000			02812nmc a2200229 4500
005			20260524144842.0
008			260224s xxu
082			_aPD I116 3 0015570
100	1		_aRichly, Gonzalo _955911
100	1		_aCláa, Rodrigo A. _955907
100	1		_aSantangelo, Agustina _955910
100	1		_aSilka, Mariela _955909
100	1		_aSolorzano, Pedro _955918
111	2		_aCongreso de Producción y desarrollo de reservas de hidrocarburos (6to : 2016 oct. 24 al 27: Bariloche, Argentina) _955815
245	0	0	_aEvolución de pozo tipo y desarrollo de RDM
270			_a5/6/2019 ; 23/11/2016
300			_a16 p.
520			_aEl yacimiento RDM (Rincón del Mangrullo), operado por YPF en sociedad con Petrolera Pampa al 50%, comenzó su etapa exploratoria en 1977, continuando con pozos de exploración y avanzada hasta 2006. En 2012 se reinició su desarrollo, el cual tomó mayor intensidad en 2013 hasta la actualidad, habiéndose perforado a la fecha 97 pozos. Para poder desarrollar cualquier proyecto hidrocarburífero, es necesario que sea rentable. Para ello, se necesita valorizarlo mediante curvas de producción, costo de pozos, instalaciones, etc. En este trabajo nos centramos en la generación del PT (pozo tipo) y asignación de éste para poder generar la curva de producción más representativa posible a partir de un flujo de trabajo multidisciplinario, que parte de un modelo simple y se complejiza, generando diferentes PT a medida que el desarrollo del yacimiento va evolucionando. Se partió de ensayos de pozo interpretados para generar un modelo del reservorio en Topaze®. Éste constó de un pozo fracturado homogéneo de una sola capa. Luego se complejizó el modelo armando 3 PT en función de las propiedades petrofísicas para poder representar la variación de producción de los pozos a lo largo del yacimiento. Además, se aumentó la heterogeneidad, tanto vertical como horizontal. El modelo actual tiene tres capas ("unidades de flujo" definidas por permeabilidad) y un límite horizontal. A partir de una inversión de traza sísmica, se obtuvo la distribución de IA (impedancia acústica) del Mulichinco medio, atributo utilizado para la ubicación de los objetivos de los pozos. Debido a la buena predictividad obtenida con el método y la correlación conseguida entre este dato y la producción de los pozos, se asignó uno de los 3 PT generados a cada locación a perforarse en cada PA (planificación anual). El resultado de este flujo de trabajo se puede observar en el ajuste global logrado entre el pronóstico y la producción real del campo, validando la metodología propuesta.
856			_uhttps://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Congreso-de-produccion/6to/673.pdf
942			_cCONGTP _2ddc
999			_c189890 _d189890