03181nmc a2200241 4500 20260520165630.0 260224s xxu Macias, Omar Ortega 60849 Di Martino, Pablo 60850 Rivas, Marcos 60851 Sefair, Miled 60852 Castellanos, Mercedes 59695 Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas (7mo. : 2019 nov. 5 al 8 : Mar del Plata, Argentina) 59344 REJUVENECIMIENTO DE UN YACIMIENTO PETROLÍFERO MADURO A TRAVÉS DE LA EXPLOTACIÓN DE SU POTENCIAL GASÍFERO. CASO CERRO TORTUGA, CUENCA DEL GOLFO DE SAN JORGE, ARGENTINA. 08/09/2022 ; 08/09/2022 25 p. El área de estudio se ubica en el extremo sur del yacimiento Cerro Tortuga (CT) dentro de la concesión "Anticlinal Grande - Cerro Dragón" operada por Pan American Energy, explotada desde 1964. El objetivo principal fue mostrar los resultados obtenidos al desarrollar el potencial gasífero del yacimiento maduro Cerro Tortuga. La primera etapa consistió en la reparación de pozos con gas comprobado en la Formación Comodoro Rivadavia, arrojando un incremental de 159% en producción. Luego de realizadas las reparaciones se actualizó el modelo geológico a través del mapeo de propiedades de reservorios, y teniendo en cuenta los resultados de producción se propuso la perforación de 3 pozos, uno de ellos con el fin de perforar el bloque CT Sur para comprobar acumulaciones significativas de gas. Los ensayos de terminación comprobaron gas en la Formación Comodoro Rivadavia y la zona más somera de la Formación Mina el Carmen (MEC), acumulando en el primer año de producción 36.2 millones m3 de gas, sólo de la Formación Comodoro Rivadavia, aun cuando se encontraba limitado por la capacidad instalada. Alentados por estos resultados se interpretaron nuevos horizontes sísmicos en CT Sur y se realizó un modelo petrofísico, actualizando de esta manera los modelos estático y dinámico, surgiendo así 3 nuevas propuestas en el 2018 que atravesaron MEC. El primero en ser completado inició su producción con un caudal de +/- 90000 m3/d de gas provenientes sólo de la Formación MEC. Luego se perforan los dos restantes con excelentes resultados, aportando una producción máxima de 225400 m3/d de gas entre los tres, un incremental del 211% en producción. Finalmente se reactualizó el modelo estático culminando con una volumetría de detalle, arrojando un incremento de 197% en el volumen de reservas comprobadas de gas, volumen que se planea a futuro desarrollar con la perforación de 8 pozos. Para capturar la producción incremental se ideó un plan estratégico focalizado en optimizar la producción y aumentar la capacidad de procesamiento y transporte, siempre intentado lograr el menor aumento posible de contrapresión en las redes de producción de gas Reservas 21839 Yacimientos maduros 47572 https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/7CongresoProdDesarrolloReservas2019/Papers/1899.pdf CONGTP ddc 195134 195134 0 0 0 0 262853 BVIAPG BVIAPG 2026-03-06 200067528 0 200067528 2026-03-06 00:40:05 2026-03-06 ARCHIVO