Documento de Estudio PATUJUSAL

INDICE

CAPITULO 1 1.1.-ANTECEDENTES 1.1.2 CONSIDERACIONES ESTRATIGRAFICAS 1.1.3.-CONSIDERACIONES ESTRUCTURALES 1.1.4.- DESARROLLO DEL CAMPO 1.2.-JUSTIFICACION DEL ESTUDIO 1.3.-PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.5.-BOJETIVO GENERAL 1.6.-OBJETIVOS ESPECIFICOS 1.7.-MARCO TEORICO CAPITULO 2 2.1.- PROPIEDADES PETROFISICAS DEL CAMPO PATUJUSAL 2.2.-DETERMINACION DEL VOLUMEN IN PLACE MEDIANTE EL METODO VOLUMETRICO CAPITULO 3 3.1.-METODOLOGIA 3.2.-MODELO ESTATICO MAPA ESTRUCTURAL MAPA ISOPACO MAPA ISOPOROSO MAPA SATURACION DE AGUA MAPA ESPESOR TOTAL 3.3.- GRILLA Y UBICACIÓN DE LOS POZOS 3.4.-CASO1

3.5.-RECUPERACIÓN PRIMARIA 3.5.1.-DISTRIBUCION DE LA PRESION 3.5.2.-COMPARACION DE VOLUMENES POR AMBOS METODOS 3.5.3.-PRESION DE YACIMIENTO 3.5.4.-PRODUCCION DIARIA 3.5.5.-ACUMULADO 3.6.-CASO2 3.6.1.-DISTRIBUCION DE LA PRESION 3.6.2.-PRESION DE YACIMIENTO 3.6.3.-PRODUCCION DIARIA 3.6.4.-ACUMULADO 3.6.5.-ANALISIS ECONOMICO 3.7.-CASO3 3.8.-INYECCION DE GAS 3.9.-CASO4 3.10.-INYECCION DE AGUA 4.-CONCLUSION

1.1.-ANTECEDENTES El campo Patujusal está localizado en la parte central de la región del Boomerang Hills a 15 km al oeste del campo Los Cusis. Se encuentra ubicado sobre un lineamiento estructural en la zona del ante país, al sud del arco estructural del Boomerang. YPFB en el año realizo los primeros trabajos de exploración sísmica, en el marco del Proyecto de Exploración de Trampas Estratigráficas En 1991 se registraron 55 kilómetros adicionales de sísmica con el objeto de definir con mayor precisión las características estratigráficas y estructurales del campo. El pozo PJS-X1 se perforo el año 1993, alcanzando una profundidad final de 2480 m. En la etapa de terminación fue ensayada la Formación Petaca, resultando productor de petróleo en volúmenes comerciales. El año 1997, la empresa CHACO S.A. se hace cargo de las operaciones en este campo, siguiendo con la perforación de pozos de desarrollo y demás actividades. Un aspectorelevante fue el registro de sísmica 3D, efectuado el año 2001, en el área de los campos Patujusal y Los Cusis. 1.1.2.-CONSIDERACIONES ESTRATIGRAFICAS El pozo PJS-X1 perforado en el año 1993 hasta una profundidad de 2,200m, penetró una secuencia sedimentaria normal pre Silúrica. En el sector Este algunos niveles del Petaca están limitados erosionalmente. La Formación Petaca ha sido dividida en dos horizontes arenosos que tienen un espesor promedio combinado de 60m. Estas areniscas, las cuales se depositaron en un ambiente fluvial asociado con un plano aluvial, han sido descritas como friables y de grano fino. El análisis de núcleos muestra la porosidad en un rango entre 15%-26% y la permeabilidad alrededor de 240 md. 1.1.3.-CONSIDERACIONES ESTRUCTURALES Estructuralmente, el campo Patujusal está cerrado en el flanco Norte por una falla Noroeste Sureste. Al Sur el cierre es suave y bien definido. Los cierres Este y Oeste son el producto de los hundimientos normales de la estructura. 1.1.4.-DESARROLLO DEL CAMPO 1.1.4.1.-PERFORACION En total se han perforado 18 pozos, de los cuales los primeros 12 fueron ejecutados por YPFB, los restantes 6 pozos fueron perforados por Chaco S.A. El único pozo no

productor es el PJS-17, el mismo que fue perforado como un sidetrack de investigación en un área exploratoria desde la locación del pozo PJS-15H. 1.1.4.2.-ESTADO DEL CAMPO El campo cuenta con 10 pozos productores de la arenisca Petaca, todos asistidos con sistema de gas lift( PJS-1H,PJS-2D,PJS-4D,PJS-7,PJS-8D, PJS-12H,PJS-13H,PJS-14H,PJS15H,PJS-16D). En noviembre del 2003, se inició la inyección de agua al reservorio productor para recuperación secundaria con 1 solo pozo inyector de agua. Actualmente existen tres pozos inyectores. (PJS-6H, PJS-3D y PJS-10D). 1.2.-JUSTIFICACION DEL ESTUDIO Realizamos este tipo de estudios para poder determinar el método que nos proporcione mayor factor de recuperación de por los métodos de recuperación primaria, inyección de agua, inyección de gas. 1.3.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA  

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CASO 1: Se hace producir el campo con los 9 pozos existentes. Caso 2: Se hace el desarrollo del campo aumentando 4 pozos productores más y se produce con 13 pozos. Caso 3: Al caso anterior se realiza inyección de gas con 4 pozos inyectores. Caso 4: al caso 2 se realiza inyección de agua con 8 pozos inyectores de agua y se produce con los 13 pozos anteriores del caso 2.

1.5.-OBJETIVO GENERAL Determinar el sistema de producción más apropiado en el campo Patujusal mediante la aplicación del simulador BOAST 98. 1.6.-OJETIVOS ESPECÍFICOS 

Realizar mapas estructural, isópaco, isosaturación, isoporosidad, espesor total.

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Estructurar la datos grilla. petrofísicos del reservorio y los datos PVT de los fluidos en Introducir los el modelo de simulación. Ubicar los pozos de desarrollo en la grilla diseñada. Interpretar todos los datos y graficas obtenidos del simulador. Comparar resultados de volumen insitu mediante el método volumétrico y método dinámico. Desarrollar en sistema de recuperación secundaria por inyección de agua. Realizar una evaluación de análisis económico de los distintos sistmas de recuperación.

1.7.- MARCO TEORICO 1.7.1.-INTRODUCCION 1.7.1.1.-DESCRIPCION DEL BOAST 98 El simulador BOAST, es un simulador de yacimientos los cuales suministran información para poder determinar las características de los yacimientos y a través de las informaciones obtenidas decidir el mejor método de producción. El simulador BOAST y sus respectivas modificaciones permiten modelar yacimientos tipo Black Oíl (Petróleo Negro), con diferentes fases de fluidos (gas, petróleo, agua), diversas orientaciones de pozos (verticales, horizontales, inclinado) y yacimientos que posean o no posean fracturas. Simular el comportamiento de un reservorio petrolífero, se refiere a la construcción y operación de un modelo cuyo comportamiento asume la apariencia de la conducta actual del yacimiento, el mismo que puede ser físico o matemático. Un modelo matemático es simplemente un conjunto de ecuaciones que, sujetas a ciertas condiciones, describe el proceso físico activo en el reservorio. A pesar que el modelo por sí mismo carece de la realidad de un campo de gas o de petróleo, el comportamiento de éste, asume la apariencia del periodo productivo del yacimiento. El propósito de la simulación es estimar el comportamiento de un campo bajo una variedad de esquemas de producción. 1.7.1.2.-INFORMACIÓN REQUERIDA PARA LA SIMULACIÓN DATOS DEL YACIMIENTO

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Geometría, porosidad, permeabilidad, espesor de arena. Curvas de permeabilidad relativa, presiones capilares, compresibilidad de la roca. Datos PVT del fluido: factor volumétrico, relación gas- petróleo en solución,viscosidad y composición de los fluidos en sitio. Ubicación de pozos: completamientos, índices de productividad, historia deproducción y presión.

1.7.2.-DIFERENTES PROCESOS DE RECOBRO DE PETROLEO (SEGÚN SATLER Y THANKUR) Recuperación Primaria

Recuperación Secundaria

Inyección De Agua

Inyección de gas

Mantenimiento De Presión

Recuperación Terciaria

Procesos EOR

1.7.2.1.-RECUPERACIÓN PRIMARIA Cuando el petróleo surge naturalmente, impulsado por la presión del gas o el agua de la formación, o bien por la succión de una bomba. 1.7.2.2.-RECUPERACIÓN SECUNDARIA Cuando se inyecta gas y/o agua para restablecer las condiciones srcinales del reservorio o para aumentar la presión de un reservorio poco activo.

1.7.2.3.-TIPOS DE INYECCION O ARREGLOS DE POZOS 1.7.2.3.1.-INYECCIÓN PERIFÉRICA Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos delyacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso el agua se inyecta. 1.7.2.3.1.1.-CARACTERÍSTICAS 

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Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o laestructura del mismo favorece la inyección de agua. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.

1.7.2.3.1.2.-VENTAJAS  

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Se utilizan pocos pozos. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande. No es indispensable una buena descripción del yacimiento para iniciar el en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo. Proceso de invasión con agua por flancos. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. Eneste tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que elagua llegue a la última fila de pozos productores. Esto disminuye los costos delas instalaciones de producción de superficie para la separación agua-petróleo.

1.7.2.3.1.3.-DESVENTAJAS  

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Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como síes posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de los yacimientos. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y elyacimiento. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo.

1.7.2.3.2.- INYECCIÓN EN ARREGLOS O DISPERSA Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo.

El agua invade estazona y desplaza los fluidos (petróleo/gas) del volumen invadido hacia los pozosproductores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección de aguainterna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores.

1.7.2.3.2.1.-CARACTERÍSTICAS 

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La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, dela continuidad de las arenas, de la permeabilidad (k), de la porosidad (Ø) y delnúmero posición de los pozos existentes.con poco buzamiento y una gran Se emplea,yparticularmente, en yacimientos extensión areal. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyenentre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productoresexistentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores inter espaciados. Enambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos,similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.

1.7.2.3.2.2.-VENTAJAS 

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Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajosbuzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de lospozos de Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos debido a quela distancia inyector-productor es pequeña. Esto es muy importante enyacimientos de baja permeabilidad. Rápida respuesta del yacimiento. Elevada eficiencia de barrido areal. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro. Rápida respuesta en presiones. El volumen de la zona de petróleo es grande en un período corto.

1.7.2.3.2.3.-DESVENTAJAS

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En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayorinversión, debido al alto número de pozos inyectores. Requiere mejor descripción del yacimiento. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de

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recursos humanos. Es más riesgosa.

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1.7.2.4.-INYECCION DE AGUA El petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua. Para la inyección se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca la cual debe presentar ciertas características: No debe ser corrosivo 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. Debe eliminarse los sólidos o líquidos en gran volumen que produzcan la obstrucción de los pozos de inyección. Muchos de los minerales arcillosos que se encuentran en el yacimiento al unirse con el agua, producen el aumento del volumen de los mismos, por eso el agua inyectada no debe reaccionar con estos. 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. Hoy en día el método de inyección de agua es el más utilizado de los métodos de recuperación secundaria, cubriendo así más de la mitad de la producción de los pozos a nivel mundial.

1.7.2.4.1.-INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTERNA El agua se inyecta a través de pozos ubicados fuera del lugar donde se ubica el crudo, en 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 aguapetróleo.

1.7.2.4.1.1.-CARACTERÍSTICAS 

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Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de agua. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.

1.7.2.4.1.2.-VENTAJAS  

Se utilizan pocos pozos. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas

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donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande. No es indispensable una buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión con agua por flancos. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. Eneste tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que elagua llegue a la última fila de pozos productores. Esto disminuye los costos delas instalaciones de producción de superficie para la separación aguapetróleo.

1.7.2.4.1.3.-DESVENTAJAS  

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Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como síes posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de los yacimientos. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y elyacimiento. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo.

1.7.2.4.2.-INYECCIÓN EN ARREGLOS O DISPERSA El agua se inyecta 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. Se le conoce con el nombre de inyección interna. Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa. Características: Para utilizar este método se debe tomar en cuenta su estructura y los límites del yacimiento, la continuidad de las arenas, la permeabilidad, la porosidad y del número y posición de los pozos existentes. Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa. Se organizan los pozos productores e inyectores de tal manera que queden arreglados como en la primera etapa de recuperación. 1.7.2.5.-INYECCION DE GAS 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. La inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectué a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos. 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, la menor presión

para que ocurra la movilización del crudo, es aproximadamente 3.000 psi, por lo que la profundidad queda restringida en un valor mínimo de 5000 pies. 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: Las propiedades de los fluidos del yacimiento. El tipo de empuje. La geometría del yacimiento. La continuidad de la arena. El relieve estructural. Las propiedades de la roca. Temperatura y presión del yacimiento.

1.7.2.5.1.-INYECCIÓN DE GAS INTERNA O DISPERSA Ocurre en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria. 1.7.2.5.1.1.-CARACTERÍSTICAS  

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Se utiliza en reservorios homogéneos, con poca inclinación y con poco espesor. Se necesita un gran cantidad de puntos de inyección, los cuales son ordenados de tal manera que el gas inyectado se distribuya por toda la zona de producción. El ordenamiento estará sujeto al tipo de yacimiento. La permeabilidad efectiva del gas debería ser baja.

1.7.2.5.1.2.-VENTAJAS

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Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más apropiadas. La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la producción e inyección de gas.

1.7.2.5.1.3.-DESVENTAJAS 

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Generalmente la eficiencia del recobro mejora muy poco o nada como consecuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo srcinan que la eficiencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la inyección externa.

1.7.2.5.2.-INYECCIÓN DE GAS EXTERNA Ocurre en donde está la capa de gas, de tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo.

1.7.2.5.2.1.-CARACTERÍSTICAS 

Se utiliza en yacimientos de espesor apreciable, para lograr el desplazamiento del petróleo mediante el empuje por la capa de gas. Se aplica en yacimiento con buena permeabilidad vertical. Deben tener alto buzamiento. Se ubican los pozos de producción de tal manera que cubran gran parte del área donde es inyectado el gas.

1.7.2.5.2.2.-VENTAJAS 

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La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyección es superior a la de inyección interna. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores. El factor de conformación o eficiencia de barrido vertical es generalmente mayor.

1.7.2.5.2.3.-DESVENTAJAS   

Requiere buena permeabilidad. Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo Las intercalaciones de lutitas así como los barriles, son inconvenientes para la inyección de gas externa.

1.7.2.6.-FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE AGUA Y GAS  

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Geometría del yacimiento. Litología. Profundidad del Yacimiento. Porosidad. Permeabilidad. Continuidad en las propiedades de las rocas. Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos. Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas.

1.7.3.-TERCIARIA Cuando se utilizan otros métodos que no sean los antes descriptos, como por ejemplo, inyección de vapor, combustión inicial, inyección de jabones, C02, etc. En los procesos por miscibilidad se agregan detergentes que permiten un mejor contacto agua/petróleo al bajar la tensión superficial.

CAPITULO 2 2.1.-PROPIEDADES PETROFISICAS DEL CAMPO PATUJUSAL-PETACA

POZOS X-1 X-2 X-3 X-4 X-5 X-6 X-7 X-8 X-9 CAP (msnm)

X (m)

Y (m)

412157.44 411570.92 412775.08 412630.56 412175.10 410500.04 411100.04 413180.00 410873.09

8132561.52 8132569.38 8132567.97 8132584.95 8133178.05 8133140.07 8133260.05 8132760.03 8132664.38

TOP DEPTH (msm)

GROSS THICK (m)

THICK PH (m)

-1352.7 -1352.9 -1359 -1359.4 -1352.9 -1368.3 -1356.8 -1364 -1366.5

26.8 19 26.04 18.23 18.48 19 15.1 21.2 19.96

19.3 13.9 15.11 13.32 11.7 9.4 9.2 14.7 14.22

-1384.5

2.2.-DETEREMINACION DEL VOLUMEN INPLACE MEDIANTE EL METODO VOLUMETRICO

PHI (%) 15 14 25 22 20 28 23 20 23

SW (%) 45 38 50 40 50 46 48 40 57

1 0,8

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

cm

11,5 cm

1 cm

120 m

11,5cm

1 cm

x

120 cm

0,8 cm

X= 1404 m

y

Y= 108 m

2.2.1.-CALULO DEL AREA TOTAL FILA 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

CELDAS 12 16 19 23 26 27 28 28 28 28 29 29

X(m) 1404 1860 2208 2664 3120 3288 3288 3288 3288 3288 3420 3420

15 16 17 18 19 20 21 22 23

29 29 29 29 29 27 24 21 12

3420 3420 3420 3420 3420 3282 2814 2412 1428

Y(m)

Areatotal= Areatotal= Areatotal=

108 144 144 168 162 72 30 42 36 42 156 60

AREA(m^2) 151632 267840 317952 447552 505440 236736 98640 138096 118368 138096 533520 205200

48 138 48 144 144 156 162 162 156

164160 471960 164160 492480 492480 511992 455868 390744 222768 6525684 mt^2 70248733.76 ft^2 1613 acres

12

2.2.2.-CALCULO DEL VOLUMEN BRUTO DE ROCA CAPA 2.2.4.-DATOS AREA An+1/An (acres) Boi= 1 1613

TIPO

H (ft)

ECUACION

Vb (acres-ft)

1,7 BBL/BF

2

1371,05 Porosidad= 0,85

T

0,2111 6,562 H/2 *(An + An-1)

9790,66805

3 4 5

1165.39 Sw= 990,6 841,9

0,85 0,85 0,85

T T T

6,562 H/2 *(An + An-1) 0,46 6,562 H/2 *(An + An-1) 6,562 H/2 *(An + An-1)

8322,0596 7073,80139 6012,4325

6 7 8 9

631,49 505,19 404,16 Ni= 222,29

0,75 0,8 0,8 0,6

10

133,37 Ni =

0,6

T 6,562 H/2 *(An + An-1) 4834,1925 7758 ∗ ∅ ∗ (1 )+ An-1) 3729,44708 T ∗  6,562 H/2−*(An  H/2 *(An + An-1) T 6,562 2983,577 T 6,562 H/2 *(An + An-1) 2055,3824 23,91 MMBF116,92046 T 6,562 H/2 *(An + An-1) Vbt= 45968,4833 acres-ft

An+1/An> 0,5

Trapezoidal (T)

H/2 *(An + An-1)

An+1/An