crecimiento institucional

1 Crecimiento Institucional

2 Spe-Argentina ComisionDirectiva 2010 - 2011

3 Crecimiento Institucional

3 24° World Gas Conferenceen la Argentina (IGU)

3 Award propuestos por laSPE

4 V Seminario Estratégicode la S.P.E.

4 Cursos de la SPEArgentina 2010

5 Día del Petróleo 2009

5 Gimor 2009

6 Actividades 2009-2010

7 Workshop JóvenesProfesionales: “Tight GasSand Reservoirs”

8 Evaluación y Producciónde gas no convencional -Shale GAS

12 Detección e identificaciónde oportunidades enyacimientos maduros conrecuperación asistida

15 SPE BOARD en Argentina

Las notas publicadas sonreponsabilidad de susrespectivos autores.

Envíenos sus comentarios:[email protected]

1Contacto SPE Julio 2010

Número 33, Julio 2010

Publicación de la SPE-Argentine Petroleum Section

ContactoSPEContactoSPES U M A R I O

Editor: Miguel Ángel Laffitte • Comité de Redacción: Hugo Carranza, Gonzalo Pérez Cometto

DISCURSO INICIAL DEL PRESIDENTE

CURRICULUM VITAE DE JORGE E. MEAGGIA

Crecimiento InstitucionalQuiero comenzar expresando mi agra-

decimiento, por el reconocimiento de

todos mis colegas para este momen-

to. Ser designado Presidente de esta

prestigiosa organización, es un verda-

dero honor para quienes entendemos

la importancia que tiene la difusión y

transmisión de conocimientos relacio-

nados con la industria hidrocarburífera

que nos nuclea.

Continúa en página 2 »

Jorge E. Meaggia se graduó como Ingeniero Mecánico en la Universidad Tecnoló-gica Nacional, Facultad Regional de Buenos Aires. Una vez graduado, estuvo 4 añoscomo Jefe de Trabajos Prácticos en la Cátedra de Maquinas Térmicas II.

Comienza sus actividades laborales en 1973 en CEMISA (Centro de MaquinariasIndustriales) productora de motores a gas, para el accionamiento de aparatos indi-viduales de bombeo mecánico, donde recorre los principales yacimientos del país,principalmente YPF y Bridas.

En 1985 funda su propia empresa Gaspetrol S.A. continuando con la actividad ante-rior donde se dedica además a la fabricación de equipos industriales, grupos elec-trógenos, motobombas y representaciones del exterior, contando con una dotaciónde 60 personas.

En 1999 se traslada a New Hampshire – USA – para trabajar para Foster PowerGeneration empresa dedicada a la comercialización de turbogeneradores de 20 a500 MW como Gerente de Ventas Internacionales.

En el 2000 Petrolera Santa Fe (Devon Energy), operadora de áreas petroleras (E&P),lo incorpora como Gerente de Compras y Logística en Buenos Aires; esta empresafue adquirida por Petrobras en 2003.

A partir de ese momento desempeña tareas Comerciales y de Marketing en ChampionTechnologies, como Gerente para Latinoamérica y Wenlen como Gerente Comercial.

En 2005 hasta la actualidad ejerce la función de Gerente de Desarrollo de Negociosen Schlumberger Argentina S.A. para Argentina – Bolivia – Chile (ABC).

Miembro activo de la SPE y el socio vitalicio más joven del Club del Petróleo de Buenos Aires.

2 Contacto SPE Julio 2010

Spe-Argentina Comision Directiva2010 - 2011

Presidente Section Chairman

Jorge E. MeaggiaSecretarioSecretary

Andres CremoniniTesoreroTreasurer

Alejandro LuppiVicepresidente 1°Director

Julio ShiratoriVicepresidente 2° Director

Miguel Laffitte

Comité de Capacitacion yDesarrollo Educativo

Vocal 1°Committee Chairperson

Miguel LaviaVocal 8°Committee Member

Carlos OlierJulio ShiratoriNorberto Galacho

Comité de Capítulos Estudiantiles,Becas y Desarrollo Profesional

Vocal 2°Juan Manuel Ubeda

Ing. Mariano F. RavertaCommittee Member

Hernan Buijs

Comité de Jóvenes ProfesionalesCommittee Chairperson

Emiliano Sosa

Comité de Transferencia deTecnología

Vocal 3° Committee Chairperson

Eduardo BarreiroVocal 4° Committee Member

Jorge Albano

Comité de ComunicaciónInstitucional (Revista CONTACTO)

Committee ChairpersonMiguel Laffitte

Committee MemberHugo Carranza

Comité de Tecnico - V SeminarioEstrategico


Hugo Carranza

Comité de Programación yOrganización de Reuniones Técnicas


Miguel FryziakVocal 7° Committee Member

Victor Gorosito

Órgano de fiscalización

Revisor de cuentas Auditor

Guillermo TeitelbaumRevisor de cuentas Auditor

Enrique Lagrenade

Justamente la misión de la SPE es:

a) proveer el intercambio de informaciónrelevante para la actividad;

b) incrementar la capacidades de nues-tros profesionales;

c) promover el estudio de las disciplinastécnicas aplicables;

d) capacitar a estudiantes en las nuevastécnicas disponibles.

Para esta misión es necesaria, no sólola dedicación de tiempos y esfuerzos parallegar a los objetivos planteados en cadacomisión, sino también un sostenido creci-miento institucional. Este crecimiento sematerializará con el apoyo de las compañí-as del sector, operadoras y de servicios,enviando a su personal para su especializa-ción, difusión de los conocimientos adquiri-dos y para enriquecer este proceso a travésde sus opiniones. Es así como estamosorganizando para Noviembre de este año el“V Seminario Estratégico”, con la temáti-ca de: “ARGENTINA y LA ENERGIA – LosPróximos 20 años“ donde convocaremos alos principales organismos públicos y priva-dos para exponer y debatir sus ideas.

Estamos viviendo lo que me gustaríallamar “el momento de la consolidacióninstitucional”, esto es, el tiempo propicio

para afianzar los logros alcanzados envarias décadas de un compromiso perma-nente, y reforzar nuestra función de apoyoa más de 75,000 profesionales asociadosalrededor del mundo. Es en esta tareadonde quiero concentrar el esfuerzo, y mesatisface comentarles que muchos cole-gas y colaboradores ya han comenzado aelaborar propuestas y generar inquietudes.

Tenemos muchas ideas y pensamien-tos que hemos estado discutiendo paracumplir con estas metas, pero prefierocomentarles ahora que los esfuerzos seconcentrarán en organizar y reforzar lastareas inherentes al perfeccionamientoprofesional. No obstante, no descuidare-mos la generación de iniciativas queapuntalen las necesidades de capacita-ción y desarrollo de nuestros colegas aso-ciados, en el marco de los crecientesdesafíos propios de un mundo que cadavez requiere de mayores conocimientosespecíficos y más profesionalismo.

Deseo además hacer especial hincapiéen nuestra revista Contacto, el medio ofi-cial de difusión de la SPE Argentina, dondepublicamos notas de opinión y nuestrasacciones. Ampliaremos su difusión y espe-ramos recibir material de lectores e incre-mentar el apoyo de las instituciones a lamisma, como parte de ese crecimiento.

Para finalizar, quiero comentarles quecreo profundamente en la importancia de lasideas y de la efectiva implementación de losproyectos, pero también que todo granlogro es el producto de la construcción dia-ria, paso a paso, siempre a través del esfuer-zo común y el trabajo conjunto. Esto seconstruye entre todos. Los invito a sumarsey acompañarme en este nuevo periodo.

Ing. Jorge E. Meaggia,

Presidente SPE Argentina

2010-2011


« viene de tapa

DISCURSO INICIAL DEL PRESIDENTE

Crecimiento Institucional

Award propuestospor la SPEFueron propuestos por la SPEAcomo postulantes a los reconoci-mientos regionales para Latinoameri-ca y el Caribe en honor a sus meritospersonales y profesionales:

Hugo Carranza (Service)

Hernán Buijs(Young Profesional)

Alberto Khatchikian (Formation Evaluation)

Jorge Valle (Management and Information)

Juan Rosbaco(Reservoir Description and Dynamics).

24° World Gas Conference en la Argentina (IGU)El IAPG organizó entre el 05 y el 09 de Octubre del 2009 la ConferenciaMundial de Gas en los predios de la Sociedad Rural Argentina. El eventocontó con una exposición de 300 proveedores donde se mostró lo másavanzado de la tecnología en uso en la industria. El ley motive del WGC fue“El desafío energético global: revisión de las estrategias para el gas natural”

El acto inaugural en el Luna Park fuepresidido por la Sra Presidente de laNación Argentina Dra Cristina Fernan-dez de Kichner, fue presentada por elIng. Ernesto Lopez Anadon en sucarácter de presidente de la Internatio-nal Gas Union, la SPEA participó eneste acto con la asistencia de su pre-sidente el Ing Miguel Angel Laffitte.


Reservoir Geomechanics

Desde el 10 al 14 de Mayo de 9 a 18 hs.

Buenos Aires

Empresa Asociada: Bauerberg Klein

Dictado en Inglés con traducciónsimultánea por Dr.M.Dusseault.

Instalaciones de Superficie (Facilities) Nivel 1

Desde el 31 de Mayo al 4 de Junio de 9a 18 hs.

Neuquén

Empresa Asociada: MFG Oil & Gas S.A

Dictado en español por Ing. Juan M.Ubeda.

Aplicaciones de la Ingeniería deReservorios

Desde el 31 de Mayo al 4 de Junio de 9 a18 hs.

Buenos Aires

Empresa Asociada: Consultor

Dictado en español por Dr. M. Dusseault.

Levantamiento Artificial y Eficiencia Global

Desde el 14 al 18 de Junio de 9 a 18 hs.

Comodoro Rivadavia

Empresa Asociada: MFG Oil & Gas S.A

Dictado en español por Ing. Juan M.Ubeda.

New Heavy Oil Production Technologies

Desde el 17 al 18 de Junio de 9 a 18 hs.

Buenos Aires

Empresa Asociada: Bauerberg Klein

Dictado en Inglés con traducción

simultánea por Dr. M. Dusseault.

Integrated Reservoir Analysis

En Agosto a confirmar de 9 a 18 hs.

Buenos Aires

Empresa Asociada: Next

Dictado en Inglés con traducción

simultánea por Dr. Gary Gunter.

Cursos SPE Argentina 2010

Los próximos 20 añosLos próximos 20 añosEn este seminario, al igual que en los anteriores, seexpondrán aspectos técnicos, económicos y estra-tégicos de la cuestión energética, desde las diferen-tes visiones de la oferta, la demanda y las políticasnacionales.

Esta comunicación tiene por objeto invitarlos areservar en sus agendas los días arriba menciona-dos para asistir y participar activamente en estaquinta edición del tradicional Seminario Estratégicode la SPE, de modo de asegurar el éxito del encuen-

tro, que dependerá del intercambio amplio y fecun-do de ideas acerca de cómo debemos encarar elfuturo energético de nuestro país y de qué manerapodremos contribuir a que ese futuro satisfaga lasexpectativas de la sociedad.

Jorge E. Meaggia

Presidente de SPE de Argentina Asoc. Civil y Chair-man de la Argentine Petroleum Section de la Societyof Petroleum Engineers.

En este seminario, al igual que en los anteriores, seexpondrán aspectos técnicos, económicos y estra-tégicos de la cuestión energética, desde las diferen-tes visiones de la oferta, la demanda y las políticasnacionales.

Esta comunicación tiene por objeto invitarlos areservar en sus agendas los días arriba menciona-dos para asistir y participar activamente en estaquinta edición del tradicional Seminario Estratégicode la SPE, de modo de asegurar el éxito del encuen-

tro, que dependerá del intercambio amplio y fecun-do de ideas acerca de cómo debemos encarar elfuturo energético de nuestro país y de qué manerapodremos contribuir a que ese futuro satisfaga lasexpectativas de la sociedad.

Jorge E. Meaggia

Presidente de SPE de Argentina Asoc. Civil y Chair-man de la Argentine Petroleum Section de la Societyof Petroleum Engineers.


Día del Petróleo 2009

Gimor 2009

El SPE Argentina participa del Comité Organizador del Almuerzo que conmemora el Día del Petróleo y elGas, el día 12 de diciembre del 2009 se realizo el encuentro donde el mensaje a la Industria fue realizadopor el Ing Ernesto Lopez Anadon y el cierre y brindis le fue solicitado al Ing Eduardo Rochi reflejando lafoto un momento emotivo del evento.

Previo al almuerzo se realizóuna ceremonia de entregade premios y reconocimien-tos, le correspondió a laSPEA entregar en la mismael primer premio otorgado altrabajo realizado para elGIMOR 2009 por los Inge-nieros Fernando Silva yJorge Vega de la empresaTGN. En la foto en nombrede la SPEA hacen entregadel mismo los IngenierosHugo Carranza y MiguelAngel Laffitte.

Actividades 2009-2010

1. CONFERENCIASEsta actividad continuó siendo el centrode reunión e intercambio de ideas y cono-cimiento de nuestros socios.

Los temas tratados y sus disertantes fueron:

Abril 15. Conferencia de Francisco Albanatibajo el título de “Pittfall to Avoid in AssessingArtificial Lift Run-Life Performance”.

Junio 10. El tema tratado fue “Crisis yEmpleo en la Industria del Petróleo y Gasen la Argentina”, a cargo de Carlos Valeiro.

Agosto 5. Gastón Francese trató el tema“Metodología de Toma de Decisiones enContextos de Alta Incertidumbre”

Septiembre 16. Agostinho Calderon, deBrasil, se ocupó de hacernos conocer eltema “Open Hole Gravel Packing: NewTrends an What we Are Doing to Overcomethe Challenges”.

Octubre 1°. Exequiel Espinosa, titular deENARSA, se ocupó del tema “El Estadocomo partícipe y protagonista en el Desa-

rrollo de Proyectos Energéticos”.

Diciembre 10. “Certificación de Reservasy Recursos. Actualización de Normativasde la Resolución SE N° 324.06”, temaabordado por

Marzo 10, 2010. Marina Voskanian nos hablósobre “Incentivates to Revitalize MatureFields in an Environmentally Safe Manner.California Case Studies of GovernmentIndustry Collaborations”.

2. CURSOSSe continuaron desarrollando cursos acargo de colegas locales y extranjeros, loscuales contaron con la adhesión entusias-ta de socios y no socios.

Abril 20-24. Unconventional Gas Exploitation,por el Dr. Roberto Aguilera.

Octubre 19-23. Aplicaciones de la inge-niería de Reservorios, a cargo del colegaDr. Mario Bernardi.

Diciembre 9-15. Curso “in-house” en Pan

American Energy, Comodoro Rivadavia, acargo del Ing. Juan Manuel Úbeda, sobreel tema “Facilities, Nivel 1”.

3. SEMINARIOS, CONGRESOS,ATW, y otrosTuvo lugar la siguiente actividad en estasmodalidades:

Agosto 6-7. “Keys to Effective MatureWaterflood Management”, a cargo del SPEI

Octubre 15. En los salones locales delI.A.P.G. se realizó una “Jornada de Eco-nomía en Petróleo y Gas”, a cargo de losprofesionales Jorge Pereczyk, Oscar deLeo, José Sureda y Eduardo Barreiro.

Octubre 5-9. En esta fech tuvo lugar la des-tacada World Gas Conference, organizadapor el IAPG local y el IGU. La misma ade-más de las sesiones técnicas contó conuna muy interesante exposición, en la cualnuestra entidad tuvo la ocasión de contarcon un stand y personal a cargo para aten-der consultas de los visitantes.

Una amplia y jerarquizada actividad fue organizada por la SPE de Argentina en 2009. Estas actividadescontaron con el apoyo y el beneplácito de nuestros socios y de los profesionales en general.


Noviembre 4. Una vez más tuvo lugar unaedición del GIMOR (Grupos de Interés deModelado de Redes, en el cual participaronprofesionales de esta orientación.

4. JOVENES PROFESIONALESCon el habitual empuje juvenil, los jóve-nes profesionales tuvieron oportunidadde organizar su actividad propia, en lacual pasaron revista a los temas másimportantes de nuestra industria, y segúnel siguiente detalle:

Abril 1. Mesa Redonda “Geología” acargo de Karina Mikietink y Juan ManuelReynaldi.

Mayo 28. Juan Ignacio Gonzalez disertóen la mesa básica de “Perforación”

Junio 4. Eduardo Barreiro se refirió al tem“El Futuro de la Provisión de Gas en laArgentina”.

Junio 16. Mesa básica “Petrofísica y Flui-dos de Reservorio” por Lucas Viglione.

Agosto 28. Mesa Redonda “FractureStimulation” a cargo de Peter Valko.

Septiembre 24. Tuvo lugar la Mesa Redon-da “Modelos integrados de Producción,bajo la dirección de Santiago Salvia.

Marzo 9-10, 2010. Workshop (JP andBoard) IAPG.

Help: “Fundación de la Vida en el Hospi-tal Gutierrez de Niños”.

5. STUDENT CHAPTERSJunio 4. En la Universidad de Cuyo, tuvolugar la Jornada de Medio Ambiente.

Octubre 10-12. Encuentro universitario delos Capítulos Estudiantiles, en la ciudadde Mendoza.

Scholarships: Se otorgaron las siguientespor universidad:

Universidad Nacional del Comahue: 3

Universidad Nacional de la Patagonia: 1

Universidad Nacional de Cuyo: 5

Préstamos de Honor: Se confeccionó elReglamento para optar por estos présta-mos. El mismo se puede consultar ennuestra página web: spe.org. ar.

6. Revista CONTACTO.Se publicaron 2 números, los cuales pue-den consultarse en nuestra página web.


Workshop Jóvenes Profesionales:“Tight Gas Sand Reservoirs”

Los días 9 y 10 de marzo del 2010 sellevó a cabo en el IAPG un workshopbajo la consigna “Tight Gas SandReservoirs” en el que se tratarondiversos temas relacionados a laexplotación de estos reservorios quehan sido tradicionalmente dejados delado en favor de la explotación deotros cuyo desarrollo fue bastantemás sencillo y redituable.

Estas presentaciones estuvieronenfocadas específicamente haciajóvenes profesionales, estudiantes dela industria y contaron con la presen-cia de importantes referentes de laindustria –tanto con representantesde operadoras como compañías deservicios–, y con importantes figurasde la SPE Internacional.

La producción de gas de arenasde baja permeabilidad constituye unarealidad que se deberá afrontar en elcorto plazo y es un importante desa-fío para nuestra generación de profe-sionales.

Existen grandes cantidades degas almacenadas en formaciones demuy baja permeabilidad alrededor delmundo, la producción de gas de estetipo de reservorio es hoy una realidaden muchos países, y es un desafíoque estamos empezando a tratar deresolver en Argentina.

La importancia del desarrollo detales formaciones radica en que lademanda de energía crecerá deforma muy importante en las próxi-mas décadas y aunque se esté bus-cando cubrir esa necesidad con ener-

gías alternativas, la realidad es que es laproducción de hidrocarburos lo que per-mitirá continuar en el corto plazo.

Además de una introducción formal aeste tipo de reservorios, se tratarondiversos temas técnicos como ser lageología, la obtención de información apartir de herramientas de perfilaje, laimportancia del daño a la formación,métodos de estimulación y modelos deproducción integrados. Por otra partetambién se contó con la participación deun representante de la Secretaría deEnergía para tratar el “Programa GasPlus” y sus casos de aplicación.

En conclusión, este evento resultómuy beneficioso para los participantespor la alta calidad de las presentacionesrealizadas, que proporcionaron unentendimiento integral de un tema actualy desafiante para los profesionales deesta industria.

Abril 2010

Mauricio Ronchi Darré,

Estudiante de Ingeniería en Petróleo

Instituto Tecnológico de Buenos Aires

Evaluación y Producción de gas noPOR: GUSTAVO CAVAZZOLI, INGENIERO MECÁNICO - SCHLUMBERGER STIMULATION DOMAIN, MANAGER Y RAÚL RACHID,

En este artículo, analizamos las

condiciones necesarias para que

una formación shale (lutita) genere

hidrocarburos, las condiciones

necesarias de un yacimientos de

gas de shale y la tecnología

requerida para explotar y hacer

producir esos yacimientos.

Además, revisaremos algunas de

las prácticas utilizadas en la

Formación Barnett Shale del

centro-norte de Texas.

IntroducciónEl “Shale”, la más abundante de las rocassedimentarias, está finalmente obteniendosu valor. Esta roca atravesada por los perfo-radores en búsqueda de zonas productivasen formaciones de areniscas o carbonatos,ha sido considerada una roca sello durantemucho tiempo. Sin embargo, gracias a lacombinación correcta de la geología, laeconomía y la tecnología, los operadores deEUA y el resto del mundo están prestandogran interes a las shales ricas en materiaorgánica. La figura 1 muestra afloramientosde rocas tipo Shale Gas. El Shale Gas esproducido únicamente bajo determinadascondiciones. Esta abundante roca sedi-mentaria de permeabilidad extremadamen-

Figura 1: Shale Gas. Figura 2: Escala de Permeabilidad.

Shale in Perpective: Permeability

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1000 100 10 1.0 0.1 0.01

md

0.001 0.0001 0.00001 1e-06

Unconventional


te baja (ver figura 2), se considera a menu-do una barrera natural para la migración delpetróleo y el gas. En los reservorios de shalegas, el gas es generado localmente en laroca, ésta actúa a la vez como generadora(roca madre) y como yacimiento. Este gaspuede almacenarse intersticialmente en losespacios porosos, entre los granos de rocaso las fracturas del shale, o ser adsorbido enla superficie de los componentes orgánicos.Esta característica contrasta con los yaci-mientos de gas convencionales, en los queel gas migra desde su roca generadorahacia una arenisca o carbonato donde seacumula en una trampa estructural o estra-tigráfica, a la que a menudo subyace uncontacto gas-agua. No debe sorprender,por ende, que las Shale Gas gasíferas seconsideren yacimientos no convenciona-les. A pesar de sus deficiencias obvias, enlos Estados Unidos se está apuntando aciertas shales como objetivos de produc-ción: aquellas que poseen la combinacióncorrecta de tipo de shale, contenido orgáni-co, madurez, permeabilidad, porosidad,saturación de gas y fracturamiento de la for-mación. Cuando estas condiciones de laformación son activadas por condicioneseconómicas favorables, un reservorio degas no convencional se convierte en unboom. Los reservorios de Shale Gas o “gasde lutita” de nuestros días están levantandovuelo, en gran medida gracias al crecimien-to de la demanda de gas, y ademas, debidoal desarrollo de un amplio abanico de tec-nologías de avanzada en campos petrole-ros. Esta tendencia se está expandiendo en

los Estados Unidos, donde el aumento delos precios del gas y el consumo de casi 23Tpc [651,820 millones de m3] de gas poraño están impulsando un crecimiento de laactividad de perforación en tierra firme.

La fuente de hidrocarburos Las shales comprenden partículas del

tamaño de la arcilla y el limo, que han sidoconsolidadas para formar capas rocosas depermeabilidad ultra baja. Se sabe que algu-nas lutitas contienen suficiente materia orgá-nica—y no se requiere mucha— para gene-rar hidrocarburos. La capacidad de las lutitasde generar hidrocarburos depende en granmedida de la cantidad y tipo de materialorgánico que contienen; de la presencia deoligoelementos que podrían mejorar la qui-mio génesis; y de la magnitud y duración delproceso de calentamiento al que han sidosometidas. La materia orgánica—los restosde animales o plantas—puede ser alteradapor efectos de la temperatura para producirpetróleo o gas. Sin embargo, antes de quese produzca esta transformación, esos res-tos deben estar preservados en cierta medi-da. El grado de preservación tendrá un efec-to sobre el tipo de hidrocarburos que lamateria orgánica producirá. La mayor partedel material animal o vegetal es consumidopor otros animales, bacterias o procesos dedescomposición, de manera que la preser-vación usualmente requiere un proceso desepultamiento rápido en un ambiente anae-robio que inhiba a la mayoría de los secues-tradores biológicos o químicos. Este requisi-to se satisface en ambientes lacustres u

convencional - Shale GASINGENIERO QUÍMICO - SCHLUMBERGER STIMULATION ENGINEER

Tipo I

Rel

ació

n ca

rbon

o /

hid

róge

no

Relación carbono / oxígeno

Productos liberados a partir del kerógeno

CO2 H2O

Petróleo

Gas Húmedo

Gas seco

Sin potencial de generación de hidrocarburos

Incremento de la maduración

1.5

1.0

0.5

0 0.1 0.2 0.3

Tipo II

Tipo III

Tipo IV

Figura 3: Evolución del kerógeno.(Diagrama de Van Krevelen). Cambiosproducidos en el kerógeno por el aumentodel calor durante el sepultamiento. Elkerógeno pierde oxígeno principalmente alemitir CO2 y H2O; luego, comienza aperder más hidrógeno al liberarhidrocarburos.

Figura 4: Calidad del kerógeno.


oceánicos con circulación de agua restringi-da, donde la demanda biológica de oxígenoexcede el suministro, lo que tiene lugar enaguas que contienen menos de 0.5 mililitrosde oxígeno por litro de agua. La materiaorgánica se cuece lentamente a medida queaumentan la presión y la temperatura, enconcordancia con el incremento de las pro-fundidades de sepultamiento. Con esecalentamiento, la materia orgánica se trans-forma en kerógeno. Dependiendo del tipo dekerógeno producido, los incrementos adicio-nales de temperatura, presión y tiempopodrán generar petróleo, gas húmedo o gasseco (ver figura 3). El kerógeno, un materialinsoluble formado por la descomposición dela materia orgánica, es el ingrediente princi-pal en la generación de hidrocarburos.

Generalmente los kerógenos marinos olacustres (Tipos I y II) tienden a producirpetróleos, mientras que los kerógenos deorigen terrestre (Tipo III) producen gas. Lasmezclas intermedias de kerógenos, espe-cialmente los Tipos II y III, son más comunesen las facies arcillosas marinas.

Madurez de la rocaLos procesos geológicos para la con-

versión de la materia orgánica en hidrocar-buros requieren calor y tiempo. Mediante elincremento de la temperatura y presióndurante el proceso de sepultamiento, yposiblemente acelerados por la presenciade minerales catalizadores, los materialesorgánicos liberan petróleo y gas. La activi-dad microbiana convierte parte de la mate-

ria orgánica en gas metano biogénico. Conel sepultamiento y el incremento de la tem-peratura, la materia orgánica remanente setransforma en kerógeno. La mayor profun-didad de sepultamiento y el incremento delcalor transforman el kerógeno para produ-cir bitumen, luego hidrocarburos líquidos ypor último, gas termogénico, que empiezacon gas húmedo y termina con gas seco. Elproceso de sepultamiento, conversión de lamateria orgánica y generación de hidrocar-buros puede resumirse en general en tresgrandes pasos: La diagénesis, la catagé-nesis y la metagénesis. A medida que elkerógeno evoluciona mediante la madurezasociada con la temperatura, su composi-ción química cambia progresivamente.

Evaluación del potencial generador de la roca

El potencial generador de las rocas esdeterminado básicamente a través del aná-lisis geoquímico de las muestras de lutita.Las pruebas geoquímicas se realizan sobrenúcleos enteros, núcleos laterales, recortesde formaciones y muestras de afloramien-tos. El objetivo principal de las pruebases determinar si las muestras son ricasen materia orgánica y si son capaces degenerar hidrocarburos. En general, cuantomayor es la concentración de materia orgá-nica en una roca, mejor es su potencial degeneración. Se han desarrollado una diver-sidad de técnicas geoquímicas sofisticadaspara evaluar el contenido orgánico total(TOC) y la madurez de las muestras (vervalores figura 4). La actividad intensa de los

rayos gamma se considera una función delkerógeno presente en la lutita. El kerógenogeneralmente crea un ambiente reductorque impulsa la precipitación del uranio, loque incide en la curva de rayos gamma. Laresistividad puede ser alta debido a las altassaturaciones de gas, pero varía con el con-tenido de fluido y el tipo de arcilla. Las den-sidades volumétricas son a menudo bajasdebido al contenido de arcilla y la presenciade kerógeno, que posee un peso específicobajo de 0.95 a 1.05 g/cm3. Las lutitas gasí-feras se caracterizan por una intensa activi-dad de rayos gamma, alta resistividad, bajadensidad volumétrica y bajo efecto fotoe-léctrico, en comparación con las lutitas nor-males. Los registros de pozos se utilizanademás para indagar la compleja mineralo-gía de una lutita y cuantificar la cantidad degas libre presente en los poros de la rocageneradora. La herramienta de Espectros-copía de Captura Elemental ECS* es muyutilizada a la hora de evaluar shales. Lasonda ECS* registra y analiza los espectrosde rayos gamma inducidos por las interac-ciones de los neutrones con la formación. Apartir de estas mediciones es posible obte-ner estimaciones precisas de los compo-nentes de las formaciones, incluyendo arci-lla, carbonato, anhidrita, cuarzo, feldespatoy mica. Utilizando una combinación deregistros de triple combo y registros geoquí-micos convencionales, los petrofísicos deSchlumberger pueden determinar el conte-nido de carbono orgánico de la lutita y cal-cular el gas adsorbido. Los registros geo-químicos permiten además que los

Contenido orgánico Calidadtotal, % en peso de Kerógeno

< 0.5 Muy Pobre

0.5 a 1 Pobre

1 a 2 Regular

2 a 4 Buena

4 a 12 Muy Buena

> 12 Excelente

Figura 5: Registros de la Formación Barnett Shale. Los pri-

meros tres carriles presentan las mediciones de la herra-

mienta Platform Express*. El Carril 4 presenta los resultados

de un modelo petrofísico generalizado de lutita gasífera,

basado en los datos Platform Express* y ECS*, que han sido

procesados con el análisis avanzado de registros multimine-

rales ELANPlus. Este programa ayuda a cuantificar la mine-

ralogía, el kerógeno y la porosidad rellena con gas y agua.

Los carriles restantes cuantifican la porosidad total y efecti-

va, la saturación de agua, el contenido TOC, la permeabili-

dad de la matriz, el gas en sitio y el gas acumulado. Los

valores del gas en sitio y el gas acumulado se calculan tanto

para el gas libre como para el gas adsorbido.

Figura 6: Parámetros de reservorio shale Gas.


petrofísicos diferencien distintos tipos dearcillas y sus respectivos volúmenes, infor-mación crítica para el cálculo de la produci-bilidad y para la determinación del fluido autilizar durante los tratamientos de fractura-miento hidráulico subsiguientes. En la For-mación Barnett Shale y en otras cuencas, seestán utilizando la sonda ECS* y la herra-mienta integrada de adquisición de registroscon cable Platform Express*, junto con téc-nicas de interpretación avanzadas, para cal-cular las saturaciones de gas y el gas ensitio, y para caracterizar la litología.

Evaluación del Gas en sitio en Shales La producción de Shale Gas, en el largo

plazo y con regímenes económicos, depen-de principalmente del volumen de gas ensitio, la calidad de la terminación y la per-meabilidad de la matriz. Antes de la perfo-ración de nuevos pozos, los registros históri-cos, tales como las secciones deafloramientos, los mapas geológicos decampo de las lutitas ricas en contenido orgá-nico y los datos de pozos previos, puedenresultar vitales para la elaboración de estima-ciones preliminares del gas de lutita en sitio.Los recortes de formaciones, a menudo sonretenidos para análisis futuros. Si están dis-ponibles, estos recortes pueden enviarse allaboratorio para el análisis del contenidoorgánico y la madurez. Durante las primerasetapas de una campaña de perforación enlutitas gasíferas, la extracción de núcleos

desempeñará un rol significativo en un pro-grama de evaluación de formaciones. Losnúcleos de lutita proveen mediciones direc-tas que los geocientíficos utilizan para deter-minar el gas en sitio. El gas está contenido enlos espacios porosos y en las fracturas, o seencuentra adherido en sitios activos de lasuperficie, en la materia orgánica contenidaen una lutita. En conjunto, esta combinaciónde gas intersticial y gas adsorbido conformael contenido de gas total de una lutita.Mediante la determinación de las proporcio-nes de gas intersticial y gas adsorbido bajocondiciones de yacimiento, los geocientíficospueden calcular el gas en sitio utilizando unavariedad de técnicas. La figura 5 muestra unregistro típico de formaciones de Shale Gas.

Principales parametros del yacimiento de Shale Gas

En la tabla de la figura 6 se muestranlos principales parámetros a tener encuenta a la hora de evaluar las caracterís-ticas de un reservorio Shale Gas. La expe-riencia en múltiples cuencas de gas delutita de los Estados Unidos ha demostra-do que los yacimientos de gas de lutitadeben satisfacer o exceder estos paráme-tros para ser comercialmente viables.

Almacenamiento del gas en formaciones Shale

El metano adsorbido en la superficie delkerógeno se encuentra en equilibrio con el

metano libre presente en la lutita. La isoter-ma de Langmuir fue desarrollada para des-cribir este equilibrio, a una determinada tem-peratura constante. Esta relación sedescribe mediante dos parámetros: el volu-men de Langmuir, que describe el volumende gas a una presión infinita; la presión deLangmuir, que es la presión a la que el con-tenido de gas es igual a la mitad del volumende Langmuir. Los parámetros de Langmuirse miden en ensayos de núcleos, medianteel ajuste de los resultados a la fórmula deLangmuir (ver figura 7). En las lutitas quesiguen una curva similar, la adsorción cons-tituye un mecanismo muy eficaz para elalmacenamiento de gas a baja presión(menos de 100 lpc); por el contrario, noresulta eficaz a altas presiones, ya que el gassorbido se aproxima a su asíntota cuando lapresión es superior a 2,000 lpc [13.8 MPa].

Estimulación de Yacimientos de Shale Gas

Las fracturas naturales, aunque beneficio-sas, normalmente no proveen trayectorias depermeabilidad suficientes para soportar laproducción comercial en las lutitas gasíferas.La mayoría de las lutitas gasíferas requie-ren tratamientos de fracturamiento hidráu-lico. Los operadores frecuentemente bombe-an tratamientos de fluido a base de agua, debaja viscosidad (slick water) y apuntalantes enlas lutitas de alta presión, moderadamenteprofundas, habitualmente encontradas a pro-fundidades que oscilan entre 1,524 y 3,048 m

Parámetro Valor mínimo

Porosidad > 4%

Saturación de agua < 45%

Saturación de petróleo < 5%

Permeabilidad > 100 nanodarcies

Contenido orgánico total > 2%

Figura 7: Isoterma de Langmuir.

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

04,0000 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500

Gas

ad

sorb

ido,

pc

/ to

n E

UA

Presión, Ipca

Vol de Langmuir

Vol. de gas a una presión infinita

Presión de Langmuir

Capacidad de almacenamiento

de gas: 1/2 vol. de Langmuir

Gs =V l P

( p + P l )Gs = Capacidad de almacenamiento

de gas (pc/ton)

p = Presión del yacimiento (Ipca)

V l = Vol. de Langmuir (pc/ton)

P l = Presión de Langmuir (Ipca)

La isoterma de LangmuirIs

ot

erma de Langmuir

Figura 8: Desempeño mejorado con

tecnología en desarrollo. Con la

evolución de la tecnología de

perforación y fracturamiento a través de

los años, los operadores de la

Formación Barnett Shale observaron

cambios asombrosos con respecto a

las técnicas empleadas previamente.Tiempo, días

Pro

duc

ción

de

gas,

MM

pc/

mes

0

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000

Fracturamientos pequeños con fluidos reticulados o espuma: pozos verticales (previos 1/1/1991)

Fracturamientos grandes con fluidos reticulados: pozos verticales (entre 1/1/1991 y 1/1/1998)

Fracturamientos con agua aceitosa: pozos verticales (posteriores al 1/1/1998)

Fracturamientos con agua:pozos horizontales (posteriores al 1/6/2003)


Figura 9: ESV determinado porStimMAP (MAP: Es marca registradade Schlumberger).

[5,000 y 10,000 pies]. En las lutitas más some-ras, o aquellas que poseen presiones de yaci-miento bajas, se bombean comúnmente flui-dos de fracturamiento energizados connitrógeno. El fluido, bombeado a alta presión,fractura la lutita. En teoría, los granos de apun-talante se acuñan en las fracturas, mantenién-dolas abiertas una vez detenido el bombeo.En la Formación Barnett Shale, los tratamien-tos de estimulación han evolucionado a lolargo de la vida productiva de este reservorio.En 1997, Mitchell Energy comenzó a evaluarlos tratamientos de estimulación con agua(slick water). Estos tratamientos establecencanales de fracturas largos y anchos, que uti-lizan el doble del volumen de los fractura-mientos masivos con fluido reticulado. Estostratamientos se han convertido en prácticanormal en la Formación Barnett Shale (verfigura 8). Por otra parte, la reducción de loscostos de estimulación permitió a los opera-dores terminar los intervalos de la FormaciónBarnett Superior, mejorando así las EUR enaproximadamente 20%, o un porcentajemayor. Si bien en las operaciones de fractura-miento de la Formación Barnett Shale se utili-zan comúnmente agua y arena, algunos ope-radores de otros lugares consideran que nose ha transportado suficiente apuntalante

dentro de sus fracturas inducidas. Durantedichas operaciones de fracturamiento, puedesuceder que el fluido no cree fracturas lo sufi-cientemente anchas para dar cabida a losgranos de apuntalante. En otros casos, losgranos bombeados hacia el interior de unafractura se precipitan de la suspensión delfluido que los transportó. En cualquiera deambos casos, el resultado es una fracturamás pequeña, que provee menos permeabili-dad que la pretendida. Para superar estosproblemas, algunos operadores emplean latecnología de fluido de fracturamiento sinpolímeros ClearFRAC* o fluido a base defibras FiberFRAC* para mantener los apunta-lantes suspendidos durante períodos prolon-gados. Ambos fluidos mantienen el apunta-lante en las fracturas a medida que lasmismas se cierran lentamente. De este modo,las fracturas permanecen abiertas una vezque el pozo es puesto en producción.

El monitoreo microsísmico indica queestos tratamientos están activando las frac-turas naturales perpendiculares al esfuerzohorizontal máximo. Esta activación no ocu-rre con tanta frecuencia con los fluidos vis-cosos. Dicho monitoreo permite calcular elVolumen Estimulado Efectivo (ESV) que está

directamente relacionado con la producciónde pozo (ver figura 9) Además del aumentode los precios del gas , el mejoramiento delas técnicas de perforación horizontal, y eldesarrollo de prácticas de estimulación eco-nómicas y eficaces fueron clave para eléxito comercial de los pozos de Shale Gas.

Referencias• Schlumberger Oilfield Review Publica-tion –Production de Gas desde su origen –Invierno 2006/2007.

• Unlocking the Unconventional Oil and GasReservoirs: Utilization of Real Time Microseis-mic Monitoring and Hydraulic Fracture Diver-sion Technology in the Completion of BarnettShale Horizontal Wells Author G. Waters, H.Ramakrishnan, J. Daniels, and D. Bentley,Schlumberger, and J. Belhadi, and D. Spark-man, Devon Energy OTC 20268-MS 2009.

• Petrophysical Considerations in Evaluatingand Producing Shale Gas Resources AuthorC.H. Sondergeld, SPE, University of Oklaho-ma; K.E. Newsham, SPE, J.T. Comisky, SPE,and M.C. Rice, SPE, Apache Corp; and C.S.Rai, SPE, University of Oklahoma SPE131768-MS 2010.


Detección e identificación deen yacimientos maduros conALVARO BUGARI, ITBA

AbstractEste trabajo apunta al descubrimiento deáreas con oportunidad de desarrollo enyacimientos maduros en que se esté rea-lizando recuperación secundaria, anali-zando para ello un mapa de espesor depetróleo (que multiplicado por un áreaindica el POIS de la misma) y los fluidosproducidos e inyectados dentro de esamisma zona. De esta manera se obtieneun factor de recuperación para cada áreaestudiada (especialmente útil en camposmallados) y se analiza cuales de ellas pre-sentan oportunidades de mejora.

Se estudiarán a modo de resultadodos tipos principales de mejora a realizaren las mallas: la modificación de los cau-dales de inyección, o la perforación in filldentro de la zona analizada, utilizandopara ello una serie de gráficos que sedetallaran a lo largo del trabajo.

IntroducciónPara estudiar la viabilidad de este análi-

sis primero habrá que definir a que se llamayacimientos maduros. Serán para este tra-bajo los yacimientos en donde la recupera-ción primaria haya sido reemplazada por unproyecto de secundaria, específicamenteuno de mallas (y no uno de inyección peri-

férica), y en que los volúmenes porales deagua inyectados sean apreciables.

Por ser las campañas de perforación,de reparaciones de pozos, de conversio-nes de pozos a inyectores, y de trabajosde campo similares; usualmente irregula-res en el tiempo, se crean, en yacimientosmaduros, zonas en que el factor de recu-peración es inusualmente bajo, así comotambién zonas con recuperaciones ines-peradamente altas. Esto se debe a que,con el correr de los años, las condicionesde operación del campo han ido variando.Ya sea por caídas de pozos, aperturas depozos nuevos, proyectos de barridosincompletos o mal desarrollados; o inclu-so quizás por heterogeneidades imprevis-tas o ignoradas, tecnologías existentes almomento de realizar los trabajos, u otrosfactores de tipo social o político.

En resumen, en yacimientos conmucha historia (temporal, tecnológica ypolítica) es muy probable encontrar zonasanómalas con acumulación de hidrocar-buros pobremente explotados. Estaszonas son las que en este trabajo seintentará identificar, estudiar y aprovechar.

Método

Construcción del mapa necesario.Para hallar esas zonas deberá cons-

truirse un mapa especial, indicativo delpetróleo original in situ encerrado en undiferencial de área para un reservorioespecífico. Que al multiplicarlo por cadaárea (comúnmente por el área de lasmallas centradas en los productores).Para obtenerlo se parte de los mapas deespesor útil, porosidad y saturación deagua. Partiendo la ecuación del POIS:

en la que el único dato faltante sería elárea, se despeja de la siguiente manera:

A la razón POIS dividido Área se la lla-mará en adelante Índice de Petróleo:

0.040 0.060 0.080 0.100 0.120 0.140 0.160 0.180 0.200 0.220 0.240 0.260 0.280 0.300 0.3205.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.00 45.00 50.00 55.00 60.00 65.00 70.00 75.00 80.00

POIS =Área.HU . .(1 SW )

BO

Figura 1: Mapa de Espesor Útil [m]. Figura 2: Mapa de Porosidad.


oportunidades recuperación asistida

que representa el volumen de petróleo ori-ginal in situ en un diferencial de área. Porcomodidad se llamará a la distribución arealdel IP: mapa de POIS, ya que visto en plan-ta es un sencillo indicador de petróleo origi-nal. Los mapas mencionados previamentese muestran en las figuras 1, 2, 3 y 4.

Elección de los sectores a estudiarObtenido este mapa se procede a dividir

el campo en sectores similares. En este caso,sin embargo, la palabra “similares” tiene unamplio significado. Habrá que juzgar condetenimiento qué factores se tendrán encuenta a la hora de tomar decisiones, ya quepueden influir tanto los históricos, como lostécnicos, geológicos, etc. En algunos casosse opta por agrupar los pozos con similar his-toria geológica, o similar plan de desarrollo,con similares propiedades petrofísicas, o porzonas geográficas. El criterio quedará a cargode la persona que esté realizando el estudio,pero lo más recomendable es testear más deuna división antes de decidirse, para de estamanera, no dejar de lado singularidades quepudiesen afectar los resultados.

En la figura 5 se muestra la divisióndel ejemplo, realizada a partir una conjun-ción de factores (posición geográfica,acreaje, historia) en los sectores que secreyeron convenientes para su estudio.

Esta división incluye únicamente el88% de POIS mapeado ya que el resto esmarginal o se encuentra en zonas endonde no es rentable perforar.

Los puntos verdes llenos representanproductores activos en la formación, esdecir, contactan al menos una capa. Losazules son inyectores que cumples lasmismas condiciones. Los puntos vaciosrepresentan pozos inactivos (productoreso inyectores según sea su color).

Debido a la gran cantidad de pozosque abarca cada polígono no hace faltaque la partición de inyección o producciónde los que quedan en los bordes sea tanrigurosa. Una simple división angular essuficiente para resolver cualquier situación.

Análisis de los sectoresDividido el campo de este modo se

estudia un grupo de curvas indicadorespara cada área, que no sólo dará una pri-mera idea de las condiciones actuales delcampo sino que además ayudará a verifi-car que la subdivisión del campo es lamás conveniente.

Las más destacables son las de RAPvs. Np y RAP vs. VPI, que sirven paraestudiar la evolución del corte de agua enfunción de acumuladas temporales; e

incluso más útil aun la familia de curvasque se muestra en la figura 6.

En trazo grueso se muestra la evolu-ción histórica de las áreas y en trazo fino elpronóstico a fin de vida útil. Esta gráficaentrega mucha información de los secto-res, como por ejemplo: la ordenada al ori-gen es la recuperación por primaria previaa la inyección de agua, la severidad de lapendiente es un indicador de la efectividaddel proyecto de secundaria, los quiebresde las curvas hacia arriba y abajo indicancambios en el régimen de inyección y pro-ducción, aperturas y cierres de pozos uoptimizaciones de los mismos.

Si combinamos la figura 6 con la figu-ra 7 se puede realizar un estudio minucio-so de la situación actual, futura y proyec-tada de cada sector. Se dividieron , en estecaso, las áreas en flancos sur y norte, yaque en la zona norte hay una gran super-posición de capas mientras que en la zonasur la mayor parte del POIS se encuentrasolamente en dos (y de propiedadespetrofísicas relativamente distintas a lasdel norte) (ver figura 7 y 8).

Las líneas en negro muestran la situaciónóptima de factor de recuperación a fin devida útil vs acreaje para las mallas en cadazona. En el flanco norte hay dos rectas debi-do a que los sectores en el centro del mapa

0.200 0.250 0.300 0.350 0.400 0.450 0.500 0.550 0.600 0.650 0.700 0.750 0.75 1.50 2.25 3.00 3.75 4.50 5.25 6.00 6.75 7.00

Figura 3: Mapa de Saturación. Figura 4: Mapa de POIS [m3/m2].


donde se encuentra la mayor acumulaciónde POIS se comportan de forma distinta alos que se encuentran sueltos en el norte.

Detección de oportunidadesLas oportunidades se presentan cuan-

do los puntos se encuentran debajo de sulínea negra correspondiente y se interpre-tan de la manera explicada a continuación.

A fin de vida útil, es decir a RAP igual a100, las áreas alcanzarán el punto mostra-do, sin embargo en varios casos estepunto representa valores de recuperaciónmuy inferiores a los de sus mallas vecinas.Es decir que si las condiciones se mantu-viesen ese sector no recuperaría lo mismoque su análogo. Estas son las situacionesque se deben revertir. Existen muchasmaneras de hacerlo, ya sea optimizando lainyección, regulando las relaciones caudalde inyección-caudal de producción, etc.

Sin embargo, la mayor oportunidad seencuentra en la densidad de pozos por uni-dad de área comúnmente representadocomo el acreaje (Nº de pozos / Área delsector en acres). Se puede observar,siguiendo las rectas negras, como el factor

de recuperación aumenta proporcional-mente respecto de la disminución del acre-aje, es decir que a mayor número de pozosen un determinado área el factor de recu-peración será mayor, dentro de un rangológico. Habiéndose demostrado al menosen otro caso (otro sector) la viabilidad de uncierto acreaje, se puede suponer con unalto nivel de certeza que perforando nuevospozos en los sectores de acreajes altos seaumentará el factor de recuperacióncorrespondientemente (ver figura 9).

Las líneas en rojo representan el menoracreaje perforado en la zona, en este casosiendo de 8. Por lo tanto se apunta a quetodos los sectores alcancen este valor. Porsupuesto, la decisión deberá superar unaevaluación económica para estudiar larentabilidad de cada caso.

ConclusionesSectorizando el campo con recupera-

ción asistida y estudiándolo de maneraconveniente se pueden hallar áreas en queel factor de recuperación es bajo y que pre-sentan oportunidad de futuros desarrollos.Estudiando los fluidos producidos e inyec-

tados, el petróleo original en fondo y elacreaje de cada zona se puede realizar unestudio profundo de la situación actual decada sector y proyectar la situación futuraesperada. Además, una vez descubierta lazona con potencial se estudian en detallesus parámetros para determinar cuál es lamejora posible, ya sea de optimización dela recuperación secundaria o de disminu-ción del acreaje. Con este método existe laposibilidad de realizar el mismo estudiodentro de un área determinada, tanto paralocalizar puntualmente la zona deseadacomo para no desaprovechar zonas queparecerían ser normales por estar prome-diadas con otras de mayor recuperación.

Una de las limitaciones que presentaeste método es la exclusividad de sus con-diciones iniciales (larga y compleja historiade desarrollo del campo, de producción einyección, etc.), sin embargo es habitualencontrar campos petrolíferos con histo-rias similares. Otra limitación importante esque este estudio se vuelve muy complejoen caso de existir inyección periférica sien-do necesaria una sectorización especial.

Flanco Norte

Flanco Sur

35

30

25

20

15

10

5

00.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.00.0

Acreaje

Flanco Norte

FR%

20%

18%

16%

14%

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%50 10 20

Acreaje

Flanco Norte

FR@

RA

P 1

00

15 25 30 35 40 45

45%

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%50 10 20

Acreaje

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FVU

(RA

P 1

00)

15 25 30 35 40 45 50 55

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10%

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Acreaje

Flanco Norte

FR@

RA

P 1

00

15 25 30 35 40 45

Perforación de pozos nuevos

Optimización de la secundaria, eficiencia vertical y tiempo

Figura 5: Áreas seleccionadas para el estudio.

Figura 7: Factores de recuperación dela zona norte vs acreaje.

Figura 8: Factores de recuperación dela zona sur vs acreaje.

Figura 9: Ejemplo de optimización delsector.

Figura 6: Factores de recuperación delas áreas seleccionadas vs. volúmenesporales inyectados.

En el mes de marzo el Board del SPEI se reunió en la Argen-

tina, como parte de las actividades la Sección Argentina

organizo un encuentro el 12 de Marzo del 2010, la partici-

pación del Board y funcionarios del SPE fue plena. En el

encuentro el Ing Miguel Angel Laffitte hizo una exposición

de las actividades y planes de la Sección Argentina.

El presidente del SPEI Behrooz Fattahi agradeció la

atención y agasajo del SPEA y realizó una breve síntesis de

las acciones desarrolladas en su gestión y los planes que

desean desarrollar y son motivo de la reunión del Board en

Buenos Aires.

SPE BOARD en ArgentinaSPE Board of Directors en Buenos Aires

NAME POSITION

Ahmed Abou-Sayed Technical Director, Production & Operations

Ken Arnold Vice President

Kamel Bennaceur Technical Director, Management & Information

Georgeann Bilich SPE Staff Director, Communications

Jane Boyce SPE Staff Director, Member Services & Programs

Ford Brett Technical Director, Drilling & Completions

Steve Byrne SPE Staff Director and Chief Financial Officer

Ruben Caligari Regional Director, Latin America & Caribbean

Helen Chang Regional Director, Canada

John Donachie Regional Director, North Sea

Josh Etkind At-Large Director

Behrooz Fattahi 2010 President

Solange Ferreira SPE Senior Manager, Latin American Activities

Bill Furlow SPE Senior Manager, Business Development

Cordella Wong Gillett SPE Managing Director, Asia Pacific

Stephen Graham SPE Managing Director, Americas

Holly Hargadine SPE Senior Manager, Technical Activities

Billy Harris Regional Director, Southwestern North America

Hosnia Hashim Regional Director, Middle East

Paul Jones Technical Director, Projects, Facilities & Construction

Arnis Judzis Regional Director, Rocky Mountain North America

Roy Knapp Regional Director, Mid-Continent North America

Tom Knode Technical Director, Health, Safety, Security, Environment & Social Responsibility

Katie Krug SPE Manager, Board Relations

Alain Labastie 2011 President

Liz McDonald SPE Senior Manager, Membership

Dean McPhearson Regional Director, Eastern North America

Alek Musa Regional Director, Africa

Gene Narahara Technical Director, Reservoir Description & Dynamics

Waleed Refaay SPE Managing Director, Middle East, North Africa, & India

Mark Rubin SPE Executive Director

Sam Sarem Regional Director, Western North America

Lawrence Slade SPE Managing Director, Europe, Russia Caspian & Sub-Saharan Africa

Glenda Smith SPE Senior Manager, Technical Publications

Sid Smith Regional Director, Gulf Coast North America

Rick Tompkins Regional Director, Russia & the Caspian

Robert Wyatt SPE Staff Director, Information Technology


Liberamos el verdadero potencial

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Society of Petroleum EngineersARGENTINE PETROLEUM SECTIONMaipú 645 4°A. (1006) Buenos AiresTel: 4322-1079 / 4322-3692E-mail: [email protected] • Homepage: www.spe.org.ar

Contacto SPE Julio 201016

crecimiento institucional

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