Petroleos

INCREMENTO DE PRODUCCIÓN Y DESARROLLO INTEGRAL DEL CAMPO SACHA

UBICACIÓN

CAMPO SACHA
Ecuador

ANTECEDENTES
ALIANZA ESTRATÉGICA PETROECUADOR – PDVSA 29 JUN 2006 ACUERDO DE COOPERACIÓN ENERGÉTICA MMYP – MPPEP 17 ABR 2007 MEMORANDO DE ENTENDIMIENTO PARA EL CAMPO SACHA PETROECUADOR – PDVSA 9 AGO 2007

CONSTITUCIÓN
PETROECUADOR 70%
OPERACIONES RÍO NAPO EMPRESA DE ECONOMÍA MIXTAConstitución 25 AGO 2008

PDVSA 30%

Desarrollo de las actividades en todas o cualquiera de las Fases de la industria petrolera, orientadas a la óptima utilización de hidrocarburos que pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado.

CONTRATO
3 de septiembre 2009 Suscripción de Contrato con PETROPRODUCCIÓN: “Contrato de Servicios Específicos para la Administración, Incrementode Producción, Desarrollo, Optimización, Mejoramiento Integral y Explotación del Campo Sacha entre la Empresa Estatal de Exploración y Producción de Petróleos del Ecuador (PETROPRODUCCIÓN) y Operaciones Río Napo Compañía de Economía Mixta.” 3 de noviembre del 2009 Toma de operaciones del Campo Sacha

ESTRATEGIA

Incrementar la producción del Campo Sacha, mediante estudios que permitanreevaluar el potencial de los yacimientos, incrementar reservas, incorporar tecnologías de recuperación mejorada, optimizando los procesos, modernizando la infraestructura, con personal técnico capacitado, que propicie una eficiente utilización de recursos.

ECONOMIA

MBPPD

50

PROD. INCREMENTAL TARIFA: Amortización inversiones, costo, impuestos, utilidad

CURVA BASE Costo operativo porbarril

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

PAGO POR CURVA BASE Costo de operación de Curva Base: 5,41 USD/BL PAGO POR PRODUCCIÓN INCREMENTAL
TARIFA (USD/BL) 2009 5,57 5,71 1,21 0,91 13,41 2010-2011 5,57 5,71 1,28 2,87 15,43 AÑOS 2012-2013 5,57 5,71 1,35 2,80 15,43 2014-2015 2016-2017 2018-2019 5,57 5,57 5,57 5,71 5,71 5,71 1,42 1,48 1,55 2,812,39 1,73 15,51 15,15 14,56

AMORTIZACION INVERSIONES COSTOS Y GASTOS IMPUESTOS TASA POR LOS SERVICIOS TARIFA TOTAL

INVERSIONES Y COSTOS

INVERSIONES PARA PROD. INCREMENTAL COSTOS Y GASTOS DE LA PROD. INCREMENTAL TOTAL PETROECUADOR 70% PDVSA 30%

USD. 621,00 637,31 1.258,31 880,82 377,49

INDICADORES
Reservas Certificadas Producción Pico (2014) Pozos a Perforar Valor del Proyecto VAN(ORN CEM) TIR (ORN CEM) 450 MM BN 70.000 BPPD 76 Pozos $ 1.258,31 MM $ 60.81 MM 15%

PRODUCCIÓN HISTÓRICA

PRODUCCIÓN ESTIMADA

PRODUCCIÓN ACTUAL
CAMPO SACHA Promedio de Producción Fiscalizada Real / Curva Base Enero / 2009 – Diciembre / 2010 (Miles de barriles por día)
61,0 59,0
MILES DE BARRILES DIA

57,0 55,0 53,0 51,0 49,0 47,0 45,0

RIO NAPO

ene-09 feb-09 mar-09 abr-09 may-09jun-09 jul-09 ago-09 sep-09 oct-09 nov-09 dic-09 ene-10 feb-10 mar-10 abr-10 may-10 jun-10 jul-10 ago-10 sep-10 oct-10 nov-10 dic-10 48,1 47,9 47,2 49,5 50,5 49,5 48,6 48,3 49,5 50,15 49,90 49,14 51,61 52,01 52,14 51,39 51,5 50,02 51,2

REAL 48,3 BASE

51,59 51,86 51,68 51,50 51,33 51,15 50,97 50,79 50,62 50,44 50,26 50,09 49,91 49,74

ASPECTOS TÉCNICOS
OPTIMIZACIÓN DE MODELOS GEOLÓGICO YDE RESERVORIOS Que permitan con mayor confiabilidad, evaluar y cuantificar el potencial adicional de reservas en áreas de extensión no perforadas, e incrementar el factor de recobro de los yacimientos Hollín, Napo y Basal Tena, mediante la aplicación de proyectos de inyección de agua por arreglo, perforación horizontal, optimización de ubicación y número de pozos de desarrollo y avanzada,optimización de levantamiento artificial y evaluación del petróleo atrapado (bypassed oil).

PERFORACIÓN 64 pozos direccionales 12 pozos verticales MODERNIZACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA Planta de generación eléctrica Tanques de almacenamiento Separadores de producción Separadores electrostáticos Plantas de tratamiento de agua de formación, tanques y estaciones de bombeo Optimización de líneas de flujo...