MXPA02008197A

MXPA02008197A - Optimizacion de deposito integrada.

Info

Publication number: MXPA02008197A
Application number: MXPA02008197A
Authority: MX
Inventors: Omer M Gurpinar
Original assignee: Schlumberger Technology Corp
Priority date: 2000-02-22
Filing date: 2001-02-14
Publication date: 2003-05-23
Also published as: KZ19059A; EP1691032A2; EP1684096A2; US7739089B2; EP1691031A2; BRPI0108571B1; NO20023904L; WO2001062603A3; SG127743A1; US7478024B2; US20080288226A1; RU2281384C2; KR100756684B1; US20070156377A1; CN101221634A; EP1263653A4; AU2001235010A1; EP1263653A2; EP1679424A3; BR0108571A

Abstract

Un metodo de administrar un deposito de fluido o de gas se divulga el cual asimila diversos datos teniendo diferentes escalas de tiempo de adquisicion y escalas espaciales de cobertura para producir iterativamente un plan de desarrollo de deposito que se usa para optimizar un desempeño global de un deposito. El metodo incluye: (a) generar una caracterizacion de deposito inicial, (b) a partir de la caracterizacion de deposito inicial, generar un plan de desarrollo de deposito inicial, (c) cuando el plan de desarrollo de deposito inicial se genera, avanzar en incrementos y generar un programa de gasto de capital, (d) cuando el programa de gasto de capital se genera, supervisar un desempeño del deposito por medio de adquirir datos de supervision de tasa alta a partir de un primer conjunto de mediciones de datos tomados en el deposito y usar los datos de supervision de tasa alta para llevar a cabo evaluaciones de pozo regionales y de campo de deposito, (e) supervisar adicionalmente el desempeño del deposito por medio de adquirir datos de supervision de tasa baja a partir de un segundo conjunto de mediciones de datos tomadas en el deposito, (f) asimilar juntos los datos de supervision de tasa alta y los datos de supervision de tasa baja, (g) a partir de los datos de supervision de tasa alta y de los datos de supervision de tasa baja, determinar cuando es necesario actualizar el plan de desarrollo de deposito inicial para producir un plan de desarrollo de deposito nuevamente actualizado, (h) cuando sea necesario, actualizar el plan de desarrollo de deposito inicial para producir el plan de desarrollo de deposito nuevamente actualizado, e (i) cuando el plan de desarrollo de deposito nuevamente actualizado se produce, repetir los pasos (c) a (h). Una divulgacion detallada se proporciona en la presente con relacion al paso (a) para generar la caracterizacion de deposito inicial y el paso (b) para generar el plan de desarrollo de deposito inicial.

Description

OPTIMIZACION DE DEPOSITO INTEGRADA Antecedentes de la Invención La invención se relaciona con un método conocido como "Optimización de Depósito Integrada" (IRO) el cual incluye un método para supervisar y controlar la extracción de depósitos de fluido y gas a partir de formaciones geológicas sub-superficia-les. Esto incluye un método para supervisar el estado de los depósitos de fluido y gas en formaciones geológicas sub-superfi-ciales y controlar la ubicación y uso de recursos físicos y tasas de extracción para maximizar la extracción de tales depósitos a partir de las formaciones geológicas sub-superficiales . Durante el ciclo de vida de producción de petróleo y gas extraído a partir de campos de depósitos en formaciones geológicas, ciertas etapas se siguen las cuales incluyen exploración, valoración, desarrollo de depósito, declive de producto, y abandono del depósito. Decisiones importantes deben hacerse en cada una de estas etapas para colocar apropiadamente recursos y para asegurar que el depósito cumple con su potencial de producción. En las etapas tempranas del ciclo de vida de producción, uno comienza con ignorancia completa acerca de la distribución de las propiedades internas dentro del depósito. Conforme el desarrollo continúa, diversos tipos de datos de depósito se recolectan, tales como sísmicos, bitácoras de pozo, y datos de producción. Esos datos de depósito se combinan para construir un entendimiento que evoluciona de la distribución de las propiedades del depósito en una formación terrestre. Por lo tanto, el entendimiento de esos datos del depósito es clave para hacer decisiones de administración del depósito apropiadas. Varios enfoques del estado de la técnica que la industria del petróleo y gas ha tomado para administrar depósitos han sido reportados en numerosos libros y artículos de revistas técnicas, tales como se enlistan en la sección de referencias hacia el final de esta especificación. Por ejemplo, en el método de administración de depósitos enseñado en el libro de Satter y Thakur citado en la sección de referencias posterior, metas a corto y largo plazo para administrar un depósito de gas o petróleo se identifican primero. Una pluralidad de datos, los cuales se recolectan subsecuentemente alrededor del depósito, se usan entonces para desarrollar un plan de administración del depósito, también llamado un plan de desarrollo. El plan de desarrollo se implementa entonces por pozos de perforación, establecimiento de producción y tasas de inyección para el depósito, y llevar a cabo operaciones de alteración. Conforme petróleo y/o gas se extrae a partir del depósito, nuevos datos se obtienen y las metas y planes de desarrollo para administrar el depósito se re-evalúan periódicamente para maximizar la producción de gas y/o petróleo a partir del depósito. Conforme el depósito se agota, las metas y planes de desarrollo se cambian, y eventualmente el depósito se abandona. Algunas patentes US enseñan y reivindican varios pasos en los procesos de ubicar y desarrollar depósitos, tales como, pero no limitados a, recolección de datos de depósito, tales como sísmicos, bitácoras de pozos y datos de producción, localizar sitios para pozos, controlar la tasa de extracción de los pozos, y maximizar la tasa de producción de pozos individuales y del depósito como un todo. Algunas de estas patentes se describen en los siguientes párrafos. La patente US 5,992,519 otorgada a Ramakrrishnan y colaboradores enseña un método y equipo para supervisar y controlar una pluralidad de pozos de producción de petróleo para satisfacer criterios de producción predeterminados, actualiza-bles. Un modelo de depósito de petróleo se usa en conjunto con una herramienta de simulación de depósito para determinar una estrategia de producción por la cual el petróleo se produce de manera controlable a partir del depósito usando válvulas de flujo. La información juntada como resultado de ajustes a las válvulas de flujo se usa para actualizar el modelo del depósito. Los pozos de petróleo se perforan con base en una estrategia de producción fija y las tasas de flujo de fluido de los pozos, según se ajustan, se basan en una estrategia de producción variable . La patente US 5,706,896 otorgada a Tubel y colaborado-res enseña un sistema para controlar y/o supervisar una plurali- dad de pozos de producción a partir de una ubicación remota. El sistema de control se compone de múltiples dispositivos electromecánicos, controlados eléctricamente, dentro de pozo, y múltiples sistemas superficiales con base en computadora operados desde múltiples lugares. El sistema proporciona la habilidad para predecir el perfil de flujo futuro de múltiples pozos y para supervisar y controlar el fluido o gas que fluye desde ya sea la formación dentro del pozo, o desde el pozo a la superficie. El sistema de control también es capaz de recibir y transmitir datos a partir de múltiples ubicaciones remotas tales como dentro del pozo, a o desde otras plataformas, o desde una ubicación lejos de cualquier sitio de pozo. La patente US 5,732,776 otorgada a Tubel y colaboradores enseña otro sistema similar para controlar /o supervisar una pluralidad de pozos de producción a partir de una ubicación remota. El sistema de control multi -zona y/o multi -pozo se compone de múltiples dispositivos electromecánicos controlados electrónicamente, dentro del pozo, y múltiples sistemas de superficie con base en computadora operados desde ubicaciones múltiples. Este sistema tiene la habilidad para predecir el perfil de flujo futuro de múltiples pozos y para supervisar y controlar el flujo de fluido o gas ya sea desde la formación dentro del pozo, o desde el pozo a la superficie. Este sistema de control también es capaz de recibir y transmitir datos desde múltiples ubicaciones remotas tales como dentro del pozo, a o desde otras plataformas, o desde una ubicación fuera de cualquier sitio de pozo. La patente US 5,975,204 otorgada a Tubel y colaboradores enseña y reivindica un sistema de control de pozo de producción dentro de pozo para controlar automáticamente herramientas dentro de pozo en respuesta a parámetros dentro de pozo seleccionados detectados sin una señal de control inicial desde la superficie o desde alguna otra fuente externa. La patente US 4,757,314 otorgada a Aubin y colaborado-res describe un aparato para controlar y supervisar una cabeza de pozo sumergida en agua. Este sistema incluye una pluralidad de sensores, una pluralidad de válvulas electromecánicas y un sistema de control electrónico que se comunica con los sensores y las válvulas. El sistema de control electrónico se posiciona en una envoltura apretada de agua y la envoltura apretada de agua se sumerge bajo el agua. Los electrónicos se localizan en el control de envoltura sumergida y operan a las válvulas electromecánicas con base en entradas de los sensores. En particular, los electrónicos en la envoltura usan las habilidades de tomar decisiones del microprocesador para supervisar la integridad del cable desde la superficie a la cabeza de pozo para abrir o cerrar automáticamente las válvulas si ocurriera un rompimiento en la línea . La patente US 4,633,954 otorgada a Dixon y colaborado-res enseña un controlador de microprocesador completamente programable el cual supervisa parámetros dentro de pozo tal como presión y flujo y controla la operación de inyección de gas al pozo, flujo de salida de fluidos desde el pozo o cierre del pozo para maximizar la salida del pozo. Este sistema particular incluye circuitos de estado sólido energizados por batería comprendiendo un teclado, una memoria programable, un microprocesador, circuitos de control y una pantalla de cristal líquido. La patente US 5,132,904 otorgada a Lamp enseña un sistema similar al de la patente "954 donde el controlador incluye puertos de comunicación en serie y en paralelo a través de los cuales todas las comunicaciones a y desde el pase de controlador. Los dispositivos de mano o computadoras portátiles capaces de comunicación en serie pueden tener acceso al controlador. Un modem de teléfono o enlace telemétrico a una computadora huésped central puede también usarse para permitir a varios controladores que tengan acceso de manera remota. La patente US 4,969,130 otorgada a Wason y colaboradores enseña un sistema para supervisar los contenidos fluidos de un depósito de petróleo, donde un modelo de depósito se emplea para predecir el flujo de fluido en el depósito, incluyendo una revisión del modelo de depósito por comparación de sismogramas sintéticos con los datos sísmicos observados. Si la salida sintética predicha por el modelo concuerda con los datos sísmicos observados, entonces se asume que el depósito está siendo modelado apropiadamente. Si no, entonces el modelo de depósito, en particular su descripción de depósito, se actualiza hasta que predice la respuesta sísmica observada. La encuesta sísmica puede repetirse periódicamente durante la vida productiva del depósito y la técnica usarse para actualizar el modelo de depósito tal que se asegure que la descripción de depósito revisada prediga los cambios observados en los datos sísmicos y así refleje el estado actual de saturaciones de fluido. La patente US 5,586,082 otorgada a Anderson y colaboradores enseña un método para identificar migración de fluido sub-superficial y trayectorias de drenaje en y entre depósitos de petróleo y gas usando imágenes sísmicas 3-D y 4-D. Este método usa tanto encuestas sísmicas sencillas (3-D) y encuestas sísmicas múltiples separadas en tiempo (4-D) de una región de interés para determinar trayectorias de migración de gran escala dentro de cuencas sedimentarias, y estructura de drenaje de escala fina y regiones de petróleo-agua-gas dentro de depósitos productores de petróleo individuales. La patente US 5,782,982 otorgada a He y colaboradores enseña un método para el mapeo y cuantificación de hidrocarburos disponibles dentro de un depósito y es útil para probar yacimientos de hidrocarburos y administrar depósitos. Aunque estas patentes individualmente enseñan varios aspectos asociados con localizar depósitos, localizar sitios para pozos, controlar la tasa de extracción de pozos, e intentar maximizar la tasa de producción a partir de pozos individuales y un depósito como un todo, ninguna de las técnicas previas citadas o cualquier otra patente o literatura sugiere o enseña a integrar todas estas muchas funciones dentro de un método mas comprensivo para maximizar la producción de gas y/o petróleo a partir de un depósito completo. Así, existe la necesidad para un método nuevo y mas comprensivo para administrar un depósito de petróleo y/o gas para el propósito de maximizar la producción de gas y/o petróleo a partir de un depósito. Además, en el estado de la técnica, un plan de desarrollo se produciría para un primer campo de depósito, un operador tomaría una decisión a partir de un número de alternativas disponibles a él en relación al primer campo de depósito, y después el operador implementaría un proceso particular en el primer campo de depósito. En este punto, el operador enfocaría su atención a un segundo campo de depósito o una segunda propiedad mientras permite al primer campo de depósito o primera propiedad que sea operada por un personal de campo y un personal de mantenimiento. El primer campo de depósito no recibiría cualquier atención particular por varios años cuando las cosas comenzaron a ir mal en ese primer campo de depósito. El operador entonces tendría que re-enfocar su atención al primer campo de depósito y preguntar como la actividad resultante o resultados obtenidos del primer campo de depósito o propiedad difirieron de las expectati-vas originales del operador con respecto a ese primer campo de depósito. Además, el operador iniciaría un estudio para encontrar que ocurrió con respecto al primer campo de depósito. Este proceso parecía ser un tipo de interés de "prueba y error" reflejando solamente interés esporádico en la primer propiedad de campo de depósito. De manera acorde, en la búsqueda anteriormente mencionada para obtener un método nuevo y mas comprensivo para administrar un depósito de petróleo y/o gas, existe una necesidad adicional para proporcionar un proceso mas organizado, eficiente y automatizado para actualizar automáticamente en una base periódica el plan de desarrollo original para la primera propiedad de campo de depósito cuando la actividad resultante o resultados obtenidos a partir de la primer propiedad se reciben inicialmente. Como resultado, un nuevo plan de desarrollo puede producirse para la primera propiedad y el nuevo plan de desarrollo puede implementarse en conexión con esa primera propiedad siguiendo la generación de resultados o actividad resultante a partir de la primera propiedad. Compendio de la Invención De manera acorde, es un objetivo primario de la presente invención divulgar un método novedoso y mas comprensivo para administrar un depósito de fluido o gas. De acuerdo con el objetivo primario anterior de la presente invención, un método mas comprensivo para administrar un depósito de fluido o gas se divulga. El método novedoso de la presente invención para administrar un depósito de fluido o gas maximizará la producción de petróleo o gas a partir del depósito por medio de llevar juntos todos los datos disponibles para llevar a cabo una función la cual en la presente se llama "Optimización de Depósito Integrada" o "IRO" (una marca de Schlumberger) . El método de "Optimización de Depósito Integrada (IRO)" de la presente invención para administrar un depósito de fluido y/o gas comprende un proceso que involucra un esfuerzo continuo para maximizar el valor de una propiedad de depósito. Este objetivo, de maximizar el valor de la propiedad, se logra por medio de desarrollar un plan de desarrollo inicial, parcialmente implementar el plan de desarrollo inicial, examinar un conjunto de resultados obtenidos a partir del paso de implementar, y confirmar que el conjunto de resultados de hecho concuerda con un conjunto inicial de proyecciones. Si los resultados concuerdan con el conjunto inicial de proyecciones, el siguiente paso incluye proceder con la implementación del plan de desarrollo inicial. Conforma el plan de desarrollo inicial se implementa, un paso de supervisión día a día y vigilancia se implementa para mantener registro de y supervisar eventos que ocurren en la propiedad. Como parte de la implementación del plan de desarrollo inicial, un programa de recolección de datos detallada y adquisición de datos se implementa para generar un nuevo conjunto de datos con el propósito de ganar tanta información como sea posible con respecto a una respuesta de la propiedad de depósito a cualesquiera acciones que hayan sido tomadas por operadores en la propiedad. Un ciclo de retroalimentación se instala con el cual el nuevo conjunto de datos (el cual ha sido recolectado durante el paso de recolección de datos de referencia anterior) es accesible a las partes que originalmente diseñaron el plan de desarrollo inicial con el propósito de: (1) fusionar el nuevo conjunto de datos dentro de interpretaciones previas, (2) hacer cualquier re-interpretación que sea necesaria, y luego (3) modificar el plan de desarrollo inicial en un "proceso constante e iterativo" para producir otro plan de desarrollo. Así, el "proceso constante e iterativo" incluye los pasos de: (1) desarrollar un plan de desarrollo inicial, (2) implementar el plan de desarrollo inicial, (3) refinar por recolección de datos de desempeño y adquisición de datos para adquirir nuevos datos en respuesta al paso de implementación, (4) re-desarrollar un nuevo plan de desarrollo con base en los datos adquiridos recientemente, obtenidos durante el paso de paso de refinar, (5) re-implementar el nuevo plan de desarrollo, (6) re-refinar por medio de llevar a cabo recolección de datos y adquisición de datos adicionales para adquirir datos nuevos adicionales en respuesta a el paso de re- implementar, etc. Por lo tanto, el plan de desarrollo inicial no se descarga; en su lugar, mejoras se hacen al plan de desarrollo inicial dado que el plan de desarrollo inicial se cambia y modifica en respuesta a los datos adquiridos recientemente. Por ejemplo, el plan de desarrollo inicial puede cambiarse o modificarse con base en como se completan los pozos, o cuantos pozos se perforan, o donde se ubican los pozos, etc. Sin embargo, de acuerdo con una característica de la presente invención, "diferentes tipos de datos" se obtienen en respuesta a mediciones tomadas en un depósito durante el tiempo de vida del depósito. Estos "diferentes tipos de datos" varían desde un "primer tipo de datos" que se obtienen a partir de mediciones de tiempo-lapso ocasionales que se toman en una base "no frecuente" a un "segundo tipo de datos" que se obtienen a partir de mediciones continuas que se toman en una base "frecuente" por sistemas instalados permanentemente. En el estado de la técnica, el desempeño de los depósitos se supervisaba solamente en una base "no frecuente" y los resultados se usaron para cambiar el plan de desarrollo de depósito en ciertos intervalos de tiempo. En contraste, de acuerdo con la enseñanza de la presente invención, el desempeño de depósitos se supervisa y datos se adquieren con base en mediciones tomadas tanto en base "frecuente" (para pozos e instalaciones) y en una base menos frecuente o "no frecuente" (para bitácora de repetición y mediciones de depósito macroscópicas) . Además, estos "tipos diferentes de datos" también varían en cobertura espacial de "datos de supervisión de pozo/superficie locales" a mas "mediciones de supervisión de escala de depósito global". Ejemplos de sistemas o equipos que adquieren los "datos de supervisión de pozo/superficie locales" incluyen: sistemas de re-entrada de bitácora, medidores de presión permanentes, y sensores de evaluación de formación colocados dentro y fuera de pozos cerrados. Nótese que las tasas de producción de pozo y superficie se enseñan en las referencias de Baker, Babour, Tubel, Johnson, y Bussear que se enlistan en la sección de referencias localizada al final de esta especificación. Ejemplos de sistemas o equipos que adquieren las "mediciones de supervisión de escala de depósito global" incluyen: sistemas utilizando tiempo-lapso o 4-D sísmico, sistemas involucrando gravimetría, y sistemas involu-erando mediciones eléctricas y acústicas de lectura profunda/a través de pozo según se enseñan en Pedersen, Babour y He, referencias enlistadas en la sección de referencias localizada al final de esta especificación. De manera acorde, las corrientes entrantes de "diferentes tipos de datos" , que se obtienen a partir de mediciones tomadas en un depósito durante el tiempo de vida de ese depósito, se obtienen a partir de mediciones tomadas durante: (1) escalas de tiempo de adquisición que difieren, y (2) cobertura de escalas espaciales que difieren. Los métodos divulgados en la referencia Satter citada (referencia 17 en la sección de referencias mostrada a continuación) y publicaciones relacionadas no son del todo adecuadas debido a que tales métodos fallan en asimilar todos de estos "diferentes tipos de datos" . El método de "Optimización de Depósito Integrado" de acuerdo con la presente invención para administrar un depósito de fluido y/o gas asimilará todos estos "diferentes tipos de datos" con el propósito de optimizar el desempeño global de depósitos de petróleo y gas. Además del "plan de desarrollo de depósitos", existe un "plan de operación día a día". El "plan de desarrollo de depósitos" de largo plazo se actualiza continuamente en respuesta a datos adquiridos con base en tanto: (1) las mediciones en el depósito que se toman en una base "no frecuente" (es decir, las mediciones tiempo-lapso ocasionales), y (2) las mediciones en el depósito que se toman en una base "frecuente" (es decir, las mediciones continuas tomadas por sistemas instalados permanente-mente) . Además, el "plan de operación día a día" se actualiza continuamente en respuesta a ese "plan de desarrollo de depósitos" de largo plazo. Como resultado de una actualización continua del "plan de operación día a día" del "plan de desarrollo de depósitos" en respuesta a las mediciones anteriormente menciona-das tomadas en una base frecuente y no frecuente, una determinación mas precisa de "dos parámetros" se obtiene: (1) la ubicación de depósitos subterráneos de hidrocarburos, y (2) la distribución de presión dentro de las formaciones geológicas sub-superficia-les. Cuando estos "dos parámetros" se optimizan, los siguientes "parámetros adicionales" también se optimizan: el número de pozos, finalización de pozos, interferencia de pozo, y planes de producción. Cuando estos "parámetros adicionales" se optimizan, la producción de petróleo y/o gas a partir de un depósito de petróleo o gas se maximiza. De manera acorde, es un aspecto o característica primaria de la presente invención divulgar un método de administrar un depósito de fluido (tal como petróleo) y/o gas el cual asimila diversos datos que tienen diferentes escalas de tiempo de adquisición y escalas espaciales de cobertura para producir iterativamente un plan de desarrollo de depósitos el cual se usa para optimizar el desempeño global de dicho depósito, incluyendo los pasos de: (a) generar una caracterización de depósito global, (b) a partir de la caracterización de depósito global, generar un plan de desarrollo de depósito inicial, (c) cuando el plan de desarrollo de depósito se genera, avanzar incrementadamente y generar un programa de gasto de capital, (d) cuando el programa de gasto de capital se genera, supervisar un desempeño del depósito por medio de adquirir datos de supervisión de tasa alta a partir de un primer conjunto de mediciones de datos tomados en el depósito, (e) supervisar adicionalmente el desempeño del depósito por medio de adquirir datos de supervisión de tasa baja a partir de un segundo conjunto de mediciones de datos tomado en el depósito, (f) asimilar juntos dichos datos de supervisión de tasa alta y dichos datos de supervisión de tasa baja, (g) a partir de dichos datos de supervisión de tasa alta y dichos datos de supervisión de tasa baja, determinar cuando es necesario actualizar dicho plan de desarrollo de depósito para producir un plan de desarrollo de depósito actualizado, (h) cuando sea necesario, actualizar el plan de desarrollo de depósito inicial para producir el plan de desarrollo de depósito nuevamente actualizado, e (i) cuando el plan de desarrollo de depósito nuevamente actualizado se produce, repetir los pasos (c) a (h) , dicho depósito siendo casi agotado cuando el plan de desarrollo de depósito nuevamente actualizado no se produce durante el paso (h) . Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método de administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso (d) que supervisa el desempeño del depósito por medio de adquirir datos de supervisión de tasa alta incluye además los pasos de (di) adquirir y acumular y revisar con calidad los datos de supervisión de tasa alta, (d2) usar dichos datos de supervisión de tasa alta para evaluar un pozo sencillo o una región de varios pozos y regresar al paso (c) , y (d3) usar dichos datos de supervisión de tasa alta para evaluar un campo o depósito global, regresar al paso (e) cuando el plan de desarrollo de depósito debe actualizarse o cuando nuevos datos de supervisión de tasa baja deben adquirirse, y regresar al paso (c) cuando el plan de desarrollo de depósito no debe actualizarse o cuando los datos de supervisión de depósito de tasa baja no deben adquirirse . Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método para administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso (e) que supervisa el desempeño del depósito por medio de adquirir datos de supervisión de tasa baja incluye los pasos de: (el) determinar cuando nuevos datos de supervisión de depósito deben adquirirse por vía de mediciones nuevas por medio de llevar a cabo una estudio de pre-diseño de encuesta de análisis de sensibilidad para determinar si las nuevas mediciones se esperan para introducir nueva información, (e2) adquirir los nuevos datos de supervisión de tasa baja cuando se determina que los nuevos datos de supervisión de depósito de tasa baja deben adquirirse y las nuevas mediciones introducirán nueva información, (e3) actualizar un modelo de depósito cuando nuevos datos de supervisión de depósito de tasa baja no se adquieren por vía de nuevas mediciones, y (e4) actualizar un pronóstico de producción y un análisis económico cuando el modelo de depósito se actualiza o cuando los datos de supervisión de tasa baja se adquieren durante el paso (e2) . Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método para administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso de generar (a) para generar una caracterización de depósito inicial incluye llevar a cabo un paso de ingeniería preliminar en paralelo con un paso de modelación geológica para reconciliar las interpretaciones de geociencias hechas usando datos estáticos durante el paso de modelación geológica con las interpretaciones de ingeniería hechas usando datos dinámicos o relacionados con el desempeño durante el paso de ingeniería preliminar. Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método de administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso de generar (a) para generar una caracterización de depósito inicial incluye además: (al) determinar para un campo de depósito particular un conjunto de estrategias de desarrollo y agotamiento, (a2) determinar un conjunto de objetivos de estudio integrados, (a3) llevar a cabo adquisición de datos, control de calidad, y análisis, (a4) llevar a cabo ingeniería preliminar, y (a5) llevar a cabo modelación geológica en paralelo con la ingeniería preliminar. Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método de administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso de generar (b) para generar un plan de desarrollo de depósito inicial a partir de la caracterización de depósito inicial (bl) llevando a cabo ya sea un paso de estudios de modelo numéricos o un paso de estudios de modelo analíticos, (b2) generar un pronóstico de producción y reservas en respuesta a estudios de modelo numéricos o los estudios de modelo analíticos, (b3) generar requerimientos de instalaciones a partir del pronóstico de producción y reservas, (b4) considerar consecuencias ambientales en respuesta a las estrategias de desarrollo y agotamiento determinadas durante el paso (al) , (b5) llevar a cabo un estudio de análisis económico y de riesgo mientras se toman en cuenta las consideraciones ambientales, el pronóstico de producción y reservas, y los requerimientos de instalaciones, y (b6) producir un plan de desarrollo optimizado en respuesta a y en vista del análisis económico y de riesgo.

Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método de administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso de llevar a cabo (a3) para llevar a cabo adquisición de datos, control de calidad, y análisis incluye (a3.1) juntar un primer conjunto de datos con relación a un campo de depósito particular bajo estudio en un plan de estudio y después recolectar un conjunto de datos suplementarios a partir de fuentes alternativas para suplementar dicho primer conjunto de datos si dicho primer conjunto de datos no es suficiente para producir una base de datos que incluye una pluralidad de datos, (a3.2) verificar que la pluralidad de datos en la base de datos es consistente unos con otros con ello produciendo una base de datos verificada que tiene un pluralidad de datos, y (a3.3) verificar dicho plan de estudio para verificar que dicha pluralidad de datos en la base de datos verificada es suficiente en cantidad o calidad, y, si dicha pluralidad de datos no es suficiente, ajustar un alcance de dicho plan de estudio. Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método de administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso de llevar a cabo (a4) para llevar a cabo estudios de ingeniería preliminares incluye: (a4.1) conocer un "conjunto de propiedades de fluido" en un modelo de propiedades de fluido de depósito, comparar presiones de depósito en un conjunto de datos de encuesta de presión de depósito cuando el "conjunto de propiedades de fluido" es conocido, y ajustar las presiones de depósito a una referencia común con ello produciendo una "historia de presión de depósito" corregida la cual refleja la historia de la presión de depósito corregida a una referencia común, (a4.2) generar una "historia de producción e inyección" de pozo corregida en respuesta a un conjunto de propiedades de fluido y una producción de campo reportada, (a4.3) conducir interpretaciones de prueba de producción y presión adaptadas para conducir una prueba de pozo de uno o mas pozos, medir una pluralidad de datos de prueba de presión y tasa contra tiempo a partir de uno o mas pozos, e interpretar los datos de prueba cuando el conjunto de propiedades de fluido se conocen, (a4.4) determinar un conjunto de historias de perforación y terminación las cuales examinan donde un conjunto de pozos se perforan y como los pozos se perforan y completan, (a4.5) determinar un conjunto de oportunidades de mejora de producción en respuesta a la prueba de pozo del paso (a4.3) y las historias de perforación y terminación del paso (a4.4) para identificar que oportunidades inmediatas existen para estimular un pozo o instalar una bomba que resultará en mayores tasas de producción, (a4.6) llevar a cabo interpretaciones de balance de materia de volumen y acuífero para estimar y determinar, después de la extracción e inyección de fluidos dentro de una formación, cuales fueron los volúmenes originales de los fluidos en lugar en la formación, (a4.7) determinar una tasa incrementada y potencial de recuperación para estimar tasas de petróleo incrementadas y recuperaciones de petróleo potenciales asociadas con las oportunidades de mejora de producción, (a4.8) determinar el sobre-trabajo de terminación y los principios de relleno adaptados para supervisar el impacto de un sobre-trabajo de terminación o plan de trabajo de relleno, generar datos de producción adicionales, determinar si las oportunidades de mejora de producción son correctas, y re-diseñar el sobre-trabajo de terminación del sobre-trabajo de terminación y principios de relleno en respuesta a ello, (a4.9) determinar, en un modelo de saturación de presión capilar y permeabilidad relativa, las características de flujo de petróleo y gas y agua cuando todos existen simultáneamente en un depósito, (a4.10) investigar, en un "modelo de sector" de pozo sencillo o depósito, mecanismos de depósito específicos y el impacto que los mecanismos tienen en un diseño de modelo de campo completo, (a4.11) usar, en conexión con sensibilidad de mecanismo de depósito, descripciones de parrilla alternativas con uno de los "modelos de sector" y determinar cual "descripción de parrilla alternativa particular" representa mejor un mecanismo el cual existe en el campo de depósito, y (a4.12) con respecto a criterios de diseño de modelo de depósito, determinar que debe hacerse para diseñar apropiadamente un modelo de depósito y producir un conjunto de "criterios de diseño de modelo de depósito" en respuesta a las "propiedades de fluido de depósito" y la "historia de inyección de producción" y la "historia de presión de depósito" y la "descripción de parrilla alternativa particular" .

Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método para llevar a cabo ingeniería preliminar teniendo limitaciones que son similares a una o mas de las limitaciones expuestas en el párrafo anterior. Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método de administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso de llevar a cabo (a5) para llevar a cabo modelación geológica incluye: (a5.1) determinar un modelo petrofísico preliminar representando un método para convertir bitácoras de pozo en un perfil de propiedades de depósito calculadas en cada ubicación de pozo, (a5.2) determinar un modelo petrofísico final a partir del modelo petrofísico preliminar y dicha ingeniería preliminar, dicho modelo petrofísico final representando información con relación a un conjunto de propiedades de depósito mas detalladas dentro de dicho sistema estructural, (a5.3) determinar un modelo geológico regional representando una geología regional en una formación de tierra asociada con un campo de depósito particular y aplicar un sistema de sedimentolo-gía y estratigrafía a dicha formación durante análisis sedimento-lógico y estratigráfico, (a5.4) en respuesta a los análisis sedimentológico y estatigráfico, llevar a cabo correlaciones estratigráficas detalladas entre pozos y establecer continuidad de horizontes geológicos a través del campo de depósito, (a5.5) llevar a cabo un análisis geomecánico el cual en asociación con un conjunto de propiedades geomecánicas del depósito permite la conversión de datos medidos en tiempo a partir de mediciones sísmicas en mediciones de profundidad y proporciona una indicación de esfuerzos de depósito que pueden calcularse a partir de propiedades geomecánicas, (a5.6) definir un sistema estructural del depósito en respuesta al análisis geomecánico y las correlaciones estratigráficas detalladas, el sistema estructural del depósito describiendo una forma global del depósito, (a5.7) definiendo un conjunto de resúmenes de propiedades de intervalos y de pozo en respuesta a dicho modelo petrofísico final y análisis de atributos sísmicos, los resúmenes de propiedades de pozo y de intervalo proporcionando información sísmica y permitiendo a uno relacionar una respuesta sísmica a un conjunto de propiedades medidas a partir de bitácoras de pozo, (a5.8) definir una estructura de depósito y modelo de propiedad en respuesta a resúmenes propiedad de pozo e intervalo y el análisis de atributo sísmico y el sistema estructural, (a5.9) llevar a cabo cálculos de volumen de depósito el cual proporciona un estimado de fluidos en lugar en el depósito en respuesta al modelo de estructura y propiedad del depósito, (a5.10) comparar, en una decisión consistente en volumen, los cálculos de volumen de depósito con un balance de materia a partir de la ingeniería preliminar, y, si el paso de comparación revela que los volúmenes son consistentes, una interpretación de geociencias de aquella que es subterránea concuerda con una interpretación del depósito a partir de un punto de vista de desempeño, y, si el paso de comparar revela que los volúmenes no son consistentes, ya sea ajustar dicha interpretación de geociencias o identificar las dudas sin resolver. Es un objetivo adicional de la presente invención divulgar un método para llevar a cabo modelación geológica que tiene limitaciones las cuales son similares a una o mas de las limitaciones expuestas en el párrafo anterior. Es un objetivo adicional de la presente invención divulgar un método de administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso de llevar a cabo (bl) para llevar a cabo estudios de modelo numéricos incluye: (bl.l) definir una distribución de propiedad en un modelo de estructura y propiedad de 3D, (bl.2) definir un sistema de parrilla en un sistema de parrilla de simulador de 3D, (bl.3) definir un modelo de propiedad y saturación de fluido, (bl.4) definir estimados preliminares del grado o tamaño de un acuífero en un modelo de condiciones de depósito y de acuífero inicial, (bl.5) combinar la distribución de propiedad y el sistema de parrilla y el modelo de propiedad y saturación de fluido y los estimados preliminares del grado o tamaño del acuífero en un simulador de depósito de 3D para definir un modelo de roca y crear un modelo de depósito inicial en el simulador de depósito, (bl.6) llevar a cabo una revisión de consistencia de volúmenes para determinar si hay una consistencia en volúmenes iniciales y si el sistema de parrilla que se sobrepone en el modelo de roca es una representación confiable de una descripción de propiedad desarrollada durante el paso de modelación geológica (a5) , (bl.7) cuando hay consistencia en los volúmenes iniciales, generar un modelo de volumen corregido, (bl.8) cuando no hay consistencia, dado que el sistema de parrilla falla en reproducir la descripción de propiedad, ajustar en un paso de ajustes de propiedad de modelo, al sistema de parrilla hasta que el sistema de parrilla sea una representación confiable de la descripción de propiedad, (bl.9) definir restricciones de producción histórica y de tasa de inyección, (bl.10) combinar el modelo de volumen corregido con las restricciones de producción histórica y tasa de inyección para correr, en un paso modelo que responde a restricciones de tasa históricas, el modelo a través de un periodo histórico, obtener un conjunto de respuestas de modelo, y comparar las respuestas de modelo con desempeño de medición actual, (bl.ll) comparar, en un paso de modelo que reproduce historia, el desempeño del modelo con los datos históricos para determinar si el desempeño del modelo reproduce los datos históricos, (bl.12) si el desempeño del modelo no reproduce los datos históricos, hacer ajustes, en un paso de ajustes de propiedad de modelo, a las propiedades del modelo, (bl.13) almacenar e identificar los ajustes a las propiedades del modelo como dudas en el análisis de sensibilidad y riesgo, (bl.14) si el desempeño del modelo si reproduce los datos históricos después de haber llevado a cabo el paso de hacer ajustes y dado que un modelo calibrado por historia se crea, generar una señal de salida primera para uso por un pronóstico de producción y reservas, dicha primera señal de salida incluyendo el modelo calibrado por historia y las dudas. Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método para llevar a cabo estudios de modelo numéricos que tienen limitaciones las cuales son similares a una o mas de las limitaciones expuestas en el párrafo anterior. Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método para administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso de llevar a cabo (bl) para llevar a cabo estudios de modelo analíticos incluye: (bl.l) proporcionar datos de entrada al estudio de modelo analítico, dichos datos de entrada incluyendo desempeño de depósito análogo, historias de perforación y terminación de pozo, tendencias de desempeño de pozo históricas, mapas de estructura y propiedad de depósito, y modelo de volúmenes y acuífero de balances de materia, (bl.2) a partir de trazos de tendencias de producción en tendencias de desempeño de pozo históricas, establecer un conjunto de características de declive o un conjunto de características de producti-vidad del campo de depósito con ello generando características de declive de producción de pozo que pronostica tendencias de desempeño futuras a partir pozos existentes, (bl.3) a partir de tendencias de desempeño de pozo históricas, mapear, en despliegues de mapa de indicadores de desempeño de pozo, varios indicadores de desempeño tales como los volúmenes totales de fluidos en diferentes sitios de pozo para examinar en cuales áreas de un campo de depósito son mejores o peores que el promedio o mejores o peores que sus pozos acompañantes en los diferentes sitios de pozo, (bl.4) comparar, en una decisión de conformidad, el mapa de los indicadores de desempeño en los diferentes sitios de pozo indicativos de calidad de producción a partir de despliegues de mapa de indicadores de desempeño de pozo con una interpretación geológica expuesta en los mapas de propiedad y estructura de depósito y determinar si cualquier desacuerdo existe entre dicho mapa y dicha interpretación geológica, (bl.5) si el desacuerdo no existe y no hay conformidad total, identificar cualquier oportunidad de pozo de relleno potencial reflejando cualquier oportunidad de perforar cualquier pozo de relleno, (bl.6) si el desacuerdo existe y hay conformidad total, determinar, en balances volumétricos y de materia fluidos en paso de estimados de lugar, como las tendencias de desempeño de pozo se balancean con estimados de fluidos en soporte de lugar y presión a partir de cálculos de balance de materia, (bl.7) en respuesta a las características de declive de producción de pozo generadas durante el paso de establecer (bl.2), identificar candidatos de sobre-trabajo y elevación artificial, (bl.8) en respuesta a las características de declive de producción de pozo, identificar a partir del desempeño de pozo actual, en un análisis estadístico de indicadores de pozo, un desempeño esperado promedio, (bl.9) comparar pozos individuales a dicho desempeño promedio esperado para determinar donde en el campo de depósito existen pozos de desempeño superior y donde en dicho campo existen pozos de desempeño mas pobre, y, en respuesta a ello, seleccionar vía dicho paso de oportunidades de pozo de relleno potenciales oportunidades para ya sea mejorar los pozos existentes o para perforar nuevos pozos, (bl.10) en respuesta a las características de declive de producción de pozo y habiendo establecido las características de declive para pozos existentes, pronosticar para ese grupo de pozos existentes, en pronósticos de pozo actuales de producción y reservas, tendencias de desempeño futuras del campo de depósito si no se toma acción, (bl.ll) en respuesta a las características de declive de producción de pozo y los candidatos de sobre-trabajo y elevación artificial, generar pronósticos de producción incrementados, (bl.12) en respuesta a las características de declive de producción de pozo y las oportunidades de pozo de relleno potenciales, generar pronósticos de relleno de producción y reservas representando un pronóstico de que podría generar un pozo en una ubicación particular, (bl.13) determinar si conformidad existe entre los pronósticos de producción incrementados, los pronósticos de pozo actuales de producción y reservas, los pronósticos de relleno de producción y reservas, y los estimados en lugar de balances volumétricos y de materia de fluidos, (bl.14) si no existe conformidad, generar una segunda señal de salida para uso por un pronóstico de producción y reservas, la señal de salida segunda incluyendo pronósticos de pozo actuales de producción y reservas, pronósticos de producción de pozo mejorados, y pronósticos de relleno de producción y reservas, y (bl.15) si no existe conformidad, identificar dudas y entonces generar dicha señal de salida segunda . Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método para llevar a cabo estudios de modelo analíticos teniendo limitaciones que son similares a una o mas de las limitaciones expuestas en el párrafo anterior. Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método para administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso de generar (b2) para generar un pronóstico de producción y reservas en respuesta a los estudios de modelo numéricos o los estudios de modelo analíticos incluye: (b2.1) en respuesta a una pluralidad de restricciones y a la primera señal de salida a partir del paso de estudios de modelo numéricos la cual incluye el modelo calibrado por historia, correr un modelo en un simulador (el pronóstico de producción y reservas de simulador) y generar un pronóstico de producción representando la manera en que un depósito responde a un plan de desarrollo, dicho plan de desarrollo definiendo un mecanismo representando un proceso que está activo en un campo de depósito, (b2.2) determinar si un plan de implementación del plan de mecanismo o si las restricciones pueden cambiarse u optimizarse, (b2.3) si el plan de implementación o las restricciones pueden cambiarse u optimizarse, cambiar el plan de implementación del mecanismo o las restricciones, re-correr el modelo en el simulador, y generar otro pronóstico de producción, (b2.4) si el plan de implementación o las restricciones no pueden cambiarse u optimizarse, determinar si el mecanismo representando al proceso que está activo en el campo de depósito puede cambiarse, (b2.5) si el mecanismo puede cambiarse el cual representa un nuevo plan de desarrollo o nuevo mecanismo, revisar un plan de implementación y re-correr el modelo en el simulador con ello generando aun otro pronóstico de producción, (b2.6) si el nuevo plan de implementación o las restricciones no pueden cambiarse u optimizarse y el nuevo mecanismo no puede cambiarse, determinar si hay necesidad para corridas de sensibilidad de parámetros, (b2.7) si hay necesidad para corridas de sensibilidad de parámetros, identifi-car un conjunto de dudas, alterar una descripción de depósito en el modelo calibrado por historia, y repetir los pasos (b2.1) a (b2.5), (b2.8) si no hay necesidad para ninguna corrida de sensibilidad de parámetros, generar una tercera señal de salida la cual incluye tasas y presiones de producción de fluidos de depósito y tasas y presiones de inyección de fluidos total para el paso de requerimientos de instalaciones (b3) y un plan de desarrollo de depósito para el paso de análisis económico y de riesgo (b5) , el paso de requerimientos de instalaciones (b3) respondiendo a esa tercera señal de salida; (b2.9) en respuesta a la pluralidad de restricciones y la segunda señal de salida a partir del paso de estudios de modelo analíticos el cual incluye los pronósticos de pozo actuales de producción y reservas, modelación analítica y, en respuesta a ello, generar un pronóstico analítico para un mecanismo particular y un conjunto particular de restricciones de desarrollo, y (b2.10) repetir los pasos (b2.2) a (b2.8) hasta que no haya necesidad de corridas de sensibilidad de parámetros y generar una cuarta señal de salida la cual incluye tasas y presiones de producción de fluidos de depósito y tasas y presiones de inyección de fluidos totales para el paso de requerimientos de instalaciones (b3) y un plan de desarrollo de depósito para el paso de análisis económico y de riesgo (b5) , el paso de requerimientos de instalaciones (b3) respondiendo a esa cuarta señal de salida. Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método para generar un pronóstico de producción y reservas teniendo limitaciones que son similares a una o mas de las limitaciones expuestas en el párrafo anterior. Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método de administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso de generar (b3) para generar requerimientos de instalaciones a partir del pronóstico de producción y reservas incluye: (b3.1) en respuesta a esa porción de las señales de salida tercera y cuarta a partir del paso de pronósticos de producción y reservas (b2) la cual incluye las tasas y presiones de producción de fluidos de depósito, estimar un primer conjunto de instalaciones que se requerirán para las tasas y presiones de producción de fluidos de depósito, (b3.2) determinar si uno o mas de un primer conjunto de cambios se requieren para dicho primer conjunto de instalaciones, (b3.3) si uno o mas del primer conjunto de cambios del primer conjunto de instalaciones se requieren, hacer dicho primer conjunto de cambios a dicho primer conjunto de instalaciones, dicho uno o mas del primer conjunto de cambios teniendo asociados con él un costo de capital y un costo de operación incrementado posible adaptado para uso por el paso de análisis económico y de riesgo (b5) , (b3.4) en respuesta a esa porción de las señales de salida tercera y cuarta a partir del paso de pronósticos de producción y reservas (b2) la cual incluye las presiones y tasas de inyección de fluidos total, estimar un segundo conjunto de instalaciones que se requieren para las tasas y presiones de inyección de fluidos total, (b3.5) determinar si uno o mas de un segundo conjunto de cambios se requieren para dicho segundo conjunto de instalaciones, (b3.6) si uno o mas de dicho segundo conjunto de cambios del segundo conjunto de instalaciones se requiere, hacer dicho segundo conjunto de cambios de dicho segundo conjunto de instalaciones, dicho uno o mas segundo conjunto de cambios teniendo asociado con él un costo de capital y un costo operativo incrementado posible adaptados para uso por el paso de análisis económico y de riesgo (b5) . Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método para generar requerimientos de instalaciones teniendo limitaciones que son similares a una o mas de limitaciones expuestas en el párrafo anterior. Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método de administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso de considerar (b4) para considerar asuntos ambientales incluye: (b4.1) considerar planes y previsiones de respuesta a emergencias especiales, (b4.2) considerar requerimientos de estudio de impacto ambiental pre-construcción, (b4.3) considerar acceso interrumpido o restringido a pozos e instálaciones, y (b4.4) considerar aprobación del gobierno o regulatoria y disposiciones de auditoría. Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método de administrar un depósito de fluido y/o gas, donde el paso de llevar a cabo (b5) para llevar a cabo un estudio de análisis económico y de riesgo incluye: (b5.1) en respuesta al plan de desarrollo de depósito generado a partir del paso de pronóstico de producción y reservas (b2) , evaluar un conjunto de económicos el cual se asocia con dicho plan de desarrollo de depósito por medio de generar, en respuesta al plan de desarrollo de depósito, un programa de producción de depósito y un programa de inyección de depósito y un programa de instalación y pozo, (b5.2) en respuesta al paso de requerimiento de instalaciones (b3) el cual incluye planes de sobre-trabajo de procesamiento y perforación, generar un modelo de costo de capital y un modelo de costo operativo asociado con él, (b5.3) en respuesta al paso de consideraciones ambientales (b4) , generar costos de proyecto especiales, (b5.4) proporcionar, en un perfil económico de plan, un perfil económico y resumen de flujo de efectivo para el plan de desarrollo de depósito en respuesta al programa de producción de depósito, el programa de inyección de depósito, el programa de instalación y pozo, el modelo de costo de capital, el modelo de costo operativo, y los costos de proyectos especiales, (b5.5) determinar, en una decisión de riesgo de desarrollo y operación, si hay desarrollo significativo y riesgos de operación asociados con el plan de desarrollo de depósito en respuesta a un conjunto de factores de riesgo de depósito, (b5.6) si hay riesgos de desarrollo y operación significativos asociados con el plan de desarrollo de depósito, hacer ajustes a un conjunto de programas de pronóstico de producción y regresar al paso (b5.4) el cual proporciona el perfil económico de plan y el resumen de flujo de efectivo para el plan de desarrollo de depósito que produce un estimado de costos asociados a riesgo, (b5.7) si no hay riesgos de desarrollo y operación asociados con el plan de desarrollo de depósito, determinar si hay un riesgo de desempeño de depósito con relación a un carácter y una naturaleza del depósito que no ha sido establecido a partir de estudios geológicos y de historia iguales, (b5.8) si hay un riesgo de desempeño de depósito, hacer ajustes a un conjunto de programas de pronósticos de producción y regresar al paso (b5.4); (b5.9) si no hay un riesgo de desempeño de depósito, determinar si hay un riesgo ambiental, (b5.10) si hay un riesgo ambiental, hacer ajustes a un conjunto de programas de pronóstico de producción y regresar al paso (b5.4), (b5.11) si no hay un riesgo ambiental, determinar si hay planes de desarrollo alternativos que deban evaluarse desde un punto de vista económico, (b5.12) si hay uno o mas planes de desarrollo alternativos que deban evaluarse desde un punto de vista económico, repetir los pasos (b5.1) a (b5.11) para cada uno de estos planes de desarrollo alternativos y, en respuesta a ello, generar uno o mas perfiles económicos asociados, respecti-vamente, con uno o mas planes de desarrollo alternativos, (b5.13) si no hay mas planes de desarrollo alternativos adicionales que deban evaluarse, comparar cada uno de los perfiles económicos asociados con cada uno de los planes de desarrollo alternativos y evaluar los riesgos asociados con cada uno de los perfiles económicos, y (b5.14) seleccionar un plan de desarrollo particular de entre el uno o mas planes de desarrollo alternativos evaluados durante el paso (b5.12), el plan de desarrollo particular seleccionado durante el paso de seleccionar (b5.14) representando el plan de desarrollo optimizado producido durante el paso de producir (b6) . Es un aspecto adicional de la presente invención divulgar un método de llevar a cabo un estudio de análisis económico y de riesgo teniendo limitaciones que son similares a una o mas de las limitaciones expuestas en el párrafo anterior. Alcance adicional de aplicación de la presente invención se volverá aparente a partir de la descripción detallada presentada a continuación en la presente. Deberá entenderse, sin embargo, que la descripción detallada y los ejemplos específicos, aunque representan una forma de realización preferida de la presente invención, se dan por vía de ilustración solamente, dado que varios cambios y modificaciones dentro del espíritu y alcance de la invención se volverán obvios a un técnico en la materia a partir de leer la siguiente descripción detallada . Breve Descripción de los Dibujos Un entendimiento completo de la presente invención se obtendrá a partir de la descripción detallada de la forma de realización preferida a continuación, y los dibujos acompañantes, los cuales se dan por vía de ilustración solamente y no pretenden ser limitativos de la presente invención, y donde: la figura 1 ilustra un método del estado de la técnica para administrar un depósito de gas o petróleo; la figura 2 ilustra una construcción detallada del bloque de Plan de Desarrollo 11 de la figura 1 ; la figura 3 ilustra una construcción alternativa del bloque 24 del bloque de Plan de Desarrollo de la figura 2 ; la figura 4 ilustra un método nuevo y novedoso, con relación al método del estado de la técnica de la figura 1, para administrar un depósito de gas o petróleo de acuerdo con las enseñanzas de la presente invención; la figura 5 ilustra una construcción detallada del bloque de operador/supervisión 44 de la figura 4 ; la figura 6 ilustra una construcción detallada del bloque de Asimilación & Actualización de Datos de Supervisión de Depósito 45 de la figura 4; la figura 7 incluye una mitad superior y una mitad inferior separadas por un triángulo de decisión de "Modelo de Pronóstico Numérico" , la mitad superior de la figura 7 ilustrando una construcción detallada del bloque de "Caracterización de Depósito Inicial" 41 de la figura 4, la mitad inferior de la figura 7 ilustrando la construcción detallada del bloque de "Plan de Desarrollo de Depósito Inicial Generado" 42 de la figura 4 ; la figura 8 ilustra una construcción detallada del bloque de Adquisición de Datos, Control de Calidad, y Análisis de la figura 7 ; las figuras 9A y 9B ilustran una construcción detallada del bloque de Ingeniería Preliminar de la figura 7 ; las figuras 10A y 10B ilustran una construcción detallada del bloque de Modelación Geológica de la figura 7 ; las figuras HA y 11B ilustran una construcción detallada del bloque de Estudios de Modelo Numéricos de la figura 7; las figuras 12A y 12B ilustran una construcción detallada del bloque de Estudios de Modelo Analíticos de la figura 7; las figuras 13A y 13B ilustran una construcción detallada del bloque de Pronósticos de Producción y Reservas de la figura 7 ; las figuras 14A y 14B ilustran una construcción detallada del bloque de Requerimientos de Instalaciones de la figura 7 ; las figuras 15A y 15B ilustran una construcción detallada del bloque de Consideraciones Ambientales de la figura 7; y las' figuras 16A y 16B ilustran una construcción detallada del bloque de Análisis Económico y de Riesgos de la figura 7. Descripción Detallada de la Forma de Realización Preferida Con referencia a la figura 1, un método del estado de la técnica para administrar un depósito de gas o petróleo (según se enseña en el libro de Satter y Thakur citado en la sección de referencias posterior) se ilustra. La figura 1 muestra una secuencia de pasos clave comprendiendo administración de depósito. Estos pasos consisten en: establecer estrategia 10, desarrollar plan 11, implementar 12, supervisar 13, evaluar 14, desempeño igual a plan 16, revisar 15, y completar 17. Cada uno de estos pasos o bloques de la figura 1 serán discutidos en detalle a continuación. Establecer Estrategia, bloque 10 En la figura 1, el proceso comienza con el paso de Establecer Estrategia en el bloque 10 donde las estrategias o metas de corto plazo y de largo plazo para administrar el depósito se establecen. Esto incluye revisar: los elementos clave de las características de depósito según se determina generalmente a partir de información de bitácoras sísmicas, el ambiente total del depósito, y la tecnología disponible para desarrollar el depósito. Aunque uno puede no tener una estrategia fija, uno puede sin embargo tener varias estrategias alternativas en mente, cada una de las cuales sería diseñada para alcanzar una sola meta: producir un número particular de barriles o millones de pies cúbicos/día de petróleo o gas a partir de un depósito particular. Además, uno puede tener un programa particular para alcanzar las tasas de producción de referencia anterior. Desarrollar Plan, bloque 11 En la figura 1, en el bloque de Desarrollar Plan 11, el Plan de Desarrollo de depósito se prepara. Esto incluye integrar datos diversos que están disponibles acerca del depósito (tales como datos sísmicos, bitácoras de pozo, muestras de núcleo, información geológica, datos de producción) y desarrollar un plan técnico estable para administración de depósito futuro. En conexión con este bloque de Desarrollar Plan 11, uno podría obtener cualquier información disponible con respecto a un recurso o depósito particular siendo evaluado, complementando esa información con datos disponibles a partir de sistemas análogos, para el propósito de producir un "Plan de Desarrollo" comprensivo que represente un plan para desarrollar ese recurso particular con base en la estrategia establecida durante el bloque de "establecer estrategia" 10. Implementar, bloque 12 En el paso de Implementar del bloque 12, el "Plan de Desarrollo" anteriormente mencionado se implementa. Este "paso de implementar" incluye diseñar y perforar nuevos pozos, establecer tasas de flujo de pozo, o llevar a cabo operaciones de sobre-trabajo, tales como presión de cemento, acidificación, fracturar, tratamientos de gel, y reparaciones tubulares que son todas conocidas en la materia. Durante el "paso de implementar", uno saldría al campo y tomaría cualquier acción necesaria para establecer las instalaciones de proceso, pozos, instalaciones de transportación, que permitan que su estrategia se alcance. Supervisar, bloque 13 y Evaluar, bloque 14 Conforme el Plan de Desarrollo se pone en lugar durante el paso de Implementar del bloque 12, nuevos datos se obtienen y recolectan durante el paso de Supervisar del bloque 14, y, siguiendo a la recolección de datos, el Plan de Desarrollo de depósito continuamente se re-evalúa durante el paso de Evaluar del bloque 14. Cuando un nuevo pozo se perfora o cuando algo nuevo se agrega al depósito, mas información se obtiene respecto de las características del depósito. El paso de supervisar, bloque 13, es muy importante en las etapas tempranas debido a que es cuando las decisiones de inversión de capital importantes se hacen y que tan eficientemente puede usarse su capital . Durante el paso de evaluar, bloque 14, los datos obtenidos durante el paso de supervisar del bloque 13 se reciben y un intento se hace para "amarrar todos los datos juntos". Esto es, que todos los datos recibidos se asimilen y se "amarren juntos" con el propósito de obtener una imagen de como es el depósito o de otra manera determinar las características del depósito. Por ejemplo, durante el paso de evaluar del bloque 14, se pregunta: "¿cómo se reconcilia la manera en que los pozos se están desempeñando con toda la otra información que se ha obtenido a partir de otras fuentes incluyendo pruebas sísmicas, de pozos, de ingenieros de terminación y de productividad? Desempeño Igual a Plan, triángulo de decisión del bloque 16 En la figura 1, si y cuando el desempeño último del depósito no concuerda mas con el "plan de Desarrollo" del depósito, o cuando otras condiciones cambian, una decisión se hace para regresar, vía el paso de Revisar del bloque 15, al paso de Plan de Desarrollo del bloque 11 para revisar y re-establecer un nuevo "plan de Desarrollo" de depósito. Como resultado, la salida "no" del triángulo de decisión de "Desempeño Igual a Plan" 16 se toma. Mas particularmente, a partir del paso de Evaluar del bloque 14, el "Plan de Desarrollo" original se examina. De acuerdo con el Plan de Desarrollo original, se necesitan implementar ciertas actividades para alcanzar la estrategia de obtener un primer número de barriles por día a partir de un depósito. Sin embargo, el depósito está produciendo actualmente un segundo número de barriles por día a partir del depósito, el cual no es igual al primer número de barriles por día. Habiendo obtenido un conjunto de nueva información alrededor del depósito, ¿cómo se cambia el Plan de Desarrollo original en vista de esta nueva información? Esto es, cuando los datos o información nueva se evalúa, la necesidad de un nuevo desarrollo en el depósito se determina el cual es diferente que el desarrollo original expuesto en el Plan de Desarrollo original. Por lo tanto, el Plan de Desarrollo original debe revisarse para producir un nuevo Plan de Desarrollo tal que el nuevo Plan de Desarrollo pueda reconciliarse con los nuevos datos o información. Expresado de manera diferente, aunque el depósito por si mismo nunca cambia, la interpretación del depósito cambia. Cuando los primeros tres pozos se perforan en el depósito, el entendimiento de las características de este depósito (es decir, lo que parece el depósito) es claramente menos que lo que será posteriormente cuando se perforan pozos adicionales y se llevan a cabo una multitud de pruebas sísmicas en el depósito y se obtienen datos adicionales que caracterizan al depósito. Por lo tanto, cuando datos, conocimiento y entendimiento adicionales se obtienen con respecto de las características del depósito, el Plan de Desarrollo para el depósito debe revisarse de manera acorde. Como resultado, en la figura 1, la salida "no" del triángulo de decisión de "Desempeño Igual a Plan" 16 se toma y el paso de "Revisar" del bloque 15 se implementa con el propósito de revisar el Plan de Desarrollo original para producir el nuevo Plan de Desarrollo. Completar, paso 17 Después, sin cualquier dato o información nueva adicional siendo evaluada durante el paso de Evaluar del bloque 14 iguala al Plan de Desarrollo nuevo, el paso de "Completar" del bloque 17 se alcanza. Esto es, durante el paso de Completar del bloque 17, el depósito se agota y, como resultado, el depósito eventualmente se abandona. Cada uno de estos bloques puede comprender una cantidad considerable de trabajo y actividad. Algunos detalles de ese trabajo y actividad se encuentran en la referencia "Satter" citada. Sin embargo, debe prevenirse que el paso de "Completar" del bloque 17 no se alcanza sino cerca del final de la vida del depósito. Esto es, el ciclo en la figura 1 (consistiendo del triángulo de decisión 16, el paso Revisar 15, y los otros pasos del ciclo incluyendo los bloques 11, 12, 13, 14, y 16) serán atravesados un múltiple número de veces en una base continua a través de la vida del campo de depósito antes de agotar y abandonar el depósito. Con referencia a la figura 2, los pasos del estado de la técnica involucrados en desarrollar el Plan de Desarrollo del depósito mostrados en el bloque de Plan de Desarrollo 11 de la figura 1 se ilustran. En el bloque de "Estrategias de Desarrollo y Agotamien- to" 20 de la figura 2, los pasos para implementar una estrategia global para desarrollar el Plan de Desarrollo de depósito se determinan primero. Las facetas mas importante de un Plan de Desarrollo de depósito son las estrategias que se enfrentan al agotamiento de un depósito para maximizar la recuperación de petróleo por métodos de recuperación de petróleo primarios, secundarios y mejorados que son bien conocidos en la materia. Estas estrategias dependen de la etapa en la vida del depósito. Cuando un depósito se descubre primero, decisiones tales como el número de pozos, espaciamiento de pozos, y métodos de recuperación son las decisiones mas importantes. Una vez que el mecanismo de agotamiento de depósito se entiende, métodos de recuperación secundarios y terciarios necesitan investigarse e implementarse si se estima necesario. Por lo tanto, las Estrategias de Desarrollo y Agotamiento del bloque 20 se enlazan no sólo al tamaño del campo de depósito, sino también a donde se localiza el depósito físicamente, la estabilidad política de la región, y cualquier consecuencia ambiental asociada con la ubicación del campo de depósito. En el bloque de "Consideraciones Ambientales" 21 de la figura 2, datos respecto del ambiente en el área donde el campo de depósito se localiza se recolectan para determinar los pasos requeridos para desarrollar el Plan de Desarrollo de depósito. Estas "consideraciones ambientales" incluyen: (1) consideraciones ecológicas, y (2) cualesquiera reglas y regulaciones federales y/o de gobierno estatal y de agencia regulatoria las cuales deben satisfacerse. Por ejemplo, si un depósito requiere que se inyecte agua dentro de un pozo, la consideración ambiental de una región montañosa rodeando al pozo acoplada con un control gubernamental estrecho sobre los recursos de agua alrededor del pozo impactarán las estrategias que están disponibles para un campo de depósito particular. En el bloque de "Adquisición y Análisis de Datos" 22 de la figura 2, datos de depósito iniciales se adquieren y analizan. Estos datos de depósito iniciales se obtienen a partir de las siguientes fuentes: datos sísmicos, bitácoras de pozo, datos de núcleo, información geológica acerca del sitio del depósito, análisis de muestras de fluido obtenidas por medio de llevar a cabo pruebas de pozo en el depósito, y otros geológicos o geofísicos y otra información recolectada durante la exploración en la vecindad del depósito. En las etapas tempranas del depósito, los datos recolectados a partir del depósito se complementan a partir de fuentes externas. Sin embargo, conforme el Plan de Desarrollo se pone en su lugar, se tendrá la oportunidad de recolectar mas y mas datos a partir de nuevos pozos o pozos entrando en producción. Cuando el Plan de Desarrollo coincide con las tasas de producción pretendidas de los pozos en el campo de depósito, los datos recolectados que caracterizan al campo de depósito incluyen interpretaciones sísmicas y de pozo, mediciones de presión, y datos de medición de tasa de producción.

En algún punto, una base de datos de activo simple debe crearse la cual contenga y almacene todos los datos obtenidos a partir de mediciones tomadas en el depósito durante el tiempo de vida del campo de depósito. En el bloque de "Modelación Geológica" 23 de la figura 2, todos los datos anteriormente referidos, los cuales se han obtenido durante la implementación de los pasos de los bloques 20, 21 y 22 de la figura 2, se integran y combinan en el bloque de "Modelación Geológica" 23 de la figura 2 para crear un modelo geológico estructural y estratigráfico del depósito. El modelo geológico del depósito se deriva de la "información" obtenida a partir de mediciones de núcleo y sísmicas y de bitácora. Sin embargo, esa "información" se extiende por medio de aplicar conceptos conocidos tales como ambiente de deposición, estrati-grafía de secuencia, tectonismo, y diagénesis. La Modelación Geológica del bloque 23 se toma para describir las características del depósito (es decir, para describir o determinar como es el depósito) . Por ejemplo, un petrofísico mira los datos de análisis de núcleo y bitácoras de pozo para interpretar propieda-des tales como porosidad y perfiles de saturación de agua y petróleo, los geomecánicos miran las fuerzas geomecánicas en el depósito, los geólogos miran las muestras de núcleo en el depósito, etc. La fase de Ingeniería Preliminar (ver figura 7) reconcilia los datos de desempeño obtenidos a partir del depósito con las características del depósito interpretadas por un petrofísico. El intento es de producir un modelo coherente del depósito que acomode todas las fuentes de datos que están disponibles . En el bloque de "Estudios de Modelo Numéricos" 25 de la figura 2, el modelo geológico del depósito preparado en el bloque 23 se usa entonces en el bloque de Estudios de Modelo Numéricos 25 para preparar un modelo de flujo numérico del depósito que se usa para estimar la distribución de gas y/o petróleo en el depósito y su potencial de recuperación. Recordar que un petrofísico y un geólogo y un geofísico cada uno interpretan los datos y cada uno contribuye a una descripción de depósito que es la base para los "Estudios de Modelo Numéricos" . El petrofísico contribuye con interpretaciones de datos de pozo. El geólogo recibe esos datos de pozo y, con su conocimiento del ambiente de deposición e interpretaciones sísmicas, determina cómo estas propiedades se distribuyen a través de una "descripción de depósito de tres dimensiones" . Esa "descripción de depósito de tres dimensiones" (que es esencialmente una descripción de propiedades) se introduce entonces como "datos de entrada" dentro del bloque de "Estudios de Modelo Numéricos" 25. Los Estudios de Modelo Numéricos del bloque 25 luego, respondiendo a esa descripción de propiedades, construyen un modelo de flujo numérico que consiste de una multitud de bloques de parrilla que representan porciones discretas del depósito. En efecto, un sistema de parrilla se traslapa sobre la anteriormente mencionada "descripción de depósito de tres dimensiones" (a continuación, un "modelo"). Cada uno de los bloques del sistema de parrilla traslapado sobre la "descripción de depósito de tres dimensiones" se asigna entonces a un conjunto específico de propiedades para representar esa porción específica del depósito. Los pozos, que han sido perforados en el depósito, se instalan entonces dentro del modelo. El modelo se prueba entonces por medio de responder a un conjunto de datos históricos del depósito en una prueba de "igualación de historia" . Si el modelo está respondiendo de manera distinta que las observaciones en el campo, se debe entonces ajustar, en una base iterativa, la descripción de ese modelo para que el modelo finalmente reproduzca aquello que ha ocurrido en el depósito en el pasado. En este punto, se tiene un "modelo de depósito igualado en historia" . El "modelo de depósito igualado en historia" se usa entonces como "datos de entrada" para el bloque de "Pronósticos de Producción y Reservas" 26 de la figura 2. En el bloque de "Pronósticos de Producción y Reservas" 26 de la figura 2, a partir de la información inherente en el "modelo depósito igualado en historia" obtenido a partir del "Estudio de Modelo Numérico" en el bloque 25, tasas de producción futuras se estimulan en el bloque de "Pronósticos de Producción y Reservas" 26 de la figura 2. Balances de materia, volumétricos, métodos estadísticos (es decir, análisis de curva de declive) , de composiciones, y otros simuladores de depósito numéricos de recuperación de petróleo bien conocidos son algunas de las herramientas usadas para este propósito. A partir del "modelo de depósito igualado en historia", se hace lo siguiente: diseñar conceptualmente un Plan de Desarrollo y establecer restricciones en el modelo. Habiendo identificado las restricciones en el modelo, producir un "pronóstico de producción" usando el modelo donde el "pronóstico de producción" representa un "desempeños de un depósito" bajo un plan de agotamiento particular. Entonces, se observa que el "desempeño del depósito" que se obtiene por medio de usar el modelo y luego determinar donde ese desempeño es deficiente (es decir, la tasa de producción total puede caerse demasiado rápido) . En este punto, diez o doce estrategias alternativas pueden existir que deban ser examinadas. A partir de esas diez o doce estrategias alternativas, identificar una o dos de las anteriormente mencionadas diez o doce estrategias alternativas que muestren la mejor y enfocarse a esas una o dos estrategias. Luego, mirar las maneras de optimizar los detalles de implementar el Plan de Desarrollo asociado con esas una o dos estrategias. Esos "pronósticos de producción y sus planes de inversión de capital asociados" son la base de correr los "Requerimientos de Instalaciones", bloque 27 de la figura 2. En el bloque de "Requerimientos de Instalaciones" 27 de la figura 2, los "pronósticos de producción y planes de inversión de capital asociados" (es decir, la información de tasas de producción futura) se necesitan en el bloque de "Requerimientos de Instalaciones" 27 para establecer requerimientos para instalaciones de planta física, tales como, pero no limitadas a, recursos de flujo de pozo y de superficie, bombas, separadores, tratadores, y almacenamiento en superficie que serán necesarios para producir petróleo y/o gas a partir del depósito. Por lo tanto, a partir de la anteriormente mencionada información de "pronósticos de producción e inversión de capital asociada" , los volúmenes que se debe de ser capaz de manejar son conocidos y los niveles de presión también son conocidos. Como resultado, las instalaciones que son necesarias para aquellos volúmenes particulares y niveles de presión también son conocidos. En el bloque de "Optimización Económica" 28 de la figura 2, la información obtenida o derivada a partir de los bloques previos se analiza para optimizar el retorno económico futuro del depósito. Esto es, "Optimización Económica" se relaciona con el proceso de decidir cual de las estrategias de desarrollo queda mejor con la estrategia corporativa global para el recurso particular o campo de depósito. Generalmente una eficiencia de recuperación mas alta para un depósito dado puede lograrse con costos de producción asociados mayores para cada barril de incremento. Por lo tanto, el proceso de Optimización Económica involucra las siguientes consideraciones: cuáles son los recursos financieros de una compañía, si es una propiedad de núcleo, si es una fuente de efectivo para generar flujo de efectivo para otras propiedades, cuál es la sensibilidad del precio del petróleo, y acoplada con la Optimización Económica está la consideración de riesgo (es decir, qué si el volumen verdadero del depósito es sólo el 75% de lo que se piensa que es el volumen del depósito) . En el bloque de "Plan de Desarrollo de Optimización" 29 de la figura 2, la información económica optimizada del bloque 29 se expresa como un plan de desarrollo para usarse para revisión y aprobación de administración, y después para desarrollo del depósito. Un plan de desarrollo aprobado se implementa entonces por el equipo de activos de campo o depósito. Esto es, habiendo hecho el análisis de riesgo y las proyecciones económicas anteriormente mencionados para varias alternativas de agotamiento, una serie de diagramas se producen para cada caso de desarrollo las cuales presentan consideraciones adicionales que deben tomarse en cuenta. Por ejemplo, una consideración adicional tal puede ser "maximizar su valor presente neto por medio de recuperar y producir menos petróleo" . Por lo tanto, estas consideraciones adicionales se traslapan sobre las consideraciones referidas asociadas con la "Optimización Económica" . En este punto, el "Plan de Desarrollo de Depósito" está completo, y el Plan de Desarrollo debe entonces someterse a aprobación de la administración . En el bloque de "Aprobación de Administración" 30 de la figura 2, la administración cuidadosamente revisa y aprueba el anteriormente mencionado "Plan de Desarrollo de Depósito" construido en los pasos previos y el trabajo ahora comienza a retirar petróleo o gas del depósito. Si cambios al plan de desarrollo de depósito se advierten, los pasos previamente descritos en los bloques 20 a 28 se repiten para derivar un Plan de Desarrollo de Depósito revisado optimizado para re-revisión por la administración. En la figura 2, aunque los pasos de los bloques 25 a 28 se ilustran como llevándose a cabo secuencialmente, por la referencia Satter, comúnmente se llevan a cabo en paralelo o iterativamente. Un ejemplo de esto consiste en el grupo de actividades expresadas en los bloques 25 a 28 los cuales se encierran por un bloque de línea intermitente 24 en la figura 2. Los artículos de Currie, Bittencourt, Beckner, y Zakirov enlistados en la Sección de Referencias cerca del final de la descripción detallada describen una serie iterativa de pasos a llevar a cabo en los pasos 25 a 28. Con referencia a la figura 3, una construcción diferente del bloque 24 de la figura 2 se ilustra. En la figura 3, el bloque 24A representa una construcción que es diferente que la construcción del bloque 24 en la figura 2. En la figura 2, el bloque 24 ilustra un proceso lineal en cascada donde un bloque lleva al siguiente bloque. Sin embargo, en la figura 3, el bloque 24A ilustra una variante del método del estado de la técnica para llevar a cabo algunos de los pasos en la administración de los depósitos de petróleo o gas en una manera no secuencial . Los pasos no secuenciales en el bloque 24A de la figura 3 reemplazarán a los pasos secuenciales en el bloque 24 de la figura 2. En la figura 3, el bloque 24A, el Modelo Geológico 23 fluye dentro del simulador de flujo de fluido del bloque 31 el cual tiene una serie de restricciones, bloque 32, aplicados a él. Probablemente, el simulador de flujo de fluido 31 ha sido calibrado o igualado en historia. Por lo tanto, el simulador de flujo de fluido 31, teniendo las restricciones 32 como una entrada, producirá un pronóstico de producción, bloque 34. El pronóstico de producción 34 también incluirá: las instalaciones que han sido agregadas, los pozos que han sido perforados, y costos de capital y operación asociados que luego fluyen hacia el Paquete de Modelación Económica, bloque 35. A partir del Paquete de Modelación Económica 35, los resultados obtenidos en el Paquete de Modelación Económica 35 se examinan, en los Criterios de Optimización, bloque 36, para determinar como se desempeño el caso económicamente contra sus criterios para seleccionar un proceso económico (los cuales pueden incluir valor presente, tasa de retorno, o una combinación de los dos, y riesgo) . A partir del Criterio de Optimización, bloque 36, se propondría un método para cambiar el Plan de Desarrollo en el Método de Optimización, bloque 37. Ciertas Variables de Decisión, bloque 33, deben tomarse en cuenta. En este punto, se re- ingresa al Simulador de Flujo de Fluido 31 de nuevo, se corre un nuevo pronóstico, y se repite el proceso. La figura 3 ilustra un mejor despliegue de actividades ocurriendo entre la descripción geológica del depósito y la producción resultante de un Plan de Desarrollo en vista de esa descripción geológica. En la figura 3, como el bloque 24A de la figura 2, el bloque 24 tiene una entrada que se origina desde el bloque de Modelación Geológica 23, y el bloque 24A proporciona una salida al bloque de Plan de Desarrollo Optimizado 29. El modelo geológico del depósito, el cual se desarrolla en el bloque de Modelación Geológica 23, se ingresa al bloque de "Simulador de Flujo de Fluido" 31, junto con otras dos entradas. Una salida del bloque de "Simulador de Flujo" 31 representa una simulación de flujo calculado del depósito. Una de las otras entradas al bloque 31 es la información respecto de restricciones físicas respecto del depósito originadas en el bloque de "Restricciones" 32, tales como la capacidad de flujo de una red de recolección de superficie existente o planeada. La última entrada al bloque 31 es un conjunto de suposiciones acerca de como se administraría el depósito según se expresa por un conjunto de variables o parámetros de decisión en el bloque de "Variables de Decisión" 33. Las "Variables de Decisión" del bloque 33 son escenarios de desarrollo que incluyen los siguientes: detalles acerca de un programa de perforación de desarrollo futuro (tal como ubicación de pozos), el número total de pozos a ser perforados, la secuencia de perforación, las orientaciones vertical contra horizontal, y los criterios de diseño de instalaciones. Los criterios de diseño de instalaciones incluirían, por ejemplo, el tamaño de las instalaciones de recolección y manejo de petróleo, gas y agua. La simulación de flujo calculado a partir del bloque de "Simulador de Flujo" 31 se ingresa al bloque de "Pronóstico de Producción Predicha" 34 el cual la usa y toda la información descrita en el párrafo previo a partir de los bloques 32 y 33 para predecir pronósticos de producción de pozo y depósito potenciales o hipotéticos para cada escenario de desarrollo. La familia resultante de pronósticos de producción, los cuales salen del bloque 34, se evalúa en el bloque de "Paquete de Modelación Económica" 35. El bloque de "Paquete de Modelación Económica" 35 evalúa la familia resultante de pronósticos de producción por medio de usar procesos de modelación económica para calcular, entre otras cosas, valor presente neto y reservas recuperables económicamente totales del depósito para cada uno de los escenarios de desarrollo. La información de modelación económica derivada del bloque 35 se ingresa al bloque de "Criterios de Optimización" 36 donde los criterios a usarse para optimizar del plan de desarrollo de depósito se seleccionan. En el bloque de "Método de Optimización" 37, un procedimiento de optimización determina el mejor escenario de administración de depósito, las variables de decisión correspondientes, el plan de desarrollo óptimo, y el conjunto asociado de requerimientos de instalaciones. Después de que se ha logrado la optimización (por cuantas muchas re-iteraciones del procesamiento sean necesarias entre los bloques 31 a 37) , un escenario de administración de depósito optimizado y otra información sale del bloque de "Plan de Desarrollo Optimizado" 29, donde esa información optimizada se relaciona con y corresponde a un Plan de Desarrollo. Ese Plan de Desarrollo se somete a la administración para revisión y aprobación de la administración, y se usa entonces para todas las otras actividades bien conocidas en el desarrollo de un depósito particular. Con referencia a la figura 4, un método nuevo y novedoso se ilustra para administrar un depósito de gas o petróleo de acuerdo con las enseñanzas de la presente invención. El método nuevo y novedoso para administrar un depósito de gas o petróleo según se muestra en la figura 4 es una mejora del método del estado de la técnica para administrar un depósito de gas o petróleo según se muestra en la figura 1. En la figura 4, volviendo ahora a describir la invención, la presente invención comprende un método novedoso, descrito a continuación con referencia a la figura 4, para administrar un depósito de fluido (es decir, petróleo) o gas. El método novedoso administra el depósito de fluido y/o gas por medio de medir, recolectar, y asimilar continuamente diferentes tipos de datos obtenidos a partir de diferentes tipos de mediciones (a continuación, "datos diversos") con el propósito último de obtener un entendimiento mejorado de un depósito particular. Durante y como resultado de la asimilación continua de los ya mencionados "datos diversos", un Plan de Desarrollo de Depósito actualizado continuamente se produce. El Plan de Desarrollo continuamente actualizado resulta en una optimización continua de recursos de depósito según se describe a continuación con referencia a las figuras 5 a 16. Los ya mencionados "datos diversos" comprenden datos adquiridos a diferentes tasas, los "datos diversos" variando entre "mediciones de tiempo- lapso" a "mediciones continuas" que producen corrientes de datos que se adquieren con sistemas de adquisición de datos instalados permanentemente conocidos en la materia. El rango de "datos diversos" en cobertura espacial de "datos de supervisión de pozo y superficie locales" a "mediciones de supervisión de escala depósito globales". Ejemplos de "datos de supervisión de pozo y superficie locales" incluyen: (1) datos producidos durante escritura de bitácoras de pozo cerrado de reentrada, y (2) datos medidos por medidores de presión y sensores de evaluación de formación permanentes localizados dentro y fuera de pozos cerrados. Estos métodos y aparatos de adquisición de datos de supervisión de pozo y superficie locales se enseñan en Baker, Babour, Tubel, Johnson, Bussear y otras referencias citadas en la sección de referencias al final de esta descripción detallada. Ejemplos de "mediciones de supervisión de escala depósito globales" (es decir, las mediciones de supervisión de depósito extensivas mas espaciales) incluyen: mediciones (1) de tiempo-lapso o sísmicas de 4D, (2) gravimétricas, y (3) de depósito eléctricas y acústicas de lectura profunda y a través de pozo. Estos métodos y aparatos de medición de supervisión de depósito individuales se enseñan en Pedersen, Babour, He y otras referencias citadas en la sección de referencias. La industria se enfrenta cada vez mas con el reto de determinar como asimilar la cantidad creciente de corrientes entrantes de "datos diversos" que caracterizan o representan a un depósito. La asimilación de los "datos diversos" es necesaria para: (1) actualizar un estimado de la distribución espacial de las propiedades del depósito, (2) actualizar la saturación de hidrocarburos y distribución de presión en el depósito, y entonces (3) modificar los Planes de Desarrollo de Depósito correspondientes de manera acorde, dentro de las restricciones resultantes a partir de la implementación de desarrollo previa. Esto es particularmente retador ya que la plétora de corrientes de datos entrantes asociada con los "datos diversos" comúnmente comprende una mezcla de escalas de tiempo y escalas espaciales de cobertura. Las metodologías de administración de depósito presentadas en la referencia Satter citada y otras publicaciones y referencias relacionadas citadas no son adecuadas para asimilar los diferentes arreglos de "datos diversos" de pozo y de depósito . La figura 4 ilustra un diagrama de bloques general de una pluralidad de pasos de método de acuerdo con la presente invención para asimilar sistemáticamente "datos diversos" (es decir, tipos diferentes de datos medidos recolectados a partir de un depósito particular) . La asimilación sistemática de los "datos diversos" se requiere con el propósito de: (1) mejorar el entendimiento de un depósito particular, (2) producir un Plan de Desarrollo actualizado continuamente correspondiente a un depósito particular, y (3) implementar un plan cambiante continuamente dentro de restricciones pre-establecidas para la optimización de una pluralidad de recursos asociados con el depósito particular en respuesta al Plan de Desarrollo actualízado continuamente. En la figura 4, el método de optimización de depósito novedoso mostrado en la figura 4, para asimilar los "datos diversos" teniendo diferentes escalas de tiempo de adquisición y escalas espaciales de cobertura, difiere de las prácticas de administración de depósito enseñadas en el estado de la técnica en maneras sustanciales. Esto es, de acuerdo con una característica de la presente invención, el nuevo método de optimización de depósito mostrado en la figura 4 incluye ejecución paralela de asimilación de datos local ("evaluación regional de pozo") y global ("evaluación de depósito de campo"), según se muestra en detalle en la figura 5. En la figura 1, el bloque de "Plan de Desarrollo" 11 de la figura 1 incluye el bloque de "Caracterización de Depósito Inicial" 41 de la figura 4 y el bloque de "Generar un Plan de Desarrollo de Depósito Inicial" 42 de la figura 4.

En la figura 4, el proceso comienza con el bloque de "Caracterización de Depósito Inicial" 41 el cual se conecta operativamente al bloque de "Generar un Plan de Desarrollo de Depósito Inicial" 42. En la "Caracterización de Depósito Inicial" del bloque 41, una caracterización de depósito inicial se lleva a cabo la cual resulta en la producción de un modelo de depósito. La función global del bloque de "Caracterización de Depósito Inicial" 41 es generalmente similar a la función global llevada a cabo por el bloque de "Adquisición y Análisis de Datos" 22 y el bloque de "Modelación Geológica" 23 en la figura 2. Sin embargo, de acuerdo con otra característica de la presente invención, el método nuevo y novedoso por el cual el bloque de "Caracterización de Depósito Inicial" 41 lleva a cabo la caracterización de depósito inicial se discute en detalle posteriormente con referencia a las figuras 7, 8, 9, y 10 de los dibujos. En "Generar un Plan de Desarrollo de Depósito Inicial" del bloque 42, un Plan de Desarrollo de Depósito se produce usando los datos adquiridos, recolectados. Además, en el bloque 42, un pronóstico de producción inicial y un análisis económico inicial para el depósito se crea. La función global del bloque de "Generar un Plan de Desarrollo de Depósito Inicial" 42 es generalmente similar a las funciones globales llevadas a cabo por los bloques 25 a 28 en la figura 2. Sin embargo, de acuerdo con otra característica de la presente invención, el método nuevo y novedoso por el cual el bloque de "Generar un Plan de Desarrollo de Depósito Inicial" 42 produce el Plan de Desarrollo de Depósito inicial usando los datos adquiridos y crea el pronóstico de producción inicial y el análisis económico inicial para el depósito se discute en detalle posteriormente con referencia a las figuras 7, 11, 12, 13, 14, 15, y 16 de los dibujos. Por lo tanto, de acuerdo con otra característica de la presente invención, una construcción detallada del bloque de "Caracterización de Depósito Inicial" 41 y una construcción detallada del bloque de "Generar un Plan de Desarrollo de Depósito Inicial" 42 se discutirá posteriormente con referencia a las figuras 7 a 16 de los dibujos. En la figura 4, el siguiente paso en la figura 4 es el bloque de "Avanzar en Incrementos el Programa de Capital" 43. Este paso es generalmente similar a aquel llevado a cabo en el bloque "Implementar" 12 de la figura 1 del estado de la técnica, e incluye tales actividades como diseñar, perforar y completar pozos, e implementar actividades de superficie. En el bloque de "Avanzar en Incrementos el Programa de Capital" 43, se han completado ya el proceso de caracterización de depósito y de generar un plan de desarrollo para el campo. Sin embargo, se nota aun que hay algunas dudas sin resolver. Conforme el campo de depósito se vuelve mas viejo y se perforan mas y mas pozos, la cantidad de dudas cambia sustancialmente. Pero, si se está en las etapas tempranas del desarrollo de campo de depósito, el Plan de Desarrollo de Depósito se influenciará fuertemente por los logros de perforación y producción de los pocos pozos de desarrollo inicial. Con un plan de desarrollo llamando para la perforación de 60 pozos, por ejemplo, un presupuesto inicial puede llamar a perforar sólo 10 de esos pozos. Por lo tanto, este proceso llama a avanzar en incrementos el gasto de capital de acuerdo con el plan de desarrollo, pero, al mismo tiempo, reconocer que se puede necesitar ajustar ese plan de desarrollo. En la figura 4, los siguientes dos pasos incluyen el bloque de "Operar/Supervisar" 44 y el bloque de "Supervisión de 0 Depósito, Asimilación de Datos & Actualización de Modelo" 45, cada uno de los cuales se expanden en las figuras 5 y 6, respectivamente. En la figura 4, por medio de avanzar el programa r de capital en el bloque de "Avanzar en Incrementos el Programa de Capital" 43, mas datos y mas información se adquieren durante el 5 paso de operación y supervisión en el bloque de "Operar/Supervisar" 44. Además, la información que resulta del paso de supervisión de depósito y asimilación de datos y actualización de modelo en el bloque de "Supervisión de Depósito, Asimilación de Datos & Actualización de Modelo" 45 se recicla de regreso a la entrada del bloque de "Avanzar en Incrementos el Programa de Capital" 43. Como resultado, cualquier interpretación nueva que se crea puede afectar subsecuentemente la tasa a la cual se continúa avanzando el programa de desarrollo. Por ejemplo, si el plan de desarrollo inicial llama para perforar 10 pozos en el primer año en un campo de depósito y después perforar unos 20 pozos mas adicionales en el segundo años, los resultados obtenidos de la perforación de los 10 pozos iniciales pueden cambiar el plan de desarrollo inicial. Por ejemplo, en lugar de perforar los 20 pozos adicionales en el segundo año según era llamado por el plan de desarrollo inicial, se puede en lugar re-escribir el plan de desarrollo para llamar la perforación de sólo 8 de los 20 pozos y entonces, además, la corrida de un programa sísmico de 3D. En el bloque de "Operar/Supervisar" 44 de la figura 4, las operaciones de campo día a día se administran por el plan de operaciones día a día que incluye que se conduzcan operaciones de pozo y de superficie, tales como parámetros e intervención de ahogamiento de pozo y operaciones de sobre-trabajo. El plan de operaciones día a día se deriva por medio de transformar el plan de desarrollo de depósito de largo plazo dentro de una secuencia de operaciones día a día que alcanzan un conjunto de indicadores de desempeño claves. Además, en el bloque 44, la supervisión constante del desempeño de depósito es necesaria usando datos de supervisión de tasa alta a partir del bloque de "Datos de Supervisión de Tasa Alta" 62 para determinar si el desempeño del depósito va conforme con el Plan de Desarrollo de Depósito. En el bloque de "Supervisión de Depósito, Asimilación de Datos & Actualización de Modelo" 45, diferentes desempeños de depósito se miden usando datos de supervisión de tasa baja a partir del bloque de "Datos de Supervisión de Tasa Baja" 68. Los datos de supervisión de tasa alta y los datos de supervisión de tasa baja se asimilan ambos y se usan para determinar si el modelo de depósito debe actualizarse. Si se decide que el modelo de depósito necesita actualizarse, el modelo de depósito se actualiza subsecuentemente de manera acorde. En la figura 4, con referencia a los bloquees 43, 44, y 45, dos cosas deben notarse acerca de las metodologías novedosas descritas anteriormente con referencia a los bloques 43, 44 y 45. Primero, datos recolectados a tasas de muestreo muy diferentes se manejan de manera diferente. Los datos adquiridos que se obtienen a una tasa de muestreo rápida (es decir, los datos de supervisión de tasa alta 62), tales como aquellos a partir de los medidores de presión permanentes de pozo y de superficie, sensores de temperatura, y dispositivos de tasa de flujo, se manejan de manera diferente que los datos adquiridos que se obtienen a tasas de muestreo mas bajas (es decir, los datos de supervisión de depósito de tasa baja 68) , tales como los sísmicos de tiempo-lapso. Segundo, los datos adquiridos con grados muy distintos de cobertura espacial se manejan de manera diferente. Esto es, datos adquiridos que se relacionan al sistema de entrega de hidrocarburos de pozo y superficie (es decir, datos de presión y producción) se manejan de manera diferente de los datos adquiridos que se relacionan con el proceso de drenaje de depósito (es decir, datos sísmicos de tiempo-lapso, gravimétricos, eléctricos de depósito de sondeo profundo) .

Los pasos del método llevados a cabo por los bloques 43, 44 y 45 son una expansión novedosa de los pasos llevados a cabo en el bloque "I plementar" 12, el bloque Supervisar 13 y el bloque Evaluar 14 de la figura 1 de acuerdo con la enseñanza de la presente invención. En el estado de la técnica, el desempeño de depósitos se supervisa pero los datos adquiridos se asimilan dentro de la descripción de modelo y planes de desarrollo en una base no frecuente para cambiar un plan de desarrollo de depósito de largo plazo. A partir del plan de desarrollo de depósito de largo plazo, cambios en las tasas de equipo y bombeo se hacen sólo en una base mensual, trimestral, semestral, o aun mas larga. En contraste, de acuerdo con la enseñanza de la presente invención, el desempeño de depósitos se supervisa no sólo en una base no frecuente para producir datos de supervisión de tasa baja (bloque 68 de la figura 4) , pero también en una base frecuente para producir datos de supervisión de tasa alta (bloque 62 de la figura 4 ) . En la figura 6, existe tanto un Plan de Desarrollo de Depósitos y un Plan de Operación día a día. Tanto los datos de supervisión de depósito de tasa baja y los datos de supervisión de depósito de tasa alta se usan para actualizar continuamente el Plan de Desarrollo de Depósito en el bloque de "Actualización de Pronósticos de Producción y Análisis Económico" 66 de la figura 6 y el bloque de "Actualización de Plan de Desarrollo de Depósito" 67 de la figura 6, y a partir de ese Plan de Desarrollo de Depósito actualizado, el Plan de Operación día a día se actualiza también continuamente. El resultado es un método mas comprensivo para maximizar mejor la producción de gas y/o petróleo a partir de un depósito. Fuentes ejemplares de datos de supervisión de tasa alta, bloque 62, y datos de supervisión de tasa baja, bloque 68, se detallan anteriormente. Con referencia a las figuras 5 y 6, referente inicialmente a la figura 5, los pasos del método llevados a cabo en el bloque de "Operar/Supervisar" 44 de la figura 4 se discuten a continuación con referencia a la figura 5. Además, en la figura 6, los pasos llevados a cabo en el bloque de "Supervisión de Depósito, Asimilación de Datos y Actualización de Modelo" 45 de la figura 4 se discuten a continuación con referencia a la figura 6. En la figura 5, una expansión mas detallada de los pasos del método representados en el bloque de "Operar/Supervisar" 44 de la figura 44 se ilustran. Hay cuatro pasos de método principales comprendiendo el bloque de "Operar/Supervisar" 44 según se muestra en la figura 5. Los pasos se muestran como bloques 51, 52, 53 y 47. En la figura 5, el primer paso principal en el bloque de "Operar/Supervisar" 44 es el bloque de "Establecer Indicadores de Desempeño Claves & Plan de Operación Día a Día" 51. Los indicadores de desempeño claves pueden incluir, por ejemplo, objetivos para la entrega de petróleo y/o gas por pozo individual o conjunto de pozos, y la red de oleoducto superficial al punto de entrega. En la figura 5, el segundo paso principal en el bloque de "Operar/Supervisar" 44 es revisar frecuentemente y periódicamente (es decir, diariamente o semanalmente) los indicadores de desempeño claves y definir y actualizar el plan de operación día a día asociado, según se representa por el bloque de "Revisar Plan" 52. Los indicadores de desempeño claves se evalúan periódicamente para determinar si se están alcanzando o no, esto es, para determinar si las tasas de producción de hidrocarburos de depósito están alcanzando o no los niveles de producción planeados. Si no, el plan de operación día a día se actualiza (por ejemplo, para intervenir y corregir problemas de producción limitando la producción de uno o mas pozos) y el ciclo entonces se repite. El plan de operación día a día se deriva por medio de transformar el Plan de Desarrollo de Depósito dentro de una secuencia de operaciones día a día diseñada para alcanzar el conjunto de indicadores de desempeño claves definidos en el bloque de "Establecer Indicadores de Desempeño Claves ..." 51. El plan de operación día a día puede incluir, por ejemplo, (a) operaciones de sobre-trabajo de acidificación o fractura para mejorar la productividad de pozo, (b) presión de cemento, inyección de gel, o re-perforar para alterar la conectividad del pozo con las diferentes capas del depósito, (c) balancear tasas de despegue de inyección de 5 puntos o de 9 puntos para drenaje mejorado, (d) ajustar una tasa de flujo dentro de pozo, y/o (e) ajuste en las cabezas de pozo y en los parámetros de sistema de recolección de superficie, con sistemas de terminación inteligentes que comprenden un conjunto de dispositivos de control de flujo construidos dentro de la terminación de pozo. Estas técnicas individuales (a) - (d) se enseñan en referencias del estado de la técnica citadas, tal como en Tubel, enlistada en la sección de referencias al final de esta descripción detallada. 0 En la figura 5, el tercer paso principal en el bloque de "Operar/Supervisar" 44 es ejecutar continuamente el plan de operación día a día corregido actual según se representa en el bloque de "Ejecutar Plan" 53 y extraer hidrocarburos a partir del depósito en una manera optimizada. 5 En la figura 5, el cuarto paso principal en el bloque de "Operar/Supervisar" 44 es supervisar los datos de entrega de pozo y asimilar los datos obtenidos por los pasos llevados a cabo en el bloque de "Supervisión de Pozo, Asimilación de Datos" 47. Para asegurarse que los indicadores de desempeño de corto plazo B se están alcanzando, y para ajustar el plan de operación día a día para alcanzar los indicadores de desempeño claves de corto plazo, datos de tasa de entrega de petróleo y/o gas a partir de pozos diferentes en el depósito se supervisan por tipos de aparatos de supervisión bien conocidos en la materia. Los datos 5 entonces se procesan en el bloque de "Supervisión de Pozo, Asimilación de Datos" 47 para determinar si los indicadores de desempeño claves de corto plazo se están alcanzando y para ajustar el plan de operación día a día si es necesario para alcanzar aquellos indicadores de desempeño claves. Para hacer esto, datos de supervisión de tasa alta a partir de pozos (ver el bloque de "Datos de Supervisión de Tasa Alta" 62) se adquieren primero, se acumulan y se revisa su calidad en el bloque "Adquirir & Acumular Datos, Control de Calidad" 54 de la figura 5. Los "datos de supervisión de tasa alta" son típicamente 0 lecturas del pozo o presiones de superficie y las tasas de flujo de petróleo-agua-gas de cada pozo, las cuales se miden usando medidores de presión, sensores de temperatura, dispositivos de tasa de flujo y separadores bien conocidos. Los datos de "supervisión de tasa alta" se usan en dos maneras muy diferentes 5 en el proceso llevado a cabo en el bloque "Supervisión de Pozo, Asimilación de Datos" 47. Estos dos usos diferentes se describen en los siguientes párrafos para cada uno de: (a) la evaluación de un pozo sencillo o "localizado", o pozos regionales/varios en el área en el bloque de "Evaluación Regional de Pozos" 55; y (b) la evaluación de un campo o depósito global en el bloque de "Evaluación de Depósito-Campo" 58. En la figura 5, el paso de evaluación de un pozo sencillo o pozos regionales/varios se logra en el bloque de "Evaluación Regional de Pozos" 55. Para llevar a cabo este paso 5 en el proceso, las tendencias en los datos de supervisión de tasa alta acumulados y revisados se generan primero y luego se revisan en el contexto del desempeño de un pozo sencillo o pozos regionales/varios en el bloque de "Revisar Tendencias y Desempeño Regional de Pozos" 56. Esto incluye, por ejemplo, una revisión de presiones de flujo de fondo de pozo y de superficie, tasas de flujo multi-fase, etc., que son usadas para indicar el grado al cual el pozo sencillo o los varios pozos está alcanzando el potencial de producción. Tales datos proporcionan información de diagnóstico varia, incluyendo abertura de paso de agua y/o gas en 0 zonas de producción de petróleo, declive en la presión diferencial en varias capas, y acumulación de piel que impide el movimiento de fluido en la vecindad del pozo. También incluido en ' esta evaluación está el análisis de datos que viene de sensores de evaluación de formación de depósito "in situ" dentro y fuera 5 de cerraduras de pozo, tal como un arreglo de electrodos de resistencia eléctrica para supervisar el movimiento de agua de formación detrás de cerraduras de pozo. Tales arreglos de resistencia eléctrica se enseñan en la referencia Babour citada. En la figura 5, el modelo de producción de pozo ß sencillo o pozos regionales/varios se verifica y/o actualiza entonces en el bloque de "Verificar/Actualizar Modelo y Plan Regional de Pozos" 57. El pozo o modelo de depósito local se actualiza para incluir las últimas mediciones de distribución de saturación de petróleo, gas y agua alrededor de pozo, así como 5 entendimiento mejorado del factor de piel de pozo, almacenamiento y arquitectura de conectividad evidenciada por declive de presión desigual . En la figura 5, el paso de evaluación de un depósito o campo global se logra en el bloque de "Revisar Tendencias y Desempeño de Depósito-Campo" 59. Para llevar a cabo este paso en el proceso, tendencias en los datos de tasa alta a partir del bloque de "Datos de Supervisión de Tasa Alta" 62 se generan primero y se revisan después en el contexto del desempeño de campo o depósito en el bloque de "Revisar Tendencias y Desempeño de Campo-Depósito" 59. Esto incluye presiones de cierre de superficie y de fondo de pozo y/o respuestas de prueba transitoria, tasa de flujo multi-fase, etc., que indican el grado al cual el depósito o un sector del depósito está drenando durante la producción. En la figura 5, el modelo de depósito o campo global se verifica entonces en el bloque de "Verificar/Actualizar Modelo de Campo-Depósito" 60. Discrepancias entre el modelo de campo-depósito global y el desempeño de depósito de campo puede observarse, tal como por ejemplo, diferentes distribuciones de saturación y/o diferentes distribuciones de presión a través del campo y/o entre las zonas de depósito, sugiriendo que el modelo de depósito y/o el plan de desarrollo de depósito debe actualizarse . En la figura 5, con base en los resultados de la evaluación en el bloque de "Evaluación de Campo-Depósito" 58, puede decidirse actualizar el Plan de Desarrollo de Depósito y/o considerar adquirir datos de supervisión de depósito de tasa baja adicionales. Eto se hace en el triángulo de decisión de "Actualizar Plan de Desarrollo de Depósito o Considerar Adquirir Datos de Supervisión de Depósito" 61 en la figura 5. El Plan de Desarrollo de Depósito puede necesitar modificarse, por ejemplo, si presiones se encuentran bajando en una manera dispareja a través del depósito, sugiriendo una falla de sellado con un compartimento de depósito sin drenar que requiere perforación de relleno adicional. 0, datos de supervisión de depósito de tasa baja adicionales/nuevos deben considerarse si un tiempo suficiente ha transcurrido desde que los últimos datos de supervisión de depósito (es decir, sísmicos de tiempo-lapso) se adquirieron, y otra encuesta se necesita. Si la decisión se hace para actualizar el Plan de Desarrollo de Depósito o para considerar adquirir nuevos datos de supervisión de depósito, el proceso va al bloque de "Supervisión de Depósito, Asimilación de Datos & Actualización de Modelo" 45 en la figura 4, los pasos detallados del cual se describen con referencia a la figura 6. Si la decisión se hace de no actualizar el Plan de Desarrollo de Depósito o considerar adquirir nuevos datos de supervisión de depósito, el proceso pasa al bloque de "Avanzar en Incrementos el Programa de Capital" 43 de la figura 4. Según se ilustra en la figura 4, la salida de resultados a partir del bloque de "Operar/Supervisar" 44 puede continuar el ciclo de regreso a la entrada del bloque de "Avanzar en Incrementos el Programa de Capital" 43 para re-procesarse en él, antes de procesarse de nuevo en el bloque de "Operar/Supervisar" 44 donde el paso en el bloque de "Establecer Indicadores de Desempeño Claves" 51 de la figura 5 se rehace para asegurar que las metas de operación de administración de depósito de corto plazo se están alcanzando. Cuando se decide afirmativamente a actualizar el Plan de Desarrollo de Depósito o considerar adquirir nuevos datos de supervisión de depósito en el bloque de decisión 61 de la figura 5, el proceso se mueve a la actividad de actualización de tasa baja (es decir, mensual o anual), menos frecuente, mostrada como pasos múltiples en el bloque de "Supervisar Depósito, Asimilación de Datos y Actualización de Modelo" 45 en la figura 4, los pasos detallados del cual se describen en la presente con referencia a la figura 6. En la figura 6, la entrada a los pasos de proceso de análisis mostrados en la figura 6 ocurre bajo dos circunstancias. Ya sea los datos de supervisión de depósito de tasa alta del bloque 62 y procesados en bloques 54 y 58 en la figura 5 han indicado que el modelo de depósito y Plan de Desarrollo de Depósito acompañante necesitan modificarse, o si es apropiado considera la adquisición de nuevos datos de supervisión de depósito de tasa baja. De manera acorde, una decisión se hace en el triángulo de decisión "Considerar Nuevos Datos" 49 si considerar o no adquirir nuevos datos de supervisión de depósito de tasa baja (no frecuentes) . Estos datos de supervisión de tasa baja incluyen, por ejemplo, sísmicos de tiempo-lapso, datos de pozo a través de cubierta repetitivos tales como perfiles sísmicos verticales de lectura profunda, gravimétricos, imágenes sónicas, y mediciones de supervisión de lectura profunda detrás de cubierta o a través de pozo, tales como resistencia eléctrica. Según se menciona previamente, las mediciones de resistencia eléctrica se describen en la referencia Babour citada. En la figura 6, si la decisión se hace en el triángulo de decisión de "Considerar Nuevos Datos" 49 es "Si", el primer paso es llevar a cabo un estudio en el bloque de "Análisis de Sensibilidad, Pre-Diseño de Encuesta" 60. Los objetivos de los pasos de proceso en el bloque 69 son primero asegurar, antes de gastar recursos desarrollando y ejecutando una operación de supervisión de depósito, que las mediciones se espera que traigan información necesaria. En particular, un sistema de supervisión de depósito de tiempo- lapso se simula numéricamente para predecir que mediciones de sensor se proporcionarían hipotéticamente por tal sistema si se implementara . Este paso permite al usuario identificar si una señal esperada es suficientemente grande o no para detectarse y tiene el potencial de proporcionar los beneficios anticipados. El segundo objetivo en el bloque 69 de la figura 6 es el uso de los mismos procedimientos de modelación numérica de supervisión de depósito para optimizar el diseño del equipo de sensor de supervisión y el sistema de adquisición de datos . En la figura 6, con base en la "encuesta de análisis de sensibilidad y la encuesta de pre-diseño" en el bloque 69, una decisión se hace, en el triángulo de decisión de "Proceder" 63, si proceder o no con recolectar y analizar datos de supervisión de depósito de tasa baja. Si la decisión es "No" en el triángulo de decisión de "Proceder" 63, el proceso lleva al bloque de "Avanzar en Incrementos el Programa de Capital" 43 de la figura 0 4. Si la decisión es "Si" en el triángulo de decisión de "Proceder" 63, el proceso lleva al bloque titulado "Control de Calidad, Proceso, Interpretación Directa" 64 donde la adquisición de los datos de supervisión de depósito de tasa baja, tales como las mediciones sísmicas de tiempo-lapso o eléctricas profundas, 5 se obtiene, revisa, procesa, e interpreta. Para usarse con este propósito, una entrada a este paso es los datos de supervisión de depósito de tasa baja (no frecuentes) a partir del bloque de "Datos de Supervisión de Tasa Baja" 68. Mas particularmente, en el bloque 64, los datos de supervisión de depósito de tasa baja se revisan en calidad, se procesan, y se interpretan directamente. Para datos sísmicos, esta actividad es similar a la actividad de procesamiento sísmico de 3D tradicional. Para mediciones de arreglo de resistencia eléctrica, esta actividad es un procesamiento directo de los datos eléctricos, por ejemplo, 5 por métodos de inversión numéricos. Bajo condiciones favorables, el resultado de este paso es una "fotografía" o vista de la parte probada del depósito en el periodo de tiempo de la adquisición de datos. Esta vista del depósito puede proporcionar información acerca de patrones o distribución espacial de fluidos en el depósito tales como petróleo, agua y gas. El paso de interpretación directa en el bloque 64 de la figura 6 puede requerir el uso de información de modelo de depósito existente, por ejemplo, el modelo desarrollado durante la caracterización en el bloque de "Caracterización de Depósito Inicial" 41 en la 0 figura 4, o un modelo actualizado a partir de actividad iterativa previa en el bloque de "Actualizar Modelo de Depósito y Dudas" 65 de la figura 6. B En figura 6, en ciertos casos, el resultado del paso de interpretación directa en el bloque 64 de la figura 6 es en sí 5 mismo suficiente para determinar oportunidades para mejorar el drenaje de depósito, es decir, identificar, a través de sísmicos de tiempo- lapso, un bloque de falla que no se ha drenado, o identificar, a través de mapeo eléctrico de tiempo-lapso, una capa con petróleo no arrastrado. En este caso, el proceso puede B proceder directamente a los pasos llevados a cabo en el bloque de "Pronósticos de Producción Actualizados y Análisis Económico" 66 de la figura 6 donde un análisis económico para justificar la inversión se lleva a cabo antes de que el Plan de Desarrollo de Depósito se actualiza en el bloque de "Actualizar Plan de 5 Desarrollo de Depósito" 67 para incorporar planes apropiados, es decir, perforar pozo(s) adicional (es) para drenar el bloque de falla. En otros casos, tratamiento mas avanzado de los datos del bloque de "Datos de Supervisión de Tasa Baja" 68 se necesita para actualizar el modelo para la distribución de propiedades de depósito y las dudas asociadas en el bloque de "Actualizar Modelo de Depósito y Dudas" 65. Este puede ser el caso en el que depósitos muy heterogéneos o depósitos en los cuales mas de una propiedad está variando en el tiempo y tipos de mediciones de datos múltiples se adquieren. Esto se describe en la referencia "Yu" citada. En este caso, en el bloque de "Actualizar Modelo de Depósito y Dudas" 65, los datos de supervisión de tasa baja procesados a partir del bloque de "Control de Calidad, Proceso, Interpretación Directa" 64 se combinan con toda la demás información de depósito disponible, incluyendo los "datos de supervisión de tasa alta" a partir del bloque 62 de la figura 5. La actividad en el bloque de "Actualizar Modelo de Depósito..." 65, de actualizar el modelo de depósito y dudas asociadas, puede ingresarse directamente de manera alternativa desde el triángulo de decisión de "Considerar Nuevos Datos" 49 según se muestra. El modelo de simulador de flujo de fluido se altera para reproducir los datos de producción de depósito adquiridos por igualación de historia según se enseña en las referencias Guerillot, Stein y ason citadas. El grado de duda en los parámetros de simulador de depósito se re-calcula para tomar en cuenta las nuevas mediciones de depósito. En la figura 6, el modelo de depósito actualizado y la información de dudas producida a partir del bloque de "Actualizar Modelo de Depósito..." 65 se usa para re-calcular pronósticos de producción en el bloque de "Actualizar Pronósticos de Producción y Análisis Económico" 66 en la figura 4, y el Plan de Desarrollo de Depósito se actualiza entonces en el bloque de "Plan de Desarrollo de Depósito Actualizado" 67. Los detalles de este procedimiento son similares al proceso previamente descrito con 0 referencia a la figura 3. En las figuras 4 y 6, la "salida" del bloque de "Actualizar Plan de Desarrollo de Depósito" 67 de la figura 6 es como sigue: un Plan de Desarrollo de Depósito actualizado periódicamente y descripción del desempeño de depósito, dudas, y 5 pronósticos de producción futuros. Según se muestra en la figura 4, la salida del bloque 67 de la figura 6 continúa regresando en el ciclo a la entrada del bloque de "Avanzar en Incrementos el Programa de Capital" 43 para continuar llevando a cabo el paso de "Avanzar en Incrementos el Programa de Capital" del bloque 43 y B el paso de "Operar/Supervisar" en el bloque 44. Así, a diferencia de cualquier cosa conocida o enseñada en el estado de la técnica, "datos diversos", teniendo escalas de tiempo de adquisición y escalas espaciales de cobertura diferentes, se asimilan sistemáticamente para entendimiento de 5 depósito mejorado el cual con ello asegura un Plan de Desarrollo de Depósito continuamente actualizado para una optimización continua de recursos de depósito. Con referencia a la figura 7, una construcción detallada del bloque de "Caracterización de Depósito Inicial" 41 de la figura 4, y una construcción detallada del bloque de "Generar Plan de Desarrollo de Depósito Inicial" 42 de la figura 4 se ilustran. En la figura 7, de acuerdo con otra característica de la presente invención, el bloque de "desarrollar plan" 11 de la 0 figura 1 incluye al bloque de "caracterización de depósito inicial" 41, el cual describe al depósito, el triángulo de decisión del "modelo de pronóstico numérico" 70, y el bloque de r "generar plan de desarrollo de depósito inicial" 42, el cual genera un plan de desarrollo (tomando en cuenta las 5 características especiales del depósito) que proporciona la mejor oportunidad de explotar el recurso en el depósito. El bloque de "caracterización de depósito inicial" 41 de la figura 4 incluye los siguientes bloques: el bloque de "estrategias de desarrollo y agotamiento" 41a, el bloque de "objetivos de estudio B integrados" 41b, el bloque de "adquisición de datos, control de calidad, y análisis" 41c, el bloque de "ingeniería preliminar" 41d, y el bloque de "modelación geológica" 41e. Las salidas de los bloques de "ingeniería preliminar" 4 Id y de "modelación geológica" 4 le se proporcionan como entradas al triángulo de decisión de "modelo de pronóstico numérico" 70. La salida del triángulo de decisión de "modelo de pronóstico numérico" 70 se conecta operativamente al bloque de "generar plan de desarrollo de depósito inicial" 42. El bloque de "generar plan de desarrollo de depósito inicial" 42 de la figura 4 incluye los siguientes bloques: el bloque de "estudios de modelo numéricos" 42a y el bloque de "estudios de modelo analíticos" 42b, cada uno de los cuales se conectan a salidas del triángulo de decisión de "modelos de pronóstico numéricos" 70, el bloque de "pronósticos de producción y reservas" 42c, el bloque de "Consideraciones Ambientales" 42d, el bloque de "Requerimientos de Instalaciones" 42e, el bloque de "análisis económico y de riesgo" 42f, y el bloque de "plan de desarrollo optimizado" 42g. En las figuras 2 y 7, recordar que la figura 2 representa un método del estado de la técnica para desarrollar un plan de desarrollo y la figura 7 representa una método de acuerdo con la presente invención para desarrollar un plan de desarrollo. Comparando las figuras 2 y 7, de acuerdo con otra característica de la presente invención, es evidente que las siguientes diferencias existen entre la figura 7 y la figura 2. En la figura 7, en el bloque de "Caracterización de Depósito Inicial" 41, el bloque de "Ingeniería Preliminar" 41d se lleva a cabo en paralelo con el de "Modelación Geológica" 41e para determinar una interpretación unificada de como realmente parece el depósito. Esto es, el bloque 41d se lleva a cabo en paralelo con el bloque 41e, usando datos dinámicos (desempeño de pozo, tasas de producción e inyección, presión de depósito) en un esfuerzo por verificar las interpretaciones hechas por el grupo de geociencias con base en los datos estáticos (es decir, mediciones hechas en un punto específico de tiempo a partir de bitácoras de pozo, sísmicos) . Esto es, en la figura 7, el bloque 41d está siendo llevado a cabo en paralelo con el bloque 41e (antes de crear la primera versión del simulador numérico) para reconciliar las interpretaciones de geociencias hechas usando datos estáticos con las interpretaciones de ingeniería hechas 0 usando datos relacionados con desempeño o dinámicos. Esto es diferente del estado de la técnica mostrado en la figura 2, porque, en la figura 2, en muchos casos, el estado de la técnica se condujo en una forma de pasos lineal; esto es, la modelación geológica se hace en una secuencia específica antes de entregar 5 la interpretación a ingenieros de depósito para su ajuste. En la figura 7, el bloque de "Ingeniería Preliminar" 41d y el bloque de "Modelación Geológica" 41e son cada uno ingresados al triángulo de decisión 70 titulado "Modelo de Pronóstico Numérico". El triángulo de decisión 70 pregunta: ¿se quiere usar un enfoque científico riguroso para construir un simulador numérico para generar un pronóstico de producción? (la salida "Si" del triángulo 70) , o ¿se quieren usar varios métodos analíticos estándar? (la salida "no" del triángulo 70) . El triángulo 70 reconoce que, para alguna planeación de desarrollo 5 de campo en algunos lugares, dependiendo de la etapa de desarrollo en el tiempo, puede no irse a través de un proceso de simulación completo para producir un plan de desarrollo. Para un recurso que es algo menor en tamaño para el cual se tienen datos limitados, se puede encontrar que un campo vecino se explotó 15 años antes que tiene muchos datos de desempeño y lo que debe de hacerse es producir un plan de desarrollo que acomode el tipo de desempeño que se observó en el campo vecino. En lugar de ir a través del proceso extendido de construir un simulador extendido para correr un pronóstico, se puede revisar un campo vecino, ver 0 como los pozos en el campo se desempeñaron, hacer ciertos ajustes que reconozcan el carácter único de la descripción geológica comprada con el campo vecino, determinar pronósticos de * producción (usando análisis de ingeniería básico) para varios escenarios de desarrollo y a partir de esos pronósticos, 5 determinar los análisis económicos y seleccionar el mejor análisis económico tal. Así, es una manera alternativa de determinar un pronóstico de producción y reservas sin ir a través de todo el proceso de modelación numérica. En la figura 7, la salida "si" del triángulo de B decisión 70 se ingresa al bloque de "Estudios de Modelo Numéricos" 42a, y la salida "no" del triángulo de decisión 70 se ingresa al bloque de "Estudios de Modelo Analíticos" 42b. En cualquier caso, cuando los pasos del bloque 42a (los estudios numéricos) o del bloque 42b (los estudios analíticos) se llevan 5 a cabo, el pronóstico de producción y reservas en el bloque de "Pronóstico de Producción y Reservas" 42c se generará. En las figuras 2 y 7, con referencia inicialmente a la figura 2, nótese que el bloque de "consideraciones ambientales" 21 de la figura 2 se localiza entre el bloque de "Estrategias de Desarrollo y Agotamiento" 21 y el bloque de "Adquisición y Análisis de Datos" 22; sin embargo, en la figura 7, el bloque de "consideraciones ambientales" se localiza entre el bloque de "estrategias de desarrollo y agotamiento" 41a y el bloque de "análisis económico y de riesgo" 42f. A partir de un punto de vista cualitativo, en la figura 2, es correcto colocar el bloque de "consideraciones ambientales" 21 entre el bloque de "estrategias de desarrollo y agotamiento" 20 y el bloque de "adquisición y análisis de datos" 22 debido a que las consideraciones ambientales pueden funcionar como una pantalla cuando se determinan que estrategias de las "estrategias de desarrollo y agotamiento" 20 se adoptan. Sin embargo, en la figura 7, la parte mas grande del impacto de las consideraciones ambientales en el bloque de "Consideraciones Ambientales" 42d es en el "Análisis Económico y de Riesgo" (del bloque 42f) del mecanismo de agotamiento preferido. Esto es, en la figura 7, las "consideraciones ambientales" 42d tienen un impacto en la optimización económica (es decir, el análisis económico y de riesgo) 42f debido a que varios planes de agotamiento desarrollados con un proyecto particular pueden tener varias consideraciones ambientales asociadas con ellos.

En la figura 7, nótese que el bloque de "Pronósticos de Producción y Reservas" 42c tiene dos salidas. Una salida da directamente al bloque de "Análisis Económico y de Riesgo" 42f para cálculos de ingresos debido a que el pronóstico de producción y reservas 42c es la base para calcular los flujos de efectivo en la corriente de ingresos. La otra salida va al bloque de "Requerimientos de Instalaciones" 42e debido a que el pronóstico de producción y reservas 42c impone demandas en la inversión de capital para las instalaciones (es decir, que tipo de instalaciones se necesitan las cuales se relacionan con inversión de capital futura) . Una salida del bloque de "Requerimientos de Instalaciones" 42e va al bloque de "Análisis Económico & de Riesgo" 42f debido a que, cuando se define el tamaño y las especificaciones de las instalaciones necesarias, el tamaño/especificaciones de las instalaciones requeridas representará el estimado de la inversión de capital que se requiere por el bloque de "análisis económico y de riesgo 42f. I. Caracterización de Depósito Inicial, bloque 41 de la figura 7 A. Objetivos de Estudio Integrados, bloque 41b En la figura 7, comenzando con el bloque 41 titulado "Caracterización de Depósito Inicial" , el primer bloque que se conecta al bloque de "estrategias de desarrollo y agotamiento" 41a es el bloque de "Objetivos de Estudio Integrados" 41b. En conexión con el bloque de "Objetivos de Estudio Integrados" 41b, después de que se ha determinado cual es la alternativa de "estrategias de desarrollo y agotamiento" 41 para un campo de depósito particular, pero antes de comenzar recolectando datos, primero se deben determinar los objetivos y el alcance del estudio que se va a llevar a cabo. Esto es, diferentes necesidades y disponibilidad de datos requeridos van a impactar de manera conjunta cuales son los objetivos y expectativas para el estudio que se va a llevar a cabo. B. Adquisición de Datos, Control de Calidad (QC) , y Análisis, bloque 41c 0 Con referencia a la figura 8, una construcción detallada del bloque de "Adquisición de Datos, Control de Calidad (QC) y Análisis" 41c de la figura 7 se ilustra. En las figuras 2, 7 y 8, el bloque de "Adquisición de Datos, QC, y Análisis" 41c en la figura 7 corresponde con el 5 bloque de "Adquisición y Análisis de Datos" 22 de la figura 2. Sin embargo, en la figura 8, la construcción detallada del bloque de "Adquisición de Datos, QC, y Análisis" 41c de la figura 7 es nuevo y novedoso y la construcción detallada de la figura 8 expresa una tercera nueva y novedosa característica de la & presente invención. En la figura 8, ahora que los objetivos y expectativas para el estudio se han determinado por el bloque de "Objetivos de Estudio Integrados" 41b, es importante asegurarse que todas las fuentes de datos necesarias están disponibles. La primera fuente de datos son las bitácoras de pozo y las mediciones sísmicas en el campo para el cual se está conduciendo la planeación de desarrollo; esto es, se deben recolectar juntos todos los datos que se pueden encontrar para un campo de depósito particular bajo estudio. Así el bloque de "Datos de Campo en Medio Digital o de Papel" 41cl representa todos aquellos datos incluyendo bitácoras de pozo y datos sísmicos que se han recolectado juntos para este campo de depósito particular bajo estudio. Entonces, en conexión con el triángulo de decisión de "Verificación de Suficiencia" 41c2 de la figura 8, se debe preguntar, "¿son suficientes los 0 datos para lo que se tiene en mente en el estudio para alcanzar sus objetivos?". Si los datos no son suficientes, la salida "no" a partir del triángulo de decisión 41c2 lleva al bloque de "Datos Suplementarios y Fuentes de Información" 41c3. En el bloque 41c3, se buscan datos suplementarios a partir de fuentes alternativos 5 (tal como campos compañeros, formaciones similares y/o practicas de operación similares) y después suplementar los datos del campo específico con fuentes externas. Cuando los datos recolectados juntos durante el bloque 41cl se combinan con los datos suplementarios recolectados juntos durante el bloque 41c3, el resultado es una "Base de Datos Digital de Proyecto Unificada", bloque 41c4. Por otro lado, si los datos recolectados juntos durante el bloque 41cl son suficientes, la salida del triángulo de decisión 41c2 es "si" y el resultado es la "Base de Datos Digital de Proyecto Unificada" . Esta base de datos constituye 5 todo lo que se anticipa necesario para alcanzar los objetivos, algunos de ellos en el campo, algunos de ellos de fuentes literarias . En la figura 8, según se mencionó previamente, la construcción detallada del bloque de "Adquisición de Datos, QC, y Análisis" 41c de la figura 7, según se muestra en la figura 8, es nueva y novedosa y esa construcción detallada mostrada en la figura 8 expresa una nueva y novedosa característica de la presente invención. Por ejemplo, en la figura 8, el paso de "datos complementarios y fuentes de información" expresado en el 0 bloque 41c3 se cree ser nuevo y novedoso y por lo tanto el bloque de "datos suplementarios y fuentes de información" 41c3 de la figura 8 constituye otra característica de la presente invención. r En la figura 8, ahora que se ha creado la "base de datos digital de proyecto unificada" , es necesario comenzar a 5 verificar que varias piezas de información son consistentes una con la otra, como se expresa en el triángulo de decisión de "Verificación de Consistencia" 41c5 en la figura 8. Por ejemplo, se pueden haber recolectado muestras de fluido de depósito a partir del depósito por técnicas diferentes y a partir de ß distintas ubicaciones de pozo, y se sujetaron todas a una serie de pruebas de laboratorio. Sin embargo, las pruebas de laboratorio han dado resultados diferentes. ¿Cuál es el correcto, o son todos correctos? Se progresa a través de este proceso para identificar valores base que se van a usar en cálculos futuros, 5 y se identifican, al mismo tiempo, las dudas asociadas con algunas de éstas propiedades. Por lo tanto, en la figura 8, el bloque de "Dudas para Análisis de Sensibilidad y Riesgo" 41c6 identificaría esas dudas. Por ejemplo, las "dudas" pueden ser de hecho que no se saben exactamente las propiedades de fluido, el factor de volumen, o el contenido de gas. Luego entonces se retienen esas dudas que pueden atacarse después durante la calibración del modelo o la fase de igualación de historia, o quizás después durante el pronóstico de producción. Cuando todas las revisiones de consistencia se llevan a cabo (vía bloque 41c5) 0 en todas las fuentes de datos de entrada, y ya sea se reconcilian o valores base escogidos o rangos de error identificados (que necesitan atacarse) , se ha producido entonces una "Base de Datos Digital de Proyecto Verificada", bloque 41c7 en la figura 8. En este punto, en conexión con su concepto original del plan de 5 estudio para atacar los objetivos, se debe cuestionar si aún se puede lograr la tarea razonablemente bien dada la cantidad y calidad de datos que se tienen, o si se debe modificar el plan de estudio, o si se debe hacer algo diferente en el estudio para acomodar ya sea una falta o un exceso de datos. Así, en la figura B 8, en conexión con el triángulo de decisión "Verificación de Plan de Estudio" 41c8, si el plan de estudio original permanece válido, se toma la salida "si" del triángulo de decisión 41c8 y se deja caer y comienza el trabajo de "Ingeniería Preliminar" 41d y de "Modelación Geológica" 41e. Sin embargo, si el plan de 5 estudio original no permanece válido (se requieren ajustes) , se toma la salida "no" del triángulo de decisión 41c8 y se entra al bloque 41c9 en la figura 9 titulado "Cambios de Enfoque de Proyecto o Flujo de Trabajo Requeridos". En el bloque 41c9, se comienza por identificar cambios propuestos que deben agregarse o incorporarse dentro del enfoque del estudio y, conociendo esos cambios propuestos al enfoque de estudio, se comienza el análisis técnico con los cambios ajustados por el enfoque de estudio. C. Ingeniería Preliminar, bloque 41d Con referencia a las figuras 9A y 9B, una construcción detallada del bloque de "Ingeniería Preliminar" de las figuras 7 y 8 se ilustra. La construcción detallada del bloque de "Ingeniería Preliminar" 41d de las figuras 7 y 8, según se muestra en las figuras 9A y 9B, es nueva y novedosa y esa construcción detallada mostrada en las figuras 9A y 9B expresa 5 una cuarta nueva y novedosa característica de la presente invención. En las figuras 9A y 9B, los datos e información básicos que se ingresan a los estudios de "Ingeniería Preliminar" del bloque 4 Id de las figuras 9A y 9B son: (1) el bloque de "base de datos de producción e inyección de campo" 41dl, (2) las pruebas o estimados de laboratorio de las propiedades de fluido de campo en el bloque de "modelo de propiedades de fluido de campo" 41d2, y (3) mediciones de presión de depósito que han sido tomadas cuando los pozos se completaron primero y periódicamente después 5 en el bloque de "datos de encuesta de presión de depósito" 41d3.

Los datos referidos anteriormente en los bloques 41dl, 41d2, y 41d3 necesitan manipularse o ajustarse para hacer cálculos de ingeniería subsecuentes. Por ejemplo, la producción de campo del bloque 41dl se registrará a partir de mediciones en tanques o medidores. Las propiedades de fluido de depósito del bloque 41d2 deben producir un vacío de depósito consistente en la formación para cada unidad de producción medida en la superficie. En conexión con el "modelo de propiedades de fluido de depósito" del bloque 41d2 en asociación con los "datos de encuesta de presión de depósito" del bloque 41d3, cuando se comparan presiones de depósito (ver, "datos de encuesta de presión de depósito del bloque 41d3) , se deben ajustar a una referencia. Por lo tanto, se deben conocer las propiedades de fluido (ver "modelo de propiedades de fluido de depósito" del bloque 41d2) para calcular los gradientes de presión en el depósito y hacer el ajuste apropiadamente a una referencia común. Por lo tanto, con respecto a los "datos de encuesta de presión de depósito" del bloque 41d3, cuando haces los ajustes tomando en cuenta las propiedades de fluido de depósito, el resultado es la "historia de presión de depósito corregida" del bloque 41d4, la cual refleja la historia de la presión de depósito corregida a alguna referencia. Además, por medio de tomar las propiedades de depósito en el "modelo de propiedades de fluido de depósito" del bloque 41d2 en combinación con la producción de campo reportada en la "base de datos de producción e inyección de campo" del bloque 41dl, el resultado es una historia de producción de pozo corregida en la "historia de producción e inyección de pozo corregida" del bloque 41d5. En conexión con el bloque de "interpretaciones de prueba de producción y presión" 41d6, cuando se instala un equipo de prueba en un pozo para medir cualquiera de su capacidad de producción o la presión de depósito estática en la vecindad del pozo, se conducirá una prueba de pozo y se recolectarán datos de presión y tasa contra tiempo sobre un periodo de unas cuantas horas a un par de semanas. En este caso, se deberán importar los datos de 0 propiedad de fluido de depósito a partir del "modelo de propiedades de fluido de depósito" del bloque 41d2 para habilitar una interpretación de los datos de prueba. Como resultado, la salida del bloque de "interpretaciones de prueba de producción y presión" 41d6 sirve como una entrada al bloque de "oportunidades 5 de mejora de producción" 41d7. Esto es, el análisis de la prueba de pozo, el cual es la salida del bloque de "interpretaciones de prueba de producción y presión" 41d6, dará una idea (cuando aquellos resultados del análisis se comparan con las tasas de producción reportadas) si el pozo está desempeñando de acuerdo f con las expectativas. Otra entrada al bloque de "oportunidades de mejora de producción" 41d7 (el cual identifica oportunidades para mejorar la producción) viene del bloque de "historias de perforación y terminación de pozo" 41d8 el cual examina cuando se perforaron los pozos y como fueron perforados y completados los pozos. Por lo tanto, por medio de tratar de unir juntos cuando los pozos fueron perforados, como fueron completados, cuales son los resultados de prueba, y la naturaleza básica del depósito, se puede identificar que oportunidades inmediatas se tienen (en el bloque de "oportunidades de mejora de producción" 41d7) para estimular un pozo o instalar una bomba que resultará en tasas de producción mas altas. Con referencia ahora al bloque de "interpretaciones de balance de materia de volumen & de acuífero" 41d9, la historia de presión de depósito se ajusta a una referencia común a partir del bloque 41d4 y la historia de 0 producción e inyección del bloque 41d5 puede proporcionar entradas duales al bloque de "interpretaciones de balance de materia de volumen & de acuífero" 41d9. El bloque 41d9 representa una reconciliación de balance de materia de los fluidos en el lugar; esto es, el bloque 41d9 se usan para estimar y determinar 5 (después de la extracción e inyección de fluidos dentro de la formación) cuales fueron los volúmenes originales del fluido en el lugar de la formación. Estos volúmenes, salida del bloque de "balance de materia..." 41d9, después sirven como entrada al triángulo de decisión de "volúmenes consistentes" 41dl0 para proporcionar una revisión contra los cálculos de las interpretaciones geológicas que salen del bloque de "modelación geológica" 41e. Los cálculos de las interpretaciones geológicas del bloque 4 le representan lo que las interpretaciones geológicas creen que son los fluidos en el lugar de la formación. Aun 5 referente a las figuras 9A/9B, nótese que el bloque de "historias de perforación y terminación de pozo" 41d8 proporciona un ingreso al bloque de "oportunidades de mejora de producción" 41d7 (según se discute previamente) ; sin embargo, tanto el bloque de "historias de perforación y terminación de pozo" 41d8 y el bloque de "oportunidades de mejora de producción" 41d7 proporciona un ingreso al bloque de "tasa de incremento y potencial de recuperación" 41dll. El bloque 41dll trata de estimar la tasa de petróleo en incremento y las recuperaciones de petróleo potenciales asociadas con las oportunidades de mejora de 0 producción en el bloque de "oportunidades de mejora de producción" 41d7, después de haber reconciliado los datos de prueba con las prácticas de perforación y terminación. Por ejemplo, se deben recuperar unos 100 mil barriles de petróleo extras del pozo. Habiendo identificado el potencial de 5 incremento, y verificado que vale la pena ir tras de esta actividad particular a partir del bloque de "tasa de incremento y potencial de recuperación" 4dll, la salida del bloque 41dll proporciona una salida al bloque de "sobre-trabajo de terminación, y guías de relleno" 41dl2. En el bloque 41dl2, se supervisa el impacto de un sobre-trabajo de terminación o plan de trabajo de relleno y, habiendo supervisado el impacto, datos de producción adicionales se generan en un punto en el cual se regresa en el ciclo al bloque de "oportunidades de mejora de producción" 41d7 para determinar si el estimado de la mejora de 5 producción fue correcto, o si necesita ajuste, y, si necesita ajuste, el sobre-trabajo de terminación del bloque de "sobre- trabajo de terminación..." 41dl2 se re-diseñaría. Con referencia ahora al bloque de "criterios de diseño de modelo de depósito" 41dl3, una pluralidad de entradas al bloque 41dl3 se proporcionan, cada una de esas entradas teniendo un impacto en los "criterios de diseño de modelo de depósito" . El bloque 41dl3 (criterios de diseño de modelo de depósito) determina lo que debe hacerse para diseñar apropiadamente al modelo de depósito. Por ejemplo, la "pluralidad de entradas" al bloque 41dl3 incluyen las 10 siguientes: se necesitan considerar las propiedades de fluido de depósito a partir del bloque 41d2, la historia de producción e inyección a partir del bloque 41d5 la cual lleva alguna restricción en como se diseña el modelo de campo, la historia de presión de depósito a partir del bloque 41d4 corregida a una 5 referencia común la cual tiene un impacto en los criterios de diseño, la reconciliación de volúmenes entre el balance de materia y la modelación geológica 41dl0, y las dudas que quedan cuando esos volúmenes no quedan exactamente en balance a partir del bloque de "dudas en el análisis de sensibilidad/riesgo" 41dl4 w (es decir, si el comportamiento de la presión es erróneo) . Esas dudas deben examinarse con el modelo y tienen un impacto en los criterios de diseño en el bloque de "criterios de diseño de modelo de depósito" 41dl3. Con referencia ahora al bloque 41dl5 titulado " modelo de (saturación de) presión capilar y 5 permeabilidad relativa" , en lugares en el depósito donde petróleo, gas, y agua pueden existir todos simultáneamente, ¿cuáles son las características de flujo de cada uno? Si se esta desplazando petróleo con ya sea gas o agua, ¿cuáles son las características de desplazamiento? El bloque 41dl5 definirá esas características de flujo y características de desplazamiento. En conexión con el bloque de "modelos de sector de depósito o de pozo sencillo" 41dl6, las propiedades de fluido de modelo 41d2, la permeabilidad relativa del bloque 41dl5, y las descripciones geológicas del bloque 4 le, todas vienen juntas en el bloque de 0 "modelos de sector de depósito o de pozo sencillo" 41dl6 el cual representa modelos preliminares. Si se toma en cuenta un "modelo de campo completo" como algo que se extiende sobre todo el campo, los "modelos de sector de depósito o de pozo sencillo" investigarán mecanismos de depósito específicos y el impacto que 5 esos mecanismos tienen en el diseño del modelo de campo completo. Por esa razón, una salida del bloque de "modelo de sector de depósito o de pozo sencillo" 41dl6 fluye hacia el bloque de "sensibilidad de mecanismo de depósito" 41dl7 donde se puede usar descripciones de parrilla alternativas con uno de esos "modelos ß de sector" a partir del bloque 41dl6 y se determina cual descripción de parrilla alternativa tal hace un mejor sobre- trabajo de representar el mecanismo que se espera tener en el campo. La salida del bloque de "sensibilidad de mecanismo de depósito" 41dl7 como una entrada al bloque de "criterios de diseño de modelo de depósito" 41dl3. En conexión con el bloque 41dl8 titulado "pseudo- funciones y criterios de parrilla de modelo de campo" , algunos mecanismos requerirán un diseño de parrilla muy detallado para representar confiablemente fluidos múltiple fluyendo al mismo tiempo. En depósitos muy grandes, si estudios de modelo de sector dicen que se necesitarán bloques de parrilla muy pequeños y se tiene un depósito muy grande, el tamaño del modelo fue demasiado grande para usarse en cualquier sistema de computadoras. Un enfoque es tomar esos modelos de sector y ajustar las funciones de flujo de permeabilidad relativo 0 básico para utilizar ciertas así llamadas "pseudo- funciones" . D. Modelación Geológica, bloque 41e Con referencia a las figuras 10A y 10B, una construcción detallada del bloque de "Modelación Geológica" 4 le de las figuras 7 y 8 se ilustra. La construcción detallada del 5 bloque de "Modelación Geológica" 4 le de las figuras 7 y, según se muestra en las figuras 10A y 10B, es nueva y novedosa y esa construcción detallada mostrada en las figuras 10A y 10B expresa una quinta nueva y novedosa característica de la presente invención. En las figuras 10A y 10B, un depósito particular se localiza en una cuenca particular y hay una geología regional particular asociada con la formación es esa cuenca en esa área del mundo. Consecuentemente, se comienza con un "modelo geológico regional" en el bloque 41el que da un rango de características. 5 Este modelo en el bloque 41el es el punto inicial para el cual se desarrolla una descripción específica y mas detallada para el depósito para el cual se está tratando de producir un plan de desarrollo. En el "modelo petrofísico preliminar" del bloque 41e2, este modelo 41e2 se basa generalmente en bitácoras de pozo. Por lo tanto, el "modelo petrofísico preliminar" 41e2 es una manera de convertir bitácoras de pozo, muestras de corte de perforación, y posiblemente estudios de núcleo especiales en un perfil de propiedades de depósito calculados en cada ubicación de pozo. Así, para cada pie de profundidad que se recorre por un pozo particular, una pluralidad de mediciones de datos, tales como densidad de formación, resistencia, radioactividad, velocidad acústica y otros parámetros, pueden procesarse con técnicas conocidas para producir propiedades de depósito (tales como porosidad, saturación de hidrocarburos, y el tipo de roca) para entrada al "modelo petrofísico preliminar" 41e2. En las figuras 10A y 10B, una nueva característica del bloque de "modelación geológica" 41e en las figuras 10A/10B se relaciona con una nueva conexión 72 entre el bloque de "ingeniería preliminar" 41d de la figura 10A y el "modelo petrofísico final" 41e3. Hay una necesidad para llevar en resultados a partir del bloque de "ingeniería preliminar" 41d, vía la nueva conexión 72, para verificar varios aspectos del modelo geológico. Un problema particular se relaciona con calibrar el modelo petrofísico. Tal calibración del modelo petrofísico se necesita, por ejemplo, cuando se distingue la diferencia entre la saturación de agua y la saturación de petróleo en el depósito. Así, hay una ingreso de los estudios de ingeniería en el "modelo petrofísico preliminar" 41e2 para llevar a un "modelo petrofísico final" 41e3. En conexión con el bloque de "análisis sedimentológicos & estratigráficos" 41e4, el "modelo geológico" 41e en las figuras 10A/10B lleva con el una cierta estructura de sedimentología y de estratigrafía que los geólogos aplicarían a la formación en un sentido cualitativo. Además, en conexión con el bloque de "correlaciones estratigráficas detalladas" 41e5, teniendo una entrada del bloque de "análisis sedimentológico & estratigráfico" 41e4 permite a los geólogos llevara a cabo correlaciones estratigráficas detalladas entre pozos y establecer una continuidad de horizontes geológicos a través del depósito. En conexión con el bloque de "interpretaciones geofísicas" 41e6, también hay una entrada del bloque de "interpretaciones geofísicas" para identificar, en el bloque de "correlaciones estratigráficas detalladas" 41e5, esas correlaciones estructurales a través del depósito. En conexión con el bloque de "análisis geomecánico" 41e7, el análisis geomecánico y las propiedades geomecánicas de la roca permiten la conversión de datos medidos en tiempo a partir de mediciones sísmicas a mediciones de profundidad. Además, también da una indicación de esfuerzos de depósito los cuales pueden calcularse a partir de propiedades geomecánicas, los esfuerzos de depósito permitiendo interpretar si se puede esperar o no una falla y fractura en el depósito. Por lo tanto, el bloque de "análisis geomecánico" 41e7 proporciona una entrada a las "interpretaciones geofísicas" 41e6 también. En conexión con el bloque de "sistema estructural" 41e8, el bloque de "sistema estructural" 41e8 describe la "forma global" del depósito. Un ejemplo de la "forma global" de un depósito es si el depósito tiene o no falas. El bloque de "sistema estructural" 41e8 (y en particular, la porción estructural superior y la porción estructural base del "sistema estructural") responde a una "pluralidad de entradas" que definen una estructura general para el depósito, y esta "pluralidad de entradas" consiste del bloque de "análisis geomecánico" 41e7, el bloque de "interpretaciones geofísicas" 41e6, y el bloque de "correlaciones estratigráficas" 41e5. En conexión con el bloque de "resúmenes de propiedad de pozo e intervalo" 41e9, "información relacionada a un conjunto de propiedades de depósito mas detalladas" dentro del "sistema de estructura" del bloque 41e8 se desarrolla a partir del análisis petrofísico en pozos individuales (bloque de "modelo petrofísico final" 41e3) y las correlaciones geológicas (bloque de "correlaciones estratigráficas detalladas" 41e5) que vienen de perfiles de estratigrafía y sedimentología (bloque de "análisis sedimentológicos & estratigráficos" 41e4) y de pozo. La ya mencionada "información relacionada a un conjunto de propiedades de depósito mas detalladas" se proporcionará como una entrada al bloque de "resúmenes de propiedad de pozo e intervalo" 41e9.

Además, el bloque de "análisis de atributo sísmico" 41el0 también proporcionará una entrada al bloque de "resúmenes de propiedad de pozo e intervalo" 41e9. El bloque de "análisis de atributo sísmico" 4 lelO proporciona información sísmica que permite a uno relacionar una respuesta sísmica (originada de porciones de depósito que se localizan entre pozos) a un conjunto de propiedades medidas a partir de una pluralidad de bitácoras de pozo (obtenidas a partir de mediciones en el propio pozo) . Esto establece una guía de cómo distribuir propiedades de depósito en locaciones entre pozos donde datos de pozo no existen. El bloque de "resúmenes de propiedades de pozo e intervalo" 41e9 y el bloque de "análisis de atributo sísmico" 41el0 y el bloque de "sistema estructural" 41e8 vienen todos juntos como entradas al bloque de "modelo de estructura y propiedades de depósito" 41ell. Habiendo definido todas esas propiedades en el espacio de tres dimensiones (posición, volumen vacío o porosidad) , tales propiedades pueden usarse para calcular, a partir de un punto de vista geológico, un estimado de los fluidos en lugar en el depósito. Este cálculo, el cual se llama un "cálculo volumétrico" y el cual se lleva a cabo en el bloque de "cálculos de volumen de deposito" 41el2 de la figura 10, se ingresa a partir del bloque de "cálculos de volumen de depósito" 41el2 al bloque de "volúmenes consistentes" 41el3. Otra línea 41el4 a partir de "ingeniería preliminar" 41d también se ingresa al bloque de "volúmenes consistentes" 41el3. En el bloque de "volúmenes consistentes" 41el3, el ya mencionado "cálculo volumétrico" se sujeta a una revisión de consistencia por medio de comparar el "cálculo volumétrico" con el "balance de material" a partir de la "ingeniería preliminar" 41d. En la revisión de consistencia, si los volúmenes son consistentes, la interpretación de geociencias de lo que está subterráneo en el depósito concuerda con la interpretación del depósito a partir de un punto de vista de desempeño y, como resultado, se puede proceder ahora a desarrollar un sistema de pronóstico de producción. Si no son consistentes, un ajuste en un caso o el otro debe hacerse, en el bloque de "ajustes evidentes" 41el5. Esto es, las interpretaciones geológicas deben ajustarse para alcanzar una mejor concordancia. Si no se pueden hacer mas ajustes, las dudas se identifican como sin resolver en este punto, en el bloque de "dudas en el análisis de sensibilidad/riesgo" 41el6. Esas dudas pueden trabajarse con un estudio de sensibilidad en el modelo de pronóstico, o en un análisis de riesgo durante la economía. II. Generar Plan de Desarrollo de Depósito Inicial, bloque 42 en las figuras 4 y 7 A. Estudios de Modelo Numéricos, bloque 42a Con referencia a las figuras HA y 11B, una construcción detallada del bloque de "Estudios de Modelo Numéricos" 42a de la figura 7 se ilustra. La construcción detallada del bloque de "Estudios de Modelo Numéricos" 42a de la figura 7, según se muestra en las figuras HA y 11B, es nueva y novedosa y esa construcción detallada mostrada en las figuras HA y 11B expresa una sexta nueva y novedosa característica de la presente invención. En las figuras HA y 11B, después de hacer la ingeniería preliminar y la descripción de depósito a partir de un punto de vista geológico, se ingresa al triángulo de decisión de "modelo de pronóstico numérico" 70 para decidir si hacer ya sea estudios numéricos 42a o estudios analíticos 42b. Durante esta parte del proceso, ya se los "estudios de modelo numéricos" 42a 0 o los "estudios de modelo analíticos" 42b de la figura 7 se llevarán a cabo. Enfocándose inicialmente en los "estudios de modelo numéricos" del bloque 42a en la figura 11A/11B, un estudio ß de modelo numérico tomaría lugar en conexión con un depósito complejo con muchos datos a administrar y el depósito tenga un 5 potencial u oportunidades no explotadas significativas. El estudio de modelo numérico 42a ayudaría a identificar los potenciales u oportunidades específicos asociados con el depósito. Asumir que la decisión que sale del "modelo de pronóstico numérico" del bloque 70 es un "si" . Habiendo decidido hacer un estudio de modelo numérico, una entrada es el bloque de "modelo de estructura y propiedad de 3D digital" 42al que viene de los estudios geológicos y que proporciona un buen primer estimado de loa que parece el depósito. Para modelar al depósito numéricamente, un modelo de "bloques de construcción" debe 5 construirse para manejar las características de flujo. Esto se logra por medio de construir una parrilla horizontal y un mecanismo de capas que se sobrepone en las distribuciones de estructura y propiedad de tres dimensiones. El posicionamiento estructural y las propiedades de depósito se interpretan para cada uno de los bloques de parrilla de la parrilla horizontal. Por lo tanto, la combinación del bloque de "Sistema de Parrilla de Simulador de 3D" 42a2 (el cual es el sistema de parrilla diseñado) y el bloque de "modelo de estructura y propiedad de 3D digital" 42al (el cual el la distribución de propiedad) define el 0 modelo de roca en un simulador de depósito representado por el bloque de "simulador de depósito de 3D inicial" 42a3. Además, cuando el bloque de "modelos de propiedad y saturación de r fluidos" 42a4 se proporciona como una entrada al simulador de depósito del bloque 42a3, una "distribución de saturación" se 5 sobrepone en ese modelo de roca en el simulador de depósito. La "distribución de saturación" determina si el petróleo, agua y gas en el depósito, determina las propiedades para estos fluidos, y determina la manera en la cual estos fluidos se mueven en el depósito cuando se sujetan a un diferencial de presión. Además, las influencias externas deben definirse en conexión con el bloque de "modelo de condiciones de depósito y acuífero iniciales" 42a5. Esto es, la acumulación de petróleo o gas puede estar en comunicación con un sistema acuífero mayor y la interpretación del grado de ese acuífero viene del trabajo 5 regional hecho en la modelación geológica. Además, el tamaño del acuífero puede también investigarse en conexión con los cálculos de balance de materia (bloque 41d9) de la "ingeniería preliminar" (de las figuras 9A/9B) . Por lo tanto, los estimados preliminares del grado o tamaño del acuífero del bloque 42a5 de las figuras 11A/11B (y del bloque 41d9 de las figuras 9A/9B) se proporciona como una entrada al bloque de "simulador de depósito de 3D inicial" 42a3. Habiendo creado el modelo de depósito inicial en el bloque de "simulador de depósito de 3D inicial" 42a3, el próximo paso es revisar, en el bloque de "consistencias de 0 volúmenes" 42a6 de la figura HA, si los volúmenes contenidos en ese modelo son consistentes con "otra información" que se ha determinado. Esa "otra información" incluye los volúmenes que se calculan a partir de una descripción geológica en conexión con el bloque de "cálculos de volumen de depósito" 41el2 de la figura 5 10A/10B. Esa "otra información" también incluye estimados de balance de materia que han sido calculados en conexión con el bloque de "interpretaciones de balance de materia de volumen & acuífero" 41d9 de las figuras 9A/9B. Por lo tanto, la comparación tomando lugar en el triángulo de decisión de "volúmenes consistentes" 42a6 determina si el sistema de parrilla que se sobrepuso en el modelo de roca de 3D es una representación confiable de la descripción de propiedad desarrollada por trabajo geológico. Además, en conexión con el triángulo de decisión de "volúmenes consistentes" 42a6, debe haber consistencia en los 5 volúmenes iniciales. Si son consistentes, el bloque de "modelo de volumen corregido" 42a7 indica un modelo de volumen corregido (ver mas acerca de esto a continuación) . Si no son consistentes, el sistema de parrilla falla para reproducir la descripción geológica. En este caso, en el bloque de "ajustes de propiedad de modelo" 42a8, la parrilla puede ajustarse manualmente para asegurar que hay una representación apropiada entre el sistema de parrilla en el simulador de depósito y la descripción geológica, según se indica por la línea de ciclo de retroalimentación 42a9 en la figura HA extendiéndose entre el bloque 42a8 y el bloque 0 42a3 (el simulador de depósito) . Habiendo hecho estos ajustes según sea necesario en el bloque 42a8, se baja al bloque de "dudas en el análisis de sensibilidad y riesgo" 42al0 el cual identifica cualquier duda que permanezca. Si no se pueden identificar o determinar razones del porque hay algún desacuerdo 5 o duda permaneciente entre los varios cálculos de volumen, se identificará esa dura, se tratará de encerrarla, y de atacarla después en un enfoque de análisis de sensibilidad o riesgo. En cualquier caso, con referencia al triángulo de "volúmenes consistentes" 42a6, si se tienen volúmenes consistentes, se mueve al bloque de "modelo de volumen corregido" 42a7. En este punto, en conexión con el bloque de "restricciones de tasa de producción/inyección histórica" 42all, se necesita agregar las siguientes "restricciones" al "modelo de volumen corregido": (1) datos de pozo históricos para permitir correr el modelo a través 5 de un periodo de producción histórico, (2) posicionamiento de pozo, (3) trayectorias de pozo, (4) donde los pozos se han completado sobre el tiempo, y (5) la historia de la producción e inyección del pozo. Cuando estas "restricciones" se han agregado al "modelo de volumen corregido" 42a7, los pasos del método expuestos en el bloque de "respuesta del modelo a restricciones de tasa históricas" 42al2 se practican. En este bloque de "respuesta del modelo..." 42al2, los pasos del método practicados en este bloque 42al2 incluyen: correr el modelo a través del periodo histórico, y obtener un conjunto de respuestas del modelo a los estímulos de producción e inyección que entonces se es capaz de comparar con el desempeño medido actual . Habiendo corrido el modelo a través de la historia y guardado información respecto de la manera en que el modelo responde, se refiere ahora al triángulo de decisión de "modelo reproduce historia" 42al3. En este triángulo de decisión 42al3, se compara el desempeño del modelo con datos históricos. Si no se tiene una representación confiable del desempeño medido, hacer algunos ajustes a las propiedades del modelo en el bloque de "ajustes de propiedades de modelo" 42al4. Habiendo hecho estos ajustes a las propiedades del modelo, se regresa por vía de la línea 42al5 al bloque de "respuesta del modelo a restricciones de tasa históricas" 42al2 y se re-corre el modelo a través del periodo histórico. Este "proceso iterativo" (de correr a través de la historia, comparar los datos medidos, y ajustar las propiedades de modelo) continúa hasta que se tiene lo que se siente que sea una representación satisfactoria de como el depósito se ha desempeñado realmente. En este punto, dado que se ha producido ahora un "modelo calibrado por historia" , se ramifica del triángulo de decisión de "modelo reproduce historia" 42al3 al bloque de "modelo calibrado por historia" 42al6. Además, mientras se lleva a cabo el anteriormente mencionado "proceso iterativo" de correr a través de la historia, comparar los datos medidos, y ajustar las propiedades del modelo (a continuación, los "ajustes"), llevar nota de esos "ajustes" en el bloque de "dudas en el análisis de 0 sensibilidad y riesgo" 42al0. Además, guardar los "ajustes" ahí para análisis de sensibilidad futuros ya sea durante la fase de pronóstico o después cuando se corre un pronóstico de producción. ^ Habiendo alcanzado la etapa de "modelo calibrado por historia" en el bloque 42al6 y habiendo identificado "varias dudas" que aun no 5 se es capaz de resolver o reconciliar en el bloque 42al0, tanto el "modelo calibrado por historia" y las "varias dudas" se proporcionan como entradas al bloque de "pronóstico de producción y reservas" 42c. B. Estudios de Modelo Analíticos, bloque 42b Con referencia a las figuras 12A y 12B, una construcción detallada del bloque de "Estudios de Modelo Analíticos" 42b de la figura 7 se ilustra. La construcción detallada del bloque de "Estudios de Modelo Analíticos" 42b de la figura 7, según se muestra en las figuras 12A y 12B, es nueva y 5 novedosa y esa construcción detallada mostrada en las figuras 12A y 12B expresa una séptima nueva y novedosa característica de la presente invención. En las figuras 12A y 12B, durante esta fase, ya se los "estudios de modelo numéricos" 42a o los "estudios de modelo analíticos" 42b se llevan a cabo. Asumir que la salida del triángulo de decisión de "modelo de pronóstico numérico" 70 es un "no", en cuyo caso, se llevara entonces un estudio de modelo analítico, bloque 42b en las figuras 12A y 12B. En las figuras 12A y 12B, por lo tanto, se utilizará entonces un enfoque 0 analítico con el propósito de pronosticar una producción de un pozo, opuesto a modelar el pozo con el propósito de pronosticar una producción de pozo. Por lo tanto, una entrada al bloque de ^ "estudio de modelo analítico" 42b en la figura 12A/12B, cuando una gran parte de la confianza existe, incluye el bloque de 5 "desempeño de depósito análogo" 42bl. Cuando se llevan a cabo estudios de modelo analíticos, se cree que la información disponible acerca del depósito específico puede no ser suficientemente confiable para describir un simulador de depósito completo. Por lo tanto, mientras se usan los datos que se tienen m respecto de un depósito específico, se tratan de emplear tendencias que están disponibles con respecto de un sistema de depósito análogo para guiar un pronóstico para pozos en su depósito específico. Esto es, se pueden normalizar las observaciones obtenidas a partir de un campo de depósito análogo 5 y usarse como una guía para ayudar a generar un pronóstico a partir del punto inicial en el campo de depósito específico. Otro ingreso al bloque de "estudio de modelo analítico" 42b en las figuras 12A/12B, donde una gran parte de la confianza existe, incluye al bloque de "historias de perforación y terminación de pozo" 42b2 de los pozos. Aun otra entrada que se proporciona al bloque de "estudio de modelo analítico" 42b incluye las "tendencias de desempeño de pozo históricas" del bloque 42b3. Ahí, se tiene el mismo desempeño de pozo histórico medido (es decir, tasas de producción y niveles de presión) . Aun otra entrada que se proporciona al bloque de "estudio de modelo analítico" 42b incluye los "mapas de propiedad y estructura de pozo" del bloque 42b4 que se generan del modelo geológico de 3D. Aun otra entrada tal incluye el "modelo de volúmenes y acuífero de balances de materia" del bloque 42b5 el cual incluye los cálculos de balance de materia y estimados para fuerza de acuífero o para calibrar los volúmenes originales en su lugar. Comenzando con el bloque de "tendencias de desempeño de pozo históricas" del bloque 42b3 y referente al bloque de "características de declive de producción de pozo" 42b6, a partir de trazos o gráficas de las "tendencias de producción" , se pueden establecer las características de declive o las características de productividad del campo. En un número de casos, los pozos se ajustarán a cualquier número de tendencias de declive de producción de pozo que se reconocen en la literatura para pronosticar tendencias de producción futuras y recuperación de -liólos pozos. A partir de las "tendencias de desempeño de pozo históricas" del bloque 42b3, también se puede trazar, en el bloque de "despliegue de mapas indicadores de desempeño de pozo" 42b7, varios indicadores de desempeño tales como tasas de pozo pico o volúmenes totales de fluidos producidos a partir de sitios de pozo diferentes para examinar en cuales áreas de un campo de depósito es mejor o peor que el promedio o mejor o peor que sus acompañantes. Cuando se trazan esos indicadores de desempeño en el bloque 42b7, se puede comparar, en el triángulo de decisión de "conformidad" del bloque 42b8, ese mapa de indicadores de desempeño del bloque 42b7 con la interpretación geológica expuesta en el bloque de "mapas de propiedad y estructura de depósito" 42b4 con el propósito de localizar y observar cualquier desacuerdo. Por ejemplo, se pueden tener algunos pozos que muestran muy buen desempeño, que caen en una muy buena parte del depósito, y que son consistentes con la interpretación geológica; sin embargo, al mismo tiempo, el comportamiento de pozo de uno o mas de los pozos ha, de hecho, sido no muy buena. Aquellos pozos por lo tanto deben analizarse en detalle para determinar que paso mal, por ejemplo, durante la fase de perforación o terminación, etc. Sin embargo, cuando la salida "no" del bloque de conformidad 42b8 se establece y no hay conformidad total, la comparación, en el bloque de "conformidad" 42b8, de calidad de producción (a partir del bloque de "despliegues de mapas indicadores de desempeño de pozos" 42b7) con la interpretación geológica (a partir de los "mapas de propiedad y estructura de depósito" del bloque 42b4) pretende identificar cualquiera "oportunidad de pozo de relleno potencial" del bloque 42b9 (o acciones tomadas en pozos individuales según se expresa en el bloque de "candidatos de levantamiento artificial y sobre-trabajo" 42bl0) . El bloque de "oportunidades de pozo de relleno potenciales" 42b9 refleja cualquier oportunidad para perforar algunos pozos de relleno. Sin embargo, si hay una conformidad total y la salida del bloque de "conformidad" es "si", se baja al bloque de "estimados de fluidos en lugar volumétricos y de balance de materia" 42bll. En este bloque 42bll, es necesario determinar como las tendencias de desempeño de pozo se balancean con los estimados de fluidos en lugar y soporte de presión a partir de cálculos de balance de materia. Con referencia al bloque de "características de declive de producción de pozo" 42b6, ese bloque 42b6 está tratando de pronosticar, por métodos analíticos reconocidos, tendencias de desempeño futuras que se puedan esperar a partir de pozos existentes. Las características de producción y declive de pozo, junto con la manera en que se perforan y completan los pozos, se ingresan al bloque de "candidatos de sobre-trabajo y levantamiento artificial" 42bl0. En el bloque 42bl0 se observan candidatos de sobre-trabajo, levantamiento artificial, y acciones que se pueden tomar en un pozo específico. Esto es, en el bloque 42bl0, si se perforaron y completaron dos pozos en la misma manera, pero mostraron diferentes características de declive de producción, el mas pobre de esos tales pozos puede estar presentando una oportunidad para un sobre-trabajo. Por otro lado, el mas pobre puede estar en una porción del campo de depósito que no se está soportando en presión lo suficiente, lo que significa que se puede necesitar instalar alguna forma de levantamiento artificial . Recordar que el bloque de "características de declive de producción de pozo" 42b6 está tratando de pronosticar tendencias de desempeño futuras que se puedan esperar a partir de pozos existentes. Esos pronósticos, junto con la manera en que se 0 perforaron y completaron los pozos, se ingresan al bloque de "análisis estadístico de indicadores de pozo" 42bl2. El bloque de "análisis estadístico..." 42bl2 incluye enfoques que se usan en dos tipos de estudios, el propósito de los cuales es identificar a partir del desempeño de pozo actual un desempeño promedio que 5 se puede esperar y comparar pozos individuales a ese promedio de desempeño. Como resultado de esta comparación, se puede determinar donde en el campo de depósito se tienen desempeños superiores y donde se tienen desempeños mas pobres y, a partir de esa determinación, se puede seleccionar, vía el bloque de "oportunidades de pozo de relleno potenciales" 42b9, oportunidades para ya sea mejorar los pozos existentes o perforar nuevos pozos. Con referencia de nuevo al bloque de "características de declive de producción de pozo" 42b6, este bloque 42b6 se conecta operativamente al boque de "pronósticos de 5 pozo actuales de producción y reservas" 42bl3. En el bloque 42bl3, habiendo establecido cuales son las características de declive en los pozos existentes, el bloque de "pronósticos de pozo actuales..." 42bl3 incluye un método de pronosticar analíticamente para ese grupo de pozos cuales tendencias de desempeño futuras del campo serán si no se toma acción. En conexión con el bloque de "pronósticos de producción en incremento" 42bl4, además de recibir las características de declive del bloque 42b6, el bloque de "pronósticos de producción en incremento" 42bl4 también recibe una entrada del bloque de "candidatos de levantamiento artificial y sobre-trabajo" 42bl0. En el bloque 42bl0, se han identificado acciones que se pueden tomar en pozos específicos, si se lleva un sobre-trabajo en el pozo específico, se puede tener algo de producción en incremento. La cantidad de producción en incremento vendría de una comparación de la oportunidad identificada con un sobre-trabajo que ya se ha llevado a cabo en un pozo similar en el campo y que se observó algún éxito. Cuando se consideran todas estas oportunidades y el estimado de lo que se puede lograr si se hacen todos estos sobre-trabajos, permite generar los "pronósticos de producción en incremento" del bloque 42bl4. Además, con referencia al bloque de "pronósticos de relleno de producción y reservas" 42bl5, por el mismo proceso analítico, se pueden identificar oportunidades para perforación de relleno, esto es, áreas del campo donde no hay suficientes pozos con base en las interpretaciones geológicas o donde los pozos existentes no están proporcionando drenaje adecuado. Por lo tanto, habiendo identificado locaciones de pozo de relleno, si se fuera a perforar un pozo de relleno en esas locaciones, ¿cuánta producción se esperaría? Para contestar esa pregunta, se debe basar en el bloque de "características de declive de producción de pozo" 42b6 de nuevo (es decir, las características de declive que se generaron para los pozos existentes) . Las características de declive de producción básicas del bloque 42b6 permiten pronosticar la producción para pozos existentes (en el bloque 0 42bl3) . Sin embargo, también se ha identificado algunos candidatos de sobre-trabajo o levantamiento artificial (en el bloque 42bl0) . Se pueden usar características de declive existentes para estimar cuales volúmenes en incrementos se pueden producir a partir de tomar esas acciones de campo. También se han 5 identificado (en el bloque 42b9) oportunidades de perforación de relleno. De nuevo, se pueden usar las características de declive de los pozos existentes para obtener un pronóstico de lo que un pozo extra en una locación particular podría generar. Cuando se combinan las salidas del bloque 42bl4 (pronósticos de producción en incremento), bloque 42bl3 (pronósticos de pozo actuales...), y bloque 42bl5 (pronósticos de relleno...), en varias combinaciones, dentro de una entrada al triángulo de decisión de "conformidad" 42bl6, se puede determinar un pronóstico de los que un campo puede producir. Si se hace un número de sobre-trabajos, 5 se puede determinar una producción en incremento. Así, en un formato de hoja de cálculo, se pueden escribir las guías y maneras de integrar pronósticos de pozo individuales y pronosticar lo que la producción podría ser bajo varios planes de desarrollo. En este punto, se debe revisar la consistencia de los pronósticos con los estimados de la cantidad total de petróleo en lugar para asegurarse de que las curvas de declive no son demasiado optimistas con base en lo que se esperaría correctamente del campo. Si hay algunas diferencias (la salida "no" del triángulo de "conformidad" 42bl6) , donde hay desacuerdos 0 en áreas particulares del campo, puede resultar en la incapacidad por métodos analíticos de contar apropiadamente los efectos de interferencia entre pozos. Por lo tanto, en conexión con el -^ bloque de "dudas en análisis de sensibilidad y riesgo" 42bl7, estos son los tipos de dudas que existen cuando se revisa si se 5 tiene conformidad vía el bloque 42bl6. Habiendo establecido la conformidad (la salida "si" del bloque 42bl6) y las dudas restantes (bloque 42bl7) , se está listo ahora para hacer el bloque de "pronosticar producción y reservas" 42c de la figura 7 y de las figuras 13A y 13B. m C . Pronostico de Producción y Reservas, bloque 42c Con referencia a las figuras 13A y 13B, una construcción detallada del bloque de "Pronóstico de Producción y Reservas" 42c de la figura 7 se ilustra. La construcción detallada del bloque de "Pronóstico de Producción y Reservas" 42c 5 de la figura 7, como se muestra en las figuras 13A y 13B, es nueva y novedosa y esa construcción detallada mostrada en las figuras 13A y 13B expresa una octava característica nueva y novedosa de la presente invención. En las figuras 13A y 13B, del lado izquierdo, se ilustra un proceso para generar "pronósticos de producción y reservas" en respuesta a los "estudios de modelo numéricos" 42a. El bloque de "estudios de modelo numéricos" 42a proporciona una entrada al "modelo calibrado por historia" 42cl. El "modelo calibrado por historia" 42cl, a su vez, proporciona una entrada al bloque de "pronóstico de producción y reservas de simulador" 42c2, el cual es la herramienta de simulación actual. Esto es, el bloque de "simulador..." 42c2 representará las respuestas de pozo y las respuestas de campo a las varias acciones que se toman en el campo (a continuación, el "modelo"). No se puede especificar una tasa de petróleo deseada en el futuro. Por lo tanto, es necesario establecer un sistema de traslapar las restricciones en el pozo y depósito que represente las condiciones que existen en el campo. Después, permitir al modelo proceder y pronosticar, por si mismo, lo siguiente: cuando se imponen esas condiciones, estos son los tipos de tasas de petróleo y/o gas que se logran. Por lo tanto, hay una pluralidad de "restricciones" que se suministran al modelo, y esas restricciones se muestran y representan en las figuras 13A y 13B por los siguientes bloques: el bloque de "objetivos de producción" 42c3, el bloque de "restricciones de ventas & transporte" 42c4, el bloque de "disponibilidad de aparatos & equipo" 42c5, el bloque de "restricciones de inyector" 42c6, el bloque de "restricciones de procesamiento" 42c7, el bloque de "restricciones de capacidad de pozo" 42c8, y el bloque de "plan de desarrollo propuesto" 42c9. El bloque de "objetivos de producción" 42c3 representa tasas objetivo para el campo de depósito o aquello que se está tratando de lograr o el deseo de mantener una plataforma de producción por algún periodo de tiempo durante la vida de depósito. El bloque de "restricciones de procesamiento" 42c7 representa las instalaciones que existen en 0 la superficie al tiempo en el cual, por ejemplo, se puede procesar sólo un volumen particular de agua por día. Cuando el modelo llega al punto donde quiere exceder ese volumen particular de producción de agua en un día dado, para alcanzar la tasa de producción de petróleo objetivo, la "restricción de 5 procesamiento" 42c7 se iniciaría. Esto resultaría en un declive en la tasa de petróleo que se requiere para evitar exceder el volumen particular de producción de agua por día. El bloque de "restricciones de capacidad de pozo" 42c8 se controla por los siguientes parámetros: la presión de entrega en superficie que se necesita alcanzar, la presión de depósito en el sistema, y la capacidad de flujo de la terminación existente. Cada uno de estos parámetros se proporcionan al modelo (el bloque de "pronóstico de producción y reservas de simulador" 42c2) . Como resultado, cuando el modelo conoce una presión de hoyo superior u hoyo inferior 5 contra al cual debe entregar, el modelo entonces conocería las -Impropiedades del depósito, y puede determinar cuando fluido puede entregar. El bloque de "restricciones de venta & transporte" 42c4, el cual debe imponerse sobre alguna porción del campo, incluye algún tipo de restricción que se relaciona con oleoductos existentes y el cual puede cambiarse por pronósticos diferentes. Por ejemplo, si se fuera a incrementar el diámetro del oleoducto y se demandaran 500,000 barriles/día en lugar de 300,000 barriles por día, ¿cuál sería la diferencia a largo plazo? En conexión con el bloque de "disponibilidad de aparatos & equipo" 42c, se puede 0 desarrollar un campo con muchos mas pozos y aun se estarían perforando los pozos en un esfuerzo por mantener la tasa de producción objetivo. La velocidad a la cual se pueden perforar y completar los pozos se relaciona con la cantidad de equipo disponible. Por ejemplo, si dos aparatos se toman a partir de un 5 campo adyacente y se hacen disponibles para este campo, ¿cómo afecta eso la habilidad para mantener un objetivo de producción de petróleo? En el bloque de "restricciones de inyector" 42c6, se puede estar en una posición donde se debe mantener presión en un campo para mantener su facilidad de entrega y aun se tiene un suministro limitado de inyector. Por lo tanto, es necesario reconocer estas limitaciones para suministrar al inyector en sus pronósticos de producción también. En el bloque de "plan de desarrollo propuesto" 42c9, este bloque se relacione con la programación de actividades. Aquí, es necesario reflejar, para el 5 modelo, el tiempo de implementación actual opuesto a un tiempo de implementación que comienza a partir de un punto ficticio. Por lo tanto, todas estas restricciones (bloques 42c3, 42c4, 42c5, 42c6, 42c7, 42c8 y 42c9) alimentan dentro del bloque de "pronóstico de producción y reservas de simulador" 42c2 como un mecanismo para generar el pronóstico de producción. Usando el "simulador..." del bloque 42c2, entonces se correría el modelo y se obtendría un pronóstico (es decir, los resultados) de la manera en que todo el depósito responde al plan de desarrollo. Estos resultados se examinan. En conexión con el bloque de "mecanismo de 0 optimización" del triángulo de decisión 42cl0, para el "mecanismo" que se ha escogido (donde la palabra "mecanismo" se define como el proceso que está activo en el depósito, tal como si agua o gas se está inyectando dentro del depósito) , ¿hay alguna manera de optimizar la manera en que se implementa el 5 mecanismo? Por ejemplo, cuando se hace inundación o inyección de agua, ¿hay algún conjunto diferente de sitios de inyección a examinar? A partir del triángulo de "mecanismo de optimización" 42cl0, si hay otros casos en los cuales se cree que se debe examinar, se va al bloque de "ajustes de restricción/plan" 42cll, hacer cambios para su plan de implementación o las restricciones, y después volver de regreso al bloque de "simulador..." 42c2 y re-correr otro pronóstico. Ahora, se puede tener un pronóstico de inundación de agua número dos. Se continúa implementando el ciclo de los bloques 42cl0, 42cll, 42c2, y 42cl0 hasta que se sienta 5 que se ha alcanzado el punto en el que se han examinado todas las alternativas razonables para ese mecanismo particular. En ese punto, se toma la salida "no" del bloque de "mecanismo de optimización" 42cl0 y se baja al bloque de "mecanismo alternativo" o triángulo de decisión 42cl2. La pregunta ahora es: se han observado todas las oportunidades de inundación de agua, ¿hay algo diferente que se pueda hacer en el campo? Por ejemplo, ¿se puede inyectar gas como una alternativa? Este sería un "mecanismo" diferentes. Habiendo identificado un mecanismo diferente, se toma la salida "si" del triángulo de decisión de "mecanismo alternativo" 42cl2 y se regresa al bloque de "plan de desarrollo propuesto" 42c9. Ahí, se revisa el plan de implementación para el nuevo desarrollo, y después se regresa al bloque de "pronóstico de producción y reservas de simulador" 42c2, se re-corre el simulador para ese nuevo mecanismo y se procese con las mismas revisiones ya mencionadas. A partir de los resultados que se están obteniendo a partir de la respuesta de depósito a ese plan de implementación, en el bloque de "optimización de mecanismo" 42cl0, ¿hay alguna manera de optimizarlo con mas o menos pozos, diferentes tasas de inyección, diferente posicionamiento, o diferentes planes de terminación? Asumiendo que se han completado todos los mecanismos alternativos en el bloque de "mecanismo alternativo" 42cl2, se refiere uno ahora al triángulo de decisión de "sensibilidad paramétrica" , bloque 42cl3. Habiendo corrido, por ejemplo, tres mecanismos diferentes y cinco pronósticos diferentes para cada mecanismo, quince casos han sido corridos ya usando el modelo igualado en historia básico. De los quince casos, tres, por ejemplo, pueden tener el mayor mérito debido a los niveles de producción y recuperación obtenidos . ¿Qué ocurre cuando alguno de los parámetros de duda cambian? ¿Cómo impacta eso al desempeño de ese modelo? Así, existe la necesidad por algunas corridas de sensibilidad de parámetros. Habiendo identificado la necesidad por algunas corridas de sensibilidad de parámetros, se toma la salida "si" del triángulo de "sensibilidad paramétrica" 42cl3 que lleva al bloque de "dudas en el análisis de sensibilidad y riesgo" 42cl4. Este bloque 42cl4 contiene las dudas. Regresando al bloque de "modelo calibrado por historia" 42cl, se hacen cambios en la descripción del depósito que resulta en un nuevo modelo. Ese nuevo modelo baja de regreso al bloque de "simulador..." 42c2 junto con las restricciones (del bloque 42c3 al bloque 42c9) . Se re-corre el modelo para los casos seleccionados que se desean examinar por el trabajo de sensibilidad. Sin embargo, si no hay necesidad de corridas de sensibilidad paramétricas, se toma la salida "no" del triángulo de "sensibilidad paramétrica" 42cl3 que lleva al bloque de "requerimientos de instalaciones" 42e. Por ejemplo, si se cargan las restricciones (de los bloques 42c3 a 42c9) para manejar 100,000 barriles/día extras de capacidad de agua, ¿cómo cambia o afecta eso a los "requerimientos de instalaciones" 42e para realmente comprar esos 100,000 barriles/día de capacidad de producción? Por lo tanto, cuando se cambian las restricciones, también se deben cambiar los parámetros de diseño de requerimientos de superficie. En el bloque de "estudios de modelo analíticos" 42b de la figura 13A, por medio de revisar las historias de desempeño de pozo actuales, prácticas de terminación, prácticas de sobre-trabajo, y comparaciones de calidad de pozo versus el modelo geológico, el bloque de "estudios de modelo analíticos" 42b de la figura 13A ha generado los siguientes bloques de "datos de salida" : (1) bloque de 0 "pronósticos de pozo actuales de producción y reservas" 42cl5 representando tendencias de declive para pozos existentes (un "primer pronóstico") , (2) bloque de "pronósticos de producción de pozo mejorada" 42cl6 representando oportunidades de sobre-trabajo y cuanto petróleo adicional puede producirse por esos sobre-5 trabajos (un "segundo pronóstico"), y (3) bloque de "pronósticos de relleno de producción y reservas" 42cl7 representando los candidatos de pozo de relleno potenciales (un "tercer pronóstico") . El bloque del "primer pronóstico" (es decir, los "pronósticos de pozo actuales de producción y reservas") 42cl5 permite producir un primer pronóstico de producción y reservas para los pozos existentes (a partir de tendencias de declive del pasado) . El "segundo pronóstico" (es decir, el boque de "pronósticos de producción de pozo mejorada" 42cl6) permite producir un segundo pronóstico que se llama pronósticos de 5 producción de pozo mejorada en casos donde se hacen esos sobre- trabajos. El "tercer pronóstico" (es decir, el bloque de "pronósticos de relleno de producción y reservas" 42cl7) permite producir un tercer pronóstico que incluye ya sea los pozos mejorados y los pozos de relleno o sólo los pozos actuales con algunos pozos adicionales. Los primer, segundo y tercer pronósticos se generan a partir de un tipo de formato de hoja de cálculo donde se tienen los pozos existentes y sus expectativas a partir de las curvas de declive. Los anteriormente mencionados primer, segundo y tercer pronósticos generados a partir de los bloques 42cl5, 42cl6, y 42cl7 en la figura 13A fluyen hacia el bloque de "pronóstico de producción y reservas analítico" 42cl8 que permite hacer un pronóstico analítico de un conjunto de restricciones de desarrollo. Nótese que toda la pluralidad de "restricciones" en los bloques 42c3, 42c4, 42c5, 42c6, 42c7, 42c8, y 42c9 también se proporcionan como datos de entrada al bloque de "pronóstico de producción y reservas analítico" 42cl8 porque todas esas "restricciones" deben también aplicarse en la fase de modelación analítica también. La fase de modelación analítica se está implementando en el bloque de "pronóstico de producción y reservas analítico" 42cl8. Cuando se construye un pronóstico analítico para un campo de depósito, no se puede perforar, por ejemplo, 50 pozos al año si se sabe que la disponibilidad de equipo es una restricción. Habiendo generado un pronóstico para un mecanismo particular, la parte restante de esta descripción expuesta en los bloques 42cl9, 42c20, 42c21, 42c22, y 42c23 es exactamente la misma que el modelo numérico. La única diferencia es: en el modelo numérico, se ajustan las restricciones y se deja al pronóstico de modelo su tasa de producción; sin embargo, en el caso de estudios de modelo analíticos, se debe ajustar la manera en la que el análisis de hoja de cálculo está sumando contribuciones de pozo individuales para llegar a un pronóstico de campo. En el caso de estudios de modelo analíticos de la figura 13, con respecto a los bloques 42cl9, 42c20, 42c21, 42c22, y 42c23, se examinan distintos mecanismos de producción, diferentes maneras de implementarlos, diferentes programas para implementarlos, y también se pueden atacar las dudas por medio de correr pronósticos de tipo de sensibilidad también. De nuevo, los resultados fluirían dentro del bloque de "requerimientos de instalaciones" 42e representando un análisis de lo necesario desde el punto de vista de procesamiento de superficie o instalaciones de envío. D. Requerimientos de Instalaciones, bloque 42e Con referencia a las figuras 14A y 14B, una construcción detallada del bloque de "Requerimientos de Instalaciones" 42e de la figura 7 se ilustra. La construcción detallada del bloque de "Requerimientos de Instalaciones" 42e de la figura 7, como se muestra en las figuras 14A y 14B, es nueva y novedosa y esa construcción detallada mostrada en las figuras 14A y 14B expresa una novena característica nueva y novedosa de la presente invención.

En las figuras 14A y 14B, a partir del bloque de "pronóstico de producción y reservas" 42c, un programa de tasas de producción e inyección se genera que ha sido pronosticado para los siguientes veinte años (por ejemplo) en una base anual o de 6 meses. Esos pronósticos han sido generados con base en un conjunto de restricciones en las instalaciones. Ahí, se debe estimar las instalaciones que se requerirán para un mecanismo de agotamiento o un caso de optimización. Las entradas básicas que vienen del bloque de "pronóstico de producción y reservas" 42c son el bloque de "tasas & presiones de producción de fluidos de depósito" 42el (es decir, el "lado de producción") y el bloque de "tasas S presiones de inyección de fluidos total" 42e2 (es decir, el lado de "inyección") .. En este punto, se considera primero el "lado de producción" . En el "lado de producción" , el bloque de "condiciones de separador optimizadas" 42e3 incluye las condiciones que están en efecto para el equipo de separación existente. En el triángulo de decisión de "mas capacidad necesaria" 42e4, este bloque representa una primera revisión de si las condiciones del separador del bloque 42e3 y las tasas de producción que se proyectan del bloque 42el son consistentes. Esto es, en el bloque 42e4, ¿se tiene suficiente capacidad actualmente para manejar el pronóstico de tasas de producción? (es decir, ¿se necesita mas capacidad?) Si es necesaria mas capacidad, se toma la salida "si" del bloque de triángulo de decisión 42e4 el cual lleva al bloque de "configuración de tren separador revisada" 42e5. En este bloque 42e5, la configuración de instalaciones de separador existentes se examina y ya sea un nuevo tren se agrega o uno de los trenes existentes se reemplaza (y sus costos de capital asociados con él) . Una segunda revisión se implementa ahora en el bloque de triángulo de decisión de "nuevos componentes en tren" 42e6. Por ejemplo, la instalación de campo de depósito puede no incluir instalaciones de manejo de agua; por lo tanto, la pregunta ahora es "¿se van a instalar esas instalaciones de manejo de agua?" Si así es, se toma la salida "si" a partir del bloque de triángulo de decisión 42e6 que lleva al bloque de "uniones de componentes al tren actual" 42e7. Si se necesitan agregar esos componentes, ¿dónde caben en la corriente de diseño? y se estiman los costos asociados con ellos. Una tercera revisión se implementa en el bloque de triángulo de decisión de "disposición de sub-productos necesaria" 42e8. En el bloque de triángulo de decisión 42e8, ¿se necesita disposición de sub-productos adicional? Si así es, se toma la salida "si" del bloque de triángulo de decisión 42e8 la cual lleva al bloque de "instalación de disposición de sub-productos" 42e9. En el bloque 42e9, si, por ejemplo, se producen cantidades sustanciales de agua, ¿qué se va a hacer con toda esa agua? Bombas de alta presión pueden requerirse para inyectar al agua bajo tierra. ¿Se necesitan instalar las instalaciones para manejar los subproductos? Una cuarta revisión se implementa ahora en el bloque de triángulo de decisión de "mayores tanques necesarios" 42el0.

En este bloque de triángulo de decisión 42el0, si se aumentan las tasas de producción a partir del campo, se puede necesitar aumentar los tanques del producto principal (si es petróleo) , o, si el sub-producto es agua, se puede necesitar un tanque extra necesario para agua. Por lo tanto, si se requieren mas tanques, se toma la salida "si" a partir del bloque de triángulo de decisión 42el0 el cual lleva al bloque de "capacidad y unión de tanque adicional" 42ell. Una quinta revisión se implementa ahora en el bloque de triángulo de decisión de "bombas o compresión 0 necesarias" 42el2. Si bombas o compresión se necesitan, se toma la salida "si" del triángulo de decisión 42el2 el cual lleva al bloque de "requerimientos de HP y etapas totales" 42el3. En los bloques 42el2 y 42el3, si se va a cambiar a un programa de ventas de petróleo y gas concurrente en algún punto en el futuro, y 5 habiendo identificado un mercado para gas, ¿se va a necesitar comprimir el gas para obtener el gas comprimido a la terminal de ventas? ¿Cuál es la capacidad de compresor existente? Se puede necesitar agregar mas compresión. Si la tasa de compresión es muy alta, ¿se necesitará hacer etapas en los compresores? Cada uno de los cambios anteriormente mencionados a las instalaciones existentes, en conexión con los bloques 42e4, 42e6, 42e8, 42el0, y 42el2, lleva con él un costo de capital y probablemente costos de operación incrementados (posteriormente, "factores") y estos "factores" fluyen hacia abajo al bloque de "análisis económico y 5 de riesgo" 42f. En este punto, considerar ahora el "lado de inyección" . En el "lado de inyección" , existe una serie similar de revisiones. Una primera revisión es el bloque de triángulo de decisión de "volúmenes de reciclo adecuados" 42el4. Si los volúmenes de reciclo no son adecuados, se toma la salida "no" del bloque de triángulo de decisión 42el4 el cual lleva al bloque de "capacidad y condición de suministros externa" 42el5. En los bloques 42el4 y 41el5, si se ha propuesto un esquema donde se está inyectando gas producido, y se ha hecho la suposición de que se va a inyectar un volumen específico del inyector (es decir, fluidos o gas) para mantener la presión de depósito para poder soportar las tasas objetivo de producción de petróleo esperadas, ¿es el volumen de gas que se estará produciendo desde el campo suficiente para llenar los requerimientos de inyección?, o ¿se necesita buscar un suministro externo de tal inyector? ¿Se necesita comprar el inyector (es decir, gas) a partir de un oleoducto vecino? El inyector puede ser gas o puede ser agua o cualquier otro inyector. ¿Se tienen recursos suficientes por si solos o se necesita comprar los recursos (es decir, el inyector) a partir de un proveedor externo? Si se necesitan comprar los recursos de un proveedor externo, se nota en el bloque de "capacidad y condición de suministro externa" 42el5, referirse el bloque de triángulo de decisión de "compatibilidad química" 42el6. En este bloque 42el6, ¿se tiene compatibilidad del inyector (tal como agua) con el sistema que se está corriendo (es decir, en programas de inyección de agua, ¿se tiene compatibílidad de agua entre el depósito propio y la fuente alterna?) Si no hay compatibilidad, se toma la salida "no" del triángulo de decisión 42el6 la cual lleva al bloque de "instalación de procesamiento o tratamiento" 42el7. En el bloque 42el7, además de instalar instalaciones de manejo de producción, ¿se necesita instalar también una planta de procesamiento para los fluidos de inyector? Una segunda revisión es el bloque de triángulo de decisión de "capacidad de tratamiento adecuada" 42el8. Con respecto al bloque 42el8, si el pronóstico muestra que 0 se tienen volúmenes suficientes a partir el sitio propio, ¿se tiene capacidad suficiente para manejar esos volúmenes? Por ejemplo, si las tasas de gas futuras serán diez veces lo que son hoy, ¿se puede inyectar un gas hoy a las tasas de gas de hoy pero, en el futuro, ¿se tiene la habilidad para inyectar a diez 5 veces esa tasa? Si, en el bloque 42el8, no se tiene capacidad suficiente, se toma la salida "no" a partir del bloque 42el8 la cual lleva al bloque de "expansión de tratamiento de inyector" 42el9. En el bloque 42el9, una expansión al tratamiento del inyector se requiere. Una tercera revisión es el bloque de triángulo de decisión de "composición de inyector constante" 42e20. Con respecto al bloque 42e20, ¿se están haciendo cambios a la corriente de inyector? Por ejemplo, el mecanismo que se está usando puede incluir dióxido de carbono en fracciones sustanciales. Dado que el dióxido de carbono es corrosivo, ¿eso 5 impone ciertos requerimientos en la metalurgia del equipo que se tiene para manejar el dióxido de carbono? ¿Se necesita cambiar la metalurgia del equipo a acero inoxidable, o se necesita usar revestimientos de plástico en los recipientes de separación? Esos cambios a la metalurgia del equipo se atacarán en el bloque de "requerimientos de recipientes y metalurgia" 42e21. Una cuarta revisión es el bloque de triángulo de decisión de "presión de inyección adecuada" 42e22. En el bloque 42e22, ¿se tiene la capacidad de inyección adecuada? En conexión con este sistema de inyección, si se tiene una situación donde el depósito se ha agotado y se está tratando de instalar una nueva instalación y re-presurizar al depósito, ¿qué clase de capacidad para la presión de inyección se requiere? En el bloque de "requerimientos de HP y etapas totales" 42e23 y en el bloque de "requerimientos de energía complementarios" , ¿qué tipo de etapas de compresión se requieren y cuáles son los requerimientos de bombeo en el suministro de energía local? Por ejemplo, la instalación de bombas de pozo de alto volumen puede requerir energía que no se requiere por el resto de la instalación. Por lo tanto, si se escoge instalar ese tipo de bombas, se debe comprar e instalar las bombas y se debe también proporcionar los requerimientos de electricidad para cumplir las necesidades de impulso. Cada uno de los cambios anteriormente mencionados a las instalaciones existentes, en conexión con los bloques 42el4, 42el8, 42e20, y 42e22, lleva con él un costo de capital y posiblemente costos de operación incrementados (posteriormente, "factores adicionales") y esos "factores adicionales" fluyen hacia abajo al bloque de "análisis económico y de riesgo" 42f. E. Consideraciones Ambientales, bloque 42d Con referencia a las figuras 15A y 15B, una construcción detallada del bloque de "Consideraciones Ambientales" 42d de la figura 7 se ilustra. La construcción detallada del bloque de "Consideraciones Ambientales" 42d de la figura 7, como se muestra en las figuras 15A y 15B, es nueva y novedosa y esa construcción detallada mostrada en las figuras 15A 0 y 15B expresa una décima característica nueva y novedosa de la presente invención. En las figuras 15A y 15B, el término "consideraciones B ambientales" incluye consideraciones de calidad de aire y agua, pero también incluye el ambiente de negocios y el ambiente 5 geográfico. Estos son asuntos que surgirán dependiendo de: donde se localiza el campo de depósito, si es dentro de la costa o fuera de la costa, que tipo de gobierno está en el lugar, y el impacto que estos asuntos tiene en la planeación, disposiciones económicas, y el riesgo que debe considerarse cuando se decide implementar un plan de desarrollo de campo particular. Estos son asuntos que deben considerarse por separado de las evaluaciones técnicas de corriente principal. Por lo tanto, "consideraciones económicas" deben tomarse en cuenta cuando se hacen valoraciones económicas y análisis de riesgo. En las figuras 15A y 15B, cuatro 5 categorías mas amplias de "consideraciones ambientales" han sido identificadas : el bloque de "planes y disposiciones de respuesta a emergencias especiales" 42dl, el bloque de "requerimientos de estudio de impacto ambiental pre-construcción" 42d2, el bloque de "acceso a pozos/instalaciones interrumpidos o restringidos" 42d3, y el bloque de "disposiciones de aprobación y auditoría gubernamental o regulatoria" 42d4. En el bloque de "planes y disposiciones de respuesta a emergencias especiales" 42dl, hay muchos asuntos que necesitan considerarse. Por ejemplo, un asunto se relaciona con el bloque de "contención de derrames químicos de 0 fluidos producidos" 42d5. En conexión con el bloque 42d5, en un tipo de instalación "en tierra" , la mayoría de los sitios de producción requerirán rodearse por diques de tierra teniendo la F habilidad de contener un cierto número de días de producción. Sin embargo, este tipo de consideraciones sería mucho mas prohibitiva 5 en una instalación fuera de la costa dado que, en una instalación fuera de la costa, se debe proporcionar al gobierno con suficiente provisión para contener derrames químicos o de fluido producido potenciales. Otro asunto se relaciona con el bloque de "control de emisiones atmosféricas" 42d6. En el bloque 42d6, esto se relaciona principalmente a producción de gas ácido en acompañamiento con el petróleo. Varios gobiernos son muy particulares acerca de cuando sulfuro de hidrógeno se quema o no se procesa y se libera hacia la atmósfera. Estas disposiciones son típicamente tratar con las instalaciones de proceso asociadas 5 con el plan de desarrollo de un campo petrolero. Otro asunto se relaciona con el bloque de "disposición de residuos peligrosos" 42d7. En el bloque 42d7, esto se relaciona con el bloque de "disposición de residuos peligrosos" 42d7. En el bloque 42d7, esto se relaciona con la disposición de químicos usados para tratar pozos o químicos usados durante las operaciones de perforación o sobre-trabajo o químicos usados en la recuperación y procesamiento de fluidos. Para cada uno de estos químicos, algún tipo de programa de disposición de desechos peligrosos debe existir para disponer apropiadamente de cada uno de estos 0 químicos. En el bloque de "requerimientos de estudio de impacto ambiental pre-construcción" 42d3, varios asuntos adicionales deben considerarse. Los "requerimientos de estudio de impacto * ambiental pre-construcción" identifican necesidades y restricciones especiales dependiendo de la ubicación geográfica 5 y las regulaciones locales en efecto (las cuales variarán de un lugar a otro) . En el bloque de "restricciones de selección de sitio de perforación" 42d8, una restricción tal es la selección de un sitio de perforación. En algunos casos, no se está permitido perforar en ciertas áreas debido a patrones de migración de animales salvajes. En otros casos, puede requerirse perforar a partir de una locación de zona sencilla para minimizar el impacto en el ambiente, o puede requerirse perforar direccionalmente lo cual presenta una carga de costo en el plan de desarrollo. En el bloque de "requerimientos de preparación de 5 sitio de pozo/instalaciones" 42d9, este bloque se relaciona con lo que se requiere para minimizar el daño al ambiente como resultado de la construcción de una instalación. En el bloque de "requerimientos de re-mediación de pozo/instalación" 42dl0, cuando el campo petrolífero se ha agotado, ¿qué disposiciones se requieren para la re-mediación de la instalación en el sitio? En el bloque de "requerimientos de construcción de oleoducto" 42dll, ¿qué tipo de preparaciones se tienen que hacer, y qué tipo de remediaciones se tienen que hacer al oleoducto para cumplir con las restricciones y regulaciones del gobierno? En el bloque de 0 "requerimientos de disposición de sub-productos" 42dl2, la producción de petróleo conteniendo corrientes de gas ácido produce una gran cantidad de sulfuro de hidrógeno en el gas. ^ Plantas de procesamiento tendrán varios trenes para reducir el sulfuro de hidrógeno a azufre elemental, pero el azufre elemental 5 puede crear una carga de almacenamiento inmensa en el operador. Además, sólo hay aplicaciones limitadas para el azufre fuera de la industria. Cuidado debe tenerse para prevenir que el azufre elemental se reduzca a forma de polvo y se distribuya con el viento por el terreno. Por lo tanto, debe haber una manera natural de almacenar el azufre al descubierto sin afectarse de manera adversa por viento/lluvia, etc. En el bloque de "acceso interrumpido o restringido a pozos/instalaciones" 42d3, varios asuntos adicionales deben considerarse con relación a acceso interrumpido o restringido a pozos e instalaciones. En el bloque 5 de "medidas ambientales hostiles especiales" 42dl3, algunos campos se inundan durante parte del año y no son accesibles salvo por barco o balsa. Para otros campos, durante la primavera, ciertos caminos tienen condiciones pobres para soportar la transportación de equipo pesado para tener acceso al sitio del pozo. En el bloque de "disposiciones de acceso de emergencia" 42dl4, si algo fuera a pasar mal, ¿qué disposiciones se deben tomar para tener acceso a un sitio de pozo remoto? Por ejemplo, plataformas fuera de la costa son comúnmente operadas de manera remota por válvulas y mecanismos de control operados 0 electrónicamente. Si las válvulas fallaran al operar, ¿qué disposiciones se han tomado para tener acceso a la válvula que falló? En el bloque de "instalación de supervisión y control remota" 42dl5, este bloque se relaciona de manera cercana con el bloque 42dl4, pero cada bloque 42dl4 y 42dl5 tiene una 5 contribución ligeramente diferente separada de los costos que se necesitan tomar en cuenta cuando se hace el "análisis económico y de riesgo" del bloque 42f. En el bloque de "disposiciones de aprobación y auditoría gubernamental o regulatoria" 42d4, varios asuntos adicionales necesitan considerarse. Las regulaciones gubernamentales tienen un impacto en la implementación de un plan de desarrollo de campo debido a que toma tiempo obtener esas aprobaciones gubernamentales. Por ejemplo, en el bloque de "impacto en la programación de la implementación" 42dl6, si se emprende un estudio que pueda tomar un año para completarse que 5 resulta en un plan de desarrollo de campo, y cuando se da ese plan de desarrollo de campo al gobierno para aprobación, ¿cuánto tiempo toma para obtener todas las aprobaciones?. No es poco común que tome de 2 a 5 años obtener todas las aprobaciones para un plan específico. Estos factores tienen un impacto en la economía así mismo debido a que, por cada año que se retrase el proyecto, los flujos de efectivo proyectados y las inversiones de capital esperadas en implementar el plan de desarrollo también se afectan. Por lo tanto, en las figuras 15A y 15B, todos los 0 factores discutidos anteriormente, los cuales se identifican en los bloques 42dl a 42dl6 de las figuras 15A y 15B, necesitan considerarse en el bloque de "análisis económico y de riesgo" 42f de las figuras 16A y 16B (discutidas en detalle a continuación) . F. Análisis Económico & de Riesgo, bloque 42f 5 Con referencia a las figuras 16A y 16B, una construcción detallada del bloque de "Análisis Económico y de Riesgo" 42f de la figura 7 se ilustra. La construcción detallada del bloque de "Análisis Económico y de Riesgo" 42 f de la figura 7, como se muestra en las figuras 16A y 16B, es nueva y novedosa B y esa construcción detallada mostrada en las figuras 16A y 16B expresa una undécima característica nueva y novedosa de la presente invención. En las figuras 16A y 16B, el enfoque general tomado en el bloque de "análisis económico & de riesgo" 42f es tratar de 5 evaluar, para cada uno de los planes de agotamiento alternativos que se cree que tienen mérito, la economía de cada plan. Entonces, es necesario incorporar, dentro de la evaluación de dicha economía, cualquier trabajo de sensibilidad que se ha hecho en cualquiera de los parámetros de depósito, aunque sean de manera pobre, definidos. También es necesario identificar disposiciones que corresponden con los riesgos asociados con cada plan. En el bloque de "plan de desarrollo de depósito" 42fl, este bloque 42fl proporciona lo siguiente: un programa de fluidos producidos o de producción en el bloque de "programa de 0 producción de depósito" 42f2, un programa de fluidos inyectados en el bloque de "programa de inyección de depósito" , y un programa de requerimientos de instalaciones (es decir, los pozos, B ya sea intervenciones o pozos nuevos) en el bloque de "programa de instalaciones y pozos" 42f4. A partir del programa de 5 producción en el bloque 42 f2 y el programa de inyección en el bloque 42f3 y el programa de pozos en el bloque 42f4, se es capaz de desarrollar los "requerimientos de instalaciones" 42e. Los "requerimientos de instalaciones" 42e incluirá los planes de procesamiento, perforación, y sobre-trabajo, cada uno de los cuales tendrá el bloque de "modelo de costo de capital" 42f5 y el bloque de "modelo de costo operativo" 42f6 asociado con él. Además, consideraciones que resultan del bloque de "consideraciones ambientales" 42d pueden agregar al bloque de "costos de proyecto especial" 42f7 asociado ya sea con donde se 5 localiza el depósito, cual es el gobierno, o puede ser el mecanismo de agotamiento siendo implementado. Los bloques 42f2, 42f3, 42f4, 42f5, 42f6, y 42f7 todos alimentan al bloque de "perfil económico de plan" 42f8 que dará un perfil económico para el plan de desarrollo que se ha seleccionado (a continuación, el "plan de desarrollo seleccionado"). Este bloque 42f8 también proporcionará un resumen de flujo de efectivo a partir del cual se puede decidir que tan atractivo, desde un punto de vista económico, es el "plan de desarrollo seleccionado". Habiendo desarrollado un "plan de perfil económico" en el bloque 42f8, se 0 puede decidir ahora, en el bloque de triángulo de decisión de "riesgo de desarrollo & operativo" 42f9, si hay riesgos de desarrollo y operación significativos que se deban considerar asociados con el "plan de desarrollo seleccionado" . Si hay riesgos de desarrollo y operación significativos, se refiere 5 entonces al bloque de "ajustes a programa de pronóstico" 42fl0 donde se harán los ajustes a los programas de pronóstico. Una primera entrada al bloque de "riesgo de desarrollo y operación" 42f9 y una segunda entrada al bloque de "riesgo de desempeño de depósito" 42fll cada una se originan a partir del bloque de "factores de riesgo de depósito" 42fl3. Diferentes ejemplos de "factores de riesgo de depósito" siguen a continuación. Por ejemplo, un "riesgo de desarrollo y operación" en el bloque 42f9 puede incluir una proyección en el "plan de desarrollo seleccionado" indicando una necesidad de 100 pozos para explotar 5 el campo de manera efectiva. ¿Cuál es el riesgo de perder un pozo particular después de haber hecho la carga de invertir en perforar el pozo? 0 quizás se pueden perder herramientas en el pozo. Esto se puede definir como "riesgos de desarrollo" posibles. Con relación al término "riesgo operativo" ¿qué tan frecuentemente será necesario cerrar una planta para llevar a cabo trabajo especial resultante de una falla de recipiente? ¿Cuál es la frecuencia de fallas de oleoducto si se está enviando el producto producido por el oleoducto al mercado? Con todas estas consideraciones, un ajuste a los programas de producción de 10 pronóstico pueden hacerse. Cuando esos ajustes se hacen, en el bloque de "ajustes a programas de pronósticos" 42fl0, y cuando se mantiene simultáneamente todo lo demás sin cambio, y notando el ciclo de retroalimentación a partir de la salida del bloque 42fl0 a la entrada del bloque 42f8, el bloque de "perfil económico de 5 plan" 42f8 puede volver a correrse lo que da un estimado de los costos asociados al riesgo. Cuando se han considerado y manejado con el "riesgo de desarrollo y operación" del bloque 42f9, un "riesgo de desempeño de depósito" en el bloque 42fll también debe considerarse. Un "riesgo de desempeño de depósito" en el bloque m 42fll se relaciona al carácter y naturaleza del depósito que no se ha sido capaz de establecer firmemente a partir de los estudios de igualación de historia y geológicos. En el bloque de "ajustes a programas de pronóstico" 42fl2, puede ser necesario ajustar el pronóstico de producción en alguna manera, quizás con 5 base en el pronóstico de sensibilidad que se implemento en ya sea los modelos analíticos o numéricos. Cuando se generaron pronósticos de producción, se habló de las maneras en que se pueden correr sensibilidades a parámetros de depósito. Con cada uno de ellos, se tienen diferentes programas de producción e inyección para cada uno de los planes de desarrollo de los cuales se está evaluando la economía. Habiendo incorporado esos ajustes en el bloque 42fl2, se vuelven a correr los perfiles económicos en el bloque de "perfil económico de plan" 42f8. En el bloque de triángulo de decisión de "riesgo ambiental" 42fl4, hay diferentes 0 maneras de tomar en cuenta estos tipos de riesgos, variando de riesgos esperados a riesgos catastróficos. Si los riesgos ambientales existen, con referencia al bloque de "ajustes a programas de pronóstico" 42fl6 y el bloque de "perfil económico de plan" 428, se puede querer volver a correr los perfiles 5 económicos en el bloque de "perfil económico de plan" 42f8 en una manera similar como se indicó previamente en conexión con los bloques 42f9 y 42fll. También se puede querer hacer provisión por las pérdidas de riesgo/catastróficas por un valor presente neto requerido sobre y por encima de una tasa particular de retorno. Por ejemplo, si se corre un número grande de proyectos mundialmente, se puede tomar en cuenta una falla catastrófica por algunos varios cientos de millones de barriles de producción, y, así, se puede querer requerir que cada proyecto lleve su parte justa por tales fallas catastróficas. También se puede generar un 5 valor presente neto de al menos 50 millones de dólares a una tasa de descuento de 20%. Por lo tanto, hay muchas maneras diferentes de tomar en cuenta los "factores de riesgo ambiental", según se expone en el bloque de "factores de riesgo ambientales" 42fl5. En el bloque de triángulo de decisión de "plan de desarrollo alternativo" 42fl7, se puede decidir evaluar económicamente un plan de desarrollo alternativo. Si hay planes de desarrollo alternativos, según se indica en el bloque de "implementación de desarrollo revisada" 4218, es necesario regresar a la entrada del "plan de desarrollo de depósito" 42fl, el cual representa el 0 comienzo de este proceso, y repetir la generación de perfil económico para el plan de desarrollo/agotamiento nuevo mientras se toma en consideración sus riesgos y dudas acompañantes. Los planes de desarrollo alternativos tendrán sus propios programas de producción e inyección, las instalaciones y pozos que sean 5 necesarios, las disposiciones de costos de capital y de operación, y algunos cambios en los costos de proyectos especiales. Cuando se ha tratado con los planes de desarrollo alternativos, tomar la salida "no" a partir del bloque de triángulo de decisión de "plan de desarrollo alternativo" 42fl7 y referirse al bloque de "comparación de perfiles económicos de plan alternativos balanceados por riesgo" 42fl9. Ahí, en el bloque 42fl9, se compararán los varios perfiles económicos de planes de desarrollo alternativos, se evaluará el riesgo que se asocia con cada uno de los varios perfiles económicos. Por 5 ejemplo, asumir que dos planes de desarrollo alternativos existen. Asumir que un primer plan de desarrollo alternativo tiene en su mejor lado potencial de ganancias adicionales pero en su lado malo tiene mas riesgo. Asumir además que el segundo plan de desarrollo alternativo tiene un nivel mas bajo de riesgo y un nivel mas bajo de costos de riesgo pero también produce una corriente de ingresos anuales mas baja. Una decisión de administración de nivel relativamente superior se requiere para decidir si el primer plan de desarrollo alternativo o el segundo plan de desarrollo alternativo debe seleccionarse. Generalmente, 0 sin embargo, los planes de desarrollo alternativos caerán juntos y habrá una comparación razonable y será ligeramente obvio cual plan de desarrollo alternativo es el "plan de desarrollo apropiado" para adoptar. El "plan de desarrollo apropiado" a adoptar será el "plan de desarrollo optimizado" del bloque 42g. 5 El "plan de desarrollo optimizado" será el correcto para las condiciones y la información que está disponible en ese tiempo. Esto no es necesariamente el plan de desarrollo optimizado para todo el tiempo. G. Plan de Desarrollo Optimizado, bloque 42g En las figuras 4 y 16A/16B, el "plan de desarrollo apropiado" es el "plan de desarrollo optimizado" del bloque 42g en la figura 16B. El "plan de desarrollo optimizado" del bloque 42g en la figura 16B representa al "plan de desarrollo de depósito" del bloque 42 en la figura 4. En la figura 4, habiendo 5 hecho la selección del "plan de desarrollo apropiado" como el "plan de desarrollo de depósito" del bloque 42, ahora se puede comenzar el bloque de "programa de capital avanzado en incrementos" 43 de la figura 4. Ahora, se puede comenzar a gastar dinero en el campo de depósito en respuesta a y de acuerdo con el "plan de desarrollo apropiado" /"plan de desarrollo de depósito" 42 seleccionado. En la figura 4, se puede supervisar y operar en el bloque de "operar/supervisar" 44 mientras se colectan los "datos de supervisión de tasa alta" del bloque 62. Habiendo recolectado los datos nuevos, vía el bloque 44, se implementa el 0 bloque de "asimilación y actualización de datos" 45 de la figura 4. Después de un periodo de tiempo, la información adicional puede probar que las interpretaciones del depósito se fueron T cortas y que el "plan de desarrollo optimizado" 42g, con base en la descripción previa, necesita cambiarse. En la figura 4, en ese 5 caso, sería necesario regresarse de la salida del bloque 45 (asimilación y actualización de datos) a la entrada del bloque 41 (caracterización de depósito inicial) . En este punto, nuevos datos se recolectan y un nuevo plan de desarrollo se genera. Sin embargo, un nuevo plan de desarrollo no se genera mas comúnmente que varios años separado porque: (1) grandes requerimientos de inversión de capital se necesitan cada vez que un nuevo plan de desarrollo se genera, y (2) el comportamiento verdadero del depósito no puede observarse hasta que al depósito se le ha dado tiempo suficiente para alcanzar una condición de "semi-estado 5 estable" . Por medio de responder muy rápido a ajustar el plan de desarrollo, puede que no se observe todo; esto es, que no se hayan observado datos suficientes para garantizar cambiar el plan de desarrollo. Para una vida de depósito de 25 a 30 años, puede haber 3 o 4 cambios en el plan de desarrollo básico. Referencias Las siguientes referencias se incorporan por referencia dentro de la especificación de esta solicitud: 1. Anderson, R. y colaboradores, Method for Identyfing Subsurface Fluid Migration and Drainage Pathways In and Among Oil 0 and Gas Reservoirs using 3-D and 4-D Seismic Imaging, patente US 5,586,082, 17 de diciembre de 1996. 2. Baker, A. y colaboradores, Permanent Monitoring -^ Looking at Lifetime Reservoir Dynamics, Schlumberger Oilfield Review, invierno de 1995, pp . 32-46. 5 3. Babour, K. , A. Belani and J. Pilla, Method and Apparatus for Surveying and Monitoring a Reservoir Penetrated by a Well Including Fixing Electrodes Hydraulically isolated Within a Well, patente US 5,642,051, 24 de junio de 1997. 4. Babour, K. , A. Belani and J. Pilla, Methods and apparatus for long term monitoring of reservoirs, patente US ,467,823, 21 de noviembre de 1995. 5. Beamer, A. y colaboradores, From Bore to Pipeline, Field-Scale Solutions, Schlumberger Oilfield Review, verano de 1998, pp. 2-19. 5 6.- Beckner, B.L. and X. Song, Field Development Planning Using Simulated Annealing. Optimal Economic Well Scheduling and Placement, Proc. Annual SPE Tech. Conf., Dallas, 22-25 de octubre de 1995. 7.- Bittencourt, A.C. Reservoir Development and Design Optimization, Proc. Annual SPE Tech. Conf., San Antonio, 5-8 de octubre de 1997, pp. 545-558. SPE-38895. 8. Briggs, P., y colaboradores, Trends in Reservoir Management", Schlumberger Oilfield Review, enero 1992, pp. 8-24. 9. Bussear, T., and B. Weightman, Computer Controlled 0 Downhole Tools for production Well Controls, patente US ,803,167, 8 de septiembre de 1998. 10. Currie, J.C., J.F., Novonak, B.T. Aasboee and C . J. Kennedy, Optimized Reservoir Management Usíng Mixed Linear Programming, Proc. SPE Hydrocarbon Econ. & Evaluation Symp., 5 Dallas, 16-18 de marzo de 1997, pp 235-241, SPE-37963. 11. Gawith, D.E. and P.A. Gutteridge, Decision- Directed Reservoir Modelling: The Next Big Thing" , Proc SPE Reservoir Simulation Symposium, 14-17 de febrero de 199, Houston, TX, pp. 131-134, SPE-51890. 12. Guerillot, D. and F. Roggero, Method for Predicting, by Means of an Inversión Technique, the Evolution of the production of an Underground Reservoir, patente US 5,764,515, 9 de junio de 1998. 13. He, W., and R. Anderson, Method for Inverting 5 Reflection Trace Data From 3-D and 4-D Seismic Surveys and Identifying Subsurface Fluid and Pathways In and Among Hydrocarbon Reservoirs Based on Impedance Models, patente US 5,798,982, 25 de agosto de 1998. 14. Johnson, M., Method and apparatus for testíng, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device; patente US 5,829,520, 3 de noviembre de 1998. 15. Pedersen, L. y colaboradores, Seismic Snapshots for Reservoir Monitoring, Schlumberger Oilfield Review, invierno de 1996, pp . 32-43. 0 16. Ramakrishnan, T. S. and Kuchuk, F., Testing and Interpretation of Injection Wells Using Rate and Pressure Data, SPE Form. Eval . 9, pp . 228-236 (1994). ^ 17. Satter, A. and G. Thakur, Integrated Petroleum Reservoir Management. A Team Approach, Penn Well Publishing Co . , 5 1994, 335 páginas. 18. Trayner, P.M. Defining Business Crítical Workflow fon Integrated Reservoir Optimization, SPE India Oil and Gas Conference Exhibition, New Delhi, India, 17-19 de febrero de 1998. SPE-39576. 19. Tubel, P. y colaboradores, Method and Apparatus for the Remote Control and Monitoring of Production Wells, patente US 5,975,204 2 de noviembre de 1999. 20. Tubel, P. y colaboradores, Production Wells Having Permanent Downhole Formation Evaluation Sensors, patente US 5 5,730,219, 24 de marzo de 1998. 21. Stein, M. and F. Carlson, Method for Characterizing Subterranean Reservoirs, patente US 5,305,209, 19 de abril de 1994. 22. Wason, C. y colaboradores, System for Monitoring the Changes in Fluid Content of a Petroleum Reservoir, patente US 4,969,130, 6 de noviembre de 1990. 23. Yu, G y colaboradores, Apparatus and Method for Combined Acoustic and Seismoelectric Logging Measurements, patente US 5,841,280, 24 de noviembre de 1998. 24. Zakirov, I.S., E.S. Zakirov, S.I. Aanonsen and B.M. Palatnik, Optimizing Reservoir Performance by Automatic of Well Rates, Proc. 5th Math. Of Oil Recovery Europe Conf.- Leoben, Austria, 3-6 de septiembre de 1996, pp . 375-384, ISBN 3.9500542-0-0. Habiendo así sido descrita la invención, será obvio que la misma puede variarse en muchas maneras. Tales variaciones no deben considerarse como una salida del espíritu y alcance de la invención, todas tales modificaciones serán obvias para un técnico en la materia y pretenden estar incluidas dentro del alcance de las siguientes reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un método de administrar un depósito de fluido y/o gas el cual asimila datos diversos teniendo diferentes escalas de tiempo de adquisición y escalas espaciales de cobertura para producir iterativamente un plan de desarrollo de depósito que se usa para optimizar un desempeño global de dicho depósito, comprendiendo los pasos de: (a) generar una caracterización de depósito inicial; (b) a partir de la caracterización de depósito inicial, 0 generar un plan de desarrollo de depósito inicial; (c) cuando el plan de desarrollo de depósito se genera, avanzar en incrementos y generar un programa de gasto de capital; (d) cuando el programa de gasto de capital se genera, supervisar un desempeño del depósito por medio de adquirir datos 5 de supervisión de tasa alta a partir de un primer conjunto de mediciones de datos tomadas en el depósito; (e) supervisar adicionalmente el desempeño del depósito por medio de adquirir datos de supervisión de tasa baja a partir de un segundo conjunto de mediciones de datos tomadas en el m depósito; (f ) asimilar juntos dichos datos de supervisión de tasa alta y dichos datos de supervisión de tasa baja; (g) a partir de dichos datos de supervisión de tasa alta y dichos datos de supervisión de tasa baja, determinar 5 cuando es necesario actualizar dicho plan de desarrollo de depósito para producir un plan de desarrollo de depósito nuevamente actualizado; (h) cuando sea necesario, actualizar el plan de desarrollo de depósito inicial para producir el plan de desarrollo de depósito nuevamente actualizado; (i) cuando el plan de desarrollo de depósito nuevamente actualizado se produce, repetir los pasos (c) a (h) hasta que no sea mas necesario actualizar el plan de desarrollo de depósito, dicho depósito siendo casi agotado cuando el plan de desarrollo 0 de depósito no se actualiza durante el paso (h) .
2. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 1, donde el paso de supervisar (d) para supervisar un desempeño del deposito por medio de adquirir datos de supervisión de tasa alta comprende los pasos de: 5 (di) adquirir y acumular y revisar en calidad los datos de supervisión de tasa alta; (d2) usar dichos datos de supervisión de tasa alta para evaluar un pozo sencillo o una región de varios pasos y regresar al paso (c) ,- y (d3) usar dichos datos de supervisión de tasa alta para evaluar un depósito o campo global, llevar a cabo el paso (e) cuando el plan de desarrollo de depósito deba evaluarse o cuando los datos de supervisión de tasa baja nuevos deban adquirirse, y regresar al paso (c) cuando el plan de desarrollo de depósito no 5 deba actualizarse o cuando los datos de supervisión de tasa baja nuevos no deban adquirirse.
3. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 2, donde el paso de supervisar (e) para supervisar el desempeño del depósito por medio de adquirir datos de supervisión de tasa baja comprende los pasos de: (el) determinar cuando nuevos datos de supervisión de depósito de tasa baja deban adquirirse vía nuevas mediciones por medio de llevar a cabo un estudio de pre-diseño de encuesta de análisis de sensibilidad para determinar si las nuevas mediciones se esperan para introducir nueva información; (e2) adquirir nuevos datos de supervisión de depósito de tasa baja cuando se determina que los nuevos datos de supervisión de depósito de tasa baja deben adquirirse y las nuevas mediciones introducirán nueva información; (e3) actualizar un modelo de depósito cuando nuevos datos de supervisión de depósito de tasa baja no deban adquirirse vía nuevas mediciones; y (e4) actualizar un pronóstico de producción y un análisis económico cuando el modelo de depósito se actualiza o cuando los datos de supervisión de depósito de tasa baja se adquieren durante el paso (e2) .
4. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 1, donde el paso de generar (a) para generar una caracterización de depósito inicial comprende el paso de: llevar a cabo un paso de ingeniería preliminar en paralelo con un paso de modelación geológica para reconciliar un conjunto de interpretaciones de geociencias hechas usando datos estáticos durante un paso de modelación geológica con un conjunto de interpretaciones de ingeniería hechas usando datos dinámicos o relacionados al desempeño durante un paso de ingeniería preliminar.
5. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 4, donde el paso de generar (a) para 0 generar una caracterización de depósito inicial comprende además los pasos de : (al) determinar para un campo de depósito particular un conjunto de estrategias de desempeño y agotamiento; (a2) determinar un conjunto de objetivos de estudio 5 integrados; (a3) llevar a cabo adquisición de datos, control de calidad, y análisis; (a4) llevar a cabo ingeniería preliminar; y (a5) llevar a cabo modelación geológica en paralelo con la ingeniería preliminar.
6. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 5, comprendiendo además: (x) determinar si ya sea un enfoque científico rigurosos asociado con un modelo de pronósticos numéricos deberá 5 usarse para construir un simulador numérico para generar un pronóstico de producción o si varios métodos analíticos estándar los cuales no se asocian con el modelo de pronósticos numéricos deben usarse para generar el pronóstico de producción, un paso de estudios de modelo numéricos siendo llevado a cabo cuando el enfoque científico riguroso asociado con el modelo de pronósticos numéricos se usa, un paso de estudios de modelo analíticos siendo llevado a cabo cuando los varios métodos analíticos se usan.
7. El método de administrar un depósito de fluido y/o 0 gas de la reivindicación 6, donde el paso de generar (b) para generar un plan de desarrollo de depósito inicial a partir de la caracterización de depósito inicial comprende los pasos de: (bl) en respuesta al paso de determinar (x) para determinar si dicho enfoque científico o dichos varios métodos 5 analíticos estándar se deben usar para generar dicho pronóstico de producción, llevando a cabo ya sea dicho paso de estudios de modelo numéricos o dicho paso de estudios de modelo analíticos; (b2) generar un pronóstico de producción y reservas en respuesta al paso de estudios de modelo numéricos o el paso de ^ estudios de modelo analíticos; (b3) generar requerimientos de instalaciones a partir del pronóstico de producción y reservas; (b4) considerar asuntos ambientales en respuesta a las estrategias de desarrollo y agotamiento determinadas durante el 5 paso (al) ; (b5) llevar a cabo un estudio de análisis económico y de riesgo mientras se toman en cuenta las consideraciones ambientales, el pronóstico de producción y reservas, y los requerimientos de instalaciones; y (b6) producir un plan de desarrollo optimizado en respuesta a y en vista del análisis económico y de riesgo.
8. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 5, donde el paso de llevar a cabo (a3) para llevar a cabo adquisición de datos, control de calidad, y análisis comprende los pasos de: (a3.1) recolectar junto un primer conjunto de datos con relación a un campo de depósito particular bajo estudio en un plan de estudio y después recolectar un conjunto de datos complementarios a partir de fuentes alternativas para complementar dicho primer conjunto de datos si dicho primer conjunto de datos no es suficiente para producir una base de datos que incluya una pluralidad de datos; (a3.2) verificar que la pluralidad de datos en la base de datos son consistentes unos con otros con ello produciendo una base de datos verificada teniendo una pluralidad de datos; y (a3.3) verificar dicho plan de estudios para verificar que dicha pluralidad de datos en dicha base de datos verificada es suficiente en cantidad o calidad, y, si dicha pluralidad de datos no es suficiente, ajustar un enfoque de dicho plan de estudios .
9. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 8, donde el paso de llevar a cabo (a4) para llevar a cabo ingeniería preliminar comprende los pasos de: (a4.1) conocer un "conjunto de propiedades de fluido" en un modelo de propiedades de fluido de depósito, comparar presiones de depósito en un conjunto de datos de encuesta de presión de depósito cuando el "conjunto de propiedades de fluido" se conoce, y ajustar las presiones de depósito a una referencia común con ello produciendo una "historia de presión de depósito" corregida la cual refleja la historia de la presión de depósito corregida a una referencia común; (a4.2) generar una "historia de producción e inyección" de pozo corregida en respuesta a un conjunto de propiedades de fluido y una producción de campo reportada; (a4.3) conducir interpretaciones de prueba de producción y presión adaptadas para conducir una prueba de pozo de uno o mas pozos, medir una pluralidad de datos de prueba de presión y tasa contra tiempo a partir de uno o mas pozos, e interpretar los datos de prueba cuando el conjunto propiedades de fluido se conocen; (a4.4) determinar un conjunto de historias de perforación y terminación las cuales examinan donde un conjunto de pozos se perforan y como los pozos se perforan y completan; (a4.5) determinar un conjunto de oportunidades de mejora de producción en respuesta a la prueba de pozo del paso (a4.3) y las historias de perforación y terminación del paso (a4.4) para identificar que oportunidades inmediatas existen para estimular un pozo o instalar una bomba que resultará en mayores tasas de producción; y (a4.6) llevar a cabo interpretaciones de balance de materia de volumen y acuífero para estimar y determinar, después de la extracción e inyección de fluidos dentro de una formación, cuales fueron los volúmenes originales de los fluidos en lugar en la formación. 0
10. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 9, donde el paso de llevar a cabo (a4) para llevar a cabo ingeniería preliminar comprende además los B pasos de : (a4.7) determinar una tasa de incremento y potencial de 5 recuperación para estimar tasas de petróleo incrementadas y recuperaciones de petróleo potenciales asociadas con las oportunidades de mejora de producción; (a4.8) determinar el sobre-trabajo de terminación y los principios de relleno adaptados para supervisar el impacto de un sobre-trabajo de terminación o plan de trabajo de relleno, generar datos de producción adicionales, determinar si las oportunidades de mejora de producción son correctas, y re-diseñar el sobre-trabajo de terminación de dicho sobre-trabajo de terminación y principios de relleno en respuesta a ello; 5 (a4.9) determinar, en un modelo de saturación de presión capilar y permeabilidad relativa, las características de flujo de petróleo y gas y agua cuando todos ellos existen simultáneamente en un depósito; (a4.10) investigar, en un "modelo de sector" de pozo sencillo o depósito, mecanismos de depósito específicos y el impacto que los mecanismos tienen en un diseño de modelo de campo completo; (a4.11) usar, en conexión con sensibilidad de mecanismo de depósito, descripciones de parrilla alternativas con uno de los "modelos de sector" y determinar cual "descripción de parrilla alternativa particular" representa mejor un mecanismo el cual existe en el campo de depósito; y (a4.12) con respecto a criterios de diseño de modelo de depósito, determinar que debe hacerse para diseñar apropiadamente un modelo de depósito y producir un conjunto de "criterios de diseño de modelo de depósito" en respuesta a las "propiedades de fluido de depósito" y la "historia de inyección de producción" y la "historia de presión de depósito" y la "descripción de parrilla alternativa particular" .
11. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 8, donde el paso de llevar a cabo (a5) para llevar a cabo modelación geológica comprende los pasos de: (a5.1) determinar un modelo petrofísico preliminar representando un método para convertir bitácoras de pozo en un perfil de propiedades de depósito calculadas en cada ubicación de pozo; (a5.2) determinar un modelo petrofísico final a partir del modelo petrofísico preliminar y dicha ingeniería preliminar, dicho modelo petrofísico final representando información con relación a un conjunto de propiedades de depósito mas detalladas dentro de dicho sistema estructural; (a5.3) determinar un modelo geológico regional representando una geología regional en una formación de tierra asociada con un campo de depósito particular y aplicar un sistema de sedimentología y estratigrafía a dicha formación durante un análisis sedimentológico y estratigráfico; (a5.4) en respuesta a los análisis sedimentológico y estatigrafico, llevar a cabo correlaciones estratigráficas detalladas entre pozos y establecer continuidad de horizontes geológicos a través del campo de depósito; y (a5.5) llevar a cabo un análisis geomecánico el cual en asociación con un conjunto de propiedades geomecánicas del depósito permite la conversión de datos medidos en tiempo a partir de mediciones sísmicas en mediciones de profundidad y proporciona una indicación de esfuerzos de depósito que pueden calcularse a partir de propiedades geomecánicas.
12. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 11, donde el paso de llevar a cabo (a5) para llevar a cabo modelación geológica comprende además los pasos de : (a5.6) definir un sistema estructural del depósito en respuesta al análisis geomecánico y las correlaciones estratigráficas detalladas, el sistema estructural del depósito describiendo una forma global del depósito; (a5.7) definiendo un conjunto de resúmenes de propiedades de intervalos y de pozo en respuesta a dicho modelo petrofísico final y análisis de atributos sísmicos, los resúmenes de propiedades de pozo y de intervalo proporcionando información sísmica y permitiendo a uno relacionar una respuesta sísmica a un 0 conjunto de propiedades medidas a partir de bitácoras de pozo; (a5.8) definir una estructura de depósito y modelo de propiedad en respuesta a resúmenes propiedad de pozo e intervalos y el análisis de atributo sísmico y el sistema estructural; (a5.9) llevar a cabo cálculos de volumen de depósito 5 los cuales proporcionan un estimado de fluidos en lugar en el depósito en respuesta al modelo de estructura y propiedad del depósito; y (a5.10) comparar, en una decisión consistente en volumen, los cálculos de volumen de depósito con un balance de materia a partir de la ingeniería preliminar, y, si el paso de comparación revela que los volúmenes son consistentes, una interpretación de geociencias del depósito concuerda con una interpretación del depósito a partir de un punto de vista de desempeño, y, si el paso de comparar revela que los volúmenes no 5 son consistentes, ya sea ajustando dicha interpretación de geociencias o identificando las dudas sin resolver.
13. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 7, donde el paso de llevar a cabo (bl) para llevar a cabo un paso de estudios de modelo numéricos comprende los pasos de: (bl.l) definir una distribución de propiedad en un modelo de estructura y propiedad de 3D; (bl.2) definir un sistema de parrilla en un sistema de parrilla de simulador de 3D; (bl.3) definir un modelo de propiedad y saturación de fluido; (bl.4) definir estimados preliminares del grado o tamaño de un acuifero en un modelo de condiciones de deposito y de acuífero inicial; (bl.5) combinar la distribución de propiedad y el sistema de parrilla y el modelo de propiedad y saturación de fluido y los estimados preliminares del grado o tamaño del acuífero en un simulador de depósito de 3D para definir un modelo de roca en el simulador de depósito y sobreponer una distribución de saturación en el modelo de roca y crear un modelo de depósito inicial en el simulador de depósito; (bl.6) llevar a cabo una revisión de consistencia de volúmenes para determinar si hay una consistencia en volúmenes inicial y si el sistema de parrilla que se sobrepone en el modelo de roca es una representación confiable de una descripción de propiedad desarrollada durante el paso de modelación geológica (a5) ; y (bl.7) cuando hay consistencia en los volúmenes iniciales, generar un modelo de volumen corregido.
14. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 13, donde el paso de llevar a cabo (bl) para llevar a cabo un paso de estudios de modelo numéricos comprende además los pasos de: (bl.8) cuando no hay consistencia, dado que el sistema de parrilla falla en reproducir la descripción de propiedad, ajustar en un paso de ajustes de propiedad de modelo, al sistema de parrilla hasta que el sistema de parrilla sea una representación confiable de la descripción de propiedad; (bl.9) definir restricciones de producción histórica y de tasa de inyección; (bl.10) combinar el modelo de volumen corregido con las restricciones de producción histórica y tasa de inyección para correr, en un paso modelo que responde a restricciones de tasa históricas, el modelo a través de un periodo histórico, obtener un conjunto de respuestas de modelo, y comparar las respuestas de modelo con desempeño medido actual; (bl.ll) comparar, en un paso de modelo que reproduce historia, el desempeño del modelo con los datos históricos para determinar si el desempeño del modelo reproduce los datos históricos; (bl.12) si el desempeño del modelo no reproduce los datos históricos, hacer ajustes, en un paso de ajustes de propiedad de modelo, a las propiedades del modelo; (bl.13) almacenar e identificar los ajustes a las propiedades del modelo como dudas en el análisis de sensibilidad y riesgo; y (bl.14) si el desempeño del modelo si reproduce los datos históricos después de haber llevado a cabo el paso de hacer ajustes y dado que un modelo calibrado por historia se crea, generar una señal de salida primera para uso por un pronóstico de producción y reservas, dicha primera señal de salida incluyendo el modelo calibrado por historia y las dudas.
15. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 7, donde el paso de llevar a cabo (bl) para llevar a cabo un paso de estudios de modelo analíticos comprende los pasos de: (bl.l) proporcionar datos de entrada al estudio de modelo analítico, dichos datos de entrada incluyendo desempeño de depósito análogo, historias de perforación y terminación de pozo, tendencias de desempeño de pozo históricas, mapas de estructura y propiedad de depósito, y modelo de volúmenes y acuífero de balances de materia; (bl.2) a partir de trazos de tendencias de producción en tendencias de desempeño de pozo históricas, establecer un conjunto de características de declive o un conjunto de características de productividad del campo de depósito con ello generando características de declive de producción de pozo las cuales pronostican tendencias de desempeño futuras a partir pozos existentes ; (bl.3) a partir de tendencias de desempeño de pozo históricas, mapear, en despliegues de mapa de indicadores de desempeño de pozo, varios indicadores de desempeño tales como los volúmenes totales de fluidos en diferentes sitios de pozo para examinar en cuales áreas de un campo de depósito son mejores o peores que el promedio o mejores o peores que sus pozos acompañantes en los diferentes sitios de pozo; (bl.4) comparar, en una decisión de conformidad, el mapa de los indicadores de desempeño incluyendo volúmenes totales de fluidos en los diferentes sitios de pozo con una interpretación geológica expuesta en los mapas de propiedad y estructura de depósito y determinar si cualquier desacuerdo existe entre dicho mapa y dicha interpretación geológica; (bl.5) si el desacuerdo no existe y no hay conformidad total, identificar cualquier oportunidad de pozo de relleno potencial reflejando cualquier oportunidad de perforar cualquier pozo de relleno; (bl.6) si el desacuerdo existe y hay conformidad total, determinar, en balances volumétricos y de materia fluidos en paso de estimados de lugar, como las tendencias de desempeño de pozo se balancean con estimados de fluidos de lugar y soporte de presión a partir de cálculos de balance de materia; y (bl.7) en respuesta a las características de declive de producción de pozo generadas durante el paso de establecer (bl.2), identificar candidatos de sobre-trabajo y elevación artificial .
16. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 15, donde el paso de llevar a cabo (bl) para llevar a cabo un paso de estudios de modelo analíticos comprende además los pasos de : (bl.8) en respuesta a las características de declive de producción de pozo, identificar a partir del desempeño de pozo actual, en un análisis estadístico de indicadores de pozo, un desempeño esperado promedio; (bl.9) comparar pozos individuales a dicho desempeño promedio esperado para determinar donde en el campo de depósito existen pozos de desempeño superior y donde en dicho campo existen pozos de desempeño mas pobre, y, en respuesta a ello, seleccionar vía dicho paso de oportunidades de pozo de relleno potenciales oportunidades para ya sea mejorar los pozos existentes o para perforar nuevos pozos; (bl.10) en respuesta a las características de declive de producción de pozo y habiendo establecido las características de declive para pozos existentes, pronosticar para ese grupo de pozos existentes, en pronósticos de pozo actuales de producción y reservas, tendencias de desempeño futuras del campo de depósito si no se toma acción; (bl.ll) en respuesta a las características de declive de producción de pozo y los candidatos de sobre-trabajo y elevación artificial, generar pronósticos de producción incrementados ; (bl.12) en respuesta a las características de declive de producción de pozo y las oportunidades de pozo de relleno potenciales, generar pronósticos de relleno de producción y reservas representando un pronóstico de que podría generar un pozo en una ubicación particular; (bl.13) determinar si conformidad existe entre los pronósticos de producción incrementados, los pronósticos de pozo actuales de producción y reservas, los pronósticos de relleno de producción y reservas, y los estimados en lugar de balances volumétricos y de materia de fluidos; (bl.14) si no existe conformidad, generar una segunda señal de salida para uso por un pronóstico de producción y reservas, la señal de salida segunda incluyendo pronósticos de pozo actuales de producción y reservas, pronósticos de producción de pozo mejorados, y pronósticos de relleno de producción y reservas; y (bl.15) si no existe conformidad, identificar dudas y entonces generar dicha señal de salida segunda.
17. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 14, donde el paso de generar (b2) para generar un pronóstico de producción y reservas en respuesta al paso de estudios de modelo numéricos comprende los pasos de : (b2.1) en respuesta a una pluralidad de restricciones y a la primera señal de salida a partir del paso de estudios de modelo numéricos la cual incluye el modelo calibrado por historia, correr un modelo en un simulador y generar un pronóstico de producción representando la manera en que un depósito responde a un plan de desarrollo, dicho plan de desarrollo definiendo un mecanismo representando un proceso que está activo en un campo de depósito; (b2.2) determinar si un plan de implementación del plan de mecanismo o si las restricciones pueden cambiarse u optimizarse ; (b2.3) si el plan de implementación o las restricciones pueden cambiarse u optimizarse, cambiar el plan de implementación del mecanismo o las restricciones, re-correr el modelo en el simulador, y generar otro pronóstico de producción; (b2.4) si el plan de implementación o las restricciones no pueden cambiarse u optimizarse, determinar si el mecanismo representando al proceso que está activo en el campo de depósito puede cambiarse; y (b2.5) si el mecanismo puede cambiarse el cual representa un nuevo plan de desarrollo o nuevo mecanismo, revisar un plan de implementación del nuevo mecanismo para crear un nuevo plan de implementación y re-correr el modelo en el simulador con ello generando aun otro pronóstico de producción.
18. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 17, donde el paso de generar (b2) para generar un pronóstico de producción y reservas en respuesta al paso de estudios de modelo numéricos comprende además los pasos de: (b2.6) si el nuevo plan de implementación o las restricciones no pueden cambiarse u optimizarse y el nuevo mecanismo no puede cambiarse, determinar si hay necesidad para corridas de sensibilidad de parámetros; (b2.7) si hay necesidad para corridas de sensibilidad de parámetros, identificar un conjunto de dudas, alterar una descripción de depósito en el modelo calibrado por historia, y repetir los pasos (b2.1) a (b2.5); (b2.8) si no hay necesidad para ninguna corrida de sensibilidad de parámetros, generar una tercera señal de salida la cual incluye tasas y presiones de producción de fluidos de depósito y tasas y presiones de inyección de fluidos total para el paso de requerimientos de instalaciones (b3) y un plan de desarrollo de depósito para el paso de análisis económico y de riesgo (b5) , el paso de requerimientos de instalaciones (b3) respondiendo a esa tercera señal de salida; (b2.9) en respuesta a la pluralidad de restricciones y la segunda señal de salida a partir del paso de estudios de modelo analíticos el cual incluye los pronósticos de pozo actuales de producción y reservas, los pronósticos de producción de pozo mejorada, y los pronósticos de relleno de producción y reservas, llevar a cabo, en el pronóstico de producción y reservas analíticas, modelación analítica y, en respuesta a ello, generar un pronóstico analítico para un mecanismo particular y un conjunto particular de restricciones de desarrollo; y (b2.10) repetir los pasos (b2.2) a (b2.8) hasta que no haya necesidad de corridas de sensibilidad de parámetros y generar una cuarta señal de salida la cual incluye tasas y presiones de producción de fluidos de depósito y tasas y presiones de inyección de fluidos totales para el paso de requerimientos de instalaciones (b3) y un plan de desarrollo de depósito para el paso de análisis económico y de riesgo (b5) , el paso de requerimientos de instalaciones (b3) respondiendo a esa cuarta señal de salida.
19. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 16, donde el paso de generar (b2) para generar un pronóstico de producción y reservas en respuesta al paso de estudios de modelo analíticos comprende los pasos de: (b2.1) en respuesta a una pluralidad de restricciones y a la primera señal de salida a partir del paso de estudios de modelo numéricos la cual incluye el modelo calibrado por historia, correr un modelo en un simulador y generar un pronóstico de producción representando la manera en que un depósito responde a un plan de desarrollo, dicho plan de desarrollo definiendo un mecanismo representando un proceso que está activo en un campo de depósito; (b2.2) determinar si un plan de implementación del plan de mecanismo o si las restricciones pueden cambiarse u optimizarse ; (b2.3) si el plan de implementación o las restricciones pueden cambiarse u optimizarse, cambiar el plan de implementación del mecanismo o las restricciones, re-correr el modelo en el simulador, y generar otro pronóstico de producción; (b2.4) si el plan de implementación o las restricciones no pueden cambiarse u optimizarse, determinar si el mecanismo representando al proceso que está activo en el campo de depósito puede cambiarse; y (b2.5) si el mecanismo puede cambiarse el cual representa un nuevo plan de desarrollo o nuevo mecanismo, revisar un plan de implementación del nuevo mecanismo para crear un nuevo plan de implementación y re-correr el modelo en el simulador con ello generando aun otro pronóstico de producción.
20. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 19, donde el paso de generar (b2) para generar un pronóstico de producción y reservas en respuesta al paso de estudios de modelo analíticos comprende además los pasos de: (b2.6) si el nuevo plan de implementación o las restricciones no pueden cambiarse u optimizarse y el nuevo mecanismo no puede cambiarse, determinar si hay necesidad para corridas de sensibilidad de parámetros; (b2.7) si hay necesidad para corridas de sensibilidad de parámetros, identificar un conjunto de dudas, alterar una descripción de depósito en el modelo calibrado por historia, y repetir los pasos (b2.1) a (b2.5); (b2.8) si no hay necesidad para ninguna corrida de sensibilidad de parámetros, generar una tercera señal de salida la cual incluye tasas y presiones de producción de fluidos de depósito y tasas y presiones de inyección de fluidos total para el paso de requerimientos de instalaciones (b3) y un plan de desarrollo de depósito para el paso de análisis económico y de riesgo (b5) , el paso de requerimientos de instalaciones (b3) respondiendo a esa tercera señal de salida; (b2.9) en respuesta a la pluralidad de restricciones y la segunda señal de salida a partir del paso de estudios de modelo analíticos el cual incluye los pronósticos de pozo actuales de producción y reservas, los pronósticos de producción de pozo mejorada, y los pronósticos de relleno de producción y reservas, llevar a cabo, en el pronóstico de producción y reservas analíticas, modelación analítica y, en respuesta a ello, generar un pronóstico analítico para un mecanismo particular y un conjunto particular de restricciones de desarrollo; y (b2.10) repetir los pasos (b2.2) a (b2.8) hasta que no haya necesidad de corridas de sensibilidad de parámetros y generar una cuarta señal de salida la cual incluye tasas y presiones de producción de fluidos de depósito y tasas y presiones de inyección de fluidos totales para el paso de requerimientos de instalaciones (b3) y un plan de desarrollo de depósito para el paso de análisis económico y de riesgo (b5) , el paso de requerimientos de instalaciones (b3) respondiendo a esa cuarta señal de salida.
21. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 18, donde el paso de generar (b3) para generar requerimientos de instalaciones a partir del pronóstico de producción y reservas comprende los pasos de : (b3.1) en respuesta a esa porción de las señales de salida tercera y cuarta a partir del paso de pronósticos de producción y reservas (b2) la cual incluye las tasas y presiones de producción de fluidos de depósito, estimar un primer conjunto de instalaciones que se requerirán para las tasas y presiones de producción de fluidos de depósito,- (b3.2) determinar si uno o mas de un primer conjunto de cambios se requieren para dicho primer conjunto de instalaciones; (b3.3) si uno o mas del primer conjunto de cambios del primer conjunto de instalaciones se requieren, hacer dicho primer conjunto de cambios a dicho primer conjunto de instalaciones, dicho uno o mas del primer conjunto de cambios teniendo asociados con él un costo de capital y un costo de operación incrementado posible adaptado para uso por el paso de análisis económico y de riesgo (b5) ; (b3.4) en respuesta a esa porción de las señales de salida tercera y cuarta a partir del paso de pronósticos de producción y reservas (b2) la cual incluye las presiones y tasas de inyección de fluidos total, estimar un segundo conjunto de instalaciones que se requieren para las tasas y presiones de inyección de fluidos total; (b3.5) determinar si uno o mas de un segundo conjunto de cambios se requieren para dicho segundo conjunto de instalaciones; y (b3.6) si uno o mas de dicho segundo conjunto de cambios del segundo conjunto de instalaciones se requiere, hacer dicho segundo conjunto de cambios de dicho segundo conjunto de instalaciones, dicho uno o mas segundo conjunto de cambios teniendo asociado con él un costo de capital y un costo operativo incrementado posible adaptados para uso por el paso de análisis económico y de riesgo (b5) .
22. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 20, donde el paso de generar (b3) para generar requerimientos de instalaciones a partir del pronóstico de producción y reservas comprende los pasos de: (b3.1) en respuesta a esa porción de las señales de salida tercera y cuarta a partir del paso de pronósticos de producción y reservas (b2) la cual incluye las tasas y presiones de producción de fluidos de depósito, estimar un primer conjunto de instalaciones que se requerirán para las tasas y presiones de producción de fluidos de depósito; (b3.2) determinar si uno o mas de un primer conjunto de cambios se requieren para dicho primer conjunto de instalaciones; (b3.3) si uno o mas del primer conjunto de cambios del primer conjunto de instalaciones se requieren, hacer dicho primer conjunto de cambios a dicho primer conjunto de instalaciones, dicho uno o mas del primer conjunto de cambios teniendo asociados con él un costo de capital y un costo de operación incrementado posible adaptado para uso por el paso de análisis económico y de riesgo (b5) ; (b3.4) en respuesta a esa porción de las señales de salida tercera y cuarta a partir del paso de pronósticos de producción y reservas (b2) la cual incluye las presiones y tasas de inyección de fluidos total, estimar un segundo conjunto de instalaciones que se requieren para las tasas y presiones de inyección de fluidos total; (b3.5) determinar si uno o mas de un segundo conjunto de cambios se requieren para dicho segundo conjunto de instalaciones; y (b3.6) si uno o mas de dicho segundo conjunto de cambios del segundo conjunto de instalaciones se requiere, hacer dicho segundo conjunto de cambios de dicho segundo conjunto de instalaciones, dicho uno o mas segundo conjunto de cambios teniendo asociado con él un costo de capital y un costo operativo incrementado posible adaptados para uso por el paso de análisis económico y de riesgo (b5) .
23. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 21, donde el paso de considerar (b4) para considerar asuntos ambientales comprende los pasos de: (b4.1) considerar planes y previsiones de respuesta a emergencias especiales; (b4.2) considerar requerimientos de estudio de impacto ambiental pre-construcción; (b4.3) considerar acceso interrumpido o restringido a pozos e instalaciones; y (b4.4) considerar aprobación del gobierno o regulatoria y disposiciones de auditoría.
24. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 22, donde el paso de considerar (b4) para considerar asuntos ambientales comprende los pasos de: (b4.1) considerar planes y previsiones de respuesta a emergencias especiales; (b4.2) considerar requerimientos de estudio de impacto ambiental pre-construcción; (b4.3) considerar acceso interrumpido o restringido a pozos e instalaciones; y (b4.4) considerar aprobación del gobierno o regulatoria y disposiciones de auditoría.
25. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 23, donde el paso de llevar a cabo (b5) para llevar a cabo un estudio de análisis económico y de riesgo comprende los pasos de: (b5.1) en respuesta al plan de desarrollo de depósito generado a partir del paso de pronóstico de producción y reservas (b2) , evaluar un conjunto de económicos el cual se asocia con dicho plan de desarrollo de depósito por medio de generar, en respuesta al plan de desarrollo de depósito, un programa de producción de depósito y un programa de inyección de depósito y un programa de instalación y pozo; (b5.2) en respuesta al paso de requerimiento de instalaciones (b3) el cual incluye planes de sobre-trabajo de procesamiento y perforación, generar un modelo de costo de capital y un modelo de costo operativo asociado con él; (b5.3) en respuesta al paso de consideraciones ambientales (b4), generar costos de proyecto especiales; (b5.4) proporcionar, en un perfil económico de plan, un perfil económico y resumen de flujo de efectivo para el plan de desarrollo de depósito en respuesta al programa de producción de depósito, el programa de inyección de depósito, el programa de instalación y pozo, el modelo de costo de capital, el modelo de costo operativo, y los costos de proyectos especiales; (b5.5) determinar, en una decisión de riesgo de desarrollo y operación, si hay desarrollo significativo y riesgos de operación asociados con el plan de desarrollo de depósito en respuesta a un conjunto de factores de riesgo de depósito; (b5.6) si hay riesgos de desarrollo y operación significativos asociados con el plan de desarrollo de depósito, hacer ajustes a un conjunto de programas de pronóstico de producción y regresar al paso (b5.4) el cual proporciona el perfil económico de plan y el resumen de flujo de efectivo para el plan de desarrollo de depósito que produce un estimado de costos asociados a riesgo; y (b5.7) si no hay riesgos de desarrollo y operación asociados con el plan de desarrollo de depósito, determinar si hay un riesgo de desempeño de depósito con relación a un carácter y una naturaleza del depósito que no ha sido establecido a partir de estudios geológicos e igualados en historia.
26. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 25, donde el paso de llevar a cabo (b5) para llevar a cabo un estudio de análisis económico y de riesgo comprende los pasos de : (b5.8) si hay un riesgo de desempeño de depósito, hacer ajustes a un conjunto de programas de pronósticos de producción y regresar al paso (b5.4); (b5.9) si no hay un riesgo de desempeño de depósito, determinar si hay un riesgo ambiental; (b5.10) si hay un riesgo ambiental, hacer ajustes a un conjunto de programas de pronóstico de producción y regresar al paso (b5.4) ; (b5.11) si no hay un riesgo ambiental, determinar si hay planes de desarrollo alternativos que deban evaluarse desde un punto de vista económico; (b5.12) si hay uno o mas planes de desarrollo alternativos que deban evaluarse desde un punto de vista económico, repetir los pasos (b5.1) a (b5.11) para cada uno de estos planes de desarrollo alternativos y, en respuesta a ello, generar uno o mas perfiles económicos asociados, respectivamente, con uno o mas planes de desarrollo alternativos; (b5.13) si no hay mas planes de desarrollo alternativos adicionales que deban evaluarse, comparar cada uno de los perfiles económicos asociados con cada uno de los planes de desarrollo alternativos y evaluar los riesgos asociados con cada uno de los perfiles económicos; y (b5.14) seleccionar un plan de desarrollo particular de entre el uno o mas planes de desarrollo alternativos evaluados durante el paso (b5.12), el plan de desarrollo particular seleccionado durante el paso de seleccionar (b5.14) representando el plan de desarrollo optimizado producido durante el paso de producir (b6) .
27. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 24, donde el paso de llevar a cabo (b5) para llevar a cabo un estudio de análisis económico y de riesgo comprende los pasos de: (b5.1) en respuesta al plan de desarrollo de depósito generado a partir del paso de pronóstico de producción y reservas (b2), evaluar un conjunto de económicos el cual se asocia con dicho plan de desarrollo de depósito por medio de generar, en respuesta al plan de desarrollo de depósito, un programa de producción de depósito y un programa de inyección de depósito y un programa de instalación y pozo; (b5.2) en respuesta al paso de requerimiento de instalaciones (b3) el cual incluye planes de sobre-trabajo de procesamiento y perforación, generar un modelo de costo de capital y un modelo de costo operativo asociado con él; (b5.3) en respuesta al paso de consideraciones ambientales (b4), generar costos de proyecto especiales; (b5.4) proporcionar, en un perfil económico de plan, un perfil económico y resumen de flujo de efectivo para el plan de desarrollo de depósito en respuesta al programa de producción de depósito, el programa de inyección de depósito, el programa de instalación y pozo, el modelo de costo de capital, el modelo de costo operativo, y los costos de proyectos especiales; (b5.5) determinar, en una decisión de riesgo de desarrollo y operación, si hay desarrollo significativo y riesgos de operación asociados con el plan de desarrollo de depósito en respuesta a un conjunto de factores de riesgo de depósito; (b5.6) si hay riesgos de desarrollo y operación significativos asociados con el plan de desarrollo de depósito, hacer ajustes a un conjunto de programas de pronóstico de producción y regresar al paso (b5.4) el cual proporciona el perfil económico de plan y el resumen de flujo de efectivo para el plan de desarrollo de depósito que produce un estimado de costos asociados a riesgo; y (b5.7) si no hay riesgos de desarrollo y operación asociados con el plan de desarrollo de depósito, determinar si hay un riesgo de desempeño de depósito con relación a un carácter y una naturaleza del depósito que no ha sido establecido a partir de estudios geológicos e igualados en historia.
28. El método de administrar un depósito de fluido y/o gas de la reivindicación 27, donde el paso de llevar a cabo (b5) para llevar a cabo un estudio de análisis económico y de riesgo comprende los pasos de: (b5.8) si hay un riesgo de desempeño de depósito, hacer ajustes a un conjunto de programas de pronósticos de producción y regresar al paso (b5.4); (b5.9) si no hay un riesgo de desempeño de depósito, determinar si hay un riesgo ambiental; (b5.10) si hay un riesgo ambiental, hacer ajustes a un conjunto de programas de pronóstico de producción y regresar al paso (b5.4) ; (b5.11) si no hay un riesgo ambiental, determinar si hay planes de desarrollo alternativos que deban evaluarse desde un punto de vista económico; (b5.12) si hay uno o mas planes de desarrollo alternativos que deban evaluarse desde un punto de vista económico, repetir los pasos (b5.1) a (b5.11) para cada uno de estos planes de desarrollo alternativos y, en respuesta a ello, generar uno o mas perfiles económicos asociados, respectivamente, con uno o mas planes de desarrollo alternativos; (b5.13) si no hay mas planes de desarrollo alternativos adicionales que deban evaluarse, comparar cada uno de los perfiles económicos asociados con cada uno de los planes de desarrollo alternativos y evaluar los riesgos asociados con cada uno de los perfiles económicos; y (b5.14) seleccionar un plan de desarrollo particular de entre el uno o mas planes de desarrollo alternativos evaluados durante el paso (b5.12), el plan de desarrollo particular seleccionado durante el paso de seleccionar (b5.14) representando el plan de desarrollo optimizado producido durante el paso de producir (b6) .
29. Un método de llevar a cabo ingeniería preliminar, comprendiendo los pasos de : (a) conocer un "conjunto de propiedades de fluido" en un modelo de propiedades de fluido de depósito, comparar presiones de depósito en un conjunto de datos de encuesta de presión de depósito cuando el "conjunto de propiedades de fluido" se conoce, y ajustar las presiones de depósito a una referencia común con ello produciendo una "historia de presión de depósito" corregida la cual refleja la historia de la presión de depósito corregida a una referencia común; (b) generar una "historia de producción e inyección" de pozo corregida en respuesta a un conjunto de propiedades de fluido y una producción de campo reportada; (c) conducir interpretaciones de prueba de producción y presión adaptadas para conducir una prueba de pozo de uno o mas pozos, medir una pluralidad de datos de prueba de presión y tasa contra tiempo a partir de uno o mas pozos, e interpretar los datos de prueba cuando el conjunto propiedades de fluido se conocen; (d) determinar un conjunto de historias de perforación y terminación las cuales examinan donde un conjunto de pozos se perforan y como los pozos se perforan y completan; (e) determinar un conjunto de oportunidades de mejora de producción en respuesta a la prueba de pozo del paso (c) y las historias de perforación y terminación del paso (d) para identificar que oportunidades inmediatas existen para estimular un pozo o instalar una bomba que resultará en mayores tasas de producción; y (f) llevar a cabo interpretaciones de balance de materia de volumen y acuífero para estimar y determinar, después de la extracción e inyección de fluidos dentro de una formación, cuales fueron los volúmenes originales de los fluidos en lugar en la formación.
30. El método para llevar a cabo ingeniería preliminar de la reivindicación 29, comprendiendo además los pasos de: (g) determinar una tasa de incremento y potencial de recuperación para estimar tasas de petróleo incrementadas y recuperaciones de petróleo potenciales asociadas con las oportunidades de mejora de producción; (h) determinar el sobre-trabajo de terminación y los principios de relleno adaptados para supervisar el impacto de un sobre-trabajo de terminación o plan de trabajo de relleno, generar datos de producción adicionales, determinar si las oportunidades de mejora de producción son correctas, y re-diseñar el sobre-trabajo de terminación de dicho sobre-trabajo de terminación y principios de relleno en respuesta a ello; (i) determinar, en un modelo de saturación de presión capilar y permeabilidad relativa, las características de flujo de petróleo y gas y agua cuando todos ellos existen simultáneamente en un depósito; (j) investigar, en un "modelo de sector" de pozo sencillo o depósito, mecanismos de depósito específicos y el impacto que los mecanismos tienen en un diseño de modelo de campo completo; (k) usar, en conexión con sensibilidad de mecanismo de depósito, descripciones de parrilla alternativas con uno de los "modelos de sector" y determinar cual "descripción de parrilla alternativa particular" representa mejor un mecanismo el cual existe en el campo de depósito; y (1) con respecto a criterios de diseño de modelo de depósito, determinar que debe hacerse para diseñar apropiadamente un modelo de depósito y producir un conjunto de "criterios de diseño de modelo de depósito" en respuesta a las "propiedades de fluido de depósito" y la "historia de inyección de producción" y la "historia de presión de depósito" y la "descripción de parrilla alternativa particular" .
31. Un método para llevar a cabo modelación geológica, comprendiendo los pasos de: (a) determinar un modelo petrofísico preliminar representando un método para convertir bitácoras de pozo en un perfil de propiedades de depósito calculadas en cada ubicación de pozo; (b) determinar un modelo petrofísico final a partir del modelo petrofísico preliminar y dicha ingeniería preliminar, dicho modelo petrofísico final representando información con relación a un conjunto de propiedades de depósito mas detalladas dentro de dicho sistema estructural; (c) determinar un modelo geológico regional representando una geología regional en una formación de tierra asociada con un campo de depósito particular y aplicar un sistema de sedimentología y estratigrafía a dicha formación durante un análisis sedimentológico y estratigráfico; (d) en respuesta a los análisis sedimentológico y estatigráfico, llevar a cabo correlaciones estratigráficas detalladas entre pozos y establecer continuidad de horizontes geológicos a través del campo de depósito; y (e) llevar a cabo un análisis geomecánico el cual en asociación con un conjunto de propiedades geomecánicas del depósito permite la conversión de datos medidos en tiempo a partir de mediciones sísmicas en mediciones de profundidad y proporciona una indicación de esfuerzos de depósito que pueden calcularse a partir de propiedades geomecánicas.
32. El método para llevar a cabo modelación geológica de la reivindicación 31, comprendiendo además los pasos de: (f) definir un sistema estructural del depósito en respuesta al análisis geomecánico y las correlaciones estratigráficas detalladas, el sistema estructural del depósito describiendo una forma global del depósito; (g) definiendo un conjunto de resúmenes de propiedades de intervalos y de pozo en respuesta a dicho modelo petrofísico final y análisis de atributos sísmicos, los resúmenes de propiedades de pozo y de intervalo proporcionando información sísmica y permitiendo a uno relacionar una respuesta sísmica a un conjunto de propiedades medidas a partir de bitácoras de pozo; (h) definir una estructura de depósito y modelo de propiedad en respuesta a resúmenes propiedad de pozo e intervalos y el análisis de atributo sísmico y el sistema estructural; (i) llevar a cabo cálculos de volumen de depósito los cuales proporcionan un estimado de fluidos en lugar en el depósito en respuesta al modelo de estructura y propiedad del depósito; y (j) comparar, en una decisión consistente en volumen, los cálculos de volumen de depósito con un balance de materia a partir de la ingeniería preliminar, y, si el paso de comparación revela que los volúmenes son consistentes, una interpretación de geociencias del depósito concuerda con una interpretación del depósito a partir de un punto de vista de desempeño, y, si el paso de comparar revela que los volúmenes no son consistentes, ya sea ajustando dicha interpretación de geociencias o identificando las dudas sin resolver.
33. Un método para llevar a cabo estudios de modelo numéricos, comprendiendo los pasos de: (a) definir una distribución de propiedad en un modelo de estructura y propiedad de 3D; (b) definir un sistema de parrilla en un sistema de parrilla de simulador de 3D; (c) definir un modelo de propiedad y saturación de fluido; (d) definir estimados preliminares del grado o tamaño de un acuífero en un modelo de condiciones de depósito y de acuífero inicial; (e) combinar la distribución de propiedad y el sistema de parrilla y el modelo de propiedad y saturación de fluido y los estimados preliminares del grado o tamaño del acuífero en un simulador de depósito de 3D para definir un modelo de roca en el simulador de depósito y sobreponer una distribución de saturación en el modelo de roca y crear un modelo de depósito inicial en el simulador de depósito; (f) llevar a cabo una revisión de consistencia de volúmenes para determinar si hay una consistencia en volúmenes inicial y si el sistema de parrilla que se sobrepone en el modelo de roca es una representación confiable de una descripción de propiedad desarrollada durante un paso de modelación geológica; y (g) cuando hay consistencia en los volúmenes iniciales, generar un modelo de volumen corregido.
34. El método para llevar a cabo estudios de modelo numéricos de la reivindicación 33, comprendiendo además los pasos de: (h) cuando no hay consistencia, dado que el sistema de parrilla falla en reproducir la descripción de propiedad, ajustar en un paso de ajustes de propiedad de modelo, al sistema de parrilla hasta que el sistema de parrilla sea una representación confiable de la descripción de propiedad; (i) definir restricciones de producción histórica y de tasa de inyección; (j ) combinar el modelo de volumen corregido con las restricciones de producción histórica y tasa de inyección para correr, en un paso modelo que responde a restricciones de tasa históricas, el modelo a través de un periodo histórico, obtener un conjunto de respuestas de modelo, y comparar las respuestas de modelo con desempeño medido actual; (k) comparar, en un paso de modelo que reproduce historia, el desempeño del modelo con los datos históricos para determinar si el desempeño del modelo reproduce los datos históricos ; (1) si el desempeño del modelo no reproduce los datos históricos, hacer ajustes, en un paso de ajustes de propiedad de modelo, a las propiedades del modelo; (m) almacenar e identificar los ajustes a las propiedades del modelo como dudas en el análisis de sensibilidad y riesgo; y (n) si el desempeño del modelo si reproduce los datos históricos después de haber llevado a cabo el paso de hacer ajustes y dado que un modelo calibrado por historia se crea, generar una señal de salida primera para uso por un pronóstico de producción y reservas, dicha primera señal de salida incluyendo el modelo calibrado por historia y las dudas.
35. Un método para llevar a cabo estudios de modelo analíticos, comprendiendo los pasos de: (a) proporcionar datos de entrada al estudio de modelo analítico, dichos datos de entrada incluyendo desempeño de depósito análogo, historias de perforación y terminación de pozo, tendencias de desempeño de pozo históricas, mapas de estructura y propiedad de depósito, y modelo de volúmenes y acuífero de balances de materia; (b) a partir de trazos de tendencias de producción en tendencias de desempeño de pozo históricas, establecer un conjunto de características de declive o un conjunto de características de productividad del campo de depósito con ello generando características de declive de producción de pozo las cuales pronostican tendencias de desempeño futuras a partir pozos existentes; (c) a partir de tendencias de desempeño de pozo históricas, mapear, en despliegues de mapa de indicadores de desempeño de pozo, varios indicadores de desempeño tales como los volúmenes totales de fluidos en diferentes sitios de pozo para examinar en cuales áreas de un campo de depósito son mejores o peores que el promedio o mejores o peores que sus pozos acompañantes en los diferentes sitios de pozo; (d) comparar, en una decisión de conformidad, el mapa de los indicadores de desempeño incluyendo volúmenes totales de fluidos en los diferentes sitios de pozo con una interpretación geológica expuesta en los mapas de propiedad y estructura de depósito y determinar si cualquier desacuerdo existe entre dicho mapa y dicha interpretación geológica; (e) si el desacuerdo no existe y no hay conformidad total, identificar cualquier oportunidad de pozo de relleno potencial reflejando cualquier oportunidad de perforar cualquier pozo de relleno; (f) si el desacuerdo existe y hay conformidad total, determinar, en balances volumétricos y de materia fluidos en paso de estimados de lugar, como las tendencias de desempeño de pozo se balancean con estimados de fluidos de lugar y soporte de presión a partir de cálculos de balance de materia; y (g) en respuesta a las características de declive de producción de pozo generadas durante el paso de establecer (b) , identificar candidatos de sobre-trabajo y elevación artificial.
36. El método para llevar a cabo estudios de modelo analíticos de la reivindicación 35, comprendiendo además los pasos de : (h) en respuesta a las características de declive de producción de pozo, identificar a partir del desempeño de pozo actual, en un análisis estadístico de indicadores de pozo, un desempeño esperado promedio; (i) comparar pozos individuales a dicho desempeño promedio esperado para determinar donde en el campo de depósito existen pozos de desempeño superior y donde en dicho campo existen pozos de desempeño mas pobre, y, en respuesta a ello, seleccionar vía dicho paso de oportunidades de pozo de relleno potenciales oportunidades para ya sea mejorar los pozos existentes o para perforar nuevos pozos; (j) en respuesta a las características de declive de producción de pozo y habiendo establecido las características de declive para pozos existentes, pronosticar para ese grupo de pozos existentes, en pronósticos de pozo actuales de producción y reservas, tendencias de desempeño futuras del campo de depósito si no se toma acción; (k) en respuesta a las características de declive de producción de pozo y los candidatos de sobre-trabajo y elevación artificial, generar pronósticos de producción incrementados; (1) en respuesta a las características de declive de producción de pozo y las oportunidades de pozo de relleno potenciales, generar pronósticos de relleno de producción y reservas representando un pronóstico de que podría generar un pozo en una ubicación particular; (m) determinar si conformidad existe entre los pronósticos de producción incrementados, los pronósticos de pozo actuales de producción y reservas, los pronósticos de relleno de producción y reservas, y los estimados en lugar de balances volumétricos y de materia de fluidos; (n) si no existe conformidad, generar una segunda señal de salida para uso por un pronóstico de producción y reservas, la señal de salida segunda incluyendo pronósticos de pozo actuales de producción y reservas, pronósticos de producción de pozo mejorados, y pronósticos de relleno de producción y reservas; y (o) si no existe conformidad, identificar dudas y entonces generar dicha señal de salida segunda.
37. Un método de generar un pronóstico de producción y reservas, comprendiendo los pasos de: (a) en respuesta a una pluralidad de restricciones y un modelo calibrado por historia, correr un modelo en un simulador y generar un pronóstico de producción representando la manera en que un depósito responde a un plan de desarrollo, dicho plan de desarrollo definiendo un mecanismo representando un proceso que está activo en un campo de depósito; (b) determinar si un plan de implementación del plan de mecanismo o si las restricciones pueden cambiarse u optimizarse; (c) si el plan de implementación o las restricciones pueden cambiarse u optimizarse, cambiar el plan de implementación del mecanismo o las restricciones, re-correr el modelo en el simulador, y generar otro pronóstico de producción; (d) si el plan de implementación o las restricciones no pueden cambiarse u optimizarse, determinar si el mecanismo representando al proceso que está activo en el campo de depósito puede cambiarse; y (e) si el mecanismo puede cambiarse el cual representa un nuevo plan de desarrollo o nuevo mecanismo, revisar un plan de implementación del nuevo mecanismo para crear un nuevo plan de implementación y re-correr el modelo en el simulador con ello generando aun otro pronóstico de producción.
38. El método de generar un pronóstico de producción y reservas de la reivindicación 37, comprendiendo además los pasos de : (f) si el nuevo plan de implementación o las restricciones no pueden cambiarse u optimizarse y el nuevo mecanismo no puede cambiarse, determinar si hay necesidad para corridas de sensibilidad de parámetros; (g) si hay necesidad para corridas de sensibilidad de parámetros, identificar un conjunto de dudas, alterar una descripción de depósito en el modelo calibrado por historia, y repetir los pasos (a) a (e) ; (h) si no hay necesidad para ninguna corrida de sensibilidad de parámetros, generar una tercera señal de salida la cual incluye tasas y presiones de producción de fluidos de depósito y tasas y presiones de inyección de fluidos total y un plan de desarrollo de depósito; (i) en respuesta a la pluralidad de restricciones y la segunda señal de salida a partir del paso de estudios de modelo analíticos el cual incluye los pronósticos de pozo actuales de producción y reservas, los pronósticos de producción de pozo mejorada, y los pronósticos de relleno de producción y reservas, llevar a cabo, en el pronóstico de producción y reservas analíticas, modelación analítica y, en respuesta a ello, generar un pronóstico analítico para un mecanismo particular y un conjunto particular de restricciones de desarrollo; y (j) repetir los pasos (b) a (h) hasta que no haya necesidad de corridas de sensibilidad de parámetros y generar una cuarta señal de salida la cual incluye tasas y presiones de producción de fluidos de depósito y tasas y presiones de inyección de fluidos totales y un plan de desarrollo de depósito.
39. Un método de determinar un conjunto de requerimientos de instalaciones en respuesta a un pronóstico de producción y reservas, comprendiendo los pasos de: (a) en respuesta al pronóstico de producción y reservas el cual incluye un conjunto de datos representando tasas y presiones de producción de fluidos de depósito, estimar un primer conjunto de instalaciones que se requerirán para las tasas y presiones de producción de fluidos de depósito; (b) determinar si uno o mas de un primer conjunto de cambios se requieren para dicho primer conjunto de instalaciones; (c) sí uno o mas del primer conjunto de cambios del primer conjunto de instalaciones se requieren, hacer dicho primer conjunto de cambios a dicho primer conjunto de instalaciones, dicho uno o mas del primer conjunto de cambios teniendo asociados con él un costo de capital y un costo de operación incrementado posible adaptado para uso por un estudio de análisis económico y de riesgo; (d) en respuesta al pronóstico de producción y reservas el cual incluye un conjunto de datos representando presiones y tasas de inyección de fluidos total, estimar un segundo conjunto de instalaciones que se requieren para las tasas y presiones de inyección de fluidos total; (e) determinar si uno o mas de un segundo conjunto de cambios se requieren para dicho segundo conjunto de instalaciones; y (f) si uno o mas de dicho segundo conjunto de cambios del segundo conjunto de instalaciones se requiere, hacer dicho segundo conjunto de cambios de dicho segundo conjunto de instalaciones, dicho uno o mas segundo conjunto de cambios teniendo asociado con él un costo de capital y un costo operativo incrementado posible adaptados para uso por un estudio de análisis económico y de riesgo.
40. Un método para llevar a cabo un estudio de análisis económico y de riesgo, comprendiendo los pasos de: (a) en respuesta a un plan de desarrollo de depósito generado a partir de un pronóstico de producción y reservas, evaluar un conjunto de económicos el cual se asocia con dicho plan de desarrollo de depósito por medio de generar, en respuesta al plan de desarrollo de depósito, un programa de producción de depósito y un programa de inyección de depósito y un programa de instalación y pozo; (b) en respuesta un conjunto de requerimientos de instalaciones el cual incluye planes de sobre- trabajo de procesamiento y perforación, generar un modelo de costo de capital y un modelo de costo operativo asociado con él; (c) en respuesta a un conjunto de consideraciones ambientales, generar costos de proyecto especiales; (d) proporcionar, en un perfil económico de plan, un perfil económico y resumen de flujo de efectivo para el plan de desarrollo de depósito en respuesta al programa de producción de depósito, el programa de inyección de depósito, el programa de instalación y pozo, el modelo de costo de capital, el modelo de costo operativo, y los costos de proyectos especiales; (e) determinar, en una decisión de riesgo de desarrollo y operación, si hay desarrollo significativo y riesgos de operación asociados con el plan de desarrollo de depósito en respuesta a un conjunto de factores de riesgo de depósito; (f) si hay riesgos de desarrollo y operación significativos asociados con el plan de desarrollo de depósito, hacer ajustes a un conjunto de programas de pronóstico de producción y regresar al paso (d) el cual proporciona el perfil económico de plan y el resumen de flujo de efectivo para el plan de desarrollo de depósito que produce un estimado de costos asociados a riesgo; y (g) si no hay riesgos de desarrollo y operación asociados con el plan de desarrollo de depósito, determinar si hay un riesgo de desempeño de depósito con relación a un carácter y una naturaleza del depósito que no ha sido establecido a partir de estudios geológicos e igualados en historia.
41. El método para llevar a cabo un estudio de análisis económico y de riesgo de la reivindicación 40, comprendiendo los pasos de: (h) si hay un riesgo de desempeño de depósito, hacer ajustes a un conjunto de programas de pronósticos de producción y regresar al paso (d) ; (i) si no hay un riesgo de desempeño de depósito, determinar si hay un riesgo ambiental; (j) si hay un riesgo ambiental, hacer ajustes a un conjunto de programas de pronóstico de producción y regresar al paso (d) ; (k) sí no hay un riesgo ambiental, determinar si hay planes de desarrollo alternativos que deban evaluarse desde un punto de vista económico; (1) si hay uno o mas planes de desarrollo alternativos que deban evaluarse desde un punto de vista económico, repetir los pasos (a) a (k) para cada uno de estos planes de desarrollo alternativos y, en respuesta a ello, generar uno o mas perfiles económicos asociados, respectivamente, con uno o mas planes de desarrollo alternativos; (m) si no hay mas planes de desarrollo alternativos adicionales que deban evaluarse, comparar cada uno de los perfiles económicos asociados con cada uno de los planes de desarrollo alternativos y evaluar los riesgos asociados con cada uno de los perfiles económicos; y (n) seleccionar un plan de desarrollo particular de entre el uno o mas planes de desarrollo alternativos evaluados durante el paso (1), el plan de desarrollo particular seleccionado durante el paso de seleccionar (n) representando un plan de desarrollo optimizado.
42. Un método de determinar un conjunto de consideraciones ambientales adaptado para uso en conexión con un método de optimización de depósito integrado, comprendiendo los pasos de : (a) considerar planes y previsiones de respuesta a emergencias especiales; (b) considerar requerimientos de estudio de impacto ambiental pre-construcción; (c) considerar acceso interrumpido o restringido a pozos e instalaciones; y (d) considerar aprobación del gobierno o regulatoria y disposiciones de auditoría. Resumen Un método de administrar un depósito de fluido o de gas se divulga el cual asimila diversos datos teniendo diferentes escalas de tiempo de adquisición y escalas espaciales de cobertura para producir iterativamente un plan de desarrollo de depósito que se usa para optimizar un desempeño global de un depósito. El método incluye: (a) generar una caracterización de depósito inicial, (b) a partir de la caracterización de depósito inicial, generar un plan de desarrollo de depósito inicial, (c) cuando el plan de desarrollo de depósito inicial se genera, avanzar en incrementos y generar un programa de gasto de capital, (d) cuando el programa de gasto de capital se genera, supervisar un desempeño del depósito por medio de adquirir datos de supervisión de tasa alta a partir de un primer conjunto de mediciones de datos tomados en el depósito y usar los datos de supervisión de tasa alta para llevar a cabo evaluaciones de pozo regionales y de campo de depósito, (e) supervisar adicionalmente el desempeño del depósito por medio de adquirir datos de supervisión de tasa baja a partir de un segundo conjunto de mediciones de datos tomadas en el depósito, (f) asimilar juntos los datos de supervisión de tasa alta y los datos de supervisión de tasa baja, (g) a partir de los datos de supervisión de tasa alta y de los datos de supervisión de tasa baja, determinar cuando es necesario actualizar el plan de desarrollo de depósito inicial para producir un plan de desarrollo de depósito nuevamente actualizado, (h) cuando sea necesario, actualizar el plan de desarrollo de depósito inicial para producir el plan de desarrollo de depósito nuevamente actualizado, e (i) cuando el plan de desarrollo de depósito nuevamente actualizado se produce, repetir los pasos (c) a (h) . Una divulgación detallada se proporciona en la presente con relación al paso (a) para generar la caracterización de depósito inicial y el paso (b) para generar el plan de desarrollo de depósito inicial.