IAPG- 3er CONGRESO DE PRODUCCION “MAS RESERVAS, UN TRABAJO DE TODOS”

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1 IAPG- 3er CONGRESO DE PRODUCCION “MAS RESERVAS, UN TRABAJO DE TODOS”
Mendoza 19, 20, 21, 22 de Septiembre 2006 “MAS RESERVAS, UN TRABAJO DE TODOS” Cuando el comité organizador de este evento nos concedió el honor de invitar a PRIDE-San Antonio a participar del mismo, y a mi persona en particular especialmente en representación de la misma, en una mesa como la de Tight Reservoir y compartida con tan prestigiosos profesionales de nuestra industria, me pregunte si lo que podríamos aportar estaría al alcance del lema de este congreso y consideramos que si, que era el momento y el lugar adecuado para expresar ideas, conceptos, experiencias que no por mas o menos difundidas no nos permitan reverlas y aportar a mejorar nuestra curva de aprendizaje y aplicación en el campo de la exploración, evaluación y extracción de estas reservas.

2 “Producción de Gas en Arenas Experiencias y Oportunidades”
de Baja Permeabilidad, Tight Gas Sand, Experiencias y Oportunidades” En otros países como USA, Canadá, México, etc., se tiene una historia de 40/50 años de explotación de estos recursos, donde toda la tecnología en uso y en desarrollo fue probada y se utiliza para el desarrollo y explotación de este tipo de reservas. Por lo tanto existe una enorme historia productiva referencial que permite ir midiendo y valorizando los avances que se logran con las diferentes tecnologías Juan Moreyra PRIDE-San Antonio Mendoza, 20 de Septiembre del 2006

3 1 INTRODUCCIÓN INDICE DESARROLLO Y ANALISIS 2 DESAFIOS INDICE CONCLUSION FINAL 3 DEFINICIONES INDICE INTERROGANTES 4 INDICE 5 INDICE 6 INDICE

4 Desafíos “El desarrollo en Argentina de estos Recursos presenta uno de los desafíos más importantes que tenemos hoy quienes participamos del proceso de exploración y desarrollo de estas reservas”. Por la sencilla razón del mejoramiento de nuestra matriz energética, y por que a diferencia de los países con mas historia, son muchas las barreras que debemos superar, la económica-financiera, las tecnológicas y las logísticas de dependencia de productos de importación.

5 Definiciones Porosidad Presión de Reservorio Temperatura de Reservorio
En USA el Gobierno, definió políticamente a los “ Tight Gas Reservoir cuando la permeabilidad es ≤ de 0,1 md” Hoy en día la definición es función de muchos factores a saber: Espesor Permeable Porosidad Presión de Reservorio Temperatura de Reservorio Heterogeneidad del Reservorio Modelo Geológico Daño Como se vera en la siguiente ecuación, es muy pobre definir exclusivamente en función de un numero calculado, donde solamente en reservorios de texto es exacto. Quizás debamos medir en función de la capacidad de flujo como un producto (k.h) mas representativo del potencial de producción del pozo, ante la incertidumbre que presentan los reservorios heterogéneos para la definición del verdadero espesor permeable en el pozo y su variación areal en función del modelo geológico bajo análisis.

6 K.H.(Pi2-Pwf2) Qg = Re 1422.Z.µ.T. [Ln -0,75+(S+D.Qg)] Rw
Definiciones K.H.(Pi2-Pwf2) Qg = Re 1422.Z.µ.T. [Ln -0,75+(S+D.Qg)] Rw En el caso de la presión, este valor tiene incidencia directamente proporcional a la producción como energía y como fuente potencialmente generadora de microfisuras o porosidad adicional secundaria en el caso de los reservorios con grandes geopresiones, como veremos en ejemplos mas adelante.

7 Definiciones Otros dicen que la mejor definición de Tight Gas Reservoir es: “Aquel Reservorio que no puede producir a un Caudal Económico ni recuperar un volumen económico de gas natural, a menos que el pozo sea estimulado por un gran tratamiento de fracturación hidráulica o producido por el uso de un pozo horizontal o multilateral”

8 Definiciones Mr. S. Holditch expreso:
“ No hay un Tight Gas Reservoir típico, puede ser de poca o mucha profundidad, alta o baja presión, alta o baja temperatura, reservorio continuo o lenticular, homogéneo o fracturado naturalmente, de una sola capa o varias”. Por ende no podemos standarizar las soluciones, siempre habrá que buscar cual es la solución tecnológica mas adecuada para cada campo y optimizarla durante la evolución de la aplicación en el mismo. Seguramente habrá soluciones tecnológicas mas difundidas, como es el caso de la fracturación hidráulica, de amplia aplicación y evolución en este tipo de campos.

9 Tecnologías Utilizadas
“Incremento de Productividad: Aquellas que producen gran incremento de radio efectivo” Fracturacion Hidraulica Pozos Horizontales Pozos Horizontales Fracturados Pozos multilaterales Indudablemente que la clave es el incremento de radio efectivo de pozo, y todo recurso que se destine a este fin, incidirá en la producción directa del reservorio.

10 Interrogantes ¿Cual es la real incidencia que tiene la Tecnología y Cual es la que tiene el precio? ¿Son solamente estos factores los que inciden o existen otros en la ecuación Técnico – Económica? ¿Es posible que las tecnologías probadas no hayan sido aplicadas y/o seleccionadas eficazmente? La respuesta que tengamos principalmente a este primer interrogante condicionara el grado de avance en gran parte de lo que podamos hacer desde el punto de vista tecnológico para el desarrollo de estas reservas. Creemos que hay mas factores que inciden técnica y económicamente, por lo que es necesario analizarlos. Es muy probable que en algunos casos de las experiencias realizadas en Argentina, no siempre hayamos seleccionado lo mas adecuado o no lo hayamos aplicado como correspondía, principalmente no tanto por desconocimiento, si no por razones presupuestarias, por ende los resultados pueden no haber sido los esperados.

11 Interrogantes ¿Hemos evaluado bien nuestros modelos para la aplicación de las tecnologías mencionadas? Teniendo en cuenta que estos reservorios solamente producen por la aplicación de tecnologías que aumentan el radio efectivo, ¿hemos sido capaces de optimizar los procesos previos que llevan a poder aplicar estas tecnologías? Realmente aquí siempre me han quedado dudas en muchos casos de los que conozco, fundamentalmente en lo que respecta a la interpretación hecha del flujo de fluidos en muchos de los reservorios que han recibido el uso de estas tecnologías. Respecto a la pregunta final, las etapas del proyecto pozo son muchas y muy importantes todas, pero en este caso en particular a diferencia de otro tipo de reservorios, la rentabilidad depende fundamentalmente, entre otros factores, del incremento de radio efectivo, por lo que lo que se pueda hacer para optimizar y minimizar los costos de otras etapas previas, permitirá disponer de recursos que puedan ser utilizados en lograr el objetivo principal.

12 Interrogantes ¿Será necesario que rompamos barreras paradigmáticas para poder avanzar y mejorar la parte de la ecuación que a la tecnología le compete, para aproximarnos a proyectos rentables? Particularmente pienso que si, que es muy probable que estemos atados a paradigmas muy fuertes en cada una de las especialidades en las que participamos, por ejemplo: Comportamiento de los reservorios Fluidos Agentes de sostén Técnicas aplicadas Evaluación antes y después de la aplicación

13 RespuestasTecnico-Economicas
U$S 7,94/8,58 MMBTU en USA U$S 1,45/1,5 MMBTU en Argentina Diferencia del 547/570 % En este tema simplemente mencionaremos los valores aproximados y la gran diferencia entre USA y Argentina. No se hará ninguna evaluación de la ecuación completa por la sencilla razón que creemos que cada operador tiene su propia evaluación al respecto.

14 Respuestas Siendo la Fracturación Hidráulica una de las Tecnologías mas utilizada para dar con producciones económicamente rentables en tight gas reservoir en los países mencionados, en Argentina ¿Deberíamos analizar estos factores? Agentes de Sostén (Resistencia y Conductividad), Mayor vs Menor Calidad Fluidos de Fractura Siempre se ha hablado este tema, especialmente desde el punto de vista de la logística y los costos de importar en ambos casos grandes cantidades de productos, y cuanto incide esto en el costo de los tratamientos para nuestra región. Hoy en día la industria Argentina muestra una capacidad tecnológica adecuada para dar respuestas a los requerimientos de algunos fluidos en la línea de cero residuos y se sigue trabajando en la línea de baja carga, pero sigue siendo dependiente en lo que a guares e hidroxipropilguares de la importación.

15 Respuestas Las respuestas a las preguntas 3 y 4 están muy ligadas entre si: 3. Tecnologías aplicadas 4. Evaluación de Modelo Geológico

16 Aplicación de las tecnologías
adecuadamente CASO 1: Fracturamiento Hidráulico

17 Aplicación de las tecnologías
adecuadamente CASO 2: Pozos Horizontales vs Fractura Hidráulica

18 Aplicación de las tecnologías
adecuadamente CASO 2: Pozos Horizontales vs Fractura Hidráulica

19 Definición “ Complejidad del Modelo”
RESERVORIOS HETEROGENEOS RESERVORIOS HETEROGENEOS VERTICAL Y AREALMENTE VERTICAL Y AREALMENTE FRACTURA HIDRAULICA POZO HORIZONTAL

20 Definición “Complejidad del Modelo”

21 Consideraciones del Reservorio
Geología: Comprensión de la características geológicas de la formación en lo tectónico y estructural de las cuencas. Gradientes regionales de presión y temperatura La estratigrafía de la cuenca y su influencia en la perforación, evaluación, terminación y actividades de estimulación como así del análisis de factibilidad de proyectos con pozos horizontales.

22 “ Factores de Influencia”
Fuere la situación que se diere para definir el comportamiento de Tight Reservoir, evidentemente “La caracterización del Modelo Geológico correcto” es una de los factores mas importantes que debemos tener en cuenta para elegir la tecnología adecuada para su explotación.

23 “Tecnología Convencional”
¿Es la tecnología Convencional Moderna de Evaluación de Formaciones disponible suficiente? ¿o necesitamos algo mas, especialmente en tiempos de delimitación de los campos?

24 Tecnología Convencional

25 Productividad Baja en Tight Reservoir
“Por lo general coexisten potenciales problemas de daños inducidos en la Perforación convencional (OBD) y en la Terminación, con bajas capacidades de flujo del reservorio, siendo estas ultimas las que definen la baja Productividad”. Si bien esta es la realidad, las bajas permeabilidades gobiernan el flujo en este tipo de reservorios, la presencia de daños generados en los procesos pueden enmascarar la evaluación de potenciales que de por si ya es muy difícil, especialmente en reservorios geopresurizados.

26 Productividad Baja en Tight Reservoir
“Pero el daño durante la perforación o la terminación convencional, no permite evaluar bien los verdaderos potenciales y no permite seleccionar bien las mejores zonas”. Este tema lo veremos mas adelante cuando hablemos de las experiencias en UBD en Tight Reservoir.

27 Respuesta Respecto a la pregunta 5, la respuesta pasa por pensar que “Idealmente la mayor cantidad de recursos deberían ser destinados a generar mayor radio efectivo en el pozo, pensando en la optimización de las otras etapas que componen el proyecto” Si bien aquí hemos estado analizando la etapa que permite obtener un incremento de radio efectivo, las respuesta de este interrogante están en pensar la optimización de los procesos de perforación, terminación, de forma focalizada en que todo recurso que pueda ser destinado a incrementar radio efectivo, mediante la tecnología que fuere necesaria o seleccionada, estará aportando a la mayor producción del pozo y a la factibilidad de perforar mayor cantidad de pozos en distanciamientos menores.

28 Mejora de la Evaluación del reservorio
“Experiencias en Argentina con pozos Exploratorios Profundos”. Se han perforado mas de 11 pozos en UBD o NBD en Tight Gas Reservoir Experiencia bastante particular de Argentina en estos reservorios Esta es una experiencia muy particular realizada en Argentina, donde se han perforado mas de 11 pozos y el aprendizaje ha sido importante desde varios puntos de vistas, los cuales son revisados en la siguiente diapositiva.

29 Mejora de la Evaluación del reservorio

30 Mejora de la Evaluación del reservorio
Resultados: “Experiencias en Argentina con pozos Exploratorios Profundos”. Detección de los mejores niveles utilizando UBD. Presencia de Capas Geopresurizadas (HP) Mejor Evaluación del potencial dinámico de la misma. Selección de los niveles aptos para Estimular, simplificando la terminación. Mejor comprensión de los potenciales daños en capas HP Este punto resulto fundamental a la hora de la ubicación de zonas geopresurizadas y con mejores propiedades al flujo de fluidos. El Potencial dinámico pudo ser estimado en forma bastante precisa La selección de niveles aptos desde la perforación permitió inclusive acortar los tramos de cañería a entubar, cubriendo los nivele con mas potencial. Una mejor compresión de los daños generados y las causas que los ocasionaron, permiten tener una comprensión mucho mas clara del procesos dinámico de la perforación y la terminación.

31 Tecnologia UBD - Login Convencional
GR Sw Tot. VOL. SHALE CAPA HP

32 PERMEABILITY MATCH - STEADY ESTATE
Tecnologia UBD “Dynamic Evaluation While Drilling” Field Test 3 5 10 15 20 25 30 2550 2600 2650 2700 2750 2800 2850 2900 2950 DEPTH (m) 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 Qg (Mm3/d) DQg Pwfwd (psia) Pws Phidr(1.8) Phidr( 1,03) PwsFMT Pws (psia) Bit change trepano Grupo Cuyo La Manga Trans. 1 Trans. 2 Trans. 3 MATCH PARAMETERS PERMEABILITY MATCH - STEADY ESTATE 0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 2 4 6 8 10 12 14 16 TIME (hs) Qg (m3/d) K = 0,025 md Pwf = 3770 psia Pws =7070 psia FIELD TEST ANALITYCAL MODEL

33 “Análisis comparativo durante la perforación y terminación del pozo”
“Correlación en Profundidad de la Información de Presiones” “Análisis comparativo durante la perforación y terminación del pozo” Field Test 1 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000 900000 1E+06 Qg ( m3/d ) Pw ( psia ) Pconf. ( psia ) Presión Hidrostática Zona de presiones anormales 12 mm Limpieza posfractura Zona de presiones normales 12 mm 8 mm 6 mm 4 mm Prefractura Perforación Desbalance 10 mm 14 mm

34 Generación de Daño Dinámico en Reservorio Geopresurizado
ESQUEMA DE COMPLETACIÓN r rw Pp s t+ s =t+

35 Generación de Daño Dinámico en Reservorio Geopresurizado
ESQUEMA DE COMPLETACIÓN Pp r rw s =t+ t+ s

36 Generación de Daño Dinámico en Reservorio Geopresurizado
ESQUEMA DE COMPLETACIÓN r rw s =t+ Pp t+ Pwf s

37 Generación de Daño Dinámico en Reservorio Geopresurizado
ESQUEMA DE COMPLETACIÓN Pp r rw s =t+ t+ Pwf s

38 Consideraciones del Reservorio
Difícultad para Evaluar la Continuidad del Reservorio: Área y forma de los Tight Reservoir. Las formas son siempre estimadas y por lo general no responden a figuras regulares A diferencia de los reservorios continuos donde depende de la cantidad de pozos y la medida del tratamiento de fractura, en los limitados dependerá del tamaño de la lente o compartimento. Se requieren tiempos importantes para ver condiciones de borde.

39 Area de drenaje Reservorio Continuo
Muy Baja K Buena K Tight Reservoir Baja K y Alta Viscosidad

40 Area de drenaje Reservorio
Compartimentalizado ISOCRONO DE TOPE DEL COMPLEJO N S

41 Tiempos Importantes para ver Limites
Tiempo de Producción = 269 días Reservorio Continuo

42 Tiempos Importantes para ver Limites
Tiempo de Producción = 269 días Reservorio Limitado Área Drenada = 285 acres

43 “Fracturación Hidráulica”
Ha sido y será la tecnología que ha permitido alcanzar niveles de productividad aceptables económicamente en Tight Reservoir en otros países (USA, Canadá, México, Etc.) En Argentina hay variadas experiencias de Fracturación en Tight reservoir, pero tenemos escasas líneas de referencias independientes de las producciones de estos campos que puedan servirnos como base para medir: Las capacidades reales actuales y potenciales de los mismos La incidencia de las mejoras tecnológicas introducidas

44 Definición “ Complejidad del Modelo”
“Cuando los reservorios tienden a ser homogéneos e isótropos, el concepto de contraste prevalece, sobre el de vinculación y las predicciones de producción comienzan a ser de menor riesgo en la evaluación del potencial”.

45 interrogantes Adicionales
1. ¿En cuantos proyectos estamos realmente en conocimiento de cual es la máxima capacidad del pozo? 2. ¿Al no saber lo anterior como podemos saber si la producción corriente es menor y por cuanto? 3. ¿Respecto a que nivel de referencia histórico podemos pensar en mejorarla? 4. ¿Cual será el costo para lograrlo?, probablemente muy alto tomando solamente lo que se hace en los países con historia.

46 Incidencia de la Tecnología
Proppant Placement Máxima Capacidad del Pozo Potencial de Mejoramiento con Fracturas Hidráulicas En otros países la evolución de la tecnología de fracturación hidráulica ha sido superando etapas como las mencionadas, siempre tendiendo a llegar a un ideal de producir la máxima capacidad del reservorio/pozo. Pero debemos distinguir que la historia del desarrollo ha permitido tener referencias para poder medir las potenciales mejoras tecnológicas. Nuestra discontinuidad no nos ha permitido tener esta base de información y eso quizás nos lleve a generar expectativas de beneficios abonadas por la incertidumbre y una mala comparación de contexto. From M. Eberhard et al.

47 Incidencia de la Tecnología
¿Será necesario que rompamos barreras paradigmáticas para poder avanzar y mejorar la parte de la ecuación que a la tecnología le compete, para aproximarnos a proyectos rentables? No siempre esto se puede hacer dando paso a las nuevas tecnologías, que por supuesto bienvenidas sean aunque generalmente a costos mayores, si no reviendo todo lo conocido o supuestamente conocido.

48 Incidencia de la Tecnología
Evaluación de Potencial: Las técnicas Convencionales de Registros (incluye los post-frac) Los métodos convencionales de Terminación Las técnicas de Transient Pressure Análisis La perforación en desbalance En el primer punto agregaría lo que a postratamiento se refiere, los sistemas de control y evaluación de lo realizado es muy pobre, especialmente en Técnicas de marcado y trazadores eficientes que permitan dar una idea concreta de lo que hemos colocado en fondo. El segundo punto plantea la necesidad de simplificar las terminaciones y eso es posible cuando existe un buen conocimiento de los potenciales desde la delimitación de los campos. Estas deben ser clarificadas en objetivos de corto alcance (daño), Evaluación de conexión pozo fractura, con limpiezas adecuadas, pedirle mas es imposible, debemos usar los monitoreos de la historia de producción.

49 Incidencia de la Tecnología
Fracturamiento Hidráulico: Las técnicas de fracturamiento Los fluidos utilizados Los agentes de sostén utilizados No vamos a extendernos en las técnicas y en el tema fluidos, aunque son muy importantes y hablaremos del punto 3, los agentes de sostén utilizados, do el peso económico y logístico de los mismos. Analizaremos sobre tres casos reales para diferentes rangos de permeabilidad y un mismo espesor, aunque un análisis de sensibilidad de las diferentes variables mencionadas al comienzo es recomendable para cada caso en particular.

50 Incidencia de la Tecnología
Xf = 260 ft Primer caso: Reservorio geopresurizado de las características especificadas en la figura, longitud real medida con Análisis de presión post fractura. Se observa la incidencia de diferentes tipos de agente de sostén (conductividad) en la producción recuperada del reservorio.

51 Incidencia de la Tecnología
Xf = 500 ft Segundo Caso: menor presión y un orden de permeabilidad menor. Vemos que prácticamente la conductividad deja de tener incidencia y si la tiene la longitud que en el caso anterior también incide. Xf = 260 ft

52 Incidencia de la Tecnología
Xf = 500 ft Xf = 300 ft Tercer Caso: similar presión al caso 2 y un orden menor de permeabilidad. Puede observarse la nula incidencia de la conductividad y por supuesto la longitud sigue pesando en el mejoramiento de la productividad de este caso.

53 Incidencia de la Tecnología
Opción capa sin confinamiento (1) K= 0,01 md, Pws=6000 psi, Prof= 3750 m, h= 10 m Vol.Tratamiento : m3 Ag. Sostén Total: sacos Potencia: hhp Resultados del Tratamiento Numero 1 Long. Empaq. (Xf) (ft): Altura de la Fract. (ft): Conc. Areal prom.(lb/ft2): Tomemos el caso 2 y supongamos que la fractura no se confina bien por la distribución de tensiones y para alcanzar 450 ft con una concentración areal importante, lo cual nos exige 5750 sacos de proppant

54 Incidencia de la Tecnología
Opción capa con confinamiento (2) K= 0,01 md, Pws=6000 psi, Prof= 3750 m, h= 10 m Vol.Tratamiento : m3 Ag. Sostén Total: sacos Potencia: hhp Resultados del Tratamiento numero 2 Long. Empaq. (Xf) (ft): Altura de la Fract. (ft): Conc. Areal prom.(lb/ft2): Supongamos ahora que la distribución de tensiones de la roca nos permite un mejor confinamiento y alcanzamos los 450 ft con la misma concentracion, pero co 2500 sacos de proppant

55 Incidencia de la Tecnología
Por otra parte tenemos los costos relativos de diferentes tipos y calidades de agentes de sostén, tomando como base 100 % un cerámico de 1ra calidad. Observemos las diferencias aproximadas en orden decreciente

56 Incidencia de la Tecnología
Tomando ahora el costo total de ambos tratamientos y siempre de base 100 % el cerámico de 1ra calidad. Vemos la incidencia de la disminución de costos del agente de sostén por el uso de los mas económicos y la incidencia cuando el volumen de tratamiento crece. ¿Podríamos de esta forma ayudar a mejorar la ecuación del proyecto? 2500/5750 bolsas

57 Incidencia de la Tecnología
Pozos Horizontales: “Si consideramos las razones, el 75 % han sido hechos para interceptar fracturas naturales y un 11 % para mejorar la recuperación”

58 Incidencia de la Tecnología
Pozos Horizontales: No se ha utilizado en Argentina en zonas de Tight Reservoirs, la experiencia adquirida en pozos verticales, combinando con la tecnología UBD y las tecnologías de : Pozos multilaterales Pozos multibranch

59 Incidencia de la Tecnología
“La experiencia adquirida en perforar mas rápido y evaluando, en UBD debe ser considerada para estos proyectos” Formación Tramo Perforado ROP (m/hs) Tiempo (Días) Trepano Lodo Densidad Punta Rozada 3300/3846 8 1/2” 2,5 5 15 Tricono PHPA 1210 g/l Molles 4000/4300 6” 1,3 2,7 8 1170 g/l Si tenemos en cuenta que estas ROP fueron alcanzadas verticalmente, ¿Que pasaría si perforamos siempre dentro de un mismo reservorio?

60 Pozos horizontales de gran longitud efectiva, perforados en UBD
Nuevo interrogante ¿Se podrían utilizar estas experiencias y tecnologías mencionadas?, para alcanzar: Pozos horizontales de gran longitud efectiva, perforados en UBD De varias ramas (bifidos) que compensen con varios brazos, una mayor superficie a drenar. Completando open hole En un tiempo menor ¿Que pasaría con la producción en estas condiciones si hacemos una comparación con las fracturas anteriores?

61 Nuevo interrogante Vemos aquí la producción de un pozo de 500 m (1640 ft) de longitud efectiva, con una sensibilidad de las anisotropías potenciales.

62 Nuevo interrogante Lh=1640 ft Xf=500 ft
El análisis teórico se presenta favorable al pozo horizontal en este caso y para estas condiciones. Por supuesto que hay que analizar cada caso en particular, en la medida que los espesores son mayores esta ventaja se ira perdiendo, al igual que con una anisotropía vertical mayor. ¿Aun no hemos analizado como incidirían un par de ramas (pozos bifido)? ¿Consideremos el hecho de trabajar con lodos livianos, completacion open hole?

63 Nuevo interrogante El análisis teórico se presenta favorable al pozo horizontal en este caso y para estas condiciones. Por supuesto que hay que analizar cada caso en particular, en la medida que los espesores son mayores esta ventaja se ira perdiendo, al igual que con una anisotropía vertical mayor. ¿Aun no hemos analizado como incidirían un par de ramas (pozos bifido)? ¿Consideremos el hecho de trabajar con lodos livianos, completacion open hole?

64 El Triangulo de Recursos (J. Masters y J. Gray) Situación en Argentina
RespuestasTecnico-Economicas El Triangulo de Recursos (J. Masters y J. Gray) Situación en Argentina Production Reservoirs Tecnología Actual Probada Precio Actual Nuevas Tecnologías, Actuales Probadas y a probar Precio Futuro Tight Gas Reservoirs

65 Conclusion Final No vamos a explicitar conclusiones, las ideas revisadas, la mayoría conocidas y otras experiencias menos difundidas, fueron expuestas. Cada uno de los que participamos desde el puesto de trabajo que le toque estar, analizara y concluirá para cada caso en particular. El intercambio de experiencias e ideas nos permitirá a los técnicos llegar a tener un dominio mucho mas claro de lo que realmente podemos alcanzar con las diferentes tecnologías.

66 Muchas gracias