PERFORACION DEL PoZO VBR PARA IMPRIMIR - INDICE.docx

PERFORACION DEL POZO VBR-22A UTILIZANDO LA TECNICA DE SIDETRACK
UNIVERSIDAD AUTÓNOMA GABRIEL RENÉ MORENO
FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO
CARRERA: INGENIERÍA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL
PREPARACIÓN Y EVALUACIÓN DE PROYECTO
PERFORACIÓN DEL POZO VBR-22A UTILIZANDO LA TÉCNICA DE
SIDETRACK
Docente: Lic. Offman Blanco Pacheco
Integrantes: Delfina Alvarez Ovando
Ediberta Dionilda Gutierrez Valdez
Luis Fernando Uriona Soliz
Roy Fernando Ridder Valverde
CAMIRI-BOLIVIA
2019

Contenido
I. INTRODUCCIÓN........................................................................................................................... 1
II. ANTECEDENTES DEL POZO VBR-22A........................................................................................... 2
III. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .......................................................................................... 3
III.I. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA............................................................................................... 3
IV. JUSTIFICACION......................................................................................................................... 3
IV.I. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA.................................................................................................... 3
IV.II. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA ......................................................................................................... 4
IV.III. JUSTIFICACIÓN SOCIAL........................................................................................................... 4
V. OBJETIVOS DEL PROYECTO.......................................................................................................... 4
V.I. OBJETIVO GENERAL................................................................................................................... 4
V.II. OBJETIVOS ESPECÍFICOS........................................................................................................... 4
VI. ALCANCE.................................................................................................................................. 5
VI.I. ALCANCE ESPACIAL .................................................................................................................. 5
VI.II. ALCANCE TEMPORAL .............................................................................................................. 5
VI.III. ALCANCE SUSTANTIVO........................................................................................................... 5
VII. METODOLOGÍA........................................................................................................................ 6
VII.I. CAPÍTULO I. DIAGNÓSTICO ..................................................................................................... 6
VII.II. CAPÍTULO II. ESTUDIO TÉCNICO............................................................................................ 6
VII.III CAPÍTULO III. ESTUDIO ECONÓMICO..................................................................................... 7
VIII. RECURSOS HUMANOS............................................................................................................. 7
IX. PRESUPUESTO PARA LA ELABORACION DEL PROYECTO......................................................... 8
X. UBICACIÓN EN EL TIEMPO ........................................................................................................ 10
CAPITULO I ........................................................................................................................................ 11
1. DIAGNOSTICO............................................................................................................................ 11
1.1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................. 11

1.2. OBJETIVO GENERAL........................................................................................................... 11
1.2.1. OBJETIVO ESPECIFICO ............................................................................................... 11
1.3. CAMPO VÍBORA................................................................................................................. 11
1.4. DESARROLLO DEL CAMPO VÍBORA ................................................................................... 12
1.5. PRODUCCIÓN DEL CAMPO VÍBORA................................................................................... 14
1.6. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ............................................................................................. 15
1.7. DESCRIPCIÓN DEL POZO VBR-22 A.................................................................................... 15
1.7.1. RESUMEN DE LOS DIFERENTE TRAMOS DE PERFORACIÓN ...................................... 16
1.7.2. ESTRATIGRAFÍA.......................................................................................................... 16
1.7.3. PRUEBAS DE PRODUCCIÓN ....................................................................................... 17
1.8. DESCRIPCIÓN DEL ESTADO SUB-SUPERFICIAL DEL POZO VBR-22A .................................. 18
1.9. PROBLEMÁTICA ACTUAL DEL POZO VBR – 22 A................................................................ 20
1.10. CONCLUSIONES ............................................................................................................. 20
CAPITULO II ....................................................................................................................................... 21
2. LOCALIZACION........................................................................................................................... 21
2.1. LOCALIZACIÓN................................................................................................................... 21
2.3. MACRO-LOCALIZACIÓN..................................................................................................... 21
2.3.1. VARIABLES MACRO LOCALIZACIÓNALES................................................................... 25
2.4. MICRO-LOCALIZACIÓN ...................................................................................................... 25
2.4.1. VARIABLES MICRO LOCALIZACIÓNALES .................................................................... 26
2.5. CONCLUSIONES ................................................................................................................. 27
CAPITULO III ...................................................................................................................................... 28
3. TAMAÑO.................................................................................................................................... 28
3.1. TAMAÑO............................................................................................................................ 28

3.3. DIMENSIÓN DEL TAMAÑO ................................................................................................ 28
3.4. FACTORES DETERMINANTES DEL TAMAÑO...................................................................... 30
3.4.1. TAMAÑO Y FINANCIAMIENTO................................................................................... 30
3.4.2. TAMAÑO Y TECNOLOGÍA .......................................................................................... 30
3.4.3. TAMAÑO Y MATERIALES E INSUMOS........................................................................ 30
3.5. CONCLUSIONES ................................................................................................................. 30
CAPITULO IV ...................................................................................................................................... 31
4. INGENIERIA................................................................................................................................ 31
4.1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................. 31
4.2. OBJETIVO........................................................................................................................... 31
4.2.1. OBJETIVO GENERAL................................................................................................... 31
4.3. PERFORACIÓN UTILIZANDO LA TECNICA DE SIDETRACK .................................................. 32
4.4. ESCENARIOS PARA DRENAR RESERVORIOS SARA Y YANTATA.......................................... 33
4.5. PROCESO DE OPERACIÓN DEL SIDETRACK VBR-22A......................................................... 34
4.5.1. RESUMEN DEL PROCESO DE OPERACIÓN ................................................................. 35
4.6. DISEÑO DEL SIDETRACK PROPUESTO AL POZO VBR-22A.................................................. 36
4.7. HERRAMIENTAS UTILIZADAS DURANTE LA PERFORACIÓN............................................... 39
4.7.1. CONJUNTO EMPACADO (HOLD)................................................................................ 39
4.7.2. TRÉPANO ................................................................................................................... 40
4.7.3. MOTOR DE PERFORACIÓN ........................................................................................ 41
4.7.4. ESTABILIZADORES...................................................................................................... 42
4.7.5. DRILL COLLARS .......................................................................................................... 43
4.7.6. HEAVY WEIGHT DRILL PIPE (HWDP).......................................................................... 44

4.7.7. TUBERÍAS DE PERFORACIÓN (DRILL PIPE)................................................................. 44
4.8. RESUMEN DE EQUIPOS, MAQUINARIAS Y PERSONAL ...................................................... 45
4.8.1. EQUIPOS Y MAQUINARIAS ........................................................................................ 45
4.8.2. PERSONAL.................................................................................................................. 46
4.9. CONCLUSIONES ................................................................................................................. 46
CAPITULO V ....................................................................................................................................... 47
5. ADMINSTRACION DEL PROYECTO............................................................................................. 47
5.1. ADMINISTRACIÓN ............................................................................................................. 47
5.3. YPFB ANDINA S.A............................................................................................................... 47
5.4. EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN......................................................................................... 47
CAPITULO VI ...................................................................................................................................... 50
6. INVERSION Y FINANCIAMIENTO................................................................................................ 50
6.1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................. 50
6.3. INVERSIONES..................................................................................................................... 50
6.4. INVERSIÓN DIFERIDA......................................................................................................... 54
6.5. OTRAS INVERSIONES ......................................................................................................... 54
6.6. FINANCIAMIENTO.............................................................................................................. 56
6.7. CONCLUSIONES ................................................................................................................. 56
CAPITULO VII ..................................................................................................................................... 57
7. INGRESOS Y COSTOS ................................................................................................................. 57
7.1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................. 57

7.3. INGRESOS ANUALES PROYECTADOS ................................................................................. 57
7.4. Costos................................................................................................................................ 63
CAPITULO VIII .................................................................................................................................... 66
8. EVALUACION ECONOMICA - FINANCIERA................................................................................ 66
8.1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................. 66
8.3. INDICADORES .................................................................................................................... 66
8.3.1. VALOR ACTUAL NETO (VAN) ..................................................................................... 67
8.3.2. TASA INTERNA DE RENDIMIENTO (TIR)..................................................................... 68
8.4. CONCLUSIONES ................................................................................................................. 68
CAPITULO IX ...................................................................................................................................... 69
9. EVALUACION AMBIENTAL ......................................................................................................... 69
CAPITULO X ....................................................................................................................................... 71
10. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES................................................................................ 71
10.1. CONCLUSIONES ............................................................................................................. 71
10.2. RECOMENDACIONES..................................................................................................... 71

1
TITULO
PERFORACION EN EL POZO 22-A DEL CAMPO VIBORA UTILIZANDO LA TECNICA
DEL SIDETRACK
I. INTRODUCCIÓN
La ubicación natural de los yacimientos petroleros es generalmente muy incierta. En
la mayoría de los casos, éstos se encuentran por debajo de áreas inaccesibles
verticalmente (zonas urbanas o restringidas ecológicamente, como lagunas, ríos o
pantanos o montañas. Consecuentemente, la forma más económica para explotar
estos yacimientos es a través de pozos direccionales, perforados desde una
localización ubicada a cientos de metros del yacimiento.
Actualmente, la perforación direccional es una práctica común utilizada para
explotar yacimientos petroleros. Sin embargo, el conocimiento de esta técnica de
perforación está concentrado en muy pocos ingenieros de nuestras áreas de diseño
y operación. Por lo tanto, es necesario difundirlo para entender los conceptos
básicos que sustentan esta práctica de perforación, los cuales se describen a
continuación y se muestran esquemáticamente en la imagen.
Un pozo direccional es aquel que se perfora a lo largo de una trayectoria planeada
para atravesar el yacimiento en una posición predeterminada (objetivo), localizada
a determinada distancia lateral de la localización superficial del equipo de
perforación. Para alcanzar el objetivo es necesario tener control del ángulo y la
dirección del pozo, las cuales son referidas a los planos vertical (inclinación) y
horizontal (dirección), respectivamente.

2
La perforación direccional se originó en california en 1930 en el campo Signal Hill
en Texas con el propósito de crear un pozo que sea de alivio para así impedir que
se provoque un reventón y fue desde ese problema que se fue incrementando el
uso de la perforación direccional junto con el desarrollo de herramientas y equipos
especiales para facilitar el uso de este tipo de perforación.
La perforación direccional se utiliza en circunstancias especiales, por ejemplo
cuando los depósitos de petróleos se encuentran en el mar o en zonas donde exista
población o en zonas que simplemente sean inaccesibles para su perforación ya
que con la perforación vertical no se llega a perforar dichas zonas.
II. ANTECEDENTES DEL POZO VBR-22A
A lo largo de su vida productiva el pozo VBR-22A no ha logrado realizar una
eficiente labor, el de drenar grandes volúmenes de hidrocarburos, esto debido a
problemas que se han presentados sucesivamente, cuya perforación se inicia el
03-09-95 y finaliza el 04-11-95. Llegándose a perforar 2850 mbbp, drenando gas y
condensado solo de la Ar. Yantata, no cumpliendo así con el objetivo de drenar los
reservorios Petaca y Yantata respectivamente, ya que en el reservorio Petaca no
se realizaron pruebas.
Posteriormente en el año 1997 se tomó la decisión la profundizar el pozo para
drenar de la Arena Sara y optimizar la producción en la Arena Yantata, y llegando
a perforar hasta la profundidad final de 3580 metros, una vez tomada la decisión
de iniciar la etapa de terminación del pozo, esta concluye sin éxito llegándose a
perder la herramienta de empaque de grava debido a problemas mecánicos
aprisionándose esta y perdiendo los reservorios tanto de Sara como de Yantata,
no cumpliendo nuevamente con los objetivos planteados.

3
En el año 1998 se realiza una intervención al pozo, donde desde Noviembre se
comienza a drenar de la Arena Petaca, posteriormente se cierre el pozo por
exceso de producción de agua.
Actualmente el pozo VBR-22A está cerrado.
III. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El pozo VBR-22A a lo largo de su vida productiva no ha logrado realizar una
problemas que se han presentados sucesivamente.
Se llega a la conclusión de que debido a problemas mecánicos no se ha cumplido
con el objetivo de lograr drenar los grandes reservorios que se tienen y se conocen
en especial en la Arena Sara, la cual es la arena objetivo principal, y tampoco de la
Arena Yantata donde se afirma hay grandes reservas de gas y condensado.
III.I. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
¿Será viable Técnica y Económicamente la perforación del pozo VBR–22A,
mediante la aplicación de la técnica Sidetrack, para recuperar hidrocarburos que no
se extrajeron mediante la surgencia natural?
IV. JUSTIFICACION
IV.I. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA
Las inversiones que se realizarán estarán dirigidas al incremento de la producción
del campo y con esto generar nuevos ingresos y de esta manera también contribuir
a la sociedad.

4
IV.II. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA
El conocimiento de esta técnica de perforación está concentrado en muy pocos
ingenieros de áreas de diseño y operación. Por lo tanto, es necesario contar con el
personal capacitado y certificado, el equipo adecuado, las herramientas de registros
direccionales y tecnología disponible en lo que a perforación direccional se refiere.
IV.III. JUSTIFICACIÓN SOCIAL
En Bolivia y el mundo en los últimos años se han preocupado por evitar daños al
medio ambiente en zonas muy sensibles como lagos, ciudades, fallas geológicas,
pantanos y reservas ecológicas como en el caso del Campo Víbora.
Con la perforación de dicho pozo se generarán nuevos puestos laborales y las
poblaciones cercanas se verán beneficiadas con el incremento de la producción de
dicho campo en lo que a regalías e IDH se refiere.
V. OBJETIVOS DEL PROYECTO
V.I. OBJETIVO GENERAL
Estudiar la Factibilidad Técnico, Económico y Financiero para la perforación del
Pozo VBR–22A del Campo Víbora, utilizando la técnica del Sidetrack,
logrando así recuperar los Hidrocarburos que no se extrajeron mediante
surgencia natural, ubicado en el Departamento de Santa Cruz.
V.II. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
 Realizar un relevamiento y análisis en torno a la problemática actual de Pozo
VBR–22A, identificando las técnicas alternativas más convenientes para su
recuperación, aprovechando las reservas existentes.
 Describir la localización exacta del Pozo VBR-22A, especificando sus
coordenadas para la perforación utilizando la técnica del Sidetrack en el

5
Campo Víbora del Departamento de Santa Cruz.
 Estimar los volúmenes de producción del Pozo VBR–22A, determinando su
potencial hidrocarburífero del Campo Víbora, ubicado en el Departamento de
Santa Cruz, que contribuya en la definición de su rentabilidad.
 Diseñar la trayectoria para la perforación del Sidetrack en el Pozo VBR–22,
alcanzando las reservas que no han sido explotadas en el Campo Víbora.
 Estimar las inversiones, analizando las fuentes de financiamiento para la
perforación del Sidetrack en el Pozo VBR–22A del Campo Víbora en el
Departamento de Santa Cruz.
 Realizar la evaluación económica, financiera para la perforación del Sidetrack
en el Pozo VBR–22 A del Campo Víbora en el Departamento de Santa Cruz
VI. ALCANCE
VI.I. ALCANCE ESPACIAL
La operación del proyecto será en el campo Víbora, involucrando esta zona por
tener acceso al mercado nacional, los resultados del proyecto como es la obtención
de Hidrocarburos y está dirigido a todo el país.
VI.II. ALCANCE TEMPORAL
El tiempo que se tardará en la elaboración y evaluación tendrá una duración de
aproximadamente 4 meses iniciando en marzo y culminando en junio, la ejecución
se estima en un año y la vida productiva del pozo VBR–22A se estima en 30 años,
con un horizonte de evaluación de 10 años.
VI.III. ALCANCE SUSTANTIVO
Realizando la perforación utilizando la técnica del Sidetrack en el campo Víbora se
busca incrementar la producción de hidrocarburos, la misma se pretende alcanzar
una profundidad de 3.700 metros, usando tecnología y equipos adecuados

6
VII. METODOLOGÍA
El estudio se basará en el método tradicional de elaboración y evaluación de
proyectos, se recurrirá a la búsqueda de la información tanto primaria como
secundaria (datos históricos), así como el método descriptivo ya que se dará a
conocer detalladamente cada uno de los programas que se implementaran y los
procesos organizacionales y administrativos que se vayan a realizar dentro de la
ejecución del proyecto.
Además de estas tres fases, se añadirá el Estudio de Impacto Ambiental, según la
Ley Boliviana Nro. 1333, en la que indica que todo proyecto deberá tener un estudio
de impacto ambiental.
VII.I. CAPÍTULO I. DIAGNÓSTICO
Comprende una evaluación de las condiciones actuales en la que se encuentran los
pozos ubicados en el campo Víbora.
a) Se determinará la producción actual del campo.
b) Se analizará las diferentes estructuras y formaciones del Pozo al cual se
aplicará la técnica del Sidetrack.
VII.II. CAPÍTULO II. ESTUDIO TÉCNICO
Describiremos la tecnología a utilizar, el tamaño del pozo, la ubicación, los
requerimientos de materiales, se determinará la función de producción que optimice
el empleo de los recursos con los que se cuenta.
a) Describiremos la ubicación exacta del pozo VBR – 22A en el campo Víbora,
incluyendo en las coordenadas.

7
b) Se determinará el tamaño del proyecto en base a los estudios a realizar.
c) Se determinará el proceso operativo para la obtención de hidrocarburos
obteniendo eficiencia en las operaciones y la disponibilidad de equipos para
la operación del pozo VBR–22A.
VII.III CAPÍTULO III. ESTUDIO ECONÓMICO
En este capítulo se utilizará las herramientas contables para realizar análisis de
rentabilidad del proyecto, también se estudiará el impacto ambiental que generará
el proyecto.
a) Se cuantificará el monto de las inversiones requeridas estableciendo las
fuentes de financiamiento para la perforación del pozo VBR-22 utilizando la
técnica Sidetrack.
b) Se estimarán los costos de operación que requiere el proyecto.
c) Se cuantificarán los ingresos de acuerdo a los volúmenes de producción del
pozo VBR–22A.
d) Se realizará la evaluación para la determinación si es rentable o no el
proyecto.
VIII. RECURSOS HUMANOS
Para la investigación y elaboración del presente proyecto se cuenta con el personal
capacitado, con conocimiento suficiente y acorde con las exigencias del proyecto.

8
Cuadro # 1. Recursos Humanos para los cuatro meses de la
elaboración y evaluación del proyecto
DETALLE MONTO MES
(USD)
TIEMPO
DE
ELABORACION
TOTAL
(USD)
Ing. En Petróleo y Gas
Natural
800,00 4 Meses 3.200,00
Ing. Civil 800,00 4 Meses 3.200,00
Ing. Ambiental 800,00 4 Meses 3.200,00
TOTAL 9.600,00
ELABORACIÓN PROPIA
IX. PRESUPUESTO PARA LA ELABORACION DEL PROYECTO
Los recursos financieros están relacionados a cotizaciones de nuestro mercado
local, las cuales serán indispensables en cada de las actividades a realizar en el
transcurso de la elaboración del proyecto.

9
Cuadro # 2. Recursos Materiales expresados en USD
Nº Descripción Unidad Cantidad
Costo
Unitario
Monto
1 Compra de Computadoras Unidad 2 718 1.437
2 Compra Impresora Unidad 1 172 172
3
Compra de Tintas negras Unidad 2 10 20
Compra de Tinta a colores Unidad 1 9 9
4 Compra de Hojas Bond Resma 1 6 6
Compra de Flash Memory Unidad 2 14 29
5 Servicio de Internet Móvil Mes 4 36 144
6 Servicio de Empastado Unidad 1 10 10
8 Comunicación Telefónica Mes 4 22 86
9 Servicio de Refrigerios Unidad 3 43 129
10 Servicio de Transporte Mes 4 431 1.724
11 Imprevistos Global 1 300 300
TOTAL 4.067
ELABORACIÓN PROPIA

10
X. UBICACIÓN EN EL TIEMPO
Cronograma de Actividades: En la medida que se vayan realizando las actividades,
se irán detallando las sub-actividades
Diagrama de Gantt
Intervalo de la Escala de Tiempo:
Comienzo: 10/03/2019
.
Fin: 08/07/2019
Diagrama # 1. Cronograma
Item Descripcion Inicio Fin Dias
1 Perfil 10/03/2019 23/03/2019 13
2 Diagnostico 23/03/2019 07/04/2019 15
3 Estudio Tecnico 07/04/2019 08/05/2019 31
4 Localización del Proyecto 07/04/2019 15/04/2019 8
5 Tamaño del Proyecto 15/04/2019 30/04/2019 15
6 Ingeniería del Proyecto 30/04/2019 25/05/2019 25
7 Estudio Financiero 25/05/2019 28/06/2019 34
8 Inversión y Financiamiento 25/05/2019 05/06/2019 11
9 Ingresos y Costos 05/06/2019 15/06/2019 10
10 Evaluación Económica 15/06/2019 23/06/2019 8
11 Evaluación Ambiental 23/06/2019 28/06/2019 5
12 Presentación Final 28/06/2019 03/07/2019 5
01/03/2019 01/04/2019 01/05/2019 01/06/2019 01/07/2019

11
CAPITULO I
1. DIAGNOSTICO
1.1. INTRODUCCIÓN
Todo diagnóstico es un proceso de análisis y síntesis de una realidad social, de un
problema o necesidad detectada para ser resuelta de acuerdo a la problemática.
1.2. OBJETIVO GENERAL
 Realizar un relevamiento de información en torno a la problemática actual de
Pozo VBR – 22 A, analizando la probabilidad de recuperar hidrocarburos que
no fueron explotados, aprovechando las reservas existentes.
1.2.1. OBJETIVO ESPECIFICO
 Realizar la descripción del campo víbora, ubicado en el Departamento de
Santa Cruz.
 Analizar los volúmenes de producción de gas y petróleo del campo Víbora,
para la determinar la necesidad de incrementar los caudales de producción.
 Detallar el relevamiento y análisis del Pozo VBR -22A del Campo Víbora,
para la aplicación de la técnica de perforación Sidetrack.
 Describir la problemática actual del Pozo VBR-22ª, para la perforación del
Sidetrack.
1.3. CAMPO VÍBORA
El campo Víbora, con una extensión de más de 4 hectáreas, ubicado a 143 Km. al
Noroeste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, Bolivia, y ubicado en el extremo
oeste del grupo de campos que conforman el Boomerang, a aproximadamente 10
Km., de la frontera de Cochabamba.

12
Se encuentra ubicado en la Provincia Ichilo del Departamento de Santa Cruz
EMPRESA OPERADORA DEL CAMPO
YPFB Andina S.A. asume la responsabilidad con el Medio Ambiente la Seguridad
y Calidad, incluyendo en las operaciones los más altos estándares de seguridad
laboral, cuidado el medio ambiente como el aseguramiento de la calidad, aplicando
la legislación vigente y estándares propios de la Compañía.
El Campo Víbora está ubicado a 201 Km. al noroeste de Santa Cruz, dentro del
Bloque Boomerang II, se caracteriza por ser un yacimiento productor de gas-
condensado de 68º API.
Gráfico No 1.1. Mapa de Ubicación del Campo Víbora
Fuente: Memorias YPFB
1.4. DESARROLLO DEL CAMPO VÍBORA
En esta área se cuenta con pozos perforados para una racional explotación.
Es un campo que se encuentra en la fase de producción.

13
Cuadro No 1.1. Pozos del Campo Víbora
FUNCIÓN CANTIDAD
PERFORADOS 33
PRODUCTORES POR SURGENCIA NATURAL 16
PRODUCTORES CON MÉTODOS 8
INYECCIÓN DE GAS 4
ABANDONADOS 2
CERRADOS 3
Gráfico No 1.2. Mapa Estructural Del Campo Víbora

14
1.5. PRODUCCIÓN DEL CAMPO VÍBORA
En el año 1996, el reservorio Sara de los Campos Víbora y Yapacaní, tenía
caudales de 200 a 250 Bbl/día/pozo. El campo Víbora solía ser el mayor productor
de gas condensado con un promedio de 4069 Bbl / día de líquidos, y 112 millones
de pies cúbicos / día de gas. En las tablas a continuación se presentan los
volúmenes de producción tanto de gas como de petróleo actualmente en el campo
Víbora.
Cuadro No 1.2. Producción De Gas Natural
PRODUCCION DE GAS NATURAL MPCD
2014 90
2015 83
2016 77
2017 71
2018 66
Fuente: YPFB ANDINA
Gráfico No 1.3. Producción De Gas Natural en el Campo Víbora
Fuente: Elaboración propia

15
1.6. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
El volumen de producción bruta actual del campo Víbora es 21,00 Bbl/día de
condensado, los mismos no son entregados al sistema de transporte de YPFB,
debido a que los últimos años la producción de petróleo ha decaído con respecto a
los años anteriores, YPFB prevé más importación de carburantes y crudo, para ello
se propone alternativas para superar la demanda insatisfecha de combustibles, lo
que demuestra que estamos en las condiciones de poder incrementar la producción
mediante la perforación del Sidetrack.
Gráfico No 1.4. Producción de Petróleo
Fuente: Elaboración propia
1.7. DESCRIPCIÓN DEL POZO VBR-22 A
El pozo Víbora 22A, pozo de desarrollo, perteneciente a este campo, cuyas
coordenadas son:
Coordenadas UTM en superficie:
X = 363.729.32
Y = 8`111.019.38

16
1.7.1. RESUMEN DE LOS DIFERENTE TRAMOS DE PERFORACIÓN
Se acondiciono el lodo, y se comenzó a bajar cañería de 7, zapato guía a 2.849 m.
para cementación.
Se utilizó fluido de terminación KCl y se baja arreglo TCP, se ancla packer, se carga
jabalina y produce el baleo del tramo 2734 – 2735 m. con cañón de 5” dando
este nivel acuífero; Luego se balea el tramo 2722 – 2723 m. Arenisca Yantata
Medio siendo este nivel acuífero; Finalmente se balea en el tramo 2695 – 2708 con
cañón de 5”, Arenisca Yantata, y se observa reacción inmediata con burbujeo
fuerte en superficie, dando este tramo productor de condensado en el orden de los
400 BPD y gas con 1.700 MPCD.
 Inicio de etapa de terminación: 05/11/95
 Finalizó terminación: 07/12/95
Profundidad
Final:
 Según perforación 2850 mbbp. (Metros bajo boca de pozo)
 Según registros: 2851.5 mbbp
1.7.2. ESTRATIGRAFÍA
La secuencia estratigráfica atravesada es la
siguiente:

17
Cuadro No 1.3. Estratigrafía Boomerang
Sistema
Formación y/o
Reservorio
Tope
(mbbp) TVD (m)
Cota
Estructura
l m.s.n.m
Espesor
(m)
Terciario
Yecua 2090 2089.60 -1890,37 445
Petaca 2535 2534.00 -2305,37 131
Petaca “C” 2594 2593.20 -2364,37 72
Cretácico
Yantata 2666 2665.10 -2436,37 137
Ichoa 2802 2800.40 -2802,37 340
FUENTE:
YPFB
1.7.3. PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
Los tramos baleados y probados selectivamente llegaron a las conclusiones
siguientes:
 Prueba Nº 1
Reservorio Yantata
Tramo: 2734 – 2735 m. nivel acuífero.
 Prueba Nº 2
Reservorio Yantata
Tramo: 2722 – 2723 m. nivel acuífero.
 Prueba Nº 3
Reservorio Yantata
Tramo 2695 – 2708 m. nivel productor.
De condensado en el orden de los 400 BPD y gas con 1600 MPCD.

18
1.8. DESCRIPCIÓN DEL ESTADO SUB-SUPERFICIAL DEL POZO VBR-22A
Posteriormente, el 18/04/1997 hasta el 20/05/1997, durante 33 días, se Profundiza
el pozo para habilitar la Ar. Sara y optimizar la producción en Yantata, una vez
confirmado productor el pozo se procede a la etapa terminación, desde
15/07/1997 hasta 20/11/1997 durante 127 día, es entonces cuando se produce la
pesca de la herramienta de empaque de grava debido a problemas mecánicos,
después de 68 días de pesca no se logra recuperar la herramienta y se realiza un
tapón de cemento a los 2625 metros y se pierden los reservorios Yantata y Sara.
En el año 1998 se realiza una nueva Intervención, donde se balea Tramo
2595- 2599m y desde el mes de Noviembre se comienza a producir de la Ar.
Petaca, durante su vida productiva se tubo arena de formación. Se Interviene para
limpiar arena y efectuar empaque de grava, pero se tuvo dificultad para sacar el
arreglo, así que se tuvo que cortar la tubería y producir a través de esta nueva
pesca.
Actualmente el pozo VBR-22A está
Cerrado.
A continuación, se presenta una gráfica mostrando el estado sub-superficial del
pozo de interés.

19
Gráfico No 1.5. Estado Sub-Superficial del Pozo VBR-22A
FUENTE: YPFB ANDINA
En la presente imagen se puede apreciar el estado actual del Pozo 22ª Sub-
superficial, el empaque de grava tuvo dificultad para sacar el arreglo, así que se
tuvo que cortar la tubería y producir a través de esta nueva pesca, la misma que se
obstruyó y se cerró el pozo definitivamente.

20
1.9. PROBLEMÁTICA ACTUAL DEL POZO VBR – 22 A
El pozo VBR-22A no ha logrado realizar una eficiente labor, el de drenar grandes
volúmenes de hidrocarburos, esto debido a problemas suscitados:
1. Primeramente, no se logra recuperar la herramienta de pesca y se realiza
un tapón de cemento a los 2.625 metros, por lo cual se pierden la
herramienta.
2. No se logra drenar los reservorios Yantata y Sara con reservas probables.
3. Se realizar la última intervención, pero por problemas de arena en la
formación, se inicia la limpieza de la arena y poder efectuar el empaque de
grava, pero se tuvo dificultad para sacar el arreglo, así que se tuvo que cortar
la tubería.
4. Debido a todos los problemas se encuentra cerrado actualmente el pozo
VBR-22A.
1.10. CONCLUSIONES
El Pozo VBR 22 A, se cerró por problemas mecánicos debidos a dificultades al
momento de colocar el empaque de grava para controlar la excesiva producción de
arena, sin embargo, actualmente no se están explotando las mayores reservas
encontradas en el Campo Víbora como ser las formaciones Yantata y Sara.
El pozo VBR-22A a lo largo de su vida productiva no ha logrado realizar una
problemas que se han presentados sucesivamente. El objetivo es lograr drenar los
grandes reservorios que se tienen y se conocen en especial en la Arena Sara, y
tampoco de la Arena Yantata donde se afirma hay grandes reservas de gas y
condensado.

21
CAPITULO II
2. LOCALIZACION
2.1. LOCALIZACIÓN
Consiste en identificar y analizar las variables denominadas fuerzas localizacionales
con el fin de buscar la localización en que la resultante de estas fuerzas produzca
la máxima ganancia o el mínimo costo unitario.
 Describir la localización exacta del Pozo VBR- 22 A, especificando sus
coordenadas para la perforación del Sidetrack en el Campo Víbora del
 Describir la Macro localización del Pozo VBR – 22A, analizando las variables
Macro localizacionales.
 Describir la Micro localización del Pozo VBR – 22A, analizando las variables
Micro localizacionales.
2.3. MACRO-LOCALIZACIÓN
Estará ubicado en Sudamérica, en el país de Bolivia, en el Departamento de santa
cruz, Provincia Ichilo a 250 kilómetros de la ciudad capital, el campo Víbora tiene
una extensión de más de 4.000 metros de superficie, cuenta con 33 pozos

22
perforados. Algunos se encuentran cerrados, pero una mayoría está en producción.
Gran parte de este gas sale vía ducto hacia el altiplano boliviano.
SUD AMÉRICA
América del Sur, Sudamérica o Suramérica (también llamada América
meridional, América del Mediodía, América Austral o Continente Meridional) es una
de las partes en que está conformado el supercontinente América, o también
considerado por muchos subcontinente austral de América.
Grafica No 2.1. Sud América
Fuente: Mapamundi

23
BOLIVIA
Políticamente, se constituye como un estado plurinacional, descentralizado con
autonomías. Se divide en nueve departamentos y mantiene una reclamación
territorial a Chile por una salida soberana al océano Pacífico.
Grafica No 2.2. - Mapa de Bolivia
Fuente: Mapamundi
SANTA CRUZ
Con 370 621 km2, es el más extenso de los departamentos de Bolivia, y ocupa un
tercio (33,74 %) del actual territorio boliviano. Es la sexta mayor entidad
subnacional de Sudamérica y de toda la América Latina, luego de cinco estados del
Brasil.
Grafica No 2.3. – Santa Cruz
Fuente: Mapamundi

24
PROVINCIA ICHILO
La provincia Ichilo es una provincia boliviana en el departamento de Santa Cruz.
Tiene una superficie de 14.232 km2 y una población de 70.444 habitantes (según el
Censo INE 2001).
Grafica No 2.3. – Provincia Ichilo
Fuente: Mapamundi
CAMPO VÍBORA
El campo víbora se encuentra ubicada en la provincia Ichilo del departamento de
Santa Cruz a 250 km por carretera a la capital. Corresponde a la llanura Chaco-
Beniana central.
Grafico No 2.5. – Macro Localización
Fuente: YPFB ANDINA

25
2.3.1. VARIABLES MACRO LOCALIZACIÓNALES
VÍAS DE ACCESO
Las vías principales de acceso a la ciudad de Santa Cruz se encuentran asfaltadas
y se encuentra en buenas condiciones.
También está la carretera interdepartamental, por donde se puede llegar a la ciudad
de La Paz pasando por la ciudad de Cochabamba. Esta carretera es asfaltada, lo
cual la hace transitable el camino.
Otro de los accesos al Campo Dorado es también por la carretera Antigua a
Cochabamba, pero desde la ciudad de Yapacaní. Este camino está asfaltado, lo
cual lo hace transitable.
SERVICIOS BÁSICOS
La ciudad de Santa Cruz cuenta con energía eléctrica, agua potable, comunicación
telefónica y acceso a Internet bastante estable.
También incluyen las características y disponibilidad de las vías de comunicación
(rutas aéreas, carreteras y autopistas, vías férreas, etc.), además del buen estado
en que se encuentran estas vías.
Asimismo, toma en cuenta la disponibilidad de los terrenos, en cuanto a que tengan
la superficie adecuada por sus características topográficas y cuyos costos sean
razonables.
2.4. MICRO-LOCALIZACIÓN
La localización del pozo Direccional VBR-22A tiene las siguientes coordenadas:
Coordenadas Ubicación
Superficie
: X: 363.729.32
Y: 8`111.019.38 Z: 224.33 m

26
Grafico No 2.6. – Micro Localización
Fuente: YPFB ANDINA
2.4.1. VARIABLES MICRO LOCALIZACIÓNALES
SERVICIOS PÚBLICOS BÁSICOS
Entre los servicios de mayor importancia por su fuerte relación con la salud y el
crecimiento de la población, se encuentra la dotación de agua potable, drenaje y

27
saneamiento. Comúnmente se hace referencia a estos como servicios públicos
porque en la mayoría de los casos en los municipios cercanos al Campo Víbora son
abastecidos por la administración pública.
CONDICIONES AMBIENTALES
Las condiciones ambientales son variables de la micro localización debido a que no
interfiere para la perforación mediante la técnica del Sidetrack, las temperaturas y
las humedades extremas, los cambios bruscos de temperatura, las corrientes de
aire molestas no imposibilitan la perforación salvo por las lluvias que son causales
de días perdidos para la planificación de un Sidetrack.
2.5. CONCLUSIONES
El Pozo VBR-22A se encuentra ubicado en el campo víbora en la provincia Ichilo
del departamento de Santa Cruz a 250 km por carretera exactamente. La misma
cuenta con vías de acceso asfaltadas, los mismos están en buen estado
actualmente permitiendo un fácil acceso al lugar de interés.

28
CAPITULO III
3. TAMAÑO
3.1. TAMAÑO
El tamaño de un proyecto es su capacidad de producción durante un periodo de
tiempo de funcionamiento que se considera normal para las circunstancias y tipo de
proyecto de que se trata, en nuestro caso mediremos el tamaño en Barriles.
 Estimar los volúmenes de producción del Pozo VBR – 22A, determinando su
potencial hidrocarburífero del Campo Víbora ubicado en el Departamento de
Santa Cruz, que contribuya en la definición de su rentabilidad.
 Determinar los volúmenes de hidrocarburos que serán recuperados de la
roca reservorio del Pozo VBR -22 ubicado en el Departamento de Santa
Cruz.
 Analizar los factores que condicionan el tamaño del proyecto.
3.3. DIMENSIÓN DEL TAMAÑO
El dimensionamiento del caudal de producción con un incremento del 40% de la
producción normal de un pozo, en comparación a la producción de un pozo normal.

29
Cuadro No 3.1. PRODUCCIÓN POR DÍA DE GAS Y PETROLEO
AÑO Producción de Gas
Producción de
Petróleo
MMscfA BBL
2019 1.643 29.200
2020 1.593 28.324
2021 1.545 27.474
2022 1.499 26.650
2023 1.454 25.851
2024 1.410 25.075
2025 1.368 24.323
2026 1.327 23.593
2027 1.287 22.885
2028 1.249 22.199
2029 1.211 21.533
Fuente: Elaboración Propia
Actualmente el pozo se encuentra cerrado debido a muchos factores analizados en
el Capítulo I, por ello mismo la técnica seleccionada logrará drenar los hidrocarburos
que nos fueron extraídos con anterioridad, la producción del pozo VBR-22ª es de
1,643 MMscfA y 29.200 Barriles de condensado crudo.

30
3.4. FACTORES DETERMINANTES DEL TAMAÑO
El tamaño del proyecto debe basarse en factores que posibiliten una dimensión
factible y acorde a datos establecidos y confiables que permitan una buena
ejecución.
3.4.1. TAMAÑO Y FINANCIAMIENTO
Los recursos necesarios para la perforación del Sidetrack están asegurados con el
100% por la empresa encargada de ejecutar el proyecto como ser: YPFB ANDINA
S.A. por ser la empresa operadora del Campo Víbora.
3.4.2. TAMAÑO Y TECNOLOGÍA
Se implementará la técnica del Sidetrack la misma que permite drenar
hidrocarburos de zonas inestables, la empresa HALLIBURTON, es la única
empresa en Bolivia con la Tecnología a ser aplicada en el Pozo VBR-22A.
3.4.3. TAMAÑO Y MATERIALES E INSUMOS
Los materiales, insumos y otros a utilizar están garantizados dentro del mercado
nacional, la empresa encargada contraria a un tercero que realice los distintos
servicios de perforación.
3.5. CONCLUSIONES
El tamaño del proyecto es 1.643 MMscfA de gas y 29.200 Bpa en producción de
petróleo por años de producción, la determinación del tamaño se basa de acuerdo
a los nuevos volúmenes de producción del Pozo VBR 22A, que lograra incrementar
la producción del Campo Víbora.

31
CAPITULO IV
4. INGENIERIA
4.1. INTRODUCCIÓN
La ingeniería de proyectos es aquella etapa en la que se definen los recursos
necesarios para la ejecución de planes o tareas: máquinas y equipos, lugar de
implantación, tareas para el suministro de insumos, recursos humanos, obras
complementarias, dispositivo de protección ambiental, entre otros.
4.2. OBJETIVO
4.2.1. OBJETIVO GENERAL
 Diseñar la trayectoria para la perforación del Sidetrack en el Pozo VBR–22,
alcanzando las reservas que no han sido explotadas en el Campo Víbora.
 Describir las herramientas utilizadas durante la perforación del Sidetrack en
el Campo Víbora.
 Detallar el proceso de operación del Sidetrack VBR–22A
 Describir la operación de pesca de la herramienta del Pozo VBR–22A en el
Campo Víbora.
 Realizar el acondicionamiento del pozo VBR–22A en el Campo Víbora.
 Diseñar el esquema de Sidetrack del pozo VBR – 22A en el Campo Víbora.

32
4.3. PERFORACIÓN UTILIZANDO LA TECNICA DE SIDETRACK
La búsqueda de hidrocarburos ha obligado a perforar a mayores profundidades.
Esto exige a la Industria Petrolera retos cada vez mayores y difíciles de vencer.
Entre estos retos, se encuentra la adecuada determinación de la densidad del
fluido de perforación para atravesar las diferentes capas terrestres, la
determinación del asentamiento de las tuberías de revestimiento y la geometría
del pozo.
El costo de la perforación de un pozo se ve severamente afectado por el perfil
y las características de las presiones de poro, gradientes de fractura, presión de
colapso y presión de formación; estas variables no solo están relacionadas con
definir los mejores puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento, sino
que estos son en muchos casos causales de las desviaciones de tiempo y costo.
Es perfectamente claro que la ECD (“Equivalent Circulation Density”) y ESD
(“Equivalen Static Density) deben estar por encima de la presión poral y de la
presión de colapso del pozo, pero por debajo de la presión de fractura, de otra
manera ocurrirían migración de fluidos de la formación, colapso del pozo, fracturas
y su consecuente perdida de circulación, entre otros problemas y es debido a
estas complicadas situaciones que pueden tener lugar problemas como el
atascamiento de tuberías, Blowout, pérdida del BHA, etc.
La corrección o solución a estos incidentes requieren de tiempo y operaciones
especiales y el presupuesto de la perforación puede verse seriamente
sobrepasado.
Soluciones convencionales, como LCM (Lost Circulation Materials) pueden se
aplicados a bajo costo, pero a menudo revestidores y/o liner deben ser corridos
a fin de evitar la recurrencia de estos problemas durante la perforación y poder así
terminar esta en el tiempo estipulado alcanzando el objetivo planeado.

33
4.4. ESCENARIOS PARA DRENAR RESERVORIOS SARA Y YANTATA
Se tiene el interés de perforar hasta este reservorio ya que Sara tiene potencial de
producción, las reservas al 31/12/2007 de 36 Bpc de gas y 745 Bbls de
condensado.
Las operaciones sin equipo realizadas en 2006 y 2007 en los pozos VBR-18L y
VBR-19L (aún con las limitaciones operativas; baleo con 1 11/16”- 9 gr.)
demuestran el potencial de este reservorio.
Hoy los 2 pozos producen 7.5 Mpcd (20% de la producción del campo).
En la actualidad solo 4 pozos producen de este reservorio, 2 de los cuales fueron
recientemente intervenidos.
El factor de recuperación actual de este reservorio es de 48% en gas y 14% en
líquido.
Cuadro 4.1. Reservorios
YANTATA
Tope
2650
Base
2783
SARA
Tope
3470
Base
3800
Fuente: YPFB ANDINA
Conforme al estado sub-superficial actual del pozo de interés, VBR-22A, se estudian diversos
escenarios para intentar drenar del reservorio Sara y Yantata respectivamente.

34
4.5. PROCESO DE OPERACIÓN DEL SIDETRACK VBR-22A
El objetivo principal de este proyecto es el de analizar tanto técnica como
económicamente el pozo para perforar utilizando la técnica del Sidetrack en el pozo
VBR-22A.
Grafico No 4.1 Programación De Perforación Del VBR – 22A
Pruebas de Produccion del Pozo VBR 22a
Bajar Liner 5” para cubrir Yantata y Sara
Perforar tramo 6” hasta 3700 metros
Realizar Apertura de Ventana en Cañería 7”
Realizar CF’s para buena aislamiento
Verificar estado aislamiento detrás Cañería 7”
Verificar estado de Cañería 7”
Aislar niveles inferiores con tapones
Extraer arreglo actual
Acondicionamiento del Pozo
Acondicionamiento de la Planchada

35
4.5.1. RESUMEN DEL PROCESO DE OPERACIÓN
1. El acondicionamiento de la planchada del pozo VBR-22A, Se iniciará con el
acondicionamiento del terreno y la planchada con una dimensión de
110 metros de ancho por 140 metros de largo y la distancia del camino
ripiado a ser construido es de 5 Km, puesto que el equipo de perforación
moviliza herramientas y vehículos voluminosos y pesado
2. El VBR – 22A ST1 es un pozo re-entry el cual será perforado desde
el pozo original VBR – 22A, el VBR – 22A tiene una zapata de casing de 7”
a los 2809 m PM. El pozo fue completado con un arreglo de 2 7/8”, un filtro
de arena y un packer asentado a los 2316 metros. Este arreglo de
completación será extraído del pozo. Se aislarán niveles inferiores con
tapones y se realizarán registros para verificar el estado de la cañería de 7”,
así también registros para verificar el aislamiento y el estado de
cementación. Se realizará cementación forzada.
3. Se frezará una ventana en el casing de 7” para desviar el pozo.
4. El pozo está diseñado para penetrar las formaciones Yantata y Sara. Se
perforará tramo de 2.800 m hasta los 3100m y se bajará cañería de 7” para
aislar la formación Yantata. Se continuará con la perforación, la profundidad
total anticipada será de 3700 m PM que proporcionará los medios necesarios
para correr cables de registros eléctricos para una evaluación de formación
efectiva.
5. El pozo será desviado desde un KOP ubicado a +/- 2200 m PM a una
Inclinación y Azimuth predeterminada.
6. Para perforar el tramo de 6”, se correrá un arreglo direccional conformado
por un motor de 4 ¾” con un MWD, sensores Gamma Ray y trépano PDC o
Tricónico. En este tramo se requieren tuberías de perforación y
HWDP de 3 ½”.

36
7. Una vez llegado al objetivo de los 3700 metros el pozo será revestido con
Liner de 6” en preparación para posteriores operaciones de completación.
8. El pozo mantiene su verticalidad dentro del rango de los 2º 15´ hasta la
profundidad de 3.100 m. a continuación y hasta la profundidad final aumenta
su desviación a un valor de 7º 00´ de desviación.
Cuadro No 4.2. Resumen del Proceso de Operación
Fase Diámetro
del Agujero
Profundidad Cañería Peso del
Lodo
Tipo de
Lodo
Superficial
Pulgadas Metros Pulgadas ppg
Base Agua
17 ½ 402 13 3/8 9
Intermedia 12 ¼ 1802 9 5/8 9,8 Base Agua
Producción 8 ½ 2849 7 9,2 Base Agua
Liner 6 2220 - 3700 5 9,2 Base Agua
Fuente: YPFB ANDINA
9. Las pruebas de producción en las formaciones de interés resultaran
positivas debidos a los estudios previos realizados, de los cuales se espera
producir aproximadamente:
FORMACION SARA: 3 MMPCD Gas y 50 BblD Condensado
FORMACION YANTATA: 1,5 MMPCD Gas y 30 BblD Condensado
4.6. DISEÑO DEL SIDETRACK PROPUESTO AL POZO VBR-22A
Para la construcción de la ventana utilizaremos un casing (cañería 7.5/8), hasta los
3295,70 m se encuentra el tope de la cañería superior, a 3300,67 m el tope de la
ventana, a 3401,00 m el tope de la cuchara o cuña, a 3401,95 m el tope de
accionador de anclaje, a 3402,29 m el fondo de accionador de anclaje, a 3404,95 m

37
el fondo de la ventana, a 3707,00 m el tope del tapón, a 3808,50 m el fondo de la
junta de cañería superior.
Gráfico No 4.2. Esquema Propuesto de Sidetrack
Fuente: YPFB ANDINA

38
Gráfico No 4.3. Diseño Final del Sidetrack al Pozo VBR-22A
Para desviar la verticalidad del pozo y construir una nueva rama de drenaje hacia
un nuevo objetivo con el fin de obtener una nueva y mejor producción del Pozo VBR-
22A, se desarrolló el diseño final del Sidetrack a realizar con el Programa de Casing
5”, 15Lb/ft, N-80.

39
En cuanto a los riesgos o posibles problemas que se pueden presentar ya sea
antes, durante o después de la perforación del pozo.
En el presente caso se encontraron los siguientes posibles problemas:
ŽLa dificultad para lograr extraer el arreglo actual del pozo.
ŽPosibilidad de mala adherencia del cemento.
Ž Al momento de separarse del pozo de origen, se tendrán altos ángulos en el
sector de la Fm. Yantata, lo cual dificultaría las posteriores operaciones de
completación.
Ž El riesgo principal de esta opción de desvío es la de lograr perforar un total de
1480 metros con trépano de 6” atravesando zonas de diferentes presiones de
formación con problemas:
 De control del pozo, exponiendo al operador a riesgos indebidos y a
costos excesivos.
 Pérdida de circulación y costos superiores a los previstos.
 Problemas de estabilidad del agujero, pegas de tubería, daño de
formación, y corridas innecesarias de revestidores.
Obligando al perforador a bajar prematuramente el Casing Liner de 5 “sin
haber llegado al objetivo principal (Sara) de 3700m.
4.7. HERRAMIENTAS UTILIZADAS DURANTE LA PERFORACIÓN
4.7.1. CONJUNTO EMPACADO (HOLD)
Este conjunto de fondo está compuesto de tres o más estabilizadores, con el
primer estabilizador inmediatamente por encima del trépano, seguido por un Drill
Collar corto y de largo diámetro y un segundo estabilizador. El tercer estabilizador
está ubicado aun más arriba en los Drill Collar.

40
Acorde a esto, los Drill Collar están formados por tres zonas; estabilizadores
adicionales pueden ser colocados en cualquier zona para compensar las
tendencias a desviar el pozo por parte de las formaciones a penetrar, y de su
grado de perforabilidad.
FIGURA 4.4. Arreglos Empacados
Fuente: Routine Drilling Operations
4.7.2. TRÉPANO
 TREPANOS TRICÓNICOS
Los trépanos de conos están disponibles en cualquier tipo de diseño, estructura de
corte, y sistemas de boquillas. Este tipo de trépano perfora triturando la formación
y quebrando la roca, el trépano requiere de al peso WOB para hacer que la roca
falle.

41
Figura 4.5. Estructura De Corte
Fuente: Smith
Cuenta con tres conos cortadores que giran sobre su propio eje, y con tres
boquillas por donde sale el fluido de perforación.
4.7.3. MOTOR DE PERFORACIÓN
Los motores llamados Steerable o Dirigibles, tienen dos maneras de perforar,
el modo rotatorio y el modo de deslizante cuando no hay rotación desde la
superficie por parte de las sartas de perforación
Figura 4.6. Power Pack Steerable Motor
Fuente: Schlumberger

42
4.7.4. ESTABILIZADORES
La función de los estabilizadores en el arreglo de fondo es el de estabilizar el
trépano y los Drill Collars en el agujero ya sea si se va a perforar un pozo vertical o
direccional.
Cuando un arreglo de fondo está apropiadamente estabilizado se puede aplicar
un óptimo peso de perforación al trépano. Entonces el trépano será forzado a
rotar sobre su eje verdadero y a perforar manteniendo la dirección programada sin
cambios repentinos. Se utilizarán un número menor de trépanos, y la rata de
penetración o ROP aumentará. El estabilizador debe tener un área de superficie
adecuada en contacto con la pared del agujero para prevenir que este excave la
pared y pierda así su efectividad.
FIGURA 4.7. Estabilizador de Aletas FIGURA 4.8. Camisas

43
4.7.5. DRILL COLLARS
Son tubos de espesor de pared gruesa que se utilizan para proporcionar peso al
trépano y rigidez la sarta de perforación
Son el componente más predominante del BHA. Tanto los lisos como los de forma
en espiral se utilizan.
En áreas donde hay posibilidad de pega diferencial los DC en forma de espiral son
recomendados a fin de disminuir el área de exposición o contacto con la formación.
La selección de los Drill Collars se encuentra en función del diámetro del agujero y
del tipo de formación, ya sea blando o dura.
FIGURA 4.9. Drill Collar Estándar y Espiral

44
4.7.6. HEAVY WEIGHT DRILL PIPE (HWDP)
Esta tubería se fabrica con un mayor espesor de pared, es decir, tiene el mismo
diámetro externo que la tubería de perforación estándar pero un diámetro interno
más reducido, y con uniones especiales (Tool Joint) extra-largas con relación a
las tuberías de perforación normal.
Se usa entre la tubería de perforación estándar y los Drill Collars, para lograr una
transición menos agresiva en la sección medular de la sarta de perforación.14
FIGURA 4.12. HWDP Estándar y Espiral
4.7.7. TUBERÍAS DE PERFORACIÓN (DRILL PIPE)
La sarta de Perforación es la unión mecánica de la mecha de perforación en el
fondo con el sistema de rotación en la superficie.

45
Tiene como funciones:
 Trasmitir rotación al trépano de perforación.
 Ejerce un peso sobre el trépano.
 Guía y controla la trayectoria del trépano.
 Permite la circulación de fluidos.
4.8. RESUMEN DE EQUIPOS, MAQUINARIAS Y PERSONAL
4.8.1. EQUIPOS Y MAQUINARIAS
Tabla 4.1. Equipos y Maquinarias
Item Descripción Cantidad
1 Conjunto Empacado (Hold) 1
2 Trépanos Tricónicos 3
3 Motor de Perforación 1
4 Estabilizadores 1
5 Drill Collars 2
6 Heavy Weight Drill Pipe (HWDP) 1
7 Tuberías De Perforación (Drill Pipe) 1

46
4.8.2. PERSONAL
Tabla 4.1. Equipos y Maquinarias
Item Descripción Cantidad
1 Ing. En Perforación especializado en Sidetrack 1
2 Ing. en Petróleo y Gas Natural 2
3 Especialista en Cementación 1
4 Obreros 4
4.9. CONCLUSIONES
Durante la planificación del programa de perforación del Sidetrack se deben tomar
en cuenta los riesgos o posibles problemas que se pueden presentar ya sea antes,
durante o después de la perforación del pozo.
El pozo está diseñado para penetrar las formaciones Yantata y Sara. La profundidad
total anticipada será de 3700 M que proporcionará los medios necesarios para
correr cables de registros eléctricos para una evaluación de formación efectiva

47
CAPITULO V
5. ADMINSTRACION DEL PROYECTO
5.1. ADMINISTRACIÓN
La administración es un conjunto de conocimientos sistematizados (teórico-
práctico), cuya doctrina se sustenta en la transformación de los recursos en base a
la cooperación humana, además, es un mecanismo de proceso entre (pensar-
hacer-ser) y tiene una aplicación multidisciplinaria
 Determinar la organización del proyecto de Sidetrack del Pozo VBR – 22A.
 Determinar la empresa Financiadora del Proyecto.
 Determinar las áreas a cargo de la empresa financiadora.
 Determinar el grado de participación de la empresa.
5.3. YPFB ANDINA S.A.
YPFB Andina S.A. es una compañía creada en 1997 como Empresa Petrolera
Andina S.A. Es de propiedad mixta – estatal y privada, siendo el estado boliviano el
accionista mayoritario. Es el productor principal de gas, petróleo y gasolina del país.
5.4. EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN
Explorar y producir hidrocarburos de manera eficiente y rentable, creando valor en
un marco de responsabilidad social empresarial y respeto al medio ambiente

48
contribuyendo al fortalecimiento del sector y al desarrollo sustentable del país”, reza
la misión de YPFB Andina y es el mandato con el que sus personeros llevan
adelante sus diferentes operaciones.
YPFB Andina tiene derechos de exploración y explotación en 24 áreas petrolíferas
de las cerca de 50 áreas que actualmente están otorgadas en el país.
En 21 de las 24 áreas que detenta, casi todas ubicadas en el departamento de Santa
Cruz, tiene una participación del 100%, por lo que las opera directamente. (Ver
Cuadro).
Dos de las áreas que detenta, son los campos de gas natural más grandes del país:
San Alberto y San Antonio. Aunque ambos campos son operados por Petrobras,
YPFB Andina tiene una participación del 50% en la operación, frente al 35% de
Petrobras y 15% de Total. También tiene una participación del 20% en la operación
del Campo Monteagudo.

49
Figura 5.1. Organigrama de YPFB ANDINA

50
CAPITULO VI
6. INVERSION Y FINANCIAMIENTO
6.1. INTRODUCCIÓN
Inversión es un término económico que se refiere a la inversión de capital en un
proyecto o actividad empresarial con el fin de recuperarlo generando ganancias
mayores al monto invertido.
 Estimar las inversiones, analizando las fuentes de financiamiento para la
perforación del Sidetrack en el Pozo BR – 22 A del Campo Víbora en el
 Cuantificar las inversiones para la para la perforación del Sidetrack en el
Pozo BR – 22 A del Campo Víbora.
 Establecer las estructuras del Financiamiento, de acuerdo a las inversiones
necesarias para la perforación del Sidetrack en el Pozo VBR – 22 A.
6.3. INVERSIONES
En las tablas siguientes, se muestran la inversión total de las maquinarias y equipos
que serán utilizados en el proceso durante la perforación del Sidetrack en el Pozo
VBR – 22 A, los cuales tienen incluidos todos los accesorios complementarios.

51
El acondicionamiento de la planchada del pozo VBR-22A, Se iniciara con el
acondicionamiento del terreno y la planchada con una dimensión de 110 metros de
ancho por 140 metros de largo
Tabla Nº6.1.
Acondicionamiento de la Planchada en USD
No Acondicionamiento Cantidad Unidad Costo
Costo
Total
1 Acondicionamiento De La Planchada 15.400 Metros2 12,99 200.000,00
Total 200.000,00
El Pozo VBR-22 será acondicionado para la realización de un Sidetrack logrando
de esta manera obtener la producción deseada, alcanzando los topes en las
formaciones Sara y Yantata.
Tabla Nº6.1.
Acondicionamiento del Pozo en USD
No Acondicionamiento De Pozo Cantidad Unidad Costo
Costo
Total
1 Ahogar El Pozo 1 Servicio 18.000,00 18.000,00
2 Apartar Arbolito Y Colocar Bop´S 1 Servicio 140.000,00 140.000,00
3 Recuperar Arreglo Actual 1 Servicio 100.000,00 100.000,00
4
Aislar Niveles Inferiores Con Tapón
Mecánico
1 Servicio 100.000,00 100.000,00
5
Preparar Pozo Antes De Abrir
Ventana
1 Servicio 50.000,00 50.000,00
6 Abrir Ventana En Cañería De 7" 1 Servicio 89.500,00 89.500,00
Total 497.500,00

52
Posterior a ello se procederá al alquiler de equipos especializados para iniciar con
la perforación de acuerdo al diseño establecido en el Capítulo IV.
Tabla Nº6.2.
Carguío de Equipos en USD
No Carguío De Equipo Cantidad Unidad Costo Costo Total
1 Cargo Equipo Slickline En Operación 1 Servicio 6.890,00 48.600,00
3 Cargo Personal Slickline En Operación 1 Servicio 1.600,00 11.200,00
Total 59.800,00
Tabla Nº6.3.
Alquiler de Equipos en USD
No Alquiler De Equipos Cantidad Unidad Costo
Costo
Total
1 Alquiler De Repetidora Exclusiva 2 Servicio 2.000,00 4.000,00
2 Alquiler E Inspección Scrapper 2 Servicio 31.480,00 62.960,00
3 Alquiler De Herramientas Global Servicio 13.642,00 13.642,00
4 Alquiler De Bandeja Hidráulica 4 Servicio 31.000,00 124.000,00
Total 204.602,00
En la tabla siguiente se muestran los totales de equipos y herramientas y servicios
necesarios para la completación del pozo VBR-22, para luego empezar con la
producción de los reservorios.

53
Tabla Nº6.4.
Sidetrack en USD
No Sidetrack Cantidad Unidad Costo
Costo
Total
1 Side Track Plug # -3- 1 2 Unidad 134.844,00 269.688,00
2 Stand By Monthly 2 Equipo 50.530,00 101.060,00
3 Servicio De Mantenimiento 2 Servicio 8.100,00 16.200,00
4 6" Liner Cementing Job 2 Equipo 138.201,00 276.402,00
5 Trepanos 5 Equipo 32.296,00 161.480,00
6 Corrida De Retenedor 5 Servicio 3.580,00 17.900,00
7 Motor De Perforación 1 Unidad 16.200,00 16.200,00
8 Estabilizadores 1 Unidad 74.200,00 74.200,00
9 Drill Collars 2 Unidad 12.200,00 24.400,00
10 Heavy Weight Drill Pipe (Hwdp) 1 Unidad 17.900,00 17.900,00
11 Tuberías De Perforación 1 Unidad 16.200,00 16.200,00
Total 991.630,00
El fluido de perforación es un líquido o gas que circula a través de la sarta
de perforación hasta a la barrena y regresa a la superficie por el espacio anular.
Hasta la fecha un pozo de gas o aceite no se puede perforar sin este concepto
básico de fluido circulante.
Tabla Nº6.5.
Fluidos de Perforación en USD
No Fluidos De Perforación Cantidad Unidad Costo Costo Total
1 Fluidos De Perforación 8 Mil Litros 38.900,00 311.200,00
2 Servicio De Ingeniería 1 Servicio 403.648,00 403.648,00
Total 714.848,00

54
6.4. INVERSIÓN DIFERIDA
Estas inversiones se realizan en bienes y servicio intangibles que son
indispensables del proyecto o empresa, pero no intervienen directamente en la
producción. Por ser intangibles, a diferencia de las inversiones fijas, están sujetas a
amortización y se recuperan a largo plazo
Tabla Nº6.6.
Inversión Diferida en USD
No Inversión Diferida Costo Costo Total
1 Estudio De Pre-Factibilidad 13.979,00 13.979,00
2 Gastos De Organización 1.500,00 1.500,00
Total 15.479,00
6.5. OTRAS INVERSIONES
A continuación, se detalla el personal necesario para realizar la intervención al Pozo:
Tabla Nº 6.7.
Mano de Obra en USD
No Mano De Obra Cantidad Tiempo Costo
Costo
Total
1
Ing. En Perforación
Especializado En Sidetrack
2
2 Meses 3.500 14.000
2 Ing. En Petróleo Y Gas Natural 2 2 Meses 3.000 12.000
3 Especialista En Cementación 2 2 Meses 3.000 12.000
4 Ing. Geólogo 1 2 Meses 3.000 6.000
5 Ing. Químico 1 2 Meses 3.000 6.000
6 Ing. Procesos 1 2 Meses 3.000 6.000
4 Obreros 4 2 Meses 1.000 8.000
Total Mano De Obra 13 64.000

55
Tabla Nº 6.7.
Otras Inversiones en USD
No Otras Inversiones Cantidad Tiempo Costo Costo Total
1 Catering En Pozo 13 2 Meses 39.000,00 78.000,00
4 Servicio Direccional 1 2 Meses 183.313,00 183.313,00
5 Control Geológico 1 2 Meses 7.500,00 7.500,00
6 Servicios Generales 1 2 Meses 5.720,00 5.720,00
7 Mano De Obra 13 2 Meses 64.000,00 64.000,00
8 Otros Gastos Global 2 Meses 5.000,00 5.000,00
Total Inversión 343.533,00
En la anterior tabla se muestra otras inversiones necesarias para lleva a cabo la
perforación del sidetrack al Pozo VBR-22, logrando de esta manera en un lapso de
2 meses culminar la perforación a una profundidad de 3.700 m.
Tabla Nº6.8.
Inversión Total en USD
No Inversión Total
1 Inversiones 2.668.380,00
2 Inversión Diferida 15.479,00
3 Capital De Trabajo 343.533,00
Total Inversión 3.027.392,00
La inversión total del proyecto asciende a 3.027.392,00 de acuerdo a la tabla
No 6.8. de acuerdo a lo establecido en el Capítulo V el ente ejecutor es YPFB
ANDINA.

56
6.6. FINANCIAMIENTO
En la siguiente tabla se detalla la estructura de las inversiones durante la etapa de
perforación del Sidetrack y durante el proceso de completación del Pozo VBR – 22
A, el cual estará constituido de la siguiente manera:
El financiamiento del proyecto será realizado por la empresa Y.P.F.B. ANDINA con
un 100% del aporte de la misma.
Tabla Nº 6.9.
Estructura Del Financiamiento en USD
EMPRESAS APORTE PORCENTAJES
YPFB ANDINA 3.027.392,00 100%
6.7. CONCLUSIONES
La empresa a cargo del Campo Víbora será la encargada de ejecutar el proyecto de
perforación de un Sidetrack al Pozo VBR-22, con una inversión de 3.027.392 USD,
se logrará producir gas y petróleo para ser comercializado en el mercado interno.

57
CAPITULO VII
7. INGRESOS Y COSTOS
7.1. INTRODUCCIÓN
Son todos aquellos recursos que obtienen los individuos, sociedades o gobiernos
por el uso de riqueza, trabajo humano, o cualquier otro motivo que incremente su
patrimonio.
 Estimar los ingresos y costos adicionales que se generarían con la
perforación del Sidetrack en el Pozo VBR – 22A, incrementando así la
productividad en el Campo Víbora.
 Cuantificar los ingresos pertenecientes al incremento de la producción del
Pozo VBR – 22 A del Campo Víbora en el Departamento de Santa Cruz
 Estimar los costos del proyecto después de la perforación del Sidetrack en el
Pozo VBR – 22 A.
7.3. INGRESOS ANUALES PROYECTADOS
El presupuesto de los ingresos se determina en función del volumen producido por
año por Sara y Yantata y, el precio unitario de venta del gas natural y del
condensado a la fecha del análisis, dándonos el siguiente resultado:

58
Tabla No 7.1. Precios del Gas y del Petróleo
Detalle Precios en USD
Gas Natural 1.04906 $us/MM BTU
Petróleo 27,11 $us/BBL
Fuente: Decreto Supremo No 2830
Que en cumplimiento a las disposiciones de la Ley No 767 y del Decreto Supremo
No 2830, correspondiente a la aprobación mediante resolución administrativa los
precios de comercialización anteriormente mencionados para el mercado interno.
Tabla Nº 7.1.
Distribución de la Producción (Gas) en MmscfA
AÑO
Producción
de Gas
IDH Regalías TGN
Producción
Total
MMscfA 32% 12% 6% 50%
2019 1.643 3.680.320 1.380.120 690.060 5.750.500
2020 1.593 3.568.320 1.338.120 669.060 5.575.500
2021 1.545 3.460.800 1.297.800 648.900 5.407.500
2022 1.499 3.357.760 1.259.160 629.580 5.246.500
2023 1.454 3.256.960 1.221.360 610.680 5.089.000
2024 1.410 3.158.400 1.184.400 592.200 4.935.000
2025 1.368 3.064.320 1.149.120 574.560 4.788.000
2026 1.327 2.972.480 1.114.680 557.340 4.644.500
2027 1.287 2.882.880 1.081.080 540.540 4.504.500
2028 1.249 2.797.760 1.049.160 524.580 4.371.500
2029 1.211 2.712.640 1.017.240 508.620 4.238.500

59
En la ley No 3058, articulo 52 Regalías y participaciones establece lo siguiente:
1. Una Regalía Departamental, equivalente al once por ciento (11%) de la
Producción Departamental Fiscalizada de Hidrocarburos, en beneficio del
Departamento donde se origina la producción.
2. Una Regalía Nacional Compensatoria del uno por ciento (1%) de la
Producción Nacional Fiscalizada de los Hidrocarburos, pagadera a los
Departamentos de Beni (2/3) y Pando (1/3), de conformidad a lo dispuesto
en la Ley Nº 981, de 7 de marzo de 1988.
3. Una participación del seis por ciento (6%) de la Producción Nacional
Fiscalizada en favor del Tesoro General de la Nación (TGN).
Y por último en el Artículo 53º Creación Del Impuesto Directo A Los Hidrocarburos
– IDH establece lo siguiente:
La Alícuota del IDH es del treinta y dos por ciento (32%) del total de la producción
de hidrocarburos medida en el punto de fiscalización, que se aplica de manera
directa no progresiva sobre el cien por ciento (100%) de los volúmenes de
hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización, en su primera etapa de
comercialización.
Basándonos en las reglamentaciones establecidas se procedió a la distribución de
la producción de gas y petróleo de acuerdo a los volúmenes que serán producidos
por el Pozo VBR-22A. De esta manera se lograra beneficiar a la población en
general a través de los impuestos establecidos por la ley anteriormente mencionada.

60
Tabla Nº 7.1.
Distribución de la Producción (Petróleo) en Barriles
AÑO
Producción
de Petróleo
IDH Regalías TGN
Producción
Total
BBL 32% 12% 6% 50%
2019 29.200
9.344
3.504 1.752 14.600
2020 28.324
9.064
3.399 1.699 14.162
2021 27.474
8.792
3.297 1.648 13.737
2022 26.650
8.528
3.198 1.599 13.325
2023 25.851
8.272
3.102 1.551 12.926
2024 25.075
8.024
3.009 1.505 12.538
2025 24.323
7.783
2.919 1.459 12.162
2026 23.593
7.550
2.831 1.416 11.797
2027 22.885
7.323
2.746 1.373 11.443
2028 22.199
7.104
2.664 1.332 11.100
2029 21.533
6.891
2.584 1.292 10.767
Posterior a la distribución de la producción de gas y petróleo del Pozo VBR-22ª, se
realiza los cálculos para establecer los ingresos que tendrá el proyecto durante el
periodo de evaluación de 10 años a partir del primer año de producción del mismo.
De acuerdo a ello se estable los ingresos mediante la venta de los hidrocarburos a
precios vigentes en el mercado interno.

61
Tabla Nº 7.1.
Ingresos Anuales de Gas en USD
AÑO Producción de
Gas
Precio TOTAL
MMscfA USD USD
2019 5.750.500 1,04906 6.032.620
2020 5.575.500 1,04906 5.849.034
2021 5.407.500 1,04906 5.672.792
2022 5.246.500 1,04906 5.503.893
2023 5.089.000 1,04906 5.338.666
2024 4.935.000 1,04906 5.177.111
2025 4.788.000 1,04906 5.022.899
2026 4.644.500 1,04906 4.872.359
2027 4.504.500 1,04906 4.725.491
2028 4.371.500 1,04906 4.585.966
2029 4.238.500 1,04906 4.446.441
Tabla Nº 7.2.
Ingresos Anuales De Petróleo en USD
AÑO
Producción de
Petróleo
Precio del
Barril
TOTAL
BBL USD USD
2019 14.600 27,11 395.806
2020 14.162 27,11 383.932
2021 13.737 27,11 372.410
2022 13.325 27,11 361.241
2023 12.926 27,11 350.410
2024 12.538 27,11 339.892
2025 12.162 27,11 329.698
2026 11.797 27,11 319.803
2027 11.443 27,11 310.206
2028 11.100 27,11 300.907
2029 10.767 27,11 291.880

62
Tabla Nº 7.3. Ingresos Anuales en USD
AÑO TOTAL
INGRESO
2019 6.428.425,53
2020 6.232.965,85
2021 6.045.202,02
2022 5.865.134,04
2023 5.689.076,65
2024 5.517.002,73
2025 5.352.597,55
2026 5.192.162,29
2027 5.035.696,95
2028 4.886.873,24
2029 4.738.320,63
Los ingresos totales se obtienen por la venta del Gas Natural y del Petróleo que
serán extraídos de los reservorios yantata y sara del Campo Víbora. La vida útil del
pozo VBR – 22 A es de 30 años, los cuales tendrán una producción de alta los
primeros años luego ira declinando debido al agotamiento de la energía propia de
los reservorios.

63
7.4. Costos
Por lo tanto los costos de producción del Gas y del Petróleo serán de la siguiente
manera:
 Servicios De Terceros: mediante la contratación de empresas terciarizadas
se lograr realizar mantenimiento al Pozo VBR-22, mantenimiento de equipos,
servicios de baleos y choques de producción, servicios de estimulación para
lograr alcanzar la producción deseada.
 Materiales e Insumos: se contemplan los materiales e insumos a ser
necesarios para el normal funcionamiento del Pozo VBR-22.
 Gastos De Seguridad, Salud y Medio Ambiente: Es obligatorio que las
empresas cumplan con las normas en cuanto a SSOMA (Seguridad y Salud
Ocupacional y Medio Ambiente). Deberán implementar un SSOMA
(Seguridad y Salud Ocupacional y Medio Ambiente) de una manera
adecuada y teniendo en cuenta la mejora continua mediante talleres de
capacitación al personal encargado del Pozo.
 Transporte De Hidrocarburos: es el transporte de hidrocarburos realizado por
medio de ductos para transportar, cargas y despachar hacia las plantas u
otras instalaciones de compresión, acondicionamiento y tratamiento de los
mismos.
 Depreciación: se refiere a una disminución periódica del valor de un bien
material o inmaterial. Esta depreciación puede derivarse de tres razones
principales: el desgaste debido al uso, el paso del tiempo y la vejez, como es
el caso de los equipos instalados en el Pozo.
 Inv. Diferida: Estas inversiones se realizan en bienes y servicio intangibles
que son están sujetas a amortización y se recuperan a largo plazo.

64
Tabla Nº 7.4.
Costos Anuales en USD
Concepto Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10
Costos
Operativos
Directos 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109
Servicios De
Terceros 165.000 165.000 165.000 165.000 165.000 165.000 165.000 165.000 165.000 165.000
Materiales E
Insumos 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000
Gastos De
Seguridad,
Salud Y Medio
Ambiente 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000
Transporte De
Hidrocarburos 900.000 900.000 900.000 900.000 900.000 900.000 900.000 900.000 900.000 900.000
Depreciación 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109
Costos
Operativos
Indirectos 60.479 60.479 60.479 60.479 60.479 60.479 60.479 60.479 60.479 60.479
Control De
Producción 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000
Inv. Diferida 15.479 15.479 15.479 15.479 15.479 15.479 15.479 15.479 15.479 15.479
Total Costos 1.310.630 1.310.630 1.310.630 1.310.630 1.310.630 1.310.630 1.310.630 1.310.630 1.310.630 1.310.630

65
Tabla Nº 7.5. Flujo de Caja Económico en USD
N° DETALLE
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1
Ingresos Efectivos 6.428.426 6.232.966 6.045.202 5.865.134 5.689.077 5.517.003 5.352.598 5.192.162 5.035.697 4.886.873
Ingresos Por Venta 6.428.426 6.232.966 6.045.202 5.865.134 5.689.077 5.517.003 5.352.598 5.192.162 5.035.697 4.886.873
Valor Residual 330.543
Otros Ingresos
2
Egresos Efectivos 3.210.438 3.155.709 3.103.136 3.052.717 3.003.420 2.955.240 2.909.206 2.864.284 2.820.474 2.778.804
Inversión Fija 2.668.380
Inversión Diferida 15.479
Capital De Trabajo 343.533
Costos Directos 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109 1.371.109
Servicios De Terceros 165.000 165.000 165.000 165.000 165.000 165.000 165.000 165.000 165.000 165.000
Materiales E Insumos 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000
Gastos De Seguridad 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000
Transporte De Hidrocarburos 900.000 900.000 900.000 900.000 900.000 900.000 900.000 900.000 900.000 900.000
Depreciación 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109
Costos Indirectos 105.479 105.479 105.479 105.479 105.479 105.479 105.479 105.479 105.479 105.479
Control De Producción 60.479 60.479 60.479 60.479 60.479 60.479 60.479 60.479 60.479 60.479
Inv. Diferida 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000 45.000
Impuestos Nacionales 1.799.959 1.745.230 1.692.657 1.642.238 1.592.941 1.544.761 1.498.727 1.453.805 1.409.995 1.368.325
Depreciación 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109 66.109
3 Flujo De Caja Económico -3.027.392 3.217.987 3.077.256 2.942.066 2.812.418 2.685.656 2.561.763 2.443.391 2.327.878 2.215.223 2.108.070

66
CAPITULO VIII
8. EVALUACION ECONOMICA - FINANCIERA
8.1. INTRODUCCIÓN
La evaluación económica es una manera de medir y comparar los diversos
beneficios de los recursos empleados, y puede constituir un instrumento
poderoso para ayudar a utilizarlos y comparar su rentabilidad.
 Realizar la evaluación económica, financiera para la perforación del
Sidetrack en el Pozo VBR – 22 A del Campo Víbora en el Departamento
de Santa Cruz.
 Realizar la evaluación económica y financiera que se obtendrán mediante
la perforación del Sidetrack en el Pozo VBR – 22 A con un horizonte de
10 años de evaluación.
 Determinar el VAN y el TIR del proyecto de perforación del Sidetrack en
el Pozo VBR – 22 A, durante el periodo de evaluación.
8.3. INDICADORES
Los indicadores utilizados para medir la rentabilidad económica son el Periodo
de Recuperación de la Inversión (PRI), el Valor Actual Neto (VAN), la Tasa
Interna de Retorno (TIR).

67
8.3.1. VALOR ACTUAL NETO (VAN)
El valor actual neto tiene en cuenta de manera explícita el valor temporal del
dinero. Es el valor presente de los beneficios netos que genera un proyecto a lo
largo de su vital útil, descontados a la tasa de interés que refleja el costo de
oportunidad que para el inversionista tiene el capital que se invertirá en el
proyecto.
El criterio de decisión cuando se utiliza el VAN es:
 Si El Van es Mayor A Cero, Se Acepta el Proyecto
 Si El Van es Menor A Cero, Se Rechaza el Proyecto
Tabla Nº 8.1.
Determinación del VAN
VAN 2.819.449 USD
TIR 102%
TASA 50%
El Valor Actual Neto que se obtiene en este proyecto es de 2.819.449 USD,
utilizando este método de decisión, se debe aceptar este proyecto.

68
8.3.2. TASA INTERNA DE RENDIMIENTO (TIR)
La tasa interna de rendimiento se define como la tasa de descuento que iguala
el valor actual neto de las entradas de efectivo con la inversión inicial relacionada
con el proyecto.
El criterio de decisión es:
 Si la TIR es Mayor que el Costo de Capital, Se Acepta el Proyecto.
 Si la TIR es Menor que el Costo de Capital, Rechace el Proyecto.
El costo de capital es de 50%, entonces tenemos la TIR mayor que el costo de
capital, por lo que el proyecto se debe aceptar.
Tabla Nº 8.2
Determinación del TIR
VAN 2.819.449 USD
TIR 102%
TASA 50%
8.4. CONCLUSIONES
Mediante los indicadores económicos se establece un VAN de 2.819.449 USD
y una TIR de 102% los cuales nos permiten aceptar el proyecto por ser rentable
desde sus primeros años de evaluación.

69
CAPITULO IX
9. EVALUACION AMBIENTAL
Para la disposición y manejo de lodos o fluidos de perforación se encuentra
normado por el reglamento ambiental para el sector hidrocarburos RASH en el
TITULO II CAP III DE LA PERFORACION TERMINACION E INTERVENCION
- Articulo 47 Disponer adecuadamente los desechos y lodos de perforación de
las fosas, de manera que no se constituyan en riesgos para la salud pública y el
medio ambiente. Asimismo, procederá al almacenaje de los fluidos degradados
o nocivos y/o desechos sólidos resultantes de las operaciones de perforación c)
Qué pasos que hay seguir para la disposición de fluidos de terminación,
intervención y pruebas de terminación de pozos. Para la disposición de fluidos
de terminación, intervención y pruebas de Terminación del pozo, la Responsable
debe:
1) Construir una fosa o instalar un tanque con capacidad suficiente para
aislar los volúmenes de fluidos de terminación o intervención de la fosa
de lodos de perforación. Al finalizar el programa de perforación, el líquido
almacenado deberá ser dispuesto mediante el uso de un método
aprobado en La DIA o DAA.
2) Ubicar y construir la fosa de quema previo análisis del rumbo de los
vientos predominantes, para Reducir los eventuales riesgos de incendio.
Dicha fosa deberá ser ubicada a una distancia mínima de 50 metros de la
boca de pozo.
3) Enviar el fluido producido a la línea de flujo y luego a la instalación de
producción del Campo Víbora.

70
Artículos 124 y 125 Art. 124.- En caso de que se presentara un derrame de fluido
de perforación el procedimiento es el siguiente, establecido por el Reglamento
ambiental para el sector hidrocarburífero (RASH)
a) Establece que todos los derrames de hidrocarburos, agua salada o
químicos fuera del sitio o dentro del sitio cuyos volúmenes sean superior
a 2 metros cúbicos, deben ser inmediatamente comunicados a la
Organización sectorial Competente de la secretaria nacional de energía
(OSC)
Art. 125.- En la eventualidad de producirse un derrame, la responsable en un
plazo no mayor a los 10 días hábiles siguiente a este, deberá efectuar la
comunicación al O SC, presentando en forma escrita la siguiente información: a)
Hora y fecha en que ocurrió el derrame.
a) Descripción de las principales circunstancias del derrame.
b) Argumentación detallada de los procedimientos de operación y
recuperación de derrames utilizados.
c) Exposición de los procedimientos a ejecutarse para prevenir en el futuro
derrames similares.
d) Descripción del programa propuesto para la rehabilitación del sitio. El
tiempo límite es de 10 días hábiles como máximo. Lo primero que haría si
el derrame supera la membrana protectora es recoger el derrame y raspar
el sitio donde se derramo para luego llevar a un landfarming para hacerle
biorremediación.
e) En cuestiones de seguridad el pozo contará con un HSE el cual
supervisará que todo el personal utilice el adecuado EPP (Equipo de
protección personal) y los capacite periódicamente en temas de medio
ambiente seguridad y salud ocupacional.

71
CAPITULO X
10. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
10.1. CONCLUSIONES
Mediante el estudio para la aplicación de la técnica del Sidetrack en el pozo
VBR – 22A a diferentes profundidades y diámetros de agujeros, se llegó a la
conclusión de que el Sidetrack es viable técnicamente pero que existen muchos
riesgos internos asociados a dicha aplicación.
Se concluye que, en campos maduros, perforar un Sidetrack en un pozo
existente es a menudo más rentable que perforar un pozo nuevo, pero no así en
todos los casos.
Seleccionada la alternativa de la Tecnología del Sidetrack en el Pozo VBR – 22
A, que implica una inversión de 3.027.392,00 USD; se ha determinado que el
proyecto es altamente rentable para la empresa y tiene un acelerado periodo de
recuperación del capital siendo, por lo tanto, viable económicamente.
10.2. RECOMENDACIONES
Se recomienda realizar la perforación por el alto potencial hidrocarburífero que
se tiene en la zona.
En definitiva, se recomienda la ejecución del proyecto propuesto, por su
viabilidad técnica y económica.

PERFORACION DEL PoZO VBR PARA IMPRIMIR - INDICE.docx

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (20)

Similar a PERFORACION DEL PoZO VBR PARA IMPRIMIR - INDICE.docx

Similar a PERFORACION DEL PoZO VBR PARA IMPRIMIR - INDICE.docx (20)

Más de LuisFernandoUriona

Más de LuisFernandoUriona (20)

Último

Último (20)

PERFORACION DEL PoZO VBR PARA IMPRIMIR - INDICE.docx