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CAPÍTULO III
PROCESO DE GERENCIA DE
YACIMIENTOS DE
HIDROCARBUROS
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Manejo Integral de Yacimientos de Hidrocarburos
Ing. Jesús E. Mannucci V. III-1
CAPÍTULO III
PROCESO GERENCIAL DE YACIMIENTOS
El proceso moderno gerencial de yacimientos involucra un propósito oestrategia y desarrolla un plan, implementa y monitorea dicho plan, y evalúa
los resultados (Figura III – 1)1. Ninguno de los componentes de la gerencia de
yacimientos es independiente de los otros. En la integración todos ellos son
esenciales para el éxito de la gerencia de yacimientos. El es dinámico y
progresivo. Cuando la información adicional está disponible, el plan de gerencia de
yacimientos es refinado e implementado con los cambios apropiados. Mientras un
comprensivo plan de gerencia de yacimientos es altamente deseable, a cada
yacimiento no puede garantizársele como tal un plan detallado por causa de un costo
eficaz. Sin embargo, la clave para el éxito es tener un plan gerencial (que sea
comprensivo o no) e implementarlo de una vez.
Fig. III-1. Componentes de la Gerencia de Yacimientos
Proceso Gerencial deYacimientos
Fijación de Estrategias
Plan de Desarrollo
Implementación
Monitoreo/Seguimiento
Evaluación
Terminación
Revisión
Proceso Gerencial deYacimientos
Fijación de Estrategias
Plan de Desarrollo
Implementación
Monitoreo/Seguimiento
Evaluación
Terminación
Revisión
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1. FIJACIÓN DE METAS/OBJETIVOS.
El reconocimiento de necesidades específicas y la fijación de un propósito
realista y factible es la primera etapa en la gerencia de yacimientos. Los
elementos claves para la fijación de un objetivo en la gerencia de un
yacimiento son:
• Características del yacimiento.
• Medio ambiente (condiciones externas) total.
• Tecnología disponible.
La comprensión de cada uno de estos elementos es el prerrequisito para
establecer en el corto y largo plazo las estrategias para la gerencia de
yacimientos.
• Caracterización del Yacimiento:
La naturaleza del yacimiento que esta siendo gerenciado es de vital
importancia en el establecimiento de su estrategia gerencial. El
entendimiento de la naturaleza del yacimiento requiere un conocimiento de
la geología, roca y propiedades de los fluidos, flujo de fluidos y mecanismos
de empuje, perforación y terminación de pozos y el comportamiento de la
producción pasada (veáse Figura III–2).
Fig. III-2. Caracterización del Yacimiento
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• Medio Ambiente Total:
El entendimiento de los siguientes ambientes es esencial en el desarrollo
estratégico gerencial y su eficacia/vigencia:
0
Corporativo: metas, esfuerzo financiero, cultura y aptitud.0 Económico: clima del negocio, precios gas/petróleo, inflación, capital y
personal disponible.
0 Social: conservación, seguridad y regulaciones ambientales.
• Tecnología y Paquetes Tecnológicos:
El éxito de la gerencia de yacimientos depende de la integridad/fiabilidad y
apropiada utilización de la tecnología que esta siendo aplicada en relación
con exploración, perforación y terminación de pozos, procesos de recobro yproducción. Muchas tecnologías avanzadas han sido aplicadas en cada una
de estas áreas (véase Tabla III–1). Sin embargo, ellas ofrecen
oportunidades que pueden o no pueden ser apropiadas a cada yacimiento.
Tabla III-1. Tecnologías
GEOFÍSICA GEOLOGÍA INGENIERÍA DEPRODUCCIÓN
INGENIERÍA DEYACIMIENTOS
Sísmica 2D Descripción de Núcleos Economía Portafolio Gerencial
Sísmica 3D Secciones Finas Adquisición de Datos
y Gerencia
Análisis de Registros
Mezcla Pozo Tomografía Análisis de ImágenesMicroscópicas
Estimulación dePozos
Pruebas de Presión
Perfilaje Sísmico Vertical Análisis con Rayos Xde Isótopos Estables
Simulación de Flujoen Tuberías
Análisis Convencionalde Núcleos
Multicomponente Sísmico ModelosDepositacionales
Simulación de Pozos Examen CT, NMR
Registro de Onda deEsfuerzo Cortante
Modelos Diagenéticos Análisis Nodal Análisis de Fluidos
Mapas y Seccionesde Cortes
Análisis de Curvas deDeclinación
Balance de Materiales
Inyección de Agua/Gas
Modelos deDesplazamiento
Simulación deYacimientos
Geoestadistica
Tamiz RMP* (EOR)
Tecnologías RMP*
Sistemas de Experticia
Redes Neurales
* RMP: Recobro Mejorado de Petróleo
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2. PLAN DE DESARROLLO Y ASPECTOS ECONÓMICOS.
Formular un plan comprensivo de gerencia de yacimientos es esencial para el
éxito de un proyecto. Se necesita ser muy meticuloso para salir bien abarcando
mucha consumición de tiempo en las etapas de desarrollo (ver Figura III–3).
Fig. III-3. Plan de Desarrollo de Gerencia de Yacimientos
• Desarrollo y Estrategias de Agotamiento/Depleción:
El más importante aspecto de la gerencia de yacimientos trata con las
estrategias para el agotamiento/depleción del yacimiento para recuperar
el petróleo por mecanismos primarios y la aplicación de métodos
convencionales y no convencionales de recobro adicional de petróleo.
PLAN DE DESARROLLO
Desarrollo y Estrategias de Agotamiento
Consideraciones Ambientales
Adquisición y Análisis de Información
Modelos de Estudios Geológicos y Numéricos
Pronósticos de Producción y Reservas
Requerimientos de Facilidades
Optimización Económica
Aprobación Gerencial
PLAN DE DESARROLLO
Desarrollo y Estrategias de Agotamiento
Consideraciones Ambientales
Adquisición y Análisis de Información
Modelos de Estudios Geológicos y Numéricos
Pronósticos de Producción y Reservas
Requerimientos de Facilidades
Optimización Económica
Aprobación Gerencial
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El desarrollo y las estrategias de depleción dependerán de las etapas de
vida del yacimiento. En el caso de un nuevo descubrimiento, es necesario
plantear la pregunta de cómo hacer el mejor desarrollo del campo (es
decir, espaciamiento entre pozos, número de pozos, esquemas de recobro,
primario y subsiguientes secundarios). Si el yacimiento ha sido agotado pormedios primarios, los esquemas de recobro convencionales y no
convencionales necesitan ser investigados.
• Consideraciones Ambientales:
En el desarrollo y subsiguientes operaciones de campo, el medio ambiente y
consideraciones ecológicas deben ser incluidos. Acciones de regulación
obligatorias también han de ser satisfechas. Estos son aspectos muy
sensibles e importantes del proceso gerencial de yacimientos.
• Adquisición y Análisis de Información:
La gerencia de yacimientos comienza desde desarrollar un plan,
implementarlo, seguirlo/monitorearlo y evaluar el comportamiento del
yacimiento requiriendo un conocimiento del yacimiento, que debe lograrse a
través de una integración de los datos adquiridos y un programa de análisis.
La figura III–4 muestra una lista de la información necesitada antes y
durante la producción. El análisis de los datos requiere una grancantidad de esfuerzo, escrutinio/inspección minuciosa e innovación.
Las etapas claves son:
1. Plan, justificación, tiempo y prioridades,
2. Recolectar/reunir y analizar, y
3. Validar/almacenar (base de datos).
Una enorme cantidad de datos son recolectados y analizados durante la vida
de un yacimiento. Un eficiente programa de información gerencial –consistente en recolectar, analizar, almacenar y recuperar- es necesario
para formular la gerencia de yacimientos. Ello plantea un gran desafío/reto.
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Fig. III-4. Adquisición y Análisis de Datos1
• Modelos de Estudios Geológicos y Numéricos:
El modelo geológico es derivado por la extensión de mediciones
locales/puntuales en núcleos y de perfiles eléctricos a todo el yacimiento
usando varias tecnologías, tales como geofísica, mineralogía, ambiente
depositacional y diagénesis. El modelo geológico, particularmente la
definición de las unidades geológicas y su continuidad y
compartimentalización, es una parte integral de geoestadística y por
último de modelos de simulación de yacimientos.
• Pronósticos de Producción y Reservas:
La vialidad económica de un proyecto de recobro de petróleo está
grandemente influenciada por el comportamiento de producción del
yacimiento bajo las condiciones operacionales actuales y futuras. Por lo
Plan, Justificaciones, Tiempo,Prioridades
Recolectar y Analizar Durante laProducción
Antes de laProducción
Sísmica
Geología
Perfiles
Pruebasde Pozos
Núcleos
Fluidos
Validar/Almacenar Base de Datos
Producción
Inyección
Especiales
Pruebasde Pozos
Plan, Justificaciones, Tiempo,Prioridades
Recolectar y Analizar Durante laProducción
Antes de laProducción
Sísmica
Geología
Perfiles
Pruebasde Pozos
Núcleos
Fluidos
Validar/Almacenar Base de Datos
Producción
Inyección
Especiales
Pruebasde Pozos
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tanto, la evaluación del comportamiento del yacimiento pasado y presente y
el pronóstico de su funcionamiento futuro es un aspecto esencial del proceso
gerencial de yacimientos (ver Figura III–5). Métodos de análisis, clásicos
como el volumétrico, balance de materiales y curvas de declinación de
producción, y alta tecnología como simuladores numéricos de petróleonegro, composicionales y recobro mejorado de petróleo, son usados para
analizar la conducta del yacimiento y estimar las reservas. Los simuladores
de yacimiento juegan un papel muy importante en la formulación inicial de
los planes de desarrollo, cotejamiento/coincidencia histórica y optimización
de la producción futura, y en la planificación y diseños de los proyectos de
recobro adicional de petróleo por métodos convencionales y no
convencionales.
Fig. III-5. Pronósticos de Producción y Reservas
• Requerimientos de Facilidades:
Las facilidades son los eslabones/lazos/conexiones físicas del
yacimiento. Cada cosa que se hace en el yacimiento, se hace a través de
las facilidades. Estas incluyen perforación, terminación, bombeo,
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Historia Predicción
Inyección de Agua
Agotamiento
Perforac ión Interespaciadae Inyección de Agu aqo
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Historia Predicción
Inyección de Agua
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Perforac ión Interespaciadae Inyección de Agu a
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Historia Predicción
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Historia Predicción
Inyección de Agua
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inyección, procesamiento y almacenamiento. El diseño apropiado y el
mantenimiento de las facilidades tienen un profundo efecto sobre los
beneficios económicos. Las facilidades deben ser capaces de llevar a la
práctica el plan gerencial de yacimientos, pero ellas no pueden ser
pródigamente diseñadas.
• Optimización Económica:
La optimización económica es la última meta seleccionada en la gerencia de
yacimientos. La figura III–6 presenta las etapas claves envueltas en la
optimización económica.
Fig. III-6. Optimización Económica
• Aprobación Gerencial:
El soporte gerencial y el comité del personal del campo son
fundamentales/esenciales para el éxito de un proyecto.
Grupos de Objetivos Económicos
Escenarios Formulados
Recolección de Datos
Hacer Análisis Económico
Escoger Operación Optima
Hacer Análisi s de Riesgo
Tiempo de PagoIVPVPGNRGITRI - RFCDSI
ProduccionesInversionesOperacionesGastos
Precios Pet./Gas
OPTIMIZACIÓN ECONÓMICA
Grupos de Objetivos Económicos
Escenarios Formulados
Recolección de Datos
Hacer Análisis Económico
Escoger Operación Optima
Hacer Análisi s de Riesgo
Tiempo de PagoIVPVPGNRGITRI - RFCDSI
ProduccionesInversionesOperacionesGastos
Precios Pet./Gas
OPTIMIZACIÓN ECONÓMICA
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3. IMPLEMENTACIÓN.
Una vez que las metas y los objetivos han sido asentados y un plan integral
gerencial de yacimientos ha sido desarrollado, la siguiente etapa es
implementar el plan.
La tabla III–2, describe un procedimiento etapa por etapa sobre como
mejorar/aumentar los resultados en la implementación de un programa gerencial
de yacimientos.
• El primer paso establece comenzar con un plan de acción, incluyendo
todas las funciones. Es común en muchos esfuerzos gerenciales de
yacimientos idear un plan, pero este plan usualmente no envuelve todos los
grupos funcionales. De este modo, no todos los grupos compran estos
programas, y la cooperación entre varias funciones esta por debajo del nivel
deseado. Si un plan va a ser desarrollado e implementado de la mejor
manera, él debe tener un comité con todas las disciplinas, incluyendo la
gerencial.
• El plan debe ser flexible. Aún cuando los miembros del equipo gerencial de
yacimientos preparan un plan involucrando todos los grupos funcionales, ello
no garantiza el éxito si él no puede ser adaptado a las circunstancias
circunvecinas (es decir, económicas, legales y ambientales).
• El plan debe tener soporte gerencial. No importa cuán técnicamente bueno
sea el plan, él debe tener aprobación y al más alto nivel el
consentimiento/apoyo/aprobación gerencial. Sin sus soportes, él no será
ratificado. Así que, es necesario que se consiga involucrar las gerencias
desde el “primer día”.
• El plan gerencial de yacimientos no puede ser implementado
apropiadamente sin el soporte del personal del campo. Repetidas veces
se ha observado que planes gerenciales de yacimientos han fallado porque
después ellos son impuestos sobre el personal del campo sin explicaciones
completas o ellos son preparados sin su participación. De este modo, el
personal de campo no tiene un compromiso en estos planes.
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• Es decisivo tener periódicas reuniones de revisión, involucrando a todos
los miembros del equipo. La mayoría de estas reuniones, si no todas,
deberían ser celebradas en las oficinas del campo. El éxito de estas
reuniones dependerá de la habilidad de cada miembro del equipo para
enseñar sus objetivos funcionales.
Tabla III-2. ¿Cómo Mejorar los Resultados en la Implementación de un
Programa de Gerencia de Yacimientos?2
• Comenzar con un plan de acción, incluyendo todas las funciones.
• Plan flexib le.
• Soporte gerencial
• Comité del personal del campo
• Periódicas reuniones de revisión, involucrando a todos los miembros del equipo(cooperación interdisciplinas en la enseñanza de los objetivos de cada función).
Las principales razones para fracasar en la implementación de un plan con
buenos resultados son:
1. Carencia del conocimiento del trabajo del proyecto sobre las partes de
todos los miembros del equipo,
2. Fallas para interactuar y coordinar los variados grupos funcionales, y
3. Retardar/postergar la iniciación del proceso gerencial.
4. VIGILANCIA Y SEGUIMIENTO/MONITOREO.
Una sana gerencia de yacimientos requiere constante
seguimiento/monitoreo y vigilancia del comportamiento del yacimiento
como un todo, para determinar si su comportamiento está conforme al plan
gerencial. A fin de llevar a la práctica el monitoreo y el programa de
vigilancia con buenos resultados, los esfuerzos coordinados de los
variados grupos funcionales son necesarios.
Un integral y comprensivo programa necesita ser desarrollado para tener éxito
en el seguimiento/monitoreo y vigilancia del proyecto gerencial. Los ingenieros,
geólogos y personal de operaciones deberían trabajar juntos en el programa
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con el soporte gerencial. El programa dependerá de la naturaleza del proyecto.
Comúnmente, las mayores áreas de monitoreo y vigilancia involucradas en la
adquisición de datos y gerencia incluyen:
1. Producciones de petróleo, agua y gas,
2. Inyección de agua y gas,
3. Presiones estáticas y de flujo del fondo del pozo,
4. Pruebas de producción e inyección,
5. Perfiles de producción e inyección, y cualquier otra ayuda de control.
En el caso de proyectos de recobro adicional de petróleo por métodos no
convencionales, el programa de monitoreo y vigilancia es particularmente
decisivo/crítico debido a las incertidumbres inherentes.
Una detallada inyección de agua y técnica de vigilancia es descrita en un
reciente trabajo3 de las series SPE.
5. EVALUACIÓN1.
El plan debe revisarse periódicamente para asegurarse que el mismo esta
siendo seguido, que él esta trabajando, y que él es todavía el mejor plan.
El resultado del plan necesita ser evaluado mediante el chequeo del actual
comportamiento contra el funcionamiento anticipado.
Sería irreal esperar que la actual conducta del proyecto iguale / compare /
reproduzca exactamente el comportamiento planeado. Por lo tanto, criterios
técnicos y económicos seguros necesitan ser establecidos por los grupos
funcionales que trabajan en el proyecto para determinar el éxito del mismo. Los
criterios dependerán de la naturaleza del proyecto. Un proyecto puede ser un
éxito técnico pero un fracaso económico.
¿Cuán bien está trabajando el plan gerencial de yacimientos? La respuesta
yace en una meticulosa evaluación del comportamiento del yacimiento. El actual
funcionamiento (es decir, presión del yacimiento, relación gas – petróleo,
relación agua – petróleo y producción) necesita ser comparado
rutinariamente/constantemente con la conducta supuesta/esperada (ver Figura
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III–7). En el análisis final, las normas económicas determinan el éxito o
fracaso del proyecto.
Fig. III-7. Evaluación del Proyecto
6. REVISIÓN DE PLANES Y ESTRATEGIAS1.
La revisión de planes y estrategias es necesaria cuando la conducta del
yacimiento no concuerda con el plan gerencial o cuando las condiciones
cambian. La respuestas a las preguntas tales cómo está él trabajando, qué
necesita hacerse para hacerlo trabajar, qué trabajaría mejor, etc., deben ser
formuladas y respondidas en una actividad fundamental para poder decir que se
está practicando una saludable gerencia de yacimientos.
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PlanRealPlanReal
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7. RAZONES PARA FRACASOS DE PROGRAMAS GERENCIALESDE YACIMIENTOS
Hay numerosas razones por las cuales programas gerenciales de yacimientoshan fracasado. Algunas de estas razones son las siguientes:
• Sistema no Integral. Ocurrieron por no considerar como un todo a las
partes de un sistema acoplado/conectado consistente de pozos, facilidades
de superficie, y el yacimiento. No todos ellos fueron enfatizados/recalcados
en una vía balanceada. Por ejemplo, se puede hacer bien en estudiar los
fluidos y su interacción con la roca (es decir, ingeniería de yacimientos);
pero por no considerar el pozo y/o el diseño del sistema superficial, el
recobro de petróleo y/o gas no fue optimizado. Mucha gente puede citarejemplos de errores hechos donde minuciosamente se estudiaron varios
aspectos del yacimiento y se hicieron decisiones resultantes en
demasiados pozos perforados, inapropiadas aplicaciones de tecnologías
de terminación de pozos, y/o inadecuadas facilidades de superficie
aprovechables para futuras expansiones.
Quizás la más importante razón porque un programa de gerencia de
yacimientos es desarrollado e implementado pobremente es un
esfuerzo grupal “desintegrado”. Algunas veces las decisiones
operacionales son hechas por personal que no reconoce la
dependencia de un sistema con otro, es decir, se viola una ley natural
que es “la Ley de la Unidad o Integridad”. También, el personal no tiene
conocimiento fundamental requerido en áreas decisivas/críticas (por
ejemplo, ingeniería de yacimientos, geología y geofísica, ingeniería de
perforación y producción, y facilidades de superficie). Si bien, puede no ser
absolutamente necesario para los creadores de la decisión gerencial de
yacimientos tener un conocimiento del trabajo en todas las áreas, ellosdeben tener un intuitivo saber por si mismos.
El equipo propuesto para la gerencia de yacimientos involucrando
interacción entre varias funciones ha sido de reciente énfasis (ver Figura
III–8)2.
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Fig. III-8. Equipo Gerencial de Yacimientos2
Se sugiere que los miembros del equipo trabajen como un buen
coordinado “equipo de basketball” en vez de un “equipo de relevo”. La
constante interacción entre varias funciones es requerida en el esfuerzo
del equipo. Es de notar que el sinergismo del equipo propuesto puede
producir/rendir un efecto: “la totalidad es mayor que la suma de sus
partes”. Así, la interacción entre varias funciones de ingeniería,operaciones de producción, geología y geofísica; y su interacción con la
gerencia, economistas, prorrateo, legal y grupos ambientales son ambas
decisivas/críticas para un exitoso programa gerencial de yacimientos. Esta
declaración/afirmación/enunciación es básica para una extensión de la
idea defendida/apoyada por Talash que “Un equipo de trabajo común
entre ingenieros de yacimientos, ingenieros de producción /
operaciones es esencial para la gerencia de un proyecto de inyección
de agua”.
• Iniciación Demasiado Tardía. La gerencia de yacimientos no fue
comenzada suficientemente temprano; y cuando se inició, la gerencia llegó
a ser necesaria debido a una crisis que ocurrió y ella se requirió para
solventar un gran problema. La iniciación temprana de un programa
coordinado de gerencia de yacimientos pudo haber provisto una mejor
GERENCIA DE YACIMIENTOS
Ingenieríade
Yacimientos
Ingenieríade
Producción
IngenieríaQuímica y
Gas
Ambientey
Legal
Economíay
Gerencia
Investigacióny Servicios
deLaboratorio
Operacionesde
Producción
Perforación
Ingeniería deDiseño y
Construcción
Geologíay
Geofísica
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Ingenieríade
Yacimientos
Ingenieríade
Producción
IngenieríaQuímica y
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Construcción
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herramienta de seguimiento/ monitoreo y evaluación, y pudo haber costado
menos en un largo periodo. Por ejemplo, unas pocas tempranas pruebas
con tubería de perforación (DST) pudo haber ayudado a decidir si y dónde
asentar las tuberías de revestimiento. Igualmente, el comportamiento de
algunas pruebas tempranas pudiera haber indicado el tamaño delyacimiento.
La temprana definición y evaluación del sistema del yacimiento es un pre-
requisito para una buena gerencia de yacimientos. La recolección y el
análisis de datos juegan un importante papel en la evaluación del sistema.
Muy a menudo, una integrada propuesta de recolección de datos no es
continuada, especialmente inmediatamente después del descubrimiento de
un yacimiento. Asimismo, en este empeño no todas las funciones están
generalmente involucradas. Algunas veces el comando gerencial deyacimientos tiene dificultades en justificar los esfuerzos de recolección de
datos para gerenciar, debido a que la necesidad de los datos,
conjuntamente con sus costos y sus beneficios, no son claramente
mostrados.
• Falta de Mantenimiento. Calhoun6 presentó una analogía entre yacimientos
y salud gerencial. De acuerdo a su concepto, “no es suficiente para el
equipo gerencial de yacimientos determinar el estado de salud de un
yacimiento y entonces atenderlo para mejorarlo. Una causa para una
inefectiva/ineficiente gerencia de yacimientos es que la salud
(condiciones) del yacimiento y su sistema (pozos y facilidades de
superficie) no es mantenida desde el comienzo”.
8. ESTUDIOS DE CASOS GERENCIALES DE YACIMIENTOS.
Un comprensivo plan de gerencia de yacimientos, incluyendo un equipo de
acercamiento es altamente deseable. Sin embargo, cada yacimiento no puedegarantizar como tal un plan detallado debido a las consideraciones de costo –
beneficio. Con esto en mente, la utilización de dos planteamientos como casos
de estudio son descritos a continuación.
El primer caso de estudio, el campo North Ward Estes, ilustra la aplicación de
una comprensiva propuesta; mientras que la segunda, el arrendamiento
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Columbus Gray, discute una proposición de problema – solución a la gerencia
de yacimientos. Ambas propuestas han mostrado resultados positivos. Aunque
ellas son filosóficamente totalmente diferentes, cada cual tiene sus propios
méritos.
La propuesta problema – solución esta basada en los siguientes puntos:
0 Un plan de acción para evaluar e incrementar el valor neto de un
yacimiento es preparado involucrando un selecto grupo de personas,
y éste está basado en la mejor información disponible.
0 En las sesiones problema – solución, un informal intercambio de ideas
toma lugar, y los problemas asociados con las prácticas de
operaciones normales son definidas. A continuación,
recomendaciones específicas de ayuda para mejorar elcomportamiento del yacimiento son sugeridas, y los pro y los contra
para cada recomendación son evaluados. Si datos requeridos
relevantes no están disponibles, entonces cualquiera de ellos son
supuestos o recolectados en el campo, manteniendo el análisis costo
– beneficio en mente.
♦ Campo North Ward Estes2.
El Campo North Ward Estes (NWE), localizado en los campos Ward yWinkler, Texas (ver Figura III–9), fue descubierto en 1929. Él es un
anticlinal de 18 millas x 4 millas. La producción acumulada de petróleo por
recobros primario y secundario ha superado los 320 millones de barriles, o
por encima del 25% del POES, de más de 3000 pozos. El campo ha sido
sometido a inyección de agua desde 1955. Geológicamente, el campo
reside en el borde occidental de la Plataforma Depresiva Central. El campo
es parte de la tendencia productiva Superior Guadalupiana que se extiende
ininterrumpidamente por 90 millas en el borde de la plataforma (ver Figura
III – 10).
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Fig. III-9. Mapa de Ubicación del Campo North Ward Estes2
Fig. III-10. Geología del Campo North Ward Estes2
La profundidad promedio del yacimiento es 2600 pies, la porosidad y
permeabilidad promedio son 19% y 19 milidarcies respectivamente. La
temperatura promedio es 83ºF. Los patrones de inyección son
generalmente 20 acres, tipo 5 pozos y en línea directa.
- Geología e Información de Campo.
El campo fue desarrollado inicialmente con un espaciamiento de 20
acres. Más tarde, sin embargo, las partes más productivas del campo
fueron perforadas con un espaciamiento de 10 acres. Hasta los primeros
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años de 1950, los pozos fueron mayormente terminados a hueco abierto
y cañoneados con nitroglicerina. Forros de fondos ranurados eran
entonces colgados del revestidor, el cual era asentado encima de la
formación productora formada por arenas gasíferas.
Después de 1950, los pozos fueron terminados con hoyo revestido,
hidráulicamente fracturados y estimulados con ácidos. Aproximadamente
la mitad de los productores normales e inyectores son a hoyo revestido.
La tabla III–3 suministra información adicional sobre la historia del
campo, su estructura y su estratigrafía.
Las formaciones productoras son las arenas Yates y Queen, pero la
mayor parte de la producción ha sido de las arenas Yates (ver Figura III–
11). Ellas consisten de areniscas de grano muy fino a arcillosas,separadas por gruesas capas de dolomita. Estas arenas como se
muestra en la Figura III–11, son A, BC, D, E, F, arenas dispersas, J1, J2 y
J3.
Fig. III-11. Perfil Tipo del Campo North Ward Estes2
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Tabla III-3. Campo North Ward Estes2
HISTORIA
• 1929 – Descubrimiento del Campo North Ward Estes – G.W. O’Brien # 4, sección 19.
• 1936 – Descubrimiento del Campo Estes – E.W. Estes # 1, sección 38.
• 1944 – Combinación de los campos.
• 1955 – Se inicia la inyección de agua.
• 1981 – Se inicia la inyección de polímeros.
• 3000 + pozos perforados.
• Pozos activos – 1301 productores, 982 inyectores, espaciamiento de 10 acres.
ESTRUCTURA
• Anticlinal de bajo relieve estructural.
• Conformación homoclinal de la Depresión Central.
ESTRATIGRAFÍA• Producción Primaria – Yates – Profundidad Promedio: 2600 pies.
• Producción Secundaria – Queen – Profundidad Promedio: 3100 pies.
• Edad – Permico (más tarde Guadalupiano).
• Litología – Arenas de grano muy fino y lutitas, dolomita/anhídrita intercaladas.
• Porosidad promedio: 19%.
• Permeabilidad Promedio: 19 md.
• Ambiente: Tendido de marea.
La mayor parte de la arena BC era un casquete original de gas y consiste
de lutitas a areniscas de grano muy fino con arcilla. Las arenas D y E son
similares a BC. Las arenas dispersas están compuestas de capas
delgadas, lenticulares, lutitas y areniscas de grano fino con alta
arcillosidad. Las arenas J1 y J2 están compuestas de arenas gruesas con
mucho menos contenido de arcilla; sin embargo, ellas tienen altas
porosidades y permeabilidades. Generalmente, la arena J3 no está bien
desarrollada y está mojada en la mayoría de las áreas.
La formación Queen, la cual yace de debajo de las arenas Yates, esta
compuesta de intervalos de arenas de grano fino a lutitas y numerosas
arenas finas y lenticulares con pobre continuidad lateral. Así, la arena
Queen ha sido difícil para la inyección de agua.
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- Equipo Gerencial de Yacimientos.
Un equipo incluyendo todos los grupos funcionales, como se muestra en
la Figura III – 8, fue formado para investigar todas las opciones
pertinentes para optimizar el recobro del campo. A continuación se
describen los resultados del esfuerzo del equipo.
“Caracterización Geológica”:
Una correlación esquemática fue desarrollada para el campo basada en
la continuidad lateral de dolomitas claves que agrupan las arenas
productivas y dividen el yacimiento en unidades discretas
representativas/mapeables. Una base de datos computarizada fue
construida por los geólogos para facilitar el procesamiento y la
integración de grandes volúmenes de datos para ayudar en el estudio de
caracterización geológica. Los componentes de la base de datos son:
1. Datos de registros con cable de 3.300 pozos, que incluyen alrededor
de 15 millones de pies en curvas.
2. Datos de núcleos de 538 pozos, los cuales incluyen 30.000 pies de
análisis y descripción litológica.
3. Dato marcador para más de 60.000 correlaciones señaladas.
4. Datos de contactos de fluidos (es decir, contactos gas – petróleo
original y agua – petróleo).
5. Datos de producción, consistentes de información histórica y de
pozos, incluyendo diagramas.
Los análisis de núcleos fueron corregidos con profundidad. Los registros
fueron normalizados usando un intervalo de 60 pies de continuidad lateral
de dolomita anhidrítica. Los datos de porosidad de núcleos fueronrepresentados en un gráfico cruzado en función de los valores de
porosidad total de registros para desarrollar las correlaciones para
determinar la porosidad7. Correcciones por rugosidad del hoyo, presión
de sobrecarga y litología compleja fueron aplicadas para refinar la
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porosidad transformada8. Las transformaciones finales son mostradas en
la Figura III–12.
Fig. II-12. Correlaciones K vs φ y Mapas de Litofacies e Isópacos de
Espesor Neto Efectivo
Como se observa en la Figura III–12, la correlación entre porosidad y
permeabilidad es pobre. Sin embargo, cuando la correlación basada en
litofacies fue hecha, mejoraron los coeficientes de correlación que fueron
obtenidos8. Mapas de estructura y porosidad – pies fueron
combinados/fusionados con los contactos de los fluidos y datos de
saturación de agua para cálculos volumétricos. Relaciones de facies y
razones entre espesores actual y aparente fueron aplicadas para
determinar volumen poroso efectivo de hidrocarburos. La computacióngeneradora de mapas isópacos netos de las arenas muestra un rumbo
norte – sur. Las arenas terminan en una facie de evaporitas buzamiento
arriba y en una facie de carbonatos buzamiento abajo.
Alrededor de 11 hombres –años y 1,6 millones de dólares fueron
gastados para alcanzar los resultados anteriores4. La Figura III–13
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Ing. Jesús E. Mannucci V. III-22
resume las etapas del estudio de caracterización con la ayuda de la
computadora. Normalización de registros y datos de núcleos,
marcadores, contactos de fluidos y datos de producción son
cualitativamente chequeados y corregidos por cualquier error. La salida
computacional (out put) incluyó mapas (es decir, estructura, isópaco yespesor – porosidad), gráficos de porosidad contra permeabilidad,
saturación de agua e información volumétrica, gráficos de producción, y
cortes seccionales, incluyendo diagramas de pozos. Un ejemplo de la
tendencia de una arena en un corte seccional se muestra en la Figura
III–14. Ella está basada en datos geológicos básicos y está soportada por
datos de producción.
Fig. III-13. Estudios de Caracterización del Yacimiento con AyudaComputacional
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Fig. III-14. Tendencias de las Arenas en Campo North Ward Estes2
Uno de los resultados del estudio de caracterización ha sido la
identificación de trabajos de reparación y reacondicionamiento de pozos
(RA/RC). En adición, varios proyectos de inyección con agua fueron
planificados e implementados. Un proyecto de inyección con agua que no
demostró tanto éxito como otros fue más tarde analizado en términos del
estudio de caracterización. Si el proyecto hubiese sido considerado deacuerdo al estudio, él probablemente no habría sido implementado, y
considerables ahorros pudiesen haber sido alcanzados.
“Prueba de Inyección de CO2”
Una prueba de inyectividad de CO2 fue conducida para investigar
cualquier reducción durante los ciclos de inyección de CO2 y agua. Un
pozo inyector en buenas condiciones mecánicas y sin fracturamiento
hidráulico fue seleccionado. Cortes seccionales geológicos a través deeste pozo mostraron buen desarrollo de las arenas. La prueba de
inyectividad suministró la siguiente valiosa información:
1. No se observó reducción en las tasas de inyección durante o
después de la inyección de CO2.
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Ing. Jesús E. Mannucci V. III-24
2. La tasa de inyección de CO2 fue encima del 20% mayor que la tasa
de inyección de agua.
3. No se observó cambio significativo en el perfil de inyección durante
o después de la inyección de CO2.
En adición a los resultados mencionados anteriormente, la prueba de
inyectividad implantó un valor “semilla” del esfuerzo del equipo que guió a
resultados fructíferos durante el diseño e implementación del proyecto de
CO2.
“Diseño del Proyecto de CO2 y su Implementación”:
El diseño de la inyección de CO2 fue basado en una historia
igual/equiparada al comportamiento de la inyección de agua en el áreasexta – sección del proyecto, en la selección de patrones típicos
incluyendo una caracterización del yacimiento detallada, en una
predicción para la continuación de la inyección de agua, en pronósticos
para la inyección de CO2 y la escalación de las predicciones del
patrón/arreglo al área entera del proyecto9. Las predicciones fueron
hechas para la continuación de la inyección de agua y para la inyección
de CO2. La simulación del yacimiento adicional fue dirigida para
determinar el tamaño óptimo del tapón de CO2.
La aprobación gerencial de este proyecto fue obtenida en
diciembre/1987. En enero/1988, un equipo de trabajo fue formado y la
inyección de CO2 fue iniciada en marzo/1989.
La planta de CO2 comprime, desulfuriza y deshidrata todo el gas rico en
CO2 producido del proyecto. La planta esta diseñada para procesar 65
MM PCN/D de gas producido. En adición a la reinyección, la planta
también producirá 4 toneladas por día de azufre comerciable de
moderada concentración de H2S (2%) en el hidrocarburo gaseoso.
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- Equipo de Trabajos.
“¿Por qué un Equipo de Trabajo?”.
El campo North Ward Estes es uno de los grandes campos de Chevronen Estados Unidos, y él tiene un significativo potencial de recobro
adicional de crudo por métodos no convencionales. La inyección de CO2
fue la única opción económica disponible para recuperar significativas
cantidades de reservas de petróleo de este campo. De alrededor de
1.300 pozos productores, la tasa de producción promedia es solamente 7
BNP/D con 95% de corte de agua, y cerca de 700 pozos producen 5
BNP/D o menos. Así mismo, 300 pozos están ahora con capacidad de
producir solamente en o por debajo del límite actual económico. Así, si la
inyección de CO2 no fue implementada correctamente, lo económico
tendría que ser el taponamiento y el abandono de los pozos no
económicos.
Manteniendo los puntos previos en mente y considerando el promedio de
edad de los pozos del campo en 35 años, una “oportuna ventana” nació
muy obviamente. Si los pozos eran abandonados, era muy improbable
que el proyecto hubiese sido acometido, porque económicamente no
tendría justificación reperforarlos. Así, llegó a ser urgente comenzar unproyecto de recobro adicional de petróleo por métodos no
convencionales (es decir, moverse rápidamente o el riesgo de perder la
oportunidad). Para designar e implementar tal proyecto y mejorar la
conducta de las existentes inyecciones de agua, un equipo de estudio
(ver Figura III–8) fue formulado.
“¿Qué logró el Equipo?”.
Durante la fase de diseño, no menos de 25 a 30 miembros de varios
grupos funcionales trabajaron en conjunto en un comprensivo diseño de
un proyecto de CO2 en la sexta – sección, revisaron cientos de pozos,
candidatos a reparaciones/reacondicionamientos y evaluaron varias
modificaciones de los proyectos de inyección de agua.
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La inyección de CO2 fue comenzada en el área de sexta – sección, a los
15 meses de la iniciación del proyecto. En adición, muchos trabajos de
reparaciones/reacondicionamientos de pozos y modificaciones de
proyectos de inyección de agua fueron implementados durante este
periodo de tiempo. Por otra parte, dentro de año y medio, una planta deprocesamiento de gas fue construida y comenzó. La meta del equipo
para cada aspecto del proyecto - de reparaciones/reacondicionamientos
de pozos, estudios de yacimiento, inyección de CO2, y la construcción de
un sistema de recolección para empezar - fue realizada en un corto
tiempo sin sacrificar calidad.
En resumen, el trabajo en equipo a través de líneas de función ha
resultado en el diseño y la implementación de muchos proyectos exitosos
en el campo North Ward Estes.
♦ Arrendamiento Columbus Gray2.
El arrendamiento Columbus Gray en el campo Fuhrman Mascho está
localizado seis millas a suroeste de Andrews, Texas (ver Figura III–15). El
campo fue descubierto en 1930, y el primer pozo fue terminado en el
arrendamiento en 1937. Fue desarrollado con espaciamiento de 40 acres,
y la inyección de agua comenzó en 1965 en un patrón de 5 pozos de 80
acres. La inyección alcanzó su máximo/pico en 1967 con 720 BNP/D ydeclinó a una tasa del 15%, de allí en adelante. La inyección fue
suspendida en 1975 de un todo al menos en cinco líneas de pozos
arrendados. En 1979, un programa de pozos interespaciados fue
comenzado en los espaciamientos de 20 acres, y la inyección fue
restaurada para apoyar los pozos nuevos. El programa de pozos
interespaciados fue completado en la mitad de la década de los ochenta y
resultó en un patrón de inyección de 80 acres, del tipo nueve pozos
invertido. La máxima respuesta ocurrió en 1984 con una tasa de 1000
BNP/D, y desde entonces la producción declinó en 20% anual (Figura III–
16). El patrón normal de inyección se muestra en la Figura III – 17.
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Fig. III-15. Ubicación de Arrendamiento Columbus Gray
Fig. III-16. Comportamiento del Arrendamiento Columbus Gray
Fig. III-17. Patrón Normal, Columbus Gray
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♦ Geología.
El campo esta localizado en el margen oriental de la conformación de la
Cuenca Central, 13 millas al Este de su borde. La formación San Andrés,
de edad Guadalupiana (Pérmico medio), fue depositada en un ambientemarino abierto, cama de roca acuífera poco profunda. Otros campos de la
formación San Andrés en la Conformación de la Cuenca Central Nórdica
similar a Fuhrman Masho incluyen los campos Means, Shafter Lake,
Seminole y Emma.
La formación San Andrés tiene un espesor bruto productivo de 300 pies en
el área del arrendamiento. Ella puede ser dividida en dos intervalos
basados en el desarrollo de la porosidad y la continuidad vertical (ver
Figura III–18). La formación San Andrés Superior (FSAS) tiene un espesorpromedio de 225 pies y esta compuesta de dolomitas de colores claros que
están finamente cristalizadas y probablemente drusa o “su crosic”.
Igualmente es anhídrita y contiene capas dispersas de lutitas grises o
verdes. La porosidad y la permeabilidad son ambas discontinuas
horizontalmente y verticalmente. El espesor y la calidad del yacimiento
cambian demasiado en cortas distancias. El mecanismo de
entrampamiento en esta zona es ambos controles estructurales y
estratigráficos. La variación lateral de la porosidad desarrollada hace muy
difícil las correlaciones pozo a pozo.
La profundidad promedio del tope de FSAS es 4250 pies. La porosidad
promedio, la permeabilidad, el espesor neto, y la saturación de agua son
4,8%; 2,6 md; 80 pies y 35% respectivamente. A pesar de un contacto
agua – petróleo (CAP) discontinuo esta presente dentro de este intervalo,
algo de agua es producida.
La formación San Andrés Inferior (FSAI) es alrededor de 60 pies de
espesor y ella comprende la parte más baja del intervalo productor. Estazona es verticalmente y lateralmente continua en relación a la FSAS en el
área arrendada y esta generalmente coronada por una densa dolomita.
Datos de núcleos indican que la FSAI carece de porosidad
oclusionada/cerrada por anhídrita en comparación con la FSAS. La
principal diferencia entre estas zonas es que la matriz y la porosidad de
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drusa/vacuolas son preservadas en la FSAS, mientras que ella es
generalmente taponada por anhidrita en la FSAI.
Fig. III-18. Registro tipo, Columbus Gray2
La FSAI tiene una porosidad promedio, permeabilidad, espesor neto y
saturación de agua de 11,8%, 29 md, 25 pies y 30% respectivamente. El
contacto agua-petróleo define los límites productivos de esta zona.
♦ Resultados.
Estudios realizados en el arrendamiento indican que la mayoría del
petróleo remanente está en la FSAS porque la FSAI es diez veces más
permeable. Como un resultado, muy pequeño volumen de agua ha sido
inyectado en la zona superior. Un estudio efectuado en junio/1989 hizo
recomendaciones para incrementar el recobro de la zona superior, y se
estimó que un adicional de 500.000BN de petróleo podrían ser obtenidos.
El estudio de junio/1989 fue el resultado de una sesión / junta para el
problema – solución involucrando dos ingenieros (producción y
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yacimientos) y un geólogo durante un período de dos meses. Los
resultados del estudio fueron también discutidos en una reunión de medio
día con el personal del campo y el ingeniero de facilidades de superficie. A
continuación se describen los resultados del estudio:
0 El petróleo original en sitio (POES), determinado por análisis
volumétrico en 1984, fue revisado y modificado. Los valores del POES
para las zonas superior e inferior son estimados en 29,4 y 15,5 MMBN
de petróleo, respectivamente. El arrendamiento tiene una producción
acumulada actual de petróleo de 7,2 MMBN, o 16% del POES.
0 El arrendamiento tiene una tasa actual de producción de 350 BNP/D
con una tasa de inyección de agua de 8.000 BNA/D (ver figura III-16).
Esto es un mejoramiento en la producción de 50 BNP/D sobre la tasa
de junio/1989, o ella es cerca de 100 BNP/D más que la tasa basadaen la declinación esperada.
El mejoramiento es atribuido a los trabajos de reacondicionamiento /
reparación de pozos en el arrendamiento como recomendaciones del
estudio. Por ejemplo, el pozo 1928, que antes estaba produciendo 17
BNP/D, después estaba promediando 65 BNP/D debido a la
instalación de una bomba mayor. Otro ejemplo es el pozo 2126,
anteriormente produciendo 5 BNP/D, está produciendo 17 BNP/D
después de un trabajo de reparación (es decir, limpieza, perforacionesadicionales y acidificación).
0 Si bien por re-terminación en la FSAI alguna respuesta ha sido desde
entonces observada, se cree que el incremento adicional de
producción será vista en la porción sureña de la sección 21. Los
pozos en esta área fueron solamente determinados en la FSAS y,
como previamente se describió, este intervalo tiene muy bajas
porosidad y permeabilidad.
0 El corte de agua producida es asimismo alta para el relativamentebajo volumen de agua inyectada (alrededor del 10% y 60% del
volumen poroso contentivo de hidrocarburos en la FSAS y FSAI,
respectivamente). Este alto corte de agua indica:
1. Canalización desde los pozos inyectores a los productores a
través de fracturas y/o zonas de alta permeabilidad, y
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2. Eficiencia volumétrica pobre en la FSAI.
0 Varias recomendaciones involucrando el bombeo en pozos con alto
nivel de fluido, incrementando la presión de inyección debido al
incremento de la presión de fractura, toma de perfiles antes y después
del incremento de presión, y la desviación de la inyección para igualar
el perfil de producción.
0 Varias de las recomendaciones previas han sido ya incorporadas.
Estas cuestan alrededor de 750.000 dólares y ellas resultarán en un
incremento total de producción estimado en 250.000 barriles de
petróleo.
Estos resultados muestran que la identificación y metódica solución de los
problemas ha incrementado el desempeño del arrendamiento delColumbus Gray.
♦ Gerencia de yacimientos.
La propuesta / acercamiento gerencial de yacimientos seguida fue muy
simple en este caso, porque la tasa de producción del arrendamiento era
solo alrededor de 300 BNP/D en el momento del estudio. Basado en la
heterogeneidad del yacimiento y el desempeño pasado, el incremento
esperado en la producción no fue considerado alto. Así, una decisión fuehecha para diseñar e implementar un programa gerencial de yacimientos
de costo efectivo que el arrendamiento podía soportar. Dependiendo del
resultado del programa implementado, trabajos adicionales podían ser
recomendados.
♦ Conclusiones.
0 La gerencia de yacimientos ha sido descrita como el juicioso uso
de varios medios disponibles para maximizar los beneficios de un
yacimiento.
0 Hay numerosas razones debido a las cuales algunos programas
gerenciales fracasan. Quizás la más importante razón debido a la cual
un programa gerencial de yacimientos es desarrollado e implementado
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pobremente es un desintegrado esfuerzo grupal. Un procedimiento para
mejorar el resultado en tal implementación ha sido empleado.
0 Ambas propuesta / acercamiento comprensivo y proposición a un
problema y su solución para la gerencia de yacimientos han resultadoen respuestas positivas. A pesar de que ellas son filosóficamente muy
diferentes, cada una tiene mostrada sus méritos.
0 El campo North Ward Estes ilustra una aplicación de comprensiva
gerencia de yacimientos, mientras que el arrendamiento Columbus
Gray representa / describe una proposición a un problema y su solución
para gerenciar un yacimiento.
REFERENCIAS.
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Perspective." SPE Paper 22350, SPE International Meeting on Petroleum
Engineering, Beijing, China, March 24-27, 1992.
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20748 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New
Orleans, Sept. 23-26, 1990.
3. Thakur, G. C. "Waterflood Surveillance Techniques-A Reservoir Management
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20138, presented at the Permian Basin Oil and Gas Conference, Midland, Texas,
March 8-9, 1990.
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8. Stanley, R. G., et al. "North Ward Estes Geological Characterization," AAPGBulletin, 1990.
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County, Texas." SPE Paper 19654, presented at the SPE Annual Technical
Conference, San Antonio, Texas, October 8-11, 1989.
10. Harris, D. G. "The Role of Geology in Reservoir Simulation Studies," J Pet. Tech.
(May 1975): 625-632.
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