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8/19/2019 Cap_II_Proceso_Gerencial_de_Yacimientos.pdf

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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,

t

Historia Predicción

Inyección de Agua

Agotamiento

Perforac ión Interespaciadae Inyección de Agu aqo

t


Inyección de Agua

Agotamiento

Perforac ión Interespaciadae Inyección de Agu a

t


Inyección de Agua

Agotamiento

Perforac ión Interespaciadae Inyección de Agu aqo

t


Inyección de Agua

Agotamiento

Perforac ión Interespaciadae Inyección de Agu a


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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.

t

P

t

P R

t

R

t

tt

PlanRealPlanReal

Qo

t

P

t

P R

t

R

t

tt

PlanRealPlanReal

Qo


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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

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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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


23/34



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

R e g i s t r o

s Núc leo

s M a

r c a d o

r e sCo nt ac t o sd e f l ui d o s

N o r m a l i z a

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y

T r a n s f o r m

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C h e q u e o d e c a l i d a d

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S w S a t u r a c i ó n d e a g u a M ap as

V o l u m

é t r i c o Gráficos de

producción

G r á f i c o s

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D a t o s d e p r o d u c c i ó n


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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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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


31/34



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


32/34



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


33/34



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.

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Perspective." SPE Paper 22350, SPE International Meeting on Petroleum

Engineering, Beijing, China, March 24-27, 1992.

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20138, presented at the Permian Basin Oil and Gas Conference, Midland, Texas,

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December 1966): 153-164; part 2, vol. 7, no.3 (July-September 1968): 128- 144.

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9. Winzinger, R., et al. "Design of a Major C02 Flood-North Ward Estes Field, Ward

County, Texas." SPE Paper 19654, presented at the SPE Annual Technical

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10. Harris, D. G. "The Role of Geology in Reservoir Simulation Studies," J Pet. Tech.

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