Analisis-de-espectativas-de-explotacion-del-campo-potrero-del-Llano

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INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL 
 
 
 
 ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA 
 UNIDAD TICOMAN 
 
 
 
 “ANALISIS DE ESPECTATIVAS DE EXPLOTACION 
 DEL CAMPO POTRERO DEL LLANO” 
 
 
 TESIS 
 PARA OBTENER EL TITULO DE: 
INGENIERO PETROLERO 
 
 PRESENTA: 
MILTON NAVA RIVERA 
 
 
 
 
 ASESORES: 
M. EN C. JANETH MARLENE VALTIERRA HERNANDEZ 
ING. ALBERTO ENRIQUE MORFIN FAURE 
 
 
 
 
 
MEXICO, D.F. SEPTIEMBRE 2009 
 
Resumen 
 
 i 
 
 
RESUMEN 
El trabajo desarrollado comprende una evaluación con el fin de encontrar nuevas áreas de 
oportunidad para la extracción de hidrocarburos del campo Potrero del Llano, el cual se 
encuentra en el estado de Veracruz, México, perteneciente a la faja de oro terrestre que 
está a cargo del Activo Integral Poza Rica- Altamira en el Área de Coordinación de 
Ingeniería de Yacimientos. 
Se realizó una recopilación exhaustiva de la información, la cual comprende desde la 
perforación, su explotación en el año de 1966 hasta la actualidad. Se llevó a cabo la 
búsqueda en las siguientes fuentes de PEMEX: ADITEP, Archivos Técnicos, MERAK, y 
Biblias. 
Con la información obtenida de las fuentes de perforación de PEMEX se corroboraron los 
estados mecánicos, así como las terminaciones de los pozos; con la información de 
producción se corrobora y se da una perspectiva de los estatus de los pozos. 
Con este análisis realizado en este trabajo se observó que desde sus inicios el Campo 
Potrero del Llano ha tenido una buena producción, ya que actualmente cuenta con 9 
pozos activos; con esta información se realizarán propuestas de perforación de nuevos 
pozos con base en las condiciones de dicho campo. 
 
 
 
 
 Abstract 
ii 
 
 
Abstract 
The work includes an assessment in order to find new areas of opportunity for oil 
production from the field Potrero Del Llano, which is located in the state of Veracruz, 
Mexico, who belongs to gold belt, part of Activo Integral Poza Rica-Altamira in 
Reservoir Engineering Coordination. 
 
We made a comprehensive compilation of information, which includes drilling, oil 
production since 1966 to the present. We made the search in the following sources of 
PEMEX: ADITEP, Technical Files, MERAK and Bibles. 
 
With the information obtained from drilling sources of PEMEX we corroborated the 
mechanical states and the completion of the wells, with production information we 
corroborated and we can give an overview of the status of wells. 
 
With this analysis we noted that since its inception, the Potrero Del Llano Field has had 
a good production, and currently has 9 active wells, with this information shall be 
proposed drilling of new wells based on the conditions of the field. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Objetivo 
iii 
 
 
 
 
 
OBJETIVO 
 
 
Con el presente documento se pretende dar una evaluación del campo Potrero 
del Llano para la integración de nuevas áreas de oportunidad para la 
perforación de nuevos pozos, así como también un análisis de la producción 
para evaluar dichas áreas y maximizar la producción de hidrocarburos teniendo 
mayores beneficios. 
NOMENCLATURA 
 
 iv 
NOMENCLATURA 
 
RGA: Relación Gas-Aceite m3/m3 
Np: Producción acumulada de aceite Mbls 
Gp: Producción acumulada de gas MMPC 
Wp: Producción acumulada de agua Mbls 
Qo: Producción de aceite BPD 
Qg: Producción de gas MPCD 
Qw: Producción de agua BPD 
P: Presión psia 
T: Temperatura ºC 
ρ : Densidad gr/cm3 
Rs: Relación gas disuelto aceite o de solubilidad m3g/m
3
o 
Bo: Factor de volumen de aceite m3/m3 
Bg: Factor de volumen del gas m3/m3 
Zg: Factor de compresibilidad del gas adimensional 
A: Área Km2 
Sw: Saturación de agua % 
Ø: Porosidad m3p/m
3
r 
µ: Viscosidad poises 
Análisis de expectativas de explotación del campo Potrero del Llano 
 
 
CONTENIDO 
CAPÍTULO I 
Introducción 1 
 
CAPÍTULO II 
Conceptos Fundamentales 5 
 
2.1.- Propiedades de los fluidos 5 
 
2.2.- Diagrama de Fases 6 
 
2.3.- Mecanismos de Desplazamiento 8 
 
CAPÍTULO III 
Historia de Perforación y Terminación 15 
 
CAPÍTULO IV 
Análisis del Comportamiento de Producción 24 
 
4.1.- Historia de Producción 24 
 
4.2.- Comportamiento de Producción 29 
 
CAPÍTULO V 
Evaluación del Yacimiento 34 
 
5.1.- Historia de Presiones 34 
 
5.2.- Análisis de los Mecanismos de empuje 35 
 
5.3.- Análisis y Validación del PVT 35 
 
5.4.- Datos básicos del campo 41 
 
CAPÍTULO VI 
Reservas 42 
 
CAPÍTULO VII 
Instalaciones Superficiales 43 
 
CAPÍTULO VIII 
Expectativas de Explotación 47 
 
CAPITULO IX 
 
Análisis de expectativas de explotación del campo Potrero del Llano 
 
 
Conclusiones y Recomendaciones 54 
 
ANEXO A 55 
 
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 67 
 
LISTA DE TABLAS Y FIGURAS 68 
 
CAPÍTULO I. Introducción 
 
 1 
CAPÍTULO I 
INTRODUCCIÓN 
 
 
Fig. I.1 Pozo Potrero del Llano 4 
 
En el presente trabajo se desarrolló el análisis del 
comportamiento de producción del campo Potrero del 
Llano. En cuestión de historia, este campo presenta una 
gran importancia a nivel mundial para la industria 
petrolera, ya que desde el punto de vista productivo se 
suscitó un importante hallazgo en 1910, en terrenos 
mexicanos comprados por la compañía “El Águila”, el 
pozo Potrero del Llano 4 se encontraba ubicado en un 
terreno no atractivo debido a la presencia de 
chapopoteras, la historia narra que para fines de 1910 
se produjo un inusitado incidente; el pozo Potrero del 
Llano 4 lanzó una lluvia torrencial de chapopote que 
cubrió un radio de dos kilómetros; éste pozo produjo por 
si sólo 16 millones de barriles anuales en los primeros 
años, para el 9 de enero de 1990 ya había producido 
95,089,748 barriles de crudo, a sus 28 años se 
extrajeron 117 millones de barriles de petróleo, cabe 
mencionar que en la actualidad aún es un pozo 
productor que pertenece al Activo Integral Poza Rica – 
Altamira, en el estado de Veracruz. Por la relevancia 
que tiene este campo desde el punto de vista de 
producción y lo anteriormente mencionado, fue 
seleccionado para su análisis. 
 
 
CAPÍTULO I. Introducción 
 
 2 
El campo Potrero del Llano forma parte de la “Faja de Oro Terrestre” y se encuentra 
ubicado en el municipio de Álamo Temapache de la zona norte del Estado de Veracruz, 
en las coordenadas 20°55’ latitud norte y 97°41’ longitud oeste a una altura de 40 m. 
sobre el nivel del mar. Limita al norte con Cerro Azul, al este con Tuxpan, al sur con 
Tihuatlan y suroeste con Chicontepec. (figura I.2). 
 
Fig. I.2 Ubicación del campo Potrero del Llano. 
El presente trabajo se desarrolló en tres partes, la primera parte consistió en la búsqueda, 
recopilación, organización, selección e integración de la información, las fuentes 
consultadas fueron: expedientes técnicos, consulta de libros técnicos, base de datos 
(@ditep), software institucional de PEMEX (información de producción: Merak y OFM) y 
biblias (carpetas físicas, donde se encuentran registrados los datos de medición de 
producción por pozo). En base a las fuentes mencionadas se elaboraron tablas en Excel 
de informacióntécnica tanto de perforación como de producción. 
En la segunda parte se realizó la reconstrucción histórica de la etapa de la perforación, 
para ésta se descargó información de las fichas técnicas que se encontraban anexas a los 
expedientes, se elaboraron tablas donde fue necesario condensar información general por 
pozo (fechas referentes a la perforación, asentamiento de TR´s, estatus, columna 
geológica, terminación, etc.), una vez conjunta toda esta se procedió a reconstruir la etapa 
Golfo 
de México
Mexico D.F.
Tuxpan
Poza Rica
Alamo
Tihuatlan Rio Cazones
Rio Tuxpan
Campo 
MuroCampo Zapotal
Campo Frijolillo
CAPÍTULO I. Introducción 
 
 3 
de perforación y se vio en la necesidad de elaborar los estados mecánicos de los pozos, 
Potrero del Llano (por el nombre de los pozos se puede abreviar PLl y el número): PLl-1, 
PLl-2, PLl-4, PLl-5, PLl-7, PLl-9, PLl-10, PLl-11, PLl-14, PLl-15, PLl-16, PLl-18, PLl-22, 
PLl-24, PLl-25, PLl-27, PLl-102, PLl-104, PLl-105, PLl-106, PLl-108, PLl-109, PLl-110 y 
PLl-111. 
Dentro de la información relevante cabe mencionar que en 1909 el campo Potrero del 
Llano inició su perforación con el pozo Exploratorio Potrero de Llano-1 (por el nombre del 
pozo se puede abreviar PLl-1), a partir de 1910 se perforaron los pozos de desarrollo 
PLl-2 y PLl-4; de 1914 a 1934 los pozos PLl-5, PLl-7, PLl-9, PLl-10, PLl-11, PLl-14, 
PLl-15, PLl-16, PLl-18, PLl-22, PLl-24, PLl-25 y PLl-27. Su auge tuvo lugar en 1950 con la 
perforación de los pozos: PLl-102, PLl-104, PLl-105, PLl-106, PLl-108, PLl-109, PLl-110 y 
PLl-111. 
Se perforaron un total de 30 pozos de los cuales no se encontró información de 6 (PLl-3, 
PLl-4A, PLl-6, PLl-8, PLl-23 y PLl-107), por lo que se tomaron en cuenta para la logística 
pero no para el análisis. Los pozos alcanzaron una profundidad vertical promedio de 
616 mbmr, siendo el más somero Potrero del Llano-14 con 580.33 mbmr y el más 
profundo Potrero del Llano-7 con 749.19 m. 
La última parte del trabajo comprende el análisis del comportamiento de producción del 
campo Potrero del Llano, para el desarrollo de ésta fue necesario pedir a Cerro Azul por 
parte de Petróleos Mexicanos las biblias por pozo, éstas son carpetas que almacenan 
datos de medición de producción desde 1966 hasta 2005, se dio a la tarea de bajar todos 
los datos a una tabla de Excel: producción de aceite, gas y agua, diámetro de 
estranguladores, RGA (relación gas aceite) por cada mes de cada pozo. Se realizaron las 
conversiones de unidades necesarias para ser consistentes. 
Personal de PEMEX proporcionó información de producción del software oficial Merak y 
OFM, se procedió a comparar los datos de las biblias con la del softwares, cabe 
mencionar que tanto Merak como OFM tienen información de producción a partir de 1988 
a 2008. Se reconstruyó la historia de producción por pozo de la siguiente manera: se 
tomaron los datos de las biblias de 1966 a 1988, posteriormente se compararon y 
discretizaron los datos a partir de 1988 a 2005 (biblias-software) para ser congruentes con 
los datos y fuentes. 
CAPÍTULO I. Introducción 
 
 4 
Reconstruida la historia de producción para los pozos: se realizaron los siguientes 
cálculos: producción acumulada de aceite (Np), producción acumulada de gas (Gp), 
producción acumulada de agua (Wp) y relación gas aceite (RGA). Con la información 
anterior se elaboraron las gráficas de diagnóstico para cada pozo y para el campo: 
Historia de producción (tiempo vs producción de aceite, gas y agua), tiempo vs gasto de 
aceite (Qo) y Np, tiempo vs gasto de aceite (Qg) y Gp, tiempo vs gasto de agua (Qw) y 
Wp, por último la gráfica de tiempo vs RGA. 
De las gráficas elaboradas se pudo analizar que la información correspondiente al período 
1966 a 1988 (datos de las biblias), no tenía mucha variación por lo que no se podría 
realizar una evaluación confiable. 
Concluido el análisis del comportamiento de producción se procedió a evaluar las 
características del yacimiento, éste campo no cuenta con análisis PVT, por lo que se tomó 
el del campo más cercano siendo éste el del pozo Temapache 212, tampoco se pudo 
realizar el perfil de presiones estáticas para definir el mecanismo de empuje, ya que no 
cuenta con registros de presión estática y solo se realizaron dos pruebas de presión 
producción. 
Finalmente personal de PEMEX proporcionó información de infraestructura y del manejo 
de la producción a nivel de Batería. 
Del trabajo realizado se observaron las zonas de mayor explotación y en base a los 
análisis mencionados se proponen algunas alternativas de explotación. 
CAPÍTULO II. Conceptos Fundamentales 
 
 5 
CAPÍTULO II 
CONCEPTOS FUNDAMENTALES 
Definición de yacimiento: 
Es aquella formación rocosa que tiene hidrocarburos dentro de su volumen poroso, 
limitados por una roca sello que impide la migración de los fluidos. Generalmente, los 
yacimientos están asociados a un acuífero activo que ejerce una presión (energía activa). 
2.1.- Propiedades de los Fluidos. 
 Densidad: Es la masa de un cuerpo por unidad de volumen. En ocasiones se habla 
de densidad relativa que es la relación entre la densidad de una sustancia y la densidad 
del agua a 4 °C, que se toma como unidad. Como un centímetro cúbico de agua a 4 °C 
tiene una masa de 1 g, la densidad relativa (la cual no tiene unidades) de la sustancia 
equivale numéricamente a su densidad expresada en gramos por centímetro cúbico. 
(gr/cm3). 
Viscosidad: Medida de la resistencia de un líquido a fluir a través de un medio 
poroso. La medida común métrica de la viscosidad absoluta es el Poise, que es definido 
como la fuerza necesaria para mover un centímetro cuadrado de área sobre una 
superficie paralela a la velocidad de 1 cm por segundo, con las superficies separadas por 
una película lubricante de 1 cm de espesor. La viscosidad varía inversamente 
proporcional con la temperatura. Por eso su valor no tiene utilidad si no se relaciona con 
la temperatura a la que el resultado es reportado. 
Temperatura: Es una magnitud escalar relacionada con la energía interna de un 
sistema termodinámico. Más específicamente, está relacionada directamente con la parte 
de la energía interna conocida como "energía sensible", que es la energía asociada a los 
movimientos de las partículas del sistema, sea en un sentido traslacional, rotacional, o en 
forma de vibraciones. A medida que es mayor la energía sensible de un sistema se 
observa que esta más "caliente" es decir, que su temperatura es mayor. 
http://es.wikipedia.org/wiki/Magnitud_escalar
http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_interna
CAPÍTULO II. Conceptos Fundamentales 
 
 6 
 
2.2.- Diagrama de Fases. 
Para comprender el diagrama de fases, deben conocerse los siguientes conceptos: 
Propiedades intensivas: Son aquellas que son independientes de la cantidad de materia 
considerada, por ejemplo la viscosidad, densidad, temperatura, etc. 
Punto crítico: Es el estado a condición de presión y temperatura para el cual las 
propiedades intensivas de las fases líquida y gaseosa son idénticas. 
Presión crítica: Es la presión correspondiente al punto crítico. 
Temperatura crítica: Es la temperatura correspondiente al punto crítico. 
Curva de burbuja: Es el lugar geométrico de los puntos, presión-temperatura, para los 
cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a la región de dos 
fases. 
Curva de rocío: Es el lugar Geométrico de los puntos, presión-temperatura, en los cuales 
se forma la primera gota de líquido al pasar de la región de vapor a la región de las dos 
fases. 
Región de dos fases: Es la región comprendidaentre las curvas de burbuja y rocío. En 
esta región coexisten en equilibrio, las dos fases líquida y gaseosa. 
Cricondenbara: Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un líquido y 
su vapor. 
Cricondenterma: Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un 
líquido y su vapor. 
Zona de condensación retrógrada: Es aquella en la cual al bajar la presión, a temperatura 
constante, ocurre una condensación. 
Aceite saturado: Es aquel que a las condiciones de presión y temperatura a que se 
encuentra la fase aceite está en equilibrio con la fase gas. 
CAPÍTULO II. Conceptos Fundamentales 
 
 7 
Aceite bajo saturado: Es el que, a las condiciones de presión y temperatura a que se 
encuentra, es capaz de disolver más gas. 
Aceite supersaturado: Es aquel que en las condiciones de presión y temperatura a que se 
encuentra, tiene mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondería en 
condiciones de equilibrio. 
Saturación crítica de un fluido: Es la saturación mínima necesaria para que exista 
escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento. 
A continuación se muestra un diagrama de fases. Fig. II.1. 
 
Fig. II.1 Diagrama de Fases de una mezcla de hidrocarburos. 
 
CAPÍTULO II. Conceptos Fundamentales 
 
 8 
 
 
2.3.- Mecanismos de desplazamiento. 
La recuperación del aceite se obtiene mediante un proceso de desplazamiento. El 
gradiente de presión obliga al aceite a fluir hacia los pozos, pero ese movimiento se 
verifica solamente si otro material llena el espacio desocupado por el aceite y mantiene en 
dicho espacio, la presión requerida para continuar el movimiento de los fluidos. En cierto 
modo el aceite no fluye del yacimiento, si no que es expulsado mediante un proceso de 
desplazamiento, siendo los principales agentes desplazantes el gas y el agua. 
Los mecanismos de desplazamiento son: Expansión de la roca-fluidos, Empuje de gas 
disuelto liberado, Empuje por capa de gas, Empuje por agua y Desplazamiento por 
segregación. 
A continuación se describe cada uno de estos mecanismos: 
 2.3.1.- Expansión de la roca-fluidos. 
 Este proceso de desplazamiento ocurre en los yacimientos bajosaturados, hasta 
que se alcanza la presión de saturación. La expulsión del aceite se debe a la expansión 
del sistema. El aceite, el agua congénita y la roca se expanden desalojando hacia los 
pozos productores el aceite contenido en el yacimiento. 
 2.3.2.- Empuje de gas disuelto liberado. 
 Una vez iniciada en el yacimiento la liberación del gas disuelto en el aceite al 
alcanzarse la presión de saturación, el mecanismo de desplazamiento del aceite se debe 
primordialmente al empuje de gas disuelto liberado; ya que si bien es cierto que tanto el 
agua intersticial y la roca continua expandiéndose, su efecto resulta depreciable, puesto 
que la compresibilidad (o expansibilidad) del gas es mucho mayor que la de los otros 
componentes de la formación. El gas liberado no fluye inicialmente hacia los pozos, sino 
que se acumula en forma de pequeñas burbujas aisladas, las cuales por motivo de la 
CAPÍTULO II. Conceptos Fundamentales 
 
 9 
declinación de la presión, llegan a formar posteriormente una fase continua que permita el 
flujo de gas hacia los pozos. 
 
Se acostumbra representar gráficamente el comportamiento de los yacimientos indicando 
la variación de la presión y la relación gas-aceite contra la recuperación o la producción 
acumulativa. En la siguiente gráfica se muestra el comportamiento de un yacimiento 
productor bajo los dos mecanismos indicados. 
 
 
Fig. II.2 Curvas de variación de la presión y relación Gas-Aceite instantánea, para un yacimiento 
productor por expansión del sistema y por empuje de gas disuelto. 
2.3.3- Empuje por capa de gas. 
El empuje por capa de gas consiste en una invasión progresiva de la zona de 
aceite por gas, acompañada por un desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona 
de gas libre y hacia los pozos productores. Los requerimientos básicos son: 
1.- Que la parte superior del yacimiento contenga alta saturación de gas. 
2.- Que exista un continuo crecimiento o incremento de la zona ocupada por el 
casquete de gas. 
CAPÍTULO II. Conceptos Fundamentales 
 
 10 
La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras. 
a) Existir inicialmente en el yacimiento como casquete. 
b) Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulación de gas liberado 
por el aceite al abatirse la presión del yacimiento, a consecuencia de la 
segregación gravitacional. 
c) La capa de gas puede crearse artificialmente por inyección de gas en la parte 
superior del yacimiento, si existen condiciones favorables para su segregación. 
Las recuperaciones en yacimientos con capa de gas varían normalmente del 20 al 40% 
del aceite contenido originalmente, pero si existen condiciones favorables de segregación 
se pueden obtener recuperaciones del orden del 60%. 
2.3.4.- Empuje por agua. 
El desplazamiento por invasión de agua es en muchos sentidos similar al del 
casquete de gas. El desplazamiento de los hidrocarburos tiene lugar en este caso atrás y 
en la interfase agua-aceite móvil. En este proceso el agua invade y desplaza al aceite, 
progresivamente, desde las fronteras exteriores del yacimiento hacia los pozos 
productores. Si la magnitud del empuje hidráulico es lo suficientemente fuerte para 
mantener la presión del yacimiento o permitir sólo un ligero abatimiento de ella, entonces 
el aceite será casi totalmente recuperado por desplazamiento con agua, puesto que no 
habrá liberación de gas en solución o dicha liberación será pequeña y asimismo el 
desplazamiento que ocasione. 
Los requerimientos básicos para este proceso son: 
En primer lugar una fuente adecuada que suministre agua en forma accesible al 
yacimiento. 
En segundo término una presión diferencial entre la zona de aceite (yacimiento) y 
la zona de agua (acuífero), que induzca y mantenga la invasión. El empuje hidráulico 
puede ser natural o artificial. Para que se presente en forma natural debe existir, junto a la 
zona productora, un gran volumen de agua en la misma formación, sin barreras entre el 
aceite y el agua, y la permeabilidad de la formación facilitar su filtración adecuada. 
CAPÍTULO II. Conceptos Fundamentales 
 
 11 
El aceite es desplazado posteriormente por el agua, en presencia de la fase 
gaseosa inmóvil. En la siguiente figura se presenta la secuencia del sistema de 
desplazamiento descrito. 
 
Fig. II.3 Distribución de las saturaciones de fluidos en un sistema de desplazamiento de 
aceite con agua en presencia de una fase gaseosa. 
Si se desea obtener la máxima recuperación, se deberá controlar el ritmo de producción, 
a fin de que el desplazamiento por agua se efectúe a la presión más conveniente. 
En las Fig. II.4 y Fig. II.5 se muestra el comportamiento de los yacimientos de acuerdo al 
mecanismo de empuje. 
 
Fig. II.4 Comportamiento de los yacimientos de acuerdo al tipo de mecanismo de empuje. 
CAPÍTULO II. Conceptos Fundamentales 
 
 12 
 
 
Fig. II.5 Variaciones en las curvas de declinación de la presión y relación Gas-Aceite producida, 
dependiendo del tipo de empuje del yacimiento. 
 2.3.5.- Desplazamiento por segregación gravitacional. 
 La segregación gravitacional o drene por gravedad, puede clasificarse como un 
mecanismo de empuje; sin embargo, se considera mas bien como una modificación de 
los demás. La segregación gravitacional es la tendencia del aceite, gas y agua a 
distribuirse en el yacimiento de acuerdoa sus densidades. 
 Los yacimientos presentan condiciones propicias a la segregación de sus fluidos, 
cuando poseen espesores considerables o alto relieve estructural, alta permeabilidad y 
cuando los gradientes de presión aplicados, no gobiernan totalmente el movimiento de los 
fluidos. 
 La recuperación en yacimientos donde existe segregación de gas y/o de agua, es 
sensible al ritmo de producción. Mientras menores sean los gastos, menores serán los 
gradientes de presión y mayor la segregación. 
 
CAPÍTULO II. Conceptos Fundamentales 
 
 13 
 
2.4.- Reservas. 
Se definen como aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán 
recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada. 
2.4.1.- Volumen original. 
Es la cantidad estimada de hidrocarburos en un principio evaluados a condiciones 
de superficie el cual puede ser descubierto o no descubierto. 
El nivel de incertidumbre puede ser usado para colocar reservas en una de dos 
clasificaciones principales: probadas o no probadas. 
2.4.2.- Reservas probadas. 
Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas, y bajo 
condiciones económicas y de operación existentes en una fecha específica, que se estima 
serán comercialmente recuperables con certidumbre razonable, cuya extracción cumple 
con las normas gubernamentales establecidas, y que han sido identificados por medio del 
análisis de información geológica y de ingeniería. Las reservas probadas se pueden 
clasificar como desarrolladas o no desarrolladas. 
2.4.2.1.- Reservas desarrolladas. 
Son aquellas reservas que se espera sean recuperadas de pozos existentes, 
incluyendo las reservas atrás de la tubería, que pueden ser extraídas con la 
infraestructura actual mediante actividades adicionales con costos moderados de 
inversión. 
2.4.2.2.- Reservas no desarrolladas. 
Son reservas que se espera serán recuperadas a través de pozos nuevos en 
áreas no perforadas, o donde se requiere un gasto relativamente grande para terminar los 
pozos existentes y/o construir las instalaciones de producción y transporte. 
CAPÍTULO II. Conceptos Fundamentales 
 
 14 
 
2.4.3.- Reservas no probadas. 
Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas, al 
extrapolar características y parámetros del yacimiento más allá de límites razonables o 
certidumbre, o suponer pronósticos de aceite y gas con escenarios tanto técnicos como 
económicos que no son los que prevalecen al momento de la evaluación. 
2.4.4.- Reservas probables. 
Son reservas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería de 
estos yacimientos sugiere que sean factibles de ser comercialmente recuperables, que de 
no serlo. 
Las reservas de hidrocarburos estimadas en sus diferentes categorías son: 
1P es la reserva probada. 
2P es la suma de las reservas probadas más las reservas probables. 
3P es la suma de las reservas probadas, más las reservas probables, mas las reservas 
posibles. 
CAPÍTULO III. Historia de Perforación y Terminación 
 
 15 
CAPÍTULO III 
Historia de Perforación y Terminación 
En el presente trabajo se recreó la historia de la perforación del campo Potrero del 
Llano con información proporcionada en el área de ingeniería de yacimientos del Activo 
Integral Poza Rica – Altamira (las fuentes fueron tarjetas de pozo). De datos históricos se 
puede mencionar que en noviembre de 1909 se inicio la perforación del campo Potrero 
del Llano con el pozo de desarrollo Potrero del Llano 1. Éste cumplió con el propósito de 
encontrar condiciones favorables de porosidad, permeabilidad y acumulación de 
hidrocarburos en la formación “El Abra” del cretácico medio. Posteriormente se perforaron 
22 pozos (PLL-2, PLL-4, PLL-7, PLL-9, PLL-10, PLL-11, PLL-14, PLL-15, PLL-16, PLL-18, 
PLL-22, PLL-24, PLL-25, PLL-27, PLL-102, PLL-104, PLL-105, PLL-106, PLL-108, 
PLL-109, PLL-110, PLL-111). 
La perforación del campo Potrero del Llano se llevo acabo con equipo convencional, la 
terminación fue vertical hacia el objetivo: el Cretácico Medio “El Abra”. 
A continuación se mencionan algunos puntos importantes de la etapa de perforación de 
cada pozo. 
Potrero del Llano 1 
Su perforación inició el 4 de noviembre de 1909 y se terminó el 5 de enero de 1910, a una 
profundidad de 589.18m, con formación basáltica a los 121m y el limo a 589.178m, 
mostrando una leve manifestación de gas a los 440.436m, 470.916m, 484.632m. Se tuvo 
manifestación de aceite+gas a los 584.60m. El diseño final de asentamientos de TR’s fue: 
13” a 23.77m, 10” a 360.58m, 8 1/4” a 477.62m y 6 5/8” a 573.02m. 
El pozo fue productor de aceite, actualmente se encuentra taponado. En el anexo A, 
Fig. A.1 se muestra el estado mecánico del pozo PLL-1. 
 
 
 
CAPÍTULO III. Historia de Perforación y Terminación 
 
 16 
Potrero del Llano 2 
Su perforación inició el 3 de abril de 1910 y se terminó el 12 de mayo de 1910, mostrando 
una leve manifestación de gas a 441.96m. La profundidad total alcanzada fue de 
592.23m, con formación el limo a 592.226m. El diseño final de asentamientos de TR’s 
fue: 13” a 279.26m, 10” a 463.71m y 8” a 576.21m. 
El pozo fue productor de aceite, actualmente se encuentra cerrado con posibilidad de 
explotación. En el anexo A se muestra la Fig. A.2, y el estado mecánico del pozo PLL-2. 
Potrero del Llano 4 
Su perforación inició el 11 de enero de 1910 y se terminó el 27 de diciembre de 1910, 
quedando a una profundidad de 582.16m, no se tiene información de las formaciones a 
las que se llegó. El diseño final de asentamiento de TR’s fue: 12 1/2” a 23.46m, 10” a 
343.50m y 8” a 562.66m. 
 El pozo fue productor de aceite, actualmente se encuentra produciendo en el intervalo 
572.46m. En el anexo A se muestra la Fig. A.3, y el estado mecánico del pozo PLL-4. 
Potrero del Llano 5 
Su perforación inició el 29 de julio de 1910 y se terminó el 25 de septiembre de 1914, 
quedando a una profundidad de 581.86m, llegando a la formación “El Abra”. El diseño 
final de asentamientos de TR’s fue: 13” a 11.27m, 8 1/4” a 562.05m y 6 5/8” a 575.46m. 
El pozo fue productor de aceite, actualmente se encuentra produciendo en el intervalo 
578.66m. En el anexo A se muestra la Fig. A.4, y el estado mecánico del pozo PLL-5. 
Potrero del Llano 7 
Su perforación inició el 20 de enero de 1919 y se terminó el 18 de septiembre de 1919, a 
una profundidad de 749.20m, con formación “El Abra” a los 746.15m. El diseño final de 
asentamientos de TR’s fue: 12 1/2” a 85.65m, 10” a 167.03m y 8 1/4” a 457.2m. 
El pozo fue productor de aceite, actualmente se encuentra taponado. En el anexo A se 
muestra la Fig. A.5, y el estado mecánico del pozo PLL-7. 
 
CAPÍTULO III. Historia de Perforación y Terminación 
 
 17 
Potrero del Llano 9 
Su perforación inició en marzo de 1920 y se terminó en enero de 1921, quedando a una 
profundidad de 630.33m, en donde se encuentra con formación “El Abra” y manifestación 
de aceite a los 627.88m. El diseño final de asentamientos de TR’s fue: 13” a 82.30m, 10” 
a 486.76m y 8 1/4” a 583.69m, y por manifestación de agua salada se abandono. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra taponado. En el anexo A se muestra 
la Fig. A.6, y el estado mecánico del pozo PLL-9. 
Potrero del Llano 10 
Su perforación inició el 12 de abril de 1920 y se terminó el 3 de abril de 1921, a una 
profundidad de 589.48m en donde se encontró la formación “El Abra”, mostrando 
manifestaciones de aceite a los 248.41m y 537.97m. El diseño final de asentamientos de 
TR’s fue: 20” a 18.29m, 13” a 102.108m, 10” a 306.934m y 8” a 405.994m, 6 5/8” a 
537.66m, 5 3/8”a 579.12m. 
El pozo fue productor de aceite,actualmente se encuentra produciendo en el intervalo 
584.3m. En el anexo A se muestra la Fig. A.7, y el estado mecánico del pozo PLL-10. 
Potrero del Llano 11 
Su perforación inició en julio de 1911 y se terminó en enero de 1922, a una profundidad 
de 592.84m, con formación Aragón a los 584.606m. El diseño final de asentamientos de 
TR’s fue: 20” a 7.62m, 15 1/2” a 34.14m, 12 1/2” a 292.61m y 10” a 510.54m, 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra taponado. En el anexo A se muestra 
la Fig. A.8, y el estado mecánico del pozo PLL-11. 
Potrero del Llano 14 
Su perforación inició el 5 de junio de 1923 y se terminó el 5 de septiembre de 1923, a una 
profundidad de 580.34 m, con la formación San Felipe a 550.16m y el Abra a 580.34m. El 
diseño final de asentamientos de TR’s fue: 15 1/2” a 18.90m, 12 1/2” a 162.15m, 10” a 
338.33m, 8 1/4” a 549.86m, y 6 5/8” a 565.40m. 
CAPÍTULO III. Historia de Perforación y Terminación 
 
 18 
El pozo fue de desarrollo y productor de aceite, actualmente se encuentra produciendo en 
el intervalo 582.74m. En el anexo A se muestra la Fig. A.9, y el estado mecánico del pozo 
PLL-14. 
Potrero del Llano 15 
Su perforación inició el 25 de octubre de 1923 y se terminó el 9 de diciembre de 1923, a 
una profundidad de 581.3m, con formaciones de Chapopote a 106.68m, Guayabal a 
457.2m, Aragón a 577.90m, San Felipe a 579.42 y El Abra a 580.94. El diseño final de 
asentamientos de TR’s fue: 10” a 279.2m, 8 1/4” a 546.2m, y 6 5/8” a 573m. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra produciendo en el intervalo 577.15m. 
En el anexo A se muestra la Fig. A.10, y el estado mecánico del pozo PLL-15. 
Potrero del Llano 16 
Su perforación inició el 9 de octubre de 1925 y se terminó el 16 de noviembre de 1925, a 
una profundidad de 595.58m, encontrando areniscas a 18.28m, lutita a 502.61m, lutita gris 
a 564.18m, El diseño final de asentamientos de TR’s fue: 12 1/2” a 176.78m, 8 1/4” a 
502.62m, 6” a 566.01m. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra taponado. En el anexo A se muestra 
la Fig. A.11, y el estado mecánico del pozo PLL-16. 
Potrero del Llano 18 
Su perforación inició el 2 de agosto de 1929 y se terminó en 14 de septiembre de 1929, a 
una profundidad de 590.09m, con formación Chapopote a 79.24m, Guayabal a 82.29 m, 
Aragón a 484.63m, Velasco a 548.64m, San Felipe a 576.07m y El Abra a 590.09m, El 
diseño final de asentamientos de TR’s fue: 8 5/8” a 243.84m, y 4 3/4” a 569.98m. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra produciendo en el intervalo 580.03m. 
En el anexo A se muestra la Fig. A.12, y el estado mecánico del pozo PLL-18. 
 
 
 
CAPÍTULO III. Historia de Perforación y Terminación 
 
 19 
Potrero del Llano 22 
Su perforación inició el 19 de diciembre de 1926 y se terminó el 15 de enero de 1927, a 
una profundidad de 609.6m, con formaciones: Guayabal Superior de 15.84m, Guayabal 
Medio a 152.4m, Guayabal Inferior a 509.96m, Velasco a 551.68m, San Felipe a 591.31m, 
y El Abra a 606.55m. El diseño final de asentamientos de TR’s fue: 8 1/4” a 182.88m, 
4 3/4” a 596.06m. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra taponado. En el anexo A se muestra 
la Fig. A.13, y el estado mecánico del pozo PLL-22. 
Potrero del Llano 24 
Su perforación inició el 10 de febrero de 1934 y se terminó el 17 de marzo de 1934, a una 
profundidad de 593.44m, con formaciones: Velasco a 542.54m, San Felipe a 579.12m, El 
Abra a 591.31m. El diseño final de asentamientos de TR’s fue: 10” a 182.89m, 6 5/8” a 
576.21m. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra taponado. En el anexo A se muestra 
la Fig. A.14, y el estado mecánico del pozo PLL-24. 
Potrero del Llano 25 
Su perforación inició el 31 de marzo de 1934 y se terminó el 28 de abril de 1934, a una 
profundidad de 591.31m, con formaciones: Velasco Medio a 530.35m, Velasco Inferior a 
557.78m, San Felipe a 579.12m, El Abra a 591.31m. El diseño final de asentamientos de 
TR’s fue: 10” a 182.89m, 6 5/8” a 583.69m. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra taponado. En el anexo A se muestra 
la Fig. A.15, y el estado mecánico del pozo PLL-25. 
Potrero del Llano 27 
Su perforación inició el 20 de octubre de 1934 y se terminó el 17 de noviembre de 1934, 
a una profundidad de 586.74m, con formaciones: Chapopote a 91.44m, Guayabal a 
106.68m, Aragón a 429.76m, Velasco Chicontepec a 579.12m y San Felipe a 580.64m. El 
diseño final de asentamientos de TR’s fue: 8 1/4” a 182.88m, y 4 3/4” a 579.74m. 
CAPÍTULO III. Historia de Perforación y Terminación 
 
 20 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra taponado. En el anexo A se muestra 
la Fig. A.16, y el estado mecánico del pozo PLL-27. 
Potrero del Llano102 
Su perforación inició el 17 de diciembre de 1950 y se terminó el 10 de enero de 1951, a 
una profundidad de 701.7m, con formaciones: Chapopote a 0m, Guayabal a 25m, Aragón 
a 539.80m, Velasco a 594.97m, Méndez a 685.8m y El Abra a 700.12m. El diseño final de 
asentamientos de TR’s fue: 9 5/8” a 99.04 m, grado J-55, peso 36 #/p. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra taponado. En el anexo A se muestra 
la Fig. A.17, y el estado mecánico del pozo PLL-102. 
Potrero del Llano 104 
Su perforación inició el 7 de noviembre de 1950 y se terminó el 26 de noviembre de 1950, 
a una profundidad de 658.7m, con formaciones: Chapopote a 4.87m, Guayabal a 14.93m, 
Aragón a 514.80m, Velasco a 569.97m y Méndez a 657.75m, El diseño final de 
asentamientos de TR’s fue: 9 5/8” a 115.24m. 
 El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra taponado. En el anexo A se muestra 
la Fig. A.18, y el estado mecánico del pozo PLL-104. 
Potrero del Llano 105 
Su perforación inició el 4 de marzo de 1951 y se terminó el 12 de marzo de 1951, a una 
profundidad de 612.5m, con formaciones: Chapopote a 0m, Guayabal a 14.93m, Aragón a 
459.94m, Velasco a 564.79m, Méndez a 597.71m y El Abra a 611.429m. El diseño final 
de asentamientos de TR’s fue: 9 5/8” a 72.07m, 6 5/8” a 607.03m. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra produciendo en el intervalo 610.24m. 
En el anexo A se muestra la Fig. A.19, y el estado mecánico del pozo PLL-105. 
Potrero del Llano 106 
Su perforación inició el 7 de septiembre de 1951 y se terminó el 25 de septiembre de 
1951, a una profundidad de 615m, con formaciones: Recientes Gravas a 15m, Chapopote 
a 70m, Guayabal a 75m, Velasco Medio a 550m, de 560m a 565m no hay muestra, 
CAPÍTULO III. Historia de Perforación y Terminación 
 
 21 
Velasco Inferior a 565m, Méndez a 602m y El Abra a 614.5m. El diseño final de 
asentamientos de TR’s fue: 9 5/8” a 73.64m. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra cerrado. En el anexo A se muestra la 
Fig. A.20, y el estado mecánico del pozo PLL-106. 
Potrero del Llano 108 
Su perforación inició el 30 de mayo de 1951 y se terminó el 14 de septiembre de 1951, a 
una profundidad de 664m, con formaciones: Guayabal a 70m, Aragón a 480m, Velasco a 
565m, y Méndez a 657m. El diseño final de asentamientos de TR’s fue: 9 5/8” a 68.35m. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra taponado. En el anexo A se muestra 
la Fig. A.21, y el estado mecánico del pozo PLL-108. 
Potrero del Llano 109 
Su perforación inició el 4 de julio de 1951 y se terminó el 29 de julio de 1951, a una 
profundidad de 642.5m, con formaciones: Chapopote a 25m, Guayabal a 55m, Aragón a 
565m y Velasco a 620m. El diseño final de asentamientos de TR’s fue: 9 5/8” a 71.4m, 6 
5/8” a 635m. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra produciendo. En el anexo A se 
muestra la Fig. A.22, y el estado mecánico del pozo PLL-109. 
Potrero del Llano 110 
Su perforación inició el 21 de noviembrede 1951 y se terminó el 3 de diciembre de 1951, 
a una profundidad de 613.4m, con formaciones: Chapopote a 0m, Guayabal a 20m, 
Aragón a 470m, Velasco Medio a 555m, Velasco Inferior a 565m, Méndez a 599m y El 
Abra a 612m. El diseño final de asentamientos de TR’s fue: 9 5/8” a 74.27m. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra taponado. En el anexo A se muestra 
la Fig. A.23, y el estado mecánico del pozo PLL-110. 
Potrero del Llano 111 
Su perforación inició el 28 de octubre de 1952 y se terminó el 29 de noviembre de 1952, a 
una profundidad de 744.3m, con formaciones: Chapopote a 10m, Guayabal a 55m, 
CAPÍTULO III. Historia de Perforación y Terminación 
 
 22 
Aragón a 545m, Velasco Medio a 620m, Velasco Inferior a 680m y Méndez a 743m, El 
diseño final de asentamientos de TR’s fue: 9 5/8” a 73.47m, 6 5/8” a 648m. 
El pozo fue de desarrollo, actualmente se encuentra produciendo en el intervalo 696.16m. 
En el anexo A se muestra la Fig. A.24, y el estado mecánico del pozo PLL-111. 
 
 
De lo anterior se puede mencionar que durante las etapas de perforación del campo 
Potrero del Llano se tuvieron diversos problemas en algunos pozos como son: 
manifestación de gas, invasión de agua salada, atascamiento de barrena, por algunos de 
estos problemas se tuvieron que cerrar o incluso taponar. Sin embargo tenemos otros que 
siguen produciendo pese al tiempo que se ha explotado este campo. 
Los pozos alcanzaron una profundidad vertical promedio de 
616 mbmr, siendo el más somero Potrero del Llano-14 con 580.33 mbmr y el más 
profundo Potrero del Llano-7 con 749.19 m. 
Actualmente la logística del estado de pozos se muestra en la Fig. III.1 donde se puede 
aprecia que la mayoría de los pozos no productores ya sea por taponamiento, invadidos y 
cerrados por improductivos, a pesar de eso el campo tiene 8 pozos productores de aceite. 
ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS
POZOS PRODUCTOR DE
ACEITE
POZOS TAPONADOS
INPRODUCTIVO INVADIDO DE
AGUA SALADA
CERRADO CON POSIBILIDAD
DE PRODUCCION
PLL-5, PLL2
PLL-1, 3, 7, 9, 11, 16, 22, 24, 25, 27,1O2, 104, 108
PLL-4, 10, 14, 15, 18, 105,109, 111
PLL-106, 110
ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS
POZOS PRODUCTOR DE
ACEITE
POZOS TAPONADOS
INPRODUCTIVO INVADIDO DE
AGUA SALADA
CERRADO CON POSIBILIDAD
DE PRODUCCION
PLL-5, PLL2
PLL-1, 3, 7, 9, 11, 16, 22, 24, 25, 27,1O2, 104, 108
PLL-4, 10, 14, 15, 18, 105,109, 111
PLL-106, 110
 
Fig. III.1 Estado actual de todos los pozos del campo Potrero del Llano. 
CAPÍTULO III. Historia de Perforación y Terminación 
 
 23 
 
De manera concluyente en la Fig. III.2, se presenta el asentamiento de las tuberías de 
revestimiento por pozo, cabe mencionar que durante la historia de perforación de los 
pozos del campo Potrero del Llano se tiene como antecedente para posibles 
localizaciones las problemáticas que se tuvieron en diversas etapas de la perforación. 
 
 
 
 
Asentamiento de TR`S
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
P
ro
fu
n
d
id
a
d
 (
m
)
P
L
L
-1
P
L
L
-4
P
L
L
-9
P
L
L
-7
P
L
L
-5
P
L
L
-2
P
L
L
-2
4
P
L
L
-2
2
P
L
L
-1
8
P
L
L
-1
6
P
L
L
-1
5
P
L
L
-1
4
P
L
L
-1
1
P
L
L
-1
0
P
L
L
-1
1
0
P
L
L
-1
0
9
P
L
L
-1
0
8
P
L
L
-1
0
6
P
L
L
-1
0
5
P
L
L
-1
0
4
P
L
L
-1
0
2
P
L
L
-2
7
P
L
L
-2
5
P
L
L
-1
1
1
 
 
Fig. III.1 Asentamiento de Tuberías de Revestimiento. 
 
 
 
13” 
TR´S 
12 ½” 
10” 
9 5/8” 
6 5/8” 
4 ¾” 
CAPÍTULO IV. Análisis del comportamiento de presión 
 
 24 
CAPÍTULO IV 
Análisis del Comportamiento de Producción 
4.1 Historia de producción. 
El campo Potrero del Llano inició su producción en Enero del 1966, con el pozo Potrero 
del Llano 2, con un gasto de aceite de 210 BPD, sin producción de gas ni agua, desde 
ese año han producido un máximo de 11 pozos, de los cuales, 9 pozos permanecen 
activos a Junio de 2008. Su máximo desarrollo se alcanzó en 1989 con 8 pozos activos y 
un gasto de aceite de 11.43 MBPD. A la fecha produce con 9 pozos y durante su vida 
productiva ha acumulado 2,851 MBLS de aceite, 1,198.5 MMSCF de gas y 2,600 MBLS 
de agua, con un RGA de 115.93 m3/m3. Para validar la información de producción fue 
necesario revisar Merak que es el software oficial de PEMEX. 
Con la información ya validada se realizaron las siguientes gráficas del campo Potrero del 
Llano. 
Campo Potrero del Llano
0.000
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
01
/0
1/
19
66
01
/0
1/
19
68
01
/0
1/
19
70
01
/0
1/
19
72
01
/0
1/
19
74
01
/0
1/
19
76
01
/0
1/
19
78
01
/0
1/
19
80
01
/0
1/
19
82
01
/0
1/
19
84
01
/0
1/
19
86
01
/0
1/
19
88
01
/0
1/
19
90
01
/0
1/
19
92
01
/0
1/
19
94
01
/0
1/
19
96
01
/0
1/
19
98
01
/0
1/
20
00
01
/0
1/
20
02
01
/0
1/
20
04
01
/0
1/
20
06
01
/0
1/
20
08
Tiempo (Años) 
M
BP
D
0
1
2
3
4
5
6
7
M
M
M
PD
Qo Qw Qsg
Campo Potrero del Llano
0.000
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
01
/0
1/
19
66
01
/0
1/
19
68
01
/0
1/
19
70
01
/0
1/
19
72
01
/0
1/
19
74
01
/0
1/
19
76
01
/0
1/
19
78
01
/0
1/
19
80
01
/0
1/
19
82
01
/0
1/
19
84
01
/0
1/
19
86
01
/0
1/
19
88
01
/0
1/
19
90
01
/0
1/
19
92
01
/0
1/
19
94
01
/0
1/
19
96
01
/0
1/
19
98
01
/0
1/
20
00
01
/0
1/
20
02
01
/0
1/
20
04
01
/0
1/
20
06
01
/0
1/
20
08
Tiempo (Años) 
M
BP
D
0
1
2
3
4
5
6
7
M
M
M
PD
Qo Qw Qsg
 
Fig. IV.1 Comportamiento de aceite, agua y gas del campo Potrero del Llano. 
Como podemos observar el campo se empezó a explotar en el año de 1966 y vemos qué 
hay diversas variaciones así que analizaremos esta gráfica por periodos. 
CAPÍTULO IV. Análisis del comportamiento de presión 
 
 25 
1966-1971 
En este periodo es la etapa de desarrollo por lo cual se empiezan a incorporar pozos a 
producción, esto hace que el yacimiento muestre un comportamiento variable mostrado 
en la Fig. IV, hasta esta fecha se tiene una acumulación de aceite de 361.404Mbls, 
182.689Mbls de agua y sin presencia de gas. 
1971-1976 
En este periodo empieza a aumentar la producción de gas, el yacimiento se estabiliza 
manteniendo una producción constante, se tiene una acumulación de aceite de 
613.7Mbls, agua 242Mbls y gas 97.6MMPCD. 
1977-1979 
En este periodo no hay información de producción de ninguno de los pozos las causas se 
desconocen. 
1980-1987 
En este periodo la producción no varía mucho con respecto al periodo 1971-1976 
manteniendo la producción constante teniendo hasta este periodo una acumulación de 
aceite de 1,120.2Mbls, agua 437.5Mbls y gas 344.4MMPCD. 
1988-1991 
En este periodo aumenta la producción de gas y aceite y no hay producción de agua con 
una producción de aceite de 1604.7Mbls, agua 1791.02Mbls y 596.2MMPCD. 
1991-2001 
En este periodo la producción de aceite y gas empieza a decaer pasando lo contrario con 
el agua que empieza a aumentar teniendo hasta este periodo una acumulación de aceite 
2468.4Mbls, agua 2218.3Mbls y gas 1013.5MMPCD. 
 
 
CAPÍTULO IV. Análisis del comportamiento de presión 
 
 26 
2002-2008 
En el principio de este periodo se nota una disminución de la producción de aceite, gas y 
agua hasta el año 2005, año en el que se estabiliza y mantiene constante hasta el 2008 
en donde se muestra que hay una caída de la producción, hasta este periodo se tiene una 
acumulación de aceite de 2851.01Mbls, agua 2596.07Mbls y gas 1198.54MMPCD. 
Así se observa que del año 1966 hasta 1987 no varían mucho los datos, y del año 1988 al 
2008 los valores si varían. 
A continuación se indican las gráficas de los diferentes gastos (aceite, gas y agua) contra 
sus producciones acumuladas y su RGA. 
Campo Potrero del Llano
Np y Qo
0.0
2.0
4.0
6.0
8.010.0
12.0
14.0
6
6
6
8
7
0
7
2
7
4
7
6
7
8
8
0
8
2
8
4
8
6
8
8
9
0
9
2
9
4
9
6
9
8
0
0
0
2
0
4
0
6
0
8
Tiempo (Años)
M
B
P
D
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
M
b
ls
Qo Np
 
Fig. IV.2 Comportamiento de la producción de aceite del campo Potrero del Llano. 
Se ve en esta gráfica el comportamiento del gasto de aceite aumenta en el año 1967 
empezando un declive en los años siguientes, manteniendo constante de 1972 hasta 
1976, en 1977 no se tiene información hasta 1980 en donde se sigue manteniendo la 
misma producción, se observa un aumento en la producción en 1987 hasta 1990, donde 
empieza a disminuir la producción en forma escalonada lo cual indica que hubo en estos 
CAPÍTULO IV. Análisis del comportamiento de presión 
 
 27 
años algunos pozos que se fueron cerrando hasta el 2008, en donde se tiene una 
acumulación de aceite que llega a los 2851.01Mbls. 
Siguiendo con el análisis en la Fig. IV.3, se observa el comportamiento de la producción 
de gas del campo Potrero del Llano. 
Campo Potrero del Llano
Gp y Qg
0
1
2
3
4
5
6
7
6
6
6
8
7
0
7
2
7
4
7
6
7
8
8
0
8
2
8
4
8
6
8
8
9
0
9
2
9
4
9
6
9
8
0
0
0
2
0
4
0
6
0
8
Tiempo (Años)
M
M
P
C
D
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
M
M
M
P
D
Qg Gp
M
M
M
P
C
Campo Potrero del Llano
Gp y Qg
0
1
2
3
4
5
6
7
6
6
6
8
7
0
7
2
7
4
7
6
7
8
8
0
8
2
8
4
8
6
8
8
9
0
9
2
9
4
9
6
9
8
0
0
0
2
0
4
0
6
0
8
Tiempo (Años)
M
M
P
C
D
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
M
M
M
P
D
Qg Gp
Campo Potrero del Llano
Gp y Qg
0
1
2
3
4
5
6
7
6
6
6
8
7
0
7
2
7
4
7
6
7
8
8
0
8
2
8
4
8
6
8
8
9
0
9
2
9
4
9
6
9
8
0
0
0
2
0
4
0
6
0
8
Tiempo (Años)
M
M
P
C
D
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
M
M
M
P
D
Qg Gp
M
M
M
P
C
 
Fig. IV.3 Comportamiento de la producción de gas del campo Potrero del Llano. 
Se observa que en el inicio de la explotación del campo Potrero del Llano se muestran 
manifestaciones de gas hasta finales del año 1972, en el cual se nota una manifestación 
de gas constante hasta 1977, en 1977 no se tiene información hasta 1980, en donde se 
mantiene misma producción, se observa también un aumento en la producción en 1987 
hasta 1990, en donde empieza a disminuir la producción en forma escalonada lo cual 
indica que en estos años algunos pozos se fueron cerrando hasta el 2008, en donde se 
tiene una acumulación de gas que llega a los 1198.54164 MMMPC. 
 
 
CAPÍTULO IV. Análisis del comportamiento de presión 
 
 28 
Siguiendo con los análisis de producción de la Fig. IV.4, se tiene el comportamiento del 
agua del campo Potrero del Llano. 
Campo Potrero del Llano
Wp y Qw
0
5
10
15
20
25
66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08
Tiempo (Años)
M
B
P
D
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
M
b
ls
Qw Wp
 
Fig. IV.4. Comportamiento de la producción de agua del campo Potrero del Llano. 
Se observa que al inicio de la explotación no se produce una gran cantidad de agua hasta 
1969, en donde se observa que hay un aumento considerable en la producción de agua 
bajando en 1970, mostrando una producción variada en el año 1977 en donde no hay 
información hasta 1980, en donde se observa una constancia en la producción hasta 
1988, en el cual no hay producción otra vez, siendo en 1991 el año en el que se observa 
que la producción va en aumento hasta el 2008. 
En la Fig. IV.5, se observa el Comportamiento de la Relación Gas-Aceite del campo 
Potrero del Llano. 
CAPÍTULO IV. Análisis del comportamiento de presión 
 
 29 
RGA
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
E
n
e
-6
6
E
n
e
-6
8
E
n
e
-7
0
E
n
e
-7
2
E
n
e
-7
4
E
n
e
-7
6
E
n
e
-7
8
E
n
e
-8
0
E
n
e
-8
2
E
n
e
-8
4
E
n
e
-8
6
E
n
e
-8
8
E
n
e
-9
0
E
n
e
-9
2
E
n
e
-9
4
E
n
e
-9
6
E
n
e
-9
8
E
n
e
-0
0
E
n
e
-0
2
E
n
e
-0
4
E
n
e
-0
6
E
n
e
-0
8
Tiempo (Años)
m
3
/m
3
 
Fig. IV.5 Comportamiento de la Relación Gas-Aceite del campo Potrero del Llano. 
En la Fig. IV.5, se muestra el comportamiento de la relación gas-aceite del Campo Potrero 
del Llano, en la cual se observa que no hay una relación gas-aceite hasta 1973 en donde 
se eleva esta relación 80m3/m3, manteniéndose hasta 1977 en donde no hay información, 
incluso se puede ver que no hay un aumento notable en todo el tiempo de la explotación. 
4.2.- Comportamiento de Producción. 
A continuación se da un análisis del comportamiento de los pozos, las figuras Fig. IV.6, 
Fig. IV.7 y Fig. IV.8 muestran la producción de aceite, gas y agua por pozo. 
0
2
4
6
8
10
12
M
B
P
D
1966
01
1967
12
1969
11
1971
10
1973
09
1975
08
1977
07
1979
06
1981
05
1983
04
1985
03
1987
02
1989
01
1990
12
1992
11
1994
10
1996
09
1998
08
2000
07
2002
06
2004
05
2006
04
2008
03
Tiempo (Año)
ACEITE
PLL-2 PLL-4 PLL-5 PLL-10 PLL-14 PLL-15 PLL-18 PLL-102 PLL-105 PLL-109 PLL-111 
Fig. IV.6 Producción de aceite por pozo. 
CAPÍTULO IV. Análisis del comportamiento de presión 
 
 30 
Como se observa la producción de los pozos empezó en 1966, teniendo que los únicos 
pozos que mantuvieron una producción de aceite constante fueron: PLL-4, PLL-10, 
PLL-14, PLL-15, PLL-18, PLL-109 y PLL-111, ya que los demás pozos solo producían en 
intervalos cortos de tiempo como son los pozos: PLL-2, PLL-5, PLL-102 y PLL-105. 
En la gráfica Fig. IV.7, se muestra el comportamiento de la producción de gas por pozo. 
0
1
2
3
4
5
6
M
M
P
C
D
1972
11
1974
08
1976
05
1978
02
1979
11
1981
08
1983
05
1985
02
1986
11
1988
08
1990
05
1992
02
1993
11
1995
08
1997
05
1999
02
2000
11
2002
08
2004
05
2006
02
2007
11
Tiempo (Años)
GAS
PLL-2 PLL-4 PLL-5 PLL-10 PLL-14 PLL-15 PLL-18 PLL-102 PLL-105 PLL-109 PLL-111
 
Fig. IV.7 Producción de gas por pozo. 
Como se observa el gas se empezó a producir en 1972, manteniéndose constante hasta 
1986 en donde se ve un aumento considerable hasta que empieza a bajar la producción 
en 2007. 
En la Fig. IV.8, se muestra el comportamiento de la producción de agua en cada uno de los 
pozos. 
CAPÍTULO IV. Análisis del comportamiento de presión 
 
 31 
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
18.00
20.00
M
B
P
D
1966
01
1967
12
1969
11
1971
10
1973
09
1975
08
1977
07
1979
06
1981
05
1983
04
1985
03
1987
02
1989
01
1990
12
1992
11
1994
10
1996
09
1998
08
2000
07
2002
06
2004
05
2006
04
2008
03
Tiempo (Año)
AGUA
PLL-2 PLL-4 PLL-5 PLL-10 PLL-14 PLL-15 PLL-18 PLL-102 PLL-105 PLL-109 PLL-111
 
Fig. IV.8 Producción de agua por pozo. 
Como se observa en la Fig. IV.8, el comportamiento de la producción de agua varía en 
todo el tiempo que estuvieron produciendo los pozos, también se observa que en la 
mayoría la producción de agua fue baja en los primeros años de producción y se eleva en 
algunos pozos de 1990 al 2008. 
A continuación se muestran en las Fig. IV.9, Fig. IV.10, Fig. IV.11 los porcentajes de 
producción acumulada de aceite, agua y gas. 
% de producción acumulada de aceite
PLL 18
29%
PLL 105
18%PLL 14
13%
PLL 10
10%
PLL 4
9%
PLL 15
8%
PLL 109
7%
PLL 111
5%
PLL 5
1%
PLL 102
0%
PLL-2
0%
PLL 18 PLL 105 PLL 14 PLL 10 PLL 4 PLL 15 PLL 109 PLL 111 PLL 5 PLL 102 PLL-2
 
 
 Fig. IV.9 Porcentaje de acumulación de Aceite 
CAPÍTULO IV. Análisis del comportamiento de presión 
 
 32 
Se observa que en la Fig. IV.9, el porcentaje de producción acumulada de aceite, en los 
pozos de mayor de producción son: PLL-18 con un 29%, PLL-105 con 18%, PLL-14 con 
13% y PLL-10 con 10%, así como losque menos produjeron son: PLL-2 con 1%, PLL-102 
con 1%, PLL-111 con 5% y PLL-109 con 7%. 
% de producción acumulada de agua
PLL 18
5%
PLL 105
23%
PLL 14
21%PLL 10
13%
PLL 4
10%
PLL 15
22%
PLL 109
0%
PLL 111
0%
PLL 5
6%
PLL 102
0%
PLL-2
0%
PLL 18 PLL 105 PLL 14 PLL 10 PLL 4 PLL 15 PLL 109 PLL 111 PLL 5 PLL 102 PLL-2
 
Fig. IV.10 Porcentaje de acumulación de Agua. 
Se observa en la Fig. IV.10, que el porcentaje de acumulación de agua en los pozos con 
mayor aportación fueron: PLL-105 con 23%, PLL-15 con 22% y PLL-14 con 21%, también 
se observa que los pozos con menor producción de agua fueron: PLL-109, PLL-102, 
PLL-2 que no tuvieron producción de agua. 
 
% de producción acumulada de gas
PLL 18
20%
PLL 105
21%
PLL 14
14%
PLL 10
12%
PLL 4
11%
PLL 15
8%
PLL 109
8%
PLL 111
6%
PLL 5
0%
PLL 102
0%
PLL-2
0%
PLL 18 PLL 105 PLL 14 PLL 10 PLL 4 PLL 15 PLL 109 PLL 111 PLL 5 PLL 102 PLL-2
 
Fig. IV.11 Porcentaje de acumulación de gas. 
CAPÍTULO IV. Análisis del comportamiento de presión 
 
 33 
En la Fig. IV 11, se observa que los pozos de mayor producción de gas fueron: PLL-105 
con 21%, PLL-18 con 20%, PLL-14 con 14% y PLL-10 con 12%, así como los pozos que 
no tuvieron producción de gas PLL-2 y PLL-102. 
Se observa que los pozos PLL-2 y PLL-102 no tuvieron producción de agua y gas, esto 
nos muestra que fueron pozos que tampoco tuvieron producción alta de aceite entonces 
se infiere que el área en la que se encuentran estos pozos no es la adecuada para la 
producción de aceite y puede ser que este seco. 
Así también se observa que los pozos PLL-18, PLL-105, PLL-14 y PLL-10 fueron los que 
tuvieron mayor producción de aceite, poca producción de agua y gas, se concluye que se 
encuentran en una zona de buena producción. 
CAPÍTULO V. Evaluación del Yacimiento 
 
 34 
CAPÍTULO V 
Evaluación del Yacimiento 
5.1.- Historia de las Presiones. 
El campo Potrero del Llano no cuenta con registros de presión de fondo estática, por lo 
tanto no se tiene su perfil de presiones, existen dos Pruebas de Presión-Producción, es 
decir, solo se cuenta con dos puntos por lo que no se puede hacer un análisis a detalle de 
la historia de presión estática del yacimiento, sin embargo de la teoría se puede tomar el 
comportamiento de presiones de la inversa de la producción acumulada del campo y 
hacer una suposición de la declinación de la presión conforme incrementa la producción a 
través del tiempo. 
 
 
Comportamiento Presión-Producción del Campo Potrero del Llano
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0
1
/1
9
6
6
 
0
1
/1
9
6
8
 
0
1
/1
9
7
0
 
0
1
/1
9
7
2
 
0
1
/1
9
7
4
 
0
1
/1
9
7
6
 
0
1
/1
9
7
8
 
0
1
/1
9
8
0
 
0
1
/1
9
8
2
 
0
1
/1
9
8
4
 
0
1
/1
9
8
6
 
0
1
/1
9
8
8
 
0
1
/1
9
9
0
 
0
1
/1
9
9
2
 
0
1
/1
9
9
4
 
0
1
/1
9
9
6
 
0
1
/1
9
9
8
 
0
1
/2
0
0
0
 
0
1
/2
0
0
2
 
0
1
/2
0
0
4
 
0
1
/2
0
0
6
 
0
1
/2
0
0
8
 
P
re
s
ió
n
 (
p
s
ia
)
0.000
500.000
1000.000
1500.000
2000.000
2500.000
3000.000
Presion Np
 
Fig. V.1 Gráfica de NP y los Puntos de Presión. 
 
 
 
 
CAPÍTULO V. Evaluación del Yacimiento 
 
 35 
 
5.2.- Análisis de los Mecanismos de empuje. 
Al no contar con información de presiones no se puede definir el mecanismo de empuje 
directamente, pero por correlación de campos vecinos y experiencia en el tipo de 
yacimientos de la Faja de Oro Terrestre se considera que el mecanismo de empuje del 
campo Potrero de Llano es hidráulico, en la Fig. V.2 se muestran los comportamientos de 
los mecanismos de empuje. 
 
 
Fig. V.2 Comportamiento de los yacimientos de acuerdo al tipo de mecanismo de empuje. 
5.3.- Análisis y Validación del PVT. 
Es importante para la validación PVT tener presente los siguientes términos: 
Liberación Diferencial. Es aquella en la cual la composición del sistema (gas+líquido) 
varía durante el agotamiento de la presión. En este caso el gas liberado es removido 
parcial o totalmente del contacto con el ACEITE. 
Liberación Instantánea. En este caso todo el gas permanece en contacto con el líquido, 
lo que significa que la composición total del sistema permanece constante durante el 
agotamiento de la presión. 
CAPÍTULO V. Evaluación del Yacimiento 
 
 36 
El campo Potrero del Llano no cuenta con muestras PVT, por cercanía se tomó el PVT del 
pozo Temapache 212 (Fig. V.3 y Fig. V.4). 
 
Fig. V.3.- Mapa del campo Temapache con respecto al campo Potrero del Llano. 
 
 
Fig. V.4 Ubicación del pozo Temapache 212. 
CAPÍTULO V. Evaluación del Yacimiento 
 
 37 
La muestra del pozo Temapache 212 se tomó el 10 de agosto de 2005 de la formación El 
Abra, en el intervalo 850-866 mdbmr, a la temperatura de 73ºC, con la presión de fondo al 
nivel medio del intervalo 1230 psia, indica que se trata de un yacimiento bajosaturado. 
Características de la formación: Cretácico El Abra, la presión original del yacimiento fue 
86.51kg/cm2 @ 858 mdbmr, relación Gas-Aceite (RGAi) 40 m3/m3, las condiciones 
iniciales fueron: gasto de producción 43 m3/día (por la conversión en bl/d), presión y 
temperatura del separador 27 kg/cm2 @ 39ºC, densidad del fluido 0.9401 gr/cm3 @ 
35 ºC. 
Características del pozo: Profundidad total de 866 mdbmr, intervalo productor 
850-866 mdbmr, tamaño y profundidad de la TP 2.44pg con 825 mdbmr, gasto de 
producción 270 bls/día, presión del yacimiento 86.51kg/cm2 @ 858 mdbmr, las 
condiciones a agosto de 2005 son: Temperatura del yacimiento 72.73 ºC @ 858 mdbmr, 
el pozo se encontraba cerrado durante la toma de la muestra. 
El laboratorio de yacimientos proporcionó la información mencionada anteriormente y los 
datos generados del análisis PVT, con lo cual se realizó la validación del PVT utilizando 
las siguientes pruebas: 
 Prueba de linealidad de la función Y 
La linealidad de la Función Y es el resultado de los datos de prueba de expansión a 
composición constante (cce), el tener la linealidad de la función Y nos muestra que la 
presión de burbuja (Pb) es consistente, si la función Y no tiene buena tendencia, entonces 
se realiza un ajuste de la curva eliminando los puntos fuera de la tendencia y con la 
ecuación de la recta se recalcula la Pb, con la varianza de la presión se estima la nueva 
Pb, para este caso como se muestra en las Tabla V.1 y las Fig. V.5, V.6, se da por 
consistente el valor de la presión de burbuja. 
 
 
 
 
CAPÍTULO V. Evaluación del Yacimiento 
 
 38 
DATOS DEL INFORME PVT DATOS CALCULADOS A PARTIR DE LOS DATOS DE LAB.
(VERIFICACION DE LOS DATOS DEL INFORME)
PRESION (kg/cm2) VOL. Relativo FUNCION "Y" PRESION (kg/cm) VOL. Relativo FUNCION "Y"
491.12 0.9667 491.12 0.9667
420.81 0.9717 420.81 0.9717
350.50 0.9769 350.50 0.9769
280.19 0.9821 280.19 0.9821
209.89 0.9872 209.89 0.9872
139.58 0.9938 139.58 0.9938
65.76 1.0000 65.76 1.0000
55.21 1.0571 3.2837 55.21 1.0571 3.2837
48.18 1.1129 3.1634 48.18 1.1129 3.1634
41.15 1.1914 3.0477 41.15 1.1914 3.0477
34.12 1.3109 2.8948 34.12 1.3109 2.8948
27.09 1.494 2.7834 27.08955843 1.494 2.7834
1
Vb
VP
PPb
Y
DATOS DEL INFORME PVT DATOS CALCULADOS A PARTIR DE LOS DATOS DE LAB.
(VERIFICACION DE LOS DATOS DEL INFORME)
PRESION (kg/cm2) VOL. Relativo FUNCION "Y" PRESION (kg/cm) VOL. Relativo FUNCION "Y"
491.12 0.9667 491.12 0.9667
420.81 0.9717 420.81 0.9717
350.50 0.9769 350.50 0.9769
280.19 0.9821 280.19 0.9821
209.89 0.9872 209.89 0.9872
139.58 0.9938 139.58 0.9938
65.76 1.0000 65.76 1.0000
55.21 1.0571 3.2837 55.21 1.0571 3.2837
48.18 1.1129 3.1634 48.18 1.1129 3.1634
41.15 1.19143.0477 41.15 1.1914 3.0477
34.12 1.3109 2.8948 34.12 1.3109 2.8948
27.09 1.494 2.7834 27.08955843 1.494 2.7834
1
Vb
VP
PPb
Y
 
 
 
Tabla. V.1 Comparación de los datos del informe y datos calculados. 
 
Se grafican los valores de la función Y donde el valor es mayor para volumen relativo = 1 
FUNCION Y
y = 0.0013x + 2.2731
R2 = 0.9977
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
350.00 400.00 450.00 500.00 550.00 600.00 650.00 700.00 750.00 800.00 850.00 900.00 950.00 1000.00
Presión (psia)
F
u
n
c
ió
n
 Y
 
Fig. V.5 Gráfica de Función Y contra presión de datos del informe PVT. 
 
 
CAPÍTULO V. Evaluación del Yacimiento 
 
 39 
FUNCION Y
y = 0.0181x + 2.2918
R2 = 0.9977
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00
Pws, Kg/cm2
F
u
n
c
ió
n
 Y
 
Fig. V.6 Gráfica de Función Y contra la presión del Cálculo de los datos de la prueba de 
laboratorio. 
Prueba de Balance de Materia. 
Se realizó la prueba de balance de materia; la cual consiste en verificar si la Rs de la 
prueba de liberación diferencial es igual a la Rs calculada por balance de materia. 
Los valores se muestran en la Tabla V.5.2, donde indica que la prueba es consistente, ya 
que el valor del error es menor al 5%, por lo que los datos de la separación diferencial se 
consideran correctos y con ello se corrobora el valor de Rs como bueno. 
 
 
 
CAPÍTULO V. Evaluación del Yacimiento 
 
 40 
Nota. . Para que sea 
consistente esta 
prueba es necesario 
que el % de 
diferencia no sea 
mayor de 5.
Nota. . Para que sea 
consistente esta 
prueba es necesario 
que el % de 
diferencia no sea 
mayor de 5.
 
 
Tabla. V.2 Prueba de Balance de Materia. 
Con la función “Y” y el balance de materia se puede obtener la simulación del 
comportamiento del yacimiento a Ty cte. Ante cambios de presión constante, así como las 
propiedades del aceite y gas, que está en el yacimiento. En separadores se puede simular 
el comportamiento de los fluidos en Tr, Tp, S, T y las propiedades del aceite y gas que se 
obtienen en superficie. 
De la prueba de linealidad de la Función Y al ser consistente el valor de Pb y de la prueba 
de balance de materia al dar como bueno el valor de Rs, se considera válido el PVT por lo 
cual los valores dados por laboratorio son representativos del campo Potrero del Llano. 
 
 
 
CAPÍTULO V. Evaluación del Yacimiento 
 
 41 
5.4 Datos básicos del campo 
Es importante tener los datos básicos del campo para este tipo de análisis de información 
por lo que a continuación se presentan en forma de listado: 
 El pozo descubridor del campo Potrero de Llano fue el Potrero de Llano 1. 
 La explotación inició en febrero de 1910. 
 El pozo Potrero de Llano 10, es el que ha tenido el máximo gasto de aceite con 
12,015 bpd. 
 Se conoce que el tipo de yacimiento es de aceite Negro con 19 ºAPI. 
 La formación productora es Cretácico - El Abra. 
 Se han perforado 30 pozos de los cuales 6 se encuentran activos, 14 están 
taponados y 10 cerrados. Actualmente el campo produce 215 bpd de aceite y 
0.109 mmpcd de gas, tiene una producción acumulada de 1.73 mmb de aceite 
oficial pero considerando los valores de las biblias es de 2.85 mmb, para la 
acumulada de gas se tiene solo el valor oficial de 0.856 mmmpc. 
 
 
 
CAPÍTULO V. Reservas 
 
 42 
CAPÍTULO VI 
Reservas 
De acuerdo a la información recabada en el Activo Integral Poza Rica-Altamira se 
tienen las siguientes tablas referidas al yacimiento. 
En la Tabla VI.1, se muestra la información del yacimiento Potrero del Llano 
Área 38.36 km2
Swi 15%
Porosidad 14%
Espesor neto promedio 100m
Densidad de Aceite 19 ºAPI
Bo 1.2 m3/m3
RGA 100 m3/m3
Presión Inicial 84 kg/cm2
Temperatura 70 ºC
Información del Yacimiento
 
 Tabla VI.1 Información del yacimiento Potrero del Llano. 
Con la información anterior se realizaron los cálculos del volumen original de aceite que 
se muestra en la Tabla VI.2. 
Aceite (MMb) Gas (MMMpc)
401.13 212.96
Volumen Original
 
Aceite (MMb) Gas (MMMpc)
1P 0.9 0.5
2P 2.6 1
3P 2.6 1
Reserva Remanente
 
Tabla VI.2 Calculo del Volumen Original y Reservas Remanentes. 
 
CAPÍTULO VII. Instalaciones Superficiales 
 
 43 
CAPÍTULO VII 
Instalaciones Superficiales 
Podemos observar el manejo de la producción en el oleoducto 12” diámetro (Ө) X 38.4 km 
Potrero- Naranjos en la Fig. VII.1. 
 
Fig. VII.1 Batería Potrero del Llano. 
En la batería de separación Potrero del Llano se reciben las producciones de Tierra 
Blanca, Soledad Norte y Temapache (estas producciones se transportan por auto tanque). 
En la siguiente tabla podemos observar la producción bruta y neta que llega de cada 
batería así como el porcentaje de agua. 
 
 
CAPÍTULO VII. Instalaciones Superficiales 
 
 44 
Batería de separación P. Bruta (bpd) P. Neta (bpd) % Agua 
Potrero del Llano 
Soledad Norte* 
Tierra Blanca 
Temapache 
509 
1314 
126 
1503 
245 
1169 
107 
1396 
52 
23 
15 
11 
 
Tabla. VII.1.Muestra las Baterías de Separación y su Producción bruta y neta así como el % de 
agua. 
Batería de separación P. Bruta (bpd) P. Neta (bpd) % Agua 
Soledad Norte 
M. 1 Soledad Norte 
M. 2 Soledad Norte 
M. 3 Soledad Norte 
Coyotes 1 
Coyotes 2 
Aragón 
320 
100 
25 
44 
176 
578 
69 
320 
100 
25 
44 
150 
471 
56 
0 
0 
0 
0 
4 
17 
2 
TOTAL BLS/D 1314 1169 23 
Tabla. VII.2.Muestra las Baterías de Separación y su Producción bruta y neta así como el % de 
agua, también nos muestra los totales. 
Los pronósticos de producción del área Soledad Norte proporcionados por el Proyecto 
ATG para el cierre del año 2008, 2009 y 2010 son de 4,000, 8,000, bpd y 30,000 bpd de 
aceite respectivamente. 
En la Fig. VII.2, se muestra la simulación de la producción que llega a la batería de 
Potrero del Llano, así como la presión con la que llega. 
CAPÍTULO VII. Instalaciones Superficiales 
 
 45 
 
Fig. VII.2 SIMULACIÓN POTRERO- NARANJOS en el programa PIPESIM. 
En la Tabla VII.3 se muestra los datos de la simulación en los años 2008, 2009 y 2010. 
Años Producción bpd Presión Kg/cm2 
Potrero del Llano 
Presión Kg/cm2 
Naranjos 
ΔP Kg/cm2 
2008 
2009 
2010 
5,823* 
9,823** 
31,823*** 
28 
37 
84 
5 
5 
5 
23 
32 
79 
Tabla VII.3 valores de producción (bpd), presión (Kg/cm2) de Potrero y Naranjos tambien la Δp 
(Kg/cm2). 
* Contempla la producción de Soledad Norte al cierre del 2008. 
** Contempla la producción de Soledad Norte al 2009. 
*** Contempla la producción de Soledad Norte al 2010. 
CAPÍTULO VII. Instalaciones Superficiales 
 
 46 
 
Fig. VII.3 Batería de Separación Potrero del Llano. 
 
En conclusión tenemos que: 
De acuerdo a la simulación realizada hasta 8,000 bpd de aceite producido en el ATG para 
el año 2009 es aceptable el manejo de la producción. 
Para el manejo de 30,000 bpd no es recomendable el transporte de esta producción 
debido a las altas caídas de presión. 
CAPÍTULO VIII Expectativas de Explotación 
 47 
CAPÍTULO VIII 
Expectativas de Explotación. 
Con base en el análisis realizado a la producción y a la declinación se puede 
observar una producción acumulada de aceite, agua y gas permitiendo identificar áreas 
de oportunidad en donde esmás factible recuperar parte de la reserva remanente (mayor 
producción de aceite y menor producción de agua). Para la mayor localización se crearon 
mapas para determinar dichas zonas, las cuales se muestran en las Fig. VII.2, VII.3, VII.4. 
También se encuentra el estado actual de cada pozo. 
Por la invasión de agua a algunos pozos se le obligó a reducir las áreas de estudio 
en donde se inició el análisis en el área comprendida por los pozos PLL- 18, PLL-14, 
PLL-5, PLL-10, PLL-4, PLL-105, PLL-15, PLL-109, PLL-111. 
CAPÍTULO VIII Expectativas de Explotación 
 48 
7
SIMBOLOGIA
Pozo Taponado
Pozo Taponado por invasión 
de agua
Pozo productor
Pozo sin información
Prof: 
701.7 m
Prof: 615 
m
Prof: 
658.7 m
Prof: 664 
m
Prof: ? m
Prof: ? m
Prof: 
613.40 m
Prof: ? m
Prof: 
595.58 m
Prof: 
592.84 m
Prof: 
589.48m
Prof: 
582.16 m
Prof: 589.18 m
Prof: 
592.23 m
Prof: 
591.31 m
Prof: 
593.44 m
Prof: 
749.20 m
Prof: 
586.74 m
Prof: ? m
Prof: 
609.60 m
Prof: 
590.09 m
Prof: 
612.50 m
18
105
Prof: 
580.34 m
14
10
4
15 Prof: 
581.30 m
109
Prof: 
642.5 m
111
Prof: 
744.3 m
5
Prof: 
581.86 m
102
2
108
110
104
106
3
16
1
11
27
25
24
6
22
ESTADO ACTUAL 
DE LOS POZOS
107
23
Cima EL 
Abra
 
Fig. VIII.1 Mapa de localización de los pozos del Campo Potrero del Llano. 
En este mapa se observa la localización de cada pozo, su estado actual y 
profundidad. 
CAPÍTULO VIII Expectativas de Explotación 
 49 
 
 Fig. VIII.2 Mapa de producción acumulada de aceite. 
En este mapa se muestran las zonas en las que hubo mayor producción de aceite 
como lo es en el pozo PLL-18, PLL-105, PLL-14, PLL-10, PLL-4, etc. También se 
observan las zonas en las que se tiene una mayor posibilidad de encontrar más 
acumulación de aceite. 
CAPÍTULO VIII Expectativas de Explotación 
 50 
 
Fig. VIII.3 Mapa de producción acumulada de agua. 
En este mapa se observa la producción de agua que se ha tenido en los pozos; en 
donde se ha encontrado mayor producción de agua es en los pozos PLL-5, PLL-15, 
PLL-4, PLL-105, etc. Se puede observar que hay una gran cantidad de agua por lo cual 
CAPÍTULO VIII Expectativas de Explotación 
 51 
nos da la idea que hay un acuífero en el área lo cual indica que el mecanismo de 
desplazamiento puede ser de empuje hidráulico. 
 
Fig. VIII.4 Mapa de producción acumulada de gas. 
 En este mapa se observa la producción de gas que se ha tenido en el campo 
siendo mayor producción la de los pozos PLL-4, PLL-109, PLL-111, PLL-18, etc. 
CAPÍTULO VIII Expectativas de Explotación 
 52 
 
Fig. VIII.5. Mapa de zona con mayor cantidad de agua. 
En este mapa se observa la mayor cantidad de agua y se da en el pozo PLL-5. 
CAPÍTULO VIII Expectativas de Explotación 
 53 
Obtenidos los mapas de burbuja se ordenaron en forma descendente cada pozo 
con respecto a la cima de la formación el Abra, después se graficaron los pozos a su 
profundidad total, esto se muestra en la Fig. VII.6. 
El objetivo de la sección diagramática, es determinar la distribución de los fluidos 
en el yacimiento, a fin de establecer el intervalo que es posible explotar. 
 
450
500
550
600
650
700
750
P
ro
fu
n
d
id
a
d
 (
m
ts
) Cima el Abra
P
L
L
- 
2
7
P
L
L
- 
2
P
L
L
- 
1
8
P
L
L
- 
1
P
L
L
- 
5
P
L
L
- 
1
0
P
L
L
- 
2
5
P
L
L
- 
1
5
P
L
L
- 
1
4
P
L
L
- 
1
6
P
L
L
- 
1
1
0
P
L
L
- 
1
0
5
P
L
L
- 
2
4
P
L
L
- 
1
0
6
P
L
L
- 
2
2
P
L
L
- 
9
P
L
L
- 
1
0
2
P
L
L
- 
7
Sección Diagramática del Campo Potrero del Llano
SIMBOLOGIA
Pozo Taponado
Pozo Taponado por invasión de agua
Pozo productor
Pozo sin información
Pozo cerrado con posibilidada de 
explotación 
 
Fig. VIII.6 Mapa Diagramático del Campo Potrero del Llano. 
Capitulo IX Conclusiones y Recomendaciones 
 54 
Capitulo IX 
Conclusiones y Recomendaciones 
 El campo Potrero del Llano carece de información de presión, producción y 
estados mecánicos. Por lo cual se tuvieron que realizar algunos de estos. 
Derivado del análisis de cada uno de los pozos (expedientes), se han detectado 
áreas de oportunidad y es necesario se realice toma de información para su validación. 
En la toma de información se requiere: PVT (1), cromatográficos y pruebas de 
presión-producción (4). 
Se cuentan con 5 posibles localizaciones estratégicas para la extracción de crudo. 
Con la información que se cuenta en este campo se observa que tiene una buena 
presión y un volumen aceptable de hidrocarburos, con lo cual se concluye que es un buen 
candidato para realizar nuevas perforaciones con resultados aceptables en la producción 
maximizando así la extracción de hidrocarburos. 
 
 
Anexo A 
 
 55 
Anexo A 
Configuración de los estados mecánicos del campo Potrero del Llano. 
 
 
Fig. A.1 Estado mecánico pozo PLL-1. 
 
 
 
Fig. A.2 Estado mecánico pozo PLL-2. 
 
Anexo A 
 
 56 
 
 
Fig. A.3 Estado mecánico pozo PLL-4. 
 
 
 
Fig. A.4 Estado mecánico pozo PLL-5. 
 
Anexo A 
 
 57 
 
 
Fig. A.5 Estado mecánico pozo PLL-7. 
 
 
Fig. A.6 Estado mecánico pozo PLL-9. 
 
Anexo A 
 
 58 
 
Fig. A.7 Estado mecánico pozo PLL-10. 
 
 
 
Fig. A.8 Estado mecánico pozo PLL-11. 
 
Anexo A 
 
 59 
 
Fig. A.9 Estado mecánico pozo PLL-14. 
 
 
 
Fig. A.10 Estado mecánico pozo PLL-15. 
 
Anexo A 
 
 60 
 
Fig. A.11 Estado mecánico pozo PLL-16. 
 
 
 
Fig. A.12 Estado mecánico pozo PLL-18. 
 
Anexo A 
 
 61 
 
 
Fig. A.13 Estado mecánico pozo PLL-22. 
 
 
 
Fig. A.14 Estado mecánico pozo PLL-24. 
 
Anexo A 
 
 62 
 
Fig. A.15 Estado mecánico pozo PLL-25. 
 
 
 
Fig. A.16 Estado mecánico pozo PLL-27. 
 
Anexo A 
 
 63 
 
 
Fig. A.17 Estado mecánico pozo PLL-102. 
 
 
 
Fig. A.18 Estado mecánico pozo PLL-104. 
 
Anexo A 
 
 64 
 
 
Fig. A.19 Estado mecánico pozo PLL-105. 
 
 
 
Fig. A.20 Estado mecánico pozo PLL-106. 
 
Anexo A 
 
 65 
 
 
Fig. A.21 Estado mecánico pozo PLL-108. 
 
 
 
Fig. A.22 Estado mecánico pozo PLL-109. 
 
Anexo A 
 
 66 
 
 
 
Fig. A.23 Estado mecánico pozo PLL-110. 
 
 
 
Fig. A.24 Estado mecánico pozo PLL-111. 
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
 67 
REFERENCIAS 
 
Francisco Garaicochea P. y José Luis Bashbush B.: Apuntes De Comportamiento 
De Los Yacimientos, Universidad Nacional Autónoma de México, Facultad de 
Ingeniería. 
 
Base de datos @ditep, software institucional de PEMEX. 
 
Software oficial de PEMEX Merack. 
 
Software oficial de PEMEX OFM. 
 
Expedientes físicos de cada pozo Biblias. 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
 68 
LISTA DE TABLAS Y FIGURAS 
Lista de Tablas Página 
Tabla. V.2 Comparación de los datos del informe y datos calculados 38 
Tabla. V.2 Prueba de Balance de Materia. 40 
Tabla VI.1 Información del yacimiento Potrero del Llano. 42 
Tabla VI.2 Calculo del Volumen Original y Reservas Remanentes. 42 
Tabla. VII.1.Muestra las Baterías de Separación, y su Producción bruta y neta así como 
el % de agua 
44 
Tabla. VII.2.Muestra las Baterías de Separación, y su Producción bruta y neta así como 
el % de agua, también nos muestra los totales 
44 
Tabla VII.3 valores de producción (bpd), presión (Kg/cm
2
) de Potrero y Naranjos 
tambien la Δp (Kg/cm
2
) 
45 
Lista de Figuras 
Fig. I.1 Pozo Potrero del Llano 4 1 
Fig. I.2 Ubicación del campo Potrero del Llano 
 
2 
Fig. II.1 Diagrama de Fases de una mezcla de hidrocarburos. 7 
Fig. II.2 Curvas de variación de la presión y relación Gas-Aceite instantánea, para un 
yacimiento productor