000			03181nmc a2200241 4500
005			20260520165630.0
008			260224s xxu
100	1		_aMacias, Omar Ortega _960849
100	1		_aDi Martino, Pablo _960850
100	1		_aRivas, Marcos _960851
100	1		_aSefair, Miled _960852
100	1		_aCastellanos, Mercedes _959695
111	2		_aCongreso de Producción y Desarrollo de Reservas (7mo. : 2019 nov. 5 al 8 : Mar del Plata, Argentina) _959344
245	0	0	_aREJUVENECIMIENTO DE UN YACIMIENTO PETROLÍFERO MADURO A TRAVÉS DE LA EXPLOTACIÓN DE SU POTENCIAL GASÍFERO. CASO CERRO TORTUGA, CUENCA DEL GOLFO DE SAN JORGE, ARGENTINA.
270			_a08/09/2022 ; 08/09/2022
300			_a25 p.
520			_aEl 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
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856			_uhttps://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/7CongresoProdDesarrolloReservas2019/Papers/1899.pdf
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