Desarrollo para la perforación y producción del campo PPL14

Abstract

RESUMEN: El Campo PPL14-1 documenta actividades físicas de reparaciones mayores con y sin equipo, El Campo PPL14-2 contempla reparaciones mayores y desarrollo de recursos en el mismo campo Noreste mediante la perforación de pozos de desarrollo y reparaciones mayores para alcanzar una producción acumulada de 77.6 mmb y 115.0 mmmpc, a través de dos campañas de perforación. El primer proyecto de perforación en el Campo PPL14-2 Noreste se perforaran 14 pozos de los cuales doce servirán para la delimitación del campo (el cual continua siendo evaluado ya que actualmente existen cuatro pozos perforados), dos pozos serán perforados para la ejecución del proyecto piloto de inyección de agua (recuperación secundaria), donde los pozos de desarrollo (delimitadores) fungirán como pozos de observación de los cuales se monitoreara la información necesaria que ayude a determinar la factibilidad del proyecto para posteriormente implementar de forma masiva el proceso de inyección, recuperación secundaria y mejorada. El segundo proyecto visualiza el desarrollo de ingeniería a detalle para la construcción del denominado “Complejo PPL14-2 Noreste” la ingeniería se debe actualizar una vez que la información de los pozos delimitadores a sido evaluada, y las seis incertidumbres: 1. Reducir el rango de incertidumbre y confirmar la base de recursos y propiedades del yacimiento asociadas a fin de definir los requerimientos en instalaciones futuras. 2. Confirmar la viabilidad de la inyección de agua y en esquema de inyección propuesto con objeto de aumentar las reservas de manera económica y definir los parámetros clave para el diseño de instalaciones futuras. 3. Asegurar arreglos legales para el uso y ocupación superficial, a largo plazo, tanto para las instalaciones nuevas y las existentes, de modo que las operaciones se puedan llevar a cabo conforme a los estándares corporativos y de conformidad con los requisitos de pago de regalías a los propietarios estipulado en la Reforma Energética. 4. Obtener los permisos y aprobaciones requeridos para las fases de inversión futuras. 5. Asegurar los acuerdos comerciales para la extracción y transporte de petróleo y gas a largo plazo, de acuerdo con la vigencia del Contrato de Extracción. 6. Confirmar acuerdos comerciales para el uso y mantenimiento de las instalaciones (Baterías) a largo plazo, de acuerdo con la vigencia del Contrato de Extracción. En resumen se contempla como actividad física la perforación de 28 pozos, de los cuales 12 pozos son delimitadores, 14 pozos de desarrollo, un pozo inyector, un pozo fuente y 132 reparaciones mayores, proyectando una inversión de desarrollo (perforaciones, prueba piloto y reparaciones mayores) de 167 mmUSD, una inversión en integridad, construcción de instalaciones de 376 mmUSD, gastos de operación de 1048 mmUSD, una inversión de costo de abandono de 88 mmUSD, estos gastos son hasta alcanzar el límite económico de los yacimientos. ABSTRACT: Field PPL14-1 documents physical activities of major repairs with and without equipment, Field PPL14-2 contemplates major repairs in Field PPL14-2 and resource development in Field PPL14-2 Northeast by drilling development and repair wells older to reach a cumulative production of 77.6 mmb and 115.0 mmmpc, through two drilling campaigns. The first drilling proyect in the PPL14-2 Northeast Field will drill 14 wells of which twelve will be used for the delimitation of the field (which continues to be evaluated since there are currently four drilled wells), two wells will be drilled for the execution of the project water injection pilot (secondary recovery), where development wells (delimiters) will function as observation wells from which the necessary information will be monitored to help determine the feasibility of the project and then massively implement the injection process. Secondary and improved recovery. The second proyect will continue with the development of detailed engineering for the construction of the so-called "Northeast PPL14-2 Complex" the engineering will be updated as soon as the information of the delimiter wells has been evaluated, and the six uncertainties: 1. Reduce the range of uncertainty and confirm the resource base and associated reservoir properties to define the requirements of future facilities. 2. Confirm the feasibility of water injection and the proposed injection scheme to increase reserves economically and define the key parameters for design future facilities. 3. Ensure legal arrangements for long-term use and surface occupation, both for new and existing facilities, so that operations can be carried out in accordance with corporate standards and in accordance with royalty payment requirements to the owners stipulated in the Energy Reform. 4. Obtain the permits and approvals required for future investment phases. 5. Ensure commercial agreements for the long-term extraction and oil and gas transportation, in accordance with the validity of the Extraction Contract. 6. Confirm commercial agreements for the use and maintenance of long-term facilities (Batteries), in accordance with the validity of the Extraction Contract; In summary, it is considered as physical activity the drilling of 28 wells, of which there are 12 delimiting wells, 14 development wells, an injector well and a source well and 132 major repairs, projecting a development investment (drilling, pilot test and major repairs ) of 167 mmUSD, an investment in integrity and construction of facilities of 376 mmUSD and operating expenses of 1048 mmUSD and an investment of abandonment costs of 88 mmUSD, these expenses are until reaching the economic limit of the deposits.