cuenca del golfo de san jorge provincia de chubut · 2019. 7. 30. · la concesión bella vista...
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Concesión
Bella Vista Oeste
Cuenca del Golfo de San Jorge
PROVINCIA DE CHUBUT
Certificación de Reservas de Hidrocarburos
al 31 de diciembre de 2015
Preparado para
SINOPEC ARGENTINA EXPLORACIÓN &
PRODUCCIÓN, INC.
Marzo 2016
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ÍNDICE
- Certificación de Reservas y Recursos. Informe (pág. 3).
- Apéndice I: Definiciones de Reservas y Recursos (pág.17).
- Apéndice II: Planillas 8, 9, 8 bis y 9 bis (pág. 26).
- Apéndice III: Planillas de Datos Generales, Cronograma de
Actividades, Reservas y Conciliación de Reservas (pág. 31).
- Apéndice IV: Proyecciones y Cálculos Económicos (pág. 36).
- Apéndice V: Información Utilizada (pág. 39).
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Buenos Aires, 31 de marzo de 2016
Ing. Juan Techenski
Sinopec Argentina Exploración & Producción, Inc.
Manuela Sáenz 323, Piso 4 (C 1107 BPA)
Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Ref.: Certificación de Reservas y Recursos Contingentes – Concesión BELLA VISTA
OESTE
De mi consideración:
A pedido Sinopec Argentina Exploración & Producción, Inc., se adjunta la certificación
de reservas y recursos contingentes de hidrocarburos de la concesión Bella Vista Oeste,
ubicada en la Cuenca del Golfo San Jorge.
Los cálculos fueron realizados al 31 de diciembre de 2015, según lo dispuesto por la
resolución No. 324/2006 de la Secretaría de Energía de la Nación.
La tabla presentada a continuación resume los valores de reservas y recursos
contingentes certificados al 31-12-2015, hasta el fin del contrato (16 de agosto de 2016).
Probada Probable Posible
Recursos
Contingentes
Gas (millones m3) 0 0 0 0
Petróleo (miles m3) 34 0 0 0
Por su parte, las reservas hasta la finalización de la vida útil del proyecto son:
Probada Probable Posible
Recursos
Contingentes
Gas (millones m3) 0 0 0 0
Petróleo (miles m3) 436 0 0 0
Las reservas mencionadas corresponden a una participación del 100 % y no se han
efectuado deducciones por regalías provinciales, las que en la Argentina son consideradas
como gastos.
Los volúmenes incluidos en el análisis comprenden aquellas reservas clasificadas
como probadas, probables y posibles, como así también los volúmenes de hidrocarburos
considerados recursos contingentes, de acuerdo con las definiciones de la Secretaría de
Energía (Anexo 1A de la resolución SEE 324/2006) y demás sociedades que regulan en la
materia.
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Esta evaluación ha sido efectuada en mi carácter de consultor independiente de la
empresa operadora, siguiendo las recomendaciones y estándares establecidos por la
Society of Petroleum Engineers (SPE) para la evaluación de reservas de hidrocarburos. Las
definiciones utilizadas se adjuntan en el Apéndice I.
Debe puntualizarse que, debido a la naturaleza de la información disponible para
efectuar la estimación de reservas, los números aquí presentados reflejan nuestra mejor
estimación, pero no deben considerarse, de manera alguna, la verdad absoluta.
En el Apéndice II se encuentran las Tablas 8, 8 bis, 9 y 9 bis, en el Apéndice III el resto
de la información requerida por la SEN y en el Apéndice IV los pronósticos y las corridas
económicas.
GENERALIDADES
La concesión Bella Vista Oeste está localizada en el Flanco Norte de la Cuenca del
Golfo San Jorge, en el sur de la Provincia del Chubut.
El área posee una superficie total de 217,3 km2 y se encuentra ubicada al suroeste de
la Ciudad de Comodoro Rivadavia; la esquina noreste del área está dentro del ejido urbano
de la ciudad.
Las producciones acumuladas al 31/12/2015 son 4,98 millones de m3 de petróleo y
142 millones de m3 de gas. Por su parte, la producción diaria a esa fecha era de unos 158
m3 de petróleo, con un porcentaje de agua del 96,8 %, con 47 pozos en producción efectiva.
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CARACTERÍSTICAS DE LA CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE
Esta cuenca se encuentra ubicada en la región patagónica central y tiene las
características de una cuenca intracratónica de régimen dominantemente extensional,
desarrollada sobre la corteza continental del Paleozoico. Comprende la zona meridional de
la provincia del Chubut, la parte norte de la provincia de Santa Cruz y gran parte de la
Plataforma Continental Argentina.
De forma irregular, presenta una mayor elongación en sentido este-oeste; el 65 % se
desarrolla en el continente y el 35 % restante, en la plataforma continental.
Su límite norte excede el curso medio del Río Chubut, hacia el sur se extiende hasta
sobrepasar al río Deseado, hacia el este llega hasta el Alto del Basamento Oriental, aguas
afuera del engolfamiento, y hacia el oeste alcanza la Cordillera de los Andes. Se estima que
el área total que abarca la cuenca es de 200.000 km2, de los cuales el 35 % tiene interés
petrolero.
Está limitada por dos zonas relativamente estables: el Macizo de Somuncurá o Nor
Patagónico en el norte del Chubut y el Nesocratón del Deseado en el centro y norte de
Santa Cruz.
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La deformación y subsidencia en la cuenca del Golfo San Jorge comenzó cuando
América del Sur era aún parte del supercontinente de Gondwana, siendo su origen y
resultando su evolución relacionada al movimiento relativo entre las placas Sudamericana,
Africana, Antártica y de Nazca.
Los primeros eventos sedimentarios han estado probablemente relacionados con el
proceso de rift que durante el Triásico - Jurásico Inferior afectó al basamento Paleozoico.
Durante este tiempo prevaleció la sedimentación marina en zonas marginales. En el
Jurásico Medio un extendido volcanismo se desarrolló con acumulación de volcaniclásticos
en ambientes continentales; los Grupos Bahía Laura y Lonco Trapial conforman el
basamento económico de la cuenca.
Un período de procesos extensionales se registra en toda la Patagonia durante el
Jurásico tardío - Cretácico Inferior (Hauteriviano), donde depocentros con forma de
hemigrábenes se rellenan de sedimentos volcaniclásticos, lacustres y marinos,
representando un estado de tectónica de rift tardío. Estos hemigrábenes se encontraban
aislados y posiblemente alcanzaron profundidades considerables, orientándose en dirección
noroeste - sureste a este - oeste. El relleno siliciclástico fino se denomina informalmente
Neocomiano y está constituido por las Formaciones Pozo Anticlinal Aguada Bandera y Pozo
Cerro Guadal. Esta sucesión es rica en querógeno amorfo y es la roca madre de los
petróleos parafínicos de la parte occidental de la cuenca.
Se adjunta a continuación un esquema estratigráfico donde pueden observarse la
distribución de las formaciones y sus cambios laterales de acuerdo a la región de la cuenca
de que se trate, el ambiente, el sistema petrolero y la evolución.
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Suprayaciendo al Neocomiano mediante discordancia angular, se deposita el Grupo
Chubut. Este ciclo representa la etapa de sag en la evolución de la cuenca y coincide con la
inclinación del eje de cuenca y el consiguiente desplazamiento del principal depocentro
hacia el este. El Grupo Chubut está representado íntegramente por depósitos continentales.
Estos depósitos varían desde ambientes lacustres y fluviales, Formación D-129, sincrónicos
con una nueva etapa de extensión y transtensión de la cuenca, a depósitos fluviales
meandriformes y entrelazados con pequeño desarrollo local de sistemas lacustres y
deltaicos hacia el techo, Formaciones Mina del Carmen y Bajo Barreal.
Las formaciones de este ciclo contienen la roca madre, que es la Formación D-129
para todos los petróleos del ámbito este de la cuenca y los principales reservorios
productivos, que reciben distintos nombres de acuerdo a su posición dentro de la misma. La
Formación Mina del Carmen, representada tanto en el Flanco Norte como en el Flanco Sur
es equivalente de la Formación Castillo en la faja plegada de San Bernardo, descripta sólo
en subsuelo. Posee reservorios psamíticos con abundante matriz tobácea y arcillo-tobácea.
Por encima de la Formación Castillo, se deposita la Formación Bajo Barreal, diferenciada en
el sector oeste en Bajo Barreal Inferior y Bajo Barreal Superior; en subsuelo y hacia el este
las mismas se denominan Formación Comodoro Rivadavia (Flanco Norte) - Cañadón Seco
(Flanco Sur) y Formación El Trébol (Flanco Norte) - Meseta Espinosa (Flanco Sur),
respectivamente. La génesis de las areniscas, que constituyen la mayoría de los reservorios
involucrados en el grupo, está asociada a fenómenos volcánicos que han tenido lugar a lo
largo de toda la historia evolutiva de la cuenca, por lo cual presentan una importante
participación de matriz arcillo-tobácea, que genera una baja porosidad de los mismos y una
alta variabilidad en los valores de densidad de matriz que poseen.
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En concordancia sobre el Grupo Chubut, sigue un conjunto de secuencias marinas y
continentales, con espesores de más de 1.200 metros. La subducción del margen oeste de
América del Sur, durante el Terciario, provocó elevaciones y deformación compresiva en la
cuenca. La elevación causó una parcial erosión de la columna sedimentaria, en el oeste y
una ligera inclinación hacia el este, en coincidencia con la aceleración del ritmo de
subsidencia de la cuenca. Este fenómeno facilitó la transgresión del Océano Atlántico,
representado por la Formación Salamanca (Paleoceno), dando comienzo a un nuevo ciclo
sedimentario de edad Terciaria. Este ciclo está representado por una alternancia de
depósitos marinos y continentales interdigitados, causados por oscilaciones eustáticas que
favorecieron las transgresiones y regresiones del Océano Atlántico. La Formación
Salamanca, está constituida por fangolitas y areniscas glauconíticas acumuladas en un
ambiente estuarino-mareal a marino somero, siendo reservorios de petróleo y gas en varios
yacimientos antiguos del Flanco Norte.
Finalmente, el ciclo Cuaternario representa un período pos tectónico en el que los
mecanismos deposicionales han sido controlados por drásticos cambios climáticos y caídas
del nivel del mar asociadas a la glaciación Pleistocénica.
Estructuralmente se pueden reconocer varios estilos dentro de la cuenca. La mitad
este de la cuenca puede dividirse en tres sectores: Flanco Norte, Centro de Cuenca y
Flanco Sur, incluida también la zona offshore. Estas tres zonas son de dominio extensional,
caracterizadas por bloques limitados por fallas de alto ángulo, con orientación este - oeste y
oeste noroeste - este sureste, y patrones complejos de fallas sintéticas y antitéticas. Hacia el
oeste se desarrolla la Faja Plegada de San Bernardo, con una orientación nor noroeste - sur
sureste; en ella el patrón original de extensión se ha invertido, durante el Terciario, dando
lugar a estructuras de tipo compresivas, como fallas inversas de alto ángulo. El sector
occidental de la cuenca, ubicado al oeste de San Bernardo y cerca del cinturón Andino, está
caracterizado por estructuras extensionales, con fallas normales con orientación oeste –
este sureste. Algo de inversión puede haber afectado a este sector.
Se adjuntan a continuación dos cortes generales estructural-estratigráficos en sentido
norte - sur y este - oeste de la cuenca.
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CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA CONCESIÓN
La Concesión Bella Vista Oeste se localiza en el denominado Flanco Norte de la
Cuenca del Golfo San Jorge; limita al norte con la Concesión Campamento Central –
Cañadón Perdido, al este con la costa del Golfo San Jorge, al oeste con la concesión El
Tordillo y al sur con la Concesión Puesto Quiroga. Está integrada por los yacimientos Bella
Vista Oeste, Cañadón de las Vertientes y Punta Piedras.
El Yacimiento Bella Vista Oeste fue descubierto y desarrollado entre los años 1952 y
1988 por YPF. En julio de 1991 se hizo cargo de la Roch S.A. Con posterioridad, en julio del
año 2000, adquiere los derechos de la concesión Petrolera Río Alto S.A., quien inicia, en
mayo de 2002, la recuperación secundaria por inyección de agua en el Yacimiento Bella
Vista Oeste.
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En 2004 comenzó sus operaciones en el área Vintage Oil Argentina Exploration &
Production Inc., que es adquirida en el año 2006 por Oxy. En 2011 la concesión pasa a
manos de Sinopec, actual concesionaria y operadora.
En el plano adjunto, se observan las ubicaciones de los yacimientos con las
producciones acumuladas (mapa de burbuja). Sólo Bella Vista Oeste tiene actividad en la
actualidad. Punta Piedras descubierto en 1944 es el más antiguo y hoy está totalmente
inactivo, encontrándose ubicado en el ejido urbano de Comodoro Rivadavia. Cañadón las
Vertientes solo produjo de unos pocos sondeos.
CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS
Localizado en el Flanco Norte, este yacimiento tiene todas las características que
definen la geología en este sector de la cuenca. El estilo extensional es el dominante. La
sección estratigráfica es completa, encontrándose bien desarrollado todo el Grupo Chubut,
dentro del cual las formaciones Mina del Carmen y Comodoro Rivadavia contribuyen con la
mayor producción de hidrocarburos.
Los 177 km2 de sísmica 3D, adquirida en 1977, cubren el 88 % del área, pero no
incluyen el Yacimiento Punta Piedras. Durante el 2009 se reprocesó el cubo 3D, con el
objeto de poder ajustar la información sísmica con la de los perfiles de pozo.
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ESTRUCTURA
En el mapa estructural, referido al horizonte “mH” de la Formación Mina del Carmen,
se observa el clásico fallamiento este-oeste, con fallas normales que inclinan al sur y
delimitan flancos anticlinales que constituyen las trampas donde se acumulan los
hidrocarburos. El horizonte mapeado se profundiza hacia el sur, en dirección al centro de
cuenca; consecuentemente varían considerablemente las profundidades de las formaciones
productivas.
El entrampamiento es mayormente estructural, siendo la trampa más clásica aquella
definida en el bloque alto de una falla, aunque pueden encontrarse combinadas, estructural-
estratigráfica, como en ciertas zonas de Cañadón las Vertientes. Los principales reservorios
se desarrollan dentro de las formaciones Comodoro Rivadavia (Complejo III) y Mina del
Carmen (Complejo IV). Estas formaciones han resultado las más productivas de la
concesión y de la cuenca.
El corte estructural norte-sur, muestra la estructura a lo largo de la zona principal del
yacimiento Bella Vista. En él se observa el fallamiento, definido por fallas normales que han
generado y delimitan las estructuras anticlinales, que favorecieron la acumulación de
hidrocarburos. También es evidente el abundante desarrollo de niveles de areniscas, en
particular en las formaciones Comodoro Rivadavia y Mina del Carmen, donde se localiza la
producción de hidrocarburos.
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RESERVORIO
El mecanismo de drenaje principal de estos yacimientos es la expansión del gas que
se libera. La profundidad media de los horizontes productivos es de 2.500 mbbp, para los
denominados Complejo III y IV (formaciones Comodoro Rivadavia y Mina del Carmen,
respectivamente).
Las porosidades promedio se encuentran en un valor de 18 % (mínimo 16 %, máximo
20 %), con permeabilidades que van desde los 10 mD a los 1.000 mD y una saturación de
agua inicial del 60 %. Las salinidades del agua de formación son bajas, entre 5.000 a 8.000
ppm.
Cabe destacar la importante cantidad de areniscas presentes en cada una de las
formaciones; si bien todas ellas constituyen buenos reservorios, el conocimiento de las
saturaciones de agua es crítico en cuanto a la evaluación del potencial petrolero.
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Hasta el presente no se han detectado reservorios que contengan gas libre y la
producción de gas liberado por el petróleo es tan exigua que impide su captación. Por tal
motivo, en la presente certificación se estimó una reserva nula de gas.
En el Yacimiento Bella Vista Oeste se ha obtenido, a partir del 2002, una muy buena
respuesta a la recuperación secundaria, como consecuencia del buen desarrollo y
continuidad de las arenas depositadas. En virtud de los estudios realizados, se han podido
diferenciar dos bloques, uno norte y otro sur, siendo en ambos casos las formaciones
Comodoro Rivadavia y Mina del Carmen las responsables de la producción. El proyecto
consta de 47 pozos productores y 20 inyectores.
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Respecto de la producción, el mapa adjunto muestra dónde se encuentran las
principales acumuladas. Se puede apreciar que las mayores corresponden a la zona de
Bella Vista Oeste, que es donde se concentró la perforación y la recuperación secundaria.
Los yacimientos Cañadón de las Vertientes y Punta Piedras no registran actividad
productiva alguna al 31-12-2014.
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METODOLOGÍA USADA PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS
Solo existen reservas probadas desarrolladas.
Las reservas probadas desarrolladas en producción se estimaron mediante análisis
declinatorio pozo a pozo.
El gas producido es tan escaso que su captación se vuelve irrelevante. Por este motivo no
se presentan reservas de gas en ninguna categoría.
CONSIDERACIONES FINALES
Deseo reiterar que los valores de reservas contenidos en este informe se basan en la
información suministrada por la empresa (ver Apéndice IV). Se ha empleado el mejor
criterio profesional para obtener los resultados y conclusiones que se presentan en este
informe; sin embargo, no se garantiza la exactitud de los mismos, debido a que todas las
evaluaciones son opiniones basadas, casi siempre, en inferencias indirectas. En ningún
caso se deberán considerar las evaluaciones como única base para tomar decisiones
concernientes a las operaciones de perforación, producción o de cualquier otra índole. Por
ello, se rechaza expresamente toda responsabilidad por demandas ante pérdidas, costos,
daños o gastos de cualquier tipo que resulten de la confianza depositada en las
evaluaciones contenidas en el presente informe.
Asimismo, se declara no tener intereses de ningún tipo respecto a los bienes
evaluados.
Esperando que esta certificación contemple los requerimientos de su empresa, quedo
a su disposición para responder a cualquier pregunta que pueda surgir del mismo.
Lo saludo muy atentamente,
Cesar A. Carrara
OPSEIS S.A.
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ADJUNTOS:
APÉNDICE I: Definiciones de Reservas y de Recursos
APÉNDICE II: Planillas 8, 8 bis, 9 y 9 bis (SEN)
APÉNDICE III: Planillas Compendio.
APÉNDICE IV: Cálculos Económicos
APÉNDICE V: Información Utilizada
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APÉNDICE I
a) Definiciones de Reservas y de Recursos (Resolución S.E. N° 324/2006).
b) Normas complementarias y aclaratorias para certificación de reservas de la Resolución S. E. N° 324/2006 (y/o la que en el futuro la modifique y/o complemente y/o reemplace).
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RESERVAS
a) Definiciones de Reservas y de Recursos (Resolución S.E. N° 324/2006)
I) DEFINICIONES Y CLASIFICACION DE RESERVAS Y RECURSOS:
Las definiciones que se detallan a continuación son el resultado de la unificación de
criterios aprobados en marzo de 1997 por la SPE (Society of Petroleum Engineers) y el WPC (World Petroleum Congress), y a partir de febrero de 2000 se agrega la definición de Recursos, de acuerdo con la AAPG (American Association of Petroleum Geologists) y las entidades mencionadas anteriormente, y que han sido aceptadas internacionalmente.
1. RESERVAS:
Son aquellos volúmenes estimados de hidrocarburos líquidos y gaseosos (petróleo crudo, condensado o gasolina natural, gas natural, líquidos provenientes del gas natural y sustancias asociadas), que se anticipa podrán ser comercialmente recuperados en un futuro definido de reservorios conocidos, bajo las condiciones económicas, el régimen legal y las prácticas de producción imperantes a la fecha de esa estimación.
En relación a las prácticas de producción, sólo serán considerados en las definiciones
y posterior clasificación, aquellos hidrocarburos líquidos o gaseosos normalmente producidos a través de pozos y con viscosidad no superior a DIEZ MIL (10.000) centipoises en las condiciones de presión y temperatura originales del yacimiento.
Todas las estimaciones de reservas involucran cierto grado de incertidumbre, que
depende principalmente de la cantidad de datos confiables de geología e ingeniería disponibles al momento de efectuar la estimación, y de la interpretación de esos datos.
El grado de incertidumbre relativo puede ser acotado clasificando las reservas como
COMPROBADAS y NO COMPROBADAS. Las reservas NO COMPROBADAS tienen menor certeza en la recuperación que las
RESERVAS COMPROBADAS y pueden además clasificarse en RESERVAS PROBABLES y RESERVAS POSIBLES, denotando progresivamente incrementos en el grado de incertidumbre en la recuperación de las mismas.
Las reservas no incluyen los volúmenes de hidrocarburos líquidos o gaseosos
mantenidos en inventarios, y si fuera necesario pueden reducirse para uso o pérdidas de procesamiento para los informes financieros.
Las reservas pueden ser producidas por energía natural del reservorio o por la
aplicación de métodos de recuperación mejorada. Los métodos de recuperación mejorada incluyen a todos los métodos que suministran energía adicional a la energía natural o alteran las fuerzas naturales en el reservorio para incrementar la recuperación final. Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de presión, reciclo, inyección de agua, métodos térmicos, inyección de químicos y el uso de fluidos de desplazamiento miscible e inmiscible. Otros métodos de recuperación mejorada pueden ser desarrollados en el futuro a medida que la tecnología de la industria del petróleo evolucione.
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2. RESERVAS COMPROBADAS:
Las RESERVAS COMPROBADAS o PROBADAS son aquellas reservas de
hidrocarburos que de acuerdo al análisis de datos geológicos y de ingeniería, pueden ser estimadas con razonable certeza sobre la base de ser comercialmente recuperables de reservorios conocidos, a partir de una fecha dada.
La estimación de las reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre. El método de estimación es llamado determinístico si se obtiene un solo valor de
reservas basado en el conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos. Con el término "razonable certeza", se intenta expresar el alto grado de confiabilidad
que tienen los volúmenes a ser recuperados si se usa el método determinístico. Cuando son empleados métodos de estimación probabilísticos, donde el conocimiento
geológico y de ingeniería y los datos económicos son usados para generar un rango de estimaciones de reservas y sus probabilidades asociadas, debe haber por lo menos un NOVENTA POR CIENTO (90%) de probabilidades de que las cantidades a ser recuperadas igualarán o excederán la estimación.
En general, las reservas son consideradas comprobadas cuando la productividad
comercial del reservorio se apoya en ensayos de producción real o pruebas de la formación. En este contexto, el término "comprobadas" se refiere a las cantidades reales de reservas de hidrocarburos y no sólo a la productividad del pozo o del reservorio.
En ciertos casos, el número correspondiente a RESERVAS COMPROBADAS puede
asignarse sobre la base de estudios de pozos y/o análisis que indican que el reservorio es análogo a otros reservorios en la misma área que están produciendo, o han probado la posibilidad de producir, en las pruebas de formación.
Las reservas pueden ser clasificadas como comprobadas si los medios para procesar
y transportar las reservas para ser comercializadas están en operación a la fecha de evaluación, o si existe una razonable expectativa que dichos medios serán instalados en un futuro inmediato.
El establecimiento de condiciones económicas actuales debe incluir precios históricos
del petróleo y los costos asociados, y pueden involucrar un promedio para determinado período que debe ser consistente con el propósito del estimado de reservas, obligaciones contractuales, procedimientos corporativos y regulaciones existentes a la fecha de certificación de las reservas.
Las RESERVAS COMPROBADAS pueden ser clasificadas en: DESARROLLADAS y
NO DESARROLLADAS.
3. RESERVAS COMPROBADAS DESARROLLADAS:
Son las reservas comprobadas que se estima podrán ser producidas mediante la existencia a la fecha de su evaluación de:
a) Pozos perforados. b) Instalaciones y métodos de operación en funcionamiento. c) Métodos de recuperación mejorada, siempre que el correspondiente proyecto de recuperación mejorada esté instalado y en operación.
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4. RESERVAS COMPROBADAS NO DESARROLLADAS:
Son las reservas comprobadas que se estima podrán ser producidas, mediante: a) Pozos a ser perforados en el futuro en áreas comprobadas. b) Profundización de pozos existentes a otros reservorios comprobados. c) Intervención de pozos existentes o la instalación de medios de transporte, que impliquen grandes costos o inversiones. d) Apertura de niveles colaterales comprobados en pozos ya existentes. e) Un proyecto de recuperación mejorada al que se asigne un alto grado de certeza, o que esté operando favorablemente en un área cercana con similares propiedades petrofísicas y de fluidos, que proporcionen soporte para el análisis sobre el cual está basado el proyecto y es razonablemente cierto que el mismo será ejecutado.
5. RESERVAS NO COMPROBADAS:
LAS RESERVAS NO COMPROBADAS son aquellas basadas en datos geológicos y
de ingeniería disponibles, similares a los usados en la estimación de las reservas comprobadas, pero las mayores incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o de regulación, hacen que estas reservas no sean clasificadas como comprobadas.
LAS RESERVAS NO COMPROBADAS pueden estimarse asumiendo condiciones
económicas futuras diferentes de aquéllas prevalecientes en el momento de la estimación. El efecto de posibles mejoras futuras en las condiciones económicas y los desarrollos tecnológicos puede ser expresado asignando cantidades apropiadas de reservas a las categorías "PROBABLES" y "POSIBLES".
Las RESERVAS NO COMPROBADAS pueden ser clasificadas en: RESERVAS
PROBABLES y RESERVAS POSIBLES. En virtud de los diferentes niveles de incertidumbre, las reservas NO COMPROBADAS
no deberían ser sumadas directamente a las RESERVAS COMPROBADAS. El agregado de diferentes clases de reservas es sólo aceptable cuando cada categoría de reservas ha sido apropiadamente descontada para los diferentes niveles de incertidumbre.
6. RESERVAS PROBABLES:
Las RESERVAS PROBABLES son aquellas RESERVAS NO COMPROBADAS que sobre la base del análisis de los datos geológicos y de ingeniería, sugieren que son menos ciertas que las RESERVAS COMPROBADAS, y que es más probable que sean producidas a que no lo sean.
En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos probabilísticos, el término
"probable" implica que debe haber por lo menos el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de probabilidad que la recuperación final igualará o excederá la suma de las RESERVAS COMPROBADAS más las RESERVAS PROBABLES.
Por lo tanto, se entiende que las RESERVAS PROBABLES están comprendidas
dentro del rango de probabilidades del CINCUENTA POR CIENTO (50%) al NOVENTA POR CIENTO (90%).
7. RESERVAS POSIBLES:
Las RESERVAS POSIBLES son aquellas RESERVAS NO COMPROBADAS que del análisis de los datos geológicos y de ingeniería sugieren que son menos factibles de ser comercialmente recuperables que las RESERVAS PROBABLES.
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En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos probabilísticos, el término
"posible" implica que debe haber por lo menos el DIEZ POR CIENTO (10%) de probabilidad que la recuperación final igualará o excederá la suma de las RESERVAS COMPROBADAS más las RESERVAS PROBABLES más las RESERVAS POSIBLES.
Por lo tanto, se entiende que las RESERVAS POSIBLES están comprendidas dentro
del rango de probabilidades del DIEZ POR CIENTO (10%) al CINCUENTA POR CIENTO (50%).
8. RECURSOS:
RECURSOS son todas las cantidades estimadas de hidrocarburos líquidos o gaseosos o de ambos, contenidos naturalmente en los reservorios y que pueden ser recuperados y utilizados bajo las condiciones tecnológicas existentes en el momento de la evaluación.
Por lo tanto, para ser considerados, es un requisito que no exista en el momento del
análisis viabilidad económica o comercialidad de la explotación. De tal forma, los hidrocarburos considerados no recuperables por ser su producción antieconómica o por falta de mercado, son RECURSOS.
En el futuro, estos RECURSOS pueden volverse recuperables si las circunstancias
económicas y/ o comerciales cambian, o si se producen desarrollos tecnológicos apropiados, o son adquiridos datos adicionales.
9. OBSERVACIONES:
La intención de la SPE, el WPC y la AAPG en contar con una clasificación suplementaria a la de RESERVAS COMPROBADAS, es la de facilitar la consistencia y coherencia entre los profesionales que utilizan dichos términos.
Las definiciones y términos aquí vertidos podrán reverse y adecuarse en el futuro, de
acuerdo con los nuevos conceptos y circunstancias imperantes, y que sean reconocidos internacionalmente por las entidades mencionadas en el párrafo anterior.
b) Normas complementarias y aclaratorias para certificación de reservas de la Resolución S. E. N° 324/2006 (y/o la que en el futuro la modifique y/o complemente y/o reemplace).
Con la finalidad de lograr el eficiente cumplimiento y un eficaz control de la Resolución
de la SECRETARÍA DE ENERGÍA Nº 324, de fecha 20 de marzo de 2006, dependiente del MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN FEDERAL, INVERSIÓN PÚBLICA Y SERVICIOS, y/o la que en el futuro la modifique y/o complemente y/o reemplace, se determinan las condiciones de forma, modo, tiempo y lugar para el cumplimiento de la mencionada resolución.
La misma se encuentra compuesta de normas complementarias y aclaratorias que
deben utilizar los Permisionarios de Áreas de Exploración; Concesionarios de Áreas de Explotación y Auditores de Reservas inscriptos en el Registro de Empresas Petroleras o en el Registro de Profesionales, Empresas y Entidades Certificadoras de Reservas y Recursos de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos, que se encuentra a cargo de la Dirección Nacional de Exploración, Producción y Transporte de Hidrocarburos, dependiente de la Subsecretaría de Combustibles, bajo la órbita de la SECRETARÍADE ENERGÍA.
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El listado de los Auditores Registrados se encuentra publicado en la página web de la
SECRETARÍA DE ENERGÍA -www.energia.gov.ar Teniendo en cuenta que, en casos particulares, la determinación de los volúmenes de
reservas y recursos pueden ubicarse en “zonas poco definidas”, y por definición las mismas son “estimaciones cuasi-personales de acuerdo a la metodología empleada”; la utilización del método adoptado, -sea de los dictados por organismos internacionales SPE; WPC; AAPG y/o la SECRETARÍA DE ENERGÍA -, debe encontrarse fundada circunstanciadamente al inicio de cada Auditoría.
La Dependencia de la SECRETARÍA DE ENERGÍA a cargo del control de las mismas,
aprobará u observará por Nota el criterio de utilización y de corresponder adoptará las medidas de forma y de fondo que por derecho correspondan.
A continuación, se definen los términos petróleo y gas, cuyas reservas y recursos se
estiman determinar: Petróleo: Hidrocarburo líquido tanto en condiciones de yacimiento como en
condiciones de superficie, al que se le agregará el condensado y/o gasolina extraída de distintos tratamientos realizados al gas, siempre que las plantas separadoras se encuentren dentro del permiso o concesión correspondiente. -Esto es a los fines de no variar la historia de los Capítulos IV tal cual se calculan a la fecha -.
Gas: Hidrocarburo gaseoso en condiciones de superficie que en condiciones de
yacimiento puede presentarse en estado líquido o gaseoso. La clasificación de reservas y recursos de petróleo y gas debe estar de acuerdo a las
normas dadas por los siguientes organismos internacionales: 1) Society of Petroleum Engineers (SPE); 2) World Petroleum Congresses (WPC); 3) American Association of Petroleum Geologists (AAPG); 4) Secretaría de Energía y 5) Las que se dicten y/o modifiquen y/o complementen las existentes y/o acepten en el futuro; facultando al organismo a cargo la realización de modificaciones pertinentes, que permitan un mejor cumplimiento de la función de control.
Para la estimación de los recursos, sólo deben considerarse los catalogados como
contingentes, o sea aquellos hidrocarburos estimados como potencialmente recuperables - a la fecha de la auditoría - de acumulaciones conocidas, pero que, bajo las condiciones económicas a esa misma fecha, su explotación no se considera económica.
Los recursos contingentes pueden incluir aquellas acumulaciones de hidrocarburos
donde no exista un mercado para comercializarlas, o donde la recuperación deseada de los mismos depende del desarrollo de nuevas tecnologías, o donde la evaluación de la acumulación no se ha concluido.
No deben ser auditados aquellos recursos que entran en la categoría de prospectivos,
o sea los hidrocarburos aún no descubiertos, pero si inferidos a través de información geofísica o geológica del área en estudio, y en analogías con áreas donde han sido descubiertos.
Las regalías devengadas por hidrocarburos líquidos y/o gaseosos, serán consideradas de acuerdo al derecho vigente y/o las condiciones establecidas entre las partes.
Metodología de cálculo:
-23 -
a) Los permisionarios y concesionarios a través de los operadores respectivos, deben presentar a los auditores toda la información técnica y económica respecto a la forma y/o el método y/o como estimaron las reservas y recursos contingentes de hidrocarburos al 31 de diciembre de cada año, para cada permiso de exploración y/o concesión de explotación; a los efectos que los auditores puedan realizar las tareas de auditorías, -con toda la información y/o datos correspondientes -.
Los operadores utilizarán los métodos reconocidos por la SPE-WPC-AAPG y la
SECRETARÍA DE ENERGÍA, para la determinación de las reservas y recursos contingentes hidrocarburíferos, ya sea: 1) mediante cálculos determinísticos (un solo valor para el mejor estimado de reservas y de recursos contingentes basados en el necesario conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos al momento de la evaluación), según se trate de: a) volumétricos; b) balance de materiales; c) análisis de las curvas de declinación; o d) simulación numérica; y/o 2) mediante cálculos probabilísticos (cuando los conocimientos geológicos y de ingeniería y datos económicos son utilizados para estimar las distintas categorías de reservas y sus probabilidades asociadas, identificando a las reservas como probadas, probables y posibles, de acuerdo al riesgo de recuperación).
b) La utilización válida de otro tipo de metodología, que el auditor -a su criterio-
considere que se adapta mejor técnica y/o económicamente, teniendo en cuenta las características del yacimiento y/o reservorio a certificar, debe contar con la aprobación escrita previa, realizada por Nota de la Dirección Nacional de Exploración, Producción y Transporte de Hidrocarburos, dependiente de la Subsecretaría de Combustibles, bajo la órbita de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, y/o la que en el futuro la reemplace, la que tendrá validez, en las condiciones de modo, tiempo y lugar que en ella se determinen.
c) En estimaciones de reservas a través del uso de simulación numérica, las mismas
deben estar perfectamente sustentadas, mediante el ajuste histórico de producciones y de presiones.
d) En todos los casos, las distintas categorías de reservas deben presentarse
anualizadas y con los distintos parámetros económicos que se contemplen para la estimación de reservas: precio de venta del hidrocarburo, -si el Operador estima que el mismo permanecerá constante o será escalado en el tiempo, -en este último caso justificará fundadamente su variación, -inversiones, costos de transporte y/o de tratamiento y retenciones si corresponden, costos operativos, regalías e ingresos brutos -, discriminado en egresos -, todo referido al 31 de diciembre de cada año.
e) La estimación de recursos contingentes, comprenderá a pozos ubicados en zonas
alejadas de explotación. f) No serán considerados aquellos pozos localizados en un yacimiento en explotación
y cerrados por alta relación agua petróleo; altas relaciones gas petróleo; razones técnicas u otro motivo por el cual haya dejado de producir, de reservorios en producción a la fecha de la evaluación. El Operador debe informar al auditor las causas por las cuales ese recurso contingente no puede ser categorizado como reserva, para posibilitar que éste justifique ante el órgano de control, el que aceptará u observará por Nota la decisión y de corresponder se iniciarán las acciones procesales, a sus efectos.
Para la evaluación del recurso contingente de un solo pozo, podrá utilizarse un radio
de drenaje común a otros pozos del área o determinado mediante un ensayo de presión en él.
-24 -
g) Cuando un recurso contingente hidrocarburífero tienda a ser explotado en un lapso igual o menor a CINCO (5) años a partir de la fecha de la auditoría, podrá considerarse el mismo como reserva posible.
h) Las reservas y recursos contingentes de gas deben contemplar la totalidad del gas
del área, inclusive aquellos con contenidos de impurezas, tales como dióxido de carbono (CO2) y ácido sulfhídrico (SH2). El gas no comercial, por su alto contenido de impurezas será clasificado como recurso, cuando no sea previsto utilizar en el área o en otras.
i) El gas a utilizar en el área, -cualquiera sea el motivo de su uso, y/o el que se
extraiga y sea reinyectado en la misma área u otra -; debe ser categorizado como “reserva comprobada”; -quedando a cargo del Operador la obligación de informar al auditor los volúmenes, el destino y/o la utilización del gas extraído en las condiciones mencionadas en la primera parte del acápite -.
j) Las estimaciones de reservas y recursos contingentes hidrocarburíferos deben
estar: 1) determinadas hasta el fin del permiso y/o la concesión (Planillas 8 y 9); y 2) hasta el fin de la vida útil de cada yacimiento (Planillas 8 bis y 9 bis).
k) La estimación hasta el fin del permiso y/o concesión está dada por el flujo de caja entre ingresos por venta de hidrocarburos y egresos por inversiones, costos, regalías e ingresos brutos. Un flujo de caja negativo anual (exceptuando el año cero o los años iniciales de inversión) corresponderá al corte de las reservas comprobadas, probables o posibles, según corresponda.
l) No debe ser contemplado ningún otro tipo de estimación económica m) Para el fin de la vida útil y teniendo en cuenta que el Operador no hará inversiones,
se dispone que los cálculos económicos deben tener en cuenta: 1) los ingresos por venta de hidrocarburos, extrapolando a éstos según curvas declinatorias, balance de materiales o cualquier otro método de cálculo válido; y 2) los egresos en base a los costos operativos, -que deben ser iguales a los valores utilizados en el último año del fin de la concesión, caso contrario debe justificar -, regalías e ingresos brutos.
n) El auditor debe entregar al Operador las Planillas 8; 9; 8 bis; y 9 bis; comprendidas
en las Resoluciones SE Nº 319/1993 y Nº 324/2006, respectivamente y/o las que en el futuro las complemente y/o reemplace; más un índice completo donde se indique el material técnico y económico aportado por el Operador para cumplir con la auditoría y todo otro material que estime oportuno o necesario y/o que haya servido para las estimaciones de reservas y recursos hidrocarburíferos.
o) El auditor, cuando la diferencia entre lo estimado de cualquier clasificación de
reservas y/o recursos contingentes exceda o disminuya el DIEZ POR CIENTO (10 %) respecto a las evaluaciones del año anterior, debe justificar ante el órgano de control, fundadamente dichas diferencias. Para ello, el Operador debe entregar al auditor la certificación de reservas y recursos contingentes del año anterior, y posibilitar la comparación de los valores; verificar las existencias y cumplir con aquello a que se encuentra obligado.
p) El Operador debe enviar antes del 31 de marzo de cada año a la Dirección Nacional
de Exploración, Producción y Transporte de Hidrocarburos, dependiente de la Subsecretaría de Combustibles, bajo la órbita de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, las planillas mencionadas en el apartado anterior, todas firmadas por el auditor, acompañando la información que éste le haya entregado para realizar la auditoría y la documentación técnica económica que la sustente, de acuerdo al índice que el auditor haya manifestado; con copia
-25 -
a la Provincia y/o a las Provincias donde se ubique el permiso y/o concesión, bajo apercibimiento de aplicación de las sanciones previstas en s).
q) Dependiendo del volumen de información a entregar a los organismos de la Nación
y Provinciales, -y con la ausencia de observaciones -, este podrá efectivizarse en soporte magnético; caso contrario se entregará en papel y soporte magnético.
r) El Auditor será responsable por los datos incorrectos detectados en la revisión de la
documentación suministrada a la SECRETARÍA DE ENERGÍA, salvo que éstos surjan de información errónea facilitada por el Operador y/o de material no entregado oportunamente para su verificación y/o que no se encuentre especificado en el índice mencionado en el apartado n), en cuyo caso la responsabilidad será del Operador.
s) La información que se solicita poner a disposición de la SECRETARIA DE
ENERGIA, es técnica y económicamente relevante para el diseño de las políticas energéticas a nivel Federal, en virtud de lo cual se encuentra presente el Interés Público; por ello la recepción en tiempo y forma deviene imprescindible y la falta de presentación y/o presentación extemporánea y/o defectuosa y/o con observaciones no salvadas, será considerada como incumplimiento al SISTEMA DE INFORMACIÓN FEDERAL DE COMBUSTIBLES, siendo de aplicación el Decreto Nº 1028/2001, y/o la norma que en el futuro lo complemente y/o modifique y/o reemplace, sin perjuicio en caso de corresponder y/o reiteraciones de incumplimientos, de la aplicación de las medidas extremas previstas en la Resolución SE Nº 324/06 y/o la que en el futuro la complemente y/o modifique y/o reemplace.
-26 -
APÉNDICE II
Planillas 8, 9, 8 bis y 9 bis (SEN)
-27 -
CAPÍTULO III: RESERVAS Y RECURSOS
ADJUNTO 3.1
Planilla Nº 8 de la Resolución Nº 319/93 - RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES, POSIBLES Y RECURSOS DE PETRÓLEO
HASTA EL FIN DE LA CONCESIÓN
En Miles de m3 y sin decimales
AÑO: 2016
MES: Enero
OPERADOR: Sinopec Exploration & Production Argentina, Inc
PROVINCIA: Chubut
PROBABLES POSIBLES RECURSOS
CONCESIÓN YACIMIENTO TOTAL ORIGINAL ORIGINAL ORIGINAL
ORIGINAL EXTRAIDO REMANENTE ORIGINAL EXTRAIDO REMANENTE REMANENTE RECUPERABLE RECUPERABLE RECUPERABLE
BELLA VISTA OESTE BELLA VISTA OESTE 4.732 4.707 25 283 273 9 34 - - -
TOTAL 4.732 4.707 25 283 273 9 34 - - -
PRIMARIA RECUPERABLE SECUNDARIA RECUPERABLE
RESERVAS COMPROBADAS
-28 -
CAPÍTULO III: RESERVAS Y RECURSOS
ADJUNTO 3.2
Planilla Nº 8 (bis) de la Resolución Nº 319/93 - RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES, POSIBLES Y RECURSOS DE PETRÓLEO
HASTA EL FIN DE LA VIDA UTIL DEL YACIMIENTO
En Miles de m3 y sin decimales
AÑO: 2016
MES: Enero
OPERADOR: Sinopec Exploration & Production Argentina, Inc
PROVINCIA: Chubut
PROBABLES POSIBLES RECURSOS
CONCESIÓN YACIMIENTO TOTAL ORIGINAL ORIGINAL ORIGINAL
ORIGINAL EXTRAIDO REMANENTE ORIGINAL EXTRAIDO REMANENTE REMANENTE RECUPERABLE RECUPERABLE RECUPERABLE
BELLA VISTA OESTE BELLA VISTA OESTE 5.026 4.707 319 390 273 117 436 - - -
TOTAL 5.026 4.707 319 390 273 117 436 - - -
PRIMARIA RECUPERABLE SECUNDARIA RECUPERABLE
RESERVAS COMPROBADAS
-29 -
CAPÍTULO III: RESERVAS Y RECURSOS
ADJUNTO 4.1
Planilla Nº 9 de la Resolución Nº 319/93 - RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES, POSIBLES Y RECURSOS DE GAS
HASTA EL FIN DE LA CONCESIÓN
En Millones de m3 y sin decimales
AÑO: 2015
MES: Enero
OPERADOR: Sinopec Exploration & Production Argentina, Inc
PROVINCIA: Chubut
PROBABLES POSIBLES RECURSOS
CONCESIÓN YACIMIENTO TOTAL ORIGINAL ORIGINAL ORIGINAL
ORIGINAL EXTRAIDO REMANENTE ORIGINAL EXTRAIDO REMANENTE REMANENTE RECUPERABLE RECUPERABLE RECUPERABLE
BELLA VISTA OESTE BELLA VISTA OESTE - - - 142 142 - - - - -
TOTAL - - - 142 142 - - - - -
GAS LIBRE GAS DISUELTO
RESERVAS COMPROBADAS
-30 -
CAPÍTULO III: RESERVAS Y RECURSOS
ADJUNTO 4.2
Planilla Nº 9 (bis) de la Resolución Nº 319/93 - RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES, POSIBLES Y RECURSOS DE GAS
HASTA EL FIN DE LA VIDA UTIL DEL YACIMIENTO
En Millones de m3 y sin decimales
AÑO: 2016
MES: Enero
OPERADOR: Sinopec Exploration & Production Argentina, Inc
PROVINCIA: Chubut
PROBABLES POSIBLES RECURSOS
CONCESIÓN YACIMIENTO TOTAL ORIGINAL ORIGINAL ORIGINAL
ORIGINAL EXTRAIDO REMANENTE ORIGINAL EXTRAIDO REMANENTE REMANENTE RECUPERABLE RECUPERABLE RECUPERABLE
BELLA VISTA OESTE BELLA VISTA OESTE - - - 142 142 - - - - -
TOTAL - - - 142 142 - - - - -
RESERVAS COMPROBADAS
GAS LIBRE GAS DISUELTO
-31 -
APÉNDICE III
Planillas Anexo III. SEN
-32 -
Nombre de la concesión: BELLA VISTA OESTE
Titulares y participaciónes: SINOPEC ARGENTINA EXPLORATION & PRODUCTION, INC (100%)
Operador: SINOPEC ARGENTINA EXPLORATION & PRODUCTION, INC
Fecha de finalización concesión: 24/8/2016
YACIMIENTO Bella Vista Oeste
Total de Pozos Perforados: 222
Total Actual de Pozos Productivos: 47
Total de Pozos Inyectores Activos: 13
Formación Productiva* C.RIVAD - M.DEL CARMEN
Litología Arenisca tobacea
Tipo de Yacimento Estructural - Estratigráfica
Mecanismo de Drenaje Empuje de agua
Profundidad Promedio (mbbp) 2500
Porosidad Promedio (%) 18
Permeabilidad Promedio (md) 77
SW Promedio (%) 60
Espesor Útil Promedio (m) 22
Superficie Reservas Comprobadas (Km2) 25
Boi 1,1
Bgi 0
GOR Actual (m3/m3) 0,11
Metodologia de Cálculo de Reservas Volumetría, declinación de producción, analogías
* La Empresa informa valores promedio, de todos los parámetros indicados, para el conjunto de las formaciones.
CAPÍTULO II: CONSIDERACIONES TÉCNICAS
ADJUNTO 1
DATOS GENERALES
-33 -
ANEXO III (Continuación)
CUENCA Glofo San Jorge POIS: Petróleo original "in situ"
PROVINCIA Chubut GOIS: Gas original "in situ"
FR: Factor de recuperación actual
COMPROBADAS PROBABLES POSIBLES
POIS FR GOIS FR POIS FR GOIS FR POIS FR GOIS FR
(Mm3) % (Mm3) % (Mm3) % (Mm3) % (Mm3) % (Mm3) %
BELLA VISTA OESTE Comodoro Rivadavia, Mina Del Carmen 24,6 20,2%
YACIMIENTO RESERVORIO
ANEXO III (Continuación)
CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES
Nombre de la concesión: BELLA VISTA OESTE
YACIMIENTO: BELLA VISTA OESTE
AÑO
PRODUCTORES INYECTORES PRODUCTORES INYECTORES PRODUCTORES INYECTORES PRODUCTORES INYECTORES PRODUCTORES INYECTORES PRODUCTORES INYECTORES
2016 - - - - - - - - - - - -
2017 - - - - - - - - - - - -
2018 - - - - - - - - - - - -
2019 - - - - - - - - - - - -
2020 - - - - - - - - - - - -
2021 - - - - - - - - - - - -
2022 - - - - - - - - - - - -
2023 - - - - - - - - - - - -
2024 - - - - - - - - - - - -
2025 - - - - - - - - - - - -
2026 - - - - - - - - - - - -
2027 - - - - - - - - - - - -
2028 - - - - - - - - - - - -
* En cada columna va el número de pozos correspondiente
PERFORACIÓN REPARACIÓN
RESERVA POSIBLE
PERFORACIÓN REPARACIÓN
RESERVA COMPROBADA
PERFORACIÓN
RESERVA PROBABLE
REPARACIÓN
-34 -
ANEXO III (Continuación)
PLANILA DE CONCILIACIÓN DE RESERVAS (VER TEXTO ANEXO) a FC
CUENCA GOLFO DE SAN JORGE
PROVINCIA CHUBUT
CONCESIÓN BELLA VISTA OESTE
YACIMIENTOS BELLA VISTA OESTE
PETRÓLEO* GAS PETRÓLEO* GAS PETRÓLEO* GAS PETRÓLEO GAS
(km3) (Mm3) (km3) (Mm3) (km3) (Mm3) (km3) (Mm3)
Certificación al 31/12/2014 89 0 - - - - - -
Producción del último año 61 0
Remanente 29 0 - - - - - -
INCORPORACIONES
Proyectos del último año 2 - - - - - - -
Proyectos futuros - - - - - - - -
Revisiones 9 - - - - - - -
Otros - - - - - - - -
DESINCORPORACIONES
Proyectos del último año - - - - - - - -
Proyectos futuros -5 - - - - - - -
Revisiones - - - - - - - -
Otros - - - - - - - -
Certificación al 31/12/2015 34 - - - - - - -
km3 / Mm3 -55 -0 - - - - - -
% -62 -100
* PETRÓLEO incluye condensado
INCORPORACIONES
Proyectos del último año Retorno de producción de pozos parados
Proyectos futuros
Revisiones Revisión de declinaciones de pozos
Otros
DESINCORPORACIONES
Proyectos del último año
Proyectos futuros
Revisiones Revisión de declinaciones de pozos
Otros
DIFERENCIA C/ AÑO ANTERIOR
RECURSOS POSIBLES PROBABLES COMPROBADAS
-35 -
ANEXO III (Continuación)
PLANILA DE CONCILIACIÓN DE RESERVAS (VER TEXTO ANEXO) a VU
CUENCA GOLFO DE SAN JORGE
PROVINCIA CHUBUT
CONCESIÓN BELLA VISTA OESTE
YACIMIENTOS BELLA VISTA OESTE
PETRÓLEO* GAS PETRÓLEO* GAS PETRÓLEO* GAS PETRÓLEO GAS
(km3) (Mm3) (km3) (Mm3) (km3) (Mm3) (km3) (Mm3)
Certificación al 31/12/2014 544 0 - - - - - -
Producción del último año 61 0
Remanente 483 0 - - - - - -
INCORPORACIONES
Proyectos del último año 18 - - - - - - -
Proyectos futuros - - - - - - - -
Revisiones 5 - - - - - - -
Otros - - - - - - - -
DESINCORPORACIONES
Proyectos del último año - - - - - - - -
Proyectos futuros -21 - - - - - - -
Revisiones -49 -0 - - - - - -
Otros - - - - - - - -
Certificación al 31/12/2015 436 - - - - - - -
km3 / Mm3 -108 -0 - - - - - -
% -20 -100
* PETRÓLEO incluye condensado
INCORPORACIONES
Proyectos del último año Retorno de producción de pozos parados
Proyectos futuros
Revisiones Revisión de declinaciones de pozos
Otros
DESINCORPORACIONES
Proyectos del último año
Proyectos futuros Reprogramación de campaña de perforación / Reprogramación de campaña de reparación
Revisiones Revisión de declinaciones de pozos
Otros
DIFERENCIA C/ AÑO ANTERIOR
RECURSOS POSIBLES PROBABLES COMPROBADAS
-36 -
APÉNDICE IV
Cálculos Económicos
-37 -
EVALUACIÓN ECONÓMICA A FC
AREA: BELLA VISTA OESTE REGALIAS % 12%
CATEGORIA DE RESERVAS: COMPROBADAS OTROS IMP. % 1%
VIDA UTIL IMP. SC. %
II.BB. % 3%
PETROLEO (u$s/m3) 403,13 Factor Correccion por calorias
GAS (u$s/Mm3) 150,79
Precio Oil $/bbl 64,09 Lifting Cost 35,60
Precio Gas $/mcf 4,27 Conversion Bbl 6,29
AÑO PERIODOPETROLEO
Mm3
GAS
Consumo
Mm3
GAS
Venta
Mm3
VENTAS
TOTALES
Mu$s
INVERSION
Mu$s
REGALIAS
Mu$s
GASTOS
OPERAT.
Mu$s
GASTOS
GRAL.
Mu$s
OTROS
IMP.
Mu$s
INGR.
BRUT.
Mu$s
Abandono
Mu$s
FLUJO NETO
S/Impuestos
Mu$s
Inversion
Pozos
Mu$s
Inversion
Proyectos
Secundaria
Mu$s
Inversion
Instalaciones
Mu$s
2016 1 34 13.607 1.067 1.633 7.558 358 136 408 38 2.409 1.067
-38 -
EVALUACIÓN ECONÓMICA A VU
AREA: BELLA VISTA OESTE REGALIAS % 12%
CATEGORIA DE RESERVAS: COMPROBADAS OTROS IMP. % 1%
VIDA UTIL IMP. SC. %
II.BB. % 3%
PETROLEO (u$s/m3) 403,13 Factor Correccion por calorias
GAS (u$s/Mm3) 150,79
Precio Oil $/bbl 64,09 Lifting Cost 35,60
Precio Gas $/mcf 4,27 Conversion Bbl 6,29
AÑO PERIODO PETROLEO
Mm3
GAS
Consumo
Mm3
GAS
Venta
Mm3
VENTAS
TOTALES
Mu$s
INVERSION
Mu$s
REGALIAS
Mu$s
GASTOS
OPERAT.
Mu$s
GASTOS
GRAL.
Mu$s
OTROS
IMP.
Mu$s
INGR.
BRUT.
Mu$s
Abandono
Mu$s
FLUJO NETO
S/Impuestos
Mu$s
Inversion
Pozos
Mu$s
Inversion
Proyectos
Secundaria
Mu$s
Inversion
Instalaciones
Mu$s
2016 1 49 19.892 1.067 2.387 11.049 358 199 597 38 4.197 1.067
2017 2 43 17.185 2.062 9.546 309 172 516 38 4.543
2018 3 37 15.064 1.808 8.367 271 151 452 38 3.977
2019 4 33 13.143 1.577 7.300 237 131 394 38 3.465
2020 5 29 11.802 1.416 6.556 212 118 354 38 3.108
2021 6 26 10.467 1.256 5.814 188 105 314 38 2.752
2022 7 23 9.244 1.109 5.135 166 92 277 38 2.426
2023 8 21 8.284 994 4.601 149 83 249 38 2.170
2024 9 19 7.477 897 4.153 135 75 224 38 1.955
2025 10 17 6.807 817 3.781 123 68 204 38 1.776
2026 11 15 6.054 726 3.363 109 61 182 38 1.575
2027 12 13 5.432 652 3.017 98 54 163 38 1.410
2028 13 12 5.004 600 2.779 90 50 150 38 1.296
2029 14 11 4.432 532 2.462 80 44 133 38 1.143
2030 15 10 4.036 484 2.242 73 40 121 38 1.038
2031 16 9 3.681 442 2.045 66 37 110 38 943
2032 17 8 3.378 405 1.877 61 34 101 38 862
2033 18 8 3.100 372 1.722 56 31 93 38 788
2034 19 7 2.736 328 1.520 49 27 82 38 691
2035 20 6 2.366 284 1.314 43 24 71 38 592
2036 21 5 2.123 255 1.179 38 21 64 38 528
2037 22 5 1.966 236 1.092 35 20 59 38 486
2038 23 5 1.820 218 1.011 33 18 55 38 447
2039 24 4 1.620 194 900 29 16 49 38 394
2040 25 4 1.511 181 839 27 15 45 38 364
2041 26 3 1.375 165 763 25 14 41 38 328
2042 27 3 1.229 148 683 22 12 37 38 289
2043 28 3 1.021 123 567 18 10 31 38 234
2044 29 2 898 108 499 16 9 27 38 201
2045 30 2 771 93 428 14 8 23 38 167
2046 31 1 595 71 330 11 6 18 38 120
2047 32 1 521 63 289 9 5 16 38 101
2048 33 1 400 48 222 7 4 12 38 69
2049 34 1 278 33 155 5 3 8 38 36
2050 35 1 213 26 118 4 2 6 4.481 -4.424
Totales 436 - - 175.713 1.067 21.086 97.600 3.162 1.757 5.271 1.300 44.470 - - 1.067
-39 -
APÉNDICE V
Información Utilizada
-40 -
INFORMACIÓN UTILIZADA
Para realizar la certificación se contó con la siguiente información:
o Planos estructurales.
o Perfiles.
o Datos petrofísicos y de fluidos.
o Datos de producción.
o PVT.
o Datos económicos y contractuales.
o Presentaciones varias.
o Ensayos de pozo
o Certificaciones anteriores.
o Cronograma de actividades futuras.
o Cálculos volumétricos.
o Presentación resumen con los valores de recursos y los datos para el
cálculo de las mismas, como así también de los hidrocarburos in situ.