Proyecto de simulación matematica de reservorio

1. UNIVERSIDAD AUTÓNOMA GABRIEL RENE MORENO
“FACULTAD CIENCIAS EXACTAS Y TECNOLOGIA”
PROYECTO FINAL DE SIMULACION MATEMATICAS DE RESERVORIO
TEMÁTICA DEL PROYECTO:
SIMULACIÓN MATEMÁTICA DEL RESERVORIO DEL CAMPO SURUBI.
UNIVERSITARIO:
CHAVAL REGISTRO:

2. INDICE
1. ASPECTOS GENERALES
1. PLANTEAMIENTODEL PROBLEMA
2. OBJETIVOGENERAL
3. OBJETIVOSESPECIFICOS
4. JUSTIFICACION DEESTUDIO
2. MARCOTEORICO
1. INTRODUCCION
2. TIPOSDE INYECCION OARREGLO DE POZOS
3. SIMULACION DE RESERVORIOS
3. DESARROLLODELPROYECTO
1. MODELO ESTRUCTURAL
2. ELABORACION DE LOSMAPAS DE ISOPROPIEDADES
3. DETERMINACION DEL VOLUMEN INSITUPOR EL METODO VOLUMETRICO
4. COSTRUCCION DE LA MALLA
5. DISTRIBUCION DE LAS PROPIEDADESPETROFISICASEN EL MODELO (MODELO ESTATICO)
6. UBICACIÓN DE LOS POZOSDENTRO DE LA MALLA
3.1 ESCENARIO1
3.2 ESCENARIO2
3.3 ESCENARIO3
4. CONCLUSIONES
5. RECOMENDACIONES

3. I. ASPECTOS GENERALES
1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
Se llevaacabolossiguientes casosparael desarrollodelproyecto:
A. ESCENARIO 1: para este caso se planteó la explotación del campo con 19 pozos
productores.
B. ESCENARIO 2: para este caso se plantea realizar un mantenimiento de presión por
inyección de gas, perforando 5 pozos inyectores de gas en la parte más alta de la
estructura, manteniendo los mismos pozosproductores del escenario 1.
C. ESCENARIO 3: para este escenario se plantea realizar un mantenimiento de presión por
inyección de agua con la perforación de 9 pozos inyectores. Se mantuvo las localizaciones
de los pozos productores del caso 1.
2.- OBJETIVOGENERAL.
Simular del comportamiento del reservorio del campo surubí. Dicha simulación se realizara
aplicando el softwareBOAST 98.
3.- OBJETIVOS ESPECÍFICO.
 Elaboracióndel modelo estructural del campo.
 Elaboración de los mapas iso, tales como net gross, profundidades, espesores netos,
saturación de agua y porosidad.
 Construcción de la grilla del modelo a simular.
 Digitalización de los mapas de isopropiedades petrofísicas en simulador BOAST 98.
 Suministrar la información de los pozos y datos que se tienen en el simulador.
 Estudio de la ubicación de pozos de diferentes arquitecturas para una producción más
efectiva,para diferentes métodos de producción (agotamiento natural, inyección de agua o
gas).
 Simulación dinámica de los mejores escenarios identificados.
 Evaluación de los distintos escenarios con mejor producción
II. MARCO TEORICO

4. 1. INTRODUCCIÓN
1.- SIMULACIÓNDE YACIMIENTO.
La ingeniería de yacimientos siempre ha tenido como objetivo principal la estimación del posible
comportamiento de los yacimientos explotados. A través del tiempo el propósito sigue siendo el
mismo, pero existen diferentes técnicas para llevar a cabo este pronóstico, las cuales son:
curvas de declinación, métodos de predicción analíticos, modelos físicos y estadísticos. La
combinación de estos métodos ha sido utilizada hasta llegar a la simulación numérica de
yacimientos.
La simulación de yacimientos es un proceso que permite reproducir el
comportamiento de un yacimiento real a través de un modelo numérico el cual es usado para
cuantificar e interpretar los fenómenos físicos con la habilidad de extrapolar éstos para
estimar un comportamiento futuro y aproximado del yacimiento bajo uno o varios esquemas de
explotación. Este modelo deberá ser capaz de reproducir el comportamiento de producción,
de presión del yacimiento, validar el petróleo original en sitio (POES) y el gas original en sitio
(GOES), para garantizar la validez de los resultados.
La simulación de yacimientos está relacionada con la construcción y operación de un modelo
estático y dinámico capaz de reproducir el comportamiento real del yacimiento.
1.1 Modelo Estático.
El modelo estático está compuesto por la integración de los modelos geológico, estructural,
estratigráfico, sedimentológico, petrofísico, conformando así las características del yacimiento,
utilizando herramientas/técnicas especializadas y pericias claves para integrar datos
provenientes de diferentes disciplinas, realizando interpretaciones, modelado, predicción y
visualización de volúmenes en tres dimensiones.
 Modelo Estructural, consiste en la identificación y la caracterización de las estructuras
mayores, fallas, pliegues, discordancias presente en el área en estudio; éstas se
identifican a partir de la interpretación de la sísmica, apoyado en la petrofísica y
caracterizacióndel comportamiento histórico de producción y presiones.
 Modelo Estratigráfico, define la secuencia de las formaciones separadas por marcadores
confiables presentes en el área, a los que hidráulicamente se les pueda considerar para
propósitos de producción.
 Modelo Petrofísico del yacimiento, consiste en determinar la distribución de las
saturaciones de los fluidos, posiciones de los contactos (contacto gas- petróleo /
contacto agua-petróleo) y la distribución de arena neta petrolífera (ANP), porosidad y
permeabilidad.
 Modelo Sedimentológico, implica la determinación del ambiente de
sedimentación, las unidades de flujo, las facies sedimentarias presentes y la orientación
de los cuerpos sedimentarios (barras y canales entre otros).
 Modelo Geológico, consiste en la definición de la orientación y geometría de los
elementos estructurales, la distribución areal y vertical de los cuerpos sedimentarios
presentes y su incidencia en la caracterizacióndel yacimiento.
1.2 Modelo Dinámico.
El modelo dinámico del yacimiento permitirá simular el flujo de fluidos y la caída de presión a lo
largo del yacimiento. Una vez completada la fase de construcción del modelo estático, se
procede a la elaboración del modelo dinámico, el cual está constituido por: la integración de
datos sísmicos, registros de pozos, y los resultados de las pruebas de presión y producción.
Una vez construido el modelo del yacimiento, se procede a evaluar los diferentes escenarios.

5. 2.- SIMULADOR.
Un simulador de yacimientos está conformado, de tal forma que realice dos cálculosprincipales:
 Cálculos de Inicialización: se refiere a las condiciones iniciales del yacimiento.
 Cálculos a medida que avanza el tiempo: este permite saber cómo es el
comportamiento del yacimiento en distintos momentos de su historia, pasado y futuro.
El simulador está dividido en 3 etapas principales:
 Inicialización:su principal objetivoes el cálculodel POES.
 Cotejo Histórico: su principal resultado es una descripción acertada y confiable del
yacimiento.
 Predicciones:permite obtener los mejores escenarios de explotación.
2.1 TiposDeSimulador.
Existen diferentes tipos de simuladores especializados en áreas específicas, los más comunes
son:
 PetróleoNegro
 Composicional
 Térmico
Petróleo Negro: en este tipo de simulación se definen dos tipos de componentes de
hidrocarburos: Petróleo y Gas; es decir, la fase gaseosa estará compuesta por un solo
componente, en este caso el gas y en la fase liquida de hidrocarburo se tendrá como
componente al petróleo y al gas disuelto en él. En este simulador, las propiedades de estos
componentes solo varían con la presión, debido a que se asume que el proceso es isotérmico.
Simulador Composicional: se utilizan cuando los hidrocarburos cambian sus
propiedades con la variación de la temperatura y la presión; aplica para petróleos muy livianos,
volátiles y condensados.
Térmico: los métodos de recuperación térmica son utilizados para petróleos muy pesados
donde la temperatura puede variar. Estos tipos de simuladores permiten estudiar los
procesos de inyecciónde vapor,inyección de fluido calientes o gas.
4.- MECANISMODE PRODUCCIONPRIMARIAYSECUNDARIA.
Entre los mecanismos de producción del yacimiento se encuentran la etapa primaria y secundaria.
La etapa primaria resulta del desplazamiento por la energía natural existente del yacimiento.
La secundaria se usa después de la declinación de la producción primaria, y consiste en la
inyecciónde agua o la inyecciónde gas.
4.1 Mecanismo deproducciónprimaria.
4.1.1 Gasen solución.
El primer mecanismo de empuje primario es por gas en solución. Cuando la presión del
yacimiento está por encima de la presión de burbuja, permite que el gas que esté disuelto en el
petróleo se expanda, por lo que a medida que la presión vaya declinando se producirá una

6. expansión del petróleo con el gas disuelto, lo que provocará que el fluido sea empujado hacia
los pozos productores.
4.1.2 Empujeporagua.
Este mecanismo se produce cuando la presión del yacimiento empieza a declinar, lo que crea
un diferencial de presión por el contacto agua petróleo, esto permite que el acuífero invada al
yacimiento de petróleo, ocasionando una intrusión de agua, lo cual ayuda a mantener la presión
del yacimiento y hace un desplazamiento inmiscible del petróleo en la parte invadida
4.1.3 Capade gas
El empuje producto por la capa de gas, se debe a una declinación de la presión, la cual originala
expansión de la capa de gas. Este tipo de mecanismo se da en algunos yacimientos donde la
presión inicial del yacimiento es igual o menor a la presión de burbuja, por lo tanto el gas en el
yacimiento no sólo se encuentra disuelto en él, sino que hay una capa de gas inicial.
4.1.4 Porsegregacióngravitacional
Este mecanismo se da cuando el gas libre se mueve hacia el tope del yacimiento a medida quese
produce el petróleo. El petróleo se va a la base del yacimiento debido a la permeabilidad vertical,
la cual debe ser alta y así permite que las fuerzas gravitacionales sean mayores a las fuerzas
viscosas dentro del yacimiento.

7. 4.1.5 Porcompactación.
La expulsión de líquido o gas del yacimiento, causa una reducción en la presión de los fluidos
dentro de los poros, y consecuentemente un incremento en la presión de los granos. Este
incremento de presión entre los granos causará que el yacimiento se compacte y esto, a su vez,
conduce a una subsidencia en la superficie del terreno. El factor que regula el grado de
compactación es la compresibilidad de los poros (Cf). Todos los yacimientos conllevan un
elemento del empuje por compactación, que resulta del agotamiento de la presión.
4.2 Mecanismo deproducciónsecundaria.
Durante la vida productiva de un yacimiento el petróleo puede ser extraído, ya sea por
recuperación primaria, en la cual se aprovecha la energía inicial del yacimiento, o usando
métodos de recuperación secundaria o mejorada. Estos métodos se usan para poder aumentar
la energía inicial que posee el yacimiento y en consecuencia aumentar el recobro del mismo.
Los métodos convencionales son:
 Inyecciónde Agua
 Inyecciónde Gas
Se han utilizado otros métodos de recobro los cuales no resultan rentables y por eso aun en día
los métodos de recobroprincipales son los antes mencionados.
4.2.1 Inyeccióndeagua
Este método consiste en inyectar agua en la estructura más profunda del yacimiento con el
objeto de incrementar la producción de petróleo; esto es posible porque, al inyectar agua, la
presión del yacimiento se mantiene constante y en algunos casos aumenta. También, el agua
permite el desplazamiento del crudo y así aumenta la recuperación. La ventaja de la inyección
de agua es que permite una buena eficiencia de desplazamiento.
.
4.2.1.1 Tipo deinyeccióndeagua.
De acuerdo a la ubicación de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede
llevar a cabo de dos formas deferentes:
A. Inyección periférica o externa: consiste en inyectar agua fuera de la zona de petróleo, en
los flancos del yacimiento.
Figura 4. Inyección periférica.

8. B. Inyección en arreglos o dispersa: consiste en inyectar agua dentro de la zona de
petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petróleo/gas). Este tipo de
inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en
la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un
arreglo geométrico con los pozos productores.
Figura 5- arreglo five spot.
4.2.2 Inyeccióndegas
Esto consiste en inyectar gas en el yacimiento. El gas no sólo desplaza al petróleo sino que
también reduce su viscosidad, con lo que el crudo fluye más rápido a una presión dada.
4.2.2.1 Tiposdeinyeccióndegas.
Las operaciones de inyecciónde gas se clasificanen dos tipos generales:
A. Inyección de Gas Interna o dispersa: Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro
de la zona de petróleo. Se aplica por lo general en yacimiento con empuje por gas en
solución, sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas
secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petróleo al poco tiempo de haber sido
inyectado.
Figura 6. Inyecciónde gas interna.
B. Inyección de gas externa: se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura
donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria.

9. III. DESARROLLO DEL PROYECTO
Mediante la adquisición de datos petrofísicos del campo en estudio, se realiza un mapa
estructural al cual se hizo la división del reservorio mediante una serie de bloques o grillas para
poder introducir los datos unitarios de cada bloque al simulador. Determinando la ubicaciónde
cada bloque para poder introducir fácilmente los datos al programa BOAST 98.
POZO X(m) Y (m) Top depth (mbnm))
SRB-A1 328000 811025 -3059
SRB-A2 325010 811196 -3072
SRB-A3 328050 810850 -3174
SRB-B1 322495 811365 -3071
SRB-B2 324010 811335 -3069
SRB-C1 328992 810985 -3071
SRB-C2 328800 810885 -3081
SRB-C3 328250 810950 -3071
SRB-C4 329663 810865 -3099
SRB-C6 327608 811102 -3067
SRB-C7 328005 811080 -3049
SRB-C8 328510 811015 -3040
SRB-D1 325080 811230 -3055
SRB-D2 326990 811165 -3053
SRB-D3 324498 811273 -3061
SRB-D4 325550 811244 -3051

10. 1.- CONSTRUCCIÓNDELMAPAESTRUCTURAL.
Foto

11. Foto
DIMENCION DE LA MALLA 32×16×1
NUMERO DE CELDAS TOTALES = 560
3.-CONSTRUCCIONDELAMALLADELMODELO.

12. Luegodeelaborarlamalladenuestromodelo,seprocedióadeterminarlaszonassaturadasde
petróleodentrodelamalladelmodelo:

13. 2.- DETERMINACIONDE VOLUMENINSITUDE PETROLEOPORELMETODOVOLUMETRICO:
Para determinar el área neta productiva se utilizóla malla del modelo:
Área petrolífera
Área del acuífero

14. fila # celdas X(m) Y(m) área (m2)
3 9 2833,33 666,67 1888896,11
4 10 3100 166,67 516677
5 14 4400 333,33 1466652
6 24 8100 333,33 2699973
7 27 9666,67 233,33 2255524,11
8 27 9666,67 166,67 1611143,89
9 27 9666,67 33,33 322190,111
10 27 9666,67 166,6775 1611216,39
11 27 9333,33 333,33 3111078,89
12 27 9333,33 500 4666665
13 22 8166,67 666,67 5444473,89
14 14 4833,33 566,67 2738903,11
Asiendo la sumatoria de todas las áreas de las celdas activas, se tiene un área neta productiva de 28333393,5 m2,
estoequivale a6988,79 acres.
En funcióndel mapa de espesores netos se estableció la división en capas para así poder utilizar la formula
trapezoidal y piramidal para el cálculodel volumen bruto de roca

15. ECUACIONESA UTILIZAR:
Ni(volumen in − situ de petroleo) =
Vbr ∗ Ø ∗ (1 − Swi)
𝐵𝑜
Datos iniciales del reservorio:
Un promedio de porosidad de 15 % y una saturación de agua de 47%
Factor volumétricode petróleo inicial = 1.73 bbl/bf
CAPA ACRES An+1/An Tipo h(ft) Vb(Acres*ft)
1 6998,79
2 4549,21 0,65 T 13,12 75754,88
3 3411,91 0,75 T 13,12 52224,9472
4 2388,34 0,7 T 13,12 38049,64
5 1929,04 0,808 T 13,12 28322,0128
6 1350,33 0,7 T 13,12 21512,6672
7 0 0 P 4,92 2214,5412
Vbt= 218078,69
Ni= 77,7 MMBF
An+1/An > 0.5
An+1/An <= 0.5
Trapezoidal
Piramidal

16. 1. DETERMINACIONDELVOLUMENINSITUDE PETROLEOPORSIMULACION:
A continuación se presentan las lecturas petrofísicas para cada bloque de la grilla de simulación:
Lecturas de espesores brutos:
Lecturas de espesores netos:

17. Lecturas de porosidades:
Lecturas de saturación de agua:

18. Luego de introducirlosdatosal simulador,seobtuvieronlossiguientesresultados:
En el siguiente cuadro se puede apreciar el volumen de petróleo in place, en ambos métodos se verifica que el
volumen obtenido por el simulador se aproxima al volumétrico, lo cual nos hace pensar que el volumen obtenido
por el simulador es razonable:
METODO MMBF
Volumétrico 77,7
Simulador 65,83

19. ESCENARIO 1: Explotaciónpor primaria con los 10 pozos productores:
4.-PREDICCIONES.

20. COORDENADAS DE LOS POZOS DENTRO DE LA MALLA:
RESULTADO DE LA SIMULACIONDEL ESCENARIO 1: PRODUCCIONPOR PRIMARIA
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
0
365
730
1095
1460
1825
2190
2555
2920
3285
3650
4015
4380
4745
5110
5475
5840
6205
6570
6935
7300
CAUDALESDEPRODUCCION
TIEMPO (DIAS)
PRODUCCION DIARIA
PETROLEO (BPD)
GAS (MPCD)
AGUA (BPD)
NOMBRE UBICACIÓN EN LA MALLA
I J K
A1 21 7 1
A2 14 10 1
B1 4 10 1
B2 7 11 1
C1 25 7 1
C2 25 5 1
C3 23 5 1
C4 28 5 1
C6 19 10 1
C7 21 10 1
C8 23 9 1
D1 11 10 1
D2 16 11 1
D3 9 10 1
D4 12 8 1
E1 13 13 1
E2 16 13 1
E3 19 13 1
E4 23 12 1

21. 0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
0
365
730
1095
1460
1825
2190
2555
2920
3285
3650
4015
4380
4745
5110
5475
5840
6205
6570
6935
7300
PRODUCCIONACUMULADA
TIEMPO (DIAS)
ACUMULADOS
PETROLEO (MBF)
GAS (MMPCS)
AGUA (MBF)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0
365
730
1095
1460
1825
2190
2555
2920
3285
3650
4015
4380
4745
5110
5475
5840
6205
6570
6935
7300
PRESION(PSI)
TIEMPO (DIAS)
PRESION DE YACIMENTO

22. ESCENARIO 2: PRODUCCIONPOR SECUNDARIA INYECCIONDE GAS:
NOMBRE UBICACIÓN EN LA MALLA
I J K
INY-1 10 10 1
INY-2 13 12 1
INY-3 18 12 1
INY-4 22 10 1
INY-5 23 7 1

23. RESULTADO DE LA SIMULACIONDEL ESCENARIO 2: PRODUCCIONPOR SECUNDARIA (INYECCIONDE GAS)
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
0
365
730
1095
1460
1825
2190
2555
2920
3285
3650
4015
4380
4745
5110
5475
5840
6205
6570
6935
7300
CAUDALESDEPRODUCCION
TIEMPO (DIAS)
PRODUCCION DIARIA
PETROLEO (BPD)
GAS (MPCD)
AGUA (BPD)
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
0
365
730
1095
1460
1825
2190
2555
2920
3285
3650
4015
4380
4745
5110
5475
5840
6205
6570
6935
7300
PRODUCCIONACUMULADA
TIEMPO (DIAS)
ACUMULADOS
PETROLEO (MBF)
GAS (MMPCS)
AGUA (MBF)

24. 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0
365
730
1095
1460
1825
2190
2555
2920
3285
3650
4015
4380
4745
5110
5475
5840
6205
6570
6935
7300
PRESION(PSI)
TIEMPO (DIAS)
PRESION DE YACIMENTO

25. ESCENARIO 3: inyecciónde agua; para este caso se mantienenlospozos productoresdel caso 1:
NOMBRE UBICACIÓN EN LA MALLA
I J K
INY-1 6 8 1
INY-2 10 12 1
INY-3 11 7 1
INY-4 13 11 1
INY-5 16 7 1
INY-6 18 12 1
INY-7 19 6 1
INY-8 22 10 1
INY-9 26 6 1

26. RESULTADO DE LA SIMULACIONDEL ESCENARIO 3: PRODUCCIONPOR SECUNDARIA (INYECCIONDE AGUA)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000 0
365
730
1095
1460
1825
2190
2555
2920
3285
3650
4015
4380
4745
5110
5475
5840
6205
6570
6935
7300
CAUDALESDEPRODUCCION
TIEMPO (DIAS)
PRODUCCION DIARIA
PETROLEO (BPD)
GAS (MPCD)
AGUA (BPD)
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
0
365
730
1095
1460
1825
2190
2555
2920
3285
3650
4015
4380
4745
5110
5475
5840
6205
6570
6935
7300
PRODUCCIONACUMULADA
TIEMPO (DIAS)
ACUMULADOS
PETROLEO (MBF)
GAS (MMPCS)
AGUA (MBF)

27. Resumen general de los resultados obtenidos de todos los casos:
ESCENARIO Ni(MMBF) Np (MBF) FR (%)
1 65,83 6065 9,2
2 65,83 7315 11,11
3 65,83 10380 15,78
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0
365
730
1095
1460
1825
2190
2555
2920
3285
3650
4015
4380
4745
5110
5475
5840
6205
6570
6935
7300
PRESION(PSI)
TIEMPO (DIAS)
PRESION DE YACIMENTO

28. IV. EVALUACION ECONOMICA
En lossiguientescuadrosse muestranlosdatosnecesariosqse utilizaronpararealizarunaevolucióneconómica en
formagenéricapara losdiferentescasosplanteados.
Datos para el petróleoygas:
DATOS PARA EL PETROLEO
PRECIO DEL PETROLEO = 120 $/Bbl
COSTOS DE PRODUCCION = 2,5 $/Bbl
COSTOS DE TRANSPORTE = 1,5 $/Bbl
DATOS PARA EL GAS
PRECIO DEL GAS = 6 $/MPC
COSTOS DE PRODUCCION = 1,5 $/MPC
COSTOS DE TRANSPORTE = 0,5 $/MPC
Datos de lospozosproductorese inyectores:
POZO COSTO
(MM$/POZO)
PRODUCTOR 4.5
INYECTOR 4
COSTOS DE LA PRFORACION DE POZOS PRODUCTORES E INYECTORES:
ESCENARIO NUMERO DE POZOS
PRODUCTORES
NUMERO DE POZOS
INYECTORES
COSTO TOTAL (MM$)
ESCENARIO 1 19 0 85,5
ESCENARIO 2 19 5 105,5
ESCENARIO 3 19 9 121,5
INVERSIONREQUERIDA PARA LLEVAR ACABO EL PROYECTO PARA CADA CASO:
ESCENARIO COSTO TOTAL DE LA PERFORACION
DE POZOS(P & I)
(MM$)
COSTO DE PLANTA DE
TRATAMIENTO E INYECCION
(MM$)
INVERSION TOTAL
(MM$)
ESCENARIO 1
85,5
0 85,5
ESCENARIO 2
105,5
1,5 107
ESCENARIO 3
121,5
2 123,5

29. FLUJO DE CAJA:
ESCENARIO 1: RECUPERACIONPRIMARIA
PERIODO Qo Qg Qo Qg ING. BRUTO
Años BPD MPCD MMBPA MMMPCA MM$U$
0 0 0 0 0 0
1 2461,54 3964,47 0,8984615 1,447032 124,0351579
2 774,89 3792,43 0,2828331 1,384236 43,68948279
3 602,90 4062,10 0,22006 1,482665 36,021125
4 397,74 4622,37 0,145175 1,687165 27,308575
5 249,71 4629,03 0,091145 1,689595 20,296825
6 159,19 4109,63 0,058105 1,500015 15,053725
7 115,51 3226,54 0,0421626 1,177688 11,36957257
8 87,90 2521,74 0,0320845 0,920434 8,773155208
9 65,41 2021,24 0,0238762 0,737754 6,792676071
10 51,58 1492,36 0,0188266 0,544712 5,171018478
11 40,43 1196,86 0,0147572 0,436854 4,102701389
12 33,66 943,95 0,0122865 0,344543 3,319955769
13 30,03 615,96 0,0109606 0,224824 2,548996014
14 26,66 421,34 0,009731 0,153789 2,033979717
15 24,67 347,80 0,0090058 0,126946 1,805483673
1,8694706 13,85825 312,3224296
COS.PROD COS. TRANS COST. OPER INVERSION CARG. IMP CASH FLOW 0%
MM$U$ MM$U$ MM$U$ MM$U$ (IMP+REG) MM$U$
0 0 0 35 0 -49
2,79472389 2,056086803 4,850810692 0 62,017579 57,16676826
1,80848525 1,390221574 3,19870682 0 21,8447414 18,64603457
1,812755 1,406192 3,218947 0 18,0105625 14,7916155
1,9049275 1,494907 3,3998345 0 13,6542875 10,254453
1,8263125 1,442821 3,2691335 0 10,1484125 6,879279
1,5871725 1,258117 2,8452895 0 7,5268625 4,681573
1,24093156 0,984312736 2,225244299 0 5,68478628 3,459541986
0,96856045 0,768431458 1,73699191 0 4,3865776 2,649585694
0,77356796 0,614079129 1,387647093 0 3,39633804 2,008690943
0,57295214 0,454596391 1,027548529 0 2,58550924 1,55796071
0,45899003 0,364240597 0,823230632 0 2,05135069 1,228120063
0,36297285 0,287920985 0,650893831 0 1,65997788 1,009084054
0,241265 0,190819884 0,432084884 0 1,27449801 0,842413123
0,16838552 0,132762208 0,301147726 0 1,01698986 0,715842132
0,14045423 0,110562224 0,251016459 0 0,90274184 0,651725378
29,61852737 35 77,54268742

30. VAN 10 % VAN 10 % VAN 20 % VAN 30 % VAN 40 % VAN 50 %
MM$U$ ACUMULADO MM$U$ MM$U$ MM$U$ MM$U$
-
51,3916336
-51,3916336 -53,6768106
-
55,8685958
-57,977582 -60,0124987
54,5063749 3,114741324 52,18588086 50,1385725 48,3147374 46,67647083
16,1620876 19,27682896 14,18451909 12,579734 11,2562682 10,14961565
11,6555802 30,93240914 9,376969295 7,67639349 6,37816162 5,367690437
7,3457831 38,27819224 5,417240763 4,09365054 3,15837995 2,480807649
4,47997757 42,75816982 3,028498174 2,11250545 1,51344542 1,109512648
2,77160944 45,52977925 1,717492885 1,10586818 0,73567772 0,503372951
1,86194202 47,39172127 1,057646427 0,628618 0,38831697 0,247985005
1,29638152 48,68810279 0,675023084 0,37034188 0,21243091 0,12661744
0,89346038 49,58156317 0,426454332 0,2159706 0,11503363 0,063993729
0,62997888 50,21154205 0,275635191 0,12885304 0,06372945 0,033089449
0,45145829 50,66300034 0,181066348 0,0781332 0,03588364 0,01738932
0,33721856 51,0002189 0,12397754 0,04938315 0,02105983 0,009525282
0,25592727 51,25614616 0,086250088 0,0317127 0,01255812 0,005301324
0,19770425 51,45385041 0,061075979 0,02072917 0,00762235 0,003003207
0,16363293 51,61748334 0,046337923 0,01451731 0,00495688 0,00182281
51,6174833 35,16725734 23,3763874 14,2406802 6,783699033
VA N ACUMULA
DO
AL 10 % Vs PERIODO
VAN ACUMULADO AL 10 % Vs PERIODO

31. RESUMEN DE LA EVALUACION ECONOMICA DEL ESCENARIO 1:
INDICADORES ECONÓMICOS
Vida Proyecto
= 15 Años
Tiempode Pago
= 1 Años
VAN 10 %
= 51,52 MM$us
RUI
= 1,47
TIR
= 60%
MCE
= 55 MM$us
VAN ACUMULADO Vs INTERES
TIR= 60 %

32. FLUJO DE CAJA
ESCENARIO 2: RECUPERACIONSECUNDARIA (INYECCIONDE GAS)
PERIODO Qo Qg Qo Qg ING. BRUTO
Años BPD MPCD MMBPA MMMPCA MM$U$
0 0 0 0 0 0
1 2434,4 3964,5 0,888565574 1,447031581 113,8630268
2 774,9 3792,4 0,282833115 1,384235574 40,86115164
3 602,9 4062,1 0,22006 1,482665 33,820525
4 248,8 4628,9 0,090824167 1,689534306 19,34657153
5 158,9 4102,3 0,057985676 1,497343446 14,44499831
6 170,1 5416,2 0,062091714 1,976897357 17,3354925
7 252,4 7560,5 0,09211 2,75957 24,85105
8 277,9 8931,0 0,101429444 3,259804861 28,47055764
9 277,1 9778,2 0,101142245 3,569037041 29,98225459
10 269,5 10130,9 0,098375 3,697764306 30,29382153
11 257,4 10182,6 0,09394 3,71665 29,85605
12 243,1 10245,3 0,088715 3,739525 29,343425
13 226,3 10248,9 0,082601528 3,740854583 28,61645625
14 226,4 10249,3 0,082639085 3,74100838 28,62173204
15 215,8 10214,4 0,078777069 3,728273621 28,09461638
2,422089616 41,43019506 497,8017292
COS.PROD COS. TRANS COST. OPER INVERSION CARG. IMP CASH FLOW 0%
MM$U$ MM$U$ MM$U$ MM$U$ (IMP+REG) MM$U$
0 0 0 35 0 -49
2,779879942 2,046190839 4,826070781 0 56,93151338 52,1054426
1,808485246 1,390221574 3,19870682 0 20,43057582 17,231869
1,812755 1,406192 3,218947 0 16,9102625 13,6913155
1,825770556 1,442451611 3,268222167 9,673285764 6,405063597
1,584321959 1,255860432 2,840182392 19.5 7,222499155 -19,61768324
2,070034929 1,6436096 3,713644529 0 8,66774625 4,954101721
2,897735 2,299766 5,197501 0 12,425525 7,228024
3,411949028 2,709273333 6,121222361 0 14,23527882 8,114056458
3,720750408 2,956371878 6,677122286 0 14,9911273 8,31400501
3,845326806 3,056586444 6,90191325 0 15,14691076 8,244997514
3,85756 3,06726 6,92482 0 14,928025 8,003205
3,8725975 3,080335 6,9529325 0 14,6717125 7,71878
3,864756875 3,075285194 6,940042069 0 14,30822813 7,368186056
3,864967007 3,075445789 6,940412796 0 14,31086602 7,370453225
3,846439224 3,061395966 6,90783519 0 14,04730819 7,139473
80,62957514 54.5 95,27128944

33. VAN 10 % VAN 10 % VAN 20 % VAN 30 % VAN 40 % VAN 50 %
MM$U$ ACUMULADO MM$U$ MM$U$ MM$U$ MM$U$
-51,39163356 -51,39163356 -53,67681064 -55,86859583 -57,97758187 -60,0124987
49,68059021 -1,711043346 47,5655438 45,69949628 44,03713651 42,54391573
14,9363113 13,22526796 13,10872689 11,625653 10,40256243 9,379841414
10,78855961 24,01382757 8,679447154 7,10537163 5,903710994 4,968405464
4,588270865 28,60209843 3,383678448 2,556946924 1,972764851 1,549544453
-12,77558026 15,82651818 -8,636387309 -6,02424509 -4,315901826 -3,164004205
2,932953322 18,7594715 1,817473412 1,170244158 0,778503776 0,532675834
3,89015703 22,64962853 2,209741574 1,313372129 0,811310981 0,518115282
3,970021754 26,61965028 2,067181834 1,134130116 0,650545621 0,387751586
3,698047269 30,31769755 1,765101526 0,893905866 0,476126089 0,264871103
3,333957198 33,65165475 1,458709098 0,681912548 0,337267264 0,175115089
2,941986986 36,59364173 1,179942537 0,509165234 0,233840412 0,11331978
2,579483674 39,17312541 0,948340577 0,377746206 0,161092845 0,072861681
2,238473819 41,41159923 0,754388411 0,277375872 0,109839902 0,046368158
2,035602356 43,44720158 0,628850445 0,213431707 0,078481214 0,030921617
1,79255389 45,23975547 0,507619256 0,159033108 0,054301226 0,019968383
45,23975547 23,76154702 11,82494385 3,714000411 -2,572827331
-60
-40
-20
0
20
40
60
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
ACUMULADO
TIEMPO DE PAGO= 1 AÑOS
MAXIMA CAPACIDADDE ENDEUDAMIENTO = 55
MM$U$

34. -20
0
20
40
60
80
100
120
0 10 20 30 40 50 60
INDICADORES ECONÓMICOS
Vida Proyecto = 15 Años
Tiempode Pago = 1 Años
VAN 10 % = 45.24 MM$us
RUI = 0,83
TIR = 46%
MCE = 55 MM$us

35. FLUJO DE CAJA
ESCENARIO 3: RECUPERACIONSECUNDARIA (INYECCIONDE AGUA)
PERIODO Qo Qg Qo Qg ING. BRUTO
Años BPD MPCD MMBPA MMMPCA MM$U$
0 0 0 0 0 0
1 2434,4 3964,5 0,888565574 1,447031581 149,4056497
2 731,1 3798,1 0,266843077 1,386308893 49,62643677
3 602,9 4338,4 0,22006 1,583504631 43,12712316
4 397,7 4622,4 0,145175 1,687165 31,663825
5 248,8 4628,9 0,090824167 1,689534306 22,97953819
6 159,2 4109,6 0,058105 1,500015 16,796875
7 124,9 3155,8 0,045597453 1,151850472 13,05484481
8 158,6 1212,8 0,057894615 0,44265375 11,47640721
9 323,4 304,7 0,118028365 0,111226731 19,44067212
10 842,5 908,1 0,307515943 0,33144066 50,85975425
11 502,9 1401,5 0,183559514 0,511552569 31,92728507
12 435,8 1210,8 0,159079167 0,441928819 27,66231076
13 391,8 1081,6 0,143009028 0,394798194 24,85543542
14 361,3 987,1 0,131875 0,36028 22,9014
15 340,4 925,8 0,124234082 0,33791551 21,56703061
16 350,8 956,0 0,128055164 0,348945984 22,23355615
17 354,5 917,9 0,1293925 0,335027885 22,37793942
18 380,3 1046,2 0,138810189 0,381872642 24,1189934
19 360,1 983,6 0,131422347 0,359018469 22,82266786
20 341,8 931,4 0,124773846 0,339962404 21,6636274
3,59282003 15,1420335 650,5613723
COS.PROD COS. TRANS COST. OPER INVERSION CARG. IMP CASH FLOW 0%
MM$U$ MM$U$ MM$U$ MM$U$ (IMP+REG) MM$U$
0 0 0 35 0 -49
3,668445516 2,211240622 5,879686138 0 74,70282485 68,82313872
2,053416586 0,949578822 3,002995408 0 24,81321839 21,81022298
2,133654631 0,915171389 3,04882602 0 21,56356158 18,51473556
2,0501025 0,7964995 2,846602 0 15,8319125 12,9853105
1,916594722 0,688508625 2,605103347 36 11,4897691 -24,11533425
1,6452775 0,5662145 2,211492 0 8,3984375 6,1869455
1,265844104 0,436750047 1,702594151 0 6,527422406 4,824828255
0,587390288 0,248585356 0,835975644 0 5,738203606 4,902227962
0,406297644 0,26942475 0,675722394 0 9,720336058 9,044613663
1,100230519 0,714464085 1,814694604 0 25,42987712 23,61518252
0,970451354 0,520584799 1,491036153 0 15,96364253 14,47260638
0,839626736 0,450736979 1,290363715 0 13,83115538 12,54079167

36. 0,752320764 0,404457514 1,156778278 0 12,42771771 11,27093943
0,6899675 0,371834 1,0618015 0 11,4507 10,3888985
0,648500714 0,349842816 0,998343531 0 10,78351531 9,785171776
0,669083893 0,360794123 1,029878016 0 11,11677807 10,08690006
0,658509135 0,359293365 1,0178025 0 11,18896971 10,17116721
0,728898113 0,39218217 1,121080283 0 12,0594967 10,93841642
0,687574337 0,370550235 1,058124571 0 11,41133393 10,35320936
0,651897019 0,351536413 1,003433433 0 10,8318137 9,828380269
35,85233369 71 207,4283525
VAN 10 % VAN 10 % VAN 20 % VAN 30 % VAN 40 % VAN 50 %
MM$U$ ACUMULADO MM$U$ MM$U$ MM$U$ MM$U$
-51,39163356 -51,39163356 -53,67681064 -55,86859583 -57,97758187 -60,0124987
65,62028804 14,22865448 62,82664259 60,36188573 58,16616851 56,19385745
18,90475607 33,13341055 16,59159876 14,71448536 13,16643053 11,87198166
14,58934521 47,72275576 11,73719712 9,608578282 7,983575271 6,71876368
9,302034389 57,02479015 6,859903045 5,183828269 3,999486304 3,141470111
-15,70457553 41,32021462 -10,61640991 -7,405394521 -5,305387689 -3,889400091
3,662827971 44,98304259 2,269757381 1,461463094 0,972236887 0,665233889
2,596745605 47,57978819 1,47503987 0,876698107 0,5415638 0,345850713
2,398547724 49,97833592 1,248918669 0,685201587 0,393036818 0,234265891
4,02302005 54,00135597 1,920213106 0,972459507 0,517966554 0,288147144
9,549063856 63,55041982 4,178009942 1,953122394 0,965995198 0,501561677
5,320146069 68,87056589 2,133750653 0,920749626 0,422865619 0,204921974
4,190917136 73,06148303 1,540779969 0,613728656 0,26172942 0,11837922
3,424140303 76,48562333 1,153970058 0,424295291 0,168019493 0,070928272
2,869249097 79,35487243 0,886385579 0,300839077 0,110621877 0,043585046
2,456826677 81,8116991 0,695729448 0,217966548 0,074423816 0,027368135
2,302348689 84,11404779 0,597652037 0,172836617 0,054799067 0,018808025
2,110529802 86,22457759 0,502204077 0,134061934 0,039469189 0,012643433
2,06339542 88,28797301 0,450072675 0,110903637 0,030318927 0,009064783
1,775457663 90,06343068 0,354994761 0,080746365 0,020497757 0,005719877
1,532232221 91,5956629 0,280832686 0,058963952 0,013899054 0,003619949
91,5956629 53,41043189 35,57882368 24,62013453 16,57427214

37. INDICADORES ECONÓMICOS
Vida Proyecto = 20ños
Tiempode Pago = 0.5Años
VAN 10 % = 91.6 MM$us
RUI = 1.29
TIR = 20%
MCE = 52 MM$us
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
ACUMULADO
TIEMPO DE PAGO= 0,5 AÑOS
MAXIMA CAPACIDADDE ENDEUDAMIENTO = -52 MM$U$
-40
-20
0
20
40
60
80
100
0 10 20 30 40 50 60
TIR= 20 %

38. V. CONCLUSIONES
 En la siguiente graficocomparativose muestralaproducciónacumuladode cadauno de loscaso que se llevaron
a cabo en el proyecto:
ESCENARIOS NI (MMBF) NP (MBF) FR (%)
ESCENARIO 1 18.57 1828 10.75
ESCENARIO 2 18.57 2458 14.46
ESCENARIO 3 18.57 4142 24.36
 En el siguiente cuadrose muestrauncuadrode losindicadoreseconómicos de cadacaso:
ESCENARIOS VAN (10%) MM$U$ RUI TIR(%)
ESCENARIO 1 51,52 1.47 60
ESCENARIO 2 45.24 0.83 46
ESCENARIO 3 91.6 1.29 20
 De acuerdoa lostres casosobservadosde latabla anterior, se tiene unarelaciónutilidadinversiónde 1.47en el
caso, siendoeste casoel más óptimosistemade explotacióndelcampo.

39. VI. RECOMENDACIONES
 Para trabajar con datosrealesdebemosrealizarunestudiomásexhaustivode lospreciosactualesde
producción,transporte,perforación,etc.
 Debemoselevarlapresiónde fondofluyentede lospozosinyectoresparaque tengamayorrecuperaciónde
hidrocarburos.
 Aumentarlosnúmerosde pozosparaobtenermayorrecuperaciónde petróleo.
 Realizarunbuendiseñode arreglode pozos.
 Aumentarel tiempode producción