evaluacion de prospectos exploratorios

EVALUACION DE PROSPECTOS EXPLORATORIOS

UNIVERSITARIO: BAPTISTA MUÑOZ EVER

PROYECTO DE GRADUACION

CAPITULO I: INTRODUCCION

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

• Evaluar el potencial del prospecto exploratorio área “el Dorado Oeste”

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Recopilar datos del prospecto “Dorado Oeste” y crear una tabla con dichos datos para su posterior uso en el desarrollo del proyecto.

• Cuantificar volumétricamente los recursos existentes valorizando los riesgos e incertidumbres en el prospecto “Dorado Oeste”.

• Estudiar y aplicar las técnicas que se usan en la actualidad para el manejo de las incertidumbres y toma de decisiones por las entidades petroleras.

CAPITULO II: CONCEPTOS GENERALES

Exploración

Métodos Geoquímicos

Métodos Geofísicos

Se aplica en pozos

profundos.

Búsqueda de rocas

madre .

Geoquímica Superficie

SísmicaGravimetría Magnetometría

FACTORES Y CONDICIONES PARA LA EXISTENCIA DE YACIMIENTOS DE HC

Sistema Petrolero

Plays Prospecto

Relacionado con una roca generadora en común.

Similares características físicas químicas y molec. de los fluidos.

Conjunto de prospectos que tienen en común las misma roca madre.

Evaluación de plays, permite delimitar áreas con mayor probabilidad de contener HC

Destino exploratorio.

Existe suficiente información para definir cierres.

Aun no ha sido probado por la perforación.

RIESGO GEOLOGICO EN LA EXPLORACION.

P1=Presencia de Rx Reservorio

(2.2)

P1a= Facies de Reservorio.

P1b= ϴ, K, Sw, N/G, h.

P2= Presencia de Trampa (2.3)

P2a= Existencia de Cierre

P2b= Sello Efectivo

P3=Presencia de Carga

(2.4)

P3a= Roca Generadora.

P3b= Migración

P4= Probabilidad de una efectiva retención de hidrocarburos después

de la migración.

PG=P1*P2*P3*P4 (2.1)

CAPITULO III: PETROFISICA DE RESERVORIOSPROPIEDADES DE ROCA

Porosidad

Absoluta.

Efectiva

Saturación

Permeabilidad

Absoluta.

Efectiva

Relativa

Factores negativos

Empaque

Mat. Cemento

Geometría grano

Partículas arcilla

Compactación

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

• Pueden existir como gases y líquidos de acuerdo a P y T.• Generalmente se obtiene de PVT, pero también puede

obtenerse a partir de correlaciones empíricas.

Propiedades Pseudocriticas (Carr-Kobayashi-Burrows)

Propiedades Pseudoreducidas

𝑇′𝑝𝑐= 𝑇𝑝𝑐− 80∗𝑦𝐶𝑂2 + 130∗𝑦𝐻2𝑆− 250∗𝑦𝑁2 (3.13)

𝑃′𝑝𝑐= 𝑃𝑝𝑐+ 440∗𝑦𝐶𝑂2 + 600∗𝑦𝐻2𝑆− 170∗𝑦𝑁2 (3.14)

𝑇𝑝𝑟= 𝑇𝑇𝑝𝑐 (3.15) 𝑃𝑝𝑟= 𝑃𝑃𝑝𝑐 (3.16)

• METODO DE BEGGS AND BRILL PARA EL CALCULO DE Z

• Densidad

• Gravedad especifica

𝑍= 𝐴+ 1−𝐴exp (𝐵) + 𝐶∗𝑃𝑝𝑟𝐷 (3.17) 𝐴= 1,39(𝑇𝑝𝑟− 0,92)0,5 − 0,36∗𝑇𝑝𝑟− 0,101 (3.18) 𝐵= ሺ0,62− 0,23∗𝑇𝑝𝑟ሻ𝑃𝑝𝑟+ቀ

0,066𝑇𝑝𝑟−0,86 − 0,037ቁ𝑃𝑝𝑟2 + 0,32109(𝑇𝑝𝑟 −1) 𝑃𝑝𝑟6 (3.19) 𝐶= 0,132− 0,32∗log (𝑇𝑝𝑟) (3.20) 𝐷= 𝑎𝑛𝑡𝑖𝑙𝑜𝑔(0,3106− 0,49∗𝑇𝑝𝑟+ 0,1824∗𝑇𝑝𝑟2 (3.21)

𝜌𝑔 = 𝑃∗𝑀𝑎𝑅∗𝑇∗𝑍 (3.22)

𝑆𝐺= 𝛾𝑔 = 𝑀𝑎28,966 (3.23) °𝐴𝑃𝐼= 141.5𝛾𝑜 − 131,5 (3.25)

• Factor Volumétrico

• Viscosidad (Lee-Gonzalez-Eakin)

𝐵𝑔 = 0,02827𝑍𝑇𝑃 (3.26) 𝐵𝑔 = 0,05035𝑍𝑇𝑃 (3.27)

𝜇𝑔 = 10−4𝐾𝑒𝑥𝑝[𝑋ቀ𝜌𝑔62,4ቁ𝑌] (3.28)

𝐾= (9,4+0,02𝑀𝑎)𝑇1,5209+19𝑀𝑎+𝑇 (3.29) 𝑋= 3,5+ 986𝑇 + 0,01𝑀𝑎 (3.30) 𝑌= 2,4− 0,2𝑋 (3.31)

YIELD (Correlación de Forrest-Garb)

• Rendimiento de liquido por la producción de gas

𝑌𝑖𝑒𝑙𝑑= 𝑌𝑖[1+ 𝑛𝐷ቀ1− 𝑃𝑃𝑖ቁ]−1𝑛 (3.32)

𝑛 = ൜24,5− 1,37𝑌𝑖 => 𝑠𝑖:𝑌𝑖 ≤ 15 𝐵𝑏𝑙𝑠/𝑀𝑀𝑠𝑐𝑓3,91[1+ 2,71ሺ𝑌𝑖 − 15ሻ]−0,129 => 𝑠𝑖:𝑌𝑖 > 15 𝐵𝑏𝑙𝑠/𝑀𝑀𝑠𝑐𝑓 (3.33)

𝐷= ൜4,05+ 0,0099𝑌𝑖1,48 => 𝑠𝑖:𝑌𝑖 ≤ 150 𝐵𝑏𝑙𝑠/𝑀𝑀𝑠𝑐𝑓24,3lnሺ𝑌𝑖ሻ− 101 => 𝑠𝑖:𝑌𝑖 > 150 𝐵𝑏𝑙𝑠/𝑀𝑀𝑠𝑐𝑓 (3.34)

Dónde:

Yi= Yield inicial al inicio de la producción, [BF/MMSCFD].

P= Presión a la cual se quiere calcular el Yield, [Psi].

Pi= Presión inicial al inicio de la producción, [Psi].

CAPITULO IV: CLASIFICACION DE RESERVAS

• Años 30 API considera clasificaciones para el petróleo.

SEC PRMS

NORMAS VIGENTES

Enero de 2010.

Norma de referencia para petroleras.

Define y clasifica las reservas.

Marzo de 2007.

Implementa conceptos de recursos prospectivos y contingentes.

Precios Recursos Reservas

• Se tomara el promedio anual.

• Precio del primer día de cada mes.

• No se deberá aplicar pronósticos futuros.

• Excepción contratos.

Pueden ser recuperadas de acum. conocidas.

• Deben estar descubiertas.

• Ser recuperables.

• Comerciales.• Sustentadas

con proyectos de desarrollo.

ContingenteProspectivo

Acum. que aun no se descubren.

RESERVAS PROBADAS

• Cantidades estimadas de crudo, gas y líquidos de gas, las cuales se demuestran que serán recuperables con certidumbre razonable económicamente en años futuros.

• El volumen considerado como probado incluye aquel delimitado por la perforación y por los contactos de fluidos.

• Métodos de recuperación secundaria se incluyen en la categoría de probadas cuando se tiene un resultado exitoso a partir de una prueba piloto representativa.

• En presencia de fallamiento en el yacimiento, cada sector o bloque debe ser evaluado independientemente.

RESERVAS PROBABLES

• Son menos factibles de ser desarrolladas comercialmente que las reservas probadas.

• Las reservas ubicadas en formaciones que parecen ser productoras y que son inferidas a través de registros geofísicos, pero que carecen de datos de núcleos.

• Recuperación secundaria, las reservas atribuibles a estos procesos son probables cuando un proyecto o prueba piloto ha sido planeado pero aún no ha sido implementado.

RESERVAS POSIBLES

• Áreas adyacentes a las áreas clasificadas como probables dentro del mismo yacimiento.

• Reservas ubicadas en formaciones que parecen estar impregnadas de hidrocarburos, con base al análisis de núcleos y registros de pozos.

• Reservas adicionales por perforación intermedia, la cual está sujeta a incertidumbre técnica.

CAPITULO V: METODOS DE ESTIMACION DE RESERVAS

Enfoque Probabilístico

Enfoque Determinístico

Crystal BallPercentilSimulación Montecarlo

• Números aleatorios.

• Muestreo arbitrario o Prueba.

• Resultado una curva de distribución.

• P10 (10% de probabilidad)



Métodos de calculo de reservas

Analogía Volumétrico EBMV

• Etapa exploratoria

• Ambos reservorios en misma formación.

• Sin presencia de acuífero.

• Composición del gas cte.

• RGA nulo.• T=cte.

FACTOR DE RECOBRO

PRESION DE ABANDONO

PRUEBAS DE RESTITUCION DE PRESION

5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0Time (hours)

3000

4000

5000

6000

7000

Pres

sure

(psi

a)

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

Gas

flow

rate

(MM

scf/d

ay)

FLOW AFTER FLOW TEST

Pressure 1 Rate Schedule

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100Time (hours)

7200

7400

7600

7800

Pres

sure

(psi

a)

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

Gas

flow

rate

(MM

scf/d

ay)

ISOCRONAL MODIFICADO

Pressure Rate Schedule

CAPITULO VI: RIESGO GEOLOGICO DEL PROSPECTO “DORADO OESTE”

ANTECEDENTES • La exploración en la Arenisca Guanacos se inició en

1966 con la perforación de Guanacos-X1 (YPFB), Tupao-X1, Carandaigua-X1 y Matador-X1.

• El Campo El Dorado fue descubierto en el año 1999-2000 por Pan American, con la perforación del pozo DRD-X1001 (3 pozos productores y 4 secos).

• El Campo Dorado Sur fue descubierto en el año 2010 por YPFB Chaco S.A, con la perforación del pozo DRD-X3ST el mismo que probo acumulaciones comerciales de hidrocarburos en el sector sur del anticlinal.

INFORMACION PREVIA

• Datos petrofísicos de seis pozos.• Mapa estructural del prospecto.• Cromatografía de dos pozos.• Pruebas de presión y temperatura de seis pozos.• Pruebas de restitución de presión de tres pozos.

TAREAS REALIZADAS

• Recopilación y análisis de la información existente.• Análisis y evaluación de riesgo geológico. • Evaluación del volumen in situ bajo lineamientos

internacionales. • Propuesta de plan de trabajo. • Pronósticos de producción.• Evaluación económica.

POTENCIAL HIDROCARBURIFERO

GENERACION Y MIGRACION • Los corrimientos y las fallas principales son la vía de

migración preponderante, tanto en el Subandino como en el Pie de Monte.

RESERVORIO

• La columna estratigráfica de la región estudiada, presenta numerosos niveles arenosos que ostentan condiciones adecuadas y probadas para actuar de reservorio.

INTERPRETACION PETROFISICA

Cutoff Type Curve Name Discriminator CutoffRes PHIEQ_M >= 0.03Pay SWQ_M <= 0.6Res VCLQ_M <= 0.3

Top Depth (TVD)Bot Depth

(TVD)Avg VClay Avg Phi Avg Net Sw

[m] [m] (Pay) (Pay) (Pay)DRD-X1001 28-may-11 4153,3 4239,60 0,573 0,122 0,067 0,417DRD-X1004 24-ene-12 4092,3 4202,04 0,532 0,062 0,073 0,238DRD-X1002 11-ago-12 4097,1 4186,27 0,685 0,090 0,076 0,303DRD-X1003 22-ago-12 4106,1 4194,30 0,348 0,060 0,062 0,273DRD-X1005 25-nov-12 4122,9 4201,69 0,591 0,040 0,067 0,314DRD-X1006 25-may-13 4148,1 4228,81 0,561 0,087 0,065 0,312

Net Pay/Gross Ratio

Well Name Test Date

PRUEBAS DE RESTIRUCION DE PRESION

Pressure Temperature Q_1 Q_2 Q_3 Q_4[psi] [°F] [MMSCFD] [MMSCFD] [MMSCFD] [MMSCFD]

DRD-X1001 5910,3 223,5 4,8 9,6 9,6 7,6DRD-X1004 5686 222,6 -- -- -- --DRD-X1002 5384 220,7 4,9 8,9 12,3 --DRD-X1003 5584 222,7 -- -- -- --DRD-X1005 5289 221 5,6 9,1 12,5 --DRD-X1006 5394 220 -- -- -- --

YIELDTest Inicial P_1 P_2 P_3 P_4Type [BF/MMSCF] [psi] [psi] [psi] [psi]

DRD-X1001 FAF-BU-DD 23,8 4962,8 4715,1 4612,7 4895,6DRD-X1004 GE -- -- -- -- --DRD-X1002 FAF-BU-GE 23 5300,4 5198,6 5100,5 --DRD-X1003 FL-BU -- -- -- -- --DRD-X1005 GE-FAF-BU 24,1 5311 5237 5166 --DRD-X1006 FAF-BU-GE -- -- -- -- --

Well Name

Gas RatesWell

Name

Flowing Pressure

CROMATOGRAFIA

Heating Value Heating Value Heating Value Heating Value

SG Wet Dry Ideal Wet Dry

[psi] [ºF] [M BTU] [M BTU] [M BTU] [M BTU] [M BTU]

0,621 1310 76 1,0667 1,0853 1,0825 0,9619 0,9786

N2 CO2 C1 C2 C3 i_C4 n_C4 i_C5 n_C5 n_C6 C7[%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%]

0,325 1,121 92,640 3,054 1,495 0,179 0,518 0,136 0,176 0,152 0,204

[WHP] [WHT]

Brute Net

Date

Heating ValueWell Name: DRD-X1001

Cromatography

[dd - mmm - yy]

04-dic-12




0,619 1215 76 1,0633 1,0818 1,0791 0,9589 0,9756


0,351 1,134 92,719 3,042 1,447 0,176 0,502 0,133 0,169 0,148 0,179

Net

04-dic-12

Cromatography

[dd - mmm - yy]Date

Well Name: DRD-X1005

[WHP] [WHT]

BruteHeating Value

TRAMPA

CARGA

• Las posibles rocas generadoras se encuentran a profundidades considerables, siendo presumible que estos alcancen las temperaturas y presiones adecuadas para la generación y expulsión de hidrocarburos.

SELLO

• Las pelitas rojas presentes en la formación Iquiri Superior, constituirían un excelente sello para el prospecto Guanacos.

RIESGO GEOLOGICO PROSPECTO

P1a Facies de Reservorio 0,8P1b Porosidad 0,8P2a Identificacion de Trampa 0,9P2b Sello 0,6P3a Roca Madre Madura 1,0P3b Migracion 1,0

ACUMULACION P4 Retencion 0,9

RESERVORIO

TRAMPA

CARGA

FACTOR DE PROBABILIDAD

PG = 31,10 % RG = 68,90 %

Éxito Geológico

Riesgo Geológico

CAPITULO VII: EVALUACION DEL POTENCIAL EXPLORATORIO DEL PROSPECTO “DORADO OESTE”

Top Depth (TVD)

Bot Depth (TVD)

Temperature @ Top Depth

Pressure @ Top Depth

[m] [m] [ºF] [Psi]DRD-X1001 Guanacos FAF-BU-DD 28-may-11 4153,3 4239,60 223,5 5910,3DRD-X1004 Guanacos GE 24-ene-12 4092,3 4202,04 222,6 5686,0DRD-X1002 Guanacos FAF-BU-GE 11-ago-12 4097,1 4186,27 220,7 5384,0DRD-X1003 Guanacos FL-BU 22-ago-12 4106,1 4194,30 222,7 5584,0DRD-X1005 Guanacos GE-FAF-BU 25-nov-12 4122,9 4201,69 221,0 5289,0DRD-X1006 Guanacos FAF-BU-GE 25-may-13 4148,1 4228,81 220,0 5394,0

Well Name Zone Name Test DateTest Type

DRD X-100424-ene-12

DRD X-100128-may-11

DRD X-100322-ago-12

DRD X-100211-ago-12DRD X-1006

25-may-13

DRD X-100525-nov-12

∆𝑇∆h

=1,6405°𝐹

100 𝑓𝑡

PROPIEDADES FISICAS




0,621 1310 76 1,0667 1,0853 1,0825 0,9619 0,9786


0,325 1,121 92,640 3,054 1,495 0,179 0,518 0,136 0,176 0,152 0,204

[WHP] [WHT]

Brute Net

Date

Heating ValueWell Name: DRD-X1001

Cromatography

[dd - mmm - yy]

04-dic-12




0,619 1215 76 1,0633 1,0818 1,0791 0,9589 0,9756


0,351 1,134 92,719 3,042 1,447 0,176 0,502 0,133 0,169 0,148 0,179

Net

04-dic-12

Cromatography

[dd - mmm - yy]Date

Well Name: DRD-X1005

[WHP] [WHT]

BruteHeating Value

Tpc [°R] 362,63 T'pc [°R] 360,92Ppc [Psi] 668,54 P'pc [Psi] 672,92

Prop. Pseudocriticas

Correccion de Carr-Kobayashi-Burrows

Tpc [°R] 362,14 T'pc [°R] 360,36Ppc [Psi] 668,69 P'pc [Psi] 673,08

Correccion de Carr-Kobayashi-Burrows

Prop. Pseudocriticas

WHT [ºF] 76,00 1,0836SG [Adim] 0,620

T'pc [ºR] 360,64 0,9771P'pc [Psi] 673,00

Brute Heating Dry [MBTU]

Net Heating Dry [MBTU]

Propiedades pseudocriticas corregidas del pozo DRD-X1001

Propiedades pseudocriticas corregidas del pozo DRD-X1005

Propiedades físicas promedio, representativas del Reservorio Guanacos

CALCULO DE RECURSOS ORIGINALES IN SITU

𝑂𝐺𝐼𝑃= 43560∗𝑉𝑟∗𝜃∗𝑁𝐺ൗ�∗(1−𝑆𝑤𝑖)𝐵𝑔𝑖 (5.1)

OGIP= Volumen de gas original in situ, [SCF].Vr = Volumen total de roca, [Acres].N/G= Relación del espesor permeable entre el espesor bruto, [fracción].θ= Porosidad del reservorio, [fracción].Swi = Saturación inicial de agua en el reservorio, [fracción].Bgi = Factor de volumétrico inicial del gas, [CF/SCF].

ANALISIS DE LOS PARAMETROS DEL METODO VOLUMETRICO

Posible CAPO 1 a 3830 m de profundidad (P90)



GRILLADO DEL MAPA DE LAS BASES




VOLUMEN DE ROCA

Vr (P90) 232823,857 [Acre-ft]Vr (P50) 367848,950 [Acre-ft]Vr (P10) 568092,839 [Acre-ft]

Resultados obtenidos del Vr calculado para los tres posible COPO

Análisis probabilístico del volumen de roca

FACTOR VOLUMETRICO DEL GAS INICIAL

• El prospecto Dorado Oeste se encuentra a una profundidad promedio de 3800 m. Profundidad a la cual se estimaran las propiedades físicas de reservorio.

• De los gradientes calculados:

(Ec. 7.3)

(Ec. 7.4)

GAS ORIGINAL IN SITU

P10 P50 P90Area, A [Acres] - - -Net Thick, h [ft] - - -Volumen de roca, Vr [Acre-ft] 485276,95 384967,82 300034,74Net/Gross, N/G [fraccion] 0,684 0,553 0,349Porosidad, θ [fraccion] 0,076 0,067 0,062Saturacion de agua, Sw [fraccion] 0,238 0,308 0,418Factor volumetrico, Bgi [CF/SCF] 0,003772364 0,003772364 0,003772364

Gas Original in Situ [BCF] 161,079 109,722 63,686

PARAMETRO UNIDADPERCENTILES

ሻ

ANALISIS DEL RESERVORIO GUANACOS

Pr [Psi] 5407,54Well Type DRD-X1001Test Type FAF-BU-DD

Pwf P^2Δ Qg[Psi] [PSI^2] [MMSCFD]

4962,8 4,61E+06 4,84895,6 5,27E+06 7,64715,1 7,01E+06 9,64612,7 7,96E+06 9,6

n 0,822 [Adim.]C 2,28E-05 [MMCSFD/psi^2]

AOF 31,041 [MMSCFD]

Pr [Psi] 5407,54Well Type DRD-X1002Test Type FAF-BU-GE

Pwf P^2Δ Qg[Psi] [PSI^2] [MMSCFD]

5300,4 1,15E+06 4,95198,6 2,22E+06 8,95100,5 3,23E+06 12,3

- - -


AOF 79,711 [MMSCFD]

Pr [Psi] 5407,54Well Type DRD-X1005Test Type GE-FAF-BU

Pwf P^2Δ Qg[Psi] [PSI^2] [MMSCFD]5311 1,03E+06 5,65237 1,82E+06 9,15166 2,55E+06 12,5

- - -


AOF 100,380 [MMSCFD]

AOF PROMEDIO

[Adim.] [MMSCFD/psi^2] [MMSCFD] 1E+05 1E+06DRD-X1001 0,8216 2,28E-05 31,0405 0,2923 1,9385DRD-X1002 0,8613 2,96E-05 79,7107 0,5991 4,3532DRD-X1005 0,8638 3,57E-05 100,3799 0,7440 5,4370

Promedio 0,5451 3,9096

n prom 0,856 [Adim.]C prom 2,87E-05 [MMSCFD/psi^2]

AOF Prom 70,221 [MMSCFD]

Qg @ P^2ΔC AOF Qg @ P^2ΔWell Type

n

DESARROLLO DE ACTIVIDADES

POZOS EXPLORATORIOS

• 2 pozos exploratorios con una profundidad de investigación de 3800m.

PLAN DE EXPLOTACION DEL PROSPECTO.

Programa Exploratorio

Desarrollo del

Yacimiento

2015 20162012 2013 2014

Delimitacion de prospectos, estudios

sismicos 3D, 2D

Evaluacion de prospecto "Dorado

Oeste"

Perforacion de dos pozos exploratorios.

Desarrollo del Yacimiento

• La construcción de un gasoducto hasta interconexión ubicado a una distancia de 20 Km del prospecto.

• La construcción de líneas de flujo de cada uno de los pozos, una pequeña planta de tratamiento de gas, estación de bombeo y todas las facilidades de superficie requeridas.

• La construcción del gasoducto y el resto de las facilidades de producción se desarrollarán el año 2014 y 2015, para dar inicio a la producción el 2016.

PLAN DE EXPLOTACION DEL PROSPECTO.

POZOS DE DESARROLLO

RESTRICCIONES DE PRODUCCION DEL 30%

POTENCIAL DEL PROSPECTO DORADO OESTE

(Ec. 7.5)

PRONOSTICOS HIPOTETICOS DE PRODUCCION P90

RECUPERACION FINAL DE GAS Y CONDENSADO

Pab 1247 [Psi]

OGIP 63,686 [BSCF]GP (Acum) 48,687 [BSCF]FR 0,7645 [Adim]

CP (Acum) 614,92 [MBF]

Pab 1247 [Psi]

OGIP 109,722 [Bscf]GP (Acum) 83,778 [Bscf]FR 0,7635 [Adim]

CP (Acum) 1057,78 [MBF]

Pab 1247 [Psi]OGIP 161,079 [Bscf]GP (Acum) 123,226 [Bscf]

FR 0,7650 [Adim]

CP (Acum) 1554,44 [MBF]

P(90) P(50) P(10)

EVALUACION ECONOMICA

• La evaluación económica se realizara para el promedio anual producido de gas y condensado.

Caudal promedio anualizado de gas y condensado (P90).Caudal promedio anualizado de gas y condensado (P50).Caudal promedio anualizado de gas y condensado (P10).

ANALISIS DE COSTOS Y PRECIOS

0,9771 [MMBTU/MCF]

70,00%30,00%

Precio de Gas Para Exportacion 9,1933 [$us/MMBTU]Presio de Gas Para Mercado Local 1,29 [$us/MCF]Consumo de Gas para Operaciones 2,00%

LIQUIDOSPrecio de Venta de Liquidos 27,1 [$us/BF]Costo de Transporte de Liquidos 2,48 [$us/BF]Costo de operación 2,35 [$us/BF]

Cantidad de Gas para Mercado Local

PODER CALORIFICOPoder calorifico neto del gas producido.

GASCantidad de Gas para Exportacion

IMPUESTOS, REGALIASIVA 13,00%

Regalias (Gas y Liquidos) 50,00%

IT 3,00%

Tasa de descuento 15,00%

5000 [M$US]6000 [M$US]

1500 [M$US]1000 [M$US]

20000 [M$US]Unidad de compresion 3000 [M$US]

10000 [M$US]1000 [M$US]

CAPEX

Perforacion (exploratorios o de produccion)Sismica 2D y estudios geologicos (G&G)

Gasoducto de venta (20 km)

Planta de acondicionamiento de gas Intervencion de pozos cada 4 años (por pozo)Terminacion (incluye lineas de recoleccion)

Costos de abandono (por pozo)

FLUJO DE CAJA

7,38 MM$US

39,40 MM$US

71,32 MM$US

VANE (P50)

VANE (P10)

VANE (P90)

El prospecto Dorado Oeste, presenta un enorme potencial por lo que se concluye debe ser explotado.

EN CASO DE FRACASO EXPLORATORIO

• Se tiene en cuenta la inversión en la sísmica 2D en el año 2012 y estudios geológicos (G&G) en el mismo año, más dos pozos exploratorios en el año 2014, se tiene una pérdida de -17 MM$US.

• Nótese que en este punto no es necesario el cálculo por percentiles, puesto que toda la evaluación realizada resulta en fracaso.

evaluacion de prospectos exploratorios

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