YACIMIENTOYACIMIENTOBORDE COLORADO ESTEBORDE COLORADO ESTE

LA REVITALIZACIÓN DE UN CAMPO LA REVITALIZACIÓN DE UN CAMPO CON ALTO GRADO DE CON ALTO GRADO DE

EXPLOTACIÓNEXPLOTACIÓN

PIONEER NATURAL RESOURCES, ARGENTINAPIONEER NATURAL RESOURCES, ARGENTINA

BCE – ESTUDIO DE OPTIMIZACIÓNBCE – ESTUDIO DE OPTIMIZACIÓN

DESARROLLO DEL TRABAJO :DESARROLLO DEL TRABAJO :

1.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL YACIMIENTODESCRIPCIÓN GENERAL DEL YACIMIENTO

2.2. ESTUDIOS REALIZADOSESTUDIOS REALIZADOS

3.3. OPORTUNIDADES DE MEJORA DETECTADAS: OPORTUNIDADES DE MEJORA DETECTADAS: OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN E INYECCIÓN, OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN E INYECCIÓN, PERFORACIÓN INFILL, ETC.PERFORACIÓN INFILL, ETC.

4.4. RESULTADOS A LA FECHARESULTADOS A LA FECHA

Mapa de UbicacionMapa de UbicacionPIONEERPIONEER

AREAS DEL NORTEAREAS DEL NORTE

PIONEERPIONEERAREAS DEL SURAREAS DEL SUR

AV

PZ

NdM

AND

CL

Dadïn

LP

ASD

AQ-DSM

AC

DH ASD

CV

MBE

BE

LPd

BCE

BCE Field

Borde Colorado FieldBorde Colorado Field

Top ReservoirTime Structure Map

Top ReservoirTime Structure Map

Borde Colorado – Linea Borde Colorado – Linea SismicaSismica

NW

SEBC-1009BC-1009 BCE-1027BCE-1027 BC.e-1002BC.e-1002

BCE HISTORIA de PRODUCCIÓN BCE HISTORIA de PRODUCCIÓN

BORDE COLORADO ESTE

INFORMACIÓN BÁSICA (PUNTOS DESTACABLES)

GeologíaGeologíaN° de capas productivas (QDS + N° de capas productivas (QDS +

Cuyo)Cuyo) (#)(#) 10 (2 + 8)10 (2 + 8)

Profundidades, rangoProfundidades, rango (mbnt)(mbnt) 707 - 887707 - 887

Presión estática, rangoPresión estática, rango (psi)(psi) 770 - 940770 - 940

Temperatura, rangoTemperatura, rango (°F / °C)(°F / °C) 103 - 116 / 39 - 103 - 116 / 39 - 47 47

Porosidad, QDS / Cuyo, rangoPorosidad, QDS / Cuyo, rango (%)(%) 8 – 14 / 9 - 208 – 14 / 9 - 20

Espesor neto de cada reservorio, Espesor neto de cada reservorio, rango rango (m)(m) 2 - 182 - 18

Petróleo Petróleo

DensidadDensidad (gr/cm - (gr/cm - °API)°API) 0,8919 - 27,20,8919 - 27,2

Viscosidad, @ Pb & TrViscosidad, @ Pb & Tr (cp)(cp) 53,953,9

Presión de burbuja (Pb)Presión de burbuja (Pb) (psia)(psia) 329,9329,9

Factor volumétrico de formación (Boi)Factor volumétrico de formación (Boi) (-)(-) 1,02141,0214

Relación gas-petróleo (RGP), @ Pb & Relación gas-petróleo (RGP), @ Pb & TrTr (scfg/stbo)(scfg/stbo) 32,232,2

BCE SITUACIÓN PRESENTEBCE SITUACIÓN PRESENTE

INFORMACIÓN de PRODUCCIÓN HASTA FEBRERO 2005INFORMACIÓN de PRODUCCIÓN HASTA FEBRERO 2005• WellsWells

– Numero de pozos productivosNumero de pozos productivos :: 2929– Numero de pozos inyectoresNumero de pozos inyectores :: 4 4– Numero de pozos sumideroNumero de pozos sumidero :: 1 1

• Equipamiento de ExtracciónEquipamiento de Extracción

– PCPsPCPs :: 1818– Bombeo MecánicoBombeo Mecánico :: 1010– ESPESP :: 1 1

• Oleoductos & Sistema de DespachoOleoductos & Sistema de Despacho

– BateríaBatería :: 1 1– Canería de Petróleo 22 km y 6”Canería de Petróleo 22 km y 6” :: 1 1

BCE – OBJETIVOS DEL ESTUDIOBCE – OBJETIVOS DEL ESTUDIO

MAXIMIZACIÓN de la PRODUCCIÓN de PETRÓLEO BASADO MAXIMIZACIÓN de la PRODUCCIÓN de PETRÓLEO BASADO EN :EN :

1.1. ESTUDIO GEOLÓGICOESTUDIO GEOLÓGICO

2.2. EMPUJE NATURAL de AGUAEMPUJE NATURAL de AGUA

3.3. HISTORIA de PRODUCCIÓNHISTORIA de PRODUCCIÓN

4.4. PRECIOS de PETRÓLEO ACTUALESPRECIOS de PETRÓLEO ACTUALES

5.5. RECUPERACIÓN SECUNDARIARECUPERACIÓN SECUNDARIA

6.6. TÉCNOLOGIATÉCNOLOGIA

BORDE COLORADO ESTEBORDE COLORADO ESTEARENA NETA BCE QDSARENA NETA BCE QDS

Bajo Quebrada del SapoBajo Quebrada del Sapo

BCE-1.2 Espesor NetoBCE-1.2 Espesor Neto

BORDE COLORADO ESTEBORDE COLORADO ESTEMapa Estructural BCE 2.1Mapa Estructural BCE 2.1

BORDE COLORADO ESTEBORDE COLORADO ESTEARENA NETA BCE 2.1ARENA NETA BCE 2.1

BCE-3.2BCE-3.2

Capa BCE 7.1, Mapa de Espesor Neto

BORDE COLORADO ESTEBORDE COLORADO ESTEMAPA PALEOGEOGRAFICO BCE 1.2MAPA PALEOGEOGRAFICO BCE 1.2

•2,504,000 MTR

•BC-5

•BC-6

•BC-7

•BC-20

•BC-23

•BC-24

•BC-1003

•BC.a-1006

•BC.a-1007

•BC-1008•BC-1009

•BCE.x-1001

•BCE.e-1002

•BCE-1003

•BCE-1004

•BCE-1006

•BCE-1007

•BCE-1008

•BCE-1009

•BCE-1010

•BCE-1011

•BCE-1012

•BCE-1014

•BCE-1015

•BCE-1016

•BCE-1017

•BCE-1018

•BCE-1019

•BCE-1020/I

•BCE-1022

•BCE-1023

•BCE-1025

• 5,6

63,0

00 M

TR •5,663,000 M

TR

• 5,6

64,0

00 M

TR •5,664,000 M

TR

•2,504,000 MTR •355 Mtr/In•PETRA 5/11/2004 4:07:31 PM

•BCE-1005

•BCE-1021

•BCE-1024

Grava gruesaGrava gruesaGrava mediaGrava media

Grava medio-finaGrava medio-finaGrava fina/arenaGrava fina/arenaArena guijarrosaArena guijarrosa

Arena y pelitaArena y pelita

lóbulo de grava 1lóbulo de grava 1

lóbulo de grava 2lóbulo de grava 2

finos de interlóbulofinos de interlóbulo

ANALOGOANALOGO

Grava gruesaGrava gruesaGrava mediaGrava media

Grava medio-finaGrava medio-finaGrava fina/arenaGrava fina/arenaArena guijarrosaArena guijarrosa

Arena y pelitaArena y pelita

lóbulo de grava 1lóbulo de grava 1

lóbulo de grava 2lóbulo de grava 2

finos de interlóbulofinos de interlóbulo

Bajada Aluvional – Análogo Bajada Aluvional – Análogo BCEBCE

Distribución del POIS entre los reservorios Distribución del POIS entre los reservorios

productoresproductores

Promedios de Porosidad y SaturaciónPromedios de Porosidad y Saturación

Reservas por CapaReservas por Capa

Zonas POIS en reservorio

(Mm3p) POIS en superficie

(Mm3p)

QDS 717.8 703.7

BQDS 194 190.2

BCE 1.2 a 97.6 95.6

BCE 1.2 b 124 121.5

BCE 2.1 a 555 544.1

BCE 2.1 b 273 276.6

BCE 2.1 c 259 253.9

BCE 3 a 178 174.5

BCE 3 b 77 75.5

BCE 3 c 92 90.2

BCE 3.1 221 216.6

BCE 3.2 102 100

BCE 3.3 15 14.7

BCE 7.1 123 120.5

BCE 7.2 276 228

TOTAL 3301 3205.6

Corte EstratigráficoCorte Estratigráfico

Direcciones Preferenciales de Direcciones Preferenciales de DepositaciónDepositación

Mapa de Temperaturas de Boca de Pozo año 2002Mapa de Temperaturas de Boca de Pozo año 2002

BORDE COLORADO ESTE

DEFINICIÓN DE LAS UNIDADES HIDRÁULICAS

•Agua = 1,062 [g/cm3]

•Petróleo = 0 ,887 [g/cm3]

•3-1

•2-1•2-1•1-2

•BQDS•BQDS

•7-1

•3-2

•3-1

•BQDS

•70

•90

•110

•130

•150

•170

•190

•210

•230

•250

•750 •800 •850 •900 •950 •1000

•P [psi]

•h [mbnm]•BCE.x-1001 •BCE-1002 •Grad. agua

•CAP1 = 137 mbnm

•CAP2 = 146 mbnm

•CAP4 = 232 mbnm

Los “contactos agua-petróleo” fueron identificados por:

interpretación de presiones estáticas originales (RFT).

interpretación de perfiles (gradientes de Rt).

resultados de pistoneos originales.

verificación de contactos verticales entre capas vecinas, por perfiles.

BCE-1017 BCE-1015

7.1

7.2

P (psi)

h (mbnm)

Unidad de flujo

Capas CAP original

[mbnm] Presión Inicial

1 QDS 105 55

2 BQDS + BCE 1.2 135 56

3 BCE 2.1 + BCE 3 157 57

4 BCE 3.1 184 61

5 BCE 3.2 + BCE 3.3 195 62

6 BCE 7.1 + BCE 7.2 225 66

Composición de la unidades hidráulicas y sus CAP

BORDE COLORADO ESTE

RELACIÓN AGUA-PETRÓLEO Vs. PRODUCCIÓN ACUMULADA

RAP MEDIO[m3a/ m3p]

BCE-1001

BCE-1002

BCE-1003

BCE-1004

BCE-1005

BCE-1006

BCE-1007

BCE-1008

BCE-1009

BCE-1010

BCE-1011

BCE-1012

BCE-1014

BCE-1015

BCE-1017

BCE-1018

BCE-1019

BCE-1021

BCE-1022

BCE-1023

BCE-1024

BCE-1025 BCE-1016

10.5

8.12.2

4.1

6.6

5.0 5.7

15.03.9

4.5

7.3

9.3

3.7

2.5 7.98.4

4.8

0.8 8.7

1.86.4

12.1

10.6

•0

•4

•8

•12

•16

•0 •50 •100 •150•Np (Mm •3

RAP

Np (Mm3p)

La mayoría de los pozos con La mayoría de los pozos con baja producción acumulada baja producción acumulada

tienen alta RAP.tienen alta RAP.

Todos los pozos Todos los pozos con más de 60 con más de 60

MmMm33p acumulados p acumulados tienen baja RAP.tienen baja RAP.

RAP erráticamente RAP erráticamente distribuídos por distribuídos por diferencias diferencias petrofísicas, petrofísicas, estructurales y estructurales y cierre decierre decapas.capas.

Caudal Petróleo vs Caudal Fluido TotalCaudal Petróleo vs Caudal Fluido Total

Qf Vs Qo [m3/d]

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Qo

Qf

Pozos Viejos

Pozos Nuevos

AGUADA BAGUALESPluspetrol

EL PORVENIRPluspetrol

• Oil 40°API• Dissolved Gas• 65% Actual Oil Prod. from WF• Total Oil Cum.: 833 Mm3• WF Oil Cum: 262 Mm3 (32%)

• Oil 23°API• Nat. Water Influx• 50% Oil Actual Prod. from WF• Total Oil Cum: 1891 Mm3• WF Oil Cum: 240 Mm3 (13%)

Analogos de Recuperación Analogos de Recuperación SecundariaSecundaria

CERRO BANDERAREPSOL YPF

CapasCapas

10021002 10201020 10201020 10021002 10021002 10201020

PerfilPerfil PerfilPerfil PerfilPerfil VálvulasVálvulas PerfilPerfil PerfilPerfil

XII/97XII/97 VI/97VI/97 XII/97XII/97 IV/02IV/02 IX/03IX/03 IX/03IX/03

QsQs68 %68 %

1616 % % 33 %33 %CegadaCegada 0 %0 %

0 %0 %

BQsBQs 88 % % 8 %8 % 0 %0 %

1-21-2 No punz.No punz. No punz.No punz. No punz.No punz. No punz.No punz. No punz.No punz.

2-12-1 30 %30 % No punz.No punz. No punz.No punz. CegadaCegada 0 %0 % No punz.No punz.

33 No punz.No punz.2626 % % 4242 % %

No punz.No punz.0 %0 %

3-13-1 0 %0 % 100 %100 %

3-23-20 %0 %

4747 % % 15 %15 %0 %0 %

0 %0 %

3-33-33 %3 % 2 %2 %

4343 % %5757 % %7-17-1 2 %2 % 0 %0 %

7-27-2 No punz.No punz. No punz.No punz. No punz.No punz. No punzNo punz No punz.No punz.

BORDE COLORADO ESTE

INTERVENCIONES REGISTRADAS EN POZOS INYECTORES

Con el transcurso del tiempo:

la “eficiencia vertical de barrido” disminuyó en forma notable.

la “selectividad” se perdió al retirar los reguladores de caudal de los mandriles.

La información disponible de recuperación secundaria

es insuficiente para su adecuada evaluación.

BCE-1020: prácticamente funciona como “sumidero”.

BORDE COLORADO ESTE

OBSERVACIONES

El “OOIP” del yacimiento asciende a 3,20 MMm3p (en superficie).

La recuperación final estimada es del orden de 1,59 MMm3p (en superficie), o sea un 39 % del POIS antes de la optimización. Al final de la primer etapa es del orden de 44 %

Las reservas remanentes totales a Enero/2005 son 128,1 Mm3p, en las condiciones actuales de operación.

Se observa el desarrollo de dos depocentros o paleovalles.

La mayoría de las capas se depositaron en forma de lóbulos (QDS) o canales y barras (Gr. Cuyo).

Inyección de agua con baja eficiencia areal y vertical

OPORTUNIDADES EN BCE OPORTUNIDADES EN BCE

Sec RecQDS

Sand 3 & 7Polimeros

OptimizaciónAislar Agua

ILCProducción

Maximización

WOQDS Fractura

PerforaciónDev – InfillSlim Tech

Producción Oportunidades

BORDE COLORADO ESTE

OBSERVACIONES

Existe potencial para el desarrollo de reservas por: Optimización de producción e inyección (Modelo) Perforación. Recompletaciones.

El proceso involucrado en estos trabajos es lento, posee etapas contingentes entre sí y requiere un exhaustivo y coordinado seguimiento por parte de la Operación e Ingeniería.

Existen condiciones que alientan estudiar procesos de : Inyección de agua caliente (mediano plazo). Optimizaciones de la eficiencia vertical de barrido por inyección de polímeros (largo plazo).

Capa A> K

Capa B

Capa C< k

ProductoresInyector AA

BORDE COLORADO ESTE

MODELO DE COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO

Capa A> K

Capa B

Capa C< k

ProductoresInyector

1) Aislaciónen el

productor de primera

línea.

2) Aumento de Ev en el

inyector(requiere

mayor presión de inyección).

BB

BORDE COLORADO ESTE

MODELO DE COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO

Capa A> K

Capa B

Capa C< k

ProductoresInyector

??3) Aislación

en el productor

de segunda línea.

4) Aún mayor Ev

en el inyector(requiere

mayor presión de inyección).

3’) Aislación en el

productor de primera

línea.

CC

BORDE COLORADO ESTE

MODELO DE COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO

BORDE COLORADO ESTE

POTENCIAL DE PERFORACIÓN

BCE – ESTUDIO - OPORTUNIDADES de BCE – ESTUDIO - OPORTUNIDADES de PRODUCCIÓNPRODUCCIÓN

– PerforaciónPerforación Desarrollo Desarrollo Pozos Infill – Perforar en el tope de la estructuraPozos Infill – Perforar en el tope de la estructura

– Workovers:Workovers: Fracturar Quebrada del SapoFracturar Quebrada del Sapo Aislar Capas de AguaAislar Capas de Agua Re-completaciónRe-completación

– Optimización:Optimización: Producción de capas aisladasProducción de capas aisladas Monitoreo & Alocacion de Producción Monitoreo & Alocacion de Producción Incremento de la capacidad de extracción :Incremento de la capacidad de extracción : ESPESP PCPPCP

– Secondary RecoverySecondary Recovery Inyección de Agua Piloto y Desarrollo Inyección de Agua Piloto y Desarrollo Inyección de Agua en QDS, BCE-3 y BCE-7 Inyección de Agua en QDS, BCE-3 y BCE-7 Nuevos Proyectos – BC Mantenimiento de Presión Nuevos Proyectos – BC Mantenimiento de Presión Inyección de PolimerosInyección de Polimeros

BORDE COLORADO ESTE

POTENCIAL DE PERFORACIÓN (SECCIÓN SÍSMICA)

Puntos a favorPuntos a favor:: Reservorios presurizados (Empuje de agua).Reservorios presurizados (Empuje de agua).

Reservorios heterogéneos (Baja Ev Reservorios heterogéneos (Baja Ev Alta Alta So).So).

Pozos someros económicos (TD ~ 900 m).Pozos someros económicos (TD ~ 900 m).

Producción acumulada mínima > 16 MmProducción acumulada mínima > 16 Mm33p.p.

Producción acumulada promedio ~ 53 MmProducción acumulada promedio ~ 53 Mm33p.p.

Vida útil de los pozos ~ 7 / 14 años.Vida útil de los pozos ~ 7 / 14 años.

GoalGoal

Fal

lF

all

aaBCE-1018BCE-1018 BCE-1005BCE-1005BCE-BCE-

PropuestoPropuestoNWNW SESE

SESE

NWNW

Pozos In Fill - Parte Alta Pozos In Fill - Parte Alta EstructuraEstructura

Borde Colorado Este Field - Infill Pozo Borde Colorado Este Field - Infill Pozo TipoTipo

COMPLETION TEST Aug-2004

1- 708 / 715.5: 3 m3/d OIL: 100 %

2- 731.5 / 735: 14.3 m3/d OIL: 100 %

3- 744 / 748.5: 76 m3/d OIL: 100 %

4- 778 / 787: 72 m3/d OIL: 100 %

5- 803.5 / 830: 23 m3/d OIL: 100 %

COMPLETION TEST Aug-2004

1- 708 / 715.5: 3 m3/d OIL: 100 %

2- 731.5 / 735: 14.3 m3/d OIL: 100 %

3- 744 / 748.5: 76 m3/d OIL: 100 %

4- 778 / 787: 72 m3/d OIL: 100 %

5- 803.5 / 830: 23 m3/d OIL: 100 %

725

750

1

2

3

Base Vaca Muerta

Cuyo Gr. Top

800

775

825

4

5

BCE-1027

PRODUCTION (since August 31)

Qi: 40 m3/dToday: 315 BOPDCum oil: 14096 BBL

PRODUCTION (since August 31)

Qi: 40 m3/dToday: 315 BOPDCum oil: 14096 BBL

Ensayo de Build UpEnsayo de Build Up

55.7

36.8

56.9

17.0

94.1

71.2

49.7

154.0

20.1

106.1

84.7

67.6

21.9

53.4

44.3

33.8

25.1

40.6

16.7

31.3

57.7

32.4

26.9

2.3

8.3

1.7

0.8

0.1

2.0

BCE-1001

BCE-1002

BCE-1003

BCE-1004

BCE-1005

BCE-1006

BCE-1007

BCE-1008

BCE-1009

BCE-1010

BCE-1011

BCE-1012

BCE-1014

BCE-1015

BCE-1016

BCE-1017

BCE-1018

BCE-1019

BCE-1020

BCE-1021

BCE-1022

BCE-1023

BCE-1024

BCE-1025

BCE-1026

BCE-1027

BCE-1028

BCE-1029

BCE-1030

BCE-1031

BCE-1032

BCE-1033

Yacimiento Borde Colorado Este – Oil Cum [Feb-2005]Yacimiento Borde Colorado Este – Oil Cum [Feb-2005]

Mm3p

BCE-1022 Ensayo con Jet PumpBCE-1022 Ensayo con Jet Pump

BCE-1022 Ensayo con Jet PumpBCE-1022 Ensayo con Jet Pump

Registro de Presion Registro de Presion DinámicaDinámica

Yacimiento BCE – BCE 1022 Yacimiento BCE – BCE 1022 OptimizaciónOptimización

1996 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 061

5

10

50

100

500

1000

Date

Oil Production Rate (PD) ( m3/d )

Liquid Production Rate (PD) ( m3/d )

Test Oil ( m3/d )

Sumergencia ( m )

Test Salinity

Well : BCE-1022 Cumulative Gas Production : 0.00 M M scm

Cumulative Oil Production : 33.62 M m3

Cumulative Water Production : 481.58 M m3

1996 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 060

20

40

60

80

100

0.0

7.5

15.0

22.5

30.0

37.5

Date

Axis 1Water Cut ( % )

Axis 2Cumulative Oil Production ( Mm3 )

Well : BCE-1022 Cumulative Gas Production : 0.00 M M scm

Cumulative Oil Production : 33.62 M m3

Cumulative Water Production : 481.58 M m3

Csg.9 5/8"32.3 #/ft 1 ESP @ 732 m.

74 x 2 7/8" tbgsGuide shoe @: 107.53 m.

32.3 #/ft712 m. JET PUMP AOS

Csg: 5 1/2" 713,2 m. Packer P3

14 (lb./ft)J-Pump Test (Jan'05)

727.5 m 3730 lt/h= 89.5m3/dBQDS Mandril Nº 3: 729,20 Oil 4% = 3.58m3/d

729.5 m. (Ensayo x pistoneo: 2.400 lts/hs - 98 % agua - Nivel 520 mts) Pd=14.5Kg/cm2

732 m. Packer Hidráulico Nº3

ESP @ 732 m. 736 m.

BCE 1.2738.5 m.

Zona Cegada (no se ensaya)

741 m.BCE 1.2

743 m.

746 m. Packer Hidráulico Nº2

J-Pump Test (Jan'05)749.5 m. 6600lt/h= 158m3/d

BCE 2.1 Pd1= 37.5Kg/cm2752.5 m. Mandril Nº 2: 762 mts Oil 4%= 6.3m3/d

(Ensayo x pistoneo: 1.500 lts/hs - 98 % agua - Nivel 600 mts)

754.5 m. 3650 lt/h= 87.6m3/dBCE 2.1 Pd2= 38.5Kg/cm3

758.5 m. Oil 4% =3.5m3/d

766 m. Packer Hidráulico Nº1

774.5 m. J-Pump Test (Jan'05)BCE 3 Mandril Nº 1: 788 mts 1650 lt/h= 39.6m3/d

778.5 m. (Ensayo x pistoneo: 2.700 lts/hs - 90 % agua - Nivel 400 mts) Oil 18% = 7.1m3/dPd= 2.6Kg/cm2

797.5 m.BCE 3.2

800.5 m.

817 m.BCE 7.1

821 m.

Paquete de punzados

824 m.BCE 7.2

827 m.

831.5 m.LM

832.5 m.

Bottom hole @:909.0 m.

Flot Collar @:910.68 m.

Guide Shoe @:923.57 m.

COMPLETION SCHEME

J-Pump+ Memory en 712mbbp

BCE-1023

Planilla Calculo Potencial Planilla Calculo Potencial PozoPozo

Ejemplo de Incrementos de Régimen de Extracción

Ejemplo de Fractura ExitosaEjemplo de Fractura Exitosa

Ejemplo de Cierre de Capa Ejemplo de Cierre de Capa ExitosoExitoso

Borde Colorado EsteBorde Colorado Este

1991 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 280.1

0.5

1

5

10

50

100

500

1000

5000

10000

Oil P

rod

ucti

on

Ra

te (

PD

), m

3/d

BORDE COLORADO ESTELiquid Production Rate (PD) ( m3/d )

Water Cut ( % )

Well :Cumulative Gas Production : 0.00 MMscmCumulative Oil Production : 1234.75 Mm3

Cumulative Water Production : 8070.73 M m3

Well :Cumulative Gas Production : 0.00 MMscmCumulative Oil Production : 1234.75 Mm3

Cumulative Water Production : 8070.73 M m3

162 Mm3

Estructural BCE, con los pozos inyectores existentes y a Estructural BCE, con los pozos inyectores existentes y a

convertirconvertir

PVT de Borde Colorado Este 1001PVT de Borde Colorado Este 1001

Estimación de ProducciónEstimación de Producción

Respuesta de Recuperación SecundariaRespuesta de Recuperación Secundaria

BORDE COLORADO ESTE

CONCLUSIONES

Se perforaron 9 pozos infill, 5 contra el cierre de falla y 4 en segunda línea.

Se ensayaron 5 pozos con jet-pump, permitiendo optimizar sus condiciones extractivas.

Estos trabajos permitieron adicionar 162 Mm3 de reservas al campo.

Se espera mejorar la recuperación final aún más, alrededor de 180 Mm3, al adecuar los inyectores y finalizar la remodelación de la planta de inyección.

Existen condiciones que alientan la implementación de proyectos de recuperación mejorada, como inyección de agua caliente y polímeros.

GRACIAS POR SU ATENCIÓN!