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• Miguel Gallegos

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Órgano de Divulgación Técnica e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. Vol. LII No. 6 JUNIO 2012

www.aipmac.org.mx/web/revista

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Editorial Sección técnica

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Evaluación económica del negocio en la industria de exploración y explotación de hidrocarburos Celestino Ortiz Guzmán, Carlos E. García Valenzuela,

20-26

Optimización de la relación reserva-producción en campos maduros de la Región Sur Ernesto Cisneros Vega

27-40

Análisis de pruebas de presión y declinación en pozos hidráulicamente fracturados en yacimientos heterogéneos (Paleocanal Chicontepec) con empuje de gas en solución Armando Rivero Vértiz, Miguel Alejandro González Chávez, Juan Alemán Moreno

Jornadas Técnicas

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Convocatoria

Foto de portada: Plataforma petrolera

INGENIERÍA PETROLERA.- Publicación mensual de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre “A“ Piso 12. Col. Verónica Anzures C.P. 11300, México D.F., Tels: 5260 2244 y 5260 7458. Solicitada la Autorización como Correspondencia de Segunda Clase de Administración de Correos núm. 1 de México D.F. Distribuido por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Publicación editada e impresa por 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Del. Benito Juárez, México D.F., Tels: 5601 7571 y 55 3211 6077. Edición: 1100 ejemplares. Certificado de licitud de título núm. 8336 y Certificado de contenido núm. 5866 ante la Comisión Certificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo núm. 003322 ante la Dirección General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTÍCULOS TÉCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR. ISSN 0185-3899.

Directiva Nacional Presidente

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Protesorero

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Subcoordinador Nacional de Inversiones de Ayuda Mutua

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Subdirector Comisión de Apoyo Informático

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Delegación Comalcalco

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Delegación México

Delegación Veracruz

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Delegación Monterrey Ing. Héctor Cavazos Treviño Ing. Roberto Lozano Montemayor

Presidente Vicepresidente

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Presidente Vicepresidente Presidente Vicepresidente Presidente Vicepresidente

Delegación Villahermosa Presidente Vicepresidente

Presidente Ing. Miguel Ángel Méndez García Ing. Héctor Agustín Mandujano Santiago Vicepresidente

Revista Ingeniería Petrolera Director Editorial Coordinación Editorial

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Dr. Fernando Samaniego Verduzco Laura Hernández Rosas

email: [email protected]

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Consejo editorial

Consejo Editorial Roberto Aguilera University of Calgary

Michael Prats Consultor EUA

Víctor Hugo Arana Ortiz Pemex

Edgar R. Rangel Germán CNH

Jorge Alberto Arévalo Villagrán Pemex

Fernando J. Rodríguez de la Garza Pemex

José Luis Bashbush Bauza Schlumberger

Fernando Samaniego Verduzco UNAM

Thomas A. Blasingame Texas A&M University

Francisco Sánchez Sesma UNAM

Rodolfo Gabriel Camacho Velázquez Pemex

César Suárez Arriaga UMSNH

Héber Cinco Ley UNAM

César Treviño Treviño UNAM

Yuri Valerievich Fairuzov UNAM

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Faustino Fuentes Nucamendi Pemex

Surendra Pal Verma Jaiswal UNAM

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Robert A. Wattenbarger Texas A&M University

Lic. Eva Myriam Soroa Zaragoza Consultora Editorial* Lic. Franco Vázquez Asistencia técnica

*Asesoría durante el proceso de revitalización de la revista Ingeniería Petrolera

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Editorial

Editorial El 27 de junio Petróleos Mexicanos informó que llevó a cabo la emisión de un bono por 400 millones de dólares en el mercado norteamericano, y que dicho bono cuenta con la garantía del Export Import Bank de los Estados Unidos de América (Ex-Im Bank). Se trata de un bono amortizable semestralmente con vencimiento el 20 de diciembre de 2022 y vida media de 5.71 años. El bono pagará un cupón de 2.00% más una prima correspondiente al seguro del Ex-Im Bank. Los recursos obtenidos de esta emisión se destinarán al refinanciamiento de las importaciones de bienes y servicios utilizados en diversos proyectos de Pemex. El bono fue colocado entre inversionistas de Estados Unidos, lo que incluye fondos de pensiones, fondos de inversión y bancos. Los agentes colocadores de la emisión fueron Credit Agricole, Goldman Sachs y JP Morgan. Asimismo, el 3 de julio de 2012 Petróleos Mexicanos dio a conocer mediante su boletín de prensa número 33, que Pemex Exploración y Producción confirmó el potencial petrolífero de la provincia Cinturón Plegado Catemaco, luego de que el pozo Kunah-1, perforado por la plataforma semisumergible “Centenario” en aguas profundas de la porción mexicana del Golfo de México –en tirante de agua de 2,157 metros–, se convirtiera en el pozo con mayor productividad en aguas profundas del país.. De igual manera se informó que estos trabajos de exploración y perforación del Kunah-1 –que está ubicado a 125 kilómetros al noreste del puerto de Veracruz– permitieron identificar cinco yacimientos de gas húmedo en los distintos intervalos perforados. La relevancia de la confirmación que generó la perforación del pozo Kunah-1 radica en el hecho de que permite establecer la existencia de reservas dentro de un nuevo nivel estratigráfico, el cual se ubica en posición superior a los horizontes productores en Lakach y Piklis, que corresponden al periodo del Mioceno Inferior. De este modo, se estima certificar reservas 3P en el rango que va de los 1.5 a los dos billones de pies cúbicos de gas (el boletín de prensa no aclara si se trata de billones de pies cúbicos expresados en el sistema internacional de unidades o no), con lo que se robustece el portafolio de oportunidades en la zona, que actualmente suman entre 300 y 400 millones de barriles de crudo equivalente,

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10 por ciento de los cuales –aproximadamente– corresponden a crudo. Este proyecto forma parte de los trabajos exploratorios que Pemex Exploración y Producción realiza en el Golfo de México Profundo, en el límite noroeste de la citada provincia –en profundidad de 4,550 metros por debajo del fondo del mar– con el objetivo de descubrir nuevas acumulaciones de hidrocarburos de las que sea factible extraer volúmenes importantes de los productos que comercializa la empresa: aceite y gas. Los cinco yacimientos descubiertos tienen profundidades que oscilan entre los 2,845 y los 4,103 metros: uno de ellos está en el Mioceno Superior, otro en el Medio, y los tres restantes en el Mioceno Inferior, y en conjunto corroboran el potencial petrolero del área, pues mediante el empleo de tecnología moderna de probadores dinámicos de formación se registraron presiones y temperaturas superiores a las pronosticadas. Durante las pruebas de producción se alcanzaron gastos de 34 millones de pies cúbicos de gas húmedo por día y 110 barriles de líquidos. Cabe hacer notar que el avance del proceso de perforación de los pozos Lakach-1, Piklis-1 y Kunah-1, que inició en el 2006, ha puesto en evidencia el incremento del número de acumulaciones productoras hacia el norte, entre las que destacan los yacimientos ya mencionados.

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Artículo arbitrado

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Evaluación económica del negocio en la industria de exploración y explotación de hidrocarburos Celestino Ortiz Guzmán, Carlos E. García Valenzuela Pemex Exploración y Producción Información del artículo: recibido: 2007, aceptado: junio de 2012

Resumen Con frecuencia, la situación financiera es considerada la mejor medida aislada de la posición competitiva de la empresa y de su atractivo general para los inversionistas. Determinar las fuerzas y debilidades financieras de la organización resulta esencial para formular debidamente las estrategias. Es aquí donde el valor de la empresa tiene una importancia real; y es la base de un nuevo enfoque orientado a optimizar la gestión empresarial, motivar a los empleados y crear valor; esta herramienta es el valor económico agregado (Economic Value Added – EVA). Una compañía crea valor para sus accionistas cuando la rentabilidad obtenida para el capital invertido es superior al costo de dicho capital. En la industria de exploración y explotación de hidrocarburos, las reservas de hidrocarburos representan el generador de valor principal, en sus aspectos de desarrollo e incorporación de reservas probadas. El valor presente neto de la reserva probada representa el flujo de efectivo a recuperar, ya descontados sus costos de desarrollo, mantenimiento y operación, constituye la ganancia por encima del costo del capital. Con el fin de monitorear y controlar el resultado del EVA, se han seleccionado nueve impulsores volumétricos y once impulsores monetarios. Y mediante el empleo de un tablero de control, que mensualmente se actualiza, es posible analizar la información bajo un enfoque de creación de valor. Al aplicar el enfoque de generación de valor al análisis del desempeño de los programas operativos, se han detectado oportunidades de mejora equivalentes a 233 millones de pesos (valor económico de reservas a reclasificar). Finalmente se detallan las recomendaciones e iniciativas propuestas orientadas a generar valor: restitución y desarrollo de reservas probadas, orientación del movimiento de equipos a la reclasificación de reservas probadas no desarrolladas a desarrolladas, eficiencia en procesos y disminución de costos.

Introducción Prácticamente a diario se toman decisiones que afectan el futuro. Los individuos, los propietarios de pequeños negocios, los presidentes de grandes corporaciones y los dirigentes de dependencias gubernamentales, se enfrentan rutinariamente al desafío de tomar decisiones al seleccionar una alternativa con respecto a otra. Éstas son decisiones de cómo invertir en la mejor forma los fondos, o el capital, de la compañía y sus propietarios.

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Estas decisiones de negocios cambiarán invariablemente el futuro, con la esperanza de que sea para mejorar. Por lo general, los factores a considerar pueden ser económicos y no económicos, tangibles e intangibles. Sin embargo, cuando las corporaciones y dependencias gubernamentales seleccionan una alternativa sobre otra, los aspectos financieros, el retorno del capital invertido, las consideraciones sociales y los marcos de tiempo, con frecuencia adquieren mayor importancia. La gente toma decisiones; las computadoras, las metodologías y otras herramientas no lo hacen. Las

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técnicas y los modelos económicos ayudan a la gente a tomar decisiones. Puesto que las decisiones afectan lo que se realizará, el marco de tiempo del análisis económico es generalmente el futuro. Por consiguiente, los números utilizados deben ser las mejores estimaciones de lo que se espera ocurra. El análisis económico hace referencia a la determinación de los factores y criterios económicos utilizados, cuando se considera una selección entre una o más alternativas. Con estas técnicas, es posible desarrollar un enfoque racional y significativo para evaluar los aspectos económicos de las diferentes alternativas empleadas en el logro de un objetivo determinado.

Exposición de la teoría Valor del dinero en el tiempo

durante un periodo de tiempo dado se denomina el valor del dinero en el tiempo; es el concepto más importante en el análisis económico.

Con frecuencia se dice que el dinero hace dinero. La afirmación es cierta, puesto que si se elige invertir dinero hoy, inherentemente se espera tener más dinero en el futuro. Este cambio en la cantidad de dinero

Podemos decir que el costo del dinero está medido por su costo de oportunidad; es decir, por la tasa de interés. La fórmula del valor futuro del dinero para un periodo de un año quedaría como se muestra en la Figura 1.

Figura 1. Valor futuro del dinero

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Índices financieros tradicionales Por lo general, los sistemas convencionales de medición financiera no son eficaces; porque se les relaciona con el presupuesto, siempre van muy a la zaga de los hechos y además son objeto de la manipulación administrativa. Los presupuestos no dan lugar a una buena administración financiera. Dedicar tiempo a principios de año a asignar fondos a las diferentes actividades y proyectos, y después pasar el resto del año observando si el dinero se gasta no es administración financiera. Para que un líder pueda emplear las finanzas como es debido, deben medirse e informarse a todas las personas involucradas en el proceso productivo.

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A continuación se mencionan las medidas financieras más comunes, sus ventajas y desventajas.

Retorno sobre la inversión (ROI) Las medidas de desempeño basadas en el retorno del capital son relativamente buenas y muy comunes. Se emplean diferentes fórmulas y se le llama de diferentes maneras, como retorno sobre la inversión (ROI), retorno sobre el capital invertido (ROIC), retorno sobre el capital empleado (ROCE), retorno sobre activos netos (RONA), retorno sobre activos (ROA), etc. El defecto

principal de todas estas tasas de retorno, es que el hecho de maximizarlas, no necesariamente maximiza el retorno para los accionistas. Las operaciones no deberían estar guiadas hacia el objetivo de maximizar la tasa de retorno. Siendo una medida relativa que no incorpora el riesgo, hace que se falle en el momento de tomar decisiones. Además, basándose en el ROI, Figura 2, el capital puede resultar siendo mal empleado (localizado).

Figura 2. Retorno sobre la inversión

Primero que todo, el ROI ignora el requerimiento esencial, en el que se establece que la tasa de retorno debe ser por lo menos igual al costo de capital. Segundo, el ROI no reconoce que la riqueza de los accionistas no se maximiza al mismo tiempo que la tasa de retorno. Lo que desean los accionistas es que la empresa maximice el retorno absoluto sobre el costo de capital, y no los porcentajes. Las compañías no deberían ignorar los proyectos que renten más que el costo de capital, justificándose en la disminución de su tasa de retorno. El costo de capital es el obstáculo a sobrepasar, no la tasa de retorno. Lo que importa es el monto absoluto que se agrega a la riqueza de los accionistas.

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Vale la pena mencionar que EVA y VPN van de la mano, así como ROI y TIR, Figura 3, los primeros indican la incidencia para los accionistas y los segundos proveen la tasa de retorno. No hay razón para dejar de aplicar ROI y TIR, debido a que ambas son muy ilustrativas. La TIR siempre se debe usar en la evaluación de proyectos, acompañada del VPN; con el ROI puede emplearse conjuntamente al EVA como índices de desempeño. Lo que se debe dejar en claro, es la necesidad de no tener como objetivo la maximización del ROI o la TIR; y que estos indicadores no se deben utilizar aisladamente para tomar decisiones.

Figura 3. Tasa interna de retorno

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Rendimiento sobre el patrimonio (REP) El rendimiento sobre el patrimonio (REP, Figura 4), indica el rendimiento que se obtiene sobre el valor en libros del capital contable. Los dueños se interesan mucho en este índice, pues evidencia la capacidad de la compañía para generar ganancias a su favor. Mientras más alto sea éste, más les convendrá a los dueños.

Figura 4. Rendimiento sobre el patrimonio

Al no considerar el riesgo, el REP presenta las mismas fallas que el ROI. Asimismo, su nivel no le indica a los propietarios si se está o no creando valor. Con el REP, esta deficiencia se hace más evidente, ya que no toma en ningún momento el costo del capital aportado por los accionistas. El papel que cumple el REP es similar al del ROI y la TIR, proporciona información complementaria para la toma de decisiones.

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Utilidad por acción (UPA) La utilidad por acción (UPA, Figura 5), no es una medida adecuada del desempeño de una empresa, ya que puede incrementarse poniendo más dinero en el negocio, aunque el rendimiento que se alcance sea totalmente inapropiado desde el punto de vista de los propietarios. Es por esto que la Utilidad por Acción no tiene correlación directa con la creación de valor.

Figura 5. Utilidad por acción (4).

Generación de valor económico agregado El Valor Económico Agregado (EVA es una marca registrada por Stern Steward & Co), se define como la diferencia entre el rendimiento de capital invertido y su costo durante el mismo periodo, Figura 6.

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Figura 6. Valor económico agregado (9).

El EVA es superior a las utilidades contables como medida de creación de valor. Esto es porque reconoce el costo del capital, por eso su bajo riesgo para las operaciones de una empresa. La maximización del EVA puede utilizarse como objetivo empresarial; mientras que los indicadores tradicionales no funcionan de esa manera, porque maximizar la utilidad o tasa de retorno contable conduce a resultados indeseados.

Discusión de procedimientos Implantación de EVA en la industria de exploración y explotación de hidrocarburos En el caso de Pemex Exploración y Producción, al calcular el EVA se debe considerar, además del valor en libros del capital invertido, el valor económico de su fuente principal de creación de valor que son las reservas de hidrocarburos. El ajuste necesario a las reservas se define como la variación en el valor presente neto de un período respecto al anterior. La industria del petróleo y gas tiene ciertas características que dificultan la estimación de valor económico a partir de una medición del EVA. Sin duda la característica más importante de cualquier compañía dedicada a las actividades de exploración y producción de hidrocarburos, es que su activo más importante como generador de valor económico es su propiedad de cierto volumen de reservas de hidrocarburos y no las inversiones en activos fijos y/o otros activos. En consecuencia, si la medición del EVA de Pemex Exploración y Producción se llevará a cabo basándose únicamente en el valor en libros del capital invertido, ésta sería una medición de creación de valor errónea e incompleta, pues ignoraría el valor económico de su principal fuente de creación de valor, las reservas de hidrocarburos. Lo anterior establece la necesidad de calcular el valor de las reservas de hidrocarburos, para lo cual se han tomado en consideración otros dos aspectos importantes de la industria. El primero se refiere a la incertidumbre inherente en la actividad exploratoria;

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es decir, a la probabilidad de éxito de la actividad exploratoria. En este sentido, la medición del EVA de Pemex Exploración y Producción incluye sólo las reservas probadas, de tal manera que el desempeño de los gerentes ésta siendo evaluado por la explotación eficiente de dichas reservas, pero también por el descubrimiento y desarrollo de nuevas reservas posibles y probables que eventualmente se convertirán en reservas probadas. El segundo aspecto se refiere a la conveniencia de calcular el valor presente de todos los flujos de caja proyectados asociados a las reservas de hidrocarburos, dado el tiempo que podría transcurrir entre el descubrimiento de nuevas reservas y su explotación. La ventaja de esta industria es que el mercado energético es relativamente más eficiente que otras industrias, y en consecuencia, las proyecciones de precio y demanda de hidrocarburos son más transparentes. Por lo tanto, el valor presente de las reservas de Pemex Exploración y Producción podría calcularse de inmediato, aún cuando se hubieran hecho nuevos descubrimientos de reservas, y reflejarse con la misma rapidez en el valor de la empresa. El EVA de Pemex Exploración y Producción solamente será positivo, cuando su desempeño operativo explotando las reservas haya sido mejor al proyectado al momento de valuar dichas reservas (producción incremental no anticipada, menores costos etc.), o negativo cuando su desempeño operativo explotando las reservas haya estado por debajo al proyectado al momento de valuar dichas reservas (mayores costos, inversiones, menor producción, etc.) El EVA de Pemex Exploración y Producción se define en la Figura 7.

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Figura 7. EVA en industria de exploración y explotación de hidrocarburos

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Objetivo La propuesta presente se está llevando a cabo con el fin de:

• • •

Cuantificar y evaluar las iniciativas en términos de la generación y contribución de valor Alinear la toma de decisiones operativas y de inversión con la generación de valor económico Monitorear y controlar las palancas de valor para tomar decisiones a tiempo

Y para cada una de sus líneas de negocios: • • •

Línea de negocio de producción. Línea de negocio de desarrollo de reservas. Línea de negocio de exploración.

Línea de negocio de producción Mide el desempeño en la creación de valor resultado de la explotación de reservas probadas. Su fórmula de cálculo se puede observar en la Figura 8.

Figura 8. Línea del negocio de producción

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Básicamente se puede mejorar con alguna de las siguientes acciones o una combinación de ellas: • •

Aumentando la producción y ventas Disminuyendo los costos

•

Haciendo mas eficiente las inversiones

Para su monitoreo mensual se han definido seis impulsores volumétricos y siete monetarios, los cuales

se miden contra el desempeño del año anterior y el programado, Tablas 1 y 2. Línea de negocio de desarrollo de reservas El valor del desarrollo de reservas probadas representa el valor económico de la empresa, a partir del desarrollo y la revisión de reservas probadas, más el valor asociado a la reclasificación a reservas probadas desarrolladas. Su fórmula de cálculo se presenta en la Figura 9.

Tabla 1. Tablero de control de metas volumétricas.

Tabla 2. Tablero de control de metas monetarias.

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La reclasificación por pozos de desarrollo se refiere al valor económico de las reservas reclasificadas, que se deriva de la disminución del riesgo en la explotación de reservas al terminar exitosamente los pozos de desarrollo.

Figura 9. Línea del negocio de desarrollo de reservas

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Se genera valor económico cuando se reclasifican reservas de las categorías posible, probable y/o probada no desarrollada, hacia la categoría probada desarrollada (además del caso donde se produce más a costos menores), Figura 10.

Figura 10. Generación de valor por reclasificación de reservas.

La Figura 11 muestra ejemplos de acciones posibles para incrementar valor por reclasificación de reservas. Entonces se le da seguimiento mediante el tablero mostrado en la Tabla 3. Línea de negocio de exploración El EVA de exploración representa la creación e incremento en el valor económico de la empresa, a partir de la incorporación y delimitación de reservas probadas, menos el capital invertido en exploración, Figura 12.

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Su incremento se puede obtener básicamente por: • •

Incorporación, resultados de nuevos descubrimientos. Delimitaciones, actividades que se realizan con la finalidad de conocer la extensión del o los yacimientos.

La incorporación de reserva probada por pozos perforados lleva implícita la generación de valor. El seguimiento a estos indicadores se efectúa mediante la Tabla 4.

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Figura 11. Impulsores del movimiento de reservas.

Tabla 3. Reclasificación de reservas.

Presentación de resultados Análisis del movimiento de equipos con enfoque de generación de valor Una vez que se tiene definido el POT-I del año a evaluar, se deben identificar los pozos que reclasifican reserva y separarlos de los pozos intermedios. Esta lista de pozos y su reserva a reclasificar se convierten en la línea base, y son la meta que debemos mantener o superar en los programas operativos siguientes.

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Al generarse la propuesta del movimiento de equipos del siguiente programa operativo, debe compararse con la meta. La Tabla 5, muestra un ejemplo de comparación entre dos programas operativos.

Figura 12. Línea del negocio de exploración.

Tabla 4. Incorporación de reservas.

En el ejemplo mostrado en la Tabla 5, de POT-I a POT-II se presentó un aumento del 36% en la terminación de los pozos programados, que reclasifican reserva de no desarrollada a probada desarrollada, los cuales a su vez representan un incremento de 11% en reservas reclasificadas y valor económico generado. Tabla 5. Comparación de reclasificación de reservas entre dos programas operativos.

Para llegar a esta tabla de resumen, es necesario dar seguimiento por instalación o por tren de pozos a perforar/ terminar por equipo de perforación, incluyendo el antecedente de cada programa operativo. En la Figura 13 se muestra un ejemplo de este seguimiento.

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Figura 13. Seguimiento por instalación de la perforación de pozos.

Como resultado de este seguimiento se disparan alertas sobre el seguimiento de las operaciones de perforación y terminación de pozos. Así como la posible variación en generación de valor que puedan causar los atrasos en la llegada y puesta en operación de nuevas instalaciones. Criterios de ordenamiento en movimiento de equipos Con el fin de dar orientación durante el proceso de integración del movimiento de equipos; se recomienda priorizar la perforación de pozos de desarrollo de acuerdo a los criterios siguientes: • • • •

Mayor volumen de reserva por reclasificar Dar preferencia a pozos que reclasifican reserva sobre los pozos intermedios Mayor cuota de producción o índice de productividad Menor inversión

Estas consideraciones contribuyen a mantener y/o mejorar las metas de reclasificación de reservas establecidas en el movimiento de equipos asociadas a la meta. Iniciativas de mejora Empleando el enfoque de generación de valor se han identificado e implementado diversas iniciativas orientadas a incrementar los ingresos y/o reducir los costos de desarrollo y producción. Las más representativas son: 1. Reducción de gastos de mantenimiento. Esta iniciativa se ha estado aplicando en tres grandes rubros.

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a. Mantenimiento dinámico: nivelar cargas de trabajo planeado, tratar equipos de manera diferenciada y reasignar trabajos mensuales. b. Mantenimiento estático: reorganizar equipos de trabajo, racionalizar los alcances de trabajos, minimizar actividades fuera de programa y reducir trabajo realizable en tierra. c. Desincorporación de activos: eliminar capacidad excedente/desincorporar equipos. 2. Reducción en diámetro de pozos. Se utilizan tuberías de revestimiento de 13 3/8”, 9 5/8”, 7 5/8” y 5 ½” en vez de las tradicionales tuberías de revestimiento de 16”, 11 7/8” y 9 5/8”, Figura 14, obteniendo ahorros en costos asociados a materiales requeridos para la perforación de pozos, mediante la reducción en el diámetro de la tubería. Durante el 2005 y 2006 se perforaron exitosamente 23 pozos logrando un beneficio en la generación de valor por: a. No reducir la producción por pozo b. Reducir volumen y costos de acero c. Reducir volumen de recortes y costos de logística d. Reducción de tiempos de perforación e. Incremento en la estabilidad del agujero 3. Reducción del gas enviado a la atmósfera. Mejorar el aprovechamiento del gas manejado en plataformas marinas (gas producido + gas de bombeo neumático) en las instalaciones costa afuera, para incrementar la utilización del gas producido y disminuir los requerimientos

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adicionales de compra de gas. Las acciones principales para incrementar el envío de gas a plantas son:

manejo de aire y nitrógeno, moto-reductores y ventiladores de enfriamiento de gas, aceite y amina.

a. Implantar un sistema de administración del mantenimiento, basado en la confiabilidad (RCM) de los módulos de compresión y sus sistemas de soporte de los centros de procesamiento de gas.

c. Elaborar modelos de simulación de procesamiento y transporte de gas para optimizar la operación de la infraestructura en la recolección, proceso, transporte y distribución de gas y condensados a los centro de procesamiento.

b. Rehabilitación de equipos deteriorados que operan fuera de parámetros de diseño, entre otros, los equipos dinámicos auxiliares empleados para el manejo de condensados amargos residuales (bombas), compresores para el

d. Aprovechar los vapores recuperados de los tanques de balance, contando con un sistema de compresión para integrarlos a la corriente de gas de alta presión, para su envío a los centros de procesamiento de gas.

Figura 14. Cambios en la geometría de pozos.

Adicionalmente se tienen las iniciativas siguientes para reducción de costos y optimizar el uso de activos: 1. Aumentar el gas endulzado en plataformas costa afuera, e incrementar el índice de aprovechamiento de gas de bombeo neumático. Esta acción permite disminuir las compras de gas seco que han presentado una tasa anual de crecimiento de 29% entre 1997 y 2004, Figura 15. 2. Aprovechar la capacidad de generación eléctrica que se tiene instalada. Se refiere a la generación de energía eléctrica, mediante el aprovechamiento de la energía térmica de gases de escape de las turbinas.

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3. Valorar el beneficio económico de la conversión de equipos de consumo de diesel a gas. Reforzar la capacidad del equipo de bombeo para el manejo y distribución de aceite crudo y de generación de energía eléctrica, sustituyendo el sistema de combustible diesel por gas residual, permitiendo no solo mejorar la operación y confiabilidad de los equipos, sino reduciendo las emisiones de contaminantes a la atmósfera y el nivel de ruido generado. 4. También se pueden optimizar las compras de gas al inyectar gas de bombeo neumático a boca de pozo y profundizar los puntos de inyección donde sea factible.

Figura 15. Compras de gas seco de PEP a PGPB(8).

Estrategias para aumentar el EVA

•

Enfocar las acciones hacia las estrategias para mejorar la generación de valor permitirá gradualmente elevar este indicador.

•

1. Mejorar la eficiencia de los activos actuales; se trata de aumentar el rendimiento de los activos sin invertir más: • • • •

Aumentar el margen de utilidad de ventas, mediante la reducción de los costos. Invertir en aquellos aspectos del negocio que generen mayor valor, y desinvertir en las áreas que destruyen valor o generan poco valor. Rentar activos fijos, en lugar de comprarlos. Revisar la amortización correcta y depreciación de activos.

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•

• • •

Revisar la estrategia de mantenimiento, a fin de mejorar su efectividad y reducir su costo. Descubrir los puntos y evaluar los niveles de desperdicio. Eliminar gas enviado a la atmósfera. En la Figura 16 se puede ver el resultado positivo que han tenido las iniciativas orientadas a reducir este factor. Reducir el costo de materiales, mediante la compra en volumen y en común con otras empresas. Reducir los gastos derivados del almacenamiento. Subcontratar los procesos en los que la empresa sea cara, y viceversa, realizar por administración aquellos procesos cuyo “outsourcing” sea caro.

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Figura 16. Gas a la atmósfera

2. Aumentar las inversiones en activos que rindan por encima del costo del pasivo. La utilidad superará al costo de financiamiento. 3. Entre las acciones para mantener el rendimiento con menos inversión están las siguientes: •

• •

El “justo a tiempo” puede reducir los plazos y montos de las existencias, el alquiler de equipos, y todos los eventos relacionados con el tiempo. Generar mayor valor económico no siempre está directamente relacionado con el incremento de inversiones. Desincorporar activos de bajo rendimiento.

(8)

.

4. Reducir la carga fiscal, mediante una planeación fiscal y decisiones que maximicen las desgravaciones y deducciones fiscales, a efecto de aumentar la utilidad antes de intereses y después de impuestos. Cabe hacer mención que la Ley Federal de Derechos vigente para el ejercicio fiscal 2006, establece el pago de un derecho adicional, Figura 17, cuando la extracción de petróleo crudo en el año 2006 sea menor a 1,247,935,000 barriles. Y así establece también un valor de extracción anual mínimo para el 2007 y el 2008. Si no se cumple con el volumen de producción para ventas, se tiene un gasto por pago de derechos adicionales, que una afectación doble al EVA después de impuestos.

Figura 17. Cálculo del derecho adicional

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(12)

.

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Celestino Ortiz Guzmán, Carlos E. García Valenzuela

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Conclusiones El EVA es una medida absoluta de desempeño organizacional que permite apreciar la creación de valor, que al ser implementada en una organización hace que los administradores actúen como propietarios y además permite medir la calidad de las decisiones gerenciales. El EVA no debe considerarse como el único indicador para evaluar el desempeño; se recomienda usar métricas tradicionales en conjunto con métricas de valor agregado. La organización debería moverse rápidamente hacia contabilidades desagregadas, por producto, por actividades, por coordinación, por empleado o por clientes, ya que cada área tiene sus dinámicas propias y es una lástima que no se disponga de información financiera por cada una. Algunos retos próximos a vencer son:

•

•

Extender la aplicación de los principios de generación de valor a todas las áreas y actividades. Cuantificar las aportaciones individuales y medir su desempeño.

Finalmente es importante reconocer que la situación financiera de una empresa no solo depende de las funciones de finanzas, sino también de muchos otros factores, entre ellos: 1. Decisiones de las áreas de administración, marketing, producción/operación, investigación y desarrollo y sistemas de información computarizada 2. Acciones de los competidores, proveedores, distribuidores, acreedores, clientes y accionistas 3. Tendencias económicas, sociales, demográficas, políticas, gubernamentales y tecnológicas

Referencias 1. Womack, James P.: “Lean Thinking”, Gestión 2000, ISBN:8480886897. 2. Nacional Financiera: “Matemáticas financieras”, Internet: www.nafin.gob.mx 3. Crosby, Philip B.: “Los Principios Absolutos del Liderazgo”, Prentice Hall, Cáp. 6 4. García S. Oscar León: “Administración Financiera: Fundamentos y Aplicaciones”, Prensa Moderna editores; 1999 Cáp. 7 5. Roztocki Narcyz y Makelainen Esa: “Economic Value Added (EVA) for Small Business”, Internet: http://www. pitt.edu/~roztocki/evasmall/index.htm 6. Bolaños B. Ricardo: “Economic Value Added para la Pequeña y Mediana Empresa”, Internet: http://www. pyme.com.mx/articulos-de-pyme/muestra-articulo-datos.php?registro=36 7. Informes publicados por PEMEX: “Resultados Financieros al 31 de diciembre de 2006”, Internet: http://www. pemex.com.mx/files/content/dcf_rr_0612_e.pdf 8. Informes publicados por PEMEX: “Anuarios Estadísticos 2003-2006”, Internet: http://www.pemex.com.mx/ index.cfm?action=content§ionID=2&catID=2624&subcatID=2633 9. Ortega, Rafael: “El Sistema EVA de Administración basada en Valor en la Industria de Exploración y Producción”, Stern Stewart & Co. 10. Blank, Leland T.: “Ingeniería Económica”; McGrawHill, ISBN:0-07-063110-7 11. Peterson, Pamela: “Value-Added Measures of Performance”, Florida State University, http://garnet.acns.fsu. edu/~ppeters/value/ 12. Servicio de Administración Tributaria, “Ley Federal de Derechos 2006”, México, DF. 23 enero 2006

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Artículo arbitrado

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Optimización de la relación reserva-producción en campos maduros de la Región Sur Ernesto Cisneros Vega Información del artículo: recibido: 2007, aceptado: junio de 2012

Resumen La relación reserva-producción (RRP) se define como el cociente de la reserva de hidrocarburos y la producción anual vigente de los mismos a la fecha de la estimación. Esta relación puede ser útil como indicador de la vida en años de la reserva asociada al campo o yacimiento en cuestión, siempre y cuando se tomen las precauciones pertinentes. También es sabido que con la RRP se puede intuir el grado de desarrollo de los campos; sin embargo, para poder llegar a la estimación de la RRP es necesario realizar un proceso de revisión exhaustivo con todos los especialistas (geociencias, yacimientos, producción, reservas, etc.) involucrados en el proceso de evaluación y certificación de reservas. Del resultado de dicho proceso es posible caracterizar el comportamiento de la producción de hidrocarburos, con el fin de obtener parámetros que sean de utilidad en la evaluación de los proyectos, dentro de los cuales se pueden listar los siguientes: gastos iniciales y factores de declinación de la producción, principalmente. Por otro lado, la RRP por sí sola puede llegar a ser una cifra sin mucho significado; sin embargo, asociarla a un indicador de generación de valor puede ayudar a discernir si la RRP estimada es la adecuada, o es necesario revisar el proceso de estimación de reservas. El presente trabajo muestra una metodología basada en la revisión de las ecuaciones del número óptimo de pozos, así como de una reinterpretación de la RRP y su relación con el concepto de Valor Presente Neto (VPN). Esta metodología no pretende sustituir a los procesos de evaluación de proyectos realizados mediante los modelos de flujo de efectivo tradicionales, sin embargo es útil como una herramienta ejecutiva para el análisis de sensibilidad en los proyectos de inversión. Se muestran casos prácticos de campos maduros de aceite y gas.

Introduccion

Relación reserva-producción

El valor de un proyecto es función de su potencial para generar ingresos netos futuros, el cual se estima mediante el uso de pronósticos de producción adecuados, así como de los flujos de efectivo asociados hasta su agotamiento. Las reservas de petróleo son las cantidades estimadas de hidrocarburos que pueden recuperarse y comercializarse durante la vida del proyecto específico para desarrollar los campos.

Aunque para algunos autores como Lohrenz(2) coinciden en que la RRP debe tratarse con precaución y ésta debe disgregarse para su interpretación correcta; otros señalan que si bien, no siempre se tendrá el mismo ritmo de producción con el cual se estima la RRP, ésta sigue siendo un indicador “aceptable” del estado que guardan las reservas de hidrocarburos, y su relación con el grado de desarrollo esperado.

En la actualidad las empresas petroleras a nivel mundial buscan incorporar la mayor cantidad de reservas y sobre todo maximizar el valor de aquellas que ya han sido descubiertas: es el caso de PEP Región Sur, cuya misión enuncia lo siguiente: “Incorporar y explotar reservas de hidrocarburos, maximizando su valor económico a largo plazo, garantizando la seguridad de nuestro personal y de nuestras instalaciones, en armonía con la comunidad y el medio ambiente (1).”

Lo importante en la interpretación correcta de la RRP es no caer en el juego del profeta y predecir con pánico un agotamiento prácticamente inminente, o crear un pronóstico que vislumbre un alza en los precios de los hidrocarburos, ya que esto pudiera contradecir el comportamiento histórico del mercado mundial en términos reales.

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La Región Sur reportó al 1° de enero de 2007, una RRP para su reserva probada en términos de petróleo crudo equivalente (PCE), de 14.76 años, para su reserva 2P de 18.9 y de 21 años para la correspondiente en 3P. Si bien se ha tenido una disminución en los últimos años debido a diversos factores, entre ellos el escrutinio cada vez más estricto de los auditores externos en lo que respecta a la reserva probada, y a la aplicación puntual de los lineamientos que marca la “Securities and Exchange Commission(SEC)” , la RRP está en el rango de naciones como Estados Unidos, Canadá y algunos países de Europa, Figura 1.

Figura 1. RRP Global, enero 2005

El mapa de la Figura 1, pretende mostrar que desde el punto de vista geopolítico y energético, la RRP de la Región Sur se ha mantenido en un nivel estratégico que proporciona valor a las mezclas de crudo mexicano que se comercializan en el exterior, debido a la calidad de sus hidrocarburos ligeros y superligeros. Ahora, el nuevo cuestionamiento radica en saber si esos 14.76 años de la RRP reflejan de cierto modo la maximización del valor económico de las reservas probadas, pero sobre todo, revisar si a nivel de campo es posible replantear la estrategia que permita contar con una cartera de proyectos maximizada.

(3)

Con el fin de tener una mejor interpretación de la RRP, es conveniente tomar en cuenta las siguientes consideraciones: La RRP se calcula con la producción anual vigente en los campos; sin embargo, esta producción proviene únicamente de los pozos que estuvieron produciendo durante el año anterior. Lo correcto sería asociar esta producción a la categoría de reserva correspondiente. En este caso, los pozos que se encuentran produciendo dan sustento a la categoría Probada Desarrollada Produciendo (PDP), por lo tanto la RRP sería:

Para conocer la RRP de las demás categorías, sería suficiente dividir la reserva correspondiente entre la producción inicial de todas las actividades asociadas a esa categoría. Por ejemplo, en la categoría Probada Desarrollada No Produciendo, se consideran todos los pozos productores cerrados por problemas operativos, los pozos con reparaciones mayores y menores programadas, así como aquellos que carezcan de infraestructura de producción, siempre y cuando el costo de dicha infraestructura sea mínimo. Algo similar ocurría con las categorías probables y posibles. Esta disgregación es una propuesta que le da una interpretación menos subjetiva a la RRP. Cuando se presenta una RRP en cualquier foro o publicación se pueden presentar diversas interpretaciones en función del grado de conocimiento en el tema de reservas de cada persona.

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Optimización de la relación reserva-producción en campos maduros de la Región Sur, p.p.20-26

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Modelos utilizados Sin duda, el mejor modelo para analizar la rentabilidad de cualquier proyecto de inversión es el modelo clásico de flujo de efectivo, el cual puede presentarse de manera tabular y mostrar los flujos descontados al final de cada periodo, los cuales se suman al final para obtener indicadores de VPN, VPN/VPI y TIR, principalmente. La aplicación que ha sido utilizada en los últimos años en la documentación de reservas y en la evaluación de los indicadores económicos es PEEP® de Merak®, Tabla 1.

las reservas, dados algunos parámetros económicos y de producción propios de los campos. Hayhow y colaboradores (4), presentan un modelo de optimización que incluye las suposiciones siguientes: 1. Se tiene un comportamiento exponencial en la declinación de la producción en los pozos. 2. Se tiene una misma recuperación de hidrocarburos, independientemente del escenario de desarrollo que se tenga.

Para fines prácticos estos modelos pudieran ser un poco laboriosos y no se tendría una respuesta inmediata si se quisiera conocer la RRP que maximiza el valor de

3. No se contemplan algunas economías de escala por cuestiones de simplificación del modelo.

Así, la ecuación que representa el valor presente neto es:

(1)

Donde: n

=

Número de pozos

q0

=

Gasto inicial de producción de hidrocarburos

d

=

Factor de declinación anual

i

=

Tasa de descuento anual (fracción)

c

=

Costo de la inversión por pozo

Considerando que el inverso de RRP del campo equivale al factor de declinación del mismo, derivando la ecuación (1) e igualando a cero se obtiene:

(2)

Estas ecuaciones muestran que para cada yacimiento se tiene únicamente un VPN máximo, el cual depende directamente del tamaño del yacimiento, de la productividad de los pozos, del costo de capital, así como del número de pozos. Sin embargo, la RRP a la cual la optimización depende únicamente de la relación de la productividad individual de cada pozo con respecto a su costo de capital (q/c). Más adelante se presenta algunos ejemplos de los análisis de sensibilidad realizados en campos de la Región Sur.

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Por su parte, Solórzano

(5)

, presenta un modelo con el cual es posible estimar el número óptimo de pozos:

(3)

Si se despeja de la ecuación (3), la RRP a nivel de campo/yacimiento y se multiplica el lado derecho tanto al numerador como al denominador por el costo de la inversión, se llega al mismo modelo optimización de Hayhow. Finalmente se mencionan las consideraciones adicionales en el desarrollo de este modelo: •

Se tiene un yacimiento homogéneo.

•

Las inversiones se refieren al año cero en su totalidad.

•

Todos los pozos tienen la misma producción inicial.

•

La declinación permanece constante.

Campos maduros

Opciones más rentables

La mayor parte de las reservas de hidrocarburos con que cuenta la Región Sur, provienen de campos maduros, que en su definición correcta, son aquellos campos que han alcanzado su pico máximo de producción o se encuentran en su etapa de declinación. Actualmente el factor de recuperación promedio a nivel mundial es de 35%.

A medida que los campos se vuelven maduros, se hace imperante la necesidad de perforar nuevos pozos con el fin de recuperar las reservas de aceite que se encuentran atrapadas debido a la heterogeneidad del yacimiento, o en zonas que no han sido barridas. Cabe mencionar que es necesario determinar la localización óptima de los pozos intermedios en campos maduros, y que esta actividad implica la elaboración de mapas que contengan la distribución del aceite remanente.

Se ha observado que el tipo de declinación que mejor se ajusta para la generación de los pronósticos de producción es de tipo exponencial, la cual se presenta en campos que han alcanzado flujo pseudoestacionario(6). Es de suponerse que en la mayoría de los campos maduros ya se presenta este tipo de condiciones de flujo, sobre todo cuando los efectos de frontera se han sentido en los pozos productores, a menos que se tengan yacimientos con muy baja permeabilidad. Es posible diagnosticar el régimen de flujo pseudoestacionario utilizando un método gráfico que está basado en el concepto de la derivada aplicado en las pruebas de presión (7). Básicamente se grafica de manera doble logaritmo la derivada Np (Δp/ΔNp) en el eje de las ordenadas y Np en el eje de las abscisas. Se observarán pendientes unitarias que correspondan a la expansión del sistema roca fluidos o debido a algún empuje hidráulico. El flujo pseudoestacionario se observa cuando el disturbio de presión generado ha alcanzado todas las fronteras del yacimiento.

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Holm(8) compara diferentes estrategias de explotación, las cuales contemplan de manera independiente la perforación de pozos, la inyección de agua y la recuperación mejorada en campos maduros. Una de las opciones más rentables es la perforación intermedia, ya que ésta implica menores costos y una mayor aceleración de la extracción de hidrocarburos. Se concluye que la única manera de extraer el aceite atrapado es mediante la perforación intermedia y una forma clara de incrementar las reservas. Por su parte, la recuperación mejorada no requiere necesariamente la perforación de pozos adicionales; sin embargo, el periodo de recuperación de la inversión se hace más largo. Cabe señalar que se ha observado en algunas evaluaciones que una combinación de estas dos actividades presenta indicadores económicos muy atractivos.

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Análisis de sensibilidad Se realizaron diversos escenarios a 12 campos maduros de la Región Sur, con el fin de analizar el grado de optimización de la RRP, en su categoría Probada no Desarrollada (PND). La reserva PND es aquella que se espera sea recuperada principalmente a través de pozos nuevos en áreas no perforadas, o donde se requiere un gasto de inversión relativamente grande para terminar los pozos existentes y/o construir las instalaciones para la producción y el transporte. De estos 12 campos maduros, 10 mostraron contar con una evaluación económica de reservas muy cercanas a la RRP óptima, con tan sólo algunos meses de diferencia, siendo esto último muy aceptable tomando en cuenta que dicha evaluación se realiza considerando a las tres categorías de reservas 1P (PDP, PDNP y PND), consolidadas en un solo caso de flujo de efectivo. Con este ejercicio fue posible regresar a la evaluación original y ajustar las inversiones necesarias que proporcionarán los VPN’s y por consiguiente, las RRP optimizadas. En todos los casos el nivel de inversión creció, lo que significó un incremento en el grado de desarrollo y una disminución de la RRO original. Con los rangos de las variables utilizadas (costo de capital, tasa de descuento, gasto inicial y precio) se realizaron análisis de sensibilidad usando algunas herramientas como las gráficas spider o de araña, Figuras 2 y 3.

Figura 2. Gráfica de araña. Campo Ogarrio

La Figura 2 muestra que para campos de aceite ligero, las variables que tienen mayor efecto sobre la RRP probada no desarrollada, son el gasto de producción inicial y el costo de la inversión de la perforación de los pozos. A pesar de que el precio de los hidrocarburos puede ser también una variable importante en el comportamiento de la RRP óptima, con los rangos usados en este trabajo no se mostró un efecto significativo. Para el caso de los campos de gas, también se tiene el mismo nivel de sensibilidad a los gastos de producción y a los costos de las inversiones, sin embargo, se observó que el precio del gas tenía un efecto importante en la sensibilidad de la RRP óptima, Figura 3.

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Figura 3. Gráfica de araña. Campo Narváez

En todos los casos la RRP óptima no fue mayor a cinco años. Esto podría cambiar la manera de ver a la disminución de la RRP, y pensar en la aceleración de la extracción de la reserva como un factor en la generación de valor muy importante. Por supuesto que esto no depende del todo de cuestiones económicas, sino también de cuestiones que tienen que ver con el comportamiento de los yacimientos, de la implementación de nuevas tecnologías, del respeto al medio ambiente y de las políticas energéticas establecidas.

Conclusiones y recomendaciones 1. En los últimos años, la evaluación de reservas ha tenido una componente económica cada vez más sólida. 2. La RRP debe tener una lectura cuidadosa, para no generar juicios equivocados en la toma de decisiones.

3. Se propone una disgregación de la RRP en función de la categoría correspondiente con fundamento en los lineamientos de la SPE y SEC. 4. Este tipo de modelos son de mayor utilidad en campos con heterogeneidad reducida o con mayor entendimiento de la misma. 5. Estos modelos son de utilidad para afinar las evaluaciones económicas de las propuestas de reservas en campos maduros.

Referencias Pemex Exploración y Producción. Portal Intranet. Lohrenz, J.; Williams C.W. “Disaggregated Remaining Reserves to Annual Production Ratios”, Artículo SPE 52944 (1999) http://earthtrends.wri.org/text/energy-resources/map-505.html Hayhow, I.G.; Lemee, J.A. “Reserves to Production Ratios and Present Value Relationships” (2000) SPE 59783 Solórzano, L.N.; “Criterios de rentabilidad económica para la administración de empresas petroleras”; Ed. Argo, 1996, 336 pags.

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Fetkovich, M.F.: Decline Curves Analysis Using, Type Curves. JPT (1980). Barrón, R. “Nueva metodología para realizar balance de materia”; Red de expertos en ingeniería de yacimientos. Pemex. Documento interno. Octubre 2005. Holm, L.W.;”Infill Drlling vs. Tertiary Oil Recovery vs. More Import,” JPT (July 1980) 1169.

Tabla 1. Evaluación económica de reservas mediante el modelo de flujo de efectivo.

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Artículo arbitrado

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Análisis de pruebas de presión y declinación en pozos hidráulicamente fracturados en yacimientos heterogéneos (Paleocanal Chicontepec) con empuje de gas en solución Armando Rivero Vértiz, Miguel Alejandro González Chávez, Juan Alemán Moreno Pemex Exploración y Producción, Activo Integral Poza Rica - Altamira Recibido 2007- aceptado mayo 2012

Resumen Para caracterizar a los yacimientos heterogéneos en explotación avanzada y conocer la complejidad del sistema fractura-yacimiento utilizando información tradicional, tiempo contra presión ó gasto, en condiciones multifásicas, identificando diversos periodos de flujo durante la aportación de fluidos del yacimiento a la fractura hidráulica y al pozo, se utilizó el simulador disponible como es Eclipse de aceite negro, con malla refinada en las proximidades del pozo. Se validó el simulador en condiciones transitorias con flujo de líquido, considerando producción a gasto o presión de fondo constante utilizando soluciones analíticas disponibles. Esto permitió establecer la malla apropiada utilizando el simulador mono básico como base. Generaron resultados numéricos a condiciones multifásicas, utilizando diferentes conjuntos de curvas de permeabilidad relativas para la fractura, para lograr comprender las tendencias de las saturaciones del sistema fractura-yacimiento, asimismo analizar los datos generados utilizando diferentes funciones de pseudo presión, que toman en cuenta la presencia de flujo multifásico. Se analizó la evaluación práctica de las funciones anteriores así como también se caracterizó el comportamiento de fluidos de fractura- yacimiento en yacimientos altamente complejos, como es el Paleocanal de Chicontepec, y así al conocimiento de explotación y terminación de los pozos en sus arenas con mayor potencial.

Instrucciones generales El Paleocanal de Chicontepec está ubicado en la Cuenca Tampico-Misantla en la región oriental del estado de Veracruz, México y está limitado por dos rasgos geológicos de importancia: la Sierra Madre Oriental al oeste y el Arrecife de la Faja de Oro al este, Figura 1. La secuencia correspondiente al Paleocanal está conformada por turbiditas depositadas en un ambiente de aguas profundas, definido a partir de una asociación microfaunal. Estos sedimentos fueron datados entre el Paleoceno tardío y el Eoceno temprano; principalmente están compuestos por lutitas o limonitas y por areniscas de grano fino a muy fino. Estas areniscas han

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sido contaminadas por material pelítico y micrítico de origen arrecifal provenientes del Arrecife de la Faja de Oro ubicado al este. La contaminación de estas arenas tiene relación con su baja porosidad y permeabilidad. La columna estratigráfica de los campos Agua Fría, Coapechaca y Tajín, está comprendida entre el Paleoceno Inferior y el Eoceno Inferior y representada por la Formación Chicontepec, la cual consta de tres miembros: Inferior, Medio y Superior, Figura 2. Esta formación ha sido subdividida para este trabajo, en tres complejos turbidíticos: Tc1, Tc2 y Tc3, definidos por cuatro discordancias que limitan los yacimientos y que a su vez presentan un espesor entre 150 y 300 metros aproximadamente, Figura 3.

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Análisis de pruebas de presión y declinación en pozos hidráulicamente fracturados en yacimientos heterogéneos (Paleocanal Chicontepec) con empuje de gas en solución, p.p.27-40

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Debido a la baja porosidad y permeabilidad de las arenas productoras (5 a 9% y 0.1 a 3 md, respectivamente), el 95% de los pozos tienen que estimularse mediante fractura hidráulica. Históricamente, se han terminado con dos y hasta tres intervalos fracturados simultáneamente (aislando con tapón de arena y limpiando al final de la intervención). Sin embargo, en los últimos tres años, la mayor parte de los pozos han sido terminados en un sólo intervalo. Dicho procedimiento, aunado a la optimización de prácticas operacionales (activación inmediata, rápido desalojo de fluido de fractura, fluidos libres de polímeros, entre otros), ha ayudado a reducir costos, minimizar daño a la formación, aumentar el gasto inicial y la recuperación de aceite. En algunos casos el volumen de aceite recuperado ha sido mayor que en los pozos terminados con dos y tres fracturas. Otro factor importante es la captura de información, ya que a través de registros especiales y nuevas

tecnologías, se ha logrado estimar con menos incertidumbre ciertas variables, como por ejemplo el plano preferencial de las fracturas (NE SO 32°), presencia de fluidos indeseables, presiones de yacimiento, altura de la fractura, entre otros. Las estadísticas de reparación mayores muestran que para los años 2003 y 2004 el incremento de producción por pozo se ubicó en 63 y 203 BPD respectivamente, con un total de 21 pozos reparados en el primer año y 33 en el 2004. En los campos Agua Fría, Coapechaca y Tajín con un total de pozos perforados de 1255 pozos desde 1952 hasta la fecha. A diciembre de 2006, se encontraban produciendo 599 pozos, la producción de aceite es de 21,319 BPD con una RGA de 166 m 3/m 3 y un porcentaje de agua de 15%. El volumen de aceite y gas acumulado es de 141 MMBIs y 239 MMMPC respectivamente. En la Figura 4 se muestra la historia de producción desde el inicio de la vida productiva de estos campos.

A pesar de que las mejores prácticas han incrementado la producción inicial, existen todavía oportunidades para minimizar la alta declinación que se está presentando en la etapa fluyente. Inicialmente los pozos producen naturalmente; sin embargo, la reducción en la presión de fondo cansada por el mecanismo de empuje de gas en solución a tal punto de que no fluyan, se requiere optimizar de la aportación del sistema yacimiento-fractura y así mismo la instalación de un sistema de levantamiento artificial.

Figura 1. Mapa de localización, Paleocanal Chicontepec.

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Figura 2. Columna estratigráfica.

Figura 3

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Figura 4

Desarrollo analítico (Cinco Ley y Cols, 1978) La ecuación 1 representa el flujo lineal a lo largo de la fractura.

(1)

Condiciones inicial y de frontera:

Condiciones de frontera:

(2)

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La solución para la ecuación 1 con condiciones iniciales y de frontera y la ecuación 2 se expresada en adimensionales:

(3)

Donde: Presión adimensional, Pfd

Longitud adimensional de la fractura, XD

Tiempo adimensional, tD

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Gasto adimensional, qfD (4)

La ecuación 3 la obtuvieron Cinco Ley y Cols., por medio del método de las funciones de Green y el método de Newman.

Modelo de flujo de yacimiento La presión transitoria en el yacimiento puede ser estudiada y considerando la fractura como una fuerza en el plano de altura b, longitud 2xf, la densidad de flujo. La presión adimensional en cualquier punto del yacimiento puede obtener de la siguiente ecuación.

(5)

(6) La ecuación 5 también esta derivada usando las funciones de Green.

Resolviendo la ecuación 3 y 5 simultáneamente, dando continuidad de flujo entre las dos regiones establecidas. La presión adimensional Pfa(XD , tD) y la densidad de flujo qfa(XD , tD) en el modelo de fractura es igual a la presión adimensional PD(XD , YD , tD) y la densidad de flujo qD(XD , tD) del modelo de yacimiento respectivamente que es. (7) y (8)

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Para

Continuando con las ecuaciones 3, 5, 7 y 8 y usando Poisson’s y utilizando la sumatoria de yields.

Donde la capacidad de almacenamiento adimensional de la fractura y la difusividad hidráulica adimensional de la fractura se definen por medio de las ecuaciones siguientes:

(9)

(10)

Método de solución La ecuación 9, puede discretizarse en tiempo y espacio y la fractura se divide en segmentos iguales 2N y el tiempo se divide en diferentes intervalos. Se considera que el flujo en la fractura

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tiene una distribución en tiempo y espacio, la densidad de flujo del intervalo de la fractura es constante para un segmento i y el intervalo de tiempo k para el segmento de la fractura j en donde la ecuación 9, se expresa de la manera siguiente en forma de sumatoria.

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Análisis de pruebas de presión y declinación en pozos hidráulicamente fracturados en yacimientos heterogéneos (Paleocanal Chicontepec) con empuje de gas en solución, p.p.27-40

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(11)

En la referencia 2 se presenta con detalle la solución anterior.

Desarrollo del modelo de flujo Debido a la complejidad que muestra de acuerdo a la caracterización estática y dinámica el yacimiento Paleocanal de Chicontepec y su alta heterogeneidad del sistema fractura-yacimiento. Se utilizó información tradicional, tiempo contra presión o gasto, en condiciones multifásicas del simulador numérico ajustado, en donde se han identificado diversos periodos de flujo durante la aportación de fluidos del yacimiento a la fractura hidráulica y al pozo, durante las pruebas de presión pre-fractura y pos-fractura, realizadas al pozo Agua Fría 874, generando los modelos de flujo radial y bilineal y el comportamiento de flujos de ambas pruebas de presión, como se muestra en las Figuras 5, 6 y 6a. Se utilizaron algunos parámetros extraídos del análisis de estas pruebas de presión, para alimentar el simulador eclipse de aceite negro con malla refinada en las proximidades del pozo. Previamente se validan el simulador en condiciones transitorias de flujo de líquido, con producción a gasto o presión de

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fondo constante. Esto permitió establecer la malla apropiada de acuerdo a la Figura 7, generando una serie de valores que se graficaron en conjunto con las corridas con información real del pozo Agua Fría 874 donde se utilizaron como curvas de permeabilidades relativas al aceite, gas y agua validadas y normalizadas como muestra la Figura 9, utilizando la siguiente información para el simulador: Permeabilidad=7.68 md, gasto de aceite=1110 bpd al inicio de la fractura, longitud de la fractura=200 ft, así como pseudos presiones introducidos al simulador con un modelo numérico y comparando en las Figuras de la 10 a la 13 nos muestran un buen ajuste del modelo numérico y del pozo agua fría 784, cabe mencionar al inicio de la aportación del sistema yacimiento-fractura se observa una mayor aportación de flujo de gas, causada por la caída de presión que se presenta en la trasferencia de flujo de fluidos yacimiento-fractura; después del periodo de flujo transitorio se estabilizan los flujos del sistema yacimiento fractura.

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Figura 5

Figura 6

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Análisis de pruebas de presión y declinación en pozos hidráulicamente fracturados en yacimientos heterogéneos (Paleocanal Chicontepec) con empuje de gas en solución, p.p.27-40

Sección Técnica

Figura 6 a. Gráfica de prueba de presión pre-fractura y pos-fractura, pozo Agua Fría 874.

Figura 7. Modelo del pozo utilizado con refinamiento para fractura hidráulica simétrica.

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Sección Técnica

Figura 8. Solución del modelo de flujo del yacimiento descritizado.

Figura 9. Curvas de permeabilidad relativa Kro, krw y Krg utilizadas en el simulador.

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Sección Técnica

Figura 10. Gráfica de aceite del ajuste de modelo numérico y pozo AF- 874.

Figura 11. Gráfica de la relación gas-aceite del ajuste del modelo numérico y pozo AF-874.

Figura 12. Gráfica de gas del ajuste del modelo numérico y pozo AF-874.

Figura 13. Gráfica de la presión de fondo fluyendo y su ajuste del modelo numérico y pozo AF-874.

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Sección Técnica

Nomenclatura a= B= c= C = l h= k= p= p i= q f= q w= t= w f= x,y= h= m= f= fcd= Xf= S f= wopr= wgpr= wgor= wbhp= kro= krw= krg= s w=

Capacidad relativa parámetro definido por Prats18, adimensional Factor de volumen de formación, bbl/STB Compresibilidad, psi-1 Capacidad de almacenamiento de la fractura, ft3 / psi Espesor de Formación, ft Permeabilidad, md Presión, psi Presión inicial, psi Densidad de flujo de la fractura, STB/D-ft Gasto del pozo, STB/D-ft Tiempo, horas Amplitud de la fractura, ft Coordenadas, ft Difusividad Hidráulica, md-psi/cp Viscosidad, cp Porosidad, fracción Conductividad hidráulica, adimensional Longitud de la fractura, ft Daño de la fractura, adim. Producción de aceite del pozo, bbl Producción de gas del pozo, sfc Relación gas aceite del pozo, sfc/bbl Presión de fondo fluyendo, psi Permeabilidad relativa al aceite Permeabilidad relativa al agua Permeabilidad relativa al gas Saturación de agua, %

Subíndices D= Adimensional ∫= Fractura i= Inicial, celda i j= Celda j o= Aceite g= Gas t= Total wf= Fondo fluyendo w= Pozo Funciones especiales:

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Sección Técnica

Conclusiones 1. Se validó el modelo numérico de simulación para condiciones transitorias de flujo de líquido, con producción a gasto o presión de fondo constante. 2. Se determinó establecer la rejilla logarítmica apropiada utilizando el simulador monofásico para aceite negro. 3. Se generaron resultados numéricos a condiciones multifásicas, utilizando diferentes conjuntos de curvas de permeabilidad relativas para la fractura del pozo Agua Fría 874. Esto nos permitió conocer

el comportamiento de flujo de fluidos del sistema yacimiento-fractura. 4. Se analizaron y validaron los datos generados utilizando diferentes funciones de pseudos presión que toman en cuenta la presencia de flujo multifásico. 5. Se observa una mayor aportación de flujo de gas, esto es debido al gas en solución y a las caídas de presión que existen en la transferencia de flujo de fluidos, después de periodo de flujo transitorio se estabiliza los flujos del sistema yacimiento fractura.

Referencias Lankin S.D. Brown, E.K., Bazan, L.W., Manuel, G.W., and Becnel, J.L., “Stimulation Design and Post Fracture Production Analysis: A Tight Gas Sand Case History”, SPE (Feb. 2002) 743-61 Heber Cinco L. F. Samaniego-V., N. Dominguez A. ”Transient Pressure Behavior for a well with a Finite-Conductivity Vertical Fracture”, SPEJ (Aug. 1978) 253-64. Fernando Rodríguez de la garza “Manual de Simulación numérica Simpuma-frac” (Jua. 1975). Información proporcionada por el “Proyecto integral de aceite del Golfo Terciario”. (dec. 2006).

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Jornadas Técnicas

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Política Editorial Ingeniería Petrolera es una publicación mensual de investigación científica editada por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, AC (AIPM), que tiene como objetivo difundir investigación original relacionada con el área de la ingeniería petrolera en todas las categorías siguientes: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

Geología Geofísica Yacimientos Sistemas de Producción y Comercialización de Hidrocarburos Intervención a Pozos Seguridad Industrial, Higiene y Protección Ambiental Administración y Negocios Recursos Humanos y Tecnología de Información Desarrollo y Optimización de la Explotación de Campos

La revista Ingeniería Petrolera es un espacio abierto para investigadores y profesionales interesados en dar a conocer sus trabajos e incluye artículos en español e inglés. La revista Ingeniería Petrolera tiene como objetivo contribuir al progreso y la divulgación de la Ingeniería Petrolera en México, promover el estudio y la investigación científica entre sus miembros y fomentar la fraternidad entre los mismos, tiene como misión ser  una tribuna técnica para los ingenieros que laboran directa o indirectamente en la industria petrolera y su visón es dar a conocer trabajos inéditos relacionados con el área petrolera en México y en el Mundo en idiomas español e inglés. Información para los autores Manuscritos Los especialistas que colaboren con artículos de investigación deberán integrarlos bajo las siguientes normas editoriales de la publicación: 1. Los manuscritos elaborados en español o en inglés deberán ser enviados a la Comisión Nacional Editorial y Comisión Nacional de Estudios, [email protected]; [email protected] con una extensión máxima de 20 cuartillas, incluyendo tablas, gráficas, figuras, fotografías, etcétera, las cuales deberán ser colocadas en el lugar correspondiente y enviadas en formato TIFF o JPG con calidad mínima de 300 dpi. 2. Debe ser escrito a una columna con márgenes de 3 cm de lado izquierdo y 2 cm en los lados

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restantes. El espaciado interlineal debe ser de 1.5, con fuente Arial de 12 puntos para el texto y de 14 puntos para los títulos, utilizando los acentos ortográficos correspondientes en letras mayúsculas. El procesador de palabras deberá ser Microsoft Word. 3. El encabezado del artículo deberá integrar la siguiente información: • •

• •

Título del trabajo en inglés y español: deberá ser corto y conciso sin que exceda de 15 palabras. Datos de los autores y coautores: nombre completo, institución a la que pertenecen, dirección postal, teléfono(s), direcciones y correo electrónico. Resumen: Elaborar uno en español y otro en inglés, los cuales no excedan de 250 palabras cada uno. Palabras clave en español e inglés: Incluir 6 descriptores en inglés y en español para facilitar la recuperación de la información en las bases de datos especializadas.

4. La estructura de los artículos deberá contener: • • • • • • • •

Introducción Desarrollo del tema Conclusiones Nomenclaturas Agradecimientos Apéndices (en su caso) Referencias Trayectoria profesional de cada autor

5. Las expresiones matemáticas deberán ser escritas claramente, cuidando que sean legibles los símbolos y utilizando el Sistema Internacional de Unidades. 6. Las referencias enunciadas en el desarrollo de los trabajos deberán anotarse indicando el apellido del autor y el año de su publicación, por ejemplo: “Recientemente, Gracia (1996)...” o

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bien “En un trabajo reciente (Gracia, 1996)”... Para tres autores o más: Gracia et al. (1996) o (Gracia et al., 1996). Estas referencias se citarán al final del texto y en orden alfabético al final del trabajo, de acuerdo al manual establecido por la SPE Publication Style Guide: Libros Bourdet, D. 2002. Well Test Analysis: the Use of Advanced Interpretation Models. Amsterdam: Elsevier. Artículos Hernández García, M.A. 2011. Desarrollo del Campo Cauchy: Caso de Éxito en la Región Norte. Ingeniería Petrolera LII (2): 19-35. Soliman, M.Y., Miranda, C. and Wang, H.M. 2010. Application of After-Closure Analysis to a Dual-Porosity Formation, to CBM, and to a Fractured Horizontal Well. SPE Prod & Oper 25 (4): 472-483. SPE-124135-PA. http://dx.doi.org/10.2118/10.2118/124135-PA

Normas NRF-005-PEMEX-2000. Protección Interior de Ductos con Inhibidores. 2000. México, D.F.: PEMEX, Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Software Eclipse Reservoir Engineering Software. 2005. Schlumberger, http://www.slb.com/content/services/ software/resent/. 7. Los autores deberán anotar una semblanza de su trayectoria profesional que no rebase las 100 palabras en el idioma en que se escribió el artículo, éstas se ubicarán después de las referencias. Autores •

El autor deberá ceder los derechos a la revista Ingeniería Petrolera de la AIPM.

•

El artículo deberá ser original y compromete a sus autores a no someterlo simultáneamente a la consideración de otra publicación.

•

La responsabilidad del contenido de los artículos sometidos a la publicación corresponde a los autores.

Conferencia, reunión, etc. Al-Khalifa, A.J. y Odeh, A.S. 1989. Well Test Analysis in Oil Reservoirs with Gas Caps and/or Water Aquifers. Artículo SPE 19842, presentado en: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, octubre 8-11. http://dx.doi.org/10.2118/19842-MS. Tesis Pérez Martínez, E. 2011. Estudio de Conificación de Agua en Yacimientos Naturalmente Fracturados. Tesis de Maestría, UNAM, Programa de Maestría y Doctorado en Ingeniería, México, D.F. Miguel Hernández, N. 2002. Scaling Parameters for Characterizing Gravity Drainage in Naturally Fractured Reservoir. PhD dissertation, University of Texas at Austin, Austin, Texas. PDF (en línea) Secretaría de Energía. Dirección de Planeación Energética. 2011. Balance Nacional de Energía 2010. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2011/ Balance%20Nacional%20de%20Energía%202010_2.pdf (descargado el 1 de febrero de 2010)

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Evaluación Todos los artículos presentados serán valorados previamente por dos o más expertos del Comité Técnico de Expertos de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México AC, y posteriormente por la Comisión Editorial, quienes estudiarán su contenido y darán una opinión acerca su publicación. En este proceso participan especialistas reconocidos y de alto nivel en la materia, con habilidad y experiencia para evaluar de manera confiable y expedita, tanto la calidad y la originalidad, como el mérito del contenido de los artículos. Sobretiros Se enviarán gratuitamente 5 ejemplares de la publicación a los autores participantes de cada artículo publicado.

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