ANALISIS DE NUCLEOS

DETERMINACION DE HIDROCARBUROS ORIGINALES “IN - SITU” POR EL METODO VOLUMETRICO

LUIS FERNANDO SALAZAR CABALLERO COD: 2007165210

POTE PONGA EL NOMBRE Y CODIGO

CRISTIAN DAVID CADAVID GIRALDO COD:2007165136

PRESENTADO A:

RICARDO PARRA PINZÓN

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

FACULTAD DE INGENIERIA

INGENIERIA DE PETROLEOS

NEIVA – HUILA

2010

OBJETIVOS

Objetivos Generales

Determinar el petróleo original in-situ mediante la aplicación del método volumétrico

Objetivos específicos

Aprender a utilizar el planímetro para determinar las áreas de in mapa isópaco

Analizar el comportamiento de un yacimiento saturado con capa de gas mediante el estudio del comportamiento de parámetros como el factor volumétrico (Bo) y la relación gas en solución petróleo (Rs).

Dar un correcto uso de la ecuación piramidal y ecuación trapezoidal para determinar el volumen aproximado en la zona productora.

Analizar los factores que afectan los cálculos del volumen del yacimiento mediante este método.

Saber interpretar los mapas del subsuelo para usarlos durante la aplicación del método volumétrico.

. Conocer características importantes como la porosidad y saturación del agua de los

yacimientos trabajados, siendo útiles en diversos cálculos

Analizar las maneras de evaluar las cantidades volumétricas de fluidos en el yacimiento de acuerdo a la presencia de saturación de los mismos.

MEDIR ÁREAS DEL MAPA, TOMANDO UN PUNTO DE PARTIDA, SE DELINEA CADA CAPA EEEEEN SENTOISOPACA EN EL SENTIDO DE LAS AGUJAS

CALIBRAR EL PLANÍMETRO PONERLO DESDE 0, DETERMINAR LAS UNIDADES A TRABAJAR

DETERMINAR LA ECUACIÓN A USAR SEGÚN RELACIÓN DE ÁREAS

CALCULAR EL VOLUMEN DE LA ESTRUCTURA

ELABORAR TABLAS Y GRAFICAS DE Rs Y Bo

CALCULAR PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU Y REMANENTE EN BY Y BS

CALCULAR AGUA INTRUIDA DESDE COMIENZO DE PRODUCCIÓN EN BY Y BS

FIN DE LA PRACTICA

PROCEDIMIENTO

PROCEDIMIENTO

LEER DOCUMENTACIÓN PREVIA AL LABORATORIO

ELEMENTOS TEORICOS

METODO VOLUMETRICO

Para el desarrollo de los campos petroleros primero debemos hacer unas estimaciones de la viabilidad del proyecto, con esto me refiero a una estimación de cuanto aceite, y gas podría producir este campo, para poder hacer estas estimaciones utilizamos diferentes métodos entre ellos, está el método volumétrico; este método nos estima el total del crudo original que están en el sitio.

El método volumétrico esta basado en la conexión de puntos para crear líneas de contorno al mismo nivel y con esto crear mapas y asi poder calcular el volumen bruto original del yacimiento, este volumen se obtiene con un planímetro midiendo las isopacas de todo el yacimiento, los principales inconvenientes de este método es que no se tiene en cuenta los contactos de los fluidos, fallas o barreras impermeables que no muestran las isopacas.

Para poder hallar el volumen aproximado de la estructura a partir del planímetro utilizamos dos ecuaciones

Piramidal

V B=H3

∗¿

Trapezoidal

V B=H2

∗( AN+AN+1 )SIAN

AN+1

>0.5

Para calcular el petróleo original in-situ se utiliza la siguiente la siguiente ecuación:

N=7758∗∅∗V B∗(1−SW )

BOIL

DATOS DE LA FORMACION COGOLLO ZONA I CAMPO PETROLEA

Gravedad API del petróleo 45.5Presión inicial 423 psiaTemperatura del yacimiento 1090FRelación de gas en solución petróleo 350 PCS/BS (Pb)Gravedad especifica del gas 0.8NaCl equivalente del agua de producción 27640 ppm

TABLA DE DATOS

Tabla 1. Datos de porosidad y saturación de agua promedios por intervalos netos productores por pozo para la zona 1 del campo Petrolea.

POZO ESPESOR POROSIDAD ф SATURACIÓN

44 19 0,092 0,27246 18 0,105 0,28247 22 0,098 0,3748 22 0,105 0,34352 19 0,163 0,35757 13 0,126 0,27860 12 0,117 0,49761 12 0,119 0,41764 25 0,105 0,27167 17 0,143 0,21969 15 0,159 0,09570 12 0,128 0,32474 20 0,116 0,19978 20 0,112 0,266

79 22 0,115 0,27282 19 0,162 0,08484 20 0,182 0,09785 20 0,197 0,08588 15 0,177 0,06789 16 0,193 0,05991 20 0,097 0,40992 18 0,166 0,08593 15 0,104 0,14

DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO ORIGINAL IN-SITU DEL CAMPO PETROLEA POR EL MÉTODO VOLUMÉTRICO

1. Investigar sobre el Yacimiento PETROLEA, formación Cogollo

2. Investigar la composición de los fluidos (petróleo y gas) del yacimiento PETROLEA y elaborar el diagrama de fases, analizar toda la información suministrada por el diagrama.

3. Elabora el modelamiento tridimensional del estructural de la zona I del Yacimiento PETROLEA, con el software disponible

4. Graficar el comportamiento de la relación gas en solución petróleo y del factor volumétrico del petróleo como una función de la presión, con los datos de PVT (investigados) o con la información suministrada por las correlaciones VASQUEZ-BEGGS, para las siguientes presiones Pb, 635, 423, 300, 100

5. Graficar el comportamiento del factor volumétrico del gas en BY/PCS y PCS/PCY, en un solo gráfico con las presiones anteriores y la composición del gas investigada o con las condiciones entregadas

6. Calcular el petróleo original in-situ en BY y BS por acre-pie y estimarlo en la estructura

7. Determinar el gas en solución en el petróleo original en PCS

8. Calcular el gas producido y gas remanente desde las condiciones iniciales hasta las condiciones actuales o de abandono

9. Estimar el factor de recobro hasta las condiciones actuales o de abandono

10. Estimar el tamaño de la capa, m, inicial

11. Con el propósito de evaluar el petróleo original in-situ más probable del yacimiento PETROLEA seleccione el método de evaluación más exacto (balance de materia) y con la información suministrada en la tesis aplicarlo para una caída de presión

12. Dar respuesta al cuestionario de la guía

SOLUCION

4). Graficar el comportamiento de la relación gas en solución petróleo y del factor volumétrico del petróleo como una función de la presión, con los datos de PVT (investigados) o con la información suministrada por las correlaciones (VASQUEZ – BEGGS), para las siguientes presiones: Pb, 635, 550, 423, 300, 200 y 100 psia.

CORRELACION KARTOATMODJO Y SCHMIDT

Se uso esta correlación para determinar el Pb, Bob, Bo, Rs, Rsb

Calculo de Pb:

Como el 0API> 30

Pb= ¿¿

Reemplazamos

Pb= ( 350pcsBS

(0.03150 ) (0.8 )0.7587 ¿10( 11.2895∗45.5

569R ))0.9143

Pb=872.69 psia

Cálculo de γ o:

γ o=( 141.5131.5+45.5 )

γ o=0.7994

Cálculo Bob:

Bob=0.98496+0.0001¿1.5

¿(γ o ¿c + 0.45 ( T-460)

COEFICIENTE VALORES A 0.755B 0.25C -1.5

Reemplazamos:

¿(γ o ¿c + 0.45 ( T-460)

¿(350)0.755(0.8)0.25(0.7994)-1.5+0.45(109)

¿=157.81

Con el valor de f ¿∗¿ ¿ lo reemplazamos en la fórmula del Bob

Bob=0.98496+0.0001¿157.81) 1.5

Bob=¿1.183 BY/BS

Calculo de Rs:

Se determina para Pb, 635, 550, 423, 300, 200, y 100 psia

Para una presión de 635 psia

Para 0API > 30

Rs= 0.03150 (γ g100)0.7587(P)1.0937

10(11.2895 (API )

T )

Rs= 0.03150 (0.8)0.7587(635)1.0937

10(11.2895 (45.5 )

569 )

Rs= 247.142 PCS/BS

F**= (247.142)0.755(0.8)0.25(0.7994)-1.5+0.45(109) = 133.831

Bo=0.98496+ 0.0001(133.831)1.5 = 1.1397BY/BS

Se repite el procedimiento anterior para cada una de las diferentes presiones teniendo en cuenta que todas estas están por debajo del Pb

Tabla 2. Tabla de Factores volumétricos Bo (BY/BS) y Relación gas en solución Rs (PCS/BS) petróleo referenciado a las diferentes presiones dadas.

PRESIÓN (psia) RS (PCS/BS) F** B0 (BY/BS)

872.639 350 159.305 1.186635 247.139 133.831 1.140550 211.195 124.344 1.124423 158.481 109.669 1.100300 108.837 94.695 1.077200 69.853 81.708 1.059100 32.730 67.475 1.040

Con los datos de la tabla 2 deducimos la siguiente grafica:

Grafica 1. Representación de la relación gas en solución petróleo vs Presión

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

50

100

150

200

250

300

350

400

Rs (PCS/BS) Vs. Presión (psia)

RS (PCS/BS)

PRESIÓN (psia)

Rs (P

CS/B

S)

Con los datos de la tabla 2 deducimos la siguiente grafica:

Grafica 2. Representación Factor volumétrico vs Presión

0 100 200 300 400 500 600 700 800 90010000.95

1

1.05

1.1

1.15

1.2

Bo (BY/BS) Vs. Presión (psia)

Bo Vs. Presión

PRESIÓN (psia)

Bo (B

Y/BS

)

5). Graficar el comportamiento del factor volumétrico del gas en BY/PCS y PCS/PCY, en un solo grafico con las presiones anteriores y la composición del gas investigada o con las condiciones entregadas.

Calculo SPC:

sPc=706−51.7 (γ g )−11.1 ( γg )2

sPc=706−51.7 (0.8 )−11.1 (0.8 )2

sPc=657 .536 psi

Calculo STC:

sT c=187−330 ( γ g )−71.5 ( γ g )2

sT c=187+330 (0.8 )−71.5 (0.8 )2

sT c=187+330 (0.8 )−71.5 (0.8 )2

sPc=405 ,24 ° R

CALCULO PARA UNA PRESION DE 423 PSIA

Calculo sPr

sPr=PsPC

= 423657.5360

=0.6433

Calculo sT r

sT r=TsT C

= 569405.24

=1.4041

Con estos valores entramos en las graficas de factor de compresibilidad de STANDING y KATZ, en ellas obtenemos un Z= 0.92

Calculo Bg ( PCYPCS ):

Bg=0.02827ZTP,( PCYPCS )

Bg=0,02827(0,92 ) (109+460 )

(423 )

Bg=0 ,034985295PCYPCS

Calculo Bg ( BYPCS ):

Bg=0.00504ZTP,( BYPCS )

Bg=0.005040.92×569

423

Bg=0 ,00623721(PCYPCS )Se repite el procedimiento anterior para cada una de las presiones dadas, hecho esto se obtiene la siguiente tabla:

Tabla 3. Tabla de Factores volumétricos Bg (BY/BS), Bg (PCY/PCS), Z, presiones seudoreducidas(sPr) referenciado a las diferentes presiones dadas.

Presión (psia)

sPr Z Bg (PCY/PCS)

Bg(BY/PCS) Eg(PCS/BY)

872,69 1,32721250 0,83 0,01529965 0,00272764 366,6173635 0,96572659 0,875 0,02216524 0,00395164 253,0595550 0,8364561 0,89 0,026029474 0,00464056 215,491369423 0,64331078 0,92 0,034985295 0,00623721 160,328134300 0,45624878 0.937 0,05024078 0,00895697 111,6449200 0,30416586 0,96 0,077211024 0,01376525 72,6467115100 0,15208293 0.98 0,159247737 0,02810405 35,58206

Grafica 3. Representación Factor volumétrico gas (PCY/PCS) vs Presión (Psia)

0100

200300

400500

600700

800900

10000

0.020.040.060.08

0.10.120.140.160.18

Bg (PCY/PCS) Vs. Presión (Psia)

Bg (PCY/PCS) Vs. Presión (Psia)

Presión (psia)

Bg (P

CY/P

CS)

Grafica 4. Representación Factor volumétrico gas (BY/PCS) vs Presión (Psia)

0 200 400 600 800 10000

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

Bg(BY/PCS) Vs. Presión (psia)

Bg(BY/PCS) Vs. Presión (psia)

Presión (psia)

Bg(B

Y/PC

S)

Grafica 5. Representación Factor volumétrico gas (BY/PCS), (PCY/PCS) vs Presión (Psia)

0 200 400 600 800 10000

0.020.040.060.08

0.10.120.140.160.18

Bg Vs. Presion (Psia)

Bg (PCY/PCS) Vs. Presión (Psia)Bg(BY/PCS)

Presión (psia)

Bg

6). Calcular el petróleo original in–situ en BY y BS por acre – pie y estimarlo en la estructura.

Tabla 4. Datos de porosidad y saturación de agua promedios por intervalos netos productores por pozo de la zona 1 del campo productor petrolea

POZO

ESPESOR

POROSIDAD

SATURACION

H*POROSIDAD hi*фj

H* SATURACION

SwiSwj44 19 0,092 0,272 1,748 5,16846 18 0,105 0,282 1,89 5,07647 22 0,098 0,37 2,156 8,1448 22 0,105 0,343 2,31 7,54652 19 0,163 0,357 3,097 6,78357 13 0,126 0,278 1,638 3,61460 12 0,117 0,497 1,404 5,96461 12 0,119 0,417 1,428 5,00464 25 0,105 0,271 2,625 6,77567 17 0,143 0,219 2,431 3,72369 15 0,159 0,095 2,385 1,42570 12 0,128 0,324 1,536 3,88874 20 0,116 0,199 2,32 3,9878 20 0,112 0,266 2,24 5,3279 22 0,115 0,272 2,53 5,98482 19 0,162 0,084 3,078 1,59684 20 0,182 0,097 3,64 1,9485 20 0,197 0,085 3,94 1,788 15 0,177 0,067 2,655 1,005

89 16 0,193 0,059 3,088 0,94491 20 0,097 0,409 1,94 8,1892 18 0,166 0,085 2,988 1,5393 15 0,104 0,14 1,56 2,194 15 0,112 0,286 1,68 4,2995 30 0,106 0,44 3,18 13,296 15 0,168 0,137 2,52 2,055104 16 0,093 0,317 1,488 5,072109 15 0,092 0,229 1,38 3,435110 16 0,104 0,255 1,664 4,08

518 66,539 129,517

Porosidad promedio

∅=∑ h ii∗∅ ii∑ hi i

∅=66.539518

=0.128

Saturación promedio

Sw=∑ h ii∗Swi

∑ hii

Sw=129.517518

=0,250032818

El volumen aproximado de la zona productora tomado a partir de las lecturas del planímetro se puede calcular si se tiene en cuenta estas (2) ecuaciones:

ECUACIÓN FORMULA PARAPIRAMIDAL VB=[(1/3)*h]*[AN+AN+1+( AN+AN+1)1/2] AN+AN+1 ≤ 0.5TRAPEZOIDAL VB=[(1/29*h]*[ AN+AN+1] AN+AN+1 >0.5

Muestra de cálculo para la cota 5:

AN

AN+1

=24782830

=0,8754>0,5TRAPEZOIDAL

Determinamos el volumen bruto de petróleo (acres-ft ):

V b=[ (1/3 )h ]∗[ AN+AN+1+( AN∗A N+1)1/2 ]

V B=[ (1/3 ) (5 ) ]∗[ 2478+2830+(2470∗2830 )1/2 ]=13270acres−ft

Se sigue el procedimiento anterior a las diferentes cotas y se obtiene esta tabla:

Tabla 5. volumen bruto de petróleo (acres-ft )

N° AREA

COTA (ft)

AREA PROMEDIO

AN/AN+1

ECUACION VB (ACRE-PIE)

BASE

0 2.830      

1 5 2.478 0.87561837

TRAPEZOIDAL

13270

2 10 2.332 0.94108152

TRAPEZOIDAL

12023

3 15 1.878 0.80531732

TRAPEZOIDAL

10524

4 20 844 0.44941427

PIRAMIDAL 6634,96757

42454,9676

Para calcular el volumen de petróleo original “in- situ” se utiliza:

N= [7758∗∅∗V B∗(1−Sw) ]

N= [7758∗0,128453∗42454,9676∗(1−0,250032818 ) ]

N=29117354 ,6 BY

El volumen petróleo original “in- situ” en Bs se divide por el Bo

N=29117354,61.10

N= 26470322,3636 BS

7). Determinación del Gas en solución en el petróleo original en PCS:

Gsolucion=N∗RSi

Gsolucion=(26470322,3636 BS )(158,481PCSBS )

Gsolucion=4195043158,51PCS

8). Determinación del Gas producido y Gas remanente desde las condiciones iniciales hasta las condiciones actuales: la presión actual es 150 psi

El Gas producido es tomado de la Tabla 27 de la tesis:

GP=2540669000 PCS

Calculo del Gas remanente:

GR=(N−NP )∗RS

Donde el N es el petróleo original in – situ.

El NP es el petróleo producido hasta las condiciones actuales obtenido de la Tabla 27 de la tesis a 150 Psia

N P=7842559BS

RS es la relación gas en solución petróleo a condiciones actuales la hallamos con la correlación KARTOATMODJO Y SCHMIDT a 150 Pisa

Para una presión de 150 psia

Para 0API > 30

Rs= 0.03150 (γ g100)0.7587(P)1.0937

10(11.2895 (API )

T )

Rs= 0.03150 (0.8)0.7587(150)1.0937

10(11.2895 (45.5 )

569 )

Rs= 50,9963 PCS/BS

GR=(26470322,3636−7842559 )∗50.9963=949947008,819 PCS

Calculo del gas producido:

Gp=G−Gr

Gp=( 4195043158,51PCS−949947008,819BCS )

Gp=3245096149 ,69 PCS

9. Estimación el factor de recobro hasta las condiciones actuales o de abandono

FR=N pacumulado

N inicial

= 7842559BS26470322,3636BS

∗100 %=29,63 %

10). Estimación del tamaño de la capa de Gas inicial:

Hallamos el área de la capa de gas con los datos obtenidos del planímetro entonces tenemos:

N° AREA COTA (ft)

AREA PROMEDIO

AN/AN+1 ECUACION VB (ACRE-PIE)

N° AREA

4 20 844 5      5 25 199 5 0,235781991 PIR 2421,3739

26 30 0   0 PIR 265,33333

3 2686,7072

5

Calculo del gas original en su capa

Gf=7758∗V B∗Φ∗(1−Sw )

Gf=7758∗(2686,70725 )∗(1−0,25 )∗(0,1285 )=2007977,759 By

m=Volumende la capade gasoriginal(BY )Volumende petroleo original(BY )

=GN

m=2007977,759BY29117354,6BY

=0.0689

11). Con la información suministrada en la tesis se aplico el siguiente balance de materia para una caída de presión (presión inicial – presión final):

Sacamos la ecuación de Tarek Ahmed y simplificando los datos de inyección y factores de compresibilidad, agua producida tenemos que no poseemos

RP=GP∗1000

N P

Rp=(2501059∗1000 )PCS

7788603BS=321,12

PCSBS

N=Np (Bo+(Rp−Rs )Bg )

Boi[ Bo−Boi+(Rsi−Rs )BgBoi

+m( BgBgi−1)]N=¿N=21470806.76

12).respuesta de la guía

¿Cómo se clasifica el limite físico y convencional de los yacimientos?

Limite físico: se entiende por limite físico de un yacimiento aquel definido por algún accidente geológico (fallas, discordancias., etc) o por disminución de la saturación de hidrocarburos, porosidad, permeabilidad, o por efecto combinado de estos parámetros.

Limite convencional: son convencionales aquellos que se establecen de acuerdo con el grado de exactitud de los datos o de conformidad con las normas establecidas.

Las normas que a continuación se enlistan, han sido propuestas por un grupo de analistas expertos en cálculo de reservas; las cuales parecen ser bastante razonables y lógicas pero, de ninguna manera deberán tomarse como únicas o definitivas ya que estas pueden cambiar con el criterio de cada analista.

Si el limite físico del yacimiento se estime a una distancia “mayor de un espaciamiento” entre pozos, del yacimiento de que se trate; del pozo situado mas al exterior, se fijara como limite convencional la poligonal formada por las tangentes a las circunferencias vecinas trazadas con un radio igual a la unidad del espaciamiento entre los pozos. Fig 3-1

Si el “limite físico” del yacimiento queda a una distancia menor de un espaciamiento entre pozos, de el pozo productor situado mas al exterior, se deberá considerar el limite físico.

En el caso de existir pozos extremadamente improductivos a una distancia menor o igual a la del espaciamiento entre pozos, el limite físico se estimaría a partir de los datos disponibles, y en ausencia de ellos, a la mitad de la distancia que separa el pozo improductivo y el pozo más cercano a él. (3-2)

En caso de tener un pozo productor a una distancia de dos espaciamientos, este se tomara en cuenta para el trazo de la poligonal que define el área probada. Únicamente si existe correlación geológica confiable o pruebas, recomportamiento que indique la continuidad del yacimiento en esa dirección. De no existir los datos anteriores el pozo se considera pozo aislado, y su reserva se calculara con el limite convencional o sea con la circunferencia trazada con radio igual a la mitad del espaciamiento.

Cuando no se disponga de estudios geológicos que confirme o demuestren la continuidad de los yacimientos entre pozos vecinos, la reserva se calculara para cada pozo considerado como pozo aislado, con unradio de entre “convencional” igual a la mitad del espaciamiento entre los pozos del yacimiento de que se trate o del considerado mejor aplicado entre campos vecinos.

Para la estimación de las reservas de un yacimiento se tomara como area probada la limitada fidicamente y de no existir esta, se utilizara la limitada físicamente y de no existir esta, se utilizara la “limitada convencionalmente”.

¿Como clasificar las reservas de hidrocarburos?

Además de los criterios estándar utilizados mundialmente para la clasificación de las reservas en términos de razonable certeza y condiciones técnicas y económicas existentes, en Venezuela y otros países se usan algunas subclasificaciones adicionales, para lograr un seguimiento mas detallado de los volúmenes de hidrocarburos existentes en el país.

Reservas Probadas

Cantidad de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas estimadas con razonable certeza, recuperables comercialmente de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible para un momento determinado. La utilización del termino razonable certeza indica un alto grado de certidumbre (mayor al 90%).

Reservas Probables

Cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas atribuibles a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indica un grado de menor certeza en su recuperación, comparado con el de reservas probadas. En este caso se habla de un 50% de probabilidades de éxito.

Reservas Posibles

Cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas, atribuibles a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indica que su recuperación es factible, pero con un grado menor de certeza al de las Reservas Probables. Deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito.

Cantidad de hidrocarburos que se puede recuperar con la energía propia o natural del yacimiento.

Reservas Secundarias

Cantidad adicional de hidrocarburos que se pudiera recuperar, como resultado de la incorporación de energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación adicional, tales como: inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.

Reservas desarrolladas

Reservas probadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas, que se esperan recuperar a través de los pozos e instalaciones existentes. Estas reservas deben estimarse tomando en cuenta los pozos activos e inactivos que generen potencial.

Se pueden dividir en Productoras y No productoras.

Reservas Desarrolladas Productoras:

Cantidad de reservas producibles a través de los pozos con intervalos abiertos a producción en el momento de la evaluación.

Reservas Desarrolladas No Productoras:

Cantidad de reservas producibles a través de los pozos con capacidad de producción que no han estado en producción o, que habiendo estado previamente en producción, no se conoce la fecha en se inicio la misma.Reservas Desarrolladas Suplementarias:

Cantidades adicionales de reservas probadas, generadas por la implantación exitosa de un proyecto de recuperación suplementaria completo.

Reservas No Desarrolladas

Las Reservas Probadas de condensado, petróleo crudo, gas natural y sustancias asociadas que se pueden recuperar comercialmente a través de pozos adicionales a perforar e instalaciones existentes o futuras.En áreas de yacimientos que requieren perforación adicional de desarrolloVolúmenes que se incorporan a producción mediante trabajos de profundización en el mismo yacimientoReservas probadas de yacimientos cuyos pozos-zonas están aisladas entre empacaduras en completaciones selectivas.Reservas detrás de tuberías, cuando la información de perfiles disponibles sea confiable a juicio del evaluador