Modelo de Gestión para el Seguimiento y Desarrollo de un Yac. Maduro BA-PBS008-030428-US-CCP-MS.ppt Modelo de Gestión para el Seguimiento y Desarrollo de un Yac. Maduro (Puesto Hernández) Fabian Maggi (PESA) Jorge Lorenzón (PESA) Juan Carlos Bassi

Contenido Objetivo Ubicación del yacimiento PH Principales reservorios Historia de producción Situación Actual Definición de necesidades Integración de modelos Conclusiones

Objetivos Incorporar Herramientas Integradas Seguimiento/Optimización Rec. Secundaria Optimización de Costos Operativos Aumento de Producción Incrementar el Factor de Recuperación Permita evaluar Alternativas en Diferentes Escenarios

Ubicación del Yacimiento BA-PBS008-030428-US-CCP-MS.ppt Ubicación del Yacimiento NOROESTE CUYANA NEUQUINA 1200 K GOLFO SAN JORGE AUSTRAL BUENOS AIRES Pozos Productores 824 Pozos Inyectores 484 Puesto Hernández (147Km2) PESA 38,45 % Repsol - YPF 61,55 %

BA-PBS008-030428-US-CCP-MS.ppt Información general Calidad de hidrocarburo Cuenca Cuenca Neuquina Superficie 147 km2 (36,324 acres) Producción Horizontes de Fm. Agrio / Rayoso / Huitrin Producción bruta Operador Petrobras Energía Inyección de Agua Participación PESA 38.45 % - Repsol YPF 61.55% Pozos productores activos Acumulada Petróleo 64.8 MMm3 (407.58 MMbbl) Pozos inyectores activos Acumulada Inyección 379.5 MMm3 (2386.98 MMbbl) (Oil) Pozos perforados (Oil) Acumulada Bruta 256.5 MMm3 (1613.34 MMbbl) Sistema extractivo principal Descubrimiento 1967 The area was discovered in 1967 by YPF, which continued its development until mid- 1991, when it was acquired by UTE Puesto Hernández in an international bidding. From then on, it has been operated by our company. In total, the area covers aproximately 36 thousands acres, where more than 1000 wells have been drilled to date, of which 613 currently produce oil. Another 374 wells serve as water injectors for secondary recovery. The oil production is 37 thousands barrels per day with a water injection of 546 thousands barrels per day. Calidad de hidrocarburo Calidad de hidrocarburo 27.5 API Profundidad promedio Profundidad promedio 1,000 metros 3580 m3/d Producción Producción de petróleo de petróleo (22517.5 bbl/d) Producción bruta Producción bruta 75,102 m3/d (471.736 bbl/d) Inyección de Agua Inyección de Agua 83,554.9 m3/d (522.054 bbl/d) Pozos productores activos Pozos productores activos 824 Pozos inyectores activos Pozos inyectores activos 484 (Oil) (Oil) Pozos perforados Pozos perforados 1510 Sistema extractivo principal Sistemas extractivos BM, BES, PCP BM, BES, PCP

Principales reservorios BA-PBS008-030428-US-CCP-MS.ppt Principales reservorios Mbro . Superior . Chorreado Fm . Agrio . Huitrín Ciclo A+B Ciclo C Ciclo D . Avilé Ciclo E Capa H Capas F+G . La Tosca . Troncoso . Evaporítico . Clástico . Rayoso Capa 1 Capa 2 y 3 Capa 4 y 5 Areniscas y pelitas fluvio lacustres Areniscas fluvio eólicas Calizas y areniscas calcáreas marino litorales Capa 6,7 y 8 S N 500 mbbp 1200 mbbp Gr. Neuquén WOC Trampa Estratigráfica (Discordancia) Trampa Combinada (Estratigráfica) (Pinch-Out Permeable) Fm. Rayoso Mbr. Troncoso (Fm. Huitrín) Mbr. Avilé (Fm.Agrio) Mbr Agrio Sup. (Fm. Agrio) Here, we can see the main reservoirs: Avilé and Agrio Sup members from the Agrio formation, Troncoso Inf member form the Huitrin formation and the Rayoso formation. The structure is an homoclinal with a regional southward dip. All the layers have independent water oil contacts. There are different types of traps: a pinch out for Avilé, stratigraphic limits for Agrio and Troncoso and an unconformity for Rayoso. These reservoirs are found at a depth between 1600 and 4000 feets.

Evolución histórica e hitos principales 1991- Takeover PESA 363 pozos productores / 63 pozos inyectores 1969-Avilé Mbr Descubrimiento 813 prod. /495 iny. (m3/d) 1970-.Avilé Mbr Desarrollo 1971- Agrio Sup /Huitrín Desarrollo Respuesta Inyección 2004/05 1976- Rayoso Fm Desarrollo 1977- Avilé Inyección Periférica 1988- Avilé Patrón de Inyec. 1993- Rayoso Inyección Periférica 2000-Desarrollo intensivo RS Rayoso / Agrio / Huitrín 1995- Registración Sísmica 3D (195 km2) 1994- Agrio/Huitrín Pilotos de Recuperación Secundaria

Mapa PH actual Yac. Puesto Hernandez

Mapa de pozos inyectores Yac. Puesto Hernandez Inyección Total 84.5 Mm3/d Iny. Agua Dulce 16% Iny. Agua Salada 84% Pozos Inyectores 484 Iny. Agua Dulce 23% Iny. Agua Salada 77%

Situación actual Importantes volumenes de Bruta/Inyección Producción/Inyección en multiples capas por pozo Manejo de la superposición de diferentes tiempos de respuestas en un mismo pozo Necesidad de mayor seguimiento y precisión en controles Asignación de producción e inyección por Fm para cada pozo Contrastes de permeabilidad entre capas Heterogeneidad en la eficiencia de barrido – Canalizaciónes (congl. Hd) Necesidad de inyección selectiva a nivel de Fm/Capas Manejo calidad de agua – corrosión e incrustaciones Dificultades en intervención de pozos (Rot. Csg – Pescas – Incrust./Corrosión) Monitoreo constante de un equipo multidisciplinario

Como mejoramos lo que hoy tenemos PD? Adaptación de las instalaciones – Bat. Líneas Electricas INTEGRACION DE MODELOS DE SUBSUELO Y SUPERFICIE Evaluación del costo operativo al nuevo requerimiento - Adaptación del lifting Adaptación de Ductos AVILE AGRIO RAYOSO Detección de zonas barridas y no barridas en los reservorios Regulación de la inyección en zonas barridas y no barridas – Propuestas de int. con Eq.

Integración de Modelos SAHARA MODELO DE SIMULACION INTEGRAL Alternativas de Desarrollo y Pronósticos PIPESIM Generación de Modelos Optimizados Red de Inyecc. PIAD - PIAS FLOMATIC Diagnóstico Alternativas Generación de Modelos Optimizados Colectores/ Baterías Análisis Económico de Escenarios Proyectos Zonas de Estudios Est.Esp. Polímeros Mod. De Krel/Obturantes CYMDIST POZOS Generación de Modelos de Redes Eléctricas Evaluación Intervenciones Alternativas ténicas Optimización Costos

SAHARA - Modelado reservorio BA-PBS008-030428-US-CCP-MS.ppt SAHARA - Modelado reservorio SAHARA (Reservorio) PREPARACION INFO. y PRORRATEOS Rayoso Agrio Avilé SIMULACION (5 bloques) AVILE AGRIO RAYOSO EMPALME DE ZONAS SIMULADAS IMPUT: PIPESIM FLOMATIC CYMDIST Análisis Alternativa Cierre de Inyección Alternativas de Desarrollo Pronóstico de Producción por pozo y capa DIAGNOSTICO Detección de zonas no barridas Qi requeridos Alternativas a considerar Análisis Alternativa Redirecc.de Inyección EVALUACION ECONOMICA Análisis Alternativa Conversión /Perf /Infill

Salidas del software Sahara Mapas de volumen poral con hidrocarburo remanente: Se calcula con las saturaciones de petróleo resultantes de cada malla y los mapas de volumen poral, para cada uno de los reservorios. Estos mapas fueron obtenidos a las condiciones actuales y a una fecha futura manteniendo las condiciones actuales de operación, de modo de identificar las zonas ya barridas y las zonas con petróleo remanente. Situación actual Situación futura Zonas sin barrer Zonas con buen barrido actual Zonas actualmente barridas con alta saturación de agua Zonas barridas con saturaciones remanente de petróleo Zonas con barrido actual insuficiente

Saturación de Petróleo Original y Elementos de Flujo Validación: Zona 2: Fm. Agrio Corte A-A´ Saturación de Petróleo Original y Elementos de Flujo Capa D Capa C Capa B Capa A A B C D Capas A y D se observan barridas. - En capa B la So responde a saturaciones originales - Capa C muestra mayor saturación de Pet. que el modelo.

PIPESIM – Modelado de instalaciones / Ing. extracción SAHARA Esquema general de la red de inyección (Tres Plantas Inyección e interconexiones) Ramales, Distribuidores y Pozos Esquema de Pozo Selectivo Esquema de Pozo Global PIPESIM ( Instalaciones – Ing. De Extracción ) REDES DE AGUA INYECCION DULCE / SALADA GENERACION DE MODELOS Red de Inyecc. PIAD - PIAS Análisis Optimización Red Iny. PIAD-PIAS IDENTIF. CUELLOS DE BOTELLA Recopilación de Info Básica Generación de Modelos Validación / Completación de Info Básica Recopilación / Validación de Datos Operacionales Ajustes del Modelo Análisis Alternativa Cierre de Inyección SIMULACION DE MEJORAS SIMULACION VALORIZACION ECONOMICA Análisis Alternativa Redirecc.de Inyección PRESENTACION DE INFORMES Análisis Alternativa Conversión /Perf /Infill

FLOMATIC: Modelado colectores/ baterías/ PTC SAHARA PIPESIM Alternativas de Desarrollo y Pronósticos Generación de Modelos Optimizados Red de Inyecc. PIAD - PIAS FLOMATIC Colectores/Baterías/ PTC Fluídos Producidos Generación de Modelos Colectores / Baterías / PTC Análisis Alternativa Cierre de Inyección SIMULACION DE MEJORAS Análisis de Sensibilidad de la Optimización de Colectores/ Baterías/ PTC VALORIZACION ECONOMICA Análisis Alternativa Redirecc.de Inyección PRESENTACION DE INFORMES Análisis Alternativa Conversión /Perf /Infill

CYMDIST: Modelado de redes de distribución eléctricas SAHARA PIPESIM FLOMATIC Generación de Modelos e Informes CYMDIST Redes de Distribución Eléctrica Planteo y Discución de Hipótesis y Escenarios Ejecución Estudios Eléctricos Informe Parcial 2 GENERACION DE MODELOS de Redes Eléctricas Informe Parcial 1 Informe FINAL Relev. / Validación Base de Datos Recop./ Revisión Inicial de Información Disponible Relevamiento de Instalaciones Digitalización de Base de Datos y Verificación final Análisis Sensibilidad para Optimización R. Eléctricas Optim. Instal.de Compensación de Potencia Reactiva Análisis Escenarios de Iny./Prod. Propuestos por Reservorios Confiabilidad y Coordinación de Protecciones

Conclusiones Se logro Integrar en un único modelo de reservorios los intervalos productivos del Yac. PH (Avilé, Agrio y Rayoso) y sus diferentes capas. Permitió elaborar escenarios de distribución areal y vertical de agua de inyección que maximicen la producción de petróleo. Identificar las implicancias en términos de instalaciones de superficie y fondo para cada escenario. Identificar los cambios necesarios en cada escenario evaluado para ductos de inyección y producción (líquidos y gas). Identificar las modificaciones necesarias en el sistema eléctrico. Evaluaciones económicas considerando los costos de cada disciplina. Identificar zonas donde se deba profundizar análisis para optimizar estudios y operaciones. Visualizar en una herramientas información de pozos y procesos básicos para el análisis Se logro focalizar todas las disciplinas en un único objetivo Incorporar una herramientas de seguimiento y optimización con posibilidad de realimentar y permitir una mejora continua de la misma Actualmente se realiza campaña de intervenciones de pozos y validación de modelos

Agradecimientos A PESA y Repsol YPF por permitir realizar el trabajo y compartir esta experiencia A los coordinadores técnicos y profesionales vinculados a este trabajo Gutierrez F. - Torres R. - Bondonno D. - Tavera E. - Semprino E. A la participación de VYP consultores Paradiso A. - Chimienti M. A OPS&S Consulting por el apoyo en la Gestión Rosas P. - Munizaga F. A Dvoskin M de Pragma Consultores por las pautas de diseño interface Sahara- Pipesim A los técnicos y profesionales del equipo de seguimiento de operaciones del área. Casamayor J - Mansilla J - Barbero R -Spinzantti J - Buzaglo S. - Foglino E

MUCHAS GRACIAS fabian.maggi@petrobras.com