Actualizacion de Reservas Campo Camiri y Estimacion de la Produccion Futura

Luis Gustavo Arcienega AlmanzaACTUALIZACION DE LAS RESERVAS DEL CAMPO MADURO CAMIRI PARA LA ESTIMACION DE LA PRODUCCION Luis Gustavo Arcienega Almanza El problema Luis Gustavo Arcienega Almanza Luis Gustavo Arcienega Almanza • Bolivia se ve afectado por su reducida producción de líquidos esto debido a diversas razones: la clasificación del crudo boliviano, la declinación natural de los campos petrolíferos, la falta de exploración y perforación de pozos exploratorios, la concentración de inversiones en el área gasífera, para cumplir con el mercado externo, etc. • Los llamados países del primer, segundo y tercer orden enfocan la mayor parte de sus inversiones en la obtención de esta energía para su subsistencia. Bolivia no es la excepción también se ve afectado por su reducida producción de líquidos. Luis Gustavo Arcienega Almanza El índice de crecimiento poblacional que tenemos en Bolivia da lugar a un incremento exponencial en el parque automotor, elevando la demanda de combustibles líquidos tales como Gasolina y Diésel. . Luis Gustavo Arcienega Almanza OBJETIVO GENERAL • Determinar las reservas remanentes de hidrocarburo líquido en el flanco occidental del campo maduro Camiri con principal enfoque en la arenisca Sararenda. . Luis Gustavo Arcienega Almanza OBJETIVO ESPECIFICO • Análisis del estado actual de los Pozos • Análisis de las Arenas Productoras del Campo Camiri • Calculo de Reservas Remanente • Predicción de la Producción Futura . Luis Gustavo Arcienega Almanza MECANISMOS DE PRODUCCIÓN EN YACIMIENTOS DE PETRÓLEO . Luis Gustavo Arcienega Almanza LOS MÉTODOS EXISTENTES PARA REALIZAR EL CÁLCULO DE RESERVAS SON:  Método Volumétrico Vr ∗ ∅ ∗ (1 − Swሻ  Curvas de Declinación 𝑃𝑂𝐸𝑆 = 7758 ∗ Boi  Balance de Materias . 185 ቌ∅ ∗ ቇ ∗( ቇ ∗ 𝑺𝒘𝒊 ∗ 𝑩𝒐𝒊 𝝁𝒐𝒊 𝑷𝒂 • VOLUMEN ORIGINAL RECUPERABLE 𝑽𝒐𝒍.1741 1 − 𝑺𝒘𝒊 𝑲𝒉 𝑷𝒊 𝑭𝑹 = 4.1611 0. 𝒓𝒆𝒄𝒖𝒑 = 𝑷𝑶𝑬𝑺 𝑥 𝑭𝑹 • RESERVA REMANENTE 𝑹𝒆𝒔𝒆𝒓𝒗 . Luis Gustavo Arcienega Almanza • FACTOR DE RECOBRO POR “CORRELACIÓN API” PARA YACIMIENTOS CON CASQUETE DE GAS 0.0979 0. 𝒓𝒆𝒎 = 𝑽𝒐𝒍 𝒓𝒆𝒄𝒖𝒑 − 𝑽𝒐𝒍 𝒂𝒄𝒖𝒎 . Luis Gustavo Arcienega Almanza REGISTROS GEOFÍSICOS Un registro geofísico es un gráfico X-Y en donde el eje Y representa la profundidad del pozo y el X representa el o los valores de algunos parámetros del pozo . Luis Gustavo Arcienega Almanza • Medida de profundidad (MD) • Perfil del potencial espontáneo (SP) . Luis Gustavo Arcienega Almanza • Perfil de rayos Gamma Ray (GR) • Perfil de densidad . Luis Gustavo Arcienega Almanza Perfil neutrónico compensado . Gamma Ray (GR) Para SP: Para GR: PSP GR − GRmin 𝑉𝑠ℎ(%ሻ = 1 𝐼𝑔 = SSP GRmax − GRmin 𝑉𝑠ℎ = 0.330(2 2. Este valor puede ser estimado mediante: Potencial Espontáneo (SP). Luis Gustavo Arcienega Almanza Calculo del Volumen de Arcilla (Vsh) El volumen de arcilla se define como el porcentaje neto de arcilla presente en una formación.0𝐼𝑔 −1 ൯ Dónde: Vsh = el volumen de arcillas Dónde: PSP = el potencial espontáneo pseudoestático Ig = Índice de Gamma Ray (SP de la formación arcillosa) GR= Lectura del Gamma Ray SSP= el potencial espontáneo estático de una GRmin= Minina lectura del Gamma Ray arena limpia o carbonato GRmax= Máxima lectura de GR . si se cumplen las siguientes condiciones:  Resistividad no muy alta  La arena es limpia o libre de arcilla.  Espesor adecuado  Invasión no profunda (Porosidad mediana) . Luis Gustavo Arcienega Almanza Cálculo de la Rw a partir de la curva de SP La curva de SP puede ser usada para determinar Rw. Luis Gustavo Arcienega Almanza • La saturación de agua con el método de las Montañas Rocosas Ri: Resistividad normal corta 𝑅𝑖 𝑅𝑤 Rt: Resistividad Lateral 𝑆𝑤 = 𝑅𝑡 𝑅𝑧 Rw: Resistividad del Agua Rz: Resistividad del agua en la zona invadida • La ecuación desarrollada por Slchlumberger (1989) la utilizamos para calcular Rz. 1 z 1−𝑧 = + 𝑅𝑧 Rw 𝑅𝑚𝑓 . Luis Gustavo Arcienega Almanza INGENIERIA DEL PROYECCTO . Luis Gustavo Arcienega Almanza ESTRATIGRAFIA . Luis Gustavo Arcienega Almanza Luis Gustavo CORTE ESTRUCTURAL Arcienega DONDE Almanza SE OBSERVA EL SISTEMA DE FALLAS . 08 CAM-201 4.31 CAM-75 3.08 .27 Promedio 4.79 CAM-77 36.76 CAM-170 44.67 CAM-153 4.83 Promedio 39.15 CAM-104D 35.36 CAM-77 4.7 CAM-92 40.7 CAM-109 3.2 CAM-91 38.84 CAM-75 32.65 CAM-90 4.06 CAM-201 45 CAM-116 5.65 CAM-124 3.77 CAM-112 3. Parapetí Arenisca Parapetí Pozo Espesor Total [m] Pozo Espesor Total (M) CAM-124 26.87 CAM-170 4.59 CAM-112 39. Luis Gustavo Arcienega Almanza ANALISIS DE LAS ARENAS NO EXPLOTADAS • Espesor total Ar.66 CAM-104D 3.88 CAM-91 3 CAM-90 38.69 CAM-153 48. Primer Grupo • Espesor total Ar.54 CAM-109 46.9 CAM-92 3. 39 .31 CAM-116 24.4 CAM-112 50.08 CAM-109 37.97 CAM-201 38.21 CAM-90 32.5 CAM-153 37.08 CAM-91 30.2 CAM-77 35.94 CAM-170 37.65 CAM-104D 31.2 CAM-112 26.56 CAM-104D 40.73 CAM-77 41. Camiri • Espesor total Ar.81 CAM-201 26.42 CAM-116 45.29 CAM-91 42.67 CAM-153 31.49 CAM-124 32.23 CAM-75 35 CAM-75 26.26 CAM-170 67. Luis Gustavo Arcienega Almanza • Espesor total Ar.17 Promedio 32. Sararenda Arenisca Camiri Arenisca Sararenda Pozo Espesor Total (M) Pozo Espesor Total (M) CAM-124 27.68 CAM-90 32.43 CAM-92 33.42 CAM-109 25.41 CAM-92 39. 83 1180.52 7781199.13 215.16 7777556.56 1517 TOPE CAM-77 AR-SAR 441021.25 TOPE CAM-90 AR-SAR 441230.11 TOPE CAM-75 AR-SAR 441095.29 1176.81 1387.03 TOPE CAM-91 AR-SAR 441252.14 893 BASE CAM-124 AR-SAR 440616.89 101.1 7780947.06 TOPE CAM-109 AR-SAR 440823.12 939.69 BASE CAM-116 AR-SAR 441103.98 1203.1 823.87 7775381.33 1483.53 BASE CAM-104D AR-SAR 441150.98 15.59 7775379.71 135.26 1558 TOPE CAM-104D AR-SAR 441165.33 7780743.1 BASE CAM-90 AR-SAR 441229.19 56.22 276.8 1434.3 165.9 336.96 266.51 120.38 7778630.09 1214.77 953.52 1220.16 7777556.16 BASE CAM-92 AR-SAR 441166.12 226 1005.2 334.34 1621 .86 240.13 187.72 TOPE CAM-170 AR-SAR 440909.5 TOPE CAM-116 AR-SAR 441098.05 300.68 BASE CAM-201 AR-SAR 441143.99 TOPE CAM-201 AR-SAR 441143.94 7779177.64 7776507.55 7776508.38 7778630.94 7779177.89 206.38 926.03 1206.65 7779993.13 122.5 BASE CAM-91 AR-SAR 441248.99 TOPE CAM-92 AR-SAR 441161.64 7780740.45 BASE CAM-112 AR-SAR 440678.73 TOPE CAM-112 AR-SAR 440669.18 7781190.21 1571.45 1497 BASE CAM-170 AR-SAR 440934.85 222.61 BASE CAM-153 AR-SAR 440999.51 7779986.6 1162.9 374.21 861.54 7780032.37 126.29 1239.36 7776133.58 223.56 244.03 204.75 260.68 7776136.99 7779648.18 7781418.37 7779649.85 BASE CAM-109 AR-SAR 440827.43 7780031.11 7780943. Luis Gustavo Arcienega Almanza DETERMINACION DE TOPES Y BASES DE LA FORMACIÓN SARARENDA POZO ARENA X Y Z MD TOPE CAM-124 AR-SAR 440619.82 66.7 1515 BASE CAM-77 AR-SAR 441032.44 TOPE CAM-153 AR-SAR 440999.78 977. 10 CAM-77 0.11 CAM-153 0.07 CAM-91 0. CAM-109 0. Luis Gustavo Arcienega Almanza CÁLCULO DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS • Cálculo del Volumen de Arcilla (Vsh) Determinado en el paso anterior el Tope y la Base de la Pozo Phi Ar.14 discriminación de Vsh > 0.10 La porosidad fue estimada por el método de las montañas rocosas y CAM-92 0.09 .09 utilizando la ecuación del promedio ponderado por espesor de pozo CAM-170 0. Sararenda se procedió a el cálculo del volumen de arcilla. para la mayoría de los pozos se realizó una CAM-112 0.11 • Calculo de la Porosidad () CAM-116 0.10 CAM-201 0.45.13 CAM-90 0. para CAM-124 0.12 todos los pozos. 488 CAM-90 1.60 Km (lb/gal) CAM-116 0. para hallar la Sw • Rw del registro SP Pozos Rw CAM-124 0.28 12 0.29 13 0.35 Promedios 0.30 14 0.46 Densidad del lodo CAM-153 0.𝟎𝟕 CAM-170 0.31 CAM-109 0. Luis Gustavo Arcienega Almanza Cálculo de la Resistividad de Agua (Rw).25 18 0.708 𝑹𝒎𝒇 = 𝒌𝒎 + 𝑹𝒎𝟏.74 VALORES DE LA CONSTANTE “Km” BASADOS EN LA DENSIDAD DEL LODO CAM-112 0.50 11 0.20 CAM-104 0.412 CAM-77 0.78 16 0.847 CAM-92 0.26 CAM-201 0.57 .38 CAM-75 0.38 10 0.584 CAM-91 1. 42 0.6572 CAM-201 0.37 0.52 0.33 0.5152 𝐒𝐰 + 𝐒𝐠 + 𝐒𝐨 = 𝟎 CAM-77 0.672 gas.34 0.4093 CAM-90 0.6312 CAM-109 0.6633 CAM-104 0. CAM-124 0.49 0.55 0.59 0.701 Debido a que el Campo Camiri no presenta CAM-92 0. se va determinar la saturación de agua y CAM-170 0.40 0.48 0.30 0.5142 CAM-112 0.34 0.36 0.5973 CAM-75 0.6359 𝑅𝑡 𝑅𝑧 CAM-116 0.45 Promedio 0.42 0.5754 𝑅𝑖 𝑅𝑤 𝑆𝑤 = CAM-153 0.476882 de petróleo CAM-91 0. Luis Gustavo Arcienega Almanza Cálculo de la saturación (Sw) La relación de saturación de agua desarrollada Pozo Sw So=(1-Sw) por Tixier.58 . d) Presión de Saturación ó de Burbuja 1213 psi.25 (Bbls/STB) < 2 (Bbls/STB). 753 pc/Bbl f) Gravedad Específica 52. 94 °F e) Relación Gas en solución/Petróleo.235 Psig b) Relación saturación inicial 448 – 561 cf/Bbl c) El Bo es de 1. Luis Gustavo Arcienega Almanza CALCULO DE RESERVAS ANALISIS PVT • Características del Reservorio a) Presión reservorio 1.9 °API . Luis Gustavo Arcienega Almanza DETERMINACIÓN DE LOS ESPESORES NETOS SATURADOS se tomó como valores estándar los siguientes cortes:  Porosidad Efectiva mayor al 5 %  Volumen de arcilla mayor al 45 % . 005683424 0. Luis Gustavo Arcienega Almanza CALCULO DEL VOLUMEN DE LA ROCA No utilizamos el método Trapezoidal porque la estructura Sararenda no en un anticlinal perfecto que se acomode al modelo para estimar su volumen como un trapezoide.00 498281 123.214487471 0.00 74022 18.231.00 1177730 291.01 52-65 65.00 23 0.225 ARGIS .15 39-52 52.00 868 0.833.46 26-39 39.03 65+ sumatoria 2.4162083 0.023421 0-13 13.1279166 0.00 1082195 267. es por eso que se consideró como valido el valor obtenido por el software ARGIS Isópaco Área [m2] Área [Acres] Radio de las Áreas Intervalo Espesores [m] 00.92 13-26 26.055.119 Área (M2) Volumen de la zona productiva Método usado [m3] 2833119 47.29123455 0. 03 CAM-90 0.68 5.26 0.36 0.13 40 23.69 CAM-104 0.10 28 13.59 2.36 CAM-153 0.12 26 12.33 0.11 43 17.59 0.11 CAM-91 0.34 0.58 Sw prom=∑ Ph prom=∑ CAM-92 0.34 0.30 0.48 (Swi*hi)/∑(hi) (Phi*hi)/∑(hi) CAM-170 0.50 • Saturación promedio y porosidad CAM-116 0.70 2. Luis Gustavo Arcienega Almanza POROSIDAD PROMEDIO Y SATURACIÓN PROMEDIO • Valores de saturación.52 0.41 1.73 3.42 0.27 promedio CAM-201 0.11 12 5.49 4.03 .10 23 7.49 0.14 44 16.09 42 14.83 CAM-77 0.11 31 11.42 0.40 0.55 0.12 35 19. porosidad y espesor Pozos Sw Phi h [m] Sw*H Phi*H CAM-124 0.24 1.10 26 7.11 3.58 CAM-75 0.15 3.78 2.45 2.25 4.01 CAM-112 0.48 0.03 CAM-109 0.37 0.07 18 9.36 6.09 29 9. 25 FR= 32. Luis Gustavo Arcienega Almanza CALCULO DEL FACTOR DE RECOBRO POR “CORRELACIÓN API” PARA YACIMIENTOS CON CASQUETE DE GAS 0.43 Boi = 1.56 .17 % Kh = 36 Uoi = 0.0979 0.185 ቌ∅ ∗ ቇ ∗( ቇ ∗ 𝑺𝒘𝒊 ∗ 𝑩𝒐𝒊 𝝁𝒐𝒊 𝑷𝒂 DATOS Porosidad = 0.11 Swi = 0.1741 1 − 𝑺𝒘𝒊 𝑲𝒉 𝑷𝒊 𝑭𝑹 = 4.7554 Pi = 1235 Pa = 286 Área = 2833119 h= 30.1611 0. 148.68 2429695 2430392.49 0.32 4860087. 𝟓 𝑩𝑵 Producción Total Volumen Volumen Original Volumen [Mm3] POES (BN) FR Acumulada de Petróleo Remanente [Bbl] (Acre-pie) Recuperable (Bbl) (Bbl) 47055231.35 15105539.68 .20 38. Luis Gustavo Arcienega Almanza ECUACION VOLUMETRICA • A continuación nos muestra los valores de los parámetros utilizados en el cálculo volumétrico 𝑏𝑏𝑙 7758 ∗ 𝐴 𝑎𝑐𝑟𝑒𝑠 ∗ ℎ 𝑝𝑖𝑒 ∗ Ø ∗ 𝑆𝑜𝑖 𝑎𝑐𝑟𝑒𝑠 − 𝑝𝑖𝑒 𝑃𝑂𝐸𝑆 = 𝐵𝑏𝑙 𝐵𝑜𝑖( ሻ 𝑆𝑇𝐵 𝑷𝑶𝑬𝑺 = 𝟏𝟓𝟏𝟎𝟓𝟓𝟑𝟗. 𝑞1 ∆t = diferencial de tiempo (días)v ln 𝑞2 qt = caudal de producción en el tiempo (t) 𝑏= ∆𝑡 qi = caudal inicial de producción b = exponente qi 𝑞𝑡 = 1 Di = tasa inicial de declinación 1 + b ∗ Di ∗ t 𝑏 t = tiempo . de los punto requeridos (BPD). q2 = es el caudal a diferentes tiempos. Luis Gustavo Arcienega Almanza Luis Gustavo Arcienega Almanza • Para el análisis económico se realizó el pronóstico de producción utilizando el método de curva de declinación. Dónde: 𝑞2 = 𝑞1 ∗ 𝑒 −𝑏∗∆𝑡 q1. CURVA DE DECLINACIÓN EXPONENCIAL – HORIZONTAL Luis Gustavo Arcienega Almanza . 05 Producción acumulada CAM-104 a la fecha indicada en el mismo año. Luis Gustavo Arcienega Almanza Reservorio Producción inicial Producción Final Producción Acumulada [Mbbl] [BBL] [BBL] Sararenda 01-di c-63 1013457 01-Sep-78 80 10-ene-1978 1410.0818 BPD. Donde el caudal de fecha 01/09/1978 es de 80 Bbl. . Donde el caudal de fecha 01/12/1963 es de 1013457 Bbl. Donde tomamos los datos promedios de producción diario: Punto 1: Donde el caudal de fecha 01/12/1963 es de 3071. Punto 2: Donde el caudal de fecha 01/09/1978 es de 0.3333 BPD. 0017 .0818 ln 0. 𝟏𝟕 𝑩𝑷𝑫 𝑞𝑡 = 1 1 + 0.0017 ∗ 0.0148759 ∗ 12 0. Luis Gustavo Arcienega Almanza Remplazando estos valores en la formula hallamos la pendiente o constante b 𝑞 ln 1 𝑞2 𝑏= ∆𝑡 Reemplazando: 3071.3333 (𝐵𝑃𝐷ሻ 𝑏= 5380 𝐷𝑖𝑎𝑠 b= 0.0017 Realizamos el pronostico de producción para el año 2021: 262 qt (2021) = 𝟐𝟏𝟗. Remplazando estos valores en la formula hallamos la pendiente o constante b: . 𝒍𝒏 𝒒𝟐 𝒃= ∆𝒕 Donde tomamos los datos promedios de producción diario: Punto 1: Donde el caudal de fecha 01/12/1963 es de 535.718 BPD. Punto 2: Donde el caudal de fecha 01/12/1967 es de 0. Luis Gustavo Arcienega Almanza Reservorio Producción inicial [BBL] Producción Final [BBL] Sararenda 01-dic-63 176787 01-dic-67 16 Producción acumulada CAM-112 a la fecha indicada en el mismo año. 𝒒𝟏 Donde el caudal de fecha 01/12/1967 es de 16 Bbl.04848 BPD. Donde el caudal de fecha 01/12/1963 es de 176787 Bbl. 𝟔𝟒𝟕𝟖 𝑩𝑷𝑫 1 + 0. Luis Gustavo Arcienega Almanza Reemplazando: 535.006377 ∗ 0.006377 .0028386 ∗ 12 0.56 𝑞𝑡 = 1 qt (2019) = 𝟏𝟒𝟏.718 ln 0.006377 qi 𝑞𝑡 = 1 1 + b ∗ Di ∗ t 𝑏 Realizamos el pronostico de producción para el año 2019: 146.04848 (𝐵𝑃𝐷ሻ 𝑏= 1460 𝐷𝑖𝑎𝑠 b= 0. 0 2018 146.25 62.33 222.63 151.7 2019 141.86 75.49 128293.90 145598.77 90436.63 55346.1 2024 119.39 73506.90 262.39 97.1 .65 313.56 374.60 89.79 201.3 2028 104.3 2026 111.11 182.80 81321.1 𝒒𝒊 2020 136.94 190144.37 276.83 167.39 35546.3 2027 107.9 𝟏 + 𝒃 ∗ 𝑫𝒊 ∗ 𝒕 𝒃 2022 127.2 2023 123.76 36777.47 107.32 219.39 520.98 101098.19 454.5 2025 115.30 247.6 2029 100.76 100.17 351.7 2030 97.8 𝒒𝒕 = 𝟏 2021 132.34 311.47 128.84 166016. Luis Gustavo Arcienega Almanza Pronóstico De Producción Hasta El Año 2030 PETROLEO PETROLEO (BPD) PETROLEO AÑO PETROLEO (BPD) (BPD) TOTAL TOTAL 1-vert 1-horiz 1 vert +1 horiz 1vert + 1 horiz 2017 151.00 398.23 113600.89 183.97 66785.08 60985.61 153. Luis Gustavo Arcienega Almanza EVALUACIÓN ECONÓMICA . 1 16.8 89.8 13.0 15.5 26.9 2030 0.2 14.0 26.5 8.2 54.0 89.5 20.0 2026 0.8 9.4 41.5 29.6 9.9 22.9 2021 5.0 30.3 2022 3.9 56.0 71.4 11.2 18.9 5.3 2017 13.8 66.3 30.7 44.6 34.2 5.8 11.2 58.4 71.0 76.5 2025 0.8 5.0 80.2 62.8 2029 0.0 76. Luis Gustavo Arcienega Almanza Volumen de Oferta con la Nueva Producción de Diésel (2017-2030) Demanda de Diésel Volumen de Diésel a Producir Nueva Oferta de Diésel Año Oferta de Diésel (Mbpd) Importado (Mbpd) (Mbpd) (Mbpd) (Mbpd) 2016 15.3 20.0 2024 0.0 85.7 39.7 10.6 36.0 62.9 23.3 2018 11.2 22.7 2028 0.9 2019 9.7 5.5 25.0 (Diésel) 2023 1.4 44.8 50.5 14.0 38.8 2027 0.7 36.7 .1 2020 7.0 13.0 0.8 50.0 18.6 80.2 85.0 10.2 46.0 66.5 41. Proyeccion de Oferta y Demanda de Diesel Luis Gustavo Arcienega Almanza (2009 -2030) 120.0 100.0 40.0 0.0 80.0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Oferta de Diesel Demanda de Diesel Volumen de diesel a Producir MBPD .0 M BPD 60.0 20. 7 23.5 2026 2.0 63.6 8.5 32.4 2029 0.0 4.1 12.3 6.0 58.0 .7 6.0 6.0 24.4 31.6 36.0 13.3 25.9 2020 18.0 2017 22.3 32.0 29.0 39.6 31.0 21.8 27.6 34.1 2022 12.1 10.8 42.0 46.2 2024 7.0 55.9 29.9 6.8 37.8 9.9 2018 20.5 14.0 63.0 6. Luis Gustavo Arcienega Almanza Volumen de Oferta con la Nueva Producción de Gasolina (2017-2030) Oferta de Importado Demanda de Volumen de Gasolina a Producir Nueva oferta de Año Gasolina (Mbpd) Gasolina MBPD Gasolina 2016 20.1 55.4 2028 0.0 0.5 3.3 19.0 51.6 28.5 51.2 27.4 11.5 41.9 58.4 10.7 2021 15.3 45.1 48.1 17.2 48.3 34.0 2023 10.3 2030 0.4 22.6 24.0 13.7 40.8 15.0 2019 20.5 2027 0.5 11.7 2025 4.8 18.3 53.0 20.3 18. 0 50.0 0.0 40.0 20.0 10.0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Oferta de Gasolina Demanda de Gasolina Volumen de Gasolina a Producir MBPD .0 M BPD 30. Proyeccion de Oferta y Demanda de Gasolina (2009 -2030) 70.0 60. 4 247.10 2566.1 2018 1795.6 2023 3835.2 2021 2998.93 5772.6 340.3 559.0 4531.1 2024 4784.3 TOTAL 59174.59 4479.5 2025 5047.6 2019 2047.57 5285.41 1154.4 2026 5533.7 2029 6748.1 2020 2634.1 205.0 119.7 224.5 54642.15 1488.72 7022.1 123. Luis Gustavo Arcienega Almanza Gastos por subvención del Estado en Importaciones en Diésel y Gasolina (2017-2030) Costo de Importación sin proyecto Ingresos por ventas al MERCADO INTERNO Costo de Importación Año MM $us/año (MM$sus) (2017-2030) MM$us 2017 833.8 2027 5997.1 304.2 382.5 186.40 6161.6 490.1 432.0 2022 3410.87 6624.3 273.0 640.41 647.2 2030 7142.8 2028 6367.89 4773.50 3495.5 .61 3027.38 2144. 642.5 MM $us En Importación Costo de importacion MM $us/año Ingresos por Ventas al MERCADO INTERNO (MM$sus) .531.5 MM $us 54. Luis Gustavo Arcienega Almanza Ahorro al Estado en MM$us en Importaciones del periodo (2017-2030) 7.66 % 4. 86 MMBbls (Factor de recuperación calculado de 32%) y como resultado la reserva remanente que es 2. el POES se determinó por el método volumétrico. . discriminando Vsh >I 45-50%.11 MMBbls. Luis Gustavo Arcienega Almanza CONCLUSION • Según los cálculos de las propiedades petrofísicas de la Ar. Sararenda con 47. Sararenda se llegó a determinar una saturación de 42%. • Mediante el Software ARGIS se calculó el volumen de la roca en base al Isópaco de la Ar. correspondiente a la arenisca Sararenda donde el petróleo original en sitio (POES) es de 15.43 MMBbls. Con los cuales se determinó las reservas en el flanco occidental. una porosidad del 11%.05 MMm3. el volumen original recuperable fue de 4. se estimó que se importara 57.096 MMTnm dándole al estado un ahorro sustancial de 4531.45 MM$us y 23. se realizó un pronóstico de producción de Liquido (2017 – 2030).3 MMTnm de Diésel oíl el cual representa en subvención 34.890.657 MM$us.5 MM$us esto representa el 7.económica se realizó una comparación de costo beneficio el cual brindo resultados satisfactorios.50 MMTnm de Gasolina el cual representa en subvención 23.039.151 MMTnm y en Gasolina 7.66% aproximadamente de las importaciones pronosticadas para los periodos (2017 – 2030).101. . Luis Gustavo Arcienega Almanza • Mediante la evaluación Técnico . El volumen recuperable de petróleo que ofrece el Flanco occidental del campo Camiri nos otorga en Diésel oíl 13. Luis Gustavo Arcienega Almanza RECOMENDACIÓN  Desarrollar análisis de otra formación siguiendo el mismo procedimiento realizado en este proyecto.  Realizar nuevos registros para tener mayor precisión y lograr un buen desarrollo del flanco occidental del campo Camiri. las predicciones del incremento de las demandas de Gasolina y Diésel oíl hasta el 2030 son de suma importancia y hay que lograr subsanar esas deficiencias. determinación de barreras de permeabilidad. con la finalidad de evaluar el comportamiento del fluido. aplicar técnicas de recuperación secundaria. estático y finalmente dinámico más actualizado.  Construcción de un modelo geológico. apoyándose en la ley de incentivo a la producción de líquidos ya que los demás campos que producen hidrocarburos líquidos están en constante declinación. • Desarrollar el flanco occidental por su considerable contenido de Hidrocarburo líquido tomando en cuenta que es de suma importancia. . Luis Gustavo Arcienega Almanza GRACIAS POR SU ATENCION !!! .