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“EVALUACIÓN TÉCNICA Y FINANCIERA, CON
METODOLOGÍA ESTOCÁSTICA DE PROYECTOS DE
INVERSIÓN PETROLERA EN AGUAS PROFUNDAS”
TESIS PROFESIONAL DE TITULACIÓN
PARA OBTENER EL GRADO DE:
INGENIERO PETROLERO
PRESENTADO POR:
JOSÉ DE JESÚS CALDERÓN VERDUGO
MÉXICO D.F. JUNIO - 2010
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
UNIDAD TICOMAN
AGRADECIMIENTOS
Esta tesis es dedicada a todas aquellas personas que han intervenido para mi
bien, tanto en mi formación profesional como a lo largo de mi educación personal.
Le agradezco a Dios por haberme permitido culminar mis estudios y haber llegado
a esta etapa de mi vida.
A mis papás Rosa Ma. Verdugo H. y Javier Calderón N., que gracias a sus
esfuerzos, sacrificios y desvelos; he podido llegar a mis metas, a ser una persona
de bien y enfrentar los problemas sin darles la espalda, en fin gracias por darme
todo su apoyo y confiar en mí.
A mis Hermanos Javier, Hilda Rosa y Jorge Luis, que en momentos difíciles
durante mi carrera me brindaron sus conocimientos y experiencias para salir
adelante de todo obstáculo, muchas gracias.
A mis tíos, tías, primos, primas, a toda mi familia que formo parte de mi educación,
que me llegaron a dar consejos y me han dado gratos momentos.
A mi director de tesis externo el Ing. Javier Calderón N., con el que llegó a
sacrificar bastantes horas de su tiempo tanto en las mañanas, tardes, noches y
hasta en las madrugadas para finalizar esta tesis, gracias por confiar y creer en
mí y gracias por enseñarme nuevos conocimientos y conceptos en la industria
petrolera; motivándome así para ser un buen profesionista.
Al Director de tesis interno el Ing. Moisés Jaime Sánchez Velázquez., que fue mi
profesor durante la carrera y me compartió sus conocimientos y experiencias;
gracias por el apoyo que me brindo en este trabajo.
Al jurado presente de mi examen profesional, que fueron los que supervisaron y se
dieron a la tarea de revisar y hacer algunas observaciones en este trabajo. Ing.
Julio Eduardo Morales de la Garza, Ing. Alberto Enrique Morfin Faure, Ing. Enrique
Aguilera Hernández y el Ing. Ángel Villalobos Toledo.
A la mayoría de los profesores de la escuela, desde el primer y hasta el último
semestre que curse con ellos, los cuales me dieron las bases y fundamentos de
esta carrera.
A mis amigos, que más que amigos han sido como hermanos ya que hemos
convivido en varias ocasiones, les agradezco su paciencia, ayuda y apoyo; gracias
a José Luis Romero Ignacio, Francisco Javier Landon Mojica, Levi Gamaliel
Rodríguez Ramírez, Gabriel Rodríguez Díaz, Saúl M. Flores; y aunque ellos fueron
mis mejores amigos a lo largo de la carrera, también hay otras personas, amigas y
amigos que no menciono sus nombres porque en realidad son bastantes los que
han ocupado un lugar en mi mente y en mi corazón, a todos mil gracias porque sin
ustedes no hubiera sido posible realizar este sueño, ser un orgulloso Ingeniero
Petrolero de la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura de la unidad Ticoman
del IPN.
Y por último, pero no menos importante, le agradezco mucho a la institución, al
Instituto Politécnico Nacional, el cual me abrió sus puertas para finalizar mis
estudios, y por supuesto a mi escuela, la Escuela Superior de Ingeniería y
Arquitectura unidad Ticoman, la cual se volvió mi segunda y amada casa. Muchas
Gracias.
INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL
“LA TECNICA AL SERVICIO DE LA PATRIA”
Soy politécnico porque aspiro a ser todo un hombre. Soy politécnico porque exijo mis deberes antes que mis derechos. Soy politécnico por convicción y no por circunstancia. Soy politécnico para alcanzar las conquistas universales y ofrecerlas a mi pueblo. Soy politécnico porque me duele la patria en mis entrañas y aspiro a calmar sus dolencias. Soy politécnico porque ardo en deseos de despertar al hermano dormido. Soy politécnico para prender una antorcha en el altar de la Patria. Soy politécnico porque me dignifico y siento el deber de dignificar a mi Institución. Soy politécnico porque mi respetada libertad de joven y estudiante me impone la razón de respetar este recinto. Soy politécnico porque traduzco la tricromía de mi bandera como trabajo, deber y honor.
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de proyectos de inversión en Aguas Profundas”
Resumen 5
RESUMEN
En esta tesis, se realiza un breve ensayo de la economía a nivel nacional e
internacional, con el escenario de la globalización para tratar de explicar el porqué
de evaluar proyectos.
En la industria petrolera internacional, hasta mediados de la década de los 80 del
siglo pasado, la intuición era la principal forma de asignar los recursos para
desarrollar proyectos petroleros; pero a raíz de crisis económicas en los países
consumidores de hidrocarburos, estos hicieron que los precios de hidrocarburos
disminuyesen y los países productores, de por sí ya afectados por las crisis
mencionadas fueron mayormente castigados, así mismo las grandes petroleras
cuyos principales activos estaban en los países productores de hidrocarburos,
vieron mermadas sus utilidades; y aunque la evaluación de proyectos no es un
concepto nuevo, la aplicación a proyectos petroleros no era formal, a partir de
1990 la evaluación financiera de proyectos petroleros se instituyo de manera
oficial y formal para los organismos descentralizados del gobierno federal a través
de reglamentos por la Secretaria de Energía y la Secretaria de Hacienda y Crédito
Público.
Los tiempos de invertir grandes cantidades de dinero al azar habían acabado, las
grandes petroleras se vieron obligadas a verificar sus esquemas de planeación de
inversiones en base a la filosofía de evaluación de proyectos, de esta forma se
adquirió la moda de evaluarlos en forma deterministica; está manera de evaluar
proyectos funciono hasta fechas recientes, sin embargo, en los últimos 2 lustros
del siglo presente, las condiciones económicas y de mercados para los países
consumidores y exportadores, derivado de las grandes inversiones requeridas
para descubrir, explotar y comercializar los hidrocarburos, dieron pauta a
desarrollar nuevas metodologías con respecto al cálculo tradicional de evaluación
de proyectos, bajo este esquema se diseñó la evaluación estocástica o
probabilistica de proyectos, en la cual se pretende detectar y mitigar los riesgos de
un proyecto de esta naturaleza que permita garantizar una rentabilidad aceptable,
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Resumen 6
con respecto a los grandes cantidades de inversión requeridas en proyectos
petroleros.
Adicionalmente a estos beneficios establecer rangos mínimos, máximos y
centrales, para:
Volúmenes originales
Producciones de aceite y gas
Inversiones requeridas
Utilidades
Todo esto detectando y mitigando los riesgos principales asociados a los eventos
técnicos (geológicos, geofísicos, de perforación y de yacimientos, etc.)
En este trabajo se desarrollaron modelos en Crystal Ball para realizar los cálculos
correspondientes, utilizando generación de distribución probabilística mediante
Monte Carlo en el proceso, desde el cálculo del Volumen Original, las reservas
recuperables, los tiempos de perforación y terminación de pozos, el movimiento de
equipos, los pronósticos de producción de aceite y gas, el diseño del desarrollo del
campo, la explotación del campo, el diseño de las inversiones y la evaluación del
proyecto en forma deterministica y probabilística; para finalmente establecer una
comparación de resultados y en base a esta obtener algunas conclusiones.
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Summary 7
SUMMARY
In this thesis, a brief test of the economy at national and international level is
made, with the scene of the globalization to try to explain so that to evaluate
projects.
In the international oil industry until the mid-80s of last century, the intuition was the
main way of allocating resources to develop oil projects, but the root of economic
crisis in the oil consuming countries, these caused the prices decreases and the oil
producing countries, in itself already affected by the crises mentioned were mostly
punished, so the same big oil companies whose main assets were in the oil
producing countries, saw their profits diminished, and although the evaluation of
projects is a new concept, the application to oil projects was not formal, since 1990
the financial evaluation of oil projects was instituted officially and formally
decentralized agencies of the federal government.
The time to invest large sums of money by chance had finished, the oil majors
were forced to check their investment planning schemes based on the philosophy
of project evaluation, in this way was acquired to evaluate fashion to shape; is how
to evaluate projects worked until recently, however, In the last decade of this
century, economic conditions and markets for consumers and exporting countries,
the large investments required to discover, exploit and market the hydrocarbons
were the pattern to develop new methodologies with respect to the traditional
calculation of project appraisal under this scheme was designed stochastic or
probabilistic assessment project, which aims to detect and mitigate the risks of a
project of this nature which ensure profitability acceptable, with respect to the large
amounts of investment required in oil projects.
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Summary 8
Additionally to these benefits to establish minimum ranks, maximum and central,
stops:
Original volumes
Productions of oil and gas
Required investments
Utilities
All this detecting and mitigating the associated main risks to the technical events
(geologics, geophysical, of perforation and deposits, etc.)
In this paper we develop Crystal Ball models to do the calculations using
probability distribution generation by Monte Carlo in the process, from the
calculation of the original volume, recoverable reserves, timing of drilling and
completion of wells, the movement of equipment, production forecasts for oil and
gas, field development design, exploitation of the field, the design of investment
and project evaluation in a deterministic and probabilistic, to finally make a
comparison of results and based on This draw some conclusions.
CONTENIDO
Pagina
INTRODUCCIÓN.…………………………………………………………………… 1
OBJETIVO…………………………………………………………………………… 4
RESUMEN…………………………………………………………………………… 5
SUMMARY.………………………………………………………………………….. 7
CAPITULOS
I. LA IMPORTANCIA DE LA ECONOMÍA GLOBAL EN LOS MERCADOS DE LAS EMPRESAS DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ……………………………………………………....… 9
1.1. Fundamentos básicos económicos……………………………............ 9
1.2. Globalización……………………………………………………..….......... 10
1.2.1. Argumentos en Favor de la Globalización …………...…........ 10
1.2.2. La Globalización desde un punto de vista crítico…………...... 13
1.3. Economía en México………………………………………………………. 15
1.4. Indicadores macroeconómicos, financieros y de bienestar….......... 16
II. METODOLOGÍA PARA CONCLUIR EN UN DESCUBRIMIENTO DE CAMPO ……………………………..………………………………………. 21
III. DISEÑO DE DESARROLLO DE CAMPO……………………………….. 29 IV. EXPLOTACIÓN DE CAMPO ……………..……………………………… 47
V. DEFINICIÓN DE INVERSIONES REQUERIDAS PARA LAS ACTIVIDADES ………………………………………………………….…. 53
VI. EVALUACIÓN FINANCIERA DETERMINISTICA DEL PROYECTO... 57 VII. EVALUACIÓN FINANCIERA ESTOCASTICA DEL PROYECTO.…... 64 VIII. CONCLUSIÓN EN BASE A RESULTADOS...………………………..... 70 CONCLUSIONES…….…………………………….………………………………. 72 ANEXOS…………….………………………….…..……………………………….. 74 NOMENCLATURA…………………………………………………………………. 82 GLOSARIO…………….……………………..……………………………………... 84 BIBLIOGRAFÍA…………………………………………………………………….. 98
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Objetivo 4
OBJETIVO
El objetivo fundamental es el análisis de factibilidad técnica-financiera, con lo cual
se permite estimar las inversiones requeridas y acotar el umbral del éxito mediante
el retorno de la utilidad, después de recuperar esa inversión.
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Introducción 1
INTRODUCCIÓN
La evaluación técnica, económica y financiera de proyectos de inversión petrolera,
es una práctica común en organizaciones de exploración y producción (upstream).
Las grandes compañías petroleras (EXXON MOBILE, CHEVRON-TEXACO,
BRITISH PETROLEUM) y compañías de servicio como SCHLUMBERGER,
HALLIBURTON, WEATHERFORD, entre otras) han ido refinando la metodologías
de evaluación financieras y económicas de proyectos de inversión, inicialmente
desarrolladas por lo bancos, Banco Interamericano de Desarrollo, Banco Mundial ,
etc., hasta convertirse en una metodología estocástica (probabilística) para
establecer los criterios de evaluación bajo riesgo e incertidumbre; debido a que la
industria petrolera es altamente demandante de tecnología, inversión y recursos
humanos altamente especializados.
Este trabajo parte de un proyecto hipotético denominado Tritón con dos
componentes principales: la primer parte es deterministica y la segunda parte
corresponde a la estocástica y/o probabilística.
Los capítulos que comprenden la primer parte de este trabajo se trató de dar un
breve ensayo de la situación económica nacional e internacional y sus
repercusiones en el ámbito nacional y una descripción breve del proceso
exploratorio y algunas definiciones de la metodología estocástica y sus resultados,
así como la definición e interpretación de los índices e indicadores que dan la
pauta para la ejecución de los proyectos de inversión.
En la segunda parte se refiere a los aspectos del diseño de desarrollo de un
campo hipotético desde el punto de vista técnico y las inversiones requeridas para
llevarlo a cabo, la evaluación financiera del proyecto en forma deterministica, la
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Introducción 2
evaluación financiera del proyecto en forma estocástica y finalmente la
comparación y discusión de ambas metodologías..
Siendo el objetico principal de esta tesis plantear, las bondades, de una
metodología de evaluación estocástica para la evaluación de proyectos de
inversión exploratoria y productora en aguas profundas, mayores de 1000 mts.
La presente tesis también pretende aportar la posibilidad de orientar criterios hacia
la oportuna toma de decisiones, en cuanto a viabilidad técnica y viabilidad de las
inversiones en proyectos petroleros, que de por si estos, requieren grandes
inversiones; en aguas profundas estas inversiones son mucho más cuantiosas y la
evaluación de proyectos en forma estocástica o probabilista, puede auxiliar en
este tema, acotando índices e indicadores de rentabilidad, para lograr una
eficiente inversión que permita generar riqueza al País a través de la industria
petrolera nacional.
La motivación para realizar esta tesis, además de ser necesaria para obtener el
título de Ingeniero petrolero, es que por primera vez en la historia de la industria
petrolera nacional se pretende desarrollar campos en aguas profundas del Golfo
de México sobre la barrera de los mil metros (de la superficie marina al lecho
marino es decir el tirante de agua); el costo para producir petróleo en aguas
profundas es de unos 21 dólares por barril promedio internacional (este costo es el
valor obtenido de las inversiones realizadas dividido entre el valor del volumen
recuperable en mmbpce; este costo en aguas someras es de un 80% menos).
Es explicable entonces que el valor del precio del crudo debe ser muy superior al
costo de producción, ya que este no considera las inversiones requeridas para los
mantenimientos de las instalaciones y gastos administrativos del campo.
La industria petrolera mexicana requiere producir, además de en aguas someras,
en aguas profundas porque la mayor parte de los recursos petroleros prospectivos
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Introducción 3
están en esa zona y es necesario económicamente restituir e incrementar los
niveles de producción que anteriormente tuvo esta institución. Las áreas
productoras en aguas someras, son relativamente pequeñas con respecto al resto
del Golfo de México que no ha sido explorado en su totalidad.
Los recursos prospectivos de petróleo, en la superficie terrestre y áreas marinas
del país, representados por el 100% en millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, de estos al menos 35 % en mmbpce son de aguas profundas; otros
23% en mmbpce están en aguas someras, y 42% en mmbpce está en tierra.
Existen recursos prospectivos que no se han descubierto y por lo tanto no se han
explotado, están ahí y se convierten en reservas hasta que se perfora el pozo; son
recursos que no han sido perforados, hay muchos indicios, emanaciones,
información sísmica y se puede inferir que hay cerca de 220 mil millones de
barriles (incluye la reserva 3P de Chicontepec).
Al menos un 70% de las aguas profundas del Golfo de México son responsabilidad
de la industria petrolera nacional, en tanto que en el mar territorial de Estados
Unidos hay una gran cantidad de empresas invirtiendo y consiguiendo nuevos
recursos para confirmar la existencia de estos hidrocarburos.
Por lo anterior, se espera que este trabajo aporte en el futuro la utilización
generalizada de estos criterios, que por supuesto son susceptibles de mejorarse.
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Conclusiones 72
CONCLUSIONES
De los análisis deterministas y probabilistas realizados para la explotación del
campo Tritón considerando la reserva recuperable calculada, se derivan las
siguientes conclusiones:
1. La alternativa más factible para desarrollar el campo Tritón es usar
plataformas TLP.
2. El desarrollo del campo Tritón permitirá alcanzar una producción máxima de
70.562 MBD y 36.959 Mmpcd de gas natural en el año 2023.
3. Derivado del análisis con Crystall Ball, se determina que para recuperar el
72 % la reserva recuperable por producción primaria del campo Tritón, en
un horizonte de 15 años, se requieren 12 pozos dispersos estratégicamente
en la trampa estructural (incluye el pozo exploratorio).
4. Evaluaciones preliminares de tiempos de construcción de plataformas TLP,
indican que existe una alta posibilidad de que la perforación y terminación
de los pozos y la infraestructura para el manejo y transporte de la
producción, dado el año de inicio del proyecto, cumplan los objetivos del
proyecto en tiempo y forma, y por tanto generen utilidades y contribuyan a
la satisfacción de demanda interna y plataforma de exportación nacional.
5. La evaluación financiera empleando el método Deterministico, indica que la
inversión concurrente requerida por el proyecto es de 94,089.541 mm de
pesos, de ésta, el 88.52 % corresponde a inversión en estudios, perforación
exploratoria y de desarrollo, instalaciones e infraestructura para el manejo
de la producción y el 11.48 % a operar y administrar el yacimiento.
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Conclusiones 73
6. El proyecto Integral Tritón tiene los siguientes indicadores económicos
antes y después de impuestos, para la evaluación deterministica el VPN es
de 28,997.061 mm de pesos y el VPI es de 41,154.154 mm de pesos, una
relación beneficio costo (RBC) de 1.639 sin impuestos y con impuestos el
VPN es de 14,537.185 mm de pesos y el VPI es de 41,154.154 mm de
pesos, una relación beneficio costo (RBC) de 1.164.
7. El proyecto Integral Tritón tiene los siguientes indicadores económicos
antes y después de impuestos, para la evaluación estocástica (se muestran
en estas conclusiones solamente la media en el capítulo correspondiente se
muestran las evaluaciones para el P90 y el P10), el VPNE es de 33,712.813
mm de pesos y el VPIE es de 41,492.550 mm de pesos, una relación
beneficio costo esperado (RBCE) de 1.729, sin impuestos y con impuestos
el VPNE es de 16,359.718 mm de pesos y el VPIE es de 41,492.550 mm de
pesos, una relación beneficio costo esperado (RBCE) de 1.174.
8. Es notable que se tiene un abanico de posibilidades de éxito, utilizando el
método probabilístico o estocástico, ya que el percentil 90 representa el 10
% de probabilidad de ocurrencia, el percentil 10 el 90 % de probabilidad de
ocurrencia y la media representa el 50 % de probabilidad de ocurrencia; el
análisis con esta metodología indica que la probabilidad de éxito en el
cálculo del VO 79.8 %, para que se cumplan los rangos de p10, media y
p90.
9. Los riesgos más importantes, están referidos a los parámetros utilizados en
la determinación de los valores utilizados en el cálculo del volumen original
(área, espesor, sw y porosidad), la estimación del factor de recuperación
(fr), la producción inicial, la declinación y la RGA.; los tiempos de
construcción de las plataformas TLP, los tiempos de perforación y
terminación de los pozos; los precios internacionales índices de los
hidrocarburos y evidentemente la situación económica del país.
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Anexos 74
ANEXO 1
EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGOS
La evaluación de riesgos es la cuantificación de la probabilidad de ocurrencia.
El análisis de riesgos es el proceso de: identificación de fuentes de incertidumbres
que da pausa a la evaluación cuantitativa y cualitativa del riesgo.
Riesgo
El factor que nuestra incapacidad para predecir en forma precisa un evento futuro,
es:
Riesgo: es un efecto aleatorio propio del sistema bajo análisis, y el sinónimo es la
incertidumbre, esto se puede mitigar con análisis de la historia de los yacimientos
o consulta a expertos.
Distribuciones de probabilidad.
Una distribución de probabilidad, puede reflejar el comportamiento estocástico del
sistema analizado y obviamente la incertidumbre acerca del comportamiento de la
variable analizada.
Los resultados que se obtengan de un modelo de este tipo reflejarán la
variabilidad total del efecto conjunto de riesgo del sistema y de la o las variables
analizados.
.
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Anexos 75
Si una proporción importante de la variabilidad total se debe al riesgo, y este
puede ser medido con técnicas estocásticas, la estimación de un proyecto, un
portafolio de proyectos podría mejorarse acotando este.
Modelos propuestos para la consideración del Riesgo
Modelos Tradicionales
Análisis de Sensibilidad.
Tasa Mínima de Rendimiento Ajustada
Modelos Estocásticos
Variabilidad expresada en probabilidades.
Valor Esperado
Varianza/ Desviación Estándar
Probabilidad de Pérdida/Ganancia
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Anexos 76
ANEXO 2
El cálculo de su correspondiente gasto inicial, se inició con la revisión de la
información de las variables: presión estática, presión fluyente, petrofísicas,
propiedades de fluidos y declinaciones de producción para en el proyecto. Las
ecuaciones utilizadas para el cálculo del gasto inicial de los pozos tipos en
cuestión.
Pozo vertical para yacimientos naturalmente fracturados
Pozo direccional para yacimientos naturalmente fracturados
Pozo horizontal para yacimientos naturalmente fracturados
En cuanto a tecnología:
Disparos no convencional
Fracturas no convencionales
Dentro de la creación del desarrollo de campos, se contempló el desarrollo y
programación para cada tipo de pozo, en ese sentido se consideraron aspectos
técnicos relacionados con el flujo de fluidos hacia el pozo, a través del medio
poroso, por el simple hecho de formar parte fundamental del sistema de
producción. A menos que se puedan realizar cálculos y predicciones confiables del
flujo de fluidos a través de la formación productora y se tenga un conocimiento de
sus condiciones de presión así como de las propiedades de los fluidos y del medio
poroso con buen grado de certeza, el comportamiento del sistema de producción
no podrá ser analizado con la debida seguridad y confiabilidad, hay que recordar
que es la propuesta en proyecto de un desarrollo de campos y que aún no existe
para este yacimiento en análisis un simulador numérico y los cálculos hasta ahora
realizados son similares a los de un balance de materia, es decir similares a un
modelo estático.
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Anexos 77
El concepto de índice de productividad, definido como la relación entre tasa de
producción medida en superficie y la caída de presión en el yacimiento. Este
parámetro constituye un elemento primordial en el comportamiento de producción
de un pozo.
Su determinación puede ofrecer, ocasionalmente, cierto grado de complejidad,
debido a que depende de variables difíciles de obtener de mediciones de campo,
como son: propiedades de fluidos y roca, régimen de flujo, saturaciones y
compresibilidades de los fluidos, presencia de daño o estimulación de la
formación, grado de turbulencia, mecanismo de empuje, etc.
Para calcular la caída de presión que ocurre en el yacimiento, se requiere de
alguna ecuación que exprese las pérdidas de energía o presión debidas a las
fuerzas viscosas o de fricción, como función de la velocidad o del caudal de flujo.
Tal es el caso de la ecuación de Darcy, la cual ha sido discutida ampliamente por
M. Muskat, que relaciona la velocidad aparente del fluido con la caída de presión a
través de su sistema experimental, el cual consistió en capas de arena entubadas
y completamente saturadas con agua, único fluido utilizado en el experimento; por
lo tanto, no existen efectos de saturaciones del fluidos. Además, el área normal a
la dirección del flujo fue mantenida constante durante toda la fase experimental, de
manera que la ecuación resultante tampoco considera cambios de la velocidad del
fluido a través del empaque. Esta ecuación, dada en forma diferencial, es:
e
w
e
wf
r
r
P
Pscsc
sc
r
drdPP
Z
k
TPq
hT
2
En la ecuación de Darcy para flujo radial y flujo de gas, tal es el caso del pozo
vertical fracturado, pozo direccional fracturado y el pozo horizontal sin fractura en
estado estable. A continuación se muestran las formulas para cada caso:
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Anexos 78
Pozo Vertical Fracturado
La ecuación para el cálculo del gasto de gasto en estado Estable para
fracturamiento hidráulico está representada por la siguiente relación funcional
eq. 1
Donde Sf = Efecto de daño equivalente
Se calcula la conductividad adimensional de la fractura (CfD)
Donde:
Kf = Permeabilidad de la Fractura (md)
K = Permeabilidad de formación (md)
Xf = Longitud media de la fractura (pies)
W = Ancho de la fractura (pies)
A partir del gráfico de Cinco Ley and Samaniego. Con el valor de CfD se obtiene la
relación funcional
Donde Xw = radio del pozo (pies)
Con la relación obtenida por el gráfico, se despeja “Sf”
El valor obtenido de “Sf” se introduce en la ecuación (1) y se determina el valor del
caudal para el pozo fracturado.
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Anexos 79
Pozo Horizontal sin Fractura
La ecuación programada en la plantilla para el cálculo del gasto en estado Estable
para pozo horizontal está representada por la relación funcional de Joshi-1991
Se calcula el radio horizontal de drenaje (reh)
Se calcula la longitud del mayor eje del área elíptica (a´)
Donde la longitud del menor eje del área elíptica (b´) b´ = rev
Se calcula el radio efectivo del pozo Horizontal (rw)
El factor a esta dado por la siguiente relación funcional.
Donde:
K = Permeabilidad Horizontal (md)
L = Longitud Horizontal del pozo (pies)
h = Espesor del yacimiento (pies)
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Anexos 80
reh = Radio Horizontal de drenaje (pie)
rw = Radio efectivo del pozo Horizontal (pie)
µ = Viscosidad del aceite (cps)
Z = Factor de Compresibilidad (adm)
T = Temperatura del Yacimiento (°R)
Pe = Presión estática del yacimiento (lpc)
Pwf = Presión de Fondo Fluyente (lpc)
qo = Gasto de Aceite (Mbd)
a´= longitud del mayor eje del área elíptica
b´= longitud del menor eje del área elíptica.
a = Factor a.
Las curvas de declinación de producción representan un método dinámico para la
estimación de reservas recuperables de un yacimiento. Se dicen que son
dinámicas, ya que se requiere la historia de producción por pozo o por yacimiento.
Además de esto su análisis representa una herramienta útil y rápida para predecir
en forma aproximada la futura capacidad de producción de los pozos, yacimiento y
campos. Este procedimiento se fundamenta en que los factores que han afectado
la producción en el pasado lo continuarán haciendo en el futuro.
Para la aplicación del método se debe contar con una historia de producción que
permita establecer una tendencia del comportamiento del yacimiento, lo cual va a
permitir realizar una predicción de las reservas remanentes y vida productiva del
yacimiento mediante la extrapolación de dicha tendencia.
En general se busca un tipo de gráfico que presente un mejor ajuste al
comportamiento real del pozo, campo o yacimiento. En el caso de la metodología
empleada para el desarrollo del campo se utilizó la ecuación de la declinación
exponencial para estimar el factor de declinación, el cual está definido como el
descenso de la capacidad de producción de un yacimiento como consecuencia de
la disminución de la energía interna y puede ser expresado de acuerdo a las
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Anexos 81
unidades requeridas en Declinación Nominal y Efectiva, siendo el último término el
más utilizado en la industria petrolera por tener mayor correspondencia con la tasa
de producción real registrada. Mediante la ecuación de declinación exponencial se
determinó el factor de declinación mostrado por los pozos en su etapa inicial y en
la etapa secundaria; es decir, el factor de declinación producto de la fractura
hidráulica inducida al yacimiento y el segundo factor producto de la declinación
natural de la matriz del yacimiento.
La declinación exponencial del gasto de producción de un pozo o yacimiento,
ocurre cuando la variación de la tasa de producción con respecto al tiempo
expresado como una fracción de sí misma es un valor constante. Para este caso
el exponente de declinación b = 0.
Partiendo de:
dt
dq
qDn
1
Integrando la ecuación entre los límites,
q
q
t
n
oq
dqdtD
0
*
Queda:
o
tn
q
qtD ln*
Donde:
qt: Tasa de producción a un tiempo t, (mbd/días, mbd/mes, mbd/año).
qo: Tasa de producción a un tiempo t =0, (mbd/días, mbd/mes, mbd/año).
Dn: Tasa de declinación nominal (Día-1, mes-1, año-1).
t: Tiempo (días, meses, años).
Esta ecuación permite calcular el factor de declinación considerando el gasto de
producción y el tiempo del gasto.
t = 0 q = qgo y t = t q = qt
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Capítulo I La importancia de la economía global en los mercados de las empresas de exploración y producción de hidrocarburos 9
CAPITULO I
LA IMPORTANCIA DE LA ECONOMÍA GLOBAL EN LOS MERCADOS DE LAS
EMPRESAS DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS
1.1 FUNDAMENTOS BÁSICOS ECONOMICOS
La economía del mundo está basada en los mercados de bolsas de valores de los
países del primer mundo (USA, Alemania, Inglaterra, Francia, Italia, Canadá, Japón),
en ellos se cotizan todo tipo de industrias; y la industria petrolera está inmersa en
ellas, así pues cualquier especulación en estos mercados afectan los precios de los
hidrocarburos; tenemos por ejemplo, si el mercado del acero en la bolsa de
cualquiera de estos países, estos impactan en la construcción de plataformas,
tuberías, etc., incrementando el precio de la perforación ya sea terrestre o marina, y
evidentemente esto impacta el precio de los hidrocarburos.
Si estos precios referidos aumentan, los combustibles aumentan (gasolina, diesel,
turbosina, gas avión, gas, etc., (Refinación)) y los productos Petroquímicos
(polietilenos, etilenos, etc.), y por lo tanto los productos perecederos y
manufacturados que requieren de estos productos petrolíferos se incrementan y los
salarios de la gran mayoría de los habitantes del mundo no aumentan a esta misma
velocidad, provocando crisis, sobre todo en los países más pobres del mundo, de
forma análoga, aun en otros rubros del mercado estos impactan en la economía de
los países, observemos el problema de la desaceleración de la industria de la
construcción en los Estados Unidos y la cartera vencida de los bancos de ese país,
han llevado a la quiebra a uno de los principales bancos de USA, estos han
impactado en las bolsas de valores de todos los países, provocando crecimientos
internos en los países en desarrollo, de un digito menor al 4%, lo cual impacta
directamente en el PIB (producto interno bruto), y al no haber crecimiento económico
no hay empleo, no hay construcción de infraestructura, no hay inversión en
educación, salud, etc.; lo cual puede provocar, de no diseñar nuevos modelos
económicos, distensiones sociales.
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1.2 GLOBALIZACIÓN
La globalización es un proceso fundamentalmente económico que consiste en la
creciente integración de las distintas economías nacionales, en una única economía
de mercado mundial.
La globalización muchas veces se le relaciona al neoliberalismo encarnado en los
organismos internacionales públicos, tales como OMC, FMI y BM; modelo
rechazado por los grupos tercer mundistas, entre otros; sin embargo, se alega, la
globalización, o lo que se entienda por ella, es un proceso autónomo o un orden
espontáneo que no depende de la dirección de tales organismos públicos, el
accionar de los cuales pueden no solo incluso entorpecer el proceso, sino del
crecimiento económico y del avance tecnológico humano.
1.2.1 ARGUMENTOS EN FAVOR DE LA GLOBALIZACIÓN
Es importante anotar que entre los partidarios de la globalización están corrientes
con visiones encontradas y radicalmente diferentes en su percepción sobre los
beneficios de la globalización, es el caso del liberalismo libertario y el
neoconservadurismo en lo político, o la escuela austríaca y el monetarismo/escuela
neoclásica en la doctrina económica.
Los liberales libertarios y otros proponentes del Laissez-Faire capitalista, dicen que
altos niveles de libertades políticas y económicas, en la forma de democracia y
capitalismo, han sido fines valuables en sí mismo en el mundo desarrollado y han
también producido altos niveles de riqueza material. Ellos ven en la globalización un
proceso benéfico de extensión de la libertad y el capitalismo.
Aquellos que apoyan el libre comercio proclaman que el aumento tanto de la
prosperidad económica como de oportunidades, especialmente en los países en
desarrollo, incrementará las libertades civiles y llevará a una locación de recursos
más eficientes. Las teorías económicas de la ventaja comparativa sugieren que el
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Capítulo I La importancia de la economía global en los mercados de las empresas de exploración y producción de hidrocarburos 11
mercado libre produce tal locación efectiva de recursos, a mayor beneficio de todos
los países que estén envueltos. En general, esto conduce a reducción de precios,
más empleos, incremento en la producción y de niveles de vida especialmente para
los que viven en países en desarrollo.
Hay también los llamados "globalistas" o "mundialistas", que proponen una
"globalización democrática". Ellos creen que la primera etapa de la globalización,
orientada al mercado o a asuntos económicos, debe ser seguida por una etapa de
creación de instituciones políticas globales que representen las visiones o
aspiraciones del "ciudadano mundial" su diferencia con otros "globalistas" es que
ellos no definen por adelantado una ideología para orientar esta voluntad, dejándola
a la voluntad de esos ciudadanos a través de un proceso democrático.
Desde 1981 al 2009, de acuerdo a figuras del Banco Mundial, el número de
personas que viven con un dólar o menos de ingreso al día ha declinado en términos
absolutos de mil quinientos millones de personas a mil cien millones, al mismo
tiempo, la población del mundo aumento; así pues, en términos porcentuales, el
número de tales personas declino en los países en desarrollo de 40% a 20% de la
población, teniendo las mayores disminuciones lugar en las economías que han
reducido más las barreras al comercio e inversión.
El porcentaje de personas que viven al menos con un dólar de ingreso al día ha
caído mucho en áreas influidas por la globalización, mientras que las tasas de
pobreza han permanecido estables en otras áreas. En Asia del Este, incluyendo
china, ese porcentaje ha decaído en un 50.1%, comparado con un incremento del
2.2% en África, ver tabla 1.
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Tabla 1 FUENTE: WORLD BANK, POVERTY ESTIMATES, 2009
La presencia de la democracia ha incrementado dramáticamente: desde una
posición en la cual habían muy pocas naciones con sufragio universal en 1900 a
estar presente en un 62.5% de todos los países en el 2009.
Entre 1950 y 1990 la tasa de alfabetización mundial aumento del 52% al 81%, las
mujeres han representado mucho de ese crecimiento: la tasa de alfabetización
femenina, como porcentaje de la masculina, aumento de 65% en 2000 a 85% en el
2009.
El porcentaje de menores en la fuerza de trabajo ha disminuido desde un 24% en
1960 al 10% en el 2009.
Otros autores, tales como el canadiense Douglas Roche, simplemente ven la
globalización como inevitable y argumentan a favor de crear instituciones tales como
una asamblea parlamentaria de las naciones unidas elegida a fin de supervisar y
controlar la acción de cuerpos e instituciones internacionales no electos.
ÁREA DEMOGRAFIA 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
CAMBIO
PORCENTUAL
1981-2009
ASIA DEL
ESTE Y
PACIFICO
MENOS DE $1 POR
DIA 57.70% 38.90% 28.00% 29.60% 24.90% 16.60% 15.70% 11.10% -80.76%
MENOS DE $2 POR
DIA 84.80% 76.60% 67.70% 69.90% 64.80% 53.30% 50.30% 40.70% -52.00%
AMERICA
LATINA
MENOS DE $1 POR
DIA 9.70% 11.80% 10.90% 11.30% 11.30% 10.70% 10.50% 8.90% -8.25%
MENOS DE $2 POR
DIA 29.60% 30.40% 27.80% 28.40% 29.50% 24.10% 25.10% 23.40% -29.94%
ÁFRICA
MENOS DE $1 POR
DIA 41.60% 46.30% 46.80% 44.60% 44.00% 45.60% 45.70% 44.00% 5.77%
MENOS DE $2 POR
DIA 73.30% 76.10% 76.10% 75.00% 74.60% 75.10% 76.10% 74.90% 2.18%
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A pesar que los críticos de la globalización se quejan que esta implica un predominio
de la cultura occidental, un informe del año 2005 de la UNESCO muestra que el
cambio cultural se ésta haciendo en ambas direcciones. En el 2008, China fue el
tercer país en exportaciones, detrás de Gran Bretaña y USA.
Entre 1999 y el 2009, la proporción de las exportaciones de Norte América como de
Europa decayeron, mientras que las exportaciones de Asia crecieron hasta
sobrepasar estas economías.
1.2.2 LA GLOBALIZACION DESDE UN PUNTO DE VISTA CRÍTICO
Elementos a considerar:
En lo económico
La apertura generalizada de los mercados de bienes y capitales que sugiere el fin de
los bloques comerciales, a través de la globalización, con tratados regionales e
independencia económica de los países pero al mismo tiempo facilita la capacidad
de resolver necesidades económicas que actores locales han sido incapaces de
satisfacer.
La creciente privatización de los sectores económicos, junto al auge de la empresa
multinacional y el decaimiento de empresas y estado nacionales.
El aumento de la competencia (economía) que por un lado incrementa la cantidad y
calidad de los productos y por otro lado amenaza las condiciones de trabajo
(incluyendo salarios) y la sobrexplotación de los recursos naturales no renovables y
la degradación del medio ambiente, el acceso irregulado de los países a los
mercados internacionales, lo que por un lado facilita la venta de sus productos y la
adquisición de tecnologías y mercancías y promueve empleos y por el otro
desprotege los de menor calibre económico (países en desarrollo) y lleva al
abandono de intentos organizados de promover progreso y justicia social.
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En lo cultural
El intercambio cultural que amenaza una pérdida en la integridad de las culturas o
identidades nacionales de los países participantes VS. La oportunidad de diversificar
y enriquecer las costumbres.
El conflicto entre la concepciones de la cultura como "civilización" o “alta cultura” VS.
La extensión de la "cultura del hombre común" o cultura popular.
En la posibilidad de reflorecimiento de culturas regionales o folklóricas y valores
individuales VS. La homogenización de un producto y de la masificación e
internacionalización de los medios globalizados con el reforzamiento de una
conciencia de "comunidad humana" VS. La adquisición acrítica de elementos
culturales de sociedades dominantes, generadoras del consumismo; la posible
sobrevaloración de lo material por sobre lo social o moral versus la satisfacción de
necesidades materiales mínimas de amplios sectores populares de los países
receptores de estas “culturas”.
En lo político
El posible decaimiento del nacionalismo y surgimiento del internacionalismo, el poder
político de las empresas sobre los países, la generalización de la democracia y el
estado de derecho como formas de gobierno predominantes a nivel mundial vs. El
resurgimiento de áreas y periodos de profunda inestabilidad política debido, por un
lado, a la pérdida de poder por parte de los gobiernos (produciendo los llamados
estados fallidos) y, por el otro, al rechazo a lo que se ve como concepciones
occidentales de hacer política.
La disminución paulatina en los controles migratorios, que puede llevar a la perdida
de los sectores más calificados e innovadores (ver fuga de cerebros) y la 'invasión'
de élites empresariales internacionales en países pobres.
La globalización conlleva a que los países en vías de desarrollo y los no
desarrollados vendan materia prima (petróleo y otros recursos naturales no
renovables) a los países desarrollados o de primer mundo, los cuales transforman
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esta materia prima e inundan los mercados con los productos manufacturados,
mediante campañas de consumismo, obligando a generar necesidades de esos
productos en los países en vías de desarrollo y los no desarrollados, generando con
esto la dependencia tecnológica y cultivando la globalización, siendo lo peor todavía
que la transformación de esa materia prima muchas veces ocurre en maquilas e
instalaciones, puesta por los países desarrollados, en los propios países vendedores
de esta materia prima, generando efectivamente empleos cuyos salarios y sueldos,
no se comparan con los sueldos y salarios que se pagarían en los países
desarrollados. Gran negocio.
1.3 Economía en México
México tiene una economía de libre mercado orientada a las exportaciones e
importaciones, es de las economías más fuertes de América latina, es la tercera o
cuarta economía de toda América, según datos del FMI, en 2008 el producto interno
bruto, medido en paridad de poder adquisitivo superior al Billón de dólares, convirtió
a la economía mexicana en la duodécima más grande del mundo. Además, se ha
establecido como un país de renta media alta, con el ingreso nacional bruto per
cápita más alto de Latinoamérica, medido en tasas de cambio del mercado. México
es el único país de Latinoamérica que es miembro de la Organización para la
Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE).
Desde la crisis de 1994 las administraciones presidenciales han mejorado los
cimientos macroeconómicos. La nación no fue influida por las crisis sudamericanas y
ha mantenido tasas de crecimiento positivas, aunque bajas, después del
estancamiento económico del 2000 al 2008; sin embargo Las corporaciones Moody's
y Fitch Ibca le han disminuido grados de inversión a la deuda soberana de México,
debido a la crisis internacional, a pesar de su estabilidad macroeconómica que ha
reducido la inflación y las tasas de interés a mínimos históricos y que ha
incrementado el ingreso per cápita, existen grandes brechas entre ricos y pobres, los
estados del norte y los del sur, y entre la población urbana y rural. Algunos de los
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retos del gobierno siguen siendo mejorar la infraestructura, modernizar el sistema
tributario y las leyes laborales así como reducir la desigualdad del ingreso.
La economía contiene una mezcla de industrias y sistemas agrícolas modernos y
antiguos, ambos dominados cada vez más por el sector privado. Los gobiernos
recientes han expandido la competencia en puertos marítimos, telecomunicaciones,
la generación de la electricidad, la distribución del gas natural para modernizar la
infraestructura. siendo una economía orientada a las exportaciones, más del 90%
del comercio mexicano se encuentra regulado en tratados de libre comercio (TLC)
con más de 40 países, incluyendo a la Unión Europea, Japón, Israel y varios países
de América Central y América del sur.
El TLC más influyente es con América del Norte (Nafta), firmado en 1992 por los
gobiernos de USA, Canadá y México, el cual entro en vigor en 1994.
1.4 Indicadores macroeconómicos, financieros y de bienestar
Indicadores básicos
En 2009 según datos del FMI, el PIB de México, en paridad de poder adquisitivo
(PPA) se estimó en usd 1.172 billones y en usd 840.012 millones en tasas de cambio
nominal, siendo la economía más grande de América latina, en tanto que el PIB en
PPA fue de 11.249 USD y de 8.066 USD en valores nominales.
Desde 2000 hasta 2009 inclusive, el PIB per cápita mexicano en valores nominales
fue el más elevado de América latina. En las estimaciones para 2010 el PIB per
cápita nominal fue el segundo de Latinoamérica, después de Chile.
Conforme a datos del banco mundial, el ingreso nacional bruto mexicano medido en
tasas de cambio del mercado fue en 2009 el más grande de Latinoamérica,
calculado en 753.394 millones USD.; además ese año tuvo el ingreso nacional bruto
per cápita más elevado de la región de 9.310 USD, consolidándose como un país de
ingreso medio-alto.
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Capítulo I La importancia de la economía global en los mercados de las empresas de exploración y producción de hidrocarburos 17
Después de la desaceleración del 2008 y 2009, el país se ha recuperado; ha crecido
4.2, 3.0 y 4.5 % (proyectado el 2010), aunque se considera este último valor, inferior
a su crecimiento potencial.
Estos índices han sido generados por la exportación de productos manufacturados y
materia prima (petróleo y otros recursos).
Energía y recursos naturales
Los recursos naturales son "propiedad de la nación" (propiedad pública)
constitucionalmente; por lo tanto, el sector energético es administrado por el
gobierno con diferentes grados de inversión privada limitada. México es el quinto
productor de petróleo más grande del mundo, produciendo 2.9 millones de barriles
diarios en promedio en 2009. Pemex, la compañía estatal encargada de administrar
la exploración, explotación y ventas del petróleo, es la compañía más grande (de
cualquier tipo) de Latinoamérica con ventas superiores a los 86.000 millones USD al
año, según datos de estados de resultados de PEMEX, una cifra incluso superior al
PIB de algunos de los países de la región, sin embargo, la compañía paga
impuestos muy elevados (aproximadamente el 68% de los ingresos, convirtiéndose
en una fuente significativa de ingreso para el gobierno). Aunque la industria petrolera
todavía es importante en el presupuesto de la nación, su importancia como
porcentaje del PIB y de las exportaciones es muy inferior a lo que era en la década
de 1990. En 1990 las exportaciones de petróleo representaban el 61,6% de todas
las exportaciones de México; en el 2009 tan sólo representaban el 12.3%.
Como se puede desprender de los párrafos anteriores, la industria petrolera
mexicana es el motor de la economía mexicana. La producción actual aún con la
caída tan significativa a parir de 2007 hasta la fecha del campo Cantarell, genera
grandes ingresos para el país, estos ingresos son derivados del mercado interno y
de la plataforma de exportación.
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Capítulo I La importancia de la economía global en los mercados de las empresas de exploración y producción de hidrocarburos 18
Sin embargo las inversiones requeridas para los proyectos petroleros, ya sea de
Refinación, Petroquímica y especialmente de Exploración y Producción, son
cuantiosas. Los yacimientos Grandes y “fáciles” de descubrir son historia, no solo en
México, sino en todo el mundo. Por este motivo es necesario evaluar Técnicamente
y financieramente los proyectos de inversión, con el objetivo fundamental de tratar
de garantizar la rentabilidad de estos proyectos.
Se ha mencionado la evaluación financiera como mecanismo de ofrecer índices e
indicadores de los proyectos de inversión, que den como consecuencia la puesta en
marcha del referido proyecto, los profesionales que se dedican a esta rama de los
proyectos, hacen las siguientes observaciones, en cuanto a evaluación de proyectos
de inversión:
Evaluación económica: Es aquella que observa la metodología para evaluación, pero
incluye un estudio de mercado lo cual implica incluir en el modelo matemático de la
evaluación del proyecto de inversión la Econometría, para la obtención de índices e
indicadores de rentabilidad los cuales consideraran los eventos sociales,
económicos, ambientales, etc., que impactaran local, regional e internacionalmente,
dado el tipo de proyecto, los insumos para llevarlo a cabo, el producto del proyecto,
la manufactura de la materia prima (producción) del proyecto, etc.
Evaluación financiera: Es aquella que observa la misma metodología anterior para la
evaluación, pero no incluye un estudio de mercado, lo cual implica no tomar en
cuenta la econometría, únicamente se calcularan los índices e indicadores de
rentabilidad del proyecto de inversión.
Evaluación de opciones reales: Es similar a la evaluación financiera, solo que en
esta únicamente se buscan utilidades netas, brutas sin importar los fines para lograr
los objetivos.
También en párrafos anteriores se ha mencionado la forma de evaluar proyectos de
inversión de forma determista, y de hecho esta técnica es todavía utilizada en
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Capítulo I La importancia de la economía global en los mercados de las empresas de exploración y producción de hidrocarburos 19
proyectos de inversión de la industria petrolera, sin embargo las mejores prácticas
internacionales de las grandes empresas de exploración y producción han dado un
giro al respecto del cálculo de los índices e indicadores del proyecto, este giro
consiste en aplicar a la metodología de evaluación los criterios estocásticos o
probabilistas. Esta última técnica produce acotamiento de los niveles de riesgo
(cuantitativos), “garantizando” rangos de los índices e indicadores de rentabilidad
del proyecto de inversión que se pueden esperar del proyecto, considerando
evidentemente rangos en cuanto a inversiones requeridas, producciones esperadas
y costos de operación del proyecto.
El entrecomillado utilizado con respecto a este último párrafo se justifica con la
siguiente frase: Los eventos y anomalías del subsuelo ya sea para búsqueda de
agua, hidrocarburos, vetas, etc., no tienen palabra de honor en cuanto a su
comportamiento; sin embargo dada la naturaleza de estos fenómenos es necesario
tratarlos con metodologías probabilistas que nos permitan establecer medición del
riesgo, para su acotamiento.
Finalmente los índices e indicadores que se utilizaran en la evaluación de proyectos
de inversión, tienen tres criterios para dar luz verde a la ejecución de un proyecto.
Estos criterios son:
1. VPN, Valor presente neto, se traduce como la utilidad del proyecto después
de recuperar la inversión, demandada por el mismo, para algunos
inversionistas es el más importante.
2. TIR, Tasa interna de retorno, es la tasa real del valor del dinero invertido, el
criterio es que esta tasa debe ser mayor sustancialmente, que la tasa de
descuento utilizada en la actualización de los flujos del proyecto. Este criterio
toma un significado mayor si el proyecto es financiado con recursos ajenos a
las empresas petroleras, ya sea privadas o gubernamentales.
3. RBC, Relación beneficio costo, es un indicador que muy pocos evaluadores
les presta atención, pero en el concepto de otros es más importante que la
eficiencia de la inversión, este siempre deberá ser mayor a la unidad, de no
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Capítulo I La importancia de la economía global en los mercados de las empresas de exploración y producción de hidrocarburos 20
ser así el proyecto no es rentable; lo cual significa volver a replantear el
proyecto para optimizar sus inversiones y costos, o bien redimensionarlo
técnicamente.
En este trabajo se complementaran estos criterios con otros más, tales como:
1. VPN / VPI, es el cociente del valor presente neto con respecto al valor
presente de la inversión. Este puede ser fraccionario y siempre deberá ser
mayor que cero, técnicamente se interpreta como la eficiencia de inversión
(valor de utilidad por valor monetario invertido)
2. PR, Periodo de recuperación, es el tiempo en que los flujos del proyecto
indican que la inversión del proyecto ha sido recuperada, factor de vital
importancia para los inversionistas privados o estatales.
También es necesario, comentar que para complementar estos índices e indicadores
se deberá complementar con análisis de sensibilidad para las variables de mayor
impacto en el proyecto.
Todos estos indicadores e índices en el presente trabajo serán tratados en forma
deterministica y estocástica, en los capítulos correspondientes se detallarán con los
cálculos pertinentes lo mencionado en este capítulo.
Nota: En los temas de globalización y de economía en México se usó información de internet de organismos gubernamentales oficiales, con el objetivo de ampliar y satisfacer la información requerida para esta tesis. En algunos trabajos similares anteriores a esta tesis, se hace referencia a datos internacionales monetarios con el objetivo de saber las economías de países del primer mundo o tercer mundo, las diferencias que existen entre varios países con respecto a la industria petrolera y otras industrias.
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Capítulo II Metodología para concluir en un descubrimiento de campo 21
CAPITULO II
METODOLOGÍA PARA CONCLUIR EN UN DESCUBRIMIENTO DE CAMPO
Los proyectos petroleros tardan en madurar, esto debido al tiempo invertido para
la adquisición de los datos de campo, su interpretación, integración y procesado,
para posteriormente realizar las perforaciones exploratorias pertinentes que
confirmen la existencia de hidrocarburos.
La adquisición de datos de campo para llegar al descubrimiento de uno o varios
yacimientos petroleros, es relativamente tardado sobre todo cuando no se tiene
ninguna información del subsuelo, existen en el mundo proyectos de exploración
en diferentes áreas de las cuales algunas tienen información incluso de
perforación y otras áreas con las que no se cuenta con ningún tipo de información.
En México la industria petrolera nacional tiene catalogado en su esquema de
proyectos de inversión, dentro de su Plan de Negocios, tres tipos o programas en
las áreas de territorio nacional, en la cadena productiva de Pemex Exploración y
Producción, los programas de exploración son:
Evaluación de Potencial, es aquella área que aun teniendo información
superficial (geología), de subsuelo (geofísica) y de perforación paramétrica no se
tiene información total del subsuelo, y no se tiene todavía alguna prueba
significativa de que estas áreas sean contenedoras de hidrocarburos. Sin embargo
estas actividades conducen a confirmar la existencia de los siguientes factores
que son esenciales para la acumulación de HC´s, estos factores son: la existencia
de roca generadora, la existencia de roca preservadora, la existencia de roca
sello, la sincronía (tiempo de maduración de HC´s con respecto a los tres factores
anteriores) y la migración.
Incorporación de Reservas, es aquella área en la que ya hay producción
establecida pero que aún tiene diferentes trampas (estratigráficas, estructurales y
combinadas) aún por probar o perforar. Dentro de estas áreas también existe la
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Capítulo II Metodología para concluir en un descubrimiento de campo 22
posibilidad de encontrar nuevas trampas en diferentes objetivos geológicos.
Caracterización y delimitación de yacimientos, son trampas perforadas y
probadas como contenedoras de hidrocarburos, que requieren de “verificación” de
la magnitud vertical y horizontal del yacimiento encontrado.
Cabe hacer mención que México está dividido geográficamente en cuatro áreas o
regiones para la administración de PEP; a su vez geológicamente México también
está subdivido en cuencas geológicas, terrestres y marinas, en estas cuencas
sedimentarias es donde se abocan la principal actividad de exploración y en su
momento de explotación. Las cuatro regiones establecidas están ubicadas de la
siguiente forma, con un centro rector llamado Sede:
La región Marina Noreste en Ciudad del Carmen, Campeche como Centro de
Operación y Administración; La región Marina Suroeste ubicada también en
Ciudad del Carmen con Centro de Operación en Dos Bocas, Tabasco y Centro
Administrativo en Ciudad del Carmen, Campeche; La región Sur con Centro
Administrativo y Operativo en Villahermosa, Tabasco; y finalmente La región
Norte con Centro Operativo y Administrativo en Poza Rica de Hidalgo, Veracruz.
El centro rector o Sede está ubicado en México D.F y Villahermosa, Tabasco.
Todas estas regiones mencionadas operativamente y administrativamente están
subdivididas en distritos y estos a su vez en activos, en los cuales se diseñan,
formulan y evalúan proyectos integrales, los proyectos integrales son aquellos que
consideran las dos componentes principales de las empresas de exploración y
producción y que son la componente de exploración y la componente de
explotación.
Como mencionamos al inicio del capítulo, para detectar yacimientos es necesario
llevar a cabo una serie de estudios exploratorios del área o prospecto a analizar.
Los estudios exploratorios pueden ser a través de métodos directos y de métodos
indirectos.
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Capítulo II Metodología para concluir en un descubrimiento de campo 23
Los yacimientos descubiertos a finales del siglo XIX y a principios del siglo XX
fueron en su mayoría detectados mediante métodos directos; los métodos directos
consisten en geología superficial, y la geología superficial era llevada a cabo de
tres formas; de reconocimiento, semidetalle y detalle. En función del principio
“básico*” de la geología petrolera de aquella época se detectaban en superficie los
tres tipos de rocas que la teoría indica para que un área sea contenedora de
hidrocarburos, estos tres tipos de roca son: Roca generadora, roca Preservadora,
y roca sello. Derivado de estos conceptos básicos y con trabajo del gabinete
derivado de la información de la geología superficial se daban localizaciones
exploratorias que se perforaban y daban paso a descubrimientos ubicados
generalmente en aquella época en trampas estructurales y relativamente someras
o superficiales.
A principios del siglo XX algunos ingenieros físicos en su mayoría empezaron a
desarrollar tecnología para verificar el campo gravitacional y el campo magnético
de la tierra, dando paso a gravímetros y magnetómetros muy rudimentarios pero
muy sensibles, con la tecnología mencionada, ingenieros electrónicos, mecánicos
y físicos idearon la manera de llevar esta tecnología a la aplicación de detección
de anomalías o trampas ubicadas en el subsuelo, integrando la información
geológica disponible con la información obtenida de estos gravímetros y
magnetómetros, logrando elevar el número de localizaciones y perforaciones
exitosas.
A este tipo de tecnología se le llamo métodos indirectos y daba la pauta al
nacimiento dentro de la ciencia a la prospección Geofísica aplicada a la industria
petrolera, con el paso del tiempo en las décadas de los 1930 y 1940 especialistas
apasionados en ver respuestas del subsuelo referidas a la ciencia de la
vulcanología, idearon la manera de generar microsismos y las ondas que
generaban estos microsismos con procesos muy rudimentarios relacionarlas con
respuestas del subsuelo, las señales registradas en los sismógrafos de ese tiempo
podían ubicar con mucha mayor precisión, previo procesado, las trampas en el
subsuelo, que el gravímetro y magnetómetro, incluyendo una alta expectativa aun
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Capítulo II Metodología para concluir en un descubrimiento de campo 24
con respecto de la profundidad de las mismas; en forma muy sucinta (simple y
concreta) era el nacimiento de la aplicación de la sismología a la industria
petrolera. Los campos descubiertos con estas técnicas fueron ubicados en México
en Poza Rica (faja de oro terrestre y marina) y en el sur en Coatzacoalcos,
concretamente en Agua Dulce.
Hemos hecho un poco de historia con la finalidad de hacer resaltar la importancia
que tienen los estudios exploratorios para la detección de acumulación de
hidrocarburos en el subsuelo, en dos vertientes, la primer vertiente desde el punto
de vista técnico y la segunda vertiente desde el punto de vista rentabilidad; la
técnica actual de cualquier industria de exploración y producción es llevar un
proceso de obtención de datos de campo, los cuales permitirán primeramente
obtener la prioridad en la perforación exploratoria de las trampas localizadas
encontradas, y en segundo término optimizar el desarrollo que logre una
rentabilidad del yacimiento encontrado, que garantice la recuperación de la
inversión, y satisfaga una demanda en el mercado de hidrocarburos.
El proceso se ha ido modificando con el paso del tiempo debido a la variación
dinámica de la tecnología, a continuación tratare de explicar brevemente este
proceso y también expondré una teoría que ya ha sido probada en otras áreas del
mundo con respecto a la detección de hidrocarburos económicamente rentables.
Empezaremos con el proceso asumiendo la teoría de los primeros años del siglo
XX, la cual ya hemos mencionado en párrafos anteriores con respecto a los tres
tipos de roca que debería contener una cuenca geológica presumiblemente
contenedora de hidrocarburos: lo primero que se debe hacer es recurrir a la
información geológica superficial disponible del área a analizar, no omitiendo
señalar que esta técnica está orientado a áreas terrestres por motivos obvios, sin
embargo derivados de técnicas que veremos con más detalle, en los capítulos
posteriores, será extrapolada a áreas marinas. Como se mencionó anteriormente,
las cuencas geológicas son de áreas superficiales extremadamente grandes y
estas deberán contener evidencias de tener formaciones geológicas de rocas
generadoras, de rocas reservorio o rocas almacenadoras y de rocas sello, cuando
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Capítulo II Metodología para concluir en un descubrimiento de campo 25
ésta condición ha sido confirmada por medio de análisis geológico, se debe
determinar otra condición no menos importante, la sincronía de la generación del
hidrocarburo con la trampa (estratigráfica, estructural y mixta), puesto que si existe
las tres condiciones primarias pero no hay sincronía en el tiempo de la escala
geológica con respecto a la generación de la trampa, no podrá haber acumulación
de hidrocarburos y evidentemente si existe la trampa pero no existe alguno de los
3 elementos del tipo de roca para la acumulación tampoco habrá acumulación de
hidrocarburos. Aunque esta última afirmación con descubrimientos recientemente
hechos en algunas otras partes del mundo están obligando a cambiar algunos
conceptos en cuanto a cuencas sedimentarias como única probabilidad de
acumulación de hidrocarburos*.
Volviendo al tema del proceso exploratorio, teniendo la información geológica
superficial de la cuenca en análisis y dado que hemos dicho que son extensiones
areales muy grandes, se tendrá que subdividir en bloques, esta cuenca para
ejemplificar digamos que se tienen un área de 20000 km2 sería muy tardado
realizar estudios exploratorios en ese tamaño de área pero, obteniendo un
mosaico de fotos aéreas y con una interpretación adecuada de las mismas con la
información y la integración de la geología superficial, sobrepuesta a planos
topográficos de curvas de nivel, en la actualidad es posible reducir esa área en un
15 o 20% de forma tal que los 20000 km2 ya se ubicarían en 16000 km2; con la
información obtenida de la integración de la geología superficial y del mosaico de
las fotos aéreas es posible obtener un mapa geológico-topográfico, el intervalo de
las curvas de nivel son normalmente de 25 a 50 m, e incluso en ocasiones de 100
metros.
Es posible aun reducir esta área en otro 20 o 30%, ¿Cómo se puede reducir esta
área con esta información?; La respuesta está en los gradientes de las curvas de
nivel; si el gradiente de las curvas de nivel es muy alto y estamos en rocas
sedimentarias, significa que estamos en áreas de intenso movimiento orogénico y
este ha provocado fallamientos superficiales que evidentemente han distorsionado
el subsuelo, también podremos observar si hay rocas intrusivas en el área la
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Capítulo II Metodología para concluir en un descubrimiento de campo 26
presencia de intrusiones posteriores a las formaciones geológicas existentes, es
decir, si la intrusión es derivada en un piso geológico muy antiguo la roca que esta
anexa a los límites de la intrusión ha sido metaforizada y por ende no habrá opción
de acumulación de hidrocarburos ya que estos fueron posteriores a la intrusión y
por lo tanto destruidos.
Si la intrusión fue en edades geológicas relativamente recientes es posible la
acumulación posterior a la intrusión de acumulación de hidrocarburos dado que la
roca anexa a esta intrusión aunque cambio su textura petrofísica incremento la
porosidad de la misma y la migración del hidrocarburo de la roca generadora
busca justamente rocas preservadoras y esas tienen como característica su
porosidad.
De forma tal que ahora el área a investigar con estudios exploratorios se pudo
haber reducido a 11200 km2, esta área pudiera llevarse a análisis primeramente
desarrollando geología superficial de reconocimiento en prospectos de 2500 km2
para posteriormente aplicar geología de semidetalle y luego geología superficial de
detalle, con esta técnica y elaborando los mapas paleo geográficos del área de
análisis esta será reducida en un 30% adicional aproximadamente de forma tal
que quedaría aproximadamente en 8000 km2 el área en cuestión con esta
información es susceptible de establecer métodos indirectos y con fines de
establecer un poco más la acotación del área de verdadero interés se procede a
realizar gravimetría y magnetometría aérea o terrestre (esto de aérea o terrestre,
depende de la celeridad de la empresa) simultáneamente esto permitirá después
el proceso de esta información y de la integración de la misma con la información
de la geología, de la paleo sedimentación, ubicar con mayor precisión el área de
verdadero interés para establecer las localizaciones que posiblemente se
conviertan en yacimientos, esto podría reducir el área hasta en un 40%,
suponiendo que así fuese, el área quedaría en 4800 km2 aproximadamente.
Ya con este tamaño de área es posible meter métodos indirectos más costosos tal
como la sismología 2D de semidetalle primeramente y de detalle dependiendo de
la información observada y obtenida se podría llevar a cabo la sismología 2D con
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Capítulo II Metodología para concluir en un descubrimiento de campo 27
mallas rectangulares, derivado de un estudio de esta naturaleza previo proceso de
la información sísmica y de la integración de toda la información anterior, sería
posible tener quizás alrededor de 18 y 22 localizaciones.
Estas localizaciones tratadas con métodos estocásticos o probabilísticos pueden
ser jerarquizadas para su programación en un movimiento de equipos para llevar a
cabo la perforación exploratoria correspondiente, este también dependerá del
número de equipos de perforación que estén asignados al proyecto.
Los métodos estocásticos permiten primeramente calcular un éxito o un porcentaje
de probabilidad del riesgo geológico para el área, para cada localización,
asumiendo que cada localización pudiese contener objetivos múltiples, también se
podrá calcular el volumen original que potencialmente pudiera contener la trampa
y en base a técnicas de geoquímica y de petrofísica, e incluso deslumbrar la
calidad de hidrocarburo que pudiera contener esa trampa; finalmente el análisis
estocástico de cada localización incluyendo cada uno de los objetivos que pudiera
obtener para calcular la probabilidad de éxito en la perforación.
Pensando optimistamente y suponiendo que de las localizaciones detectadas el
30% fuese exitoso, estaríamos hablando de al menos 5 yacimientos encontrados
si hubieran sido las 18 localizaciones encontradas en el prospecto y de 7
yacimientos si hubieran sido 22 las localizaciones generadas.
En los capítulos correspondientes más adelante se detallará lo pertinente a
realizar en el caso de una localización o varias exitosas para la explotación de
esos hidrocarburos.
Es necesario mencionar que la sismología 3D y las técnicas todavía no explicitas
del 4D fueron desarrolladas para la optimización en el desarrollo de campos, y aun
es válida la utilización de esta técnica en la explotación de campos después de la
recuperación primaria. Como mencionamos al principio del capítulo las técnicas
mencionadas evidentemente son aplicables a áreas terrestres, sin embargo en las
áreas marinas como es evidente no podemos realizar geología superficial, pero
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Capítulo II Metodología para concluir en un descubrimiento de campo 28
con técnicas de interpretación se pueden construir con los datos terrestres
secciones balanceadas y con técnicas similares de métodos indirectos (geofísica),
podemos establecer la existencia primeramente de la batimetría que no es otra
cosa que las curvas de nivel ya mencionadas anteriormente del lecho marino, así
mismo podemos determinar tirantes de agua (espesores de agua de la superficie
del mar al lecho marino), infiriendo toda la información existente podemos
determinar la existencia de trampas estructurales, estratigráficas o mixtas
sepultadas bajo el lecho marino aun a profundidades mayores a los 8 segundos de
respuesta sísmica.
El proceso de obtención de datos, su procesamiento, integración e interpretación
es en la escala de tiempo de una compañía sería de Exploración y Producción es
de alrededor de 4 a 7 años aproximadamente, de forma tal que incluyendo la
perforación exploratoria con objetivos múltiples, el maduramiento del proyecto
exploratorio es de aproximadamente de 7 a 10 años.
*En algunas latitudes del mundo (Yakarta, Tailandia y en la antigua URSS), la producción de algunos yacimientos petroleros está ubicada en rocas de origen ígneo, la explicación como se mencionó en párrafos de este capítulo es debido a que el hidrocarburo se generó, migro y se entrampo donde tuvo la oportunidad de hacerlo, si encontró rocas con características de roca almacenadora que no fueran rocas sedimentarias y que estas rocas volcánicas fueron posteriores a la generación se entrampo el hidrocarburo en este tipo de rocas. Esto abre nuevas posibilidades en áreas de nuestro país que nunca han sido investigadas o analizadas para exploración y explotación petrolera.
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 29
CAPITULO III
DISEÑO DE DESARROLLO DE CAMPOS
Bajo el esquema descrito en el capítulo II, para determinar la ubicación de
localizaciones después de haberse desarrollado la metodología de exploración,
propondremos la existencia de una localización en un área marina del Golfo de
México con tirantes de agua de 1200 m. (El tirante de agua se considera de la
superficie marina a lecho marino, y se determina el espesor de este tirante
mediante la batimetría que es sinónimo de curvas de nivel en un proyecto
terrestre).
La localización generada en el proyecto TRITON, es una de nueve localizaciones
encontradas después de la integración e interpretación de la información obtenida
por ingenieros de campo y de gabinete; esta localización fue seleccionada por
métodos estocásticos donde se consideró en primera instancia el riesgo geológico
y posteriormente el riesgo exploratorio (ambos términos conceptos explicados en
el capítulo II).
La perforación del pozo exploratorio a la cima de la estructura localizada, se llevó
a cabo mediante la utilización de un barco perforador de gran calado ubicado en
las coordenadas de la localización mediante sistema GPS (satelital) el objetivo del
pozo es tratar de investigar la existencia de un sistema petrolífero y
posteriormente confirmar la presencia de hidrocarburos en el mesozoico. De
confirmarse el objetivo del pozo, en el cretácico inferior que se encuentra según el
plano estructural a 3765 m bajo el lecho marino (se dan profundidades en m, ya
que las isócronas del plano estructural fueron convertidas a profundidades, previos
análisis de velocidades de la columna geológica para esa área).
La perforación será llevada a cabo, fundamentalmente con el control de las
corrientes marinas y el posicionamiento descrito del barco a partir del lecho
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 30
marino, se utilizara tecnología similar a perforación terrestre, considerando claro
está el peso de la columna de agua y la presión que ejerce está sobre la columna
geológica y en la formación geológica del yacimiento a descubrir y explotar.
El diagrama del pozo exploratorio se muestra a continuación:
Después haber llevado a cabo la perforación exploratoria se ha confirmado la
presencia del sistema petrolífero y el objetivo del cretácico inferior definido en el
plano estructural ha confirmado la existencia de hidrocarburos, derivado de
pruebas de producción en el intervalo de 3760 - 3915.5 m; el intervalo probado
está inmerso en rocas carbonatadas y de acuerdo a los núcleos estudiados el
yacimiento es naturalmente fracturado. El resultado del intervalo probado dio en la
prueba de producción 10.8 mbd, con una RGA de 96 m3/m3 y 0.9 mbd de agua;
pero durante los días de prueba para estabilizar la producción inicial hubo
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 31
variaciones y para establecer parámetros que incidirán en el pronóstico de
producción, se ha considerado lo siguiente:
La porosidad observada en los núcleos del intervalo referido ha presentado
variaciones del siguiente orden: del 5% a un máximo del 15%, quizás el valor más
probable y representativo del intervalo impregnado sea del 12%, la saturación de
agua (Sw) se ha observado en el mismo intervalo el valor mínimo del 14% y con
un máximo del 24% y se presume que el más probable representativo sea de un
17.5%.
La RGA (Relación gas-aceite) fue de 96 m3/m3, que se considerara como más
probable, la mínima y máxima respectivamente se consideraran de 65 y 132
m3/m3, la producción de agua es despreciable, momentáneamente.
La calidad del crudo es de 32 °API.
Derivado de la complejidad de la integración e interpretación de toda la
información disponible, no se ha podido determinar con gran exactitud el área del
yacimiento; sin embargo se ha estimado un área mínima en Km2 de 8, una
máxima de 15 y una más probable de 12. 5, el espesor considerado de acuerdo a
la columna cortada por la barrena es de 155.5 m, sin embargo, la interpretación de
los registros eléctricos y de la conversión a profundidades en el plano estructural
de las isócronas por análisis de velocidades, hacen prever una variación en el
espesor, de la siguiente manera: mínimo de 85m, un máximo de 215m y una más
probable de 170m.
Con la lógica actual en base a la economía mundial y en especial del país donde
se ubique el proyecto, todas las empresas petroleras antes de invertir grandes
cantidades de dinero requieren de ver una proyección tanto de inversiones, de
producción y de utilidades, para lograr estas proyecciones es necesario partir de
algunos supuestos que a continuación se describen.
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 32
Campos similares de las características del yacimiento encontrado, muestran que
los factores de recuperación para el cretácico inferior es de 33% como probable, el
22% mínimo y un máximo del 46%, así mismo el Boi que se supondrá, también
por analogías de yacimientos será para el cretácico inferior de 1.059.
Estas estimaciones se realizan como se ha mencionado anteriormente en base a
datos proporcionados por la perforación (muestras de canal, núcleos y registros y
otros datos más por analogías de campos similares e incluso por opiniones de
expertos); aunque cabe hacer la aclaración que ningún yacimiento es igual a otro
yacimiento, sin embargo dado el desconocimiento de los parámetros involucrados
en el cálculo requerido para encontrar volúmenes originales, es necesario hacer
esas estimaciones para proyectar el diseño de desarrollo de campo; dado que
también es cierto que un descubrimiento con un solo pozo exploratorio en un área
netamente virgen, sin antecedentes petroleros de producción relativamente
cercanos a este descubrimiento.
También se pueden establecer métodos de conocimiento de expertos, es decir
métodos Delphi y/o TKJ, en los cuales se pondera el dato que sugiere el
especialista y al especialista mismo también es ponderado, la conjunción de toda
la información proporcionada por los expertos y la ponderación de la misma, bien
pueden servir para generar una aproximación de las variables requeridas para el
cálculo del volumen original.
Cabe hacer la aclaración que un yacimiento nunca se llega a conocer cabalmente,
porque, aun con información de los datos geológicos, de yacimientos y de
producción en un yacimiento ya maduro o casi a punto del abandono (campo
Soledad, campo San Andrés, campo Cerro Azul, etc., en la Región Norte, campo
Francita, campo Cinco Presidentes, en la Región Sur y en las Regiones Marinas
los campos Abkatún, Cáan, Cantarell, etc.); en función de este cálculo estimado,
se diseñara pronósticos de producción primaria, para estimar rangos de inversión
y rentabilidad.
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 33
A continuación se muestran los datos y valores obtenidos de los mismos (estos
valores fueron calculados con Software Crystal Ball):
Con estos valores y sabiendo el número de equipos que se disponen para el
desarrollo de este campo y con otros parámetros tales como la producción inicial
de aceite y la declinación estimada en este tipo de yacimientos naturalmente
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 34
fracturados, se puede construir un movimiento de equipos y un pronóstico de
producción de aceite, gas y condensado.
De acuerdo a este último párrafo, para desarrollar el proyecto se dispone de 2
equipos de perforación y se estimó de la prueba de producción del pozo
exploratorio para el cretácico inferior una producción inicial de 11,800 bls/día de
aceite y 900 bls de agua. La declinación en rocas carbonatadas para este tipo de
yacimientos fue estimada en un 11.5% anual.
Para estimar el número de pozos que pueden drenar la explotación primaria de
ambos yacimientos, se considerará un radio de drene del pozo exploratorio de
605m y con los datos del área del cretácico inferior como la producción iniciales y
las declinación mencionada, podemos establecer tentativamente el número de
pozos necesarios para explotar este yacimiento; a continuación se muestran los
cálculos referidos también en forma estocástica, para esa estimación, hay dos
formas de calcular el número óptimo de pozos aproximado:
1.- Con el radio de drene calcular el área de drene de un pozo, esto es:
A= π*r2
Así pues, si el radio de drene es de 605 m, tendremos para el KI
A=3.1416*rd2
Radio de drene Min Max Pro Media
604.850 430 800 605 604.850
A=1,149,332 m2
Si el área del yacimiento es de: 12.153 Km2 → 12153659.259 m2
Área Min Max Pro Media
10.591 8 15 12.5 12.159
La división del área del yacimiento entre el área de drene del pozo nos dará el
aproximado del número de pozos y tendremos:
Número de pozos (aproximado)= 10.57 ≈ 11 Pozos.
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 35
2.- Conociendo la producción inicial y la declinación del pozo exploratorio (pruebas
de producción) y el cálculo del volumen original del yacimiento, tenemos,
proyección a 40 años de producción primaria:
Para el KI, tenemos:
N (40 años)= 40.88 mmbpce
Si el volumen recuperable del yacimiento es de: 394.665 mmbpce
La división del volumen recuperable entre la N, nos dará el número aproximado de
pozos, entonces:
Número de pozos (aproximado)= 9.65 ≈ 10 Pozos.
El criterio para determinar, el número aproximado de pozos es utilizar el menor
número de pozos que ofrezcan cualquiera de los dos métodos, en este caso el
criterio 2, lo anterior es por razón de inversión ya que el número mayor de pozos
significa más inversión y cuando el proyecto sea evaluado financieramente este
podría perder valor económico.
Sin embargo, en este proyecto se optará por tomar el criterio 1, es decir se
perforarán 11 pozos, que adicionalmente al pozo de exploración, se consideraran
12 pozos en total para el desarrollo del campo Tritón.
Nota: Todos estos valores se hicieron con respecto a un horizonte de tiempo de 40 años, con la producción inicial del yacimiento y una declinación porcentual mensual (tomando en cuenta los días que cuenta cada mes, considerando años bisiestos), tomando en cuenta la RGA. Np, Ng, y N total (N total, se estima de acuerdo al pasar la Ng a fase liquida, el factor de conversión a líquido se consideró de 5000 pc = 1 bl).
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 36
Así pues, considerando el criterio referido con anterioridad, se perforarían 12
pozos en el Kinf (considerando el pozo exploratorio ya perforado); los pozos se
perforarían de acuerdo a la siguiente figura:
Cretácico Inferior (vista en Planta)
Área: 12.159 Km2
De acuerdo con la cuadricula, la cual corta al campo para saber así el área
determinada para cada pozo, y también ayuda a facilitar y a interpretar con mayor
precisión la localización del pozo; se muestra en la figura anterior los pozos del
yacimiento en análisis, los cuales todos son de desarrollo con excepción del pozo
del centro el cual es de tipo Exploratorio.
En los párrafos anteriores hemos tratado de ejemplificar los cálculos y criterios
usuales para generar el número aproximado de pozos en una estructura, esto no
siempre es posible hacerlo, ya que en yacimientos en trampas estratigráficas no
es posible aplicar lo anterior y más aún si la distribución de esas arenas en la
cuenca en estudio están distribuidas erráticamente (ej. Burgos, Chicontepec).
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 37
Como hemos mencionado, y con respecto al título de este trabajo la perforación
propuesta para estas estructuras del mesozoico serán no convencionales, se
perforarán: 1 pozo vertical con terminación no convencional, 8 pozos direccionales
con desviaciones superiores a los 60° (la perforación convencional, indica según
estándares internacionales que cualquier pozo direccional con inclinaciones hasta
de 60° son considerados convencionales y a partir de inclinaciones mayores de
60°, serán considerados no convencionales, finalmente se perforaran dos pozos
horizontales, y se propondrá la navegación horizontal dentro del yacimiento para el
cretácico inferior de 200 m.
No se omite señalar que el pozo exploratorio, pasara a ser parte del desarrollo,
siendo la totalidad de pozos de 12 a considerar, para el pronóstico de producción.
Diagrama ilustrativo de plataforma TLP
La perforación de todos los pozos se llevara a cabo con equipos de perforación
montados en dos plataformas del tipo TLP (Tensión Leg Platform o plataforma de
producción de patas tensionadas), siendo un tipo de sistema flotante de
producción, las plataformas de patas tensionadas son instalaciones flotantes
ancladas verticalmente al lecho marino mediante cables denominados tendones.
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 38
Mientras un casco boyante sostiene los componentes superiores, un intrincado
sistema de amarras mantiene la TLP en el sitio. La flotación del casco compensa
el peso de la plataforma, que requiere grupos de tendones tensionados (patas
tensionadas) para asegurar la estructura a la fundación o cimiento sobre el lecho
marino. La estructura a su vez, se mantiene estacionaria mediante pilotes
clavados al lecho del mar.
El sistema de amarre de patas tensionadas permite el movimiento horizontal
provocado por las olas, pero no el vertical o de cabeceo, lo que convierte a las
TLP en la elección más popular para regiones de huracanes y tormentas fuertes.
El diseño básico de una TLP incluye cuatro columnas llenas de aire que forman un
cuadrado. Estas columnas van sostenidas y conectadas por pontones, de manera
similar al diseño de una plataforma semisumergible de producción. Sin embargo,
desde mediados de la década de los ochenta, los diseños de las TLP han
cambiado de acuerdo con los requerimientos de desarrollo del yacimiento.
Hoy, los diseños también abarcan el E-TLP, que incluye un anillo pontón que
conecta las cuatro columnas llenas de aire; el Moses TLP, que centraliza el casco
de cuatro columnas, y el SeaStar TLP, que se distingue por tener una sola
columna central como casco.
La cubierta de la plataforma está ubicada sobre el casco de la TLP. La parte
superior de la TLP es la misma que la de una plataforma de producción típica, que
consta de una cubierta para alojar los equipos de perforación y producción, así
como el módulo de energía y las viviendas para la tripulación. Los árboles de
navidad secos son comunes en las TLP debido al menor movimiento vertical en
las plataformas.
La mayoría de los pozos que producen a una TLP se desarrollan a través de tubos
elevadores (montantes) rígidos, que elevan los hidrocarburos desde el lecho
marino hasta los árboles de navidad secos ubicados en la cubierta de la TLP.
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 39
Muchas veces pueden usarse tubos elevadores catenarios de acero para conectar
las líneas submarinas de flujo y los ductos de recolección para almacenamiento y
exportación.
Las TLP o sistemas flotantes de producción son los más usados en el mundo y
resultan ideales para tirantes grandes de agua.
Como se muestra en la fig. de la estructura en planta del Kinf, se presume que la
geometría y el tipo de formación del yacimiento permitirán la perforación de los 12
pozos en un arreglo cercano entre sí (cluster arrangement) y la estrategia de
perforación de los pozos que serán productores, permitirán contemplar, árboles
secos y no mojados (esto encarecería el proyecto).
La localización de las Plataformas TLP (A y B) se ubicarían de la siguiente forma:
la TLP A, en el Centro de la estructura, lo cual permitirá recuperar al pozo
exploratorio y tener la producción temprana derivado del mismo, de esta
plataforma se perforarán 4 pozos direccionales y 1pozo horizontal; la segunda
plataforma TLP B se situara a 4.5 km al E de la plataforma A, permitiría perforar 1
pozos vertical, 4 direccionales adicionales y 1 pozo horizontal.
La producción se podrá manejar de la forma que a continuación se describe: la
producción de los pozos es llevada a superficie a través de tubos elevadores
(montantes rígidos, por medio de risers, de 12” Ø cada uno), que elevan los
hidrocarburos desde el lecho marino hasta los árboles de navidad secos ubicados
en las cubiertas de la TLP’s y de allí llevarlos 65 Km por ductos a las centrales de
almacenamiento y comercialización, ubicadas en tierra.
Por otro lado, la búsqueda de nuevas tecnologías que ayudaran a la reducción de
costo, se tradujo en una gran oportunidad, ya que de esta forma se aumentaba la
rentabilidad de los proyectos, de esta forma se logró encontrar una arquitectura de
pozo aplicable a este tipo de proyectos, la cual considera la técnica de hoyo
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 40
reducido (Slim Holes) y tubingless, que disminuye considerablemente los costos
asociados a la perforación y terminación de pozos, con respecto a los pozos que
fueron perforados en el pasado y que son considerados convencionales.
La arquitectura de hoyo reducido tubingless, es aplicable para pozos direccionales
y horizontales que se describen dentro del plan de explotación del proyecto,
además presenta las siguientes ventajas en cuanto a reducción de costo y
disminución en tiempo de perforación.
Menores diámetros de las TR y por consiguiente, reducción de costos.
Menores diámetros de barrenas, lo que permite reducir costos tiempos, así
como mejorar la eficiencia en la perforación.
Optimizar el volumen de fluido de perforación y terminación, con menor
cantidad de productos para obtener las propiedades.
Minimizar el volumen de la lechada de cemento y tiempo de cementación,
por menor volumen y cantidad de aditivos para el diseño de la mezcla.
Optimizar el volumen de cortes de perforación, con menor impacto
ambiental, logística y tratamiento.
Optimizar el ensamblaje de fondo, debido a la reducción del agujero, se
puede mejorar la eficiencia del diseño en cuanto a ubicación, número de
componentes y determinación del punto neutro; así como, la reducción del
diámetro del aparejo de perforación.
Reducir el diámetro de cabezales, como consecuencia de la optimización
de la arquitectura de los pozos.
Menor costo de transporte de tubería, por ser de menor diámetro y
volumen.
Mediante la utilización de slim-holes los operadores han podido reducir los costos
de perforación de los pozos entre un 40% y un 70%, reduciendo a su vez, costos y
lográndose también reducir las preocupaciones ambientales. La experiencia indica
que la perforación de slim-holes no reduce eventualmente la producción.
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 41
A continuación se muestran los ahorros porcentuales en los rubros más
importantes de la perforación:
Reducción de:
42% Fluidos
31% Acero
12% Cemento
13% Accesorios
50% Tiempo
30% Costo
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 42
Diagrama esquemático de la arquitectura de pozos en el campo Tritón
Cuando el pozo ha sido perforado, empieza la operación de la terminación del
pozos y ponerlo afluir, en este caso el mismo equipo realizara la operación
correspondiente de la terminación, primeramente se procede a la limpieza del
pozo y al acondicionamiento del fluido de terminación, para luego, mediante los
llamados "perfiles a pozo entubado", generalmente radiactivos y acústicos,
precisar la posición de los estratos productivos, los que fueron ya identificados por
los registros del pozo descubridor, como así también la posición de las copiles de
la tubería de producción y por otra parte la continuidad y adherencia del cemento,
tanto a la tubería como a la formación.
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 43
Habiéndose determinado los intervalos de interés, correlacionando los perfiles a
pozo abierto y entubado, y comprobando la calidad de la cementación, es
necesario poner en contacto cada estrato seleccionado con el interior del pozo
mediante el disparo o perforación del casing y del cemento. Esto se realiza
mediante cañones con "cargas moldeadas" unidas por un cordón detonante
activado desde la superficie mediante un cable especial.
Cada uno de los estratos fracturados con los disparos es ensayado para
determinar los volúmenes de fluido que aporta, así como la composición y calidad
de los mismos (petróleo, gas, porcentaje de agua). Esto se realiza mediante
"bombeo" por el interior de la tubería de producción. Se determina así, si la
presión de la capa o estrato es suficiente para lograr el flujo hacia la superficie en
forma natural o si deben instalarse sistemas artificiales de producción.
Puede suceder que durante los ensayos se verifique que existen capas sin
suficiente aislamiento entre sí por fallas en la cementación primaria; en estos
casos se realizan cementaciones complementarias, aislando mediante
empaquetaduras en el tramo correspondiente del pozo.
Cuando la diferencia de propiedades de las distintas capas así lo justifica, se
puede recurrir al tipo de terminación "múltiple", que cuenta con dos columnas de
tubería de producción, para producir dos intervalos diferentes, quedando también
la alternativa de producir por el espacio anular" entre el casing y los dos tubing un
tercer intervalo. También es considerada como no convencional, la producción
triple mediante tres tuberías de producción.
Para el caso de terminación múltiple con dos o más tuberías, el equipamiento
debe incluir no solamente empaquetadores especiales, sino también cabezales de
boca de pozo (en la superficie) de diseño particular, los que permiten el pasaje
múltiple de tuberías.
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 44
Por otra parte, el equipo de intervención del pozo debe contar con herramientas
especiales para maniobrar con múltiples tuberías a la vez, por lo que estas
maniobras de intervención son mucho más riesgosas y delicadas y se requiere de
la más cuidadosa programación y operación.
Como hemos mencionado anteriormente la búsqueda de nuevas técnicas en
búsqueda de mejor productividad, tales como las descritas para perforar pozos
direccionales, han desarrollado equipos y materiales que permiten realizar la
terminación y puesta en producción de pozos multilaterales con el acceso a varias
capas de un mismo pozo o el acceso a una capa remota mediante un pozo
extendido horizontalmente, los gastos iniciales se calculan de acuerdo a los
criterios del anexo 1.
En caso de baja productividad de la formación, ya sea por la propia naturaleza de
la misma o porque ha sido dañada por los fluidos de perforación o por la
cementación, o incluso por el fluido de terminación, la formación productiva debe
ser estimulada.
Los procedimientos más utilizados son: la acidificación y la fracturación hidráulica,
en el caso de yacimientos naturalmente fracturados hay que recordar que la
mayoría de la producción es proveniente de las fracturas y es necesario fracturar
adicionalmente a la matriz para que el hidrocarburo de esta fluya hacia la fractura
y se pueda incrementar la producción, optimizando así el factor de recuperación;
adicionalmente se puede establecer simultáneamente sistemas de recuperación
secundaria (inyección de agua), siempre y cuando la roca del yacimiento tenga la
propiedad de mojabilidad, sistemas de recuperación mejorada (inyección de gas,
N2, CO2, u otro fluido que ayude a desplazar los hidrocarburos de los poros de la
roca e incrementen estos fluidos la presión del yacimiento) y sistemas artificiales
(bombeo neumático, bombeo mecánico, bombeo electrocentrifugo, polea viajera,
etc.).
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 45
La acidificación consiste en la inyección a presión de soluciones ácidas que
penetran en la formación a través de los fracturas provocadas por los disparos,
estos pueden ser direccionados cada 60° que cubrirán los 360° del hoyo de
perforación y fracturaran la roca, disolviendo los elementos sólidos que perturban
el flujo de los fluidos.
La fracturación hidráulica consiste en inducir la fracturación de la formación
mediante el bombeo a gran caudal y presión de un fluido que penetra
profundamente en la formación, provocando su ruptura y rellenando
simultáneamente la fractura producida con un sólido que actúa como agente de
sostén. El agente generalmente utilizado es arena de alta calidad y granulometría
cuidadosamente seleccionada que, por efecto de un mejoramiento artificial de la
permeabilidad, facilitará el flujo desde la formación hacia el pozo a través de la
fractura producida.
Las componentes para este proyecto son:
El proyecto consiste en desarrollar y explotar el campo Tritón que permita la
extracción de las reservas recuperables y cuyos alcances principales se
describen a continuación:
Perforar 11 pozos, adicionalmente al exploratorio, y reclasificar las reserva
3P a 2P y 1P, de acuerdo al cálculo del Volumen Original y las reservas
recuperables, ya descrito en este capítulo.
Instalar dos ductos de transporte de 18” ø x 65 km
Instalar 12 jumpers de 1” ø y 12 jumpers de 6” ø para la interconexión con
los equipos submarinos.
Instalar 24 PLETs e InLine SLED para la interconexión de pozos.
Instalar 82 m de líneas umbilicales.
Instalar un sistema de monitoreo y control.
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CAPITULO III Diseño de Desarrollo de Campo 46
Construir estación de proceso y compresión con capacidad para 100,000
mbd y 50 MMpcd en Tierra.
Perforar un pozo letrina en la terminal de almacenamiento y distribución
para disponer del agua producida previamente tratada.
Plantear proyección de abandono del campo
Finalmente a manera de comentario (fuera del contexto de esta tesis), es
necesario señalar que para llevar adelante las tareas de perforación, terminación y
reparación de pozos es necesario un conjunto de personas con diferentes grados
de especialización: ingenieros, geólogos, técnicos, obreros especializados y
obreros.
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Capítulo IV Explotación de Campo 47
CAPITULO IV
EXPLOTACIÓN DE CAMPO
La explotación del campo empezara a partir de que el pozo exploratorio sea
recuperado (recordar que el pozo exploratorio fue perforado mediante un barco y
se dejó una boya para saber su ubicación cuando este la primer plataforma TLP se
recuperara y se pondrá a producción), adicionalmente se debe plantear el
movimiento de equipos que de pauta a la perforación de los pozos y por ende al
pronóstico de producción, las instalaciones requeridas serán planteadas en base a
los volúmenes de hidrocarburos a manejar, la actividad calendarizada se presenta
a continuación:
Movimiento de equipos, fue calculado en base a los días estimados en la
perforación y terminación de los pozos, en la siguiente tabla se muestran los
resultados:
Las distribuciones resultantes de este cálculo, son:
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Capítulo IV Explotación de Campo 48
De forma análoga, se obtuvieron los gráficos correspondientes a los días de
perforación y terminación de los pozos direccionales y horizontales. El rol del
equipo se consideró similar para todos los pozos.
El movimiento de equipos resultante, considerando únicamente como fechas fijas
las de los pozos Tritón D1 para el equipo 1 y el pozo Tritón V1 para el equipo 2, es
el siguiente:
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Capítulo IV Explotación de Campo 49
Los gastos iniciales de producción y la declinación estimada de la prueba de
producción en el pozo exploratorio y considerando los criterios del anexo 1, son
también calculados bajo la metodología probabilista, a continuación se muestran
los resultados:
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Capítulo IV Explotación de Campo 50
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Capítulo IV Explotación de Campo 51
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Capítulo IV Explotación de Campo 52
Con el movimiento de equipos, los gastos iniciales, la declinación y la RGA, se
obtuvieron los pronósticos de producción para cada plataforma, y con metodología
probabilista se obtuvieron los valores para la media, el P10 y el P90, estos se
muestran a continuación:
Con estos datos, en el siguiente capítulo se procederá a presupuestar la inversión
requerida para desarrollar y explotar el campo Tritón.
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Capítulo V Definición de Inversiones Requeridas para las Actividades 53
CAPITULO V
DEFINICIÓN DE INVERSIONES REQUERIDAS PARA LAS ACTIVIDADES
Con la información calculada del capítulo anterior y el diseño de las inversiones
requeridas, se podrá generar la evaluación financiera y con ella determinar la
viabilidad económica del proyecto.
El programa de actividades proyectado para la explotación del campo es el
siguiente:
Las inversiones requeridas para este programa de actividades, se muestran a
continuación:
Las inversiones para llevar a cabo la exploración y los estudios preliminares del
desarrollo del campo, se muestran a continuación:
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Capítulo V Definición de Inversiones Requeridas para las Actividades 54
Las inversiones referidas para llevar a cabo el desarrollo, considerando la
infraestructura de perforación y producción, son:
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Capítulo V Definición de Inversiones Requeridas para las Actividades 55
Las inversiones para operar y administrar el campo se conforman como sigue:
Como se puede observar, de las tablas anteriores de las inversiones requeridas
para desarrollar y explotar el campo son muy significativas, de estas el .58 % es
para estudios de exploración y estudios preliminares para el desarrollo de campos,
el .56 % para ingenierías y estudios de conceptualización integral del yacimiento, el
87.38 % para llevar a cabo las tareas de perforación y de infraestructura, tanto de
exploración como de desarrollo, así como de producción, el 4.17 % para
complemento de infraestructura y control del campo, y finalmente el 7.31 %
mantenimientos en general del campo, incluyendo las normas de seguridad y de
armonía con el medio ambiente y las inversiones necesarias para administrar el
campo. Es bastante impactante que el mayor porcentaje sea destinado para la
perforación e infraestructura del desarrollo del campo.
Las inversiones integradas se muestran en la siguiente tabla:
INVERSIONES MM DE PESOS 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 TOTAL
ACTIVIDAD
Mantenimiento de instalaciones 1.23 7.36 7.36 7.58 7.81 9.60 11.81 14.53 17.87 21.98 27.04 33.26 40.91 50.32 61.89 76.12 93.63 115.16 141.65 174.23 214.31 263.60 1,399.25
Mantenimiento de pozos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 95.94 100.74 105.77 111.06 116.62 122.45 128.57 135.00 141.75 148.83 156.28 164.09 172.29 180.91 189.95 2,070.25
Mantenimiento de ductos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 38.38 0.00 42.98 0.00 48.14 0.00 53.92 0.00 60.39 0.00 67.63 0.00 75.75 0.00 84.84 472.01
Mantenimiento de infraestructura de servicios 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 360.39
Seguridad industrial 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 102.50
Protección ecologica 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 38.00
Desarrollo tecnologico 125.00 80.00 0.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 98.00 102.00 1,595.00
Capacitación 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 282.90
Inertización de ductos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 32.47
Aministración 13.65 14.33 15.05 15.80 16.59 17.42 18.29 19.21 20.17 21.18 22.23 23.35 24.51 25.74 27.03 28.38 29.80 31.29 32.85 34.49 36.22 38.03 525.60
Totales 175.51 137.32 58.04 129.01 130.03 132.65 137.76 275.71 246.43 299.57 267.99 329.01 295.52 366.19 331.57 414.29 379.92 478.01 446.25 564.42 567.09 716.07 6,878.36
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de proyectos de inversión en Aguas Profundas”
Capítulo V Definición de Inversiones Requeridas para las Actividades 56
INVERSIONES MM DE PESOS 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 TOTAL
ACTIVIDAD
Estudios exploratorios e interpretación, procesado 234.00 123.00 17.70 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 374.70
Perforación Pozo exploratorio 0.00 0.00 0.00 1,118.58 915.20 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2,033.78
Plataformas TLP 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 3,581.08 29,842.34 17,526.46 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 50,949.88
Desarrollo de campos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 175.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 175.00
Trabajos complementarios 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 6.15 8.61 39.36 2.46 4.92 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 61.50
Perforación de pozos de desarrollo 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2,947.89 3,030.16 1,515.08 3,030.16 1,515.08 3,461.11 1,946.03 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 17,445.49
Terminación de pozos de desarrollo 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 520.22 534.73 267.37 534.73 267.37 610.78 343.42 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 3,078.62
Estudios integrales 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 97.50 203.75 161.25 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 462.50
Bajantes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 95.94 200.49 158.67 174.66 153.75 136.53 66.42 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 986.46
Umbilicales 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 241.08 448.95 476.01 581.79 419.43 370.23 109.47 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2,646.96
Terminación de líneas submarinas 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 78.00 520.00 290.00 123.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1,011.00
Ductos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4,538.84 1,151.02 859.77 39.61 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 6,589.24
Arboles 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 120.54 60.27 60.27 60.27 60.27 120.54 60.27 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 542.43
Unidad submarina de distribución 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 70.11 62.73 17.22 15.99 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 166.05
Sistema de control superficial 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 57.81 205.41 301.35 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 564.57
Pozo letrina 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 123.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 123.00
Mantenimiento de instalaciones 1.23 7.36 7.36 7.58 7.81 9.60 11.81 14.53 17.87 21.98 27.04 33.26 40.91 50.32 61.89 76.12 93.63 115.16 141.65 174.23 214.31 263.60 1,399.25
Mantenimiento de pozos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 95.94 100.74 105.77 111.06 116.62 122.45 128.57 135.00 141.75 148.83 156.28 164.09 172.29 180.91 189.95 2,070.25
Mantenimiento de ductos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 38.38 0.00 42.98 0.00 48.14 0.00 53.92 0.00 60.39 0.00 67.63 0.00 75.75 0.00 84.84 472.01
Mantenimiento de infraestructura de servicios 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 16.38 360.39
Seguridad industrial 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 102.50
Protección ecologica 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 1.73 38.00
Desarrollo tecnologico 125.00 80.00 0.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 98.00 102.00 1,595.00
Capacitación 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 282.90
Inertización de ductos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 2.03 32.47
Aministración 13.65 14.33 15.05 15.80 16.59 17.42 18.29 19.21 20.17 21.18 22.23 23.35 24.51 25.74 27.03 28.38 29.80 31.29 32.85 34.49 36.22 38.03 525.60
Totales 409.51 260.32 75.74 1,247.59 1,045.23 3,888.73 34,773.56 23,095.34 5,914.23 3,558.77 5,105.77 2,928.18 5,057.44 2,831.53 331.57 414.29 379.92 478.01 446.25 564.42 567.09 716.07 94,089.54
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Capítulo VI Evaluación Financiera Determinista del Proyecto 57
CAPITULO VI
EVALUACIÓN FINANCIERA DETERMINISTA DEL PROYECTO
Con los datos obtenidos del análisis de los capítulos 3, 4 y 5 se puede realizar la
evaluación financiera del proyecto.
En la evaluación de proyectos hay dos vertientes de evaluación: la evaluación
financiera y la evaluación económica, en la primera se busca encontrar los índices
e indicadores desde el punto de vista de generar utilidades para el inversionista,
sin considerar ámbitos de mercado, salvo para el producto a obtener o
manufacturar y su comercialización.
En la segunda vertiente el concepto de generar utilidad es similar, solo que aparte
de considerar el mercado del producto a obtener o manufacturar, se considera el
impacto del proyecto en el ámbito social y económico, es decir en él estudio de
mercado para la evaluación de un proyecto se realizan los impactos derivados
desde la ubicación del proyecto, el impacto económico que tendrá este,
localmente (generación de empleos y consumos locales), el impacto de
generación de recursos localmente, regionalmente, en el país e
internacionalmente; y la producción o producto manufacturado como incidirá en los
mercados locales, nacionales e internacionales.
De forma tal que de acuerdo a este tipo de estudios de mercado necesarios para
la segunda vertiente, es necesario incluir una rama muy puntual de la Economía,
esta rama es la Econometría.
También es necesario comentar que en la evaluación de proyectos hay opciones
para llevarlas a cabo, esta son:
Evaluación de proyectos tradicionalista
Evaluación de proyectos mediante opciones reales
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Capítulo VI Evaluación Financiera Determinista del Proyecto 58
En cualquiera de estas formas de evaluar proyectos, se puede utilizar las
siguientes alternativas, dependiendo de la complejidad y lo tangible del proyecto:
Evaluación de proyectos determinista
Evaluación de proyectos estocástica
En ambas alternativas, los criterios para autorizar y ejecutar un proyecto son:
VPN.- VALOR PRESENTE NETO (utilidad o rentabilidad después de
recuperar la inversión)
TIR.- TASA INTERNA DE RETORNO (tasa de utilidad de la inversión
realizada)
RBC.- RELACIÓN BENEFICIO COSTO (índice de utilidad sobre lo invertido
y la ganancia)
VPN/VPI.- EFICIENCIA DE LA INVERSION (índice de utilidad por peso
invertido)
PR.- PERIODO DE RECUPERACIÓN (tiempo en el horizonte de análisis
del proyecto en que se recupera la inversión)
En este capítulo, se utilizara el criterio de la primera vertiente, se utilizara la
evaluación tradicionalista, y se obtendrán todos los índices e indicadores que
sirven para tomar la decisión de ejecutar un proyecto.
Los cálculos fueron realizados en una hoja de cálculo utilizando las siguientes
premisas, a continuación se muestran los resultados:
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Capítulo VI Evaluación Financiera Determinista del Proyecto 59
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Capítulo VI Evaluación Financiera Determinista del Proyecto 60
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Capítulo VI Evaluación Financiera Determinista del Proyecto 61
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Capítulo VI Evaluación Financiera Determinista del Proyecto 62
Obsérvese la diferencia entre el VPN y los demás indicadores e índices, la razón
es que el proyecto evaluado sin impuestos, su flujo neto de efectivo es integrado
por los ingresos, menos los costos, menos las inversiones; mientras que en el
evaluado con impuestos, su flujo neto de efectivo es integrado por los ingresos,
menos los costos, menos las inversiones, menos los impuestos más la
depreciación.
Como se observa en los valores de VPN, estos son positivos en ambos casos, la
variación en valores se explicó en el párrafo anterior, la tasa interna de retorno
(TIR), es superior a la tasa de descuento empleada y que normalmente es el valor
del dinero de la empresa y está en función de sus activos y pasivos contables; la
Relación Beneficio Costo (RBC) es mayor a la unidad, en ambos casos, es decir
con impuestos y sin impuestos, el VPN/VPI es mayor que cero lo que se interpreta
que la inversión es eficiente, también para ambos casos y los periodos de
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Capítulo VI Evaluación Financiera Determinista del Proyecto 63
recuperación para ambos casos es de 12 años para sin impuestos y 13 años para
con impuestos.
En cuanto a la sensibilidad, esta fue aplicada a las tres variables que inciden
directamente en la rentabilidad del proyecto, estas son: Inversión, Precios de
hidrocarburos y Volumen de producción.
La interpretación al respecto, para el caso de no impuestos, la sensibilidad indica
con respecto a la inversión que está puede ser incrementada en 70.46 %, la
inversión original es de 94,089.541 millones de pesos y de acuerdo al cálculo esta
puede ser incrementada hasta 160,384.675 millones de pesos, si esto ocurriera el
VPN sería igual a cero, es decir no habría utilidad, pero tampoco perdida, es decir
el proyecto podría soportar incrementos hasta el límite descrito en él % de la
inversión, si este límite es rebasado el proyecto sería negativo, lo cual no
significaría que se abandonara el proyecto, pero si deberá ser replanteado.
Con la condición descrita en cuanto a la sensibilidad en la inversión, la TIR será
igual a 12%, que fue la empleada en la evaluación del proyecto, el VPN/VPI será
una indeterminación, lo que significaría que la inversión no fue eficiente y la RBC
sería igual a1, lo que significaría que lo invertido contra lo ganado es igual.
Análogamente. La sensibilidad al volumen producido y a los precios de
hidrocarburos, tendrá los efectos similares en cuanto a indicadores, la sensibilidad
a él volumen producido indica que ésta puede ser reducida en 41.34 % para sin
impuestos y en el caso de sensibilidad a los precios estos podrían reducirse en
38.97 %, así el VPN aplicando estos criterios también sería cero y los demás
índices e indicadores tendrían los valores descritos anteriormente.
Cabe señalar que la sensibilidad se calcula de forma independiente para cada una
de las variables que afectarían la rentabilidad del proyecto, ya que no se puede
calcular en forma simultánea para las tres variables.
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Capítulo VII Evaluación Financiera Estocástica del Proyecto 64
CAPITULO VII
EVALUACIÓN FINANCIERA ESTOCASTICA DEL PROYECTO
Básicamente la evaluación estocástica o probabilista, tiene el mismo principio de
cálculo, la diferencia primordial consiste en acotar ya sea con datos duros
(estadísticas históricas de las variables) o en base a opiniones subjetivas de
expertos en los temas técnicos y financieros del proyecto con métodos TKJ o
Delphi, pueden proporcionar datos y ponderados los valores de esos datos, en
función del peso de la variable y la ponderación también del experto, es posible
establecer distribuciones generando números aleatorios con Monte Carlo, para
cada variable y con estas distribuciones realizar los cálculos similares a los
descritos en el capítulo anterior, los resultados obtenidos serán también
distribuciones y de estas podremos obtener sus medidas centrales y sus
percentiles, que leídas en un histograma de frecuencias relativas se asociaran
automáticamente a una probabilidad de ocurrencia.
Es necesario mencionar que en este trabajo se tomó, como medidas centrales la
media y la mediana y como límites para cálculo de probabilidad conjunta del
proyecto los percentiles 10 y 90, sin omitir señalar que en la industria petrolera el
percentil 10 equivale al 90% de probabilidad de ocurrencia, mientras que el
percentil 90 equivale al 10 % de probabilidad de ocurrencia.
A continuación se muestran los resultados obtenidos con esta evaluación
estocástica, aclarando que se han utilizado las mismas premisas, que en la
evaluación determinista.
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Capítulo VII Evaluación Financiera Estocástica del Proyecto 65
Los datos probables y distribuidos son:
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Capítulo VII Evaluación Financiera Estocástica del Proyecto 66
EVALUACION SIN IMPUESTOS 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 TOTALES
MM PESOS
FLUJO DE EFECTIVO NETO -408.33 -265.07 -77.18 -1351.05 -1035.67 -3915.97 -35787.34 -15113.03 8926.57 15188.64 17332.60 21609.41 22810.77 24417.97 25995.18 23154.87 20642.45 18243.79 16136.91 14254.20 12598.34 11092.74 194450.81
FLUJO DE EFECTIVO NETO DESCONTADO -408.33 -236.67 -61.53 -961.65 -658.19 -2222.03 -18130.98 -6836.37 3605.29 5477.17 5580.63 6212.19 5854.96 5595.97 5319.13 4230.31 3367.23 2657.11 2098.44 1655.01 1306.03 1026.74 24470.47
FLUJO DE EFEC. NETO DESC. ACUM. -408.33 -645.00 -706.53 -1668.18 -2326.36 -4548.39 -22679.37 -29515.73 -25910.44 -20433.27 -14852.63 -8640.44 -2785.49 2810.48 8129.61 12359.92 15727.15 18384.25 20482.69 22137.70 23443.73 24470.47
VALOR PRESENTE DE LA INVERSION 408.33 236.67 61.53 961.65 658.19 2222.03 18130.98 10737.58 2303.54 1338.40 1667.80 827.07 1372.74 658.17 69.39 76.32 61.06 70.63 57.60 64.35 61.80 68.01 42113.83
VPINGR 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4154.06 6294.86 7259.64 7719.32 7492.40 7678.25 6659.79 5754.17 4577.19 3640.95 2904.50 2303.81 1832.58 1457.74 1162.88 70892.15
VPEGRE 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 252.84 386.03 444.07 470.88 453.14 450.56 405.65 365.65 270.57 212.66 176.77 147.77 113.23 89.90 68.13 4307.85
vimp 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2409.35 3651.02 4210.59 4477.21 4345.59 4453.38 3862.68 3337.42 2654.77 2111.75 1684.61 1336.21 1062.90 845.49 674.47 41117.45
vpd 31.76 44.67 41.87 161.90 226.72 508.76 3034.61 4211.45 4068.04 3806.78 3568.47 3253.60 2951.99 1550.09 698.10 480.72 349.83 210.17 140.32 41.35 0.00 0.00 29381.19
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Capítulo VII Evaluación Financiera Estocástica del Proyecto 67
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Capítulo VII Evaluación Financiera Estocástica del Proyecto 68
EVALUACION CON IMPUESTOS 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 TOTALES
FLUJO DE EFECTIVO NETO -376.57 -215.04 -24.66 -1123.59 -678.93 -3019.36 -29797.55 -11129.17 9959.10 14068.84 14510.21 17810.85 16961.38 14327.02 13096.52 11255.07 9841.15 8120.21 6940.55 5455.84 4442.52 3805.84 104230.22
FLUJO DE EFECTIVO NETO DESCONTADO -376.57 -192.00 -19.66 -799.75 -431.47 -1713.27 -15096.36 -5034.27 4022.31 5073.36 4671.90 5120.19 4353.56 3283.38 2679.81 2056.26 1605.31 1182.66 902.55 633.46 460.54 352.27 12734.21
FLUJO DE EFEC. NETO DESC. ACUM. -376.57 -568.57 -588.23 -1387.98 -1819.45 -3532.71 -18629.08 -23663.35 -19641.04 -14567.67 -9895.78 -4775.58 -422.02 2861.36 5541.17 7597.43 9202.73 10385.40 11287.94 11921.40 12381.95 12734.21
VALOR PRESENTE DE LA INVERSION 408.33 236.67 61.53 961.65 658.19 2222.03 18130.98 10737.58 2303.54 1338.40 1667.80 827.07 1372.74 658.17 69.39 76.32 61.06 70.63 57.60 64.35 61.80 68.01 42113.83
VPINGR 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4154.06 6294.86 7259.64 7719.32 7492.40 7678.25 6659.79 5754.17 4577.19 3640.95 2904.50 2303.81 1832.58 1457.74 1162.88 70892.15
VPEGRE 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 252.84 386.03 444.07 470.88 453.14 450.56 405.65 365.65 270.57 212.66 176.77 147.77 113.23 89.90 68.13 4307.85
vimp 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2409.35 3651.02 4210.59 4477.21 4345.59 4453.38 3862.68 3337.42 2654.77 2111.75 1684.61 1336.21 1062.90 845.49 674.47 41117.45
vpd 31.76 44.67 41.87 161.90 226.72 508.76 3034.61 4211.45 4068.04 3806.78 3568.47 3253.60 2951.99 1550.09 698.10 480.72 349.83 210.17 140.32 41.35 0.00 0.00 29381.19
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Capítulo VII Evaluación Financiera Estocástica del Proyecto 69
En el capítulo VIII, se compararan los resultados obtenidos entre ambas
metodologías, la estocástica y la determinista.
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Capítulo VIII Conclusión en Base a Resultados 70
CAPITULO VIII
CONCLUSIÓN EN BASE A RESULTADOS
La comparación de resultados se muestra a continuación:
Obsérvese que los valores del modelo determinista para todos los índices e
indicadores, es puntual y estos caen en los rangos de los valores obtenidos entre
el p90 y p10 del modelo estocástico, con relativa cercanía al valor de la media; la
ventaja de obtener los valores en el método estocástico es que obtenemos un
rango de valores y como se ha comentado con anterioridad, el riesgo de
ocurrencia entre los percentiles y los valores centrales se puede acotar y así
realizar pronósticos de ocurrencia con gran mitigación de riesgo, técnico y
financiero.
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Capítulo VIII Conclusión en Base a Resultados 71
Por otro lado en los gráficos se muestra en el pie de cada uno de ellos la
probabilidad de ocurrencia positiva y la probabilidad de ocurrencia negativa o
complemento de la probabilidad total, por ej. En el grafico del VPN sin impuestos
se puede leer en el gráfico que la asignación de probabilidad de ocurrencia es de
78.80 % y por lo tanto la probabilidad de no ocurrencia será el complemento, que
es de 21.2%; de forma similar se puede llevar a cabo esta lectura, para cada
gráfico.
Finalmente es importante decir que la evaluación de proyecto debe ser periódica y
recurrente, ya que cada cambio en el mismo en cualquier factor o componente
técnico o financiero, que lo conforme da por resultado un cambio en los índices e
indicadores del proyecto, tanto positivamente como pesimistamente y eso obliga a
evaluarlo, conforme se vaya ejecutando el proyecto en el horizonte de tiempo
planeado.
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Bibliografía 98
BIBLIOGRAFÍA
Economides, Michael J., “Reservoir Stimulation in Production”; Sugar Land,
Texas, 2000
Energy Communications, Inc., “Engineering Tables for Energy Operators”; Dallas,
Texas, 1973
Field Roebuck Jr., I., “Applied Petroleum Reservoir Technology”, Institutes, for
Energy Development; Tulsa Oklahoma, 1979
E. Reineck, I. B. Singh, “Depositional Sedimentary Enviroments”; New York 1980
Cinco Ley, Heber., “Visión Futura de la Explotación de los Hidrocarburos en
México”; 2005
PEMEX; “Retos en el Desarrollo y Explotación de Campos en Aguas Profundas”,
2009
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Nomenclatura 81
NOMENCLATURA
API: Unidad de medida de la densidad del petróleo
Bl: Barril
BPD: Barriles por día
BPCE: Barriles de petróleo crudo equivalente
BTPKS: Brecha Terciario Paleoceno Cretácico Superior
Kg/cm²: (unidad de medida de presión).
KI: Cretácico Inferior.
MPCS: Miles de pies cúbicos estándar.
MBD: Miles de barriles por día. (Aceite).
MDLS: Miles de dólares.
MMBPCE: Millones de barriles de petróleo crudo equivalente. (Aceite)
MMBPD: Millones de barriles por día. (Aceite)
MMDLS: Millones de dólares
MMMPC: Miles de Millones de pies cúbicos. (Gas)
MMPCD: Millones de pies cúbicos por día. (Gas)
MMBBL: Millones de barriles.
MMBTU: Millones de unidades térmicas Británicas.
MMPCS/D: Millones de pies cúbicos estándar por día.
MMPesos: Millones de pesos.
MODELOS 2D Y 3D: Modelos de Simulación en 2° y 3° dimensión
MODELOS S0, S1, S2: Modelos de Simulación Numérica
N: Norte
NW: Noreste
Ø: Diámetro
PC/D: Pies cúbicos por día.
Ppm: Partes por millón.
PR: Período de Recuperación.
RBC: Relación beneficio-costo
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Nomenclatura 82
RESERVA 1P: Reservas Probadas.
RESERVA 2P: Reservas Probadas + Probables.
RESERVA 3P: Reserva Probada + Probables + Posibles.
RGA: Relación Gas-Aceite (m³/m³).
TIR: Tasa Interna de Retorno. (Es la tasa de descuento que iguala el valor
presente de las entradas de efectivo con la inversión inicial relacionado con un
proyecto, de tal manera que el valor presente es igual a “cero”) (La TIR obtenida
siempre debe ser mayor que el costo de capital)
TLP: Tension leg Platform
VPI: Valor Presente de la Inversión.
VPN/VPI: Porcentaje de índice de utilidad (pesos/pesos).
VPN: Valor Presente Neto. (Es el valor presente de la suma de los flujos de
efectivo descontados menos la inversión inicial; donde el VPN=0 u > se considera
rentable el proyecto)
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Anexos 74
ANEXO 1
EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGOS
La evaluación de riesgos es la cuantificación de la probabilidad de ocurrencia.
El análisis de riesgos es el proceso de: identificación de fuentes de incertidumbres
que da pausa a la evaluación cuantitativa y cualitativa del riesgo.
Riesgo
El factor que nuestra incapacidad para predecir en forma precisa un evento futuro,
es:
Riesgo: es un efecto aleatorio propio del sistema bajo análisis, y el sinónimo es la
incertidumbre, esto se puede mitigar con análisis de la historia de los yacimientos
o consulta a expertos.
Distribuciones de probabilidad.
Una distribución de probabilidad, puede reflejar el comportamiento estocástico del
sistema analizado y obviamente la incertidumbre acerca del comportamiento de la
variable analizada.
Los resultados que se obtengan de un modelo de este tipo reflejarán la
variabilidad total del efecto conjunto de riesgo del sistema y de la o las variables
analizados.
.
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Anexos 75
Si una proporción importante de la variabilidad total se debe al riesgo, y este
puede ser medido con técnicas estocásticas, la estimación de un proyecto, un
portafolio de proyectos podría mejorarse acotando este.
Modelos propuestos para la consideración del Riesgo
Modelos Tradicionales
Análisis de Sensibilidad.
Tasa Mínima de Rendimiento Ajustada
Modelos Estocásticos
Variabilidad expresada en probabilidades.
Valor Esperado
Varianza/ Desviación Estándar
Probabilidad de Pérdida/Ganancia
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Anexos 76
ANEXO 2
El cálculo de su correspondiente gasto inicial, se inició con la revisión de la
información de las variables: presión estática, presión fluyente, petrofísicas,
propiedades de fluidos y declinaciones de producción para en el proyecto. Las
ecuaciones utilizadas para el cálculo del gasto inicial de los pozos tipos en
cuestión.
Pozo vertical para yacimientos naturalmente fracturados
Pozo direccional para yacimientos naturalmente fracturados
Pozo horizontal para yacimientos naturalmente fracturados
En cuanto a tecnología:
Disparos no convencional
Fracturas no convencionales
Dentro de la creación del desarrollo de campos, se contempló el desarrollo y
programación para cada tipo de pozo, en ese sentido se consideraron aspectos
técnicos relacionados con el flujo de fluidos hacia el pozo, a través del medio
poroso, por el simple hecho de formar parte fundamental del sistema de
producción. A menos que se puedan realizar cálculos y predicciones confiables del
flujo de fluidos a través de la formación productora y se tenga un conocimiento de
sus condiciones de presión así como de las propiedades de los fluidos y del medio
poroso con buen grado de certeza, el comportamiento del sistema de producción
no podrá ser analizado con la debida seguridad y confiabilidad, hay que recordar
que es la propuesta en proyecto de un desarrollo de campos y que aún no existe
para este yacimiento en análisis un simulador numérico y los cálculos hasta ahora
realizados son similares a los de un balance de materia, es decir similares a un
modelo estático.
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Anexos 77
El concepto de índice de productividad, definido como la relación entre tasa de
producción medida en superficie y la caída de presión en el yacimiento. Este
parámetro constituye un elemento primordial en el comportamiento de producción
de un pozo.
Su determinación puede ofrecer, ocasionalmente, cierto grado de complejidad,
debido a que depende de variables difíciles de obtener de mediciones de campo,
como son: propiedades de fluidos y roca, régimen de flujo, saturaciones y
compresibilidades de los fluidos, presencia de daño o estimulación de la
formación, grado de turbulencia, mecanismo de empuje, etc.
Para calcular la caída de presión que ocurre en el yacimiento, se requiere de
alguna ecuación que exprese las pérdidas de energía o presión debidas a las
fuerzas viscosas o de fricción, como función de la velocidad o del caudal de flujo.
Tal es el caso de la ecuación de Darcy, la cual ha sido discutida ampliamente por
M. Muskat, que relaciona la velocidad aparente del fluido con la caída de presión a
través de su sistema experimental, el cual consistió en capas de arena entubadas
y completamente saturadas con agua, único fluido utilizado en el experimento; por
lo tanto, no existen efectos de saturaciones del fluidos. Además, el área normal a
la dirección del flujo fue mantenida constante durante toda la fase experimental, de
manera que la ecuación resultante tampoco considera cambios de la velocidad del
fluido a través del empaque. Esta ecuación, dada en forma diferencial, es:
e
w
e
wf
r
r
P
Pscsc
sc
r
drdPP
Z
k
TPq
hT
2
En la ecuación de Darcy para flujo radial y flujo de gas, tal es el caso del pozo
vertical fracturado, pozo direccional fracturado y el pozo horizontal sin fractura en
estado estable. A continuación se muestran las formulas para cada caso:
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Anexos 78
Pozo Vertical Fracturado
La ecuación para el cálculo del gasto de gasto en estado Estable para
fracturamiento hidráulico está representada por la siguiente relación funcional
eq. 1
Donde Sf = Efecto de daño equivalente
Se calcula la conductividad adimensional de la fractura (CfD)
Donde:
Kf = Permeabilidad de la Fractura (md)
K = Permeabilidad de formación (md)
Xf = Longitud media de la fractura (pies)
W = Ancho de la fractura (pies)
A partir del gráfico de Cinco Ley and Samaniego. Con el valor de CfD se obtiene la
relación funcional
Donde Xw = radio del pozo (pies)
Con la relación obtenida por el gráfico, se despeja “Sf”
El valor obtenido de “Sf” se introduce en la ecuación (1) y se determina el valor del
caudal para el pozo fracturado.
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Anexos 79
Pozo Horizontal sin Fractura
La ecuación programada en la plantilla para el cálculo del gasto en estado Estable
para pozo horizontal está representada por la relación funcional de Joshi-1991
Se calcula el radio horizontal de drenaje (reh)
Se calcula la longitud del mayor eje del área elíptica (a´)
Donde la longitud del menor eje del área elíptica (b´) b´ = rev
Se calcula el radio efectivo del pozo Horizontal (rw)
El factor a esta dado por la siguiente relación funcional.
Donde:
K = Permeabilidad Horizontal (md)
L = Longitud Horizontal del pozo (pies)
h = Espesor del yacimiento (pies)
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Anexos 80
reh = Radio Horizontal de drenaje (pie)
rw = Radio efectivo del pozo Horizontal (pie)
µ = Viscosidad del aceite (cps)
Z = Factor de Compresibilidad (adm)
T = Temperatura del Yacimiento (°R)
Pe = Presión estática del yacimiento (lpc)
Pwf = Presión de Fondo Fluyente (lpc)
qo = Gasto de Aceite (Mbd)
a´= longitud del mayor eje del área elíptica
b´= longitud del menor eje del área elíptica.
a = Factor a.
Las curvas de declinación de producción representan un método dinámico para la
estimación de reservas recuperables de un yacimiento. Se dicen que son
dinámicas, ya que se requiere la historia de producción por pozo o por yacimiento.
Además de esto su análisis representa una herramienta útil y rápida para predecir
en forma aproximada la futura capacidad de producción de los pozos, yacimiento y
campos. Este procedimiento se fundamenta en que los factores que han afectado
la producción en el pasado lo continuarán haciendo en el futuro.
Para la aplicación del método se debe contar con una historia de producción que
permita establecer una tendencia del comportamiento del yacimiento, lo cual va a
permitir realizar una predicción de las reservas remanentes y vida productiva del
yacimiento mediante la extrapolación de dicha tendencia.
En general se busca un tipo de gráfico que presente un mejor ajuste al
comportamiento real del pozo, campo o yacimiento. En el caso de la metodología
empleada para el desarrollo del campo se utilizó la ecuación de la declinación
exponencial para estimar el factor de declinación, el cual está definido como el
descenso de la capacidad de producción de un yacimiento como consecuencia de
la disminución de la energía interna y puede ser expresado de acuerdo a las
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Anexos 81
unidades requeridas en Declinación Nominal y Efectiva, siendo el último término el
más utilizado en la industria petrolera por tener mayor correspondencia con la tasa
de producción real registrada. Mediante la ecuación de declinación exponencial se
determinó el factor de declinación mostrado por los pozos en su etapa inicial y en
la etapa secundaria; es decir, el factor de declinación producto de la fractura
hidráulica inducida al yacimiento y el segundo factor producto de la declinación
natural de la matriz del yacimiento.
La declinación exponencial del gasto de producción de un pozo o yacimiento,
ocurre cuando la variación de la tasa de producción con respecto al tiempo
expresado como una fracción de sí misma es un valor constante. Para este caso
el exponente de declinación b = 0.
Partiendo de:
dt
dq
qDn
1
Integrando la ecuación entre los límites,
q
q
t
n
oq
dqdtD
0
*
Queda:
o
tn
q
qtD ln*
Donde:
qt: Tasa de producción a un tiempo t, (mbd/días, mbd/mes, mbd/año).
qo: Tasa de producción a un tiempo t =0, (mbd/días, mbd/mes, mbd/año).
Dn: Tasa de declinación nominal (Día-1, mes-1, año-1).
t: Tiempo (días, meses, años).
Esta ecuación permite calcular el factor de declinación considerando el gasto de
producción y el tiempo del gasto.
t = 0 q = qgo y t = t q = qt