregación Rosa Mediano. El área Mioceno Norte corresponde a los yacimientos de edad Mioceno y las áreas Eoceno Norte y Oeste a los del Eoceno, con profundidades promedio de 2.900 pies y 4.500 pies, respectivamente. En cuanto a la Franja del Kilómetro, se tienen pozos completados tanto en las arenas del Mioceno como en las del Eoceno (Ver Anexo III). Las propiedades petrofísicas de la roca en términos generales son de porosidades entre 12 y 31%, y permeabilidades entre 20 y 1500 miliDarcy, siendo las formaciones de edad Mioceno las que presentan mejor calidad de roca. El potencial de producción de la segregación a finales del año 2000 fue de 96. MBLS y la producción promedio para el año 2001 ha sido de 83.8 MBLS hasta Septiembre del 2001. El campo cuenta con una historia de producción superior a los 75 años, donde uno de los principales problemas es el alto grado de
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agotamiento que presentan los yacimientos, aunado a la complejidad geológica del área, pozos con altos corte de agua^5
- ¿En qué Plan esta fundamento el Plan de Negocio de PDVSA Exploración y Producción como lineamiento Corporativo?;
o gas, arenamiento prematuro de los pozos y bajos factores de recobro entre otros. Por las razones anteriormente descritas y debido a la planificación de explotación y producción de los hidrocarburos para el año 2012 de La Unidad de Explotación La Salina, perteneciente a la división de Producción Occidente del Distrito Maracaibo de PDVSA, Estado Zulia se hace necesario la reactivación del pozo TJ-763, y el cual se han formulado las siguientes preguntas para este trabajo de investigación:
- ¿Cuáles son las etapas que conforman la construcción y diseño de pozo petrolero en PDVSA?;
- ¿Cuáles son los lineamientos para la evaluación económica de proyectos de inversión de capital utilizados en PDVSA?
- ¿Cuál es la metodología actual utilizada para la evaluación económica de proyectos de inversión de capital en PDVSA y sus Empresas Mixtas?
- ¿Cuáles son los indicadores económicos para la evaluación de una propuesta de inversión en PDVSA y sus Empresas Mixtas? y
- ¿Será factible o no, la reactivación del pozo TJ-763 en la localización PB-V-18-C4-A4, Yacimiento LL-03, de la Unidad de Explotación La Salina, perteneciente a la división de Producción Occidente del Distrito Maracaibo de PDVSA, Estado Zulia, utilizando los Lineamiento para la Evaluación Económica de Proyectos de Inversión de Capital (LEEPIC) aplicado en PDVSA y sus Empresas Mixtas? Justificación del Estudio.
(^5) En la mayoría de los pozos productores existen gran cantidad de aguas de formación entrampada originalmente en los espacios porosos de la roca, originadosedimentos, donde sus características van a depender del ambiente sedimentario de deposición, la era geológica, la por un proceso geológico ocurrido durante muchos años de deposición de profundidad, el gradiente hidráulico, los elementos solubles de la roca asociada, la movilidad de los elementosquímicos disueltos y la magnitud del intercambio iónico o reacción química de los constituyentes. .
