000			03977nam a22005177a 4500
999			_c19018 _d19018
005			20230816124646.0
008			140202b ck ||||| |||| 00| 0 spa d
040			_aCO-NeUS _bspa _erda
100	1		_aRojas Gutiérrez, Carlos Arturo _979911
245	1	0	_aEstudio y evaluación de reservas de petróleo y gas de la formación Cogollo - Campo Petrolea / Carlos Arturo
245	1	0	_aRojas Gutiérrez y José Arnobio Vargas Medina
264			_aNeiva : Universidad Surcolombiana, 1988
300			_a220 p.
502			_aTesis (Ingeniero de Petróleos) -- Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería, Programa de Ingeniería de
502			_aPetróleos, 1988
505	0	0	_aDescripción geológico estructual del yacimiento -- Sedimentación -- Límites de la formación Cogollo --
505	0	0	_aDescripción estructural -- Entrampamiento del petróleo -- Características petrofísicas de la formación --
505	0	0	_aPorosidad -- Saturación de agua -- Permeabilidad -- Características de los fluídos del yacimiento --
505	0	0	_aClasificación termodinámica del yacimiento -- Funciones de presión y temperatura (PVT) -- Presión de formación
505	0	0	_a-- Datum -- Dispersión de La Presión -- Presiones iniciales y Grado de agotamiento -- Mecanismos de producción
505	0	0	_a-- Comportamiento de la producción -- Historia de la producción -- Cálculo de reservas de petróleo y gas --
505	0	0	_aPetróleo y gas original in situ -- Pronósticos de producción -- Factores de recobro final y reservas --
505	0	0	_aAnálisis de la inyección de agua -- Perspectivas de desarrollo futuro.
511			_aContiene ocho planos plegables a escala 1 : 10000.
520			_aLa Formación Cogollo consiste en una serie de shales intercalados con bancos de caliza microcristalina de
520			_aorigen marino. En el campo Petrólea, la formación está plegada formando una estructura anticlinal asimétrica
520			_ade orientación norte-sur, que encierra una área productiva de 3.835 acres. La producción proviene de los
520			_abancos de calizas, los cuales forman cuatro horizontes claramente definidos, clasificados como zona Ostrea, 1,
520			_a2 y 3. En la actualidad producen solamente las zonas 1 y 3, un promedio de 60 barriles por día. La porosidad
520			_aprimaria de los estratos productores, es bastante baja, del orden del 7%. Sin embargo, hay indicios de alto
520			_agrado de fracturamiento natural, que condiciona en gran medida su capacidad de almacenamiento y producción. El
520			_ayacimiento a condiciones iniciales se consideró saturado por gas, presentando un mecanismo de producción
520			_acombinado de capa de gas, gas en solución, segregación gravitacional y empuje hidrostático débil. El petróleo
520			_aoriginal in situ se estima de 33.5 millones de Bn para la zona 3 y de 31 millones para la zona 1, para un
520			_atotal de unos 72 millones de Bn de petróleo para toda la Formación Cogollo. En la actualidad el recobro es del
520			_aorden de 24.8% y el recobro final estimado es del 25% restando unos 163.6 miles de Bn por producir, que de
520			_aacuerdo con la predicción llegarán al límite económico en el año 2000. Existen pocas perspectivas para
520			_amejorar la producción, dado el alto grado de agotamiento del yacimiento y las condiciones de operación del
520			_acampo. Sin embargo existe la posibilidad de mejorar la producción, en caso de resultar productivo el horizonte
520			_asuperior o tope de Cogollo, aparentemente no probado y con muy buenas perspectivas. A largo plazo se podría
520			_apensar en realizar un estudio de factibilidad, para emprender un proyecto de recobro mejorado.
700	1		_aVargas Medina, José Arnobio _988776
082			_a8053100002
090			_a8053100002
650	1	4	_aCampos petroliferos _9102408
650	1	4	_aGas _9111413
650	1	4	_aPetroleo _9127414
650	1	4	_aYacimiento _9134846
942			_2ddc _cTE _h8053100002