CONTRATO DE E&P DE HIDROCARBUROS

BLOQUE EL REMANSO

POZOS EXPLORATORIOS

COMTROL COLOMBIA S.A.

Cumplir los compromisos adquiridos con la ANH, según Contrato de E&P de Hidrocarburos, de perforar un pozo exploratorio en el bloque el Remanso antes de 08 Enero 2009.

Confirmar la presencia de las arenas A & B, Grupo Chuspas, Unidad Oligoceno Indiferenciado, área del Proyecto Bloque El Remanso.

Completar los pozos usando un completamiento sencillo si se llega comprobar la presencia de las arenas A & B, productoras de crudo.

Probar los pozos para conocer el potencial de flujo y propiedades físico-químicas de los fluidos producidos.

Cumplir con toda la tramitología y la aprobación de formatos, estudios y reportes, exigidos para el desarrollo de este proyecto, ante el MMA, MM&E, ICAC, ANH, con la anticipación requerida o fecha límite establecida.

OBJETIVOS

OPERACIONES DE EXPLORACION

REALIZADAS DURANTE EL PERIODO ENTRE

ENERO – JUNIO DE 2009POZO REMANSO NORTE – 01.

PERFORACIÓN. Perforación Iniciada En: Enero 13 2009

Perforación Terminada En: Enero 28 2009

Profundidad Total P.T.: 956 Pies P.V.

Completado Como: Productor Crudo Pesado

Mecanismos De Producción: Bombeo Mecánico

Fluidos Producidos Por El Pozo: Crudo Extrapesado, Agua Salobre

y Trazas De Gas Metano

Características De Los Fluidos: So = 80%, BFPD = 10, BOPD = 8.0, BWPD = 2.0, Sw = 20%, GOR = 0

Agua Salobre, 12 °API

Producción Realizada En Frio

PERFORACIÓN. Este pozo fue perforado en dos fases: La primera Fase desde superficie hasta 185 Pies,

se realizó con broca de 12 ¼” y se revistió con casing de 9 5/8”, se sentó zapato a 180 Pies y se cementó hasta superficie.

La segunda fase de perforación se efectuó desde los 180 Pies hasta profundidad final, 956 Pies usando broca de 8 ½”.

Con base en lo anterior se colocó un tapón de fondo desde 758 Pies hasta 821 Pies, la

parte superior fue revestido con Casing de 7” desde 601 Pies hasta superficie, y cementada.

Posteriormente el intervalo desde 603 Pies a 758 Pies fue ensanchado de 8 ½” a 11”, colocando liner ranurado de 5” (80 ranuras/Pie), con el tope a 555 Pies y el fondo a 750 Pies, este intervalo se empacó con grava tamaño 8-12, luego se bajó tubería y se puso en producción.

Finalmente el pozo se completó como productor, pero su verdadero potencial se determinara luego de realizar los estudios de la viabilidad técnica y económica de la posibilidad de ejecutar un trabajo de estimulación.

FORMACIONES PERFORADAS.

El objetivo de producción en este sector de la Cuenca lo constituyen los estratos arenosos del Grupo Chuspas (oligoceno Indiferenciado); hacia la parte media de la unidad antes anotada, en un intervalo comprendido entre 601 y 758 pies, se observaron las arenas con el mejor potencial de producción, las cuales presentan un espesor neto petrolífero del orden de 60 pies.

ESTADO MECÁNICOREMANSO

NORTE - 01

PRUEBAS DE PRODUCCIÓN.

El pozo REMANSO NORTE - 01, fue abierto para pruebas de

producción entre el 13 y 25 de marzo de 2009. Inicialmente la

producción estabilizada para un periodo de 24 hrs. fue de 10 bls fluido,

de los cuales 85% petróleo, 15% agua y solo trazas de sedimentos. A

partir del 15 de marzo, el pozo incrementó corte de agua de 17.4% a

75%, donde se puede suponer una comunicación con las zonas

superiores de agua dulce, debido a posibles problemas de cementación.

También existe la posibilidad de que debido al alto drawdown generado

por la PCP haya inducido la presencia de agua por efectos de

permeabilidades relativas.

Resultados PRUEBAS DE PRODUCCIÓN.

INFORMACIÓN PRELIMINAR DE YACIMIENTO.

Intervalo Productor Revestido con Liner Ranurado 5” O.D.,80 RAN/PIÉ, 0.050” X 2.0”.

Fondo Intervalo Productor : 758.00 Pies MR Tope Intervalo Productor : 601.00 Pies MR Arenas Netas Productoras de Aceite: 58.000 Pies BHSP @ 700 Pies MR: 315.00 Psia Gradiente Promedio Fluido Pozo : 0.4291 Psi/pié BHSP @ Mitad Intervalo Productor : 292.00 Psia BHST @ 700 Pies MR : 85.400 °F Gradiente Promedio Temp. Formación : 0.8462 °F/100

pies Nivel de Fluido Estático : 22.000 Pies MR Gravedad del Crudo Producido : 12.000 °API Gravedad Específica del Crudo : 0.9861 Gradiente del Crudo Producido : 0.4270 Psi/pié Densidad del Crudo Producido : 8.2115 PPG

CARACTERIAZACION DE FLUIDOS

BFPD BS&W BOPD °API S.G. DENS. PPG GRAD:PSI/PIE10 40% 6.0 11.6 0.9888 8.234 0.4282

BFPD BS&W BWPD S.G. AGUA

10 40% 4.0 SALOBRE

THP&CWHP

MAX. 10 Psi.

SALINIDAD

3100 ppm Cl-

El agua salía del pozo emulsionada con el crudo en mayor cantidad y muy poca en forma libre. Parte de la emulsión se rompía en los tanques con la temp. ambiente.

PETROLEO O CRUDO

Crudo extra pesado, altamente viscoso, 5259 mm2/seg. @ 40°C, dificil manejo enfrío. - Salinidad de 29.50 Lbs/1000 bls. - Contenido total de S < 0.3 ppm por peso.

AGUA DE PRODUCCION

valores de 1200 ppm de C1, en los intervalos perforados del Oligoceno Indiferenciado.

METANO : C1 IMPOSIBLE MEDIR 10 SCF/STB

El gas fue detectado por los sensores de TGT Gamma, durante la perforación, con

GAS ASOCIADO AL PETROLEO

GAS PRODUCIDO CANTIDAD RGA O GOR

OPERACIONES DE EXPLORACION

REALIZADAS DURANTE EL PERIODO ENTRE

ENERO – JUNIO DE 2009POZO REMANSO – 01.

Perforación Iniciada En: Febrero 21 2009

Perforación Terminada En: Febrero 27 2009

Profundidad Total P.T.: 1087 Pies P.V.

Completado Como: Productor Crudo Pesado

Mecanismo De Producción: Bombeo Mecánico

Fluidos Producidos Por El Pozo: Crudo Extrapesado, Agua Salobre y Trazas de Gas Metano

Características De Los Fluidos: So = 60%, Sw = 40%, BFPD = 4.0, BWPD = 1.6, BOPD =2.4, 10.9

API°, AGUA SALOBRE, GOR = 0,

Producción Realizada En Frio

PERFORACIÓN.

Este pozo fue perforado en dos fases: La primera Fase desde superficie hasta 200 Pies, se realizó con broca de 12 ¼” y se revistió con casing de 9 5/8”, se sentó zapato a 194 Pies y se cementó hasta superficie.

La segunda fase de perforación se efectuó desde los 200 Pies hasta profundidad final, 1087 Pies usando broca de 8 ½”.

Se colocó un tapón de fondo desde 838 Pies hasta profundidad final, la parte superior desde 754 Pies hasta superficie, fue revestido con Casing de 7” y cementada.

Posteriormente el intervalo 759 Pies a 838 Pies fue ensanchado de 8 ½” a 11”, colocando liner ranurado de 5” (80 ranuras/Pie), con el tope a 705 Pies y el fondo a 835 Pies, este intervalo se empacó con grava tamaño 8-12, luego se bajó tubería y se puso en producción.

Finalmente el pozo se completó como productor, pero su verdadero potencial se determinara luego de realizar los estudios de la viabilidad técnica y económica de la posibilidad de ejecutar un trabajo de estimulación.

PERFORACIÓN.

FORMACIONES PERFORADAS.

El objetivo de producción en el área son los estratos menos arenosos del Grupo Chuspas (Oligoceno Indiferenciado) hacia la parte media de la unidad antes mencionada, en el intervalo comprendido entre los 754 y 834 pies, se observaron las arenas con el mejor potencial de producción, las cuales presentan en espesor neto petrolífero de 46 pies.

ESTADO MECÁNICO

REMANSO – 01

El pozo REMANSO - 01, fue abierto para pruebas de producción en frío

entre el 29 de abril y 12 de mayo-2009. Inicialmente el pozo tuvo una

producción estabilizada de 3 BFD de los cuales el 75% fue petróleo, 20%

agua y 5% sedimentos. A partir del día 4 de mayo el pozo incrementó la

producción de agua de 30% a 45%. También existe la posibilidad de que

debido al alto drawdown generado por la PCP haya inducido la presencia

de agua por efectos de permeabilidades relativas. Además, cuando se

sacó la tubería el tubo ranurado de cola, por donde entraba el fluido del

pozo, el 60% de la sección ranurada, estaba completamente arenada y

por razones lógicas impedía la entrada de crudo a la PCP.

PRUEBAS DE PRODUCCIÓN.

RESULTADOS PRUEBAS DE PRODUCCIÓN.

INFORMACIÓN PRELIMINAR DE YACIMIENTO.

Intervalo Productor Revestido Con Liner Ranurado 5” O.D.80 RAN/PIÉ, 0.050” x 2.0”.

Fondo Intervalo Productor: 838.00 Pies MR Tope Intervalo Productor: 754.00 Pies MR Arenas Netas Productoras de Aceite : 42.000 Pies BHSP @ 800 Pies MR : 345.00 Psia Gradiente Promedio Fluido Pozo : 0.4309 Psi/pié BHSP @ Mitad Intervalo Productor : 343.00 Psia BHST @ 800 Pies MR : 88.860 °F Gradiente Promedio Temp. Formación : 0.8484 °F/100 pies Nivel de Fluido Estático : 90.000 Pies MR Gravedad del Crudo Producido : 10.300 °API Gravedad Específica del Crudo : 0.9979 Gradiente del Crudo Producido : 0.4321 Psi/pié Densidad del Crudo Producido : 8.3094 PPG

CARACTERIZACION DEL PETROLEO.

BFPD BS&W BOPD °API S.G. DENS. PPG GRAD:PSI/PIE4 40% 2.5 10.9 0.9937 8.275 0.4303

BFPD BS&W BWPD S.G. AGUA

4 40% 1.5 SALOBRE

THP&CWHP

MAX. 10 Psi.

forma libre. Parte de la emulsión se rompía en los tanques con la temp. ambiente.

GAS ASOCIADO AL PETROLEO

GAS PRODUCIDO

PETROLEO O CRUDO

AGUA DE PRODUCCION

SALINIDAD

5100 ppm Cl-

El gas fue detectado por los sensores de TGT Gamma, durante la perforación, convalores de 1200 ppm de C1, en los intervalos perforados del Oligoceno Indiferenciado.

Crudo extra pesado, altamente viscoso, 20989 mm2/seg. @ 40°C, dificil manejo enfrío. - Salinidad de 1.74 Lbs/1000 bls. - Contenido total de S < 0.3 ppm por peso.

METANO : C1

CANTIDAD

IMPOSIBLE MEDIR 10 SCF/STB

RGA O GOR

El agua salía del pozo emulsionada con el crudo en mayor cantidad y muy poca en

INFORMACIÓN TECNICA CONTRATO

E&P BLOQUE EL REMANSO.

Se realizo un análisis Assay Tipo1 y H2S, a las dos muestras de crudo respectivamente de los pozos Remanso Norte - 01 y Remanso - 01. Las muestras presentaron alto contenido de agua y sedimentos y se deshidrataron previo a la realización de los análisis siguiendo el procedimiento descrito en el apéndice X1 de la norma ASTM D 2892-(5).

Teniendo en cuenta que no se ha realizado PVT debido que los pozos no han tenido condición de flujo natural con la información anterior se realizara una simulación numérica en los software capa PVT y Wellflow.

CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO.

CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO.

RESERVAS.

Reservas Recuperables para la

estructura del pozo Remanso - 01.

Área (acres): 1900 Espesor Neto (pies): 50 Porosidad: 28% Saturación de Petróleo: 60% Factor Volumétrico (FV): 1.06 Factor de Recobro: 12% Petróleo in Situ (OOIP):123.82 MMBO Reservas Recuperables:15.75 MMBO

Reservas Recuperables para la estructura

del pozo Remanso Norte - 01

Área (acres): 1300 Espesor Neto (pies): 50 Porosidad: 28% Saturación de Petróleo: 60% Factor Volumétrico (FV): 1.06 Factor de Recobro: 12% Petróleo in Situ (OOIP): 84.72 MMBO Reservas Recuperables: 10.77 MMBO

Un estimado de reservas usando el método volumétrico, un factor de recobro del 12% y un factor volumétrico de 1.06, es el siguiente para los pozos Remanso – 01 y Remanso Norte – 01.

RESUMEN & CONCLUSIONES

Los pozos produjeron un crudo de baja gravedad API, muy alta viscosidad, lo cual dificultó el manejo.

El Volumen producido fue muy bajo, la PCP era de mucha capacidad. El volumen disminuyó progresivamente.

La PCP arrastró arena y bloqueó la succión.

La PCP posiblemente indujo producción de agua.

El periodo de prueba fue demasiado corto.

Las pruebas se realizaron en frío.

Las pruebas no son concluyentes y la información obtenida requiere confirmación

En la actualidad los pozos Remanso - 01 y Remanso Norte - 01, se encuentran cerrados esperando una programación de pruebas extensas para conocer el verdadero potencial de los pozos.

  La realización de pruebas extensas, confirmarían la

información obtenida y aportarían una caracterización mas completa de los fluidos producidos y de las características del ycto.

PARA LOS POZOS REMANSO NORTE - 01 & REMANSO - 01

SE REQUIERE: Pruebas en frío y caliente para conocer ∆Producción. Pruebas representativas, BFPD, durante periodos largos y

tasas de producción +/- constantes. Obtener valores de So y Sw, promedios representativos y

confiables, de cada pozo. Tener mas información sobre el agua producida, salinidad y

propiedades Físico-Químicas, que ayuden a identificar el origen de estas.

SE RECOMIENDA: Un programa extenso de evaluación, para cada pozo, a fin

de evaluar el potencial real de flujo, confirmar propiedades de yacimiento: Ps, Pwf, P*, Gradientes, etc. Se estima para estas pruebas una duración de 24 meses.

PROGRAMA DE EVALUACIÓN DE CRUDOS ÁREA EL

REMANSO.

OBJETIVO GENERAL

Adquirir información sobre el Modelo Geológico. Adquirir información sobre el Modelo de Producción. Obtener un mayor conocimiento de la Estructura del

Yacimiento. Confiar en los Estimativos Calculados de las Reservas. Confiar en las Proyecciones de Rentabilidad de

Explotación de las Reservas Recuperables Descubiertas.

Tener seguridad y confianza para nuevas Inversiones en Exploración y Explotación del área.

Definir y gestionar Comercialidad de los nuevos Campos.

OBJETIVOS ESPECIFICOS

Investigar nuevas Tecnologías que conduzcan a un Lifting Cost viable para la explotación de los crudos pesados.

Programar PBU para obtener Ps, Pf y P* y Gradientes. Con la inf. Obtenida del PBU, BFPD del pozo, calcular

Skin Damage, Kh, Productividad del Yac., Barreras o Fallas, P.I.

Muestrear y analizar los fluidos de producción, crudo y agua, tanto en el fondo como en superficie.

Con los análisis de fluidos confirmar: saturaciones, impurezas, propiedades, comunicación con las arenas de agua dulce.

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

Según la clausula 7.3 literal (D) del contrato de exploración y producción de hidrocarburos No. 26 de 2007. Este Programa de Evaluación, se llevará a dos (2) años ya que se incluye la perforación de dos (2) Pozos Exploratorios. Este plazo se contará a partir de la fecha de presentación del Programa de Evaluación a la ANH, contemplando los tiempos estimados necesarios para la obtención de permisos que le corresponde otorgar a otras autoridades.

ELABORACIÓN MODELO PETROFÍSICO

• La elaboración de este modelo es de mucha utilidad porque nos da información de las formaciones que componen el yacimiento como, porosidad (Ø), permeabilidad (K), Saturación de Agua (SW), tipos de arenas. Es de gran ayuda para el cálculo del OOIP o aceite inicial “in Situ “ y facilita estimar las Reservas Recuperables o aceite producible utilizando por correlación el Factor de Recobro de alguno de los campos vecinos.

VALORAR Y EVALUAR EL POTENCIAL DE LOS POZOS.

Elaborar un modelo de producción con los datos actuales, donde se calculara el IP actual y el IP ideal, determinación de posible Skin, calculo del incremento de producción mediante la disminución del Skin.

Realizar estudios de PBU “Pressure Build Up” con el fin de calcular la presión estática de yacimiento Ps, Presión Extrapolada P* y presión de flujo Pf. Entre otros parámetros como el IPR, IP, FE, Skin y hacer las proyecciones de producción con diferentes valores de Skin Damages.

El problema con los pozos Remanso es básicamente que los pozos no fluyen, pero podría montarse o diseñarse un PBU con el pozo bombeando, bajando por debajo de la bomba THM dos sensores de presión, un elemento de temperatura y un empaque 3-1/2” x 9-5/8” y una válvula de cierre de fondo.

MEJORAMIENTO DE LA PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS.

Factibilidad técnica y económica de realizar una estimulación química. Mediante la utilización de Coiled Tubing Unit, para la realización de este trabajo. Posibilidad de usar una herramienta de pulsos hidraulicos. Ejemplo (Pulsonics, Rotajet, etc).

Seleccionar una Compañía de tratamiento químico la cual escogería el tipo, calidad y dosificación adecuada de ácido o producto químico a utilizar y posteriormente la Compañía de Servicios que ejecutaría el trabajo.

Hacer estudios de compatibilidad de fluidos de estimulación con fluidos del pozo, y grava empaquetada.

Realizar pruebas de Laboratorio para identificar el disolvente o producto químico más apropiado para inyectar.

Negociar la fuente de suministro, Transporte, Almacenamiento en el pozo.

Equipos de inyección. Adecuación de la cabeza del pozo. Tanques para recuperar el Disolvente más Crudo. Proceso de separación del Disolvente y el Crudo. Manejo por separado de cada uno de los productos. Reutilización del disolvente. Los posibles solventes a utilizar podrían ser: Gasolina,

Kerosene, ACPM, Varsol. Nafta.

ALTERNATIVAS DE TRATAMIENTO DEL CRUDO.

Facilitar separación agua-crudo, reducir acidez y viscosidad mezclando un diluyente, para bajar el calcio y el azufre.

Seleccionar la compañía de Tratamiento Químico de Crudos que podría ser BASF, NALCO, TREATOLITE, CHAMPION, etc.

Tomar muestras de crudo, bajo condiciones de flujo o bombeo, llevar muestras al laboratorio e iniciar pruebas, Identificar los productos químicos de tratamiento y/o diluyente, dosificación, a condiciones de laboratorio, proceder a repetir pruebas a condiciones reales de campo.

El agua separada del petróleo, podría ofrecerse a alguna compañía, como fluido para trabajos de Workover o negociar con la misma compañía la inyección de esta agua en sus “Disposal Water Wells”.

El crudo, con las especificaciones exigidas por ECOPETROL para bombearlo por oleoducto, se entregaría en la Estación Vasconia. Algunas de las exigencias básicas para que un crudo pueda ser entregado al oleoducto de ECOPETROL son: BS&W ≤ 0.5%, Sal ≤ 20 Lbs/ M bls, Acidez ≤ 2000 mg KOH/g.

VIABILIDAD DE PRODUCTIVIDAD DE LOS

POZOS TRATADOS. Dependiendo de los estudios realizados a los dos pozos

ya perforados y la viabilidad de declarar la producción comercial, se seleccionarán nuevas localizaciones y se harán los estudios Técnico-Económicos para llevar cabo la perforación y completamiento de los dos pozos exploratorios adicionales.

Realizado lo anterior, a partir de Octubre 2010 se iniciará la evaluación de los dos pozos recién perforados y se continuará con la evaluación de los pozos perforados en el 2009.

PRESUPUESTO.

PRESUPUESTO DEL PROGRAMA DE EVALUACIÓNCOSTO 24 MESES

INVERSION POR AÑO

US$4.2.1 Elaboración modelo petrofísico 22.000 Año 14.2.2 Valorar y evaluar potencial de los pozos, PVT, PBU

80.000 Año 1

4.2.3 Evaluar técnica y económicamente trabajos para mejorar la productividad de los pozos

330.000 Año 1

4.2.4 Revisar alternativas técnicas y económicas para mejorar la extracción de la producción de los pozos.

20.000 Año 1

4.2.5 Evaluar técnica y económicamente, las alternativas de las facilidades de producción:

250.000 Año 1

4.2.6 Perforación de 2 pozos productores, completamiento y levantamiento artificial

1.460.000 Año 2

TOTAL 2.162.000INVERSION AÑO 1 702.000INVERSION AÑO 2 1.460.000

El presupuesto presentado inicialmente se enfoca principalmente en desarrollar las fases desde el numeral 4.2.1 a 4.2.6 del programa evaluación. Estas fases son principalmente estudios, evaluaciones, pruebas de laboratorio y asesoría técnica.

PUNTO DE ENTREGA DE FLUIDOS PRODUCIDOS.

Actualmente COMTROL COLOMBIA S.A., esta evaluando las posibilidades de llevar el crudo para su respectivo manejo a:

Campo Cocorná - ECOPETROL.

Campo Jazmín-Asociados Mansovar/ECOPETROL.

Es importante mencionar que en cualquiera de estas estaciones de recolección, el requerimiento principal es que cumpla con los parámetros de acidez, BS&W, salinidad, etc., apropiados para ser bombeados a través del oleoducto y entregado a refinería.

Basados en lo anterior, nuestra propuesta de punto de entrega del crudo producido es ver la viabilidad de seleccionar el campo Jazmín, pero antes de oficializar la entrega con ANH, ECOPETROL o Mansarovar, se requiere evaluar técnica y económicamente los tratamientos necesarios para tener el petróleo producido bajo condiciones óptimas de bombeo y refinación.