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• Oswaldo Florencia

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TECNOLOGICO NACIONAL DE MEXICO INSTITUTO TECNOLOGICO DE CERRO AZUL

TALLER DE INVESTIGACIÓN 2

NOMBRE DEL PROYECTO: “INYECCIÓN DE AGUA EN EL COMPLEJO ABKATUN POL CHUC”

CATEDRATICO: LIC. EMILIA

CERRO AZUL, VER.

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Contenido Antecedentes ...................................................................................... Error! Bookmark not defined. Planteamiento del problema .............................................................................................................5 Objetivo............................................................................................................................................8 Pregunta de investigación .................................................................. Error! Bookmark not defined. Marco teórico ...................................................................................................................................9 Marco histórico ............................................................................................................................9 Marco conceptual ....................................................................................................................... 12 Nuevo enfoque de la recuperación de hidrocarburos. ................................................................ 18 Marco referencial ....................................................................................................................... 19 Bosquejo de método ....................................................................................................................... 20 Población o universo .................................................................................................................. 20 Muestra ....................................................................................................................................... 20 Tipo de investigación ................................................................................................................. 20 Instrumento de recolección de datos .............................................. Error! Bookmark not defined.

3 Introducción.

Los pozos petroleros

Lq inyección de agua dentro de los pozos petroleros juega un papel muy importante debido aque con el podemos obtener el hidrocarburos de una segunda manera ( secundaria) una vez que el yacimiento pierde presión se busca emplear esté método de inyección de agua pará seguir produciendo el hidrocarburo y seguir obteniendo ganancias de este mismo. A continuación se muestra un trabajo de campo de investigación de inyección de Agua sobre un campo en dónde un pozo pierde algunas de sus propiedades cómo la presión y para ello se desarrolla un trabajo de campo con la idea de emplear un método para que dicho pozo no pierda sus propiedades.

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Descripción del problema El 85% de la producción mundial de crudo se obtiene actualmente por métodos de producción primaria y secundaria por un recobro promedio de 35% del petróleo in situ. Como esa producción todavía es baja, para incrementarla se han desarrollado métodos y técnicas de recobro mejorado, EOR (del inglés enhanced oil recovery). Las cuales involucran una inyección de un fluido líquido o de gas dentro del yacimiento. Hoy en día, la inyección de agua principal y más conocido de los métodos EOR, y hasta la fecha es el proceso que más ha contribuido en la recuperación extra del petróleo. No obstante, se considera que, después de una invasión con agua todavía queda en el yacimiento más del 50% de aceite original in situ. El objetivo principal de la inyección con agua es mantener la presión a cierto valor o suplementar la energía natural del pozo. El primer caso se conoce como mantenimiento de la presión y el segundo como mantenimiento parcial. Un factor predominante que controla las operaciones de inyección de agua es la localización de los pozos inyectores con respecto a los pozos inyectores con respecto a los pozos productores y los límites del yacimiento. Es aquí donde nace la necesidad de crear una fuente de información compleja y clara de esta importante actividad que se lleva a cabo en los complejos petroleros.

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Planteamiento del problema El petróleo crudo no tiene habilidad para salir por sí mismo de los poros de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por el empuje de un fluido asociado al petróleo como el gas o por acumulación de otros fluidos como el agua. Este proceso, mediante el cual un fluido pasa a ocupar el lugar de otro en un medio poroso, se conoce como desplazamiento. Generalmente los fluidos para ayudar a desplazar son el agua y el gas. Además del desplazamiento del petróleo por efecto de un fluido en solución, el petróleo también puede ser recuperado por un desplazamiento similar ocasionado por un pistón. Esto se logra con la aplicación de las fuentes de energía como es el caso de un yacimiento con empuje por agua o por una capa de gas en ambos casos ocurre un desplazamiento inmiscible del petróleo, bien sea por el avance del acuífero o por la expansión del volumen de la capa de gas. En operaciones de recuperación secundaria cuando se inyecta agua en yacimientos de petróleo también ocurren desplazamientos inmiscibles. Para que exista este desplazamiento es necesario que el fluido desplante disponga de más energía de desplazado.

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Objetivo General Describir el proceso de implementación de la inyección de agua que permita desarrollar un proceso de recuperación mejorada de hidrocarburos en el yacimiento carbonatado y naturalmente fracturado con el firme objetivo de extraer el recurso almacenado en matriz tratando de lograr simultáneamente el doble desplazamiento, sentando los precedentes de uno de los mejores procesos de recuperación mejorada que implican un reto en la industria petrolera de México. Objetivos específicos 

Determinar cómo se obtendrá un mayor índice de rentabilidad por el proceso de inyección de agua.



Describir os beneficios obtenidos en con la inyección de agua en el complejo.

 Analizar los factores que determinara el proceso de recuperación en dicho complejo para su mejor extracción

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Hipótesis o supuestos

En este complejo Abkatun se implementara la inyección de agua esperando con ello una producción secundaria de hidrocarburos debido a que dicho campo a perdido presión en el yacimiento, para ello se hará un estudio de análisis y se piensa que la estimación puede ser mayor a 5540 millones de barriles obteniendo una gran producción a futuro de mucha ganancia económica. Sabiendo que la inyección de agua es la más rentable se piensa invertir una no muy baja cantidad económica para llevar a cabo este proyecto.

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Justificación Este proyecto está hecho con el fin de adquirir una información proporcionada y eficaz para el aprendiz creando generalidades en una inyección de aguas en los campos petrolíferos, es esencial tener en cuenta hoy en día que para extraer la máxima cantidad de crudo se necesita de un factor de recobro es ahí donde la inyección de aguas entra a ser un papel muy importante en la industria petrolera ya que gracias a este podemos lograr un 60% en el factor de recobro a lo cual identificaremos con nuevas tecnologías y poder aprovechar el conocimiento de sí mismas en cuanto a la producción de hidrocarburos. Cabe mencionar que las siguientes generalidades serán de gran utilidad específicamente para estudiantes de las líneas de producción de pozos de petróleo facilidades de superficie, perforación de pozos y todo el personal sin importar su técnica y que quieran adquirir conocimientos acerca de los factores de recobro en específico la inyección de agua.

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Marco teórico Marco histórico

La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento. No fue sino hasta los primeros años de 1980, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción. La inyección de agua en los yacimientos naturalmente fracturados se ha considerado por mucho tiempo de mucho riesgo, ya que ha habido varios fracasos debido al movimiento intenso del agua por el sistema de fracturas ocasionado surgencia del agua muy rápida en los pozos productores. Sobre todo cuando se tiene una matriz que tiene una capacidad de flujo muy baja (Qing, 2003) ocasionando una muy baja eficiencia de desplazamiento, de tal manera que no puede alimentar el sistema de fracturas de una manera adecuada, en tal caso el agua tampoco puede penetrar de una manera eficiente en la matriz, esto puede suceder debido a tres principales razones: 1).-Baja permeabilidad de la matriz, 2).- roca mojable por aceite 3).- altos gastos de inyección en los pozos inyectores y pozos productores muy cercanos.

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Por consiguiente la inyección de agua en el complejo Abkatun Pol Chuc, se consideró muy atractiva debido a tres razones principales (Toledo, 2014): 1).- se trata de un yacimiento de muy buenas características de flujo en la matriz (Tipo III clasificación de Nelson, 2005) y alta permeabilidad de las fracturas. 2).- la inyección de agua se ubicó en la zona del acuífero regional ocasionado bajas caídas de presión en las fracturas lo que ocasionó una muy buena eficiencia de desplazamiento 3).- el yacimiento tiene un aceite ligero, lo que ocasiona una relación de movilidades favorable. El análisis del comportamiento del yacimiento Ixtal JSK, lo cual atribuye que es un yacimiento naturalmente fracturado del tipo III, lo cual indica una buena respuesta de la matriz para alimentar el sistema de fracturas y por consiguiente el agua puede ser favorable a la inyección, ya que se tiene una mojabilidad de tipo intermedio. El yacimiento naturalmente fracturado Ixtal, produce la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK). Fue descubierto en 1993 con el pozo Ixtal-1 (5,000 bpd de aceite, RGA 188 m3/m3, 0 % de agua, 31 °API) en tirantes de agua de 72 m. Se localiza en aguas territoriales del Golfo de México. La formación es un anticlinal alargado con el eje principal con orientación NW-SE, las rocas son dolomías micro – mesocristalinas, El modelo de fracturamiento determinó que la distribución de las fracturas está ligada al contexto geológico regional. Ya que la formación JSK está bastante fracturada y las fracturas están abiertas en las principales unidades productoras, ocasionando una alta productividad en los pozos. El campo presenta un alto grado de heterogeneidades litológicos – petrofísicos y estructurales tanto

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laterales como verticales, así mismo el fracturamiento es selectivo y en diferentes escalas, asociadas a fallamiento, plegamiento y a la intrusión salina al sur del campo. La columna estratigráfica se divide en nueve unidades de flujo. La litología predominante corresponde a calizas, dolomías, calizas dolomitizadas y arcillas, presenta porosidad primaria y secundaria por fracturas y vúgulos. El campo Ixtal-JSK dio inicio a su producción en junio de 2005, alcanzando una producción máxima cercana a los 126 mbd en marzo de 2010, para abril de 2014, la producción era de 60.7 mbd. Su presión inicial fue de 580 kg/cm2, al iniciar su explotación tenía una presión de 550 kg/cm2. El comportamiento dinámico indica que el yacimiento presenta dos bloques parcialmente comunicados Bloque NW y Bloque SE, la presión promedio en abril de 2014, para el Bloque NW era de 238 kg/cm2 y para el Bloque SE de 343 kg/cm2, La presión de burbuja (Pb) del yacimiento es de 318 kg/cm2, por lo cual el bloque NW se encuentra por debajo de Pb y ya se tiene una capa de gas incipiente, Actualmente el campo cuenta con 9 pozos activos y 5 pozos cerrados por presentar alto flujo fraccional de agua. El depresionamiento del yacimiento ha ocasionado que la presión disminuya por debajo de Pb (318 kg/cm2), lo que ha ocasionado la formación de una capa de gas. Por otro lado el campo tiene asociado un acuífero de baja actividad que ha propiciado que se invadan los intervalos de los intervalos productores en los pozos productores bajos estructuralmente. El yacimiento produce aceite cuyo comportamiento es típico de un aceite volátil, presenta una factor de volumen del aceite @ Pb de 1,973 m3/m3, una relación gas disuelto aceite @ Pb de

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295 m3/m3, la densidad del aceite @ Pb es de 0.5916 gr/cm3 y la viscosidad del aceite @ Pb es de 0.3014 cp, la densidad del aceite producido es de 32º API. Marco conceptual Recuperación avanzada de hidrocarburos. Algunas definiciones de Recuperación Avanzada descritas por diferentes autores en artículos alrededor del mundo nos ayudarán a entender mejor este concepto: “Un método para la recuperación adicional de aceite que va más allá de la expansión del fluido, la compresibilidad de la roca, la segregación gravitacional, decremento de la presión y el empuje natural de agua o gas. Este término es usado en diferentes sentidos tanto general como estricto. En sentido estricto, es un proceso, tal como inyección de agua e inyección de gas, que añade energía al yacimiento para estimular la producción de aceite e incrementar el factor de recuperación. En un sentido más general, es cualquier actividad que incremente la producción de aceite y el factor de recuperación. En este sentido también se incluye, por ejemplo, métodos de recuperación mejorada, Infill drilling, fracturamiento hidráulico y la perforación de pozos horizontales y multilaterales.” “IOR se refiere a cualquier práctica para incrementar la recuperación de aceite. Esta puede incluir procesos EOR, así como también prácticas para incrementar el barrido de aceite tal como Infill drilling, pozos horizontales y polímeros para el control de la movilidad o mejora de la continuidad. En la práctica, las actividades como caracterización de yacimientos o simulación (que son casi siempre parte y partido de cualquier práctica de recuperación) se incluyen en la planeación, ejecución y en el análisis técnico económico de los resultados.”

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”Los métodos de recuperación avanzada de aceite (IOR) engloban a la recuperación mejorada de aceite (EOR) así como nuevas tecnologías de pozos y de perforación, manejo y control inteligente de yacimientos, técnicas avanzadas de monitoreo de yacimientos y la aplicación de diferentes procesos avanzados u optimizados de recuperación primaria y secundaria.” Procesos de Recuperación Primaria La recuperación primaria o comportamiento primario comprende la producción debida a la energía natural del yacimiento (Pi) que es suficiente para llevar los fluidos del yacimiento a los pozos y después a la superficie. En esta etapa, el movimiento de fluidos está regido por las fuerzas viscosas, gravitacionales y capilares. La eficiencia de desplazamiento depende principalmente de los mecanismos de empuje o de producción que se presentan en el yacimiento, para entender mejor los mecanismos de desplazamiento de hidrocarburos en el yacimiento Sistemas Artificiales de Producción (SAP). Inicialmente, la presión del yacimiento (Py) es considerablemente más elevada que la presión del fondo fluyendo en los pozos (Pwf), es decir: Py>Pwf. Esta elevada presión diferencial natural desplaza los hidrocarburos hacia el pozo y hacia la superficie. No obstante, a medida que la presión del yacimiento disminuye debido a la producción, de la misma forma lo hace esta diferencia de presiones. Para reducir la Pwf o incrementar la diferencia entre Py y Pwf y aumentar o mantener la producción de hidrocarburos, es necesario implementar un sistema artificial de producción (SAP) o de levantamiento artificial, tales como: 1. Bombeo Neumático o BN, inyección de gas al pozo. 2. Bombeo Mecánico o BM, bomba de varilla.

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3. Bombeo Electro-Centrífugo o BEC, con una bomba sumergible. 4. Bombeo de Cavidades Progresivas o PCP.  Bombeo Hidráulico o de émbolo. La producción utilizando Sistemas Artificiales de Producción (SAP) se considera como recuperación primaria, la elección de un SAP depende de las propiedades del pozo y del aceite que se produce. La etapa de recuperación primaria alcanza su límite cuando la presión del yacimiento es tan baja que los índices de producción no son económicos, o cuando las proporciones de gas o agua en la corriente de producción son demasiado elevadas. Durante la recuperación primaria, se produce sólo un pequeño porcentaje del volumen original, típicamente alrededor del 10% para los yacimientos de aceite. Los factores que afectan el comportamiento del yacimiento son las características geológicas, las propiedades roca-fluido, la mecánica de fluidos y las instalaciones de producción. La calidad de la administración de yacimientos también es muy importante, debido a que un mismo yacimiento explotado de diferentes formas (ingeniería de yacimientos, ingeniería de producción, ingeniería de diseño, etc.) Procesos de Recuperación Secundaria. El objetivo de estos procesos es mantener o reestablecer la energía del yacimiento con el fin de proveer un empuje adicional a los fluidos del yacimiento mediante la inyección de fluidos en forma inmiscible que no afectan las propiedades físicas y químicas de los fluidos, por lo tanto se inyecta gas, agua y combinación agua-gas (París de Ferrer, 2001). Al implementar un proceso de recuperación secundaria se busca reemplazar, total o parcialmente, un mecanismo primario por uno secundario, mediante la inyección de un fluido

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inmiscible. El momento óptimo para implementar un proceso de recuperación secundaría tendrá que decidirse con base en la rentabilidad del mismo, la producción que exista en ese momento, la declinación de la presión-producción y de las características del yacimiento. Inyección de agua. Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua, esta operación fue realizada por primera vez en la cuidad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1985 y fue utilizada en los 40’s. Para la inyección se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista contractual y ecológico el uso de agua fresca, el agua inyectada tendrá las siguientes características, 1. No debe ser corrosiva. 2. Los componentes minerales como BaSO4, SrSO4, CaSO4, 2H2O, CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3 ocasionan la formación de conchas por lo que se debe tratar de eliminar del agua este tipo de minerales. 3. Debe eliminarse los sólidos o líquidos en gran volumen que produzcan la obstrucción de los pozos de inyección. 4. Muchos de los minerales arcillosos que se encuentran en el yacimiento al unirse con el agua, producen el aumento del volumen de los mismos (hinchamiento de arcillas), por eso el agua inyectada no debe reaccionar con estos. 5. El agua preparada para la inyección debe presentar características similares al agua encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el método.

6. La inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas dependiendo de la posición de los pozos productores e inyectores:

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Inyección periférica o externa: Se basa en inyectar agua fuera del lugar donde se ubica el crudo, desde la periferia del yacimiento. Este método es conocido como inyección tradicional en donde el agua se inyecta en el acuífero que se encuentra junto al contacto agua-aceite. Inyección en arreglos o dispersa: Se encarga de inyectar agua en el lugar donde se encuentra el crudo. Esto trae como consecuencia que los fluidos existentes en el yacimiento sean desplazados hasta el pozo productor. También se conoce como inyección interna. Inyección de gas. Proceso donde el gas se inyecta en el yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperación, disminuir la tasa de producción del crudo y para conservar el gas que se utilizará para la venta. Se usó a principios de los años 1900, con el objetivo de mantener la presión dentro del yacimiento. La inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectué a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos (París de Ferrer, 2001). Un proceso de alta presión se refiere a la combinación del petróleo existente en el yacimiento y el gas inyectado, que produce la formación de una fase homogénea simple, el proceso enriquecido de hidrocarburos varía según el proceso de inyección de gas a alta presión principalmente por la manera que los hidrocarburos son transferidos de una fase a otra, este proceso puede ser aplicado a menores presiones que la del proceso de alta presión. Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede extraer mediante la inyección de gas:

1. Las propiedades de los fluidos del yacimiento. 2. El tipo de empuje. 3. La geometría del yacimiento.

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4. La continuidad de la arena. 5. El relieve estructural. 6. Las propiedades de la roca. 7. Temperatura y presión del yacimiento. Inyección de gas interna o dispersa: Consiste en inyectar el gas en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyección se utiliza en yacimientos con casquete de gas inicial, por empuje del gas disuelto y donde no hay tendencia a capas de gas secundarias. Inyección de gas externa: Es el proceso de inyección de gas cerca de la cima de producción del yacimiento, lugar donde está el casquete de gas, bien sea primaria o secundaria, de tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo. Procesos de Recuperación Mejorada (EOR). Los métodos de recuperación mejorada están enfocados a producir el aceite no movible mediante la inyección de materiales que normalmente no están presentes en el yacimiento, o materiales que comúnmente están en el yacimiento pero que son inyectados a condiciones específicas con el fin de alterar considerablemente el comportamiento físico-químico de los fluidos del yacimiento. Los hidrocarburos explotables mediante métodos EOR entran en un amplio rango de características físico-químicas: desde crudos volátiles con altas gravedades API y baja viscosidad hasta crudos con gravedades API muy bajas y de viscosidad muy alta. Los métodos existentes en la recuperación mejorada o EOR se dividen en 3 grupos de acuerdo a la reacción o la naturaleza del proceso. Los métodos de recuperación mejorada normalmente están enfocados a la recuperación de aceite, pero también existe la aplicación de estos métodos a yacimientos de gas y

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condensado durante su etapa de agotamiento natural o con acuífero asociado, para estos casos se utilizan los siguientes métodos: 1. Inyección de agua a alta presión. 2. Inyección de gas seco a alta y baja presión. 3. Inyección de N2, mezclas o aire a alta y baja presión. 4. Inyección de CO2, a alta y baja presión. 5. Inyección alternada de gas-agua. 6. Recirculación de gas. Nuevo enfoque de la recuperación de hidrocarburos. La necesidad de optimizar los procesos de explotación dentro de la industria petrolera recae en definir las etapas de los mismos de manera que el personal sepa cuáles son las mejores alternativas al momento de aplicar las tecnologías disponibles de acuerdo al tipo de fluido y tipo de yacimiento al cual se le aplique estos procesos. El incrementar la producción de hidrocarburos de manera rentable es el objetivo de cualquier empresa petrolera en el mundo, un estudio temprano de las características del yacimiento, nos dará las herramientas necesarias para una administración adecuada del mismo, debe ser primordial al determinar las etapas del proyecto.

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Marco referencial “Las propiedades de las rocas reservorios con respecto a los fluidos contenidos, y a ser inyectados, dentro de las mismas, son importantes cuando caracterizamos un reservorio en términos de reservas y movilidad de los fluidos” “Con el fin de contener suficiente petróleo crudo o gas natural para hacer la producción comercialmente viable o rentable, una roca reservorio debe exceder una mínima” “Para comprender apropiadamente el comportamiento del Reservorio y predecir el desempeño futuro, es necesario tener conocimiento de los mecanismos de empuje que controlan el comportamiento de los fluidos en el reservorio, ya que el desempeño global de los reservorios está ampliamente influenciado por la naturaleza de la energía.” En estos casos hace referencia a libros los cuales se tomó información valiosa la cual consideramos de ayuda para poder determinar el rumbo de la investigación, de tal modo que se diera a entender mejor la información del tema para la mejor comprensión para el lector y el mayor entendimiento.

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Bosquejo de método Población o universo La presente investigación está realizada con base a los diferentes tipos de recuperación del petróleo, Mediante a esto se estableció que se utilizara el más factible para una mejor redacción y justificación de la investigación, los cuales son recuperación primaria, recuperación mejorada y recuperación terciaria o mejorada. Muestra La recuperación secundaria es uno de los tipos de recuperación más utilizados en la industria petrolera, esta se divide en 2 tipos, inyección de agua e inyección de gas, de acuerdo con las expectativas se decidió por la inyección de agua en el complejo Abkatun Pol Chuc, con base a esto el proceso de inyección resulto con mayor beneficio de producción de aceite, por lo cual se obtendrá un mayor índice de rentabilidad. Tipo de investigación o estudio La presente investigación tiene como objetivo dar a conocer los puntos fundamentales para la inyección de agua en el complejo analizado para esto se utilizó diferentes tipos de las antes mencionados como los son la investigación evaluativa que la cual permitió evaluar nuestro complejo, la correlacionar permitió buscar similitudes con los diferentes complejos ya antes examinados para un mejor análisis. Descripción de instrumento Bitácora o diario de campo es un instrumento utilizado por los investigadores para registrar aquellos echops que son suceptibles de ser interpretados. En este sentido el diario de ca,po es una

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herramienta que permite sistematizar las experiencias para luego analizar los resultados, tiene cuatro características importantes: 1. Este desarrolla la capacidad de observación generando así un pensamiento reflexivo 2. En la enseñanza da inicio de un proceso de investigacion-reflexion 3. Es funcional ya que nos sirve como medio evaluativo de un contexto 4. Facilita la toma de decisiones

Procedimiento de recolección (diseño de experimento o trabajo de campo) 1. Se realiza una observación general 2. Se escribe el día y la hora del momento de la observación 3. Se escribe todo lo que se observa (acciones, olores, sonidos, clima, etc.) 4. Se escribe las impresiones que estos elementos le cause 5. Se escribe las conclusiones a las que puede llegar a partir de estas impresiones 6. Diferencia entre los elementos específicos de estudio y elemento generales 7. Se describen las conclusiones a las que se puede llegar a partir de las conclusiones

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Procedimiento de manejo estadístico de la informacion Proyecto: recuperación de pozos. DESCRIPCION

CANTIDAD

COSTO UNITARIO

SUB TOTAL

Contrato de personal Materiales Renta de vehículos comidas equipamiento combustible

Total=

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Referencias Toledo P. R., Leon G. A., Padilla S. R.: “Water Injection in Offshore Naturally Fractured Reservoirs Associated to a Common Aquifer”, SPE 169275, Presentado en el Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Maracaibo Venezuela, Mayo 21 – 23, 2014. Nelson R.A.: “Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs”, Second Edition, BP Amoco Houston Texas, Gulf Profesional Publishing 2001. 7. Qing S., Sloan R.: “Reservoirs Quantification of Uncertainty in Recovery Efficiency Predictions: Lessons Learned from 250 Mature Carbonate Fields”, SPE 84459, Denver, Colorado, U.S.A., 5 – 8 October 2003. Memorias programa técnico congreso mexicano del petróleo 2015 Nelson R.A.: “Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs”, Second Edition, BP Amoco Houston Texas, Gulf Profesional Publishing 2001. 7.

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