Modelaje de Evaluación de Planes

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DECANATO DE POSTGRADO 
 DIRECCIÓN DE POSTGRADO DEL ÁREA DE ESTUDIOS 
 GERENCIALES, ECONÓMICOS Y SOCIALES 
 MAESTRÍA EN ADMINISTRACIÓN MENCIÓN GERENCIA DE EMPRESAS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MODELAJE DEL PROCESO DE EVALUACIÓN DE PLANES DE 
DESARROLLO DE UN CAMPO PETROLERO COMO HERRAMIENTA PARA 
TOMA DE DECISIONES. 
 
 
 
 
 
 
 
Yoel Antonio Vivas Pérez 
Tutor Académico: Mercedes Ortiz 
 
Puerto La Cruz, 23 de Septiembre 2016. 
DERECHO DE AUTOR 
 
Quien suscribe, en condición de autor originario del trabajo titulado 
“MODELAJE DEL PROCESO DE EVALUACIÓN DE PLANES DE DESARROLLO 
DE UN CAMPO PETROLERO COMO HERRAMIENTA PARA TOMA DE 
DECISIONES”, declara que: Cedo a título gratuito, y en forma pura y simple, 
ilimitada e irrevocable para todos los territorios del mundo a la Universidad 
Metropolitana, el derecho autor de contenido patrimonial que me corresponde 
sobre el trabajo señalado. Conforme a lo anterior, esta cesión patrimonial 
comprenderá el derecho para la Universidad de comunicar públicamente la obra, 
divulgarla, publicarla, y reproducirla en soportes analógicos o digitales en la 
oportunidad que ella así lo estime conveniente, así como, la de salvaguardar mis 
intereses y derechos morales que me corresponden como autor de la obra antes 
señalada. La Universidad en todo momento deberá indicar que la autoría o 
creación del trabajo corresponde a mi persona, salvo los créditos que se deban 
hacer al tutor o a cualquier tercero que haya colaborado, citado o fuere hecho 
algún aporte intelectual en la realización de la presente obra. 
 
Autor: Yoel Antonio Vivas Pérez 
C.I. 15.394.910. 
 
En la ciudad de Puerto La Cruz, a los 23 días del mes de Septiembre del 
año 2016. 
 
 
 
APROBACIÓN DEL TUTOR 
 
Quien suscribe Mercedes Ortiz, Tutor del Trabajo de Grado MODELAJE 
DEL PROCESO DE EVALUACIÓN DE PLANES DE DESARROLLO DE UN 
CAMPO PETROLERO COMO HERRAMIENTA PARA TOMA DE DECISIONES, 
elaborado por YOEL ANTONIO VIVAS PÉREZ, para optar al título de Magíster en 
ADMINISTRACIÓN, MENCIÓN GERENCIA DE EMPRESAS, considera que el 
mismo reúne los requisitos exigidos por el Decanato de Postgrado e 
Investigaciones de la Universidad Metropolitana, y tiene méritos suficientes como 
para ser sometido a la presentación y evaluación por parte del Jurado examinador; 
 
En la ciudad de Puerto La Cruz, a los 23 días del mes de Septiembre de 
2016. 
 
 
 
 
 
Nombre: Mercedes Ortiz 
Firma: 
 Tutor 
 
 
 
 
 
DEDICATORIA 
Dedico este trabajo primeramente a Dios Todopoderoso que ha sido mi 
guía y me ha permitido el logro de esta meta. 
 
A mis padres, Simón Vivas y Ana Rosa Pérez de Vivas, quienes siempre 
han confiado en mí y han dedicado toda su vida a trabajar para mantener la familia 
unida. El cumplimiento de esta meta es fruto de todos sus esfuerzos. 
 
A mis hermanos Yelitza y Maykel quienes siempre me han brindado su 
apoyo incondicional. 
 
A mis bellos sobrinos Sophia y Ethan. Que Dios los bendiga siempre y los 
haga una mujer y hombre de bien. 
 
A mi querida Abuela Cristina que sé que desde el cielo cuidas mis pasos. 
 
A mi familia, amistades y todas aquellas personas que confiaron en mí y 
que de alguna u otra manera ayudaron a la consecución de esta meta. 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
A mis padres y hermanos por apoyarme en todo momento que los he 
necesitado. 
 
A mi amiga Rossana Marcano por siempre estar dispuesta a brindarme su 
ayuda incondicional y por ser partícipe en el logro de esta meta. 
 
A la familia Marcano-López por abrirme las puertas de su casa y recibirme 
como un hijo más. Muchas gracias por la paciencia y la consideración con la que 
me han tratado. 
 
A mis compañeros de Maestría Lorena, Manuel, Giolay, Elvia, David y 
Dixon por haber compartido gratos momentos durante la maestría. ¡Mucho éxito! 
 
A mi tutora Industrial Mercedes Ortiz por confiar en mí y brindarme la 
oportunidad de llevar a cabo este trabajo bajo su guía. 
 
A Galavi Fuenmayor por el apoyo prestado en la revisión de este trabajo. 
 
A PDVSA por permitir desarrollarme como profesional y brindarme el apoyo 
para la realización de este trabajo. 
 
A todas aquellas personas que de alguna u otra manera estuvieron 
involucrados con el cumplimiento de esta meta… ¡Muchas Gracias! 
 
VI 
 
 
ÍNDICE GENERAL 
RESUMEN ................................................................................................................................................... XV 
INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. XVII 
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA ............................................................................................................... 3 
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................................................... 3 
JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN .......................................................................... 6 
FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ........................................................................................... 6 
OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN ................................................................................... 7 
Objetivo general................................................................................................................... 7 
Objetivos específicos. ......................................................................................................... 7 
IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN ............................................................................. 7 
ALCANCE Y DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN .................................................... 8 
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO ....................................................................................................... 9 
ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN .......................................................................... 9 
RASGOS GENERALES DEL ÁREA DE ESTUDIO .............................................................. 11 
Ubicación geográfica. ....................................................................................................... 11 
Planes de producción del campo Zuata principal, distrito Junín sur. ............. 13 
BASES TEORICAS.................................................................................................................... 17 
Plan de desarrollo de campos petroleros. ................................................................ 18 
Estimación de potencial de producción por pozo. ................................................. 25 
Riesgo e Incertidumbre en la planificación de desarrollo de campos 
petroleros. ........................................................................................................................................... 30 
Representación matemática de la incertidumbre .................................................. 32 
Propagación de la incertidumbre. ................................................................................ 35 
Modelos para toma de decisiones. .............................................................................. 36 
Generación de Escenarios. ............................................................................................. 39 
Análisis de riesgo y toma de decisiones. .................................................................. 41 
Evaluación económica del plan de desarrollo. ........................................................ 46 
Análisis de sensibilidad. ................................................................................................... 49 
Gerencia del riesgo. .......................................................................................................... 50 
CAPÍTULO III. METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN .................................................. 54 
TIPO DE LA INVESTIGACIÓN ..............................................................................................54 
VII 
 
 
DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN ........................................................................................ 54 
POBLACIÓN Y MUESTRA ....................................................................................................... 55 
Población. .............................................................................................................................. 55 
Muestra. ................................................................................................................................. 57 
TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS. ................................. 61 
Fuentes de Información. ................................................................................................. 61 
TÉCNICAS DE PROCESAMIENTO Y ANÁLISIS DE DATOS ......................................... 65 
Crystal ball. .......................................................................................................................... 65 
Simulación de Montecarlo. ............................................................................................. 65 
PROCEDIMIENTOS DE LA INVESTIGACIÓN ................................................................... 66 
Evaluación económica del plan 2016 - 2021, caso base. ................................... 66 
Cuantificación y propagación de la incertidumbre. ............................................... 66 
Análisis de riesgo. .............................................................................................................. 69 
Definición de escenarios posibles del perfil de producción ................................ 69 
Evaluación económica de cada escenario posible para el perfil de 
producción........................................................................................................................................... 70 
CONSIDERACIONES ÉTICAS. ............................................................................................. 73 
OPERACIONALIZACIÓN DE OBJETIVOS ......................................................................... 74 
CAPÍTULO IV. PRESENTACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS. ................................... 75 
PROBABILIDADES DE CUMPLIMIENTO DE LAS ACTIVIDADES PLANIFICADAS 
EN EL PLAN DE DESARROLLO DE LOS CAMPOS PETROLEROS DE LA FPO........................ 75 
Premisas del plan de producción. ................................................................................ 78 
Caracterización probabilística de las variables. ...................................................... 78 
MODELAJE DE VARIABLES PARA LA EVALUACIÓN DE ESCENARIOS 
PROBABLES. ............................................................................................................................................ 97 
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD PARA DEFINIR LAS VARIABLES ECONÓMICAS 
CON MAYOR INCERTIDUMBRE EN EL MODELO. ................................................................... 97 
Generación de los escenarios y el árbol de decisiones. .................................... 105 
CONCLUSIONES .................................................................................................................................... 116 
RECOMENDACIONES .......................................................................................................................... 119 
ANEXO A .................................................................................................................................................... 121 
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................................ 123 
VIII 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
FIGURA 1. UBICACIÓN DE LOS BLOQUES DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO ..... 11 
FIGURA 2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL DISTRITO JUNÍN SUR. ............................... 13 
FIGURA 3. UBICACIÓN DE MACOLLAS BLOQUE JUNÍN SUR. ...................................... 17 
FIGURA 4. PERFIL DE PRODUCCIÓN Y SUS ELEMENTOS CLAVES. ............................... 19 
FIGURA 5. DIAGRAMA EXPLICATIVO PARA EL CÁLCULO DE POTENCIAL DE PRODUCCIÓN 
DEL CAMPO. ..................................................................................................... 23 
FIGURA 6. BALANCE DE DECLINACIÓN Y CONTRIBUCIONES. ...................................... 24 
FIGURA 7. ESQUEMÁTICO DEL VOLUMEN DE DRENAJE DE UN POZO VERTICAL (A) Y UNO 
HORIZONTAL (B). ............................................................................................. 28 
FIGURA 8. MÉTODOS COMUNES PARA CALCULAR EL ÁREA DE DRENAJE DE POZOS 
HORIZONTALES. ............................................................................................... 29 
FIGURA 9. ELEMENTOS DE UNA DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD. ........................... 34 
FIGURA 10. TIPOS DE DISTRIBUCIONES DE PROBABILIDAD. ..................................... 35 
FIGURA 11. ENFOQUE ADMINISTRATIVO DE LA TOMA DE DECISIONES. ..................... 36 
FIGURA 12. PROCESO DE CONSTRUCCIÓN DE UN MODELO. ...................................... 37 
FIGURA 13. INGREDIENTES CONCEPTUALES DE UN MODELO. ................................... 39 
FIGURA 14. EJEMPLO DE ÁRBOL DE ESCENARIOS. .................................................... 41 
FIGURA 15. PROCESO DE TOMA DE DECISIÓN GERENCIA DE YACIMIENTOS BAJO 
INCERTIDUMBRE. ............................................................................................. 42 
FIGURA 16. EJEMPLO DE ÁRBOL DERIVATIVO CON DOS VARIABLES Y TRES NIVELES (O, 
M Y P). ........................................................................................................... 43 
FIGURA 17. VENTANA PRINCIPAL DE OFM. ............................................................. 62 
FIGURA 18. VENTANA DEL MÓDULO POZO DE CENTINELA. ....................................... 63 
FIGURA 19. VENTANA DE PRUEBA DE PRODUCCIÓN DEL POZO ZPJ10-0001. ........... 64 
FIGURA 20. MODELO DE DISTRIBUCIÓN PROBABILÍSTICA DE VPN. ......................... 71 
FIGURA 21. PERFIL DE PRODUCCIÓN PROMEDIO FIN DE AÑO E INCORPORACIÓN DE 
POZOS MENSUAL SEGÚN PLAN 2016-2021 PARA EL BLOQUE JUNÍN SUR .......... 77 
IX 
 
 
FIGURA 22. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD PARÁMETRO VISCOSIDAD (CP) MUESTRA 
DE POZOS PERFORADOS 2012- 2015, BLOQUE JUNÍN SUR. ........................... 81 
FIGURA 23. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD PARÁMETRO PERMEABILIDAD (MD) 
MUESTRA DE POZOS PERFORADOS 2012- 2015, BLOQUE JUNÍN SUR. ............ 81 
FIGURA 24. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD PARÁMETRO ESPESOR (FT) MUESTRA DE 
POZOS PERFORADOS 2012- 2015, BLOQUE JUNÍN SUR. ................................ 81 
FIGURA 25. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD PARÁMETRO LONGITUD DE SECCIÓN 
HORIZONTAL (FT) MUESTRA DE POZOS PERFORADOS 2012- 2015, BLOQUE 
JUNÍN SUR. ..................................................................................................... 82 
FIGURA 26. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD PARÁMETRO CAÍDA DE PRESIÓN (PSIA) 
MUESTRA DE POZOS PERFORADOS 2012- 2015, BLOQUE JUNÍN SUR. ............ 82 
FIGURA 27. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD DEL ESTIMADO DE TASAS DE 
PRODUCCIÓN REALES DEL CAMPO. .................................................................... 84 
FIGURA 28. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DE LAS VARIABLES QUE AFECTAN LA TASA DE 
PRODUCCIÓN. .................................................................................................. 85 
FIGURA 29. CORRELACIÓN DE QO VS K*H*L/VISCOSIDAD, CAMPO ZUATA 
PRINCIPAL, ÁREA CABRUTICA. .......................................................................... 86 
FIGURA 30. CORRELACIÓN DE QO VS K*H*L/VISCOSIDAD, CAMPO ZUATA PRINCIPAL, 
ÁREA JUNÍN SUR. ............................................................................................. 87 
FIGURA 31 . NUEVAS CORRELACIONES PARA ESTIMAR TASAS DE PRODUCCIÓN EN 
JUNIN SUR PARA LOS YACIMIENTOS MERSDZ0002 Y OFIIB SDZ002. .......... 89 
FIGURA 32. DISTRIBUCIÓN PROBABILÍSTICA RESULTADO PARA LA TASA DE 
PRODUCCIÓN PROMEDIO PORPOZO A SER INCLUIDA EN EL PLAN DE PRODUCCIÓN 
2016-2021. .................................................................................................. 94 
FIGURA 33. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD PARÁMETRO TIEMPO DE PERFORACIÓN 
(DÍAS) MUESTRA DE POZOS PERFORADOS 2012- 2015, BLOQUE JUNÍN SUR. . 98 
FIGURA 34. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD PARÁMETRO % DESVIACIÓN COSTO 
REAL VS PLAN (%) MUESTRA DE POZOS PERFORADOS 2012- 2015, BLOQUE 
JUNÍN SUR. ..................................................................................................... 98 
X 
 
 
FIGURA 35. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD PARÁMETRO ÉXITO VOLUMÉTRICO (%) 
MUESTRA DE POZOS PERFORADOS 2012- 2015, BLOQUE JUNÍN SUR. ............ 99 
FIGURA 36. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD INDICADOR PD/PT PERÍODO 2012-
2015. ............................................................................................................. 99 
FIGURA 37. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD DEL PARÁMETRO %DECLINACIÓN. ... 100 
FIGURA 38. DISTRIBUCIÓN PROBABILÍSTICA RESULTADO DE LA EVALUACIÓN DEL VPN 
DEL PLAN. ..................................................................................................... 102 
FIGURA 39. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DE LAS VARIABLES CARACTERIZADAS PARA LA 
EVALUACIÓN DEL VPN.................................................................................... 103 
FIGURA 40. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DE LAS VARIABLES QUE IMPACTAN EN LA 
ESTIMACIÓN DEL VPN. .................................................................................. 104 
FIGURA 41. ÁRBOL DE DECISIÓN PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PLAN DE 
PRODUCCIÓN 2016-2021. ........................................................................... 106 
FIGURA 42 . HISTOGRAMA DE FRECUENCIA DEL VPN RESULTADO DE LA EVALUACIÓN 
DE LOS ESCENARIOS. ..................................................................................... 113 
XI 
 
 
LISTA DE TABLAS 
TABLA 1. POES, GOES Y RESERVAS RECUPERABLES DE GAS Y LÍQUIDO JUNÍN SUR 
POR YACIMIENTO (CIERRE 2014). .................................................................... 12 
TABLA 2. INDICADORES DE PERFORACIÓN 2016-2021 JUNÍN SUR. ........................ 14 
TABLA 3. EQUIPOS DE PERFORACIÓN PERÍODO 2016 - 2021. ................................ 14 
TABLA 4. INDICADORES ACTIVIDAD DE RMH. ......................................................... 15 
TABLA 5. MACOLLAS Y POZOS A INCORPORAR PERÍODO 2016 - 2021. .................... 16 
TABLA 6. MACOLLAS Y POZOS INCORPORADOS A PRODUCCIÓN POR AÑO ................... 56 
TABLA 7. LISTA DE POZOS VERTICALES ESTRATIGRÁFICOS DEL BLOQUE. .................. 56 
TABLA 8. POZOS POR YACIMIENTO AGRUPADOS POR MACOLLA. ................................ 57 
TABLA 9. ESCENARIO BASE PRECIO DE VENTA DE CRUDO PERÍODO 2016 - 2025. ... 69 
TABLA 10. LÍMITES PARA ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD. ............................................. 69 
TABLA 11. OPERACIONALIZACIÓN DE VARIABLES. ................................................... 74 
TABLA 12. HOJA DE EXCEL DE CASO BASE PARA ESTIMACIÓN DE RENTABILIDAD DEL 
PLAN DE PRODUCCIÓN ..................................................................................... 76 
TABLA 13. VARIABLES OPERACIONALES Y ECONÓMICAS PARA EVALUACIÓN DEL CASO 
BASE. .............................................................................................................. 78 
TABLA 14. PROPIEDADES DE FLUIDO PROMEDIO POR YACIMIENTO. ........................... 79 
TABLA 15. PROPIEDADES PROMEDIO DE LA ROCA YACIMIENTO. ................................ 79 
TABLA 16. DATOS OPERACIONALES PROMEDIO POR POZO Y POR YACIMIENTO. .......... 79 
TABLA 17. INDICADOR DE GESTIÓN OPERACIONAL PD/PT 2012-2015. ................ 80 
TABLA 18. DISTRIBUCIONES DE PROBABILIDAD VARIABLES GEOLÓGICAS, DE FLUIDO Y 
OPERACIONALES POZOS PERFORADOS PERÍODO 2012-2015, BLOQUE JUNÍN 
SUR. ............................................................................................................... 83 
TABLA 19. RANGOS DE LAS VARIABLES DATOS AGRUPADOS SEGÚN CORRELACIÓN DE 
TASA DE PRODUCCIÓN VS K*H*L/UO ............................................................... 88 
TABLA 20. RANGOS DE TRANSMISIBILIDAD DATOS AGRUPADOS YACIMIENTO 
MERSDZ002 ................................................................................................. 90 
XII 
 
 
TABLA 21. VALORES DE K*H*L/VISCOSIDAD ZONAS PROSPECTIVAS YACIMIENTO MER 
SDZ0002 ...................................................................................................... 92 
TABLA 22. VALORES DE K*H*L/VISCOSIDAD ZONAS PROSPECTIVAS YACIMIENTO 
OFIIB SDZ 0002 .......................................................................................... 93 
TABLA 23. ÉXITO VOLUMÉTRICO Y COSTOS PLAN Y REAL POZOS PERFORADOS 2012-
2015. ............................................................................................................. 96 
TABLA 24. DISTRIBUCIONES DE PROBABILIDAD PARÁMETROS A CONSIDERAR EN LA 
EVALUACIÓN ECONÓMICA. .............................................................................. 100 
TABLA 25. DISTRIBUCIONES PROBABILÍSTICAS AJUSTADAS PARA LAS VARIABLES DE 
%ÉXITO VOLUMÉTRICO Y % DESVIACIÓN COSTOS REAL VS PLAN. ................... 101 
TABLA 26.PREMISAS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PAN 2016-2021. ..... 101 
TABLA 27. VARIACIÓN PORCENTUAL DE LAS VARIABLES ANALIZADAS Y SU IMPACTO EN 
EL ESTIMADO DE VPN .................................................................................... 104 
TABLA 28. RANGOS PROBABLES DE LAS VARIABLES ESCOGIDAS PARA LA 
CONSTRUCCIÓN DEL ÁRBOL DE DECISIONES. ................................................... 107 
TABLA 29. COMBINACIONES POSIBLES DE LAS 4 VARIABLES CONSIDERADAS CON SU 
RANGO DE OCURRENCIA. ................................................................................ 108 
TABLA 30. PERFIL DE INCORPORACIÓN DE POZOS CON TIEMPO DE PERFORACIÓN IGUAL 
A 16 DÍAS. .................................................................................................... 109 
TABLA 31. PERFIL DE INCORPORACIÓN DE POZOS CON TIEMPO DE PERFORACIÓN IGUAL 
A 26 DÍAS. .................................................................................................... 109 
TABLA 32. PERFIL DE INCORPORACIÓN DE POZOS CON TIEMPO DE PERFORACIÓN IGUAL 
A 48 DÍAS. .................................................................................................... 110 
TABLA 33. VARIACIÓN DE PRODUCCIÓN Y COSTO POR BARRIL DE ACUERDO A LOS 
ESCENARIOS DE DÍAS DE PERFORACIÓN POR POZO. ......................................... 111 
TABLA 34. RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LOS POSIBLES 
ESCENARIOS PLAREADOS EN EL ÁRBOL DE DECISIÓN. ...................................... 112 
TABLA A-35. DATOS RECOPILADOS DE LA MUESTRA DE POZOS PERFORADOS PERÍODO 
2012-2015. ................................................................................................ 121 
XIII 
 
 
LISTA DE ABREVIATURAS 
$/Bl: Cantidad de dólares x barril producido. 
Ahw: Area de drenaje de un pozo horizontal. 
°API: grados API, escala e medición de densidad relativa del crudo. 
°F: grados Fahrenheit, unidad de medición de temperatura. 
Bls: Barriles, unidad de medición de volumen. 
BN: Barriles normales. 
BNPD: Barriles normales de petróleo por día. 
Bo: Factor volumétrico de formación del petróleo. 
CBJ: Centro de Bombeo Junín Sur. 
cp: centipoise, unidad de medición de viscosidad. 
DeltaP: Delta de presión, psia. 
F/P: Fin de período. 
FPO: Faja Petrolífera del Orinoco. 
ft: pies, unidad de medición de longitud. 
HASD: Horizontal Alternate Steam Displacement (Desplazamiento con vapor en 
pozos horizontales de forma alternada) 
IAV: Inyección alterna de vapor. 
ICV: Inyección continúa de vapor. 
Kh: permeabilidad horizontal. 
LOC: Localización. 
lpc: libras por pulgada cuadrada, unidad de presión. 
M$/BPD: Miles de dólares por Barril producido por día. 
MBD: Miles de barriles por día.Mbs: Miles de Bolívares. 
mD: milidarcys, unidad de medición de Permeabilidad. 
MM$: Millones de dólares. 
MMBls: Millones de barriles. 
p.b.n.m: pies bajo el nivel del mar. 
PCN/BN: pies cúbicos normales sobre barril normal. 
Perf.: Perforación. 
XIV 
 
 
psia: libras por pulgada cuadrada, unidad de presión absoluta. 
RA/RC: Rehabilitación y Reacondicionamiento. 
rev: radio de drenaje de un pozo vertical. 
rw:radio del pozo. 
SAGD: Steam Assisted Gravity Drainage (Segregación gravitacional asistida por 
vapor). 
Serv: Servicios. 
YAC: Yacimiento. 
XV 
 
 
MODELAJE DEL PROCESO DE EVALUACIÓN DE PLANES DE 
DESARROLLO DE UN CAMPO PETROLERO COMO HERRAMIENTA PARA 
TOMA DE DECISIONES. 
 
AUTOR: Yoel Vivas 
TUTOR: Mercedes Ortiz FECHA: 23-09-2016. 
 
RESUMEN 
Palabras claves: Modelo, probabilidad, planificación, riesgo, incertidumbre, 
decisiones. 
 
El objetivo de este trabajo fue formular un modelo para evaluar las 
probabilidades del cumplimiento en la ejecución del Plan de Producción del 
Campo Zuata Principal, Bloque Junín Sur de la Faja Petrolífera del Orinoco para el 
período 2016-2021. Para ello se diseñó una metodología basada en un enfoque 
probabilístico que permitiera integrar las variables técnicas, operativas y 
financieras con la finalidad de evaluar la rentabilidad del proyecto y a la vez el 
riesgo asociado a su ejecución. Basados en el modelo analítico de Joshi para la 
predicción de las tasas de petróleo de pozos horizontales se estimó el rango 
probable de ocurrencia de esta variable considerando la incertidumbre asociada a 
los parámetros de espesor, permeabilidad, sección horizontal perforada, 
viscosidad y caída de presión. De esta manera se evaluó la probabilidad de éxito 
en el cumplimiento de las tasas planificadas y se pudo validar que las variables 
que tienen un mayor impacto en la predicción de las tasas son la permeabilidad, el 
espesor y la viscosidad. Luego a través de un modelo probabilístico para la 
evaluación económica del Plan de Producción y a través de análisis de 
sensibilidad se determinó la influencia que tienen las variables de precio de venta 
del crudo, nivel de inversiones, gastos y volúmenes de producción sobre el 
rendimiento económico del proyecto. A través de la construcción de un árbol de 
decisiones se evaluaron los distintos escenarios posibles del Plan considerando la 
variación en los parámetros de tiempo de perforación, tasa de producción, éxito 
XVI 
 
 
volumétrico y la inversión en la perforación de pozos. Del análisis realizado se 
concluye que estas variables son las que gerencialmente pueden ser controladas 
a través del control y seguimiento de la información que aseguren la perforación 
de los pozos en las zonas prospectivas donde se pueda alcanzar el máximo 
potencial y que se haga en los menores tiempos y con los menores costos 
asociados. Del análisis de riesgo realizado se evidenció que bajo las premisas 
planteadas en el plan y bajo los escenarios actuales de precios del petróleo, el 
mismo resulta no rentable y con un alto riesgo de materialización. De la 
evaluación económica del caso base se obtuvo un VPN de 172.82 MM$ y una TIR 
de -1.73%. 
 
XVII 
 
 
INTRODUCCIÓN 
El proceso para el análisis y la toma de decisiones durante la fase de 
planificación para el desarrollo de un campo petrolero constituye una actividad de 
gran importancia y comprende un gran número de procesos con variables tanto 
técnicas/operativas como financieras que deben ser evaluadas bajo escenarios 
con incertidumbre, lo que hace necesaria la utilización de metodologías y técnicas 
que permitan su análisis e integración para evaluar el impacto que tiene la 
variabilidad de cada una en las consecución de las actividades planificadas. 
 
El objetivo principal de esta investigación fue evaluar las probabilidades de 
cumplimiento de las actividades planificadas en el Plan de Producción 2016-2021 
de un campo petrolero de la Faja Petrolífera del Orinoco, operado por la empresa 
estatal Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), tomando en consideración la 
incertidumbre asociada a las variables involucradas en el proceso, con la finalidad 
de definir y analizar diferentes escenarios que conlleven a la escogencia de un 
escenario óptimo. 
 
Para alcanzar el objetivo, se realizó una investigación bajo la modalidad de 
campo, la cual plantea el análisis de las causas bajo las cuales se produce una 
situación en particular; para ello se utilizó una metodología basada en la 
evaluación de escenarios usando flujos de trabajo probabilísticos para análisis de 
riesgo e incertidumbre en la planificación del desarrollo de campos petroleros, los 
cuales permiten al Gerente “tomador de decisiones” escoger la mejor opción entre 
las diferentes posibilidades existentes para la maximización del beneficio 
económico y el desarrollo eficiente de las reservas de hidrocarburos. Para la 
elaboración del estudio se recopilaron datos históricos de producción de pozos, 
costos operativos, indicadores de gestión de producción, pronósticos de precio de 
venta de crudo e información sobre otras variables técnicas y financieras que 
permitieran realizar un análisis de incertidumbre y riesgo modelando el impacto de 
cada una de ellas sobre la toma de decisiones gerenciales. 
2 
 
 
El presente documento muestra los resultados del estudio, que se 
estructuró en cuatro capítulos, a saber: en el Capítulo I: “El problema”, el cual 
describe el problema objeto de la presente investigación, se detalla la 
problemática a ser tratada y se expone la justificación del proyecto, identificándose 
los objetivos y estableciéndose el alcance del trabajo a realizar. Seguidamente en 
el Capítulo II, “Marco Teórico”, se desarrollan las bases teóricas que soportan la 
investigación y se muestran los antecedentes de la misma para proveer un marco 
referencial que permita interpretar los resultados del estudio. En el Capítulo III 
“Marco Metodológico”, se presenta el tipo y diseño de la investigación, la población 
y muestra objeto de estudio, las distintas técnicas y procedimientos que 
permitieron recolectar, procesar y analizar los datos usados en la investigación. 
Por ultimo en el Capítulo IV “Presentación y Análisis de Resultados”, se analizan e 
interpretan los resultados obtenidos. En este capítulo se busca responder a los 
objetivos específicos planteados en la investigación. Para finalizar, se presentan 
las conclusiones y recomendaciones de la Investigación. 
 
 
 
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA 
 
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 
Morales, Camps y García (2008) exponen que el proceso de planificación para el 
desarrollo de un campo petrolero es una actividad compleja y de gran impacto 
económico, donde la mayoría de las decisiones a tomar, tanto técnicas como 
financieras, deben ser tomadas bajo escenarios con incertidumbre, por lo cual se 
requiere de “…un conocimiento profundo de los factores y condiciones que las afecten, 
a fin de analizar sistemáticamente, evaluar y seleccionar la mejor opción entre todas las 
posibles alternativas” (Arcos, 2008/2016: iii.). 
 
En la fase de desarrollo de un campo petrolero, “las incertidumbres más 
importantes se deben al modelo geológico, a las condiciones económicas y a los 
desarrollos tecnológicos” (Schiozer y Ligero, 2004/2016, p.216.). En esta fase se 
diseña un Plan que contempla la planificación presupuestaria y operativa de todas las 
actividades que permitirán la puesta en producción de los pozos que drenarán las 
reservas de crudo presentes en el subsuelo. Bracho, Romero y González (2001) 
exponen que tradicionalmente los planes de desarrollo se centran en dar respuestas a 
problemas técnicos relacionados con la maximización de la recuperación de reservas, y 
que a pesar de que la metodología provee el más interesante marco técnico para 
evaluar cualquier método de explotación, la mismadebería tomar en cuenta factores 
adicionales que cuantifiquen tanto, el valor económico y el valor de incertidumbre 
asociado con cada opción, de tal manera que la estrategia de desarrollo seleccionada 
se dirija a la recuperación de las reservas con un nivel de riesgo que maximice el valor 
económico. 
 
La actividad principal a ejecutar dentro del plan de desarrollo consiste en la 
perforación de pozos productores, cuyo número dependerá principalmente de la 
cantidad de reservas estimadas previamente a través de estudios geológicos y de 
yacimiento. Asimismo, el volumen de petróleo a producir (tasa de producción) por pozo 
se verá restringido parcialmente por la capacidad de las instalaciones de superficie. De 
 
 
esta manera, considerando el volumen de reservas a desarrollar, el número de pozos a 
perforar, la tasa de producción asociada a cada uno y otros parámetros, tanto técnicos 
como operacionales, se establece el perfil de producción del proyecto que resultará en 
la base para el cálculo de los ingresos, producto de la venta del petróleo. El perfil de 
producción entonces es definido y elaborado para un período de evaluación que puede 
ser de un año (Plan de desarrollo anual), seis años (Plan de Negocios, PDN) o veinte 
años (Portafolio de Oportunidades, PDO). Schiozer y Ligero (2004/2016, p.215.) 
indican que en la preparación de los planes de desarrollo, las decisiones gerenciales 
sobre el campo usualmente son hechas usando un enfoque determinístico. Es por ello, 
que se hace imperativo el uso de métodos que consideren el comportamiento 
probabilístico de cada una de las variables involucradas y que estén soportados con 
información estadística real medida en campo y validada a los niveles 
correspondientes. 
 
Uno de los métodos más usados que considera simultáneamente la 
incertidumbre asociada a las variables de entrada de un modelo, es el de la Simulación 
de Montecarlo, el cual, en el caso de la evaluación de un Perfil de producción, permite 
obtener escenarios probables que consideran el nivel de certeza en la estimación de 
las tasas iniciales de producción por pozo y demás parámetros involucrados en su 
elaboración. Una vez que son construidos los escenarios para el perfil de producción, 
la rentabilidad de cada uno debe ser evaluada y es en este proceso, en el que entran 
en juego otra cantidad de variables externas las cuales no pueden ser predichas con 
precisión y que tienen un impacto en los flujos de caja del proyecto, y por ende en la 
rentabilidad del mismo. Adicionalmente, es necesario realizar un análisis de riesgo que 
permita definir la estrategia óptima de producción en función de la minimización del 
riesgo y la maximización de la rentabilidad. 
 
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), Empresa estatal venezolana que se 
encarga de la exploración, producción, manufactura, transporte y mercadeo de los 
hidrocarburos, se ha planteado grandes retos tecnológicos con miras a la producción 
eficiente y rentable de las acumulaciones de crudo presentes en el territorio nacional, 
 
 
con especial énfasis en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), el mayor reservorio de 
crudos conocido en el planeta. El Distrito Junín Sur, pertenece al bloque Junín, que en 
conjunto con los bloques Carabobo, Ayacucho y Boyacá conforman la FPO; tiene una 
superficie de 593,47 km2 y cuenta con un Petróleo Original En Sitio (POES) de 30 
MMM Barriles Normales (BN). Las Reservas Probadas de petróleo son del orden 
10,468 MMM BN con una gravedad API del crudo en el yacimiento de 9° API (PDVSA, 
2016). 
 
Dentro del Plan de Negocios 2016-2021 para el Bloque Junín Sur, se tiene 
contemplada la perforación, completación y puesta en producción de doscientos treinta 
y seis (236) pozos horizontales con el objetivo de alcanzar una producción promedio 
año de 93.7 MBNPD al final del año 2021. Asimismo el plan contempla la adecuación 
de las facilidades de superficie y la puesta en marcha de proyectos de recuperación 
mejorada y de mantenimiento de producción que permitan cumplir con el compromiso 
volumétrico adquirido. La Inversión total estimada para la perforación de los pozos en 
el período 2016-2021 es de 1.644,8 MM$ y el volumen estimado de reservas a 
recuperar es de 153,27 MMBN de crudo extrapesado. 
 
Tradicionalmente el enfoque de evaluación de los planes de desarrollo en 
PDVSA ha sido determinístico, donde a través del uso de la mejor información 
disponible se desarrollan los proyectos basados en valores puntuales de las variables 
técnicas y financieras. Así, una vez determinados sus indicadores financieros de tasa 
interna de retorno (TIR), Eficiencia de la inversión (EI), valor presente neto (VPN) y 
tiempo de pago, son jerarquizados desde el mayor retorno hasta el menor (PDVSA, 
2001). Sin embargo, es necesario indagar sobre el nivel de riesgo asociado a cada 
proyecto, conocer la forma de medirlo y determinar si los resultados pueden ser 
extrapolables a todos los demás proyectos del Portafolio. Es por ello que, 
considerando la incertidumbre asociada a las variables tanto técnicas como financieras, 
y a través de un enfoque probabilístico que permita combinar las probabilidades 
estadísticas con consideraciones económicas, se hace necesario evaluar los posibles 
escenarios para el cumplimiento del plan bajo las premisas ya definidas y establecer la 
 
 
mejor opción que permita a la alta gerencia manejar los riesgos inherentes al proceso 
de planificación para así poder conformar un sólido plan de negocios. 
 
JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN 
La iniciativa de diseñar una metodología para la evaluación del plan de 
desarrollo del campo Zuata Principal, área Junín Sur, División Junín de la Faja 
Petrolífera del Orinoco, conducirá a la determinación de la variables que tienen mayor 
impacto en la rentabilidad de las inversiones propuestas en el plan de negocios del 
área y al establecimiento de los riesgos asociados a la ejecución de las actividades 
planificadas, de manera tal que permita a la alta Gerencia tomar acciones para mitigar 
los mismos, sin poner en riesgo el cumplimiento de los objetivos estratégicos 
establecidos en el plan de negocios 2016-2021. 
 
FORMULACIÓN DEL PROBLEMA 
Considerando lo anteriormente planteado es necesario dar respuesta a las 
siguientes interrogantes: ¿Es posible seguir una metodología para la evaluación del 
Plan de negocios de un campo petrolero que permita establecer los posibles 
escenarios de ejecución, considerando la incertidumbre en las estimaciones tanto 
técnicas como financieras que sirven de soporte para la toma de decisiones 
gerenciales? Desde el punto de vista de la toma de decisiones ¿Cuál es el escenario 
óptimo para cumplir con el Plan de Negocios 2016-2021 para el área Junín Sur?, 
¿Cuáles son las variables que gerencialmente deben ser controladas ya que son las 
que más impactan la producción del campo?, ¿Cuál es la rentabilidad esperada bajo el 
escenario óptimo para el desarrollo del campo? 
 
De acuerdo a la problemática planteada se requiere realizar un análisis de la 
incertidumbre y riesgo asociada a las variables que impactan en la planificación y éxito 
de las actividades contempladas en el Plan de Negocios 2016-2021 y seguir una 
metodología que sirva como herramienta para la toma de decisiones gerenciales y 
gestión de riesgo de manera de no impactar el cumplimiento de las mismas. 
 
 
OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 
Objetivo general. 
Evaluar las probabilidades de cumplimiento de la planificación de las actividades 
contempladas en el Plan de Negocios 2016-2021 para el área Junín Sur bajo diferentes 
escenarios. 
 
Objetivos específicos. 
Formular un modelo bajo una metodología estándar para la evaluación de las 
probabilidades de cumplimiento de las actividades contempladas en el plan de 
desarrollo de los campos petroleros de la FPO. 
 
Modelar todas las variables y lasrelaciones fijadas en la metodología propuesta 
para la evaluación de escenarios probables. 
 
Realizar un análisis de sensibilidad económico que permita estimar la 
rentabilidad y riesgo para cada escenario y definir el escenario óptimo. 
 
IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN 
La importancia de la investigación radica en el hecho de que la gerencias 
involucradas en el proceso de planificación de la producción de la División Junín, 
requieren conocer tanto el valor esperado de rentabilidad de cada uno de los proyectos 
planteados en el plan, como también obtener una medida de su riesgo que permita 
sustentar económicamente la toma de decisión de inversión de capital. 
 
En el campo académico, se espera realizar un aporte teórico a través del 
establecimiento de una metodología que permita realizar el análisis de riesgo de 
proyectos de inversión haciendo uso de la simulación de Montecarlo como herramienta 
para la toma de decisiones gerenciales, tomando como referencia los proyectos para la 
perforación de pozos en el área Junín Sur de la Faja Petrolífera del Orinoco. 
 
 
 
En lo social, se obtendrá un mayor entendimiento del impacto de cada uno de 
los proyectos que están enmarcados en el nuevo esquema económico establecido por 
PDVSA, que plantea la retribución de riqueza de los hidrocarburos para el bienestar de 
todos los venezolanos, a partir de la ejecución de programas sociales y la generación 
de nuevos empleos, promoviendo así el desarrollo sostenible y sustentable de las 
comunidades aledañas a las áreas de influencia de los proyectos. 
 
En lo económico, la organización objeto de estudio está enfocada en los 
procesos que enmarcan la metodología de análisis de riesgo que representa una 
ventaja estratégica poderosa para la toma de decisiones en proyectos de inversión 
dentro de la Organización. 
 
ALCANCE Y DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN 
La investigación se desarrollará en la empresa PDVSA, Gerencia de Estudios 
Integrados de la División Junín ubicada en Puerto la Cruz, en el Estado Anzoátegui y 
estará basada en la información aportada por la Gerencia de Planificación del Distrito 
de producción Junín Sur de la FPO con base en el Plan de Negocios 2016-2021. 
 
El alcance de la presente investigación está limitado a la aplicación de análisis 
de riesgo bajo un enfoque probabilístico para la evaluación de las probabilidades de 
cumplimiento de las actividades planteadas en el plan de negocios del bloque Junín 
Sur que permita establecer un escenario óptimo para minimizar el riesgo y maximizar el 
rendimiento económico del proyecto. De esta manera se podrán identificar las 
variables que tienen un mayor impacto en la rentabilidad del mismo. 
 
 
 
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO 
 
ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN 
Schiozer et al (2004) realizaron un trabajo de investigación titulado Use of 
representative models in the integration of risk analysis and production 
strategy definition, el cual fue publicado en el Journal of Petroleum Science & 
Engineering y tuvo como objetivo principal presentar una metodología para 
integrar el análisis de riesgo y para definir la estrategia óptima de producción 
considerando el uso de modelos representativos que son seleccionados para 
caracterizar las incertidumbres geológicas. Las variables con incertidumbre que 
tienen un impacto significativo en el proceso de toma de decisiones son 
seleccionadas y usadas en un modelo probabilístico, realizando algunas 
simplificaciones para evitar el uso excesivo de tiempo computacional. Las 
variables geológicas inciertas son integradas con las variables relacionadas a los 
escenarios económicos, a la flexibilidad en la definición de la estrategia de 
producción y a aspectos tecnológicos. La metodología propuesta es útil para 
medir sensibilidades y la importancia relativa de cada incertidumbre permitiendo la 
concentración de los esfuerzos donde sea necesario. 
 
Arcos (2008) presentó un trabajo de grado titulado Technical, Economic 
and Risk Analysis of Multilateral Wells ante la Universidad de Texas A&M en 
cumplimiento parcial de los requisitos para el grado de Master en Ciencias en 
Ingeniería de Petróleo, donde el objetivo fue desarrollar una metodología que 
permitiera asistir a los ingenieros en el proceso de toma de decisiones para 
maximizar el acceso a las reservas; dicho proceso comprende los análisis técnico, 
económico y de riesgo de varias alternativas en la completación de un pozo 
(vertical, horizontal o multilateral) a través del uso de un modelo de predicción de 
comportamiento de pozo para evaluación técnica y un análisis determinístico para 
las evaluaciones económica y de riesgo. En el análisis técnico se estimó la tasa 
de producción usando la asunción de flujo en estado pseudo estacionario. El 
análisis económico se basó en el uso de los datos de la tasa de producción, 
 
 
asumiendo cierta tasa de declinación. Los flujos de caja financieros fueron 
generados con el propósito de medir el rendimiento económico de las propuestas 
de inversión. Un árbol de decisión determinístico fue usado para representar los 
riesgos inherentes a las incertidumbres geológicas, de ingeniería de yacimientos, 
perforación y completación para un pozo particular. El indicador de Valor Presente 
Neto (VPN) fue utilizado como base para la toma de decisiones, de manera tal que 
al escoger el tipo de pozo que maximizara el Valor Económico Esperado en el 
árbol de decisión, se asegurara la mejor decisión basados en un cabal 
entendimiento del prospecto. La metodología utilizada enfatiza la importancia del 
concepto multidisciplinario en la perforación, completación y operación de pozos 
multilaterales. 
 
Marcano (2015) presentó un trabajo especial de grado titulado Evaluación 
de la rentabilidad del Plan de Producción 2015-2019 del Campo Dobokubi, 
aplicando la herramienta crystal ball, Faja Petrolífera del Orinoco, PDVSA, 
ante la Universidad Metropolitana de Puerto La Cruz, Estado Anzoátegui, para 
optar al título de Magíster en Administración Mención Gerencia de Empresas, 
donde el objetivo fue determinar la rentabilidad y el riesgo asociado a la ejecución 
del plan de producción del Campo Dobokubi, División Ayacucho de la Faja 
Petrolífera del Orinoco para el periodo 2015-2019, basados en un modelo 
probabilístico para estimar la tasa inicial de producción de los pozos horizontales a 
perforar. Para ello se usó un modelo matemático que permitió predecir las tasas 
de producción haciendo uso de la simulación de Montecarlo a través de la 
herramienta crystal ball. A través de la investigación se logró verificar la 
aplicabilidad del modelo probabilístico, se determinó el valor esperado para la tasa 
inicial de producción de petróleo de los pozos y se pudieron identificar las 
variables de mayor influencia en el modelo, a saber: el espesor de arena neta y la 
caída de presión. Partiendo de las premisas económicas establecidas para 
evaluar el Plan de Producción 2015-2019, se determinaron los indicadores 
económicos de VPN y TIR de la manera tradicional (determinístico), para luego ser 
comparados con los valores obtenidos bajo el enfoque probabilístico; de esta 
 
 
manera se obtuvo un valor medio de VPN y un factor de riesgo, que permitieron 
determinar la probabilidad de crear valor con la actividad planificada para el Plan 
de producción del campo. 
 
RASGOS GENERALES DEL ÁREA DE ESTUDIO 
Ubicación geográfica. 
La Faja Petrolífera del Orinoco está ubicada en el área central del país, a 
450 Km de Caracas, Capital de la República Bolivariana de Venezuela, y 
comprende los Estados Monagas, Anzoátegui y Guárico; limita al sur con el río 
Orinoco. Está conformada por cuatro (4) grandes Bloques denominados: 
Carabobo, Ayacucho, Junín y Boyacá (Figura 1), con una extensión territorial de 
54.314 Km2. Posee un volumen de Petróleo Original en Sitio (POES) estimado en 
1.360MMMbls (INTEVEP, 2009). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1. Ubicación de los bloques de la Faja Petrolífera del Orinoco 
Fuente: INTEVEP, 2009. 
 
El proyecto de producción a evaluar se encuentra ubicado en el Bloque 
Junín, específicamente en el sub-bloque Junín 10, distrito de producción Junín 
Sur. Abarca una superficie de 593,92 Km2 y cuenta con un POES de 30 MMMBN 
y un Gas Original en Sitio (GOES) de 1.741,8 MMMPCN; reservas recuperables 
de petróleo y gas de 10.468 MMBN y 522.553,6 MMPCN, con una gravedad API 
del crudo en el yacimiento de 9° API; posee treinta (30) pozos perforados tipo 
exploratorios – estratigráficos (verticales al 31/12/2015). La explotación se realiza 
 
 
en yacimientos arenosos Terciarios, localizado en las Formaciones Oficina y 
Merecure. 
 
El Distrito Junín Sur actualmente cuenta con un total de 6 yacimientos de 
los cuales dos (2) se encuentran activos: OFIIB SDZ0002 y MER SDZ0002 
(campo Zuata principal), y 4 inactivos los cuales son: OFIIA SDZ0002 (San Diego 
Zuata) OFIIA SDZ0002 (Zuata principal) OFIIB SDZ0002 (San Diego Zuata) y 
TIGCAN SDZ0086 (Zuata principal). Como se puede observar en la , los 
yacimientos activos comprenden el 86.2 % de las reservas recuperables 
estimadas para el Bloque. 
 
Tabla 1. POES, GOES y reservas recuperables de gas y líquido Junín Sur por yacimiento 
(cierre 2014). 
Fuente: Modificado PDVSA (2001) “Plan de Trabajo 2016 Junín Sur”. 
 
El Distrito Junín Sur se encuentra ubicado al suroeste del Estado 
Anzoátegui de la República Bolivariana de Venezuela (Figura 2). 
 
Dsitrito
Unidad de 
Explotación
Campo Tipo de Reserva Yacimiento Estado
POES/COES 
(MMBN)
Reservas 
recup. total 
líq. 
(MMBN)
GOES 
(MMPCN)
Reservas 
recup. Total 
gas 
(MMPCN)
PROBADAS OFIIA SDZ0002 INACTIVO 824,0 145,0 47.790,5 14.337,2
OFIIB SDZ0002 INACTIVO 960,2 220,9 55.692,1 16.707,6
1.784,2 365,9 103.482,6 31.044,8
1.784,2 365,9 103.482,6 31.044,8
PROBADAS OFIIA SDZ0002 INACTIVO 6.065,0 1.067,4 351.767,6 105.530,3
OFIIB SDZ0002 ACTIVO 9.617,3 2.212,0 557.801,6 167.340,5
MER SDZ0002 ACTIVO 12.424,6 6.808,7 720.627,8 216.188,3
TIGCAN SDZ0086 INACTIVO 140,8 14,1 8.165,8 2.449,8
28.247,6 10.102,2 1.638.362,8 491.508,8
28.247,6 10.102,2 1.638.362,8 491.508,8
30.031,8 10.468,0 1.741.845,4 522.553,6
JUNIN 10JUNIN SUR
ZUATA PRINCIPAL
TOTAL PROBADAS
TOTAL SAN DIEGO ZUATA
TOTAL PROBADAS
TOTAL ZUATA PRINCIPAL
TOTAL JUNIN SUR
SAN DIEGO ZUATA
 
 
Figura 2. Ubicación geográfica del Distrito Junín Sur. 
Fuente: PDVSA (2012). 
 
Planes de producción del campo Zuata principal, distrito Junín sur. 
El Distrito Junín Sur estima alcanzar un plateau de producción de 99 
MBNPD en el año 2024. Para ello la actividad de perforación tiende a 
incrementarse de 37 pozos en el 2016 a un horizonte de 49 pozos/año en el 2035 
para todo el Distrito Junín Sur. Para el plan de negocios 2016 – 2021 está 
contemplada una actividad generadora de potencial que involucra la perforación, 
completación y puesta en producción de un total de doscientos treinta y seis (236) 
pozos horizontales distribuidos en los dos yacimientos activos, con el objetivo de 
alcanzar al final del año 2021 una producción promedio de 93,7 MBD de petróleo 
extrapesado. Asimismo el plan contempla la adecuación de las facilidades de 
superficie y la puesta en marcha de proyectos de recuperación mejorada y de 
mantenimiento de producción que permitan cumplir con el compromiso volumétrico 
adquirido. La Inversión total estimada para la perforación de los pozos en el 
período 2016-2021 es de 1.644,8 MM$ y el volumen de reservas recuperadas 
estimadas es de 153,27 MMBN de crudo extrapesado. 
 
 
Ju
Junín 
 
 
En la Tabla 2 se muestran los indicadores de la actividad de perforación: 
número de pozos trabajados (perforados), número de pozos completados por año, 
volumen de petróleo generado en BPD, número de días de actividad de taladro e 
inversión por pozo en MM$. En la Tabla 3 se muestra la cantidad de equipos de 
perforación planificados para el período. 
 
Tabla 2. Indicadores de perforación 2016-2021 Junín Sur. 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Planificación Distrito Junín Sur. 
 
Tabla 3. Equipos de perforación período 2016 - 2021. 
 
 
 
 
Fuente: Planificación Distrito Junín Sur. 
 
Estrategias de explotación primaria y suplementaria 
 
Primaria. 
- Se inició la Producción Temprana con la Perforación de pozos 
productores horizontales sencillos. 
- Perforación de 7 pozos observadores en el periodo 2016-2021 de 
macollas (JA24, JB22, JB23, JA21, JA26, JC21, JDE20). 
- Adecuación y construcción de facilidades de superficie según el 
cronograma de incorporación de producción. 
JUNIN 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Perf 3 4 4 4 4 4
Ra/Rc 0 0 0 0 0 0
Serv. 0 0 0 0 0 0
Equipos F/P 3 4 4 4 4 4
JUNÍN - SUR 2016 2017 2018 2019 2020 2021
N° Pozos trabajados 37 44 44 44 44 44
N° Pozos Completados 36 40 40 40 40 40
BPD 13,410 15,600 15,600 15,200 15,200 15,200
N° Días 1,192 1,628 1,584 1,584 1,540 1,540
MM$ 237 282 282 282 282 282
BPD / Pozo 373 390 390 380 380 380
Días / Pozo 33 41 40 40 39 39
MM$ / Pozo 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4
M$ / BPD 20.9 20.0 20.0 20.5 20.5 20.5
 
 
 
Suplementaria: 
PLAN TECNOLOGICO DE MRH 2016-2021. 
IAV: se planifican 39 Inyecciones Alterna de Vapor iniciando en el año 2017 
y extendiéndose hasta 2021 logrando, generar 7,7 MBPD. En la siguiente tabla se 
muestra la información correspondiente a la planificación de la actividad de 
recuperación mejorada de hidrocarburos (RMH) para el período 2016 – 2021. 
 
Tabla 4. Indicadores Actividad de RMH. 
ACTIVIDAD DE IAV 2016 2017 2018 2019 2020 2021
N° de pozos trabajados 0 4 5 8 10 12
GEN. IAV (MBD) 0 0,51 0,76 1,48 2,32 2,64
Costo por Pozo (MMBs) 0 8,51 8,51 8,51 8,51 8,51 
Fuente: Planificación Distrito Junín Sur. 
 
En la siguiente tabla se muestra el nombre de las veinticinco macollas a ser 
perforadas y el número de pozos a ser incorporados a producción con su potencial 
de producción inicial estimado. 
 
 
 
Tabla 5. Macollas y pozos a incorporar período 2016 - 2021. 
MACOLLA
AÑO 
INCORPORACIÓN
N° DE POZOS
Potencial 
Incorporado 
(BPD)
Potencial por 
pozo (BPD)
JB21 2016 2 710 355
JA24 2016 15 7570 505
JB23 2016 7 5590 799
JB22 2016 6 2700 450
JA21 2016 6 2400 400
JB23 2017 7 3150 450
JB22 2017 6 2700 450
JA21 2017 4 1600 400
JA17 2017 3 760 253
JA19 2017 2 690 345
JA20 2017 3 850 283
JB20 2017 2 650 325
JC20 2017 12 4800 400
JDE20 2017 1 400 400
JA26 2018 10 4000 400
JDE20 2018 12 4800 400
JA26/27 2018 13 5200 400
JC23 2018 1 400 400
JB24 2018 4 1600 400
JB24 2019 8 3200 400
JC21 2019 11 4950 450
JC23 2019 9 3600 400
JB28 2019 12 4800 400
JB28 2020 1 4800 400
JC25 2020 10 4000 400
JB26 2020 13 5200 400
JA29 2020 10 4000 400
JA30 2021 6 2400 400
JA30 2021 4 1600 400
JD24 2021 10 4000 400
JB30 2021 13 5200 400
JA32 2021 3 1200 400
JB27 2021 10 4000 400
236 408
INCORPORACIÓN 2016-2021
 
Fuente: Elaboración del autor. 
 
En la siguiente figura se muestra la ubicación de las macollas a perforar en 
el período 2016 – 2021. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3. Ubicación de macollas Bloque Junín Sur. 
 
BASES TEORICAS 
Para el desarrollo del marco teórico se revisaron varias fuentes de 
información relacionadas con planificación para el desarrollo de campos 
petroleros, predicción del comportamiento de producción de pozos horizontales, 
análisis de riesgo e incertidumbre, modelos probabilísticos, análisis de tomas de 
decisiones y análisis económico en proyectos de inversión. 
 
 
A continuación se presentan los aspectos y enfoques conceptuales que 
soportan la investigación, elaborándose para cada uno de ellos un resumen con 
base en las referencias bibliográficas consultadas. 
 
Plan de desarrollo de campos petroleros. 
El Plan de Desarrollo de un campo petrolero incluye todos los aspectos del 
ciclo de vida del activo, incluyendola evaluación del yacimiento, la optimización de 
la estrategia de producción, facilidades de superficie, sistemas de recolección y 
procesamiento, tuberías, facilidades de almacenamiento de petróleo/gas y 
facilidades de exportación; estimación de costos, formulación de presupuesto de 
CAPEX y OPEX, evaluación económica y evaluación de riesgo. Dentro de todas 
estas actividades, tal como lo indican Mezzomo y Schiozer (2006), podemos decir 
que la planificación de la estrategia de producción del yacimiento reviste de gran 
importancia económica. 
 
“La Planificación de Producción para el desarrollo de un campo petrolero 
contempla una gran cantidad de inversiones e involucra un alto número de 
parámetros relacionados a las características geológicas y estructurales de los 
yacimientos, cronogramas operacionales y al escenario económico. La 
importancia de este problema demanda la elaboración de metodologías que 
puedan ayudar en el proceso de toma de decisiones gerenciales, y que conlleven 
a mejores estrategias de recobro que incrementen tanto las reservas como la 
rentabilidad de los yacimientos”. (Mezzomo y Schiozer, 2006/2016, p.1). 
 
Perfil de producción. 
El Plan de desarrollo contempla la ejecución de todas las actividades que 
permitan contar con pozos productores en el área a desarrollar. La actividad 
principal consiste en la perforación de pozos que conectan, mediante tubería, el 
subsuelo con la superficie y a través de los cuales ocurre el flujo de petróleo bajo 
ciertas condiciones de presión, según el nivel de energía del reservorio 
(yacimiento) que se esté produciendo. El número de pozos a perforar dependerá 
 
 
principalmente de la cantidad de reservas (volúmenes de petróleo 
económicamente recuperables) estimadas previamente a través de estudios 
geológicos y de yacimiento. Asimismo, el potencial de producción del campo se 
verá restringido parcialmente por la capacidad instalada de las facilidades de 
superficie. De esta manera, considerando el volumen de reservas a desarrollar, el 
número de pozos a perforar, la tasa de producción asociada a cada uno y otros 
parámetros, tanto técnicos como operacionales, se establece el perfil de 
producción del proyecto que resultará en la base para el cálculo de los ingresos 
producto de la venta del petróleo. En la Figura 4 se muestra un perfil de 
producción con sus elementos característicos: fase de desarrollo (“Build Up”), fase 
Meseta (“Plateau”), fase declinación (“Decline”) y el límite económico. 
 
 
Figura 4. Perfil de Producción y sus elementos claves. 
Fuente: Elaboración del autor. 
 
La fase de desarrollo es el período en el que los pozos nuevos son 
perforados e incorporados a producción; el resultado de esta fase dependerá de la 
velocidad a la cual sea llevada a cabo la perforación y puesta a producción, así 
 
 
como del comportamiento de los mismos a medida que entren al sistema 
(Tweedie, 2005). 
 
“Los años pico pueden dominar el comportamiento económico del proyecto 
y por lo tanto deben ser propiamente planificados” (Tweedie, 2005/2016, p.21.). 
Según Tweedie (2005), en principio, a mayor pico de producción, es incorporado 
anticipadamente un volumen de producción, cuyo valor descontado será mayor. 
Sin embargo, existen factores que deben ser considerados, como la capacidad del 
sistema de producción (instalaciones, tuberías, pozos, etc.) y los costos e 
inversiones asociadas. Por lo tanto debe existir un balance entre reservas y tasa 
de producción para asegurar la economía óptima. Asimismo deben ser 
considerados aspectos de yacimiento (altas tasas pueden causar daños a los 
pozos, etc.), de mercado (mayor producción implica mayor volumen para vender y 
por lo tanto más clientes a encontrar) y fiscales (el Gobierno estipula leyes y 
políticas para el desarrollo de reservas) para establecer la tasa óptima de 
producción (Tweedie, 2005). 
 
La fase de declinación ocurre una vez la producción cae por debajo del 
nivel más alto, y entra a una fase de declino natural, que dependerá de la 
arquitectura y energía propia del yacimiento (Tweedie, 2005). 
 
El límite económico se caracteriza por el fin de la producción, la cual ocurre 
antes de que el yacimiento haya sido completamente drenado. La producción 
finaliza por razones económicas. El principal tema es el equilibrio entre costos e 
ingresos. A medida que pasa el tiempo los ingresos caen, a medida que declina la 
producción, mientras que los gastos pueden permanecer intactos. El resultado es 
que, tarde o temprano, el costo de continuar con el proyecto por una unidad de 
tiempo (año) adicional llega a ser mayor que los ingresos generados en ese 
unidad de tiempo. Se dice que “El coste marginal” excede al “Ingreso marginal” 
(Tweedie, 2005). 
 
 
 
Potencial de producción. 
Según el Manual de Definiciones y procedimientos para cálculo y 
seguimiento del Potencial de Producción (PDVSA, 2001), el Potencial de 
Producción (PT) se define como: “…el nivel máximo de producción estable que 
pudiera ser alcanzado, bajo condiciones ideales de operación, por los pozos con 
disponibilidad inmediata de producción, conectados a instalaciones de superficie, y 
cumpliendo con las normas ambientales y de utilización del gas vigentes. El 
mismo, se expresa como la sumatoria de las pruebas representativas de los pozos 
con disponibilidad inmediata de producción”. 
 
 
Ecuación 1. 
 
Se consideran pozos con disponibilidad inmediata: 
 Activos en producción. 
 Cerrados temporalmente por reparación y/o mantenimiento de 
instalaciones asociadas. 
 Pozos cerrados por restricciones de mercado. 
 
Producción diferida. 
Corresponde a la diferencia entre la producción extraída, medida en 
tanques, y el potencial. Esta diferencia puede ser ocasionada por diversas 
causas, las cuales se agrupan en dos categorías: 
 
Factor de campo (FC). 
“Representa una combinación de la precisión de medición y la eficiencia de 
la infraestructura en el proceso de producción. Se define como la relación entre la 
producción extraída medida en tanques (MBls) y la calculada en base a pruebas 
de pozos (MBls/D), considerando su tiempo efectivo de actividad (días)” (PDVSA, 
2001, p.5.). 
 
 inmediatenibilidad con dispos de pozosesentativauebas reprPT Pr
 
 
 
 
Ecuación 2. 
Cuanto más cerca de 1 sea el factor de campo (FC), mayor es la precisión 
de medición en el proceso. 
 
Producción disponible (PD). 
“Representa el máximo volumen producible en condiciones normales de 
operación y se obtiene restando al potencial la producción diferida, multiplicando el 
resultado por el factor de campo (FC) para llevarlo a volumen medido en tanques” 
(PDVSA, 2001, p. 6.). 
 
 
Ecuación 3. 
 
Producción fiscalizada (PF). 
“Es el volumen de producción oficial de crudo, en base al cual la empresa 
paga el impuesto de explotación o regalía. Es igual a la producción disponible 
menos la producción cerrada por mercado (EM)” (PDVSA, 2001, p.6). 
 
Producción disponible para entregar a RSC. 
“Es el máximo volumen de producción, con las especificaciones acordadas, 
que se puede entregar al negocio de Refinación, Suministro y Comercio (RSC), en 
terminales de embarques y refinerías. Se obtiene restando a la producción 
fiscalizada las mermas y pérdidas operacionales”. (PDVSA, 2001, p.6). 
 
Procedimiento de cálculo de potencial. 
La estimación de potencial del campo se explica en el siguiente diagrama: 
 
 
 
 
  FCiferidaoducción dPotencial-PD  Pr
quesedida en oducción m
oduccióndías en prozosuebas de p
FC
tanPr
Pr 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 5. Diagrama explicativo para el cálculo de Potencial de producción del campo. 
Fuente: PDVSA (2001). 
 
El segundo método consiste en un balance de declinación y contribuciones, 
el cual aritméticamente se expresa de la siguiente manera: 
 
 
Ecuación 4. 
 
Potencial al comienzo delperíodo 
Es el valor del potencial al final del período anterior que ha sido verificada y 
oficializada ante el MENPET. (PDVSA, 2001) 
 
Declinación. 
Corresponde a la pérdida de la capacidad de producción de crudo y/o gas 
de un pozo o grupo de pozos, como consecuencia de la ocurrencia de uno o 
varios de los siguientes factores: 1) Disminución de la capacidad de producción 
del yacimiento, 2) Incremento en la producción de fluidos indeseables (agua/gas) o 
3) Daños en la formación.” (PDVSA, 2001). 
 
Contribuciones. 
“Representan el potencial generado mediante las actividades de 
perforación, rehabilitación, inyección alternada de vapor, estimulaciones, cambios 
onescontribucinaciónodo -declio del períal comienzPotencial PT  
 
 
en el método de producción y eliminación de restricciones de flujo en el pozo (sub-
suelo)” (PDVSA, 2001, p.9.). En la siguiente figura se muestra el balance de 
declinación y contribuciones conocido como papagayo. 
Figura 6. Balance de declinación y contribuciones. 
Fuente: PDVSA (2001). 
 
Generación por perforación. 
Corresponde al incremento de producción por el aporte de los pozos 
productores perforados durante el período y que hayan sido oficialmente 
completados. El potencial debe estar asociado al nivel de producción 
representativo del pozo al final del período en evaluación. El período de 
evaluación de un pozo nuevo después de la salida del taladro no debe exceder 30 
días, a menos que requiera IAV, en cuyo caso el tiempo se extiende a 45 días. 
 
Generación por RA/RC. 
“Corresponde al incremento de producción por el aporte de los pozos 
productores rehabilitados durante el período y que hayan sido oficialmente 
completados. El período de evaluación de un pozo luego de RA/RC no debe 
exceder 15 días.” (PDVSA, 2001, p.9). “Un trabajo a pozo se considera RA/RC, 
cuando se modifican las condiciones del intervalo productor. Los trabajos de 
RA/RC pueden ser realizados con o sin taladro”. (PDVSA, 2001, p.10). 
 
 Potencial
C/P
Potencial
F/P
Potencial
Declinado
Declinación
Otros
I.A.V.
RA/RC
Perforación
Contribuciones
 
 
Generación por IAV. 
“Corresponde al incremento de producción por el aporte de los pozos 
productores estimulados mediante inyección alternada de vapor durante el período 
y que hayan sido oficialmente completados.”(PDVSA, 2001, p.10). 
 
Generación por otros. 
Se consideran otras actividades generadoras de potencial: 
- Cambios del método de producción en pozos. 
- Cambios de tubería de producción por otra de diferente diámetro, 
para optimar las condiciones de flujo en los pozos. 
- Aplicación de nuevas tecnologías que por sus características no 
puedan ser agrupadas en ninguna de las actividades generadoras antes 
mencionadas. 
 
Verificación del potencial. 
Consiste en constatar los resultados obtenidos por los dos métodos antes 
explicados y es realizada contar con una base confiable de inicio para proyectar el 
potencial a futuro. Es un procedimiento que se realiza mensualmente para 
preparar el informe de potencial al MENPET. Es importante señalar que cuando el 
proceso está dentro de control, la diferencia entre los potenciales promedios 
calculados por ambos métodos es menor de 1%. 
 
Estimación de potencial de producción por pozo. 
Pozos horizontales. 
“La Perforación de Pozos horizontales no es una nueva idea. En 
Venezuela, la perforación horizontal en yacimientos de crudo pesado y 
extrapesado en la Faja fue iniciada por MARAVEN en los años 90, la cual evaluó 
la aplicación de pozos horizontales para mejorar la productividad y economía de 
los yacimientos de crudo extrapesado que operaba (Araque-Martínez y Rattia, 
1996). Diversos proyectos tales como los Bloques de Producción Experimental en 
Cerro Negro, Proyecto de Inyección Continua en Jobo, Guanipa 100, Zuata – San 
 
 
Diego y Hamaca – El Pao, contribuyeron con una parte importante de la 
información técnica requerida sobre espaciamiento de pozos, perforación, 
completación y levantamiento artificial (Silva y Romero, 2001). 
 
Se pueden definir como aquellos pozos perforados paralelamente al tope o 
base de la arena yacimiento e incrementan la producción ya que su área de 
contacto con la arena neta petrolífera es mayor que la de los pozos verticales 
perforados en el mismo yacimiento. No se requiere un conocimiento sofisticado 
para concluir que un pozo horizontal puede ser más productivo que su contraparte 
vertical” (Ozkan 2005/2016, p.3). “Los pozos horizontales tienen un gran potencial 
para mejorar las tasas de producción y el recobro ultimo de muchos yacimientos”. 
(Surjaatmadja 1994/2016, p.1.). 
 
Los pozos horizontales han hecho que los ingenieros de yacimiento 
desarrollen nuevos métodos para predecir su comportamiento productivo. Esto es 
debido a que la nueva posición de la tubería de producción modifica la geometría y 
tamaño del volumen de la zona productora a ser drenado por cada pozo. (Busto, 
Saul y García-Rivero, 1991). Entre las principales variables que son evaluadas en 
el proceso de estimación de las tasas de producción por pozo se incluyen: las 
relacionadas al comportamiento de los yacimientos (espesor de arena, 
permeabilidad de la roca yacimiento, tasa de declinación, continuidad de los 
cuerpos arenosos, etc.) y las vinculadas con los fluidos a producir (viscosidad del 
petróleo, factor volumétrico de formación, etc.). 
 
Diversos métodos de evaluación de productividad han sido reportados en la 
literatura; entre los que se tienen: Borisov (1984), Joshi (1986) y Babu & Odeh 
(1989). Diversos trabajos en la Gerencia de Estudios Integrados de Yacimientos 
de la División Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco, han demostrado que un 
mejor ajuste de la tasa estimada de producción por pozo con la real se logra 
usando la ecuación de Joshi (1986). En su formulación, Joshi asumió, a través del 
uso de la teoría de campo electrónico, que el área de drenaje es una elipse cuyos 
 
 
focos son los dos puntos extremos del pozo horizontal, por lo tanto una cuestión 
de filtración en tres dimensiones fue simplificada a una de dos dimensiones, y la 
ecuación de productividad para yacimientos isotrópicos y homogéneos fue 
deducida en gran detalle usando la teoría de productividad. Al mismo tiempo fue 
introducida una fórmula de cálculo más comprensiva para los pozos horizontales 
al tomar en cuenta la anisotropía a la permeabilidad y el factor de excentricidad de 
acuerdo a sus definiciones por Muskat. Mientras tanto, Joshi dio la definición del 
radio efectivo de pozo para mostrar los factores que influencian la productividad 
del pozo horizontal. Dicha ecuación tiene la siguiente forma: 
 
 
 
 
 
Ecuación 5. 
Dónde: 
Q = Tasa de producción de petróleo (BPD). 
Kh = Permeabilidad horizontal de la roca yacimiento (mD). 
p = Caída de presión entre el pozo y el yacimiento (lpc). 
O= viscosidad del petróleo (cp). 
o = Factor volumétrico de Formación de petróleo (BY/BN). 
 Anisotropía de la permeabilidad. 
 
rw = radio del pozo (pulgadas). 
L = longitud de la sección horizontal del pozo (pies). 
a = eje mayor de la elipse relacionado con re (radio de drenaje), a través de: 
 
 
 
 
𝜷 = 𝑲𝒗𝑲𝒉 
 
 
 
 
 
Ecuación 6. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 7. Esquemático del volumen de drenaje de un pozo vertical (a) y uno horizontal (b). 
Fuente: Joshi, S.D. (1988). 
 
Las asunciones de la fórmula de Joshi son las siguientes: 
- Fluido monofásico y compresible. 
- Flujo estacionario. 
- El yacimiento es homogéneo, y el daño a la formación es 
despreciable. 
 
Área de drenaje de un pozo horizontal 
El área de drenaje es una de las variables requeridas en la predicción de la 
producción de un pozo horizontal. La misma puede ser determinada utilizando 
dos métodos diferentes (Figura 8), los cuales consideran la geometría del área 
drenada, y no otrosfactores como reducciones en productividad que 
desencadenan en pérdidas de presión a través de la sección productiva (Saavedra 
2/1
4
2
4
1
2
1
2 












 

L
rL
a e
 
 
y reyes, 2001). El primer método (Figura 8a) asume que el área está compuesta 
por un rectángulo con base L y altura 2rev y dos semicírculos con un radio rev. El 
área es calculada con la siguiente ecuación: 
 
 
Ecuación 7. 
 
Donde L es la longitud del pozo horizontal (pies), rev es el radio de drenaje 
de un pozo vertical en la misma área (pies), y A1 es el área drenada por el pozo 
horizontal (acres). 
 
El segundo método (Figura 8b) asume que el área es una elipse, y se 
obtiene a través de la siguiente ecuación: 
 
 
Ecuación 8. 
Dónde: 
, eje mayor de la elipse, pies. 
b= rev, eje menor de la elipse, pies. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 8. Métodos comunes para calcular el área de drenaje de pozos horizontales. 
Fuente: Saavedra y Reyes, 2001. 
43560
2
ba
A



43560
2
2
1
evev rLr
A



 
 
Joshi en su método supone el promedio de estas dos áreas, por lo tanto el 
área de drenaje del pozo horizontal (Ahw) propuesta por Joshi viene dada por: 
 
 
 
Ecuación 9. 
 
Riesgo e Incertidumbre en la planificación de desarrollo de campos 
petroleros. 
Los términos “riesgo” e “incertidumbre” son usados comúnmente de manera 
intercambiable, sin embargo se debe diferenciar su significado. La incertidumbre 
está relacionada a el conocimiento imperfecto del futuro, mientras que el riesgo 
infiere que esta incertidumbre tiene implicaciones financieras o materiales. El 
Riesgo se define como “egresos o pérdidas probables, consecuencia de la posible 
ocurrencia de un evento no deseado o falla” (Yáñez, Gómez de la Vega, Semeco y 
Acevedo, s.f.). 
 
El término incertidumbre en el desarrollo de yacimientos se refiere al grado 
de certeza que se tiene sobre el rango de valores de una variable dada. Las 
incertidumbres ocurren debido a que las variables involucradas en el modelo de 
yacimientos son estimadas a partir de muestras pequeñas de un volumen de 
yacimiento. La incertidumbre, por consiguiente, viene dada por la falta de 
información (Carrero, 2009) y puede ser vista como “…el nivel de ignorancia del 
evaluador acerca de los parámetros que caracterizan el sistema a modelar. Se 
puede reducir a veces con mediciones adicionales o mayor estudio, o consulta a 
expertos” (Bustamante, s.f.) 
 
En la Planificación para el desarrollo de un campo petrolero el principal 
tema que preocupa es el impacto de la incertidumbre sobre la inversión, ya que la 
premisa es que la inversión se fundamenta en una base de datos específica y si 
algo cambia el resultado financiero de la inversión puede diferir con respecto a lo 
esperado. Los factores o variables que se considera pueden cambiar son 
2
21 AA
Ahw


 
 
denominados en sentido general como “fuentes de incertidumbre”, pero en el 
contexto de que estos cambios pueden tener un impacto sobre algunas 
inversiones, se consideran también como “fuentes de riesgo”. 
 
Fuentes de incertidumbre y riesgo. 
En la fase de desarrollo de un campo petrolero, “las incertidumbres más 
importantes se deben al modelo geológico, a las condiciones económicas y a los 
desarrollos tecnológicos” (Schiozer y Ligero, 2004/2016, p.216.). En esta fase se 
diseña un Plan que contemplará, entre otras actividades, la perforación y puesta a 
producción de los pozos que drenarán las reservas de crudo presentes en el 
subsuelo. El mismo debe considerar el comportamiento y aporte particular (tasa 
de producción) al sistema de cada pozo que será perforado. Dada su complejidad 
y magnitud, el proceso de planificación contiene una importante cantidad de 
variables inciertas y con riesgo asociado (Morales et al, 2008). Dicho proceso 
debe ser llevado a cabo por un equipo multidisciplinario que evalué e integre la 
información técnica y financiera del proyecto, logrando así “modelar todos los 
componentes del sistema de producción al mismo tiempo y evaluar los posibles 
escenarios de desarrollo, lo que resulta en decisiones óptimas” (Serbini, Wee, 
Wong y Gómez, 2009/2016, p.1). “El equipo multidisciplinario integra información 
de yacimientos, pozos, infraestructura de superficie así como los parámetros de 
operación del activo, la métrica financiera, y las condiciones económicas en un 
solo ambiente para la gerencia de la producción” (Serbini et al, 2009/2016, p.1.). 
“La heterogeneidad de la información y la complejidad de los activos actuales 
implica un enfoque iterativo para identificar oportunidades viables, oportunidades 
que requieren la gestión del riesgo y la incertidumbre” (Saputelli, Mijares, 
Rodríguez, Deaton y Sankaran, 2007/2016, p.1.). 
 
La importancia de la integración por completo de las limitaciones de 
perforación, facilidades de superficie y evaluación económica, no es siempre obvia 
durante el ejercicio inicial de evaluación del yacimiento. Análisis de los puntos 
claves de decisión y los riesgos asociados con ellos deben ser utilizados para 
 
 
asistir en la formulación de las estrategias de desarrollo del campo que minimicen 
el impacto de las incertidumbres en los datos limitados. Muchas estrategias 
pueden ser probadas y los niveles de riesgo y valor asociado cuantificados. 
Medidas para reducir el riesgo inaceptable pueden ser especificadas finalmente y 
la estrategia de desarrollo óptima debe ser seleccionada. (Stripe, Arisaka y 
Durandeau, 1993). 
 
Representación matemática de la incertidumbre 
La variabilidad e incertidumbre representan dos elementos que explican 
nuestra incapacidad para predecir con precisión un evento futuro, siendo la 
variabilidad un efecto aleatorio propio del sistema bajo análisis; la variabilidad solo 
puede ser reducida alterando el sistema. La Incertidumbre total es la combinación 
de la variabilidad y la incertidumbre. Ambos elementos son descritos mediante 
distribuciones de probabilidad. (Bustamante, s.f.). 
 
Distribuciones de probabilidad 
Una distribución de probabilidad describe el rango de valores que puede 
tomar una variable y la frecuencia relativa de ocurrencia de diferentes valores 
(Figura 9). La probabilidad es definida, para eventos repetibles y medibles, como 
la frecuencia relativa de ocurrencia de dicho evento. Para los eventos no medibles 
ni repetibles, la probabilidad representa el grado de creencia que tiene un 
individuo sobre la ocurrencia de un evento incierto, por lo cual, desde este punto 
de vista, las probabilidades son subjetivas por naturaleza (Bustamante, s.f.). 
 
Fuentes de información para caracterizar el comportamiento de variables 
aleatorias. 
Serie de datos. 
Al utilizar los datos para caracterizar la variable aleatoria, se parte del 
supuesto de que los datos observados corresponden a una muestra aleatoria de la 
distribución de probabilidades que se trata de identificar, lo cual se sustenta en los 
principios de probabilidad y estadística descriptiva que permiten darle forma 
 
 
matemática a la ocurrencia histórica de eventos similares al que se está 
estudiando. En estos casos se asume que los datos históricos representan el 
fenómeno bajo estudio. (Yáñez, Gómez, Semeco y Acevedo, s.f.). 
 
Distribuciones de probabilidad subjetivas. 
Las distribuciones de este tipo se usan cuando: 1) no existe una base de 
antecedentes, 2) los datos del pasado no son relevantes, 3) los datos son escasos 
y no cubren todo el rango de posibles valores que pueda tomar la variable o 4) 
cuando resulta costoso o llevaría mucho tiempo el proceso de generar más datos. 
 
Tipos de distribuciones de probabilidad. 
Las distribuciones de probabilidad se clasifican en no paramétricas y 
paramétricas. En la Figura 10, se muestran algunos tipos de distribuciones 
probabilísticas. 
 
Distribuciones no paramétricas o histogramas.