Dic2011 informe final desarrollo de modelo integral de flujo de fluidos sal by Luiz Cabello

D E S A R RO L L O D E M O D E L O INTEGRAL DE FLUJO DE FLUIDOS YAC I M I E N T O S A N A L B E R T O

R E P O R T E D E R E S U LT A D O S Y CONCLUSIONES

DICIEMBRE DE 2011

BUENOS AIRES, ARGENTINA TALCAHUANO 833 SUITE 1G (54)-11-4815-2218

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O B J E T I VO S G E N E R A L E S

Los objetivos del estudio son los siguientes: ¾ Desarrollar un modelo de simulación de flujo multifasico composicional desde fondo de pozos hasta la planta de procesamiento considerando completacion del pozo, Flowlines, manifolds, cañerías troncales y separadores. ¾ Validar el modelo verificando el ajuste ese modelo a datos de presión y temperatura medidos en el sistema ¾ Con el modelo ajustado definir el potencial de producción de gas del yacimiento considerando : o Remoción de chokes o Cambios en presión de captación - Compresión ¾ Simular perfiles de presión, temperatura modelos de flujo y propiedades punto a punto a lo largo del sistema del producción para las distintas alternativas analizadas ¾ Definir posibilidades de formación de SLUG y SLUGGING SEVERO. ¾ Calcular perfiles de velocidades erosiónales punto a punto en el sistema

M E TO D O L O G Í A D E T R A B A J O

Para satisfacer los objetivos descriptos en el punto anterior se propone el siguiente esquema de trabajo. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.

Revisión de datos termodinámicos – Caracterización de fluidos Desarrollo de modelos de pozo en PROSPER y PIPESIM Calculo de potenciales por pozo – Curvas IPR Análisis Nodal – Verificación de puntos de funcionamiento Análisis Nodal – Análisis de sensibilidad Calculo de perfiles de SLUG, Holdup y propiedades Comparación con datos de ensayos recientes Desarrollo de modelo integral en GAP Confección de archivos VLP de todos los pozos formato ECLIPSE Conclusiones

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1 R E V I S I O N D E E S T U D I O S T E R M O D I NA M I C O S – C A R A C T E R I Z A C I O N D E F L U I D O S

Si bien el objetivo principal del estudio es la definición del potencial de producción de gas del yacimiento SAN ALBERTO, es importante la definición detallada de los perfiles de temperatura, condensación de líquido, velocidad erosional y otras propiedades. Estos perfiles tienen mucho más definición cuando el fluido del pozo se lo caracteriza de modo composicional. No se contaba con un estudio PVT representativo del yacimiento de donde podría tomarse el fluido de pozo actual promedio del estudio a volumen constante (CVD). El fluido de actual para cada pozo se calculo a partir de los valores de cromatografía del gas, la relación gas – condensado y la densidad del condensado de tanque, aplicando un método de recombinacion que utiliza correlaciones desarrolladas en laboratorio y un método iterativo con calculo de las constantes de equilibrio(1) La relación gas – condensado utilizada para la recombinacion fue tomada de los controles de producción que se utilizaron para los cálculos de análisis nodal. Estos valores pueden observarse en TABLA 1

Choke N/64

Well Test Date

02/11/2011 26/10/2011 20/10/2011 15/10/2011 04/10/2011 17/10/2011 03/11/2011 28/09/2011

38 152 60 180 108 104 112 73

Well Test Water, BBLD

Well Test Well Test Gas SCFD Oil BPD

10601549 89545835 22282054 1.1E+08 74202868 49264654 64305383 36800000

183.76 1431.63 487.3 1487.33 1028.8 787.05 1173.79 630

23.36 85.09 30.31 116.68 66.78 36.79 67.41 120

API Gravity

OGR Bbl/MMSC F

54.3 53.2 52.4 52.4 52.4 52.4 54.2 53.7

17.33 15.99 21.87 13.54 13.86 15.98 18.25 17.12

GOR scf/b m3/m3 57692 10275 62548 11139 45726 8143 73873 13156 72126 12845 62594 11148 54784 9757 58413 10403

TABLA 1

En la FIGURA 1 puede observarse a modo de ejemplo, el fluido calculado para el pozo SAL X-10. Se observa que la composición ha sido definida con componentes puros hasta el C6 y la fracción pesada fue definida en 5 pseudocomponentes. En la FIGURA 2 pueden observarse las propiedades de los pseudocomponentes definidos. 1)

CANEL C. MEDIAVILLA J. “Estudios PVT a partir de datos de produccion” 1er Simposio de Informática aplicada a la producción” IAPG - Buenos Aires, Noviembre de 1990

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FIGURA 1

FIGURA 2 BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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2 D E S A R RO L L O D E M O D E L O S D E P O Z O E N P I P E S I M Y P RO S P E R

Para el análisis de sensibilidad a distintas condiciones de operación y para el desarrollo del modelo integral del sistema de producción se desarrollaron los modelos de cada pozo en PIPESIM (paquete de SLB) y PROSPER (paquete IPM de PETROLEUM EXPERT) En los archivos de PROSPER se utilizó también una configuración composicional. Las composiciones y propiedades cargadas fueron las mismas que se usaron para los archivos PIPESIM. En la FIGURA 3 se observa la caracterización composicional del pozo SAL X-10 en PROSPER.

FIGURA 3 Los archivos de pozos en PROSPER fueron generados para incluirlos en el modelo integrales del sistema de superficie, por lo que consideran el flujo desde reservorio hasta boca de pozo. El objetivo del desarrollo de los archivos en PIPESIM es el análisis pozo a pozo desde el reservorio hasta la planta de proceso incluyendo comportamiento en wellbore, tubing, chokes y línea de conducción. BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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A continuación se describirán la metodología utilizada para el análisis nodal a nivel de pozo.

3 C A L C U L O D E P OT E N C I A L E S D E P O Z O – C U RVA S I P R

Para el cálculo de las curvas IPR se tenía la siguiente información: Presión estática promedio del reservorio: 4681 PSI tomada de la tabla de evolución de presión promedio del yacimiento SAN ALBERTO suministrada por ANDINA YPFB (TABLA 2) Presión dinámica de fondo de pozo: Este valor fue calculado utilizando correlaciones de flujo Multifasico a partir de los datos de presión dinámica de boca de pozo y caudales de fluidos de los últimos controles de cada pozo considerando el estado mecánico de cada pozo (diámetros, longitudes y desviaciones del tubing) (TABLA 3) 0.360

psi/mt (0,11 psi/ft)

Well

Layer

Source

Date

Depth (mss)

P* (psia)

Depth Datum (mss)

Pr @ Depth Datum

SAL-X10 SAL-X10 SAL-X10 SAL-X10

H1+H2 Icla 2 H4 + Icla 2 H3 H2+H3+ H4+Icla2 H2+H3+H4 H2+H3+ H4+Icla2 SR+Icla Huam SR+Icla

DST-2 DST-4b DST-5a DST-6

Ago-98 Jun-99 Jul-99 Jul-99

2916.4 3299.5 3133.4 2927.0

6902.3 7031.0 6986.0 6933.0

3600 3600 3600 3600

7148 7139 7154 7175

DST-7

Dic-99

2845.1

6875.0

3600

7147

DST-1

Dic-99

3070.8

6953.5

3600

7144

DST-3

Nov-99

2905.7

6885.0

3600

7135

DST2 TP01 TP02

May-01 Jun-01

7140.0 6721.0 6634.0

3600 3600 3600

7137 7123

Jun-01

3608.0 2484.0 2484.0

7036 6662 6648

Gradiente:

SAL-X10 SAL-X11 SAL-X12 SAL-13 SAL-13 SAL-13

Avg P (psia)

7149

SAL-X9

H1+H2

extrapolated

Feb-05

2898.0

6433.0

SAL-13 SAL-14

H2 H3 H4 H1-H2-H3

extrapolated extrapolated

Feb-05 Feb-05

2485.0 2503.0

6261.0 6253.0

3600 3600 3600

SAL-15

HMP

Dic-10

2808.0 3882.0

5003.6 4991.7

3600 3600

5289

ICLA

DST#2 DST#2

Sep-10

SAL-17 SAL-17D

ICLA

extrapolated

Sep-11

3334.3

4585.3

3600

4681

6686

4890

TABLA 2

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7130

6665

5089 4681

Pozo

SAL‐SAL‐X09‐L1.1‐T SAL‐SAL‐X10‐L1.1‐T SAL‐SAL‐X11‐L1.1‐T+M SAL‐SAL‐X12‐L1.2‐T SAL‐SAL‐13‐L1.1‐T+M SAL‐SAL‐14‐L1.1‐T SAL‐SAL‐15‐L1.1‐T SAL‐17‐ICL2

Reservoir

HMP HMP + ICL HMP HMP + ICL + ST HMP + ICL HMP HMP+ ICL ICL2

Choke N/64

38 152 60 180 108 104 112 72

P boca, PSI

2010 1724 1964 1609 1768 1642 1663 1350

P Linea, PSI

1241 1356 1591 1442 1306 1298 1346 96.1

Well Test Date

02/11/2011 26/10/2011 20/10/2011 15/10/2011 04/10/2011 17/10/2011 03/11/2011 28/09/2011

Choke N/64

38 152 60 180 108 104 112 73

Well Test Well Test Gas SCFD Oil BPD

10601549 89545835 22282054 1.1E+08 74202868 49264654 64305383 36800000

183.76 1431.63 487.3 1487.33 1028.8 787.05 1173.79 630

Well Test Water, BBLD

23.36 85.09 30.31 116.68 66.78 36.79 67.41 120

API Gravity

54.3 53.2 52.4 52.4 52.4 52.4 54.2 53.7

OGR Bbl/MMSC F

17.33 15.99 21.87 13.54 13.86 15.98 18.25 17.12

TABLA 3 Con los valores de presión estática, presión dinámica calculada y caudal de gas del control de producción se calculo la curva IPR utilizando el método de FETCOVIC (BACK PRESSURE EQUATION). Esta ecuación tiene la siguiente expresión:

Qgas = C*(Pws2 – Pwf2)^n Como solo se dispone de un punto de ensayo no es posible determinar los valores de las constantes C y N simultáneamente. Se fijo el valor de N=0.85 (valor aconsejado como promedio cuando no es posible determinarlo experimentalmente) y se calculo el valor de la constante C tal que satisfaga la ecuación. Con la contante C determinada se construyeron las curvas IPR completas y se determino el potencial absoluto de cada pozo. Para cada pozo también se calculo la relación entre el caudal producido en el control y el potencial absoluto del pozo. Este valor indica las posibilidades de optimización por cambios en instalaciones o condiciones operativas que tiene cada pozo. En TABLA 4 pueden observarse los valores calculados de presión dinamiza de fondo, coeficientes de las curvas IPR y las relaciones de caudales de los pozos con sus potenciales absolutos Se observa que el grupo de pozos analizados están produciendo al 70% de su potencial absoluto. Esto significa que son pozos que están produciendo con baja restricción en instalaciones y con moderadas posibilidades de optimización de producción.

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Pozo

Reservoir

HMP HMP + ICL HMP HMP + ICL + ST HMP + ICL HMP HMP+ ICL ICL2

Choke N/64

38 152 60 180 108 104 112 72

P boca, PSI

Choke N/64

2010 1724 1964 1609 1768 1642 1663 1350

38 152 60 180 108 104 112 73

Well Test Gas SCFD

GOR scf/b m3/m3 57692 10275 62548 11139 45726 8143 73873 13156 72126 12845 62594 11148 54784 9757 58413 10403

10601549 89545835 22282054 1.1E+08 74202868 49264654 64305383 36800000 456.875

Pwf psi 3120 2786 2906 2659 2888 2409 2689 2250

n 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85

Pws psi 4681 4681 4681 4681 4681 4681 4681 4681

C 1.01E‐05 7.48E‐05 1.94E‐05 8.81E‐05 6.42E‐05 3.69E‐05 5.21E‐05 2.65E‐05

AOF MMscf/d 17.467 129.861 33.702 153.007 111.499 63.990 90.382 46.008 645.916

TABLA 4

4 A NA L I S I S N O DA L – V E R I F I C A C I O N D E L P U N TO D E F U N C I O NA M I E N TO

i Para cada pozo se desarrollo un archivo PIPESIM similar al mostrado en la FIGURA 4

FIGURA 4 BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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Q/AOF % 60.694 68.955 66.115 71.809 66.550 76.988 71.149 79.987 70.733

En la parte inferior izquierda se observa el icono correspondiente al comportamiento del reservorio caracterizado por la curva IPR calculada de acuerdo a la metodología descripta en el ítem anterior. A continuación se encuentra el icono de análisis nodal que determina que el cálculo se realizara con nodo en fondo de pozo A continuación se encuentra el icono de Tubinga. En este formulario se cargan los diámetros y desviaciones de TUBING y CASING así como también el gradiente geotérmico correspondiente. En la parte horizontal se encuentra en primer lugar el icono de CHOKE donde se carga el diámetro del mismo y el método de cálculo y la línea de conducción que para tener una mejor definición se dividió en tres tramos. Se cargaron más de 100 puntos de longitud – altimetrilla por pozo. Los cuadrados que se encuentran entre cada icono de línea de conducción son los REPORT TOOL. En este elemento es posible visualizar las composiciones de cada fase y sus propiedades, las propiedades de los SLUG y el mapa de flujo en esa posición. Para cada pozo fue calculado el punto de funcionamiento actual a partir de una presión de planta de 1320 PSI.

TABLA 5 En TABLA 5 se observan los valores calculados con el análisis nodal de cada pozo. El error total de los cálculos sobre los 8 pozos analizados fue del 0.35%. Es importante hacer notar que las curvas IPR fueron calculadas con presiones de boca de pozo y este análisis nodal considera también el flujo a través de las líneas de conducción

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5 A NA L I S I S N O DA L – A NA L I S I S D E S E N S I B I L I DA D

Con los modelos de pozo ajustados se realizo el análisis de sensibilidad en dos considerando: •

Remoción de CHOKES en todos los pozos con presión de captación en planta de 1320 PSI

•

Pozos fluyendo sin restricción con presión de captación en planta de 550 PSI

En TABLA 6 pueden observarse estos resultados comparados en los puntos de funcionamiento actual. La remoción de los CHOKES incrementaría el caudal total a 501 MMscf/d y disminuyendo la presión de captación a 550 PSI se obtendrían 60 MMscf/d adicionales. En el GRAFICO 1 se muestran los resultados del análisis nodal para el pozo SAL X-12. El grafico se completa con un análisis de sensibilidad a la presión estática para observar a que presión se producirán problemas de inestabilidad en el pozo y a que presión el pozo quedara sin flujo. El moderado incremento que se obtiene del cambio en las presiones de captación se debe a que los pozos están operando ya en relaciones caudal / potencial absoluto del orden del 70%. Lo usual en la explotación de yacimientos de gas es implementar la compresión mas tarde, cuando la presión estática del yacimiento haya superado la mitad del intervalo entre la presión inicial y la presión de abandono. En estas condiciones los incrementos en proyectos de compresión son mayores y además en esa etapa de la vida del yacimiento se tiene el objetivo de incrementar el factor de recuperación por reducción de la presión de abandono, objetivo que se alcanza gracias a la compresión. Choke POZO SAL‐SAL‐X09‐L1.1‐T SAL‐SAL‐X10‐L1.1‐T SAL‐SAL‐X11‐L1.1‐T+M SAL‐SAL‐X12‐L1.2‐T SAL‐SAL‐13‐L1.1‐T+M SAL‐SAL‐14‐L1.1‐T SAL‐SAL‐15‐L1.1‐T SAL‐17‐ICL2 TOTALES

Valore tomados de datos de ensayo Pwh Qgas GOR WGR

1/64

38 152 60 180 108 104 112 72

psi

2010 1724 1964 1609 1768 1642 1663 1350

MMscf/d

10.60 89.55 22.28 109.87 74.20 49.26 64.31 36.80 456.88

scf/b

57692 62548 45726 73873 72126 62594 54784 58413

b/MMscf

2.203452 0.95024 1.360288 1.061952 0.899965 0.746783 1.048279 3.26087

Pws psi

4681 4681 4681 4681 4681 4681 4681 4681

Valores calculados PwfCalc AOF psi

3120 2786 2906 2659 2888 2409 2689 2250

MMscf/d

17.47 129.86 33.70 153.01 111.50 63.99 90.38 46.01 645.92

Q/AOF %

60.69 68.96 66.12 71.81 66.55 76.99 71.15 79.99 70.73

Resultados Analisis Nodal QgasCalc Error QgLibre Qg550 MMscf/d

10.80 92.00 23.70 107.80 72.80 50.36 64.60 36.43 458.49

1.87 2.74 6.36 ‐1.89 ‐1.89 2.22 0.46 ‐1.01 0.35

MMscf/d

13.90 98.00 28.00 112.60 83.90 53.90 70.90 40.70 501.90

TABLA 6 BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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MMscf/d

15.80 110.00 32.40 126.80 93.80 60.60 79.10 44.40 562.90

POZO SAL X-12 6,500 6,000 5,500

Pressure at NA point (psig)

5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 0

100

110

120

130

140

150

Stock-tank Gas at NA point (mmscf/d) Inflow : BASIS=2514.7 C=4.73285e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=3514.7 C=6.61493e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4695.7 C=8.83766e-005 mmscfd/psi**2n Liquid Loading : POUT=564.696 psia Liquid Loading : POUT=1334.7 psia

Inflow : BASIS=3014.7 C=5.67389e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4014.7 C=7.55596e-005 mmscfd/psi**2n Outflow : POUT=564.696 psia Outflow : POUT=1334.7 psia

Schlumberger Created by User on 23/11/11 10:53:00

GRAFICO 1

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6 C A L C U L O D E P E R F I L E S D E S L U G , H O L D U P Y P RO P I E DA D E S

Para todos los pozos se calcularon los perfiles de LIQUID HOLDUP, relación de VELOCIDAD EROSIONAL CRITICA y LONGITUD DE SLUG desde fondo de pozo hasta planta de tratamiento. Estos perfiles fueron calculados para la presión de captación actual y para media presión (550 PSI en planta). En los GRAFICOS 2 a 5 se muestran a modo de ejemplo los perfiles de presión, LIQUID HOLDUP, RELACION VELOCIDAD- VELOCIDAD EROSIONAL CRITICA y LONGITUD DE SLUG para el pozo SAL X-12. En el GRAFICO 6 puede observarse el mapa de flujo en las cercanías de la entrada a planta.

POZO SAL X-12

PERFILES DE PRESION

4,600 4,400 4,200 4,000 3,800 3,600 3,400

Pressure (psig)

3,200 3,000 2,800 2,600 2,400 2,200 2,000 1,800 1,600 1,400 1,200 1,000 800 600 0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

Total Distance (ft) POUT=1334.7 psia Inlet Pressure=4692.912 psia

POUT=564.696 psia Inlet Pressure=4364.305 psia Schlumberger Created by User on 23/11/11 10:56:43

GRAFICO 2

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POZO SAL X-12

PERFILES DE LIQUID HOLDUP

29 28 27 26 25

20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

Total Distance (ft) POUT=1334.7 psia Inlet Pressure=4692.912 psia

POUT=564.696 psia Inlet Pressure=4364.305 psia Schlumberger Created by User on 23/11/11 10:56:43

GRAFICO 3 P o zo S A L X -1 2 0.8

0.7 Erosional Velocity Ratio VEC/Vm

Liquid Holdup (volume%)

24 23 22 21

0.6

0.5

FLOWLINE

0.4

0.3

TUBING

0.2

0.1

0 0

2 00 0

4 0 00

6 00 0

8 00 0

1 00 00

1 20 00

1 40 00

D ista n ce (m )

GRAFICO 4 BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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LONGITU D D E SLU G 480 460 440 420 400 380 360 340

Mean Slug Length (ft)

320 300 280 260 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

Tota l Dista nce (ft) POUT=1334.7 psia Inlet Pres s ure=4692.912 ps ia

POUT=564.696 ps ia Inlet Press ure=4364.305 ps ia Schlumberger Created by User on 23/11/11 10:56:43

GRAFICO 5

GRAFICO 6

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En el APENDICE A de este estudio pueden encontrarse estos gráficos para todos los pozos en producción.

7 C O M PA R A C I O N C O N DA TO S D E E N S A YO S R E C I E N T E S

En las reuniones realizadas el 29 y 30 de Noviembre de 2011 el operador del campo San Alberto, PETROBRAS BOLIVIA (PEB) presento el resultado de ensayos realizados sobre los pozos donde se incremento el diámetro del CHOKE hasta el máximo posible en cada pozo. El máximo valor alcanzado fue 196/64” (3.06 pulgadas). Se simularon estas condiciones con los modelos de pozo desarrollados en PIPESIM y se obtuvieron los resultados que se observan en TABLA 7. Resultados Analisis Nodal Nodal PEB Error MMscf/d

POZO SAL‐SAL‐X09‐L1.1‐T SAL‐SAL‐X10‐L1.1‐T SAL‐SAL‐X12‐L1.2‐T SAL‐SAL‐13‐L1.1‐T+M SAL‐SAL‐14‐L1.1‐T SAL‐SAL‐15‐L1.1‐T SAL‐17‐ICL2 TOTALES

MMscf/d

14.06 98.04

14.00 95.00

0.43 3.20

108.57 83.90 54.50 69.57

108.80 80.50 53.00 68.00

‐0.21 4.22 2.83 2.31

428.64

419.30

2.23

TABLA 7 Se observa que la predicción de los modelos de análisis nodal estuvo solo el 2.23% por encima de las mediciones de campo. El grado de ajuste puede considerarse excelente mas aun cuando las curvas IPR fueron calculadas sin mediciones de presión dinámica de fondo, fueron calculadas por correlaciones a partir de la presión dinámica de boca. Es importante aclarar que el caudal que suman los pozos (419 MMscf/d) no incluye el pozo SAL X-11 que no fue ensayado debido a que en Febrero saldrá de producción, ni el pozo SAL 17 que se tratara en ítem separado.

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7.1 Análisis del pozo SAL 17 La curva IPR de este pozo fue calculada a partir de los datos de ensayo realizado entre los días 22 y 28 de Agosto de 2011. Para este caso se pudieron calcular los coeficientes C y N de la ecuación de FETCOVIC ya que el pozo fue ensayado con distintos CHOKES. En la FIGURA 4 se observa el cálculo de la curva IPR. El potencial absoluto del pozo es del orden de los 40MMscf/d.

FIGURA 4 En la reunión de fin de Noviembre PEB definió un caudal de producción de 20 MMscf/d para este pozo. En esta reunión PEB presento el siguiente grafico (GRAFICO 7) de comportamiento de este pozo. La curva IPR presentada (curva superior) es similar a la cargada en el modelo de pozo del pozo SAL 17 en PIPESIM.

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SAL‐17D 5200 4800 4400

BHP

4000

whp

3600 3200 2800 2400 2000 1600 1200 800 400 0 0

GRAFICO 7 17.

En el GRAFICO 8 pueden observarse los resultados del análisis nodal para el pozo SAL

Los puntos ROJOS representan los puntos del grafico presentado por PEB. Se observa que el pozo podría producir un caudal de 36 MMscf/d con CHOKE a máximo diámetro. SAL 17 8,000 7,500 7,000 6,500

Pressure at NApoint (psig)

6,000 5,500 5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 0

Stock-tank Gas at NA point (mmscf/d) Inf low : BASIS=2514.7 C=0.000182718 mmscf d/psi**2n Inf low : BASIS=3514.7 C=0.000255378 mmscf d/psi**2n Inf low : BASIS=4695.7 C=0.000341189 mmscf d/psi**2n Liquid Loading : POUT=564.7 psia Liquid Loading : POUT=1334.7 psia

Inf low : BASIS=3014.7 C=0.000219048 mmscf d/psi**2n Inf low : BASIS=4014.7 C=0.000291708 mmscf d/psi**2n Outf low : POUT=564.7 psia Outf low : POUT=1334.7 psia

Schlumberger Created by User on 24/12/11 17:07:40

GRAFICO 8 BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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El caudal calculado para el pozo SAL – 17 llevaría el total del campo con máximo orificio a 454 MMscf/d sin considerar la producción del pozo SAL X-11.

8 D E S A R RO L L O D E L M O D E L O I N T E G R A L D E L S I S T E M A D E P RO D U C C I O N E N G A P

Se desarrollo un modelo del sistema de producción desde fondo de pozo hasta la planta de procesamiento de gas. El modelo incluye los pozos con calculo de nodal con PROSPER ON_LINE o sea que los nodales de cada pozo son calculados en forma rigurosa en las corridas de simulación del sistema. El modelo incluye las líneas de conducción con igual definición que en los modelos PIPESIM, los CHOKES, los modelos de pozo y la planta. El modelo fue montado sobre una fotografía satelital del campo y los pozos ubicados de acuerdo a su posición geográfica. En la FIGURA 5 se observa una vista del modelo integral de producción. Este modelo fue ajustado y reproduce los caudales de los datos de ensayo. En este modelo es posible activar y desactivar pozos, líneas, chokes u otro elemento, incluir pozos nuevos o cambiar condiciones de presión de captación. Este modelo también puede acoplarse a un simulador numérico o a un modelo de balance de materiales para desarrollar pronósticos de producción.

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FIGURA 5 BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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8.1 Pronostico de producción preliminar Para visualizar en forma preliminar el comportamiento del yacimiento en el año 2012 este modelo integral fue enlazado a un modelo de balance de materiales que modela el comportamiento volumétrico del yacimiento declinando la presión estática con el retiro de fluidos del reservorio. Los puntos de partida utilizados para este pronóstico fueron los siguientes: •

Volumen in-situ remanente : 3000 BCF

•

Presión promedio del reservorio al inicio de la simulación : 4681 PSI

•

Temperatura de reservorio : 240 F

•

El pozo SAL X-11 ingresa a producción en Octubre del 2012 con una curva IPR con un incremento del 32% respecto del AOF actual ambos calculados a la presión estática actual (4681 PSI)

El volumen in-situ utilizado es el que ajusta el comportamiento histórico de la presión estática del yacimiento SAN ALBERTO. El desarrollo de un pronostico de producción con un modelo integral solo considerando este yacimiento es solo para pronósticos preliminares debido a que SAN ALBERTO tiene conexión hidráulica con los yacimientos MACUETA e ITAU y el comportamiento de la presión estática no depende solamente de la producción de los pozos considerados sino también del comportamiento de los pozos de los yacimientos vecinos. En el GRAFICO 9 puede observarse la evolución del caudal de gas y la presión estática del yacimiento. Se observa que con los pozos actuales puede mantenerse un Plateau de 422 MSF/d hasta JULIO de 2013.

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Yacimiento SAN ALBERTO 440

4800

4700

420

4600 400

Pws (psi)

4500 380 4400

Qgas Pws

360 4300 340 4200

320

4100

01/03/2014

30/01/2014

30/12/2013

30/11/2013

30/10/2013

30/09/2013

31/08/2013

31/07/2013

01/07/2013

31/05/2013

01/05/2013

01/04/2013

01/03/2013

30/01/2013

30/12/2012

30/11/2012

31/10/2012

30/09/2012

31/08/2012

31/07/2012

01/07/2012

01/06/2012

01/05/2012

01/04/2012

01/03/2012

31/01/2012

4000 01/01/2012

300

Fecha

GRAFICO 9

1 1 C O N F E C C I O N D E A RC H I VO S V L P D E TO D O S L O S P O Z O S F O R M A TO E C L I P S E

Se confeccionaron los archivos de comportamiento de flujo de cada uno de los pozos considerando el flujo en línea de conducción y en Tubinga. El formato utilizado fue de pozos de gas y condensado para el simulador numérico ECLIPSE. Estos archivos fueron desarrollados a partir de los modelos de pozo en PIPESIM. Los archivos fueron impresos en este reporte en el APENDICE B

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1 1 C O N C L U S I O N E S Y R E C O M E N DA C I O N E S

Se modelaron todos los pozos del yacimiento desde fondo de pozo a planta de proceso y se validaron estos modelos con los cálculos nodales que verifican los últimos controles de producción Se calculo un potencial de producción de gas de 501 MMscf/d considerando todos los pozos sin la restricción del CHOKE. Se simularon las condiciones de los ensayos presentados por PEB que sumaban 419 MMscf/d sin considerar los pozos SAL X-11 y SAL X-17 con CHOKE a máximo diámetro. Esta simulación presento un error total de 2.23% lo que verifica la consistencia de los modelos nodales. Se desarrollo un modelo integral del sistema de producción en GAP. Se acoplo este modelo integral a un modelo simplificado de comportamiento volumétrico del yacimiento SAN ALBERTO. El pronóstico de producción de este modelo mostró que es posible el mantenimiento del Plateau de 422 MMscf/d hasta JULIO de 2013 Se recomienda incluir en este modelo los yacimientos MACUETA e ITAU para tener una herramienta de análisis de alternativas y pronósticos de producción que puede ser de gran utilidad. Con los modelos nodales se confeccionaron los archivos de comportamiento de flujo (VLP) para el simulador ECLIPSE. Estos archivos incluyen el flujo el líneas de conducción y Tubing.

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APENDICE A GRAFICOS DE COMPORTAMIENTO DE POZOS

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POZO SAL X-9 POZO SAL X-9 - Verificacion de punto de Operacion 6,500 6,000 5,500

Pressure at NA point (psig)

5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 0

Stock-tank Gas at NA point (mmscf/d) Inflow : BASIS=2514.7 C=5.40491e-006 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=3514.7 C=7.55424e-006 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4695.7 C=1.00926e-005 mmscfd/psi**2n

Inflow : BASIS=3014.8 C=6.47979e-006 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4014.6 C=8.62869e-006 mmscfd/psi**2n Outflow : POUT=1334.7 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 15:30:54

Liquid Holdup (volume%)

POZO SAL X-9 - LIQUID HOLDUP 30 29 28 27 26 25 24 23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=4574.566 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 15:33:33

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Mean Slug Length (m)

POZO SAL X-9 - LONGITUD DE SLUG 64 62 60 58 56 54 52 50 48 46 44 42 40 38 36 34 32 30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=4574.566 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 15:33:33

POZO SAL X-9 RELACION VEC/VM 0.18 0.16 0.14

VEC/VM

0.12 0.1 0.08 0.06 0.04 0.02 0 0

2000

4000

6000

8000

10000

Distancia (m)

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POZO SAL X-10 POZO SAL X-10 - Verificacion de punto de operacion 6,000 5,500 5,000

Pressure at NA point (psig)

4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 0

100

110

120

130

Stock-tank Gas at NA point (mmscf/d) Inflow : BASIS=4414.7 C=7.05447e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4514.7 C=7.21426e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4695.7 C=7.50349e-005 mmscfd/psi**2n Liquid Loading : POUT=1334.7 psia

Inflow : BASIS=4464.7 C=7.13436e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4614.7 C=7.37406e-005 mmscfd/psi**2n Outflow : POUT=1334.7 psia

Schlumberger Created by User on 26/12/11 15:46:17

POZO X-10 - LIQUID HOLDUP 34 32 30 28 26

Liquid Holdup (volume%)

24 22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

13,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=4449.236 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 15:49:08

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POZO X-10 - LONGITUD DE SLUG 110 105 100 95 90 85 80

Mean Slug Length (m)

75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

13,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=4449.236 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 15:49:08

POZO SAL X-10 RELACION VEC/VM 0.45 0.4 0.35

VEC/VM

0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0 0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

Distancia (m)

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POZO SAL X-11 POZO SAL X-11 Verificacion de punto de Operacion 6,500 6,000 5,500

Pressure at NA point (psig)

5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 0

Stock-tank Gas at NA point (mmscf/d) Inflow : BASIS=2514.7 C=1.0422e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=3514.7 C=1.45664e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4695.7 C=1.94609e-005 mmscfd/psi**2n Liquid Loading : POUT=1334.7 psia

Inflow : BASIS=3014.7 C=1.24942e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4014.7 C=1.66386e-005 mmscfd/psi**2n Outflow : POUT=1334.7 psia

Schlumberger Created by User on 26/12/11 16:01:05

POZO SAL X-11 - LIQUID HOLDUP 46 44 42 40 38 36

Liquid Holdup (volume%)

34 32 30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=4544.768 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 16:03:33

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Mean Slug Length (m)

POZO SAL X-11 - LONGITUD DE SLUG 150 145 140 135 130 125 120 115 110 105 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=4544.768 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 16:03:33

POZO SAL X-11 RELACION VEC/VM 0.12 0.1

VEC/VM

0.08 0.06 0.04 0.02 0 0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

Distancia (m)

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POZO SAL X-12 POZO SAL X-12

Verificación de punto de funcionamiento

6,500 6,000 5,500

Pressure at NA point (psig)

5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 0

100

110

120

130

140

150

Stock-ta nk Ga s a t NA point (m mscf/d) Inf low : BA SIS=2514.7 C=4.73285e-005 mmscf d/psi**2n Inf low : BA SIS=3514.7 C=6.61493e-005 mmscf d/psi**2n Inf low : BA SIS=4695.7 C=8.83766e-005 mmscf d/psi**2n Liquid Loading : POUT=1334.7 psia

Inf low : BA SIS=3014.7 C=5.67389e-005 mmscf d/psi**2n Inf low : BA SIS=4014.7 C=7.55596e-005 mmscf d/psi**2n Outf low : POUT=1334.7 psia

Schlumberger Created by User on 23/11/11 10:36:07

POZO SAL X-12

PERFILES DE LIQUID HOLDUP

29 28 27 26 25

Liquid Holdup (volume%)

24 23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

Total Distance (ft) POUT=1334.7 psia Inlet Pressure=4692.912 psia

POUT=564.696 psia Inlet Pressure=4364.305 psia Schlumberger Created by User on 23/11/11 10:56:43

BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

PUNTA ARENAS, CHILE AV. ESPAÑA 01163 (56-61) 21-3833

WWW.FDC-GROUP.COM

LON GITU D DE SLU G 480 460 440 420 400 380 360 340

Mean Slug Length (ft)

320 300 280 260 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

Tota l Dista nce (ft) POUT=1334.7 psia Inlet Pressure=4692.912 psia

POUT=564.696 psia Inlet Pressure=4364.305 psia Schlumberger C reated by U ser on 23/11/11 10:56:43

P o zo S A L X -1 2 0 .8

Erosional Velocity Ratio VEC/Vm

0 .7

0 .6

0 .5

0 .4

0 .3

0 .2

0 .1

0 0

20 00

4 00 0

60 00

80 00

1 00 00

12 00 0

D ista n ce (m )

BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

PUNTA ARENAS, CHILE AV. ESPAÑA 01163 (56-61) 21-3833

WWW.FDC-GROUP.COM

1 40 00

POZO SAL X-13 POZO SAL X-13 - Verificacion del punto de funcionamiento 6,000 5,500

Pressure at NA point (psia)

5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 0

100

110

Stock-tank Gas at NA point (mmscf/d) Inflow : BASIS=2514.7 C=3.44999e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=3514.7 C=4.82192e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4695.7 C=6.44217e-005 mmscfd/psi**2n Liquid Loading : POUT=1334.7 psia

Inflow : BASIS=3014.7 C=4.13595e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4014.7 C=5.50788e-005 mmscfd/psi**2n Outflow : POUT=1334.7 psia

Schlumberger Created by User on 26/12/11 16:16:10

POZO SAL X-13 LIQUID HOLDUP 25 24 23 22 21 20 19

Liquid Holdup (volume%)

18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=4725.759 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 16:18:31

BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

PUNTA ARENAS, CHILE AV. ESPAÑA 01163 (56-61) 21-3833

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POZO SAL X-13 LONGITUD DE SLUG 95 90 85 80 75 70

Mean Slug Length (m)

65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=4725.759 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 16:18:31

POZO SAL X-13 RELACION VEC/VM 0.5 0.45 0.4

VEC/VM

0.35 0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0 0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Distancia (m)

BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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POZO SAL X-14

Pressure at NA point (psig)

POZO SAL X-14 Verificacion de punto de operacion 5,600 5,400 5,200 5,000 4,800 4,600 4,400 4,200 4,000 3,800 3,600 3,400 3,200 3,000 2,800 2,600 2,400 2,200 2,000 1,800 1,600 1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 0 0

Stock-tank Gas at NA point (mmscf/d) Inflow : BASIS=2514.7 C=1.97695e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=3514.7 C=2.76311e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4695.7 C=3.69156e-005 mmscfd/psi**2n Liquid Loading : POUT=1334.7 psia

Inflow : BASIS=3014.7 C=2.37003e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4014.7 C=3.15618e-005 mmscfd/psi**2n Outflow : POUT=1334.7 psia

Schlumberger Created by User on 26/12/11 16:33:38

Liquid Holdup (volume%)

POZO SAL X-14 - LIQUID HOLDUP 31 30 29 28 27 26 25 24 23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

7,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=4633.129 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 16:37:00

BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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POZO SAL X-14 - LONGITUD SLUG 80 75 70 65 60

Mean Slug Length (m)

55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

7,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=4633.129 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 16:37:00

POZO SAL X-14 RELACION VEC/VM 0.25

VEC/VM

0.2

0.15

0.1

0.05

0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Distancia (m)

BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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POZO SAL X-15 POZO SAL X-15 - Verificacion de punto de operacion 6,500 6,000 5,500

Pressure at NA point (psig)

5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 0

Stock-tank Gas at NA point (mmscf/d) Inflow : BASIS=2514.7 C=2.79351e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=3514.7 C=3.90439e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4695.7 C=5.21633e-005 mmscfd/psi**2n Liquid Loading : POUT=1334.7 psia

Inflow : BASIS=3014.7 C=3.34895e-005 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4014.7 C=4.45982e-005 mmscfd/psi**2n Outflow : POUT=1334.7 psia

Schlumberger Created by User on 26/12/11 16:44:15

POZO SAL X-15 - LIQUID HOLDUP 48 46 44 42 40 38 36

Liquid Holdup (volume%)

34 32 30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=4484.578 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 16:52:14

BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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POZO SAL X-15 - LONGITUD DE SLUG 115 110 105 100 95 90 85

Mean Slug Length (m)

80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=4484.578 psia Coords - x: -235.691988406047 y: 128.504034586857

POZO SAL X-15 RELACION VEC/VM 0.4 0.35

VEC/VM

0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0 0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

Distancia (m)

BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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POZO SAL -17 POZO SAL - 17 - Verificacion del punto de operacion 8,000 7,500 7,000 6,500

Pressure at NA point (psig)

6,000 5,500 5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 0

Stock-tank Gas at NA point (mmscf/d) Inflow : BASIS=2514.7 C=0.000182718 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=3514.7 C=0.000255378 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4695.7 C=0.000341189 mmscfd/psi**2n Liquid Loading : POUT=1334.7 psia

Inflow : BASIS=3014.7 C=0.000219048 mmscfd/psi**2n Inflow : BASIS=4014.7 C=0.000291708 mmscfd/psi**2n Outflow : POUT=1334.7 psia

Schlumberger Created by User on 26/12/11 16:58:26

POZO SAL - 17 - LIQUID HOLDUP 44 42 40 38 36 34

Liquid Holdup (volume%)

32 30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=5374.696 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 17:00:16

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POZO SAL - 17 - LONGITUD DE SLUG 140 135 130 125 120 115 110 105 100

Mean Slug Length (m)

95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

Total Distance (m) Inlet Pressure=5374.696 psia Schlumberger Created by User on 26/12/11 17:00:16

POZO SAL -17 RELACION VEC/VM 0.18 0.16 0.14

VEC/VM

0.12 0.1 0.08 0.06 0.04 0.02 0 0

5000

10000

15000

20000

25000

Distancia (m)

BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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APENDICE B ARCHIVO DE COMPORTAMIENTO DE FLUJO PARA ECLIPSE

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POZO SAL X-9 -- This VFP table is produced by PIPESIM Engine: -- release 4.40 02/06/09 PC-32/Intel -- Run took place on 18/12/11 at 12:26:25 -- The quantities are given in FIELD units./ -- Bottom hole depth is calculated from top to bottom of tubing./ VFPPROD 9 9985. 'GAS' 'WGR' 'OGR' 'THP' ' ' 'FIELD' 'BHP' / -- GAS flowrate values, units are MSCF/DAY 200.0000 500.0000 1000.000 3000.000 9000.000 15000.00 25000.00 / -- THP values, units are PSIA 300.0000 600.0000 1200.000 1800.000 / -- WGR values, units are STB/MSCF 0.000000 0.2000000E-02 0.5000000E-02 0.1000000E-01 0.5000000E-01 / -- OGR values, units are STB/MSCF 0.1000000E-01 0.2000000E-01 0.4000000E-01 0.6000000E-01 / -- ALQ () values, units are ^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@ 0.000000 / -- Table body:BHP values, units are PSIA 1 1 1 1 4142.216 3052.518 2024.144 792.2190 2177.550 3703.019 6409.727 / 1 1 2 1 3697.175 2819.615 1896.269 809.8389 2225.740 3746.090 6684.828 / 1 1 3 1 3584.640 2788.722 1825.302 851.6685 2370.011 3981.816 7128.007 / 1 1 4 1 3553.942 2796.835 1811.510 897.9416 2525.818 4220.561 7685.656 / 1 2 1 1 4377.637 3281.123 2259.813 854.9584 2241.316 3770.214 6474.735 / 1 2 2 1 3925.713 2952.189 2059.809 827.3450 2274.764 3835.464 6749.819 / 1 2 3 1 3675.849 2851.406 1945.794 864.8885 2408.007 4055.168 7231.034 / 1 2 4 1 3602.340 2841.813 1908.388 909.5947 2563.669 4281.546 7781.731 / 1 3 1 1 4574.608 3468.689 2460.688 1038.259 2302.894 3842.621 6573.633 / 1 3 2 1 4154.417 3111.383 2217.995 851.5156 2335.874 3929.422 6848.663 / 1 3 3 1 3802.179 2935.846 2066.231 884.4532 2460.586 4148.170 7355.615 / 1 3 4 1 3670.242 2899.367 2014.403 927.1687 2609.695 4361.239 7907.121 / 1 4 1 1 4770.451 3655.233 2652.078 1180.331 2380.324 3946.555 6738.801 / 1 4 2 1 4394.304 3307.879 2394.948 923.3086 2418.494 4053.022 7014.075 / 1 4 3 1 3981.332 3058.321 2209.647 912.2026 2541.065 4279.453 7540.714 / 1 4 4 1 3774.339 2985.549 2141.636 953.1222 2687.495 4491.080 8095.167 / 1 5 1 1 5199.941 4088.031 3090.244 1473.570 2864.447 4703.283 8032.293 / 1 5 2 1 5005.346 3897.281 2936.214 1350.836 2932.585 4853.334 8303.810 / BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

PUNTA ARENAS, CHILE AV. ESPAĂ&#x2018;A 01163 (56-61) 21-3833

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POZO SAL X-10 -- This VFP table is produced by PIPESIM Engine: -- release 4.40 02/06/09 PC-32/Intel -- Run took place on 18/12/11 at 12:43:58 -- The quantities are given in FIELD units./ -- Bottom hole depth is calculated from top to bottom of tubing./ VFPPROD 10 10634.2 'GAS' 'WGR' 'OGR' 'THP' ' ' 'FIELD' 'BHP' / -- GAS flowrate values, units are MSCF/DAY 1000.000 10000.00 30000.00 50000.00 100000.0 150000.0 / -- THP values, units are PSIA 300.0000 600.0000 1200.000 1800.000 / -- WGR values, units are STB/MSCF 0.000000 0.2000000E-02 0.5000000E-02 0.1000000E-01 0.5000000E-01 / -- OGR values, units are STB/MSCF 0.1000000E-01 0.1800000E-01 0.4000000E-01 0.6000000E-01 / -- ALQ () values, units are ^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@ 0.000000 / -- Table body:BHP values, units are PSIA 1 1 1 1 4267.378 489.5107 693.4571 960.7930 1685.629 2456.499 / 1 1 2 1 3847.071 503.0605 711.3085 980.1967 1685.668 2458.123 / 1 1 3 1 3741.152 538.5132 734.4195 1011.358 1729.320 2539.503 / 1 1 4 1 3727.197 569.2407 766.2729 1047.517 1786.668 2620.031 / 1 2 1 1 4571.171 497.1136 709.4419 981.3818 1710.501 2462.555 / 1 2 2 1 4207.871 507.7074 712.1619 988.5161 1703.293 2461.153 / 1 2 3 1 3881.179 541.7265 741.0599 1021.041 1740.643 2549.634 / 1 2 4 1 3793.301 570.3731 772.9375 1057.039 1793.581 2629.318 / 1 3 1 1 4775.723 536.0930 729.8238 1007.755 1739.731 2504.285 / 1 3 2 1 4442.763 519.1498 727.3005 1003.825 1726.593 2489.309 / 1 3 3 1 4038.441 550.0239 749.8627 1034.617 1764.602 2569.569 / 1 3 4 1 3869.485 578.3087 780.5692 1069.234 1815.761 2649.611 / 1 4 1 1 4981.990 628.9413 753.3696 1037.902 1782.922 2566.204 / 1 4 2 1 4686.977 535.4345 752.9693 1038.227 1766.508 2546.296 / 1 4 3 1 4244.191 562.2061 769.9583 1053.911 1800.465 2603.468 / 1 4 4 1 3988.480 588.3190 793.5885 1088.062 1849.035 2683.367 / 1 5 1 1 5479.594 697.2263 861.8018 1190.267 2025.390 2902.837 / 1 5 2 1 5329.827 645.9593 867.2252 1194.734 2029.376 2912.763 / 1 5 3 1 4971.243 640.7514 887.0517 1188.516 BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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POZO SAL X-11 -- This VFP table is produced by PIPESIM Engine: -- release 4.40 02/06/09 PC-32/Intel -- Run took place on 18/12/11 at 12:55:37 -- The quantities are given in FIELD units./ -- Bottom hole depth is calculated from top to bottom of tubing./ VFPPROD 11 11514.1 'GAS' 'WGR' 'OGR' 'THP' ' ' 'FIELD' 'BHP' / -- GAS flowrate values, units are MSCF/DAY 500.0000 1000.000 5000.000 10000.00 30000.00 50000.00 / -- THP values, units are PSIA 300.0000 600.0000 1200.000 1800.000 / -- WGR values, units are STB/MSCF 0.000000 0.2000000E-02 0.5000000E-02 0.1000000E-01 0.5000000E-01 / -- OGR values, units are STB/MSCF 0.1000000E-01 0.2400000E-01 0.4000000E-01 0.6000000E-01 / -- ALQ () values, units are ^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@ 0.000000 / -- Table body:BHP values, units are PSIA 1 1 1 1 5005.460 4496.813 1927.380 507.3945 715.6443 989.7993 / 1 1 2 1 4581.059 3993.625 1755.788 536.8550 736.4562 1018.265 / 1 1 3 1 4304.910 3923.183 1712.088 567.5390 767.4091 1052.394 / 1 1 4 1 4210.646 3896.337 1711.294 601.5221 805.0014 1098.012 / 1 2 1 1 5322.221 4812.512 2319.259 520.7204 730.6394 1004.703 / 1 2 2 1 4878.101 4331.572 2030.337 544.2751 745.4297 1031.025 / 1 2 3 1 4521.695 4108.937 1934.775 573.3017 775.2218 1063.810 / 1 2 4 1 4291.952 3969.076 1897.300 607.7053 811.6410 1108.145 / 1 3 1 1 5535.045 5024.250 2582.080 644.6951 750.1238 1034.463 / 1 3 2 1 5094.462 4559.939 2222.254 554.6518 760.9069 1046.585 / 1 3 3 1 4698.589 4276.254 2103.902 579.8576 785.5748 1078.483 / 1 3 4 1 4388.441 4051.793 2047.813 615.0701 820.6795 1121.482 / 1 4 1 1 5746.965 5238.194 2828.840 809.1015 776.8436 1072.226 / 1 4 2 1 5332.232 4807.650 2441.857 571.4221 785.7602 1076.768 / 1 4 3 1 4915.962 4482.719 2291.542 595.4957 805.5589 1099.713 / 1 4 4 1 4535.821 4182.628 2219.598 627.1778 837.3268 1141.293 / 1 5 1 1 6223.203 5758.430 3398.913 1014.457 902.1051 1239.937 / 1 5 2 1 6014.615 5520.610 3166.943 776.0587 915.8750 1254.697 / 1 5 3 1 5698.251 5240.307 2997.062 720.9318 BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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POZO SAL X-12 -- release 4.40 02/06/09 PC-32/Intel -- Run took place on 18/12/11 at 13:11:03 -- The quantities are given in FIELD units./ -- Bottom hole depth is calculated from top to bottom of tubing./ VFPPROD 12 10773.3 'GAS' 'WGR' 'OGR' 'THP' ' ' 'FIELD' 'BHP' / -- GAS flowrate values, units are MSCF/DAY 1000.000 10000.00 30000.00 70000.00 120000.0 190000.0 / -- THP values, units are PSIA 300.0000 600.0000 1200.000 1800.000 / -- WGR values, units are STB/MSCF 0.000000 0.2000000E-02 0.5000000E-02 0.1000000E-01 0.5000000E-01 / -- OGR values, units are STB/MSCF 0.1000000E-01 0.1700000E-01 0.4000000E-01 0.6000000E-01 / -- ALQ () values, units are ^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@ 0.000000 / -- Table body:BHP values, units are PSIA 1 1 1 1 4222.437 541.4766 709.2999 1193.565 1909.452 2964.411 / 1 1 2 1 3885.139 569.5134 734.9594 1245.016 1953.384 3018.611 / 1 1 3 1 3856.600 645.0562 791.0197 1309.530 1987.600 3094.176 / 1 1 4 1 3878.950 702.8371 844.4868 1282.576 2053.042 3189.390 / 1 2 1 1 4652.190 556.7815 726.7517 1236.625 1934.386 3000.050 / 1 2 2 1 4363.894 580.1681 736.8380 1259.672 1959.891 2990.605 / 1 2 3 1 4024.081 648.5041 797.8755 1326.475 1991.919 3100.064 / 1 2 4 1 3960.256 705.9251 850.1892 1291.853 2058.192 3195.687 / 1 3 1 1 4867.014 856.1635 751.3542 1272.753 1985.182 3042.063 / 1 3 2 1 4602.346 594.6950 759.8886 1278.655 1992.530 3015.660 / 1 3 3 1 4180.433 660.7399 808.5932 1346.794 2010.555 3125.026 / 1 3 4 1 4038.771 715.5478 858.5012 1308.825 2074.524 3220.487 / 1 4 1 1 5085.296 1063.930 783.1255 1321.407 2048.819 3090.160 / 1 4 2 1 4850.595 784.8454 790.6967 1318.545 2048.752 3071.981 / 1 4 3 1 4384.522 678.6292 833.3006 1375.571 2050.539 3166.466 / 1 4 4 1 4163.871 731.1722 877.0196 1333.347 2107.972 3262.025 / 1 5 1 1 5649.904 1481.371 935.4110 1541.946 2298.975 3464.042 / 1 5 2 1 5537.269 1369.192 945.6836 1466.929 2305.236 3484.379 / 1 5 3 1 5171.930 1127.252 985.1242 1490.416 BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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-- This VFP table is produced by PIPESIM Engine:

POZO SAL X-13 -- release 4.40 02/06/09 PC-32/Intel -- Run took place on 18/12/11 at 23:24:11 -- The quantities are given in FIELD units./ -- Bottom hole depth is calculated from top to bottom of tubing./ VFPPROD 13 10525.6 'GAS' 'WGR' 'OGR' 'THP' ' ' 'FIELD' 'BHP' / -- GAS flowrate values, units are MSCF/DAY 1000.000 10000.00 30000.00 70000.00 120000.0 190000.0 / -- THP values, units are PSIA 300.0000 600.0000 1200.000 1800.000 / -- WGR values, units are STB/MSCF 0.000000 0.2000000E-02 0.5000000E-02 0.1000000E-01 0.5000000E-01 / -- OGR values, units are STB/MSCF 0.1000000E-01 0.1600000E-01 0.4000000E-01 0.6000000E-01 / -- ALQ () values, units are ^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@ 0.000000 / -- Table body:BHP values, units are PSIA 1 1 1 1 4034.824 487.4270 763.3992 1463.603 2393.928 3801.620 / 1 1 2 1 3714.354 493.9416 775.7413 1480.924 2415.077 3832.707 / 1 1 3 1 3547.713 517.6103 791.6058 1473.677 2408.734 3913.535 / 1 1 4 1 3534.105 538.4132 802.3713 1491.254 2447.951 3960.192 / 1 2 1 1 4271.422 492.7260 781.1693 1480.687 2417.845 3815.229 / 1 2 2 1 3967.872 499.0145 785.4327 1490.922 2412.590 3848.998 / 1 2 3 1 3634.382 519.4544 792.0318 1481.381 2416.616 3925.957 / 1 2 4 1 3581.229 540.1064 807.6792 1499.678 2456.238 3973.522 / 1 3 1 1 4474.487 511.1823 804.9044 1501.035 2447.829 3850.931 / 1 3 2 1 4198.406 508.2949 802.2452 1488.575 2411.404 3829.961 / 1 3 3 1 3754.055 527.2650 797.0596 1492.260 2429.857 3945.891 / 1 3 4 1 3648.749 545.2363 814.9556 1510.220 2468.991 3993.574 / 1 4 1 1 4674.755 558.9716 832.3828 1512.197 2444.070 3847.048 / 1 4 2 1 4433.114 524.2823 819.1621 1494.476 2435.429 3863.671 / 1 4 3 1 3928.239 538.5334 813.1796 1507.983 2458.132 3981.040 / 1 4 4 1 3753.254 554.8893 827.2337 1526.747 2491.671 4026.364 / 1 5 1 1 5129.301 599.7073 910.0623 1649.467 2635.979 4120.363 / 1 5 2 1 5013.051 593.1515 909.1813 1637.875 2641.520 4151.933 / 1 5 3 1 4615.843 603.9339 913.7215 1634.086 BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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-- This VFP table is produced by PIPESIM Engine:

POZO SAL X-14 -- release 4.40 02/06/09 PC-32/Intel -- Run took place on 18/12/11 at 23:32:07 -- The quantities are given in FIELD units./ -- Bottom hole depth is calculated from top to bottom of tubing./ VFPPROD 14 9961.6 'GAS' 'WGR' 'OGR' 'THP' ' ' 'FIELD' 'BHP' / -- GAS flowrate values, units are MSCF/DAY 1000.000 10000.00 30000.00 50000.00 80000.00 / -- THP values, units are PSIA 300.0000 600.0000 1200.000 1800.000 / -- WGR values, units are STB/MSCF 0.000000 0.2000000E-02 0.5000000E-02 0.1000000E-01 0.5000000E-01 / -- OGR values, units are STB/MSCF 0.1000000E-01 0.1700000E-01 0.4000000E-01 0.6000000E-01 / -- ALQ () values, units are ^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@ 0.000000 / -- Table body:BHP values, units are PSIA 1 1 1 1 3358.140 466.2433 624.5272 857.1792 1228.912 / 1 1 2 1 3322.280 479.4040 635.6715 873.6874 1250.417 / 1 1 3 1 3382.590 514.0117 651.2227 901.5430 1275.307 / 1 1 4 1 3376.552 541.5559 666.3976 916.5112 1297.413 / 1 2 1 1 3994.279 476.9300 638.4105 877.5898 1260.623 / 1 2 2 1 3666.598 485.0330 640.8985 882.8750 1264.807 / 1 2 3 1 3479.987 517.6415 653.2034 904.9963 1282.995 / 1 2 4 1 3450.564 545.8935 670.8021 920.4541 1305.146 / 1 3 1 1 4212.416 494.4365 655.8574 896.7931 1280.361 / 1 3 2 1 3895.945 499.7901 652.2397 893.2635 1280.032 / 1 3 3 1 3578.520 526.0157 658.1064 910.6065 1295.475 / 1 3 4 1 3514.998 548.9286 676.0750 928.4666 1318.774 / 1 4 1 1 4430.031 532.1308 673.3879 922.1037 1312.000 / 1 4 2 1 4148.692 517.4563 667.8947 914.0432 1302.856 / 1 4 3 1 3732.769 539.8517 671.8477 920.8313 1313.165 / 1 4 4 1 3612.232 560.7404 686.1315 941.4321 1339.434 / 1 5 1 1 4933.592 591.3741 743.8697 1022.120 1451.432 / 1 5 2 1 4796.728 594.2344 745.3195 1022.902 1452.379 / 1 5 3 1 4425.439 612.0224 756.1276 1035.604 BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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-- This VFP table is produced by PIPESIM Engine:

POZO SAL X-15 -- release 4.40 02/06/09 PC-32/Intel -- Run took place on 18/12/11 at 23:38:30 -- The quantities are given in FIELD units./ -- Bottom hole depth is calculated from top to bottom of tubing./ VFPPROD 15 11502. 'GAS' 'WGR' 'OGR' 'THP' ' ' 'FIELD' 'BHP' / -- GAS flowrate values, units are MSCF/DAY 1000.000 10000.00 30000.00 50000.00 80000.00 120000.0 / -- THP values, units are PSIA 300.0000 600.0000 1200.000 1800.000 / -- WGR values, units are STB/MSCF 0.000000 0.2000000E-02 0.5000000E-02 0.1000000E-01 0.5000000E-01 / -- OGR values, units are STB/MSCF 0.1000000E-01 0.2100000E-01 0.4000000E-01 0.6000000E-01 / -- ALQ () values, units are ^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@^@ 0.000000 / -- Table body:BHP values, units are PSIA 1 1 1 1 4125.942 488.2683 772.5950 1114.599 1670.566 2436.541 / 1 1 2 1 3853.761 500.8245 793.4369 1150.967 1689.980 2464.004 / 1 1 3 1 3834.323 521.3748 800.9713 1157.558 1702.966 2504.910 / 1 1 4 1 3820.091 542.9642 826.8165 1192.895 1751.534 2569.557 / 1 2 1 1 4788.787 496.1681 794.1384 1141.088 1696.071 2455.916 / 1 2 2 1 4346.681 505.5166 797.7144 1144.401 1684.505 2445.575 / 1 2 3 1 4040.428 524.7510 807.9382 1164.819 1717.224 2503.515 / 1 2 4 1 3916.372 545.1350 832.9550 1199.539 1763.219 2568.614 / 1 3 1 1 5003.037 521.4762 819.3464 1164.393 1706.254 2467.156 / 1 3 2 1 4580.030 515.4382 804.6201 1155.267 1701.473 2476.957 / 1 3 3 1 4201.341 531.8793 817.1439 1178.373 1734.292 2528.773 / 1 3 4 1 3995.496 549.8310 841.4053 1210.503 1781.419 2586.196 / 1 4 1 1 5214.183 581.4456 838.2362 1194.205 1745.808 2518.934 / 1 4 2 1 4827.331 531.2713 827.8913 1185.083 1731.142 2523.895 / 1 4 3 1 4402.691 544.0103 835.6804 1200.343 1765.220 2570.595 / 1 4 4 1 4118.649 561.4144 855.9257 1229.921 1808.244 2626.625 / 1 5 1 1 5691.023 622.3994 940.8907 1354.626 1969.617 2826.077 / 1 5 2 1 5485.126 601.3855 943.8542 1355.969 1969.953 2830.831 / 1 5 3 1 5136.386 611.0423 955.2061 1363.515 BUENOS AIRES, ARGENTINA CERRITO 1320 SUITE 1B (54)-11-4815-2218

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