METODOLOGIA PARA CARACTERIZAR YACIMIENTOS DE GAS

METODOLOGIA PARA CARACTERIZAR
YACIMIENTOS DE GAS
- CONVENCIONALES Y NO
CONVENCIONALES: CASOS DE CAMPO –
Especialidad de Ingeniería Petrolera
Nombre del Candidato: Jorge Alberto Arévalo Villagrán
Ph.D. en Ingeniería Petrolera
24 de Noviembre del 2011
CONTENIDO
Resumen Ejecutivo
3
Palabras claves
4
1 Introducción
4
2 Metodología para análisis de la producción en
6
yacimientos de gas
2.1 Etapa 1 - Identificación de periodos de flujo en
8
yacimientos de gas con gráficas de diagnóstico de flujo.
2.2 Etapa 2 – Estimación de los parámetros del
16
yacimiento y del volumen original de gas a partir de
graficas especializada de análisis
2.3 Etapa 3 – Validación de resultados con simulación
33
numérica para yacimientos de gas y cálculo de reservas
probadas.
2.4 Análisis de la producción en casos de campo
36
3 Conclusiones, limitaciones e investigaciones por desarrollar
46
4 Nomenclatura
49
5 Referencias
51
6 Currículum Vitae
53
2
Resumen ejecutivo
Se presenta una metodología para analizar los datos de
presión-producción de pozos productores en yacimientos de gas
convencionales y no convencionales (baja permeabilidad). La
metodología contiene una serie de gráficas de diagnóstico y
especializadas de análisis que permiten detectar y caracterizar
geometrías de flujos lineal, radial, bilineal, esférico y dominado por
la frontera externa, y con la aplicación de ecuaciones propuestas
se pueden conocer las propiedades del yacimiento y el volumen
original de gas a condiciones de superficie bajo
diferentes
condiciones de producción. Luego, se muestra la aplicación de esta
metodología a datos de producción para más de 200 pozos
productores de gas en yacimientos convencionales y de baja
permeabilidad (K < 0.1 md) localizados en México y en los EUA.
Los
resultados
obtenidos
se
ajustan
y
validan
empleando
simulación numérica y balance de materia, calculando reservas
probadas bajo diferentes condiciones de explotación. En el análisis
de producción realizado a los pozos, se observó en varios de ellos
periodos de flujo transitorio de larga duración (meses y años) con
fronteras externas. De los resultados relevantes obtenidos, se tiene
que los flujos transitorios de largas duraciones detectadas, así
como las longitudes cortas de las fracturas hidráulicas estimadas
para
varios
pozos
hidráulicamente
fracturados,
sugieren
la
conveniencia de desarrollar los campos de gas en yacimientos de
baja permeabilidad con espaciamientos cortos entre los pozos. Con
la metodología y ecuaciones desarrolladas en este trabajo, se
pueden estimar en forma precisa el radio de drene, el volumen
poroso, y el volumen original de gas a condiciones de superficie,
sin necesidad de conocer la porosidad, el espesor y el área de
drene
del
yacimiento.
Este
volumen
original
de
gas
debe
considerarse como un valor mínimo si los últimos datos analizados
3
aún se comportan bajo condiciones de flujo transitorio. Finalmente,
se
presentan
algunas
conclusiones,
las
limitaciones
de
la
metodología y las investigaciones por desarrollar.
Palabras
clave:
gas,
yacimientos
de
gas,
baja
permeabilidad,
simulación numérica en yacimientos de gas, graficas de diagnóstico,
graficas especializadas de análisis, periodos de flujo, flujo lineal, flujo
bilineal, flujo radial, flujo esférico, flujo dominado por la frontera
externa, balance de materia para gas.
1
En
Introducción
varias
cuencas
productoras
de
gas
se
han
detectado
comportamientos de flujos transitorios (por ejemplo, lineal y bilineal)
a tiempos largos de explotación (Kohlhaas et al., 1982). En la
literatura técnica se reporta el análisis de la producción de varios
pozos
productores
de
gas,
que
debido
a
la
extrema
baja
permeabilidad del yacimiento (Bagnall et al., 1975; Hale, 1983),
presentaron un flujo transitorio por varios años. En varios pozos de
gas de formaciones de baja permeabilidad en los que no existen
particularmente grandes tratamientos de fracturamiento hidráulico se
han reportado flujos lineal (Agarwal et al., 1979; Stright et al., 1983;
Wong et al., 1986; Nott et al., 1991; y El-Banbi, 1998) y bilineal (Du
Kuifu et al., 1995) de larga duración.
En trabajos previo (El-Banbi, 1998 y Arévalo, 2001), se presentaron
comportamientos de flujo lineal de larga duración causado por la
presencia de fracturas naturales y comportamiento de flujo lineal
vertical debido a capas de permeabilidad alta. Otros autores han
documentado la presencia de geometrías de flujo
bilineal en
yacimientos (Hale, 1983 y Du Kuifu et al., 1995). Algunos de ellos,
presentan
modelos,
condiciones,
tanto
soluciones,
para
y
curvas
yacimientos
tipo
bajo
homogéneos
diferentes
como
para
yacimientos naturalmente fracturados (Cinco-Ley et al., 1981 y 1988;
4
Fraim et al., 1987 y Palacio et al., 1993). Algunas condiciones físicas
que causan flujo bilineal son un pozo vertical localizado entre dos
fronteras paralelas debido al fallamiento natural o a procesos
sedimentarios; un pozo vertical cercano a una falla infinita con
conductividad
alta;
un
pozo
vertical
con
una
fractura
con
conductividad finita (Bagnall et al., 1975 y Hale, 1983); un pozo
horizontal en un yacimiento fracturado con un comportamiento
transitorio de doble porosidad durante un período intermedio de flujo
lineal;
un
pozo
horizontal
en
un
yacimiento
multicapas
con
comportamiento transitorio de doble porosidad durante el periodo
intermedio de flujo lineal y un yacimiento con geometría lineal con
comportamiento transitorio de doble porosidad.
La Identificación de las geometrías de flujo obtenida a partir del
análisis de datos de producción en yacimientos de gas convencionales
y no convencionales (por ejemplo, de baja permeabilidad), se realiza
utilizando diferentes técnicas gráficas especializadas y ecuaciones de
interpretación en función de los diferentes comportamientos que
exhiben el gasto de producción y la presión durante la vida productiva
de los pozos y yacimientos.
La principal aportación de este trabajo a la industria petrolera, es el
contar
con
una
metodología
que
permita
analizar
gráfica
y
analíticamente los datos de presión y producción de yacimientos de
gas, que producen bajo la influencia de flujos transitorios y sobretodo
de larga duración, difíciles de detectar en las pruebas de pozos. La
metodología presenta nuevas ecuaciones derivadas analíticamente
para cada periodo de flujo transitorio y dominado por la frontera
externa para yacimientos homogéneos.
La metodología sistemática está conformada por tres etapas, para el
análisis de datos de producción en pozos productores de gas en
yacimientos con permeabilidad convencional y de baja permeabilidad
(tight gas). Estas metodologías permiten el cálculo de algunos
5
parámetros del yacimiento, del volumen poroso del yacimiento, y del
volumen original de gas a condiciones de superficie, permitiendo
obtener pronósticos de producción, espaciamiento entre pozos y la
perforación de pozos intermedios. Luego, se presentan casos reales
de pozos productores de gas en yacimientos convencionales y no
convencionales (baja permeabilidad) de gas, en los que se detectaron
y caracterizaron condiciones de flujo lineal, radial, bilineal y dominado
por la frontera externa.
Finalmente
se
presentan
las
conclusiones,
recomendaciones
y
trabajos futuros por realizar. El significado y las unidades de cada
parámetro en las ecuaciones de interpretación se muestran en la
nomenclatura localizada al final del trabajo.
2
Metodología para análisis de la producción en
yacimientos de gas
En esta sección, se presenta una metodología sistemática en tres
etapas para el análisis de la producción en pozos productores en
yacimientos de gas convencionales y no convencionales (baja
permeabilidad o tight gas), para ambas condiciones de explotación, a
presión de fondo fluyendo constante, pwf , y a gasto de gas constante,
q g . Esta metodología utiliza gráficas y ecuaciones matemáticas para
el análisis de los datos de presión-producción dominados bajo
diferentes periodos o regímenes de flujo y considerando yacimientos
de gas en formaciones homogéneas e isotrópicos.
Como primera etapa de la metodología, se presenta el empleo de una
técnica de diagnóstico para el análisis de la producción de pozos a
través
de
la
construcción
de
gráficas
doble-logarítmicas
de
diagnóstico de flujo. Estas graficas de diagnóstico permiten la
identificación de uno o más periodos o regímenes de flujo que
prevalecen en los datos de producción respecto al tiempo de
explotación. La identificación de los periodos de flujo es función de las
6
características de las pendientes de cada línea recta detectada y la
duración de cada uno de ellos (permitiendo la separación de los datos
de producción).
En la segunda etapa de la metodología, se presentan las gráficas
especializadas de análisis, las cuales permiten identificar una línea
recta para cada periodo de flujo detectado en las gráficas de
diagnóstico de flujo. Con la pendiente, la duración y la ordenada al
origen de cada línea recta se calculan algunos parámetros del
yacimiento y su posible área o radio de drene, y el volumen original
de gas, entre otros. Lo anterior para cada periodo de flujo
identificado y con el empleo de una serie de ecuaciones semianalíticas de interpretación para cada periodo de flujo (las cuales
fueron derivadas para este trabajo a partir de expresiones analíticas y
se muestran párrafos adelante).
Estas ecuaciones analíticas se adaptaron para flujo de gases reales a
partir
de
diferentes
soluciones
analíticas
y
semi-analíticas
presentadas en la literatura técnica, y también se pueden emplear
una vez aplicada la técnica de superposición del tiempo para cada
régimen de flujo. Uno de los objetivos de la técnica de superposición
es el ser utilizada cuando la presión de fondo fluyendo, pwf , y el
gasto de gas, q g , presentan variaciones sustanciales respecto al
tiempo de explotación (Helmy, 1999). Algunas de estas variaciones
se deben a restricciones del mercado, reducciones de diámetros de
tubería,
sistemas
de
compresión,
recarga
de
líquidos,
reconstrucciones, estimulaciones, técnicas de fracturamiento, etc.
impuestas al pozo productor o yacimiento.
En la tercera etapa se realizan los ajustes necesarios y la validación
de los resultados obtenidos con el empleo de un simulador numérico
de yacimientos de gas diseñado para este propósito SIMGASS
(Arévalo, 2001), así como el empleo de balance de materia
yacimientos de gas volumétricos o de la misma simulación, para
7
realizar pronósticos de producción bajo diferentes condiciones de
explotación para maximizar la recuperación de los hidrocarburos
(reservas probadas) y la rentabilidad del yacimiento.
2.1 Etapa 1 - Identificación de periodos de flujo en yacimiento
de gas con gráficas de diagnóstico de flujo.
La Fig. 1 presenta una gráfica de diagnóstico de flujo en escala doble
logarítmica mostrando el cambio de la presión y su derivada (en las
ordenadas) contra la función del tiempo (en las abscisas). La
derivada de la presión se define como la derivada del cambio de la
presión con respecto al logaritmo natural del tiempo, t
d p
. El uso de
dt
esta técnica es apropiada y recomendable para suavizar los ruidos de
los datos en la curva de la derivada de la caída de la pseudo-presión,
m( p) / qg .
Fig. 1 – Gráfica de diagnóstico de flujo mostrando el cambio de la
presión y su derivada respecto al tiempo de explotación ( p y p ' vs.
t ) y algunos periodos de flujo.
8
En la Fig. 1 se esquematizan datos de producción dominados en el
inicio de explotación dominado por el almacenamiento del fluido en el
agujero del pozo productor (línea recta con pendiente unitaria,
observando que el cambio de la presión y la derivada del cambio de
la presión coinciden). Este comportamiento solo se identifica con
pruebas de presión y es difícil observarlo en análisis de datos de
producción de pozos debido a que el almacenamiento o llenado del
agujero del pozo por el fluido corresponde a un período de tiempo
muy corto. Luego, se observa un flujo esférico, en la que la derivada
del cambio de la presión tiene una linea recta con pendiente negativa
e igual a -1/2. Posteriormente, el comportamiento de los datos
muestran un flujo radial, el cual es identificado por la línea recta
horizontal (pendiente igual a cero) de la derivada del cambio de la
presión, y por último, para tiempos largos de explotacion, la derivada
de los datos en otro ciclo logarítmico presenta una línea recta con
pendiente igual o mayor a la unidad, lo cual indica que los datos de
produccion a este tiempo de explotacion estan influenciados por
alguna frontera externa del yacimiento o energia externa (por
ejemplo, si es un pozo productor de gas con un acuífero activo que
despues de un período de explotacion proveera de energía suficiente
como fuente de recarga de la presion en el yacimiento).
La Fig. 2 muestra en forma esquemática, la interpretación de
diferentes regiones de la gráfica de diagnóstico de flujo de la Fig. 1
para un yacimiento homogéneo (Guzmán, 2009). Al inicio de la
explotación de un yacimiento, las respuestas del cambio de la presión
y su derivada son controladas por el almacenamiento de fluidos en el
agujero del pozo y por los efectos cercanos al agujero del mismo. En
esta zona se consideran el almacenamiento o llenado del agujero del
pozo productor, el factor de daño, la penetración parcial (la cual es
una forma geométrica del factor de daño), la redistribución de fases y
la conductividad hidráulica de las fracturas (finita e infinita). En los
9
tiempos intermedios el comportamiento del yacimiento es infinito,
implicando que los límites del yacimiento no influyen en éste periodo
de tiempo en particular, teniendo una línea recta con pendiente igual
a cero en la derivada del cambio de la presión. Los datos que
aparecen en esta región proporcionan la mejor estimación en cuanto
a la permeabilidad del yacimiento (flujo radial). Finalmente, en la
región a tiempos largos de explotación los efectos de la frontera
externa son los que dominan las respuestas en cuanto a la evaluación
de los datos.
Fig. 2 – Gráfica del cambio de presión y su derivada respecto al
tiempo de explotación ( p y p ' vs. t ) esquematizando diferentes
regiones para un yacimiento homogéneo.
Existen diferentes tipos de efectos ocasionados por la frontera
externa que influyen en la respuesta de la presión, como por
ejemplo, fallas sello, yacimientos cerrados, contactos de fluidos
(gas/agua, aceite/agua y gas/aceite), etc. Como se mostró, en las
Figs. 1 y 2 se observan diferentes tipos de comportamientos del
cambio de la presión y su derivada que representan los periodos de
flujo en el yacimiento respecto al tiempo de explotación; siendo esta,
una de las mayores ventajas de este tipo de gráfica de diagnóstico de
flujo: la capacidad de identificar todos los regímenes de flujo que
10
dominan la respuesta de los datos de presión y producción de un
yacimiento y pozo.
Para el análisis de la producción en yacimientos de gas, se
recomienda utilizar una gráfica doble-logarítmica de la caída de
pseudo-presión, m( p) / qg vs. t para detectar diferentes periodos de
flujo
bajo
los
influenciados.
cuales
Es
los
decir,
datos
se
de
pueden
presión-producción
detectar
los
están
efectos
de
almacenamiento en el pozo, flujo lineal, bilineal, radial, esférico y
dominado
por
la
frontera
externa.
Algunas
ocasiones,
una
 d [m( p) / q g ] 

combinación gráfica de log m( p) / qg vs. log t y de log  t
dt


vs. log t es una herramienta excelente para identificar los regímenes
o períodos de flujo.
A continuación se presenta el desarrollo de las gráficas de diagnóstico
de flujo para los distintos períodos de flujo con base en los datos de
presión-producción de pozos de yacimiento de gas.
2.1.1 Flujo lineal en gas. Este periodo de flujo se presenta si las
líneas rectas de las gráficas de diagnóstico de flujo muestran una
pendiente con valor de 1/2. Una gráfica de diagnóstico de flujo con
ejes log-log de G p vs. t también ayuda a identificar éste flujo. La Fig.
3 muestra las gráficas de diagnóstico de flujo requeridas para
detectar
flujo
lineal
para
cualesquiera
de
las
producción a presión de fondo fluyendo constante,
condiciones
pwf y
de
a gasto
constante de gas, q g .
11
Fig. 3 – Gráficas log-log de diagnóstico de flujo para detectar flujo
lineal en pozos productores de gas para ambos presión de fondo
fluyendo constante, pwf y gasto constante de gas, q g .
2.1.2 Flujo bilineal en gas. Éste periodo de flujo se detecta si las


líneas rectas, en ambas gráficas log-log de m pi   m p wf  / q g vs. t o
t [m( p) / q g ]' vs. t muestran una pendiente de un 1/4. De la misma
forma, la línea recta en la gráfica log-log de G p vs. t mostrará una
pendiente de 3/4. La Fig. 4 presenta las gráficas de diagnóstico de
flujo para la detección de flujo bilineal para ambas condiciones de
explotación, a presión de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto
constante de gas, q g .
Fig. 4 – Gráficas log-log de diagnóstico de flujo para identificar flujo
bilineal en pozos productores de gas para ambas condiciones a
presión de fondo fluyendo constante, pwf y gasto constante de gas,
qg .
12
2.1.3 Flujo radial en gas. Este periodo de flujo se detecta si la línea
recta en la gráfica log-log de t [m( p) / q g ]' vs. t muestra una línea
horizontal (con el valor de la pendiente = 0). De la misma forma, la
línea recta en la gráfica de diagnóstico de flujo log G p vs. log (t )
mostrará una pendiente con valor mayor a 0.9. La Fig. 5 muestra las
gráficas de diagnóstico de flujo para detectar flujo radial para
cualesquiera de las condiciones de producción a presión de fondo
fluyendo constante, pwf y a gasto constante de gas, q g .
2.1.4 Flujo esférico en gas. El flujo esférico es detectado si la línea
recta, en la gráfica de diagnóstico log-log de t [m( p) / q g ]' vs. t ,
muestra una pendiente negativa con valor de un -1/2. De la misma
forma, la línea recta de la gráfica log-log de G p vs. t mostrará una
pendiente con valor de 3/2. La Fig. 6 presenta las gráficas para
identificar régimen de flujo esférico para cualesquiera de las
condiciones de producción a presión de fondo fluyendo constante,
pwf y a gasto constante de gas, q g .
Fig. 5 – Gráficas log-log de diagnóstico para detectar flujo radial en
pozos productores en yacimientos de gas para las condiciones de
producción a presión de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto
constante de gas, q g .
13
Fig. 6 – Gráficas doble-logarítmica de diagnóstico de flujo para
identificar flujo esférico en pozos gaseros para producción a presión
de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto de flujo constante de
gas, q g .
2.1.5 Efectos dominados por la frontera externa en gas. Las
Figs. 7 y 8, muestran las gráficas de diagnóstico de flujo para
detectar los efectos externos de la frontera externa para cualquiera
de las condiciones de producción de gasto constante de gas, q g
(estado pseudo-estacionario, PSS) y a presión de fondo fluyendo
constante, pwf (declinación exponencial), respectivamente. A tiempos


de explotación largos, ambas gráficas log-log de m pi   m p wf  / q g vs.
t
y t [m( p) / q g ]' vs. t
mostrarán flujo dominado por la frontera
externa si las líneas rectas exhiben pendientes con valores iguales a
la unidad y mayores que uno, respectivamente.
Fig. 7 – Gráficas log-log de diagnóstico de flujo para identificar flujo
dominado por la frontera externa en pozos gaseros para producción a
gasto constante (PSS), q g .
14
Fig. 8 – Gráficas log-log de diagnóstico de flujo para identificar flujo
dominado por la frontera externa en pozos gaseros para producción a
presión de fondo fluyendo constante (declinación exponencial), pwf .
2.1.6 Flujo lineal temprano seguido de un flujo bilineal y
posteriormente un flujo lineal tardío en gas. Éste arreglo
especial de periodos flujo se caracteriza por las siguientes secuencias
de flujo: al inicio de la explotación se presenta un flujo lineal,
después un flujo bilineal como intermedio y posteriormente un flujo
lineal tardío en ambas condiciones a presión de fondo fluyendo
constante, pwf y gasto constante de gas, q g . Esta secuencia de flujo
es generalmente detectada en modelos de matriz transitoria para
yacimientos lineales infinitos de doble porosidad (El-Banbi, 1998 y
Arévalo, 2001). Cinco y Meng (1988) mencionan que esta secuencia
de flujo se detecta en pozos productores con conductividad finita en
una fractura vertical en yacimientos de doble porosidad. Las primeras


líneas rectas en las gráficas de diagnóstico de m pi   m p wf  / q g vs. t
y t [m( p) / q g ]' vs. t muestran una pendiente de un 1/2, seguido de
un flujo bilineal que se detecta si las líneas rectas en ambas muestran
una pendiente de 1/4, y la línea recta en la gráfica con ejes log-log
de G p vs. t muestra una pendiente con valor de 3/4. Después, se
presenta un flujo lineal tardío si se muestra nuevamente la línea recta
con una pendiente de un 1/2.
15
La Fig. 9 presenta las gráficas de diagnóstico de flujo mostrando un
flujo lineal temprano, después un flujo bilineal y posteriormente un
flujo lineal tardío para cualesquiera de las condiciones de producción
a presión de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto constante de
gas, q g .
Fig. 9 – Gráficas log-log de diagnóstico de flujo para un flujo lineal
temprano seguido de un flujo bilineal y posteriormente un flujo lineal
tardío en yacimientos de gas bajo presión de fondo fluyendo
constante, pwf y a gasto constante de gas, q g .
2.2 Etapa 2 – Estimación de los parámetros del yacimiento y
del volumen original de gas a partir de graficas especializada
de análisis.
Después de haber identificado los diferentes patrones de flujo a partir
de los datos de presión-producción en la gráfica de diagnóstico de
flujo, se procede a la estimación de los parámetros del yacimiento, y
en su caso, el cálculo del volumen original de gas a partir de graficas
especializadas
de
específica
tiempo
de
análisis
de
m p   m p  / q
i
(dependiente
wf
de
los
g
vs. una
patrones
función
de
flujo
identificados). Si la presión de fondo fluyendo, pwf y el gasto de gas,
q g varían lenta y suavemente respecto al tiempo de explotación, se
recomienda emplear la técnica de superposición en la función
específica del tiempo. Para fines de cálculos de ingeniería, el uso de
esta técnica proporciona resultados prácticamente aceptables. La
16
Tabla 1 presenta los modelos de superposición del tiempo empleados
en este trabajo para diferentes periodos de flujo.
Tabla 1 – Modelos generales de superposición de
tiempo para diversas geometrías de flujo
Periodo de flujo
Flujo lineal
Flujo bilineal
Flujo radial
Superposición del tiempo
n
(q gj  q gj1 )
j 1
q gn
n
(q gi  q gi1 )
j 1
q gn
n
(q gj  qgj1 )
j 1
q gn



(qgj  q gj1 )
q gn
j 1
n
Flujo esférico
Flujo dominado
por la

n
(q gj  q gj1 )
j 1
q gn

tn  t j 1
4
tn  t j 1
log (tn  t j 1 )
1
tn  t j 1
(tn  t j 1 )
frontera externa
A partir de la línea recta detectada en la graficas especializadas de
análisis para cada periodo de flujo identificado en las gráficas de
diagnóstico de flujo, se estima la duración de la línea recta (periodo
de flujo), la pendiente, y la ordenada al origen. Posteriormente con el
empleo de las ecuaciones de interpretación propuestas en este
trabajo para cada geometría de flujo y con datos de la formación y de
los fluidos del yacimiento, se estiman algunos valores del yacimiento
como por ejemplo, el factor de daño a la formación, el área o radio de
drene, el volumen poroso, y el volumen original de gas, G .
De las Figs. 10 a la 14 se presentan las gráficas especializadas de
superposición del tiempo requeridas para el análisis de los periodos
de flujo lineal, bilineal, radial, esférico y dominado por la frontera
externa, respectivamente.
17
2.2.1 Etapa 2 – Estimación de parámetros del yacimiento para
flujo lineal con graficas especializadas de análisis.
Para éste caso, se describe la metodología para analizar el flujo lineal
con una línea recta con ordenada al origen igual y diferente a cero,
para ambas condiciones de producción a presión de fondo fluyendo
constante, pwf y a gasto constante de gas, q g .
2.2.1.1 Flujo lineal cuando la línea recta intersecta en el


origen. Se crea la gráfica especializada de m pi   m p wf  / q g vs.
n
(qgj  q gj1 )
j 1
q gn

tn  t j 1 y se detecta la línea recta como se muestra en el
esquema izquierdo en la Fig. 10. Luego, se calcula la pendiente de la
línea recta para cualquiera de las condiciones de producción a pwf
~
~
constante y q g constante es decir, m
LPC y mLGC , respectivamente, así
como el tiempo final de la línea recta sobre la gráfica de función de
t , t frc .
2.2.1.2 Flujo lineal cuando la línea recta tiene una ordenada al


origen. Se construye la gráfica especializada de m pi   m p wf  / q g
vs.
n
(qgj  q gj1 )
j 1
q gn

tn  t j 1 y se detecta la línea recta como se muestra
en el esquema derecho en la Fig. 10. Después, se calcula la
pendiente y la ordenada al origen de la línea recta para la pwf
~
constante, es decir, [ m
respectivamente] o para q g
LPC y bLPC ,
~
constante, es decir, [ m
LGC y bLGC , respectivamente], así como el
tiempo final de la línea recta sobre la gráfica de superposición de
t,
t frc .
18
2.2.1.3 Caracterización del yacimiento y cálculo del volumen
original de gas, G . Mediante el uso de las ecuaciones propuestas en
la Tabla 2 se calcula el producto
k Ac , el área de drene, A , el
volumen de poro, V P , y el volumen original de gas, G , para
cualesquiera de las condiciones de producción a q g constante y a pwf
constante. Adicionalmente, para la línea recta con ordenada al origen
diferente de cero, se estiman los valores de otros parámetros del
yacimiento, como el factor de daño de la formación y/o el efecto del
régimen de flujo al inicio del tiempo de explotación, b .
En las expresiones de la Tabla 2 el término Ac es el área de sección
transversal
de
la
trayectoria
de
flujo
provista
de
mayor
permeabilidad. Las definiciones para el área de sección transversal,
Ac y la distancia a la frontera externa en un yacimiento lineal, L , se
adaptaron de El-Banbi (1998) y se presentan en la Tabla 3. El
producto
k Ac implica que la permeabilidad, k , se debe conocer para
estimar el Ac . Para flujo lineal se observa que las ecuaciones con la
condición de pwf constante, son diferentes para las condiciones a q g
constante. Estas ecuaciones difieren por el factor  / 2 . Los cálculos de
Ac y b son complicados, a menos que el valor de k sea conocido en
forma independiente. Así mismo para estimar A no se requiere
conocer la permeabilidad de la formación, k.
19
Fig. 10 – Gráficas especializadas de superposición del tiempo para
flujo lineal con intersección en el origen (esquema izquierdo) y con
ordenada al origen diferente de cero (esquema derecho) para pwf
constante y a q g constante.
Tabla 2 – Ecuaciones de interpretación para flujo lineal
para ambos a pwf constante y a q g constante.
Presión de fondo fluyendo
constante, pwf
1262 T
(  g ct ) i
k Ac 
A
225 T  t frc 
~ h
(  g ct ) i  m
 LPC 
Vp 
225 T  t frc
~
(  g ct ) i  m
 LPC
y e  0.1779
G
 1

~
 m LPC




(  g ct ) i
b
bLPC k Ac
1424 T




803 T
(  g ct ) i
k Ac 
A
128 T  t frc
~
(  g ct ) i  m
 LGC
y e  0.1591
G
 1

~
 m LGC



128 T  t frc 
~
(  g ct ) i  m
h
 LGC 
Vp 
k t frc
225 T S gi  t frc
~
(  g ct B g ) i  m
 LPC



Gasto constante de gas,
qg




k t frc
(  g ct ) i
128 T S gi  t frc
~
(  g ct B g ) i  m
 LGC
b




bLGC k Ac
1424 T
20
La determinación directa del V P y del G sin la necesidad de conocer
los valores
de  , k , h y A es una buena ventaja, ya que estas
propiedades a menudo son difíciles de conocer, sobretodo en
yacimientos de gas en formaciones con baja permeabilidad y shale
gas. Las estimaciones del A , del V P y del G se considerarán como
valores mínimos, si toda la historia de datos sigue la misma tendencia
sobre la línea recta en la gráfica de superposición de
t o al actuar
de manera infinita en flujo transitorio lineal (no es alcanzada la
frontera externa del yacimiento). En éste caso, el último tiempo de
explotación es utilizado en lugar del tiempo final de la línea recta
sobre la gráfica de superposición de
t , t frc . De igual manera, la
distancia a la frontera externa, y e , evaluada con las expresiones para
y e en la Tabla 2, será considerada como valor mínimo si toda la
historia de datos aún se mantiene en la línea recta en la gráfica de
superposición de
t . En éste caso, el último tiempo de explotación
es usado en vez del tiempo final de la raíz cuadrada del tiempo, tfrc.
Esta es la distancia de investigación al tiempo de explotación actual.
Tabla 3 – Área de sección transversal,
Ac , y distancia a la frontera externa, L
Modelo
Ac
L
wh
L
Fractura Hidráulica
4 h xf
ye
Fractura Hidráulica (xe = xf)
4 h xe
ye
4 h xe
ye
πre2
h
2πre2
h /2
Bloque lineal
Pozo productor en un Bloque del yacimiento
Veta de alta permeabilidad con flujo lineal sencillo
Veta de alta permeabilidad con flujo lineal doble
Vetas de n-altas permeabilidades con flujo lineal
doble
2πre2nvetas
h
/(2nvetas)
21
2.2.2 Calculo de parámetros del yacimiento para flujo bilineal
a partir de graficas especializadas de análisis.
En éste caso, se presenta el análisis de flujo bilineal cuando la linear
recta muestra la ordenada al origen igual a cero y diferente de cero
bajo condición a q g constante.
2.2.2.1 Flujo bilineal cuando la línea recta presenta una
ordenada
al
especializada
identifica
la
origen
de
línea
igual
a
m p   m p  / q
i
wf
recta
cero.
vs.
g
(esquema
Se
realiza
n
(qgj  q gj1 )
j 1
q gn

izquierdo
en
una
gráfica
tn  t j 1
4
la
Fig.
y
se
11).
Posteriormente, se determina el valor de la pendiente de la línea
~ .
recta, m
BGC
2.2.2.2 Flujo bilineal cuando la línea recta presenta una
ordenada al origen diferente de cero. Se construye la gráfica
especializada de
m p   m p  / q
i
wf
g
vs.
n
(q gj  q gj1 )
j 1
q gn

4
t n  t j 1
y se
detecta la línea recta como se muestra en el diagrama derecho de la
Fig. 11. Después, se calcula la pendiente y la ordenada al origen de la
~
línea recta ( m
BGC y bBGC , respectivamente).
2.2.2.3 Cálculo de parámetros del yacimiento en flujo bilineal.
Se calcula el término
k1w utilizando la ecuación Tabla 4 para flujo
bilineal. Además, para el caso con ordenada al origen diferente de
cero (esquema derecho de la Fig. 11), se evalúa el factor de daño de
la formación, s1 . El producto
k1w en la Tabla 4 implica que la
permeabilidad de la formación se conozca para evaluar el espesor, w .
De la misma manera, la estimación del factor de daño de la
formación, s1 requiere del conocimiento de los valores de k y Ac . Los
cálculos de w y s1 son muy difíciles, a menos que k y/o Ac se
determinen independientemente.
22
Fig. 11 – Gráficas especializadas de superposición del tiempo para
flujo bilineal cuando la línea recta presenta una ordenada al origen
igual a cero (esquema izquierdo) y diferente de cero (esquema
derecho) ambas a q g constante.
Tabla 4 – Ecuaciones para flujo bilineal para producción a
gasto constante de gas, q g .
1
k1 w 
4
984 Ac 4
k (  g ct ) i
s1 
 T

~
 mBGC



bBGC k Ac
1424 T
2.2.3 Estimación de algunos valores del yacimiento en flujo
radial a partir de graficas especializadas de análisis.
En éste caso, para flujo radial se presentan ambas condiciones de
producción a pwf y a q g constante.
23
2.2.3.1 Flujo radial cuando la línea recta presenta una
ordenada al origen diferente de cero. Se crea la gráfica


especializada de m pi   m p wf  / q g vs. log
n
(qgj  qgj1 )
j 1
qgn

log (tn  t j 1 ) y se
detecta la línea recta como se presenta en la Fig. 12. Después, se
evalúa la pendiente de la línea recta y la ordenada al origen, ya sea
para condición a pwf constante como se observa en el lado izquierdo
~ y b , respectivamente) o para la condición de
de la Fig. 12, ( m
RPC
RPC
producción a q g constante como se muestra en el lado derecho de la
~ y b , respectivamente). Además, se estima el tiempo
misma ( m
RGC
RGC
final sobre la línea recta, t flr .
2.2.3.2 Evaluación de parámetros del yacimiento y del G . Se
calcula el producto k h (capacidad de flujo), el factor de daño, s , la
longitud media de la fractura, x f , el radio de investigación, rinv , y el
G al radio de investigación mediante el uso de las ecuaciones escritas
en las Tablas 4 y 5 para las condiciones a pwf constante y a q g
constante,
respectivamente. El G
y el
rinv
evaluados con
las
ecuaciones descritas en ambas tablas se consideran como valores
mínimos, si toda la historia de datos mantiene aún la tendiente sobre
la línea recta en la gráfica semi-logarítmica, para esta situación el
último tiempo de producción es utilizado en vez de t flr en dichas
ecuaciones.
24
Fig. 12 – Gráficas especializadas de superposición del tiempo para
flujo radial cuando la línea recta presenta una ordenada al origen
diferente de cero para pwf constante (lado izquierdo) y a q g constante
(lado derecho).
Tabla 4 – Ecuaciones para flujo radial para producción a
presión de fondo fluyendo constante, pwf
kh 
s
1640 T
~
m
RPC

 0.00633 k 
1  bRPC k h
  0.352
 log

 (  c ) r 2 
0.869  1640 T

g t i
w 

xf 
0.00633 k
 kh bRPC

exp 
 2.2   (  g ct ) i
 712 T

rinv  0.1779
A
(  g ct ) i
163 T  t flr

~
(  g ct ) i h  m
RPC



 t flr

~
 m RPC



163 T S gi  t flr

 g ct Bg i  m~ RPC



Vp 
G
k t flr
163 T
(  g ct ) i
25
Tabla 5 – Ecuaciones para producción a gasto constante de
gas, q g
kh 
s
1640 T
~
m
RGC
 0.00633 k
1  bRGC k h
 log

 (  c ) r 2
0.869  1640 T
g t i w

xf 


  0.352



0.00633 k
 kh bRGC

exp 
 2.2   (  g ct ) i
 712 T

rinv  0.1779
A
(  g ct ) i
163 T  t flr

~
(  g ct ) i h  m
RGC
Vp 
G
k t flr
163 T
(  g ct ) i
 t flr

~
 mRGC
163 T S gi  t flr

 g ct Bg i  m~ RGC









Se estima un valor preciso del G sin la necesidad de conocer el valor
de k , h , A , y  .
2.2.4 Cálculo de parámetros del yacimiento en flujo esférico a
partir de gráficas especializadas de análisis.
2.2.4.1 Flujo esférico para gasto constante de gas cuando la
línea recta presenta una ordenada al origen diferente de cero.
Se
crea
(q gj  qgj1 )
q gn
j 1
n

la
gráfica
1
tn  t j 1
especializada
de
m p   m p 
i
wf
/ qg
vs.
y se detecta la línea recta tal como se presenta
en la Fig. 13. Después, se calcula la pendiente negativa y la ordenada
~ y b , respectivamente).
al origen de la línea recta ( m
EGC
EGC
26
2.2.4.2 Evaluación de algunos valores del yacimiento. Se
determina la permeabilidad, k , y el radio equivalente de la esfera, resf
, usando las ecuaciones de interpretación presentadas en la Tabla 6.
Fig. 13 – Gráfica especializada de superposición del tiempo para flujo
esférico cuando la línea recta presenta una ordenada al origen
diferente de cero, bajo la condición de producción a q g constante.
Tabla 6 – Ecuaciones de interpretación para flujo esférico a
gasto constante de gas, q g
10098 T

k  
(  g ct ) i 
~
 m EGC

1424 T
resf 
k bEGC
2.2.5
2
3
Gráfica especializada para flujo dominado por la
frontera externa y estimación de valores del yacimiento
27
2.2.5.1
Flujo
dominado
por
la
frontera
producción a gasto constante de gas, q g
estacionario,
PSS),
cuando
la
línea
externa
para
(flujo pseudo-
recta
presenta
una
ordenada al origen diferente de cero. Se crea la gráfica
especializada
m p   m p  / q
de
i
wf
g
vs.
n
(q gj  qgj1 )
j 1
q gn

(t n  t j 1 )
y
se
identifica la línea recta como se muestra en el esquema izquierdo de
~
la Fig. 14. De la línea recta se calcula su pendiente, m
FGC , y la
ordenada al origen, bFGC .
2.2.5.1.1 Estimación de algunos valores del yacimiento. Se
calcula el volumen del yacimiento, VY , el área de drene, A , el factor
de forma de Dietz´s, C A , el volumen poroso, V P , y el volumen
original de gas, G , a través del uso de las ecuaciones de
interpretación de la Tabla 7.
2.2.5.2 Flujo dominado por la frontera externa para presión de
fondo
fluyendo
constante,
pwf
(declinación
exponencial)
cuando la línea recta presenta una ordenada al origen
diferente
de
m p   m p  / q
i
wf
cero. Se
g
vs.
crea la gráfica especializada de
n
(q gj  qgj1 )
j 1
q gn

log
(t n  t j 1 ) y se identifica la línea recta
como se presenta en el esquema derecho de la Fig. 14. De la línea
~ , y la ordenada al origen, b .
recta se calcula su pendiente, m
FPC
FPC
2.2.5.2.1 Estimación de algunos valores del yacimiento. Se
calcula el volumen del yacimiento, VY , el área de drene, A , el factor
de forma de Dietz´s, C A , el volumen de poro, V P , y el volumen
original de gas, G , utilizando las ecuaciones de interpretación de la
Tabla 8.
28
En las expresiones de las Tablas 7 y 8 se pueden estimar valores
precisos del volumen de poro, V P , y del volumen original de gas, G,
sin tener buen conocimiento de la permeabilidad de la formación, k ,
de la porosidad,  , del espesor, h y del área de drene, A . Estas
determinaciones directas del volumen de poro, V P y del volumen
original de gas, G sin conocimiento de  , k , h y A . Esta es una
buena ventaja, debido a que estas propiedades a menudo no son
conocidas en los yacimientos de gas con baja permeabilidad.
Fig. 14 – Gráficas especializadas de superposición del tiempo para
flujo dominado por la frontera externa cuando la línea recta presenta
una ordenada al origen para q g constante (lado izquierdo) y para pwf
constante (lado derecho).
29
Tabla 7 – Ecuaciones para flujo dominado por la frontera
externa para gasto constante de gas (PSS), q g .
VY 
57 T
  g ct i
A
A
CA 
 1

~
 m FGC



VY
h
57 T
(  g ct ) i
 1

~
 m FGC
 1 
 
 h 
2.2458 A
 b

kh
  2s  rw2
exp 2  FGC
  1424 T 

Vp 
G
57 T
 g ct i
 1

~
 mFGC



57 T S gi  1

 g ct Bg i  m~ FGC



30
Tabla 8 – Ecuaciones para flujo dominado por la frontera
externa para presión de fondo fluyendo constante, pwf
(declinación exponencial).
 1

~
 m FPC



 1
25 T

~
(  g ct ) i bFPC h  m
FPC



25 T
(  g ct ) i bFPC
VY 
A
A
CA 
2.2.6
VY
h
 1 
 2 bFPC k h 
56 T
 exp 

2 ~
h (  g ct ) i bFPC rw  m FPC 
 1424 T 
Vp 
25 T
(  g ct ) i bFPC
 1

~
 m FPC



G
25 T S gi
 1

~
 m FPC



(  g ct B g ) i bFPC
Gráficas especializadas para un flujo lineal temprano,
seguido de un flujo bilineal intermedio y posteriormente un
flujo lineal tardío.
En éste caso, se describe la metodología para analizar un flujo lineal
temprano, seguido de un flujo bilineal, y posteriormente un flujo
lineal tardío para presión de fondo fluyendo constante,
pwf y a gasto
constante de gas, q g .
2.2.6.1
Flujo
lineal

temprano.

especializada de m pi   m p wf  / q g vs.
a)
Se
construye
la
gráfica
t y se identifica el principio
de la línea recta como se muestra en los esquemas de la Fig. 10 para
presión de fondo fluyendo constante, pwf , y gasto constante de gas,
q g . Luego, se calcula la pendiente de la línea recta y su ordenada al
31
~
origen, para presión de fondo fluyendo constante pwf [ m
LTPC y bLTPC ] o
~
para gasto constante de gas, q g , [ m
LTGC y bLTGC ] b) Mediante el uso de
las ecuaciones presentadas en la Tabla 9 se calcula el producto
k1 Ac1
para el flujo lineal temprano y la ordenada al origen de la línea recta.
Además, para el caso de ordenada al origen diferente de cero de la
línea recta se evalúa el daño de la cara de la fractura, s f . En la Tabla
9, Ac1 es el área de la sección transversal a lo largo de la trayectoria
de flujo (bloque lineal) representada por:
Ac1  h1 w ...................................................................................... (1)
2.2.6.2 Flujo bilineal intermedio. a) Se construye la gráfica


especializada de m pi   m p wf  / q g vs.
4
t y se identifica la línea recta
como se muestra en los esquemas en la Fig. 11. Después, se calcula
el valor de la pendiente de la línea recta y su ordenada al origen (
~ y b , respectivamente). b) Con las ecuaciones de Tabla 4, se
m
BGC
BGC
calcula el parámetro
k1w para flujo bilineal con o sin ordenada al
origen de la línea recta. Para el caso de flujo bilineal con línea recta
con ordenada al origen, se calcula el factor de daño de la formación,
s1 . El producto
k1w en la Tabla 4 implica que la permeabilidad de la
formación sea conocida para evaluar w . De la misma manera, la
estimación s1 necesita que se conozcan los valores de k y Ac . El
cálculo de w y s1 es difícil, a menos que k
y Ac se determinen
independientemente.
32
Tabla 9 – Ecuaciones para flujo lineal temprano a
presión de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto
constante de gas, q g
Presión de fondo fluyendo
constante, pwf
k1 Ac1 
631 T
 gi ( c ti ) f
sf 
 1

~
 mLTPC



Gasto de flujo constante de
gas, q g
k1 Ac1 
bLTPC k1 Ac1
402 T
 gi ( c ti ) f
sf 
1424 T
 1

~
 mLTGC



bLTGC k1 Ac1
1424 T
2.2.6.3 Flujo lineal tardío. a) Se crea la gráfica especializada de
m p   m p 
i
wf
/ q g vs.
t y se identifica la línea recta en los tiempos
tardíos como se muestra en las ilustraciones de la Fig. 10. Después,
se calcula la pendiente y su ordenada al origen de la línea recta, para
cualesquiera
de
las
condiciones
a
presión
de
fondo
fluyendo
~
constante, pwf , [ m
LPC y bLPC , respectivamente] o a gasto constante
~
de gas, q g , [ m
LGC y bLGC , respectivamente] y el tiempo final de la línea
recta con la raíz cuadrada de la gráfica del tiempo, t frc . b) Mediante
las expresiones descritas en la Tabla 2, se calcula el producto
k Ac , el
volumen de poro, V P , y el volumen original de gas, G . Además, para
el caso de flujo lineal con ordenada al origen diferente de cero de la
línea recta, se evalúa el daño de la formación, s1 y/o b o el comienzo
del efecto del régimen de flujo, según la condición de producción
asignada. Ac en la Tabla 2 representa el área provista con alta
permeabilidad en la trayectoria de flujo con respecto al flujo
perpendicular dentro de la trayectoria de flujo de alta permeabilidad
proveniente
de
la
formación.
La
Tabla
3
muestra
ambas
representaciones para Ac y L respecto a diferentes modelos lineales.
33
Los valores del volumen poroso, V P y del volumen original de gas, G
calculados con las expresiones de la Tabla 2 se consideran como
valores mínimos si toda la historia de datos esta aún sobre la
tendencia de flujo lineal. Si la historia de datos esta todavía sobre
este flujo lineal (pendiente 1/2), el último tiempo de producción es
usado en lugar de t frc en las ecuaciones. Se estima un valor mínimo
del volumen de poro, V P y un valor mínimo del volumen original de
gas, G sin necesidad de conocer el valor de la permeabilidad de la
formación, k , la porosidad,  y del espesor, h .
2.3 Etapa 3 – Validación de resultados con simulación
numérica para yacimientos de gas y cálculo de reservas.
Finalmente, en la etapa 3 de la metodología propuesta se realizan los
ajustes necesarios y la validación de los resultados obtenidos. Para
esto se emplea la simulación numérica para yacimientos de gas (para
este trabajo se utilizó un simulador denominado SIMGASS diseñado
para este propósito, Arévalo 2001). Posteriormente se realizan
pronósticos de producción bajo diferentes condiciones de explotación
ya sea con el uso de la simulación numérica, balance de materia para
yacimientos volumétricos o curvas de declinación, y se evalúan las
reservas probadas de gas del pozo o yacimiento, considerando la
maximización en la recuperación de los hidrocarburos, la rentabilidad
y el riesgo.
34
2.3.1. Pronósticos de producción con balance de materia para
yacimientos de gas volumétricos. Una vez que el valor del
volumen original de gas, G se ha evaluado y ajustado, se está en
condiciones de realizar pronósticos de producción. Se utiliza el valor
mínimo del volumen original de gas, G , en el pronóstico si la frontera
externa del yacimiento no se ha detectado en los datos de
producción. El pronóstico de producción realizado se tiene que
corregir con una función para la normalización del tiempo (Fraim et
al., 1987 y Helmy, 1999). Para pronósticos del gasto de gas el
método se fundamenta en la solución de la ecuación de balance de
materia para yacimientos volumétricos de gas, combinado con la
ecuación del índice de productividad. La presión promedio del
yacimiento, p , se estima de la ecuación de balance de materia para
gases reales mediante el uso de la producción acumulada de gas, G p :



p   pi  G p 
 .......................................................................... (2)
   1 
z   zi 
G 
Para estimar el índice de productividad, se debe de utilizar la mayor
cantidad de datos actualizados y verificados, que presente un valor
honorable de estabilización del gasto de flujo de gas, q g y
de la
presión de fondo fluyendo, pwf :
Jg 
qg
[m( p)  m( pwf )]
......................................................................... (3)
Entonces, se seleccionan etapas de tiempo futuras y se actualiza la
producción acumulada de gas en cada paso en el tiempo. Después, se
utiliza la ecuación de balance de materia para determinar una nueva
p que será usada en la ecuación del índice de productividad para
calcular el gasto de flujo de gas,
q g . El pronóstico de los cálculos
será conservador, si los efectos de la frontera externa todavía no se
han detectado (flujo transitorio o infinito).
35
2.4 Análisis de la producción en casos de campo
Se obtuvo y analizo la información de datos de producción de más de
200 pozos productores de gas que están produciendo en yacimientos
convencionales y no convencionales en México y EUA.
2.4.1 Análisis de la producción del Campo A conformado por
seis pozos productores
de gas en un yacimiento con baja
permeabilidad.
Como ejemplo genérico se presenta el análisis de la producción de
seis pozos productores ubicados en un campo productor de gas en
una
formación
de
baja
permeabilidad,
todos
ellos
presentan
tratamientos de fracturas hidráulicas. El propósito es mostrar la
aplicación de la metodología y hacer un análisis de las tendencias o
tiempos de flujo transitorio, y en su caso, determinar los mecanismos
de la producción y evaluar algunas propiedades del yacimiento, un
valor mínimo del volumen original de gas, G , y un valor mínimo de
reservas recuperables.
La información general, los datos del yacimiento y de los fluidos para
todos estos pozos productores son mostrados en las Tablas 10 a 13,
respectivamente. Cada ejemplo real es diferente en su historia de
explotación (datos de presión-producción) pero todos los casos
parecen coincidir con la metodología presentada en este trabajo. Para
ajustar y validar el análisis desarrollado, se utilizó el simulador
SIMGASS (Arévalo, 2001). Luego, los pronósticos de producción y
cálculos de reservas probadas se realizaron con ambos métodos, el
empleo del simulador numérico y la ecuación de balance de materia
para yacimientos de gas del tipo volumétrico.
36
Las propiedades del gas necesitan para su cálculo los valores de cg ,
 g y Bg , c f
y cw los cuales fueron calculados mediante correlaciones
(Lee et al., 1966; Dranchuk et al., 1975 y Sutton, 1985). Como
ejemplos ilustrativos, se presentan las gráficas de diagnóstico de flujo
y especializadas para los pozos 1 y 2 de este campo.
Tabla 10 – Información general de los seis pozos del campo A productor en un
yacimiento de gas con formación de baja permeabilidad.
rw
t.p.
D.I.
tiempo de
producción
Gp
(ft)
(pulgadas)
(días)
([email protected].)
Pozo 1
0.27
1.995
226
0.244
Pozo 2
0.27
1.995
394
0.461
Pozo 3
0.27
0.27
2.440
278
0.078
Pozo 4
Pozo 5
0.27
2.994
294
0.243
Pozo 6
0.27
1.995
339
0.254
1.995
233
0.109
Pozo
Tabla 11 – Datos de la formación productora para los seis pozos del campo A.
Profundid
ad
Promedio
Grosor
de la
arena
(ft)
Pozo 1
Fractura
Hidráulica
hneto

cf
swi
(ft)
(ft)
(fracción)
(1/psia)
E-06
(fracción)
11,366
59
30
0.090
4.00
0.500
Si
Pozo 2
11,260
250
82
0.090
4.00
0.560
si
Pozo 3
10,570
43
36
0.100
4.00
0.620
si
10,995
88
37
0.070
4.00
0.480
si
10,094
34
29
0.091
4.00
0.535
si
10,008
174
75
0.120
4.00
0.500
si
Pozo
Pozo 4
Pozo 5
Pozo 6
37
Tabla 12 – Datos de los fluidos obtenidos de los seis pozos productores de gas del Campo A.
Pozo
pi
T
Tsup
(psia)
(0F)
(0F)
g
cg
en
cw
pi
en
pi
g
ct
en
pi
(1/psia)
(1/psia)
(1/psia)
E-06
E-06
E-06
H2S
CO2
N2
(cp)
(%)
(%)
(%)
en
pi
Pozo 1
6,815
203
60
0.610
84.243
3.600
47.920
0.0295
0.0
0.2
1.0
Pozo 2
6,615
205
60
0.610
89.015
3.600
43.440
0.0289
0.0
0.2
1.0
Pozo 3
6,357
249
70
0.610
100.841
3.600
44.550
0.0273
0.0
0.2
0.2
Pozo 4
6,612
220
70
0.610
91.249
3.600
53.180
0.0285
0.0
0.2
1.0
Pozo 5
6,465
225
60
0.610
95.476
3.600
50.320
0.0280
0.0
0.2
1.0
Pozo 6
6,065
182
60
0.610
99.330
3.600
48.170
0.0283
0.0
0.2
1.0
Las Figs. 15 y 16 muestran los datos de producción para los pozos 1
y 2 del campo A, respectivamente. Ambas gráficas muestran gastos
de gas y presiones en la cabeza del pozo contra el tiempo. Las
presiones de fondo fluyendo del pozo (PFFP) correspondientes a las
presiones en la cabeza del pozo fluyendo (PCPF) se calcularon con el
método de Cullender y Smith (Lee et al., 1996) y son graficadas en
estas figuras. Algunos de los otros pozos productores tienen períodos
con cambios operacionales y cierres que también interfieren con el
análisis. Debido a la variación de los gastos de gas en los pozos se
utilizó la técnica de superposición del tiempo (Helmy, 1999).
Fig. 15 – Gráfica que muestra datos de presión y de producción para
el pozo 1 con un tiempo total de producción 226 días.
38
Fig. 16 – Gráfica que muestra los datos de presión y de producción
para el pozo 2 con un tiempo total de producción 394 días.
2.4.2 Gráficas de diagnóstico de flujo para el campo A. Las
gráficas de diagnóstico de flujo para los pozos 1 y 2 se muestran en
las Figs. 17 y 18, respectivamente. En algunas gráficas se detectaron
claramente líneas rectas con pendientes de un medio (al inicio), de
un cuarto (intermedio), de un medio (tardío) y de una unidad (al
final) correspondientes a periodos de flujo lineal temprano, flujo
bilineal, flujo lineal tardío y flujo dominado por la frontera externa,
respectivamente.
Fig. 17 – Gráfica de diagnóstico de flujo con ejes log-log de m( p) / qg
y q g vs. tiempo para el pozo 1.
39
Fig. 18 – Gráfica de diagnóstico de flujo con ejes log-log de m( p) / qg
y q g vs. tiempo para el pozo 2.
La Fig. 17 exhibe para el pozo 1 un claro ejemplo de flujo lineal
tardío, después un periodo de flujo bilineal y finalmente un flujo
dominado por la frontera externa (pendientes de 1/2, 1/4 y 1,
respectivamente). Un flujo lineal temprano observado en la Fig. 18
para el pozo 2 (y en las gráficas de los pozos 3 y 4, no mostradas),
seguido de un régimen de flujo bilineal y posteriormente un flujo
lineal tardío, se detectó en las gráficas de diagnóstico de flujo.
El mejor ejemplo de flujo bilineal se presenta en la Fig. 18 para el
pozo 2 (pendiente de 1/4) y el pozo 5, no mostrado. El pozo 2 exhibe
flujo bilineal de 17 a 309 días de producción y el pozo 5 de 60 a 339
días de producción (las dos pendientes paralelas de un cuarto
mostradas en la Fig. 18 fueron causadas por un cambio operacional y
no tienen un significado importante matemáticamente hablando).
2.4.3 Gráficas especializadas para el campo A. Las Figs. 19 y 20
muestran las gráficas especializadas obtenidas al trazar los datos de
producción en función del tiempo de superposición de la raíz
cuadrada del tiempo, t , utilizadas para el análisis del período de
flujo lineal tardío detectado en el pozo 1 y lineal temprano en el pozo
2, respectivamente.
40
Fig. 19 – Gráfica especializada para flujo lineal tardío que muestra
m( p) / qg y G p vs. superposición de t para el pozo 1.
Fig. 20 – Gráfica especializada para flujo lineal que muestra m( p) / qg vs.
superposición de
t para el pozo 2.
Las Figs. 21 y 22 muestran las gráficas especializadas obtenidas al
trazar los datos de producción en función del tiempo de superposición
de la raíz cuarta del tiempo,
4
t , utilizada en el análisis del período de
flujo bilineal detectado en las gráficas de diagnóstico de flujo para los
pozos 1 y 2, respectivamente.
Fig. 21 – Gráfica especializada para flujo bilineal que muestra
m( p) / qg y G p vs. superposición de 4 t para el pozo 1.
41
Fig. 22 – Gráfica especializada para flujo bilineal que muestra
m( p) / qg y G p vs. superposición de 4 t para el pozo 2.
La figura 17, muestra los efectos de la frontera externa para el pozo
1. La Fig. 23 muestra la gráfica especializada de superposición del
tiempo que fue utilizada en el análisis del periodo de flujo dominado
por la frontera externa para el pozo 1.
Fig. 23 – Gráfica especializada en periodo de flujo dominado por la
frontera externa que muestra m( p) / qg vs. superposición del tiempo
para el pozo 1.
De las Tablas 13 a la 15 se muestran los valores leídos y calculados de
la duración, pendiente y ordenada al origen de cada una de las líneas
rectas detectadas para cada periodo en las gráficas de diagnóstico y
especializadas de análisis. De las Tablas 16 a la 18 se presentan los
resultados calculados para algunos parámetros del yacimiento, el
volumen original de gas, G , y las reservas probadas estimadas
mediante el uso de la metodología y ecuaciones desarrolladas.
42
Para flujo lineal no es posible separar los valores de
k y Ac al
menos que se conozca alguno de ellos. El volumen original de gas, G,
para el pozo 1 se calculó con el empleo de la ecuación mostrada en la
Tabla 8 para flujo dominado por la frontera externa considerando
declinación exponencial de la producción (a gasto constante de gas).
Para los pozos productores 4 y 6 el mínimo valor del volumen original
de gas, G , fue calculado del análisis de régimen de flujo transitorio
lineal de estos pozos utilizando las ecuaciones de la Tabla 2. Para los
pozos productores 2, 3 y 5, el valor del volumen original de gas, G ,
fue calculado de una estimación de la distancia de investigación dado
que el período de régimen de flujo lineal tardío aún no se
manifestaba en el último dato de producción. Estos valores mínimos
del volumen original de gas, G , aparecen en la Tabla 17 bajo las
columnas denominada Flujo lineal tardío.
Tabla 13 – Descripción de las gráficas especializadas para los flujos lineal
temprano y bilineal en los pozos del campo A.
Flujo lineal temprano
Pozo
Flujo bilineal
duración
t frc
días
Días
Pozo 1
no
No
No
No
Pozo 2
7-15
15
166,667
450,000
Pozo 3
1-6
6
1,000,000
200,000
Pozo 4
4-11
11
250,000
Pozo 5
no
no
Pozo 6
no
no
Pendiente
ordenada al
origen
duración
pendiente
ordenada al
origen
psia2D1/2/[email protected]
psia2D/[email protected]
Días
psia2D3/4/[email protected]
psia2D/[email protected]
750,000
200,000
500,000
100,000
17-309
1,750,000
350,000
400,000
12-68
600,000
700,000
no
no
16-105
900,000
500,000
no
no
60-339
3,500,000
1,700,000
1038
2-7
43
Tabla 14 – Descripción de las gráficas especializadas para flujo pseudoradial
(fractura hidráulica inducida) y lineal tardío para los pozos del campo A.
Flujo pseudoradial
Flujo lineal tardío
Pozo
duración
t flr
Pendiente
ordenada al
origen
duración
t frc
días
días
psia2/[email protected]
psia2D/[email protected]
días
pendiente
ordenada al
origen
Días
psia2D1/2/[email protected]
psia2D/[email protected]
156
125,000
400,000
394
50,000
900,000
170
278
300,000
2,500,000
Pozo 1
10-28
28
838,361
550,000
Pozo 2
17-107
107
943,157
750,000
40-156
Pozo 3
16-68
68
7,153,383
1,000,000
Pozo 4
30-116
116
1,660,964
500,000
100-160
294
107,143
1,000,000
Pozo 5
60-100
100
3,321,928
-250,000
160-255
339
112,500
1,250,000
Pozo 6
10-16
16
6,643,856
2,200,000
150-177
162
285,714
1,520,000
120-
51-162
Tabla 15 – Descripción de las gráficas especializadas para las geometrías de
flujo esférico y flujo dominado por la frontera externa en los casos de campo.
Pozo 1
Flujo dominado por la frontera
Externa
Flujo esférico
Pozo
duración
ordenada al origen
intersección
Duración
pendiente
ordenada al origen
días
psia2D3/2/[email protected]
psia2D/[email protected]
Días
psia2/Mft3@c.
e.-cp
psia2-D/[email protected]
No
No
>157
4,200
1,300,000
Pozo 2
no
no
no
no
> 180
2,222
105,000
Pozo 3
no
no
no
> 167
1,333
4,400,000
Pozo 4
no
no
no
no
no
no
Pozo 5
no
no
no

3,200
2,300,000
Pozo 6
no
no
no
No
no
No
177
44
Tabla 16 – Resultados obtenidos para los modelos pseudoradial y lineal
temprano en los pozos del campo A.
Flujo pseudoradial
Pozo
kh
s
k
Flujo lineal
Temprano
1/ 2
t flr
xf
en
G
rinv
rinv
k1 Ac1
sf
Mínimo
días
Ft
[email protected].
65
28
548
0.141
-
-
33
107
637
0.448
9,341
1.9
39
68
283
0.035
1,634
0.1
70
116
792
0.286
6,708
1.7
-4.98
79
100
536
0.115
-
-
-3.46
16
16
75
0.010
-
-
md-ft
md
Ft
Pozo 1
1.2968
0.04323
-4.79
Pozo 2
1.1562
0.01410
-4.11
Pozo 3
0.1625
0.00451
-4.28
Pozo 4
0.6713
0.01814
-4.86
Pozo 5
0.3381
0.01168
Pozo f
0.1585
0.00211
md1/2ft2
Tabla 17 – Resultados calculados utilizando los modelos bilineal y lineal tardío
en los casos de campo.
Flujo bilineal
Pozo
1/ 2
(k1w)
Flujo lineal tardío
s1
k
(md ft)1/2
1/ 2
A
Ac
t frc
b
ye
Vp
G
mínimo
mínimo
mínimo
días
ft
[email protected].
[email protected].
en
md1/2 ft2
Acres
ye
Pozo 1
1,564.0
2.2
11,940
51
4.4
156
1,158
5.98
0.953
Pozo 2
4,640.0
0.8
-
-
-
394
1,093
25.80
3.540
Pozo 3
1,390.2
0.4
-
-
-
278
511
4.15
0.455
Pozo 4
3,109.0
4.5
15,651
81
6.4
294
1,128
9.18
1.478
Pozo 5
2,271.0
2.1
-
-
-
339
883
10.16
1.406
Pozo 6
701.3
1.2
4,162
6
1.1
162
215
2.33
0.359
Tabla 18 – Resultados obtenidos con el modelo dominado por la frontera externa
(PSS), simulación numérica y balance de materia.
Flujo dominado
por la frontera externa (PSS)
Pozo
RV
A
[email protected].
acres
Pozo 1
70
54
Pozo 2
-
-
Pozo 3
-
Pozo 4
Simulación numérica y
balance de
materia
Gas
total
producido
Recuperación
Total
VP
G
[email protected].
[email protected].
[email protected].
%
0.68
6.3
1.006
0.867
86.18
-
-
-
2.844
80.34
-
-
-
-
0.382
83.96
-
-
-
-
-
1.139
77.06
Pozo 5
-
-
-
-
-
1.123
79.87
Pozo 6
-
-
-
-
-
0.302
84.12
CA
Gp
45
3
Conclusiones, limitaciones e investigaciones por desarrollar
El propósito de este trabajo, es presentar las etapas de una
metodología para caracterizar dinámicamente yacimientos de gas del
tipo convencional y no convencional (de baja permeabilidad) a partir
del análisis de la producción en pozos que producen de yacimientos
de gas. La principal aportación de este trabajo a la industria
petrolera, es el contar con una metodología que permita analizar
gráfica y analíticamente los datos de presión y producción de
yacimientos de gas, que producen bajo la influencia de flujos
transitorios y sobretodo de larga duración, difíciles de detectar en las
pruebas de pozos. La metodología presenta nuevas ecuaciones
derivadas analíticamente para cada periodo de flujo transitorio y
dominado por la frontera externa para yacimientos homogéneos e
isotrópicos. El análisis se fundamenta en geometrías o periodos de
flujos transitorios lineal, radial, bilineal, y esférico así como flujo
dominado por la frontera externa identificado a través de graficas de
diagnóstico de flujo y caracterizados con graficas especializadas de
análisis. Luego con el empleo de las ecuaciones analíticas propuestas
se determinan algunos parámetros del yacimiento, el área o radio de
drene, el volumen poroso y el volumen original de gas. Finalmente,
con ayuda de simulación numérica y balance de materia para gas se
ajustaron y validaron los análisis realizados, calculando pronósticos
de producción (reservas) bajo diferentes políticas de explotación. Se
pueden presentar las conclusiones siguientes:
1. Los datos reales de presión/producción de más de 200 pozos
analizados y sobretodo en yacimientos no convencionales,
muestran flujos transitorios de larga duración (lineal y/o
bilineal), con flujo dominado por la frontera externa.
2. El volumen original de gas a condiciones de superficie, se
puede calcular directamente una vez que se han detectado los
46
efectos de la frontera. Sin embargo, cuando los últimos datos
analizados aún se comportan bajo condiciones de flujo
transitorio, este volumen de gas debe considerarse como un
valor mínimo. Este valor se puede estimar en forma precisa
sin conocer el espesor, la porosidad, y el área.
3. Las geometrías de flujo transitorio de larga duración y las
cortas longitudes de fracturas calculadas en los pozos
hidráulicamente
fracturados,
sugieren
la
necesidad
de
desarrollar los yacimientos de gas no convencionales con
espaciamientos cortos entre los pozos.
4. Se
recomiendan
fracturamientos
hidráulicos
grandes
(masivos) con la finalidad de incrementar la longitud de la
fractura hidráulica, y así extenderse lo más lejos posible,
conectando el mayor número de canales preferenciales de
flujo de alta permeabilidad.
Dentro de las limitaciones de éste trabajo se pueden mencionar las
siguientes:
1. Las ecuaciones analíticas y graficas presentadas se desarrollaron para
yacimientos de gas homogéneo e isotrópico bajo ambas condiciones de
flujo a presión de fondo fluyendo constante y a gasto constante de gas.
2. Existe una variación crítica de los datos de producción causado por
problemas operacionales y bastantes cierres del pozo, los cuales
tienden a complicar el análisis de la producción.
3. El volumen original de gas a condiciones de superficie y el
pronóstico de la producción deberán ser corregidos con una
función de normalización del tiempo si la frontera del yacimiento
es alcanzada.
47
Algunas investigaciones por desarrollar en trabajos futuros son:
1. Se
requiere
desarrollar
una
metodología
para
mejorar
la
estimación del volumen poroso y del volumen original de gas, si
dos o más fronteras externas son alcanzadas (Fig. 24).
Fig. 24 – Esquema que muestra la posibilidad de alcanzar dos o más
fronteras externas después del período de flujo transitorio.
2. Se requiere desarrollar funciones específicas para separar cada
régimen de flujo en la técnica de superposición del tiempo con el
fin de hacer el procedimiento más estable y real.
3. Son necesarias soluciones numéricas, analíticas, semi-analíticas
para la condición de explotación a presión de fondo fluyendo
constante para los regímenes de flujo bilineal y esférico.
4. Ampliar las metodologías gráficas y analíticas para el análisis de la
producción en cuanto a examinar datos de producción de pozos en
yacimientos de gas con baja permeabilidad dentro de yacimientos
de doble porosidad y/o naturalmente fracturados.
48
4 Nomenclatura
a
A
Ac
Ac1
~
m
CPEL
= longitud e de la geometría del modelo, L, pies
= área de drene del pozo, L2, pies2
= sección de área transversal al flujo, L2, pies2
= sección de área transversal al flujo a lo largo del patrón de flujo de alta
permeabilidad, L2, pies
= daño a al formación o efecto de un régimen de flujo lineal temprano, adimensional
= ancho de la geometría del modelo, L, pies
= intercepcíón para flujo lineal temprano a pff constante en una gráfica dem(p)/qg vs. t½,
(lb/pg2 abs)2-D/Mpie3-cp
= intercepción para flujo lineal a pff constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t½, (lb/pg2
abs)2-D/Mpie3-cp
= intercepción para flujo bilineal a qg constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t1/4, (lb/pg2
abs)2-D/Mpie3-cp
= intercepción para flujo lineal temprano a qg constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t½,
(lb/pg2 abs)2-D/Mpie3-cp
= intercepción para flujo lineal a qg constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t½, (lb/pg2
abs)2-D/Mpie3-cp
= pendiente para flujo dominado por la frontera en una gráfica de m(p)/qg vs. t,
(lb/pg2 abs)2/Mpie3-cp
= factor de volumen de formación del gas, adimensional, L3/L3, pies3 a c.y./pies3 a c.e.
= factor de forma de Dietz, adimensional
= compresibilidad de la formación, Lt2/m, (lb/pg2 abs)-1
= compresibilidad del gas, Lt2/m, (lb/pg2 abs)-1
= compresibilidad total, (ct = cgSgi+ cwSwi+ cf), Lt2/m, (lb/pg2 abs)-1
= compresibilidad del agua, Lt2/m, (lb/pg2 abs)-1
= factor de recuperación del gas, fracción, porcentaje
= producción acumulada de gas, L3, pies3 a c.e.
= espesor total de la formación o altura de la geometría del modelo, L, cm, pies
2
= permeabilidad de la formación, L , md
= permeabildad del canal de flujo de mayor permeabilidad, L2, md
L = distancia a la frontera externa del yacimiento, L,
ft
= pendiente para flujo lineal temprano a pff constante de m(p)/qg vs. t½, (lb/pg2 abs)2-
~
m
CPL
D1/2/Mpie3-cp
= pendiente para flujo lineal a pff constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t½, (lb/pg2
~
m
CRB
abs)2-D1/2/Mpie3-cp
= pendiente para flujo bilineal a qg constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t1/4, (lb/pg2
~
m
CREL
abs)2-D3/4/Mpie3-cp
= pendiente para flujo lineal temprano a qg constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t½,
~
m
CRL
(lb/pg2 abs)2-D1/2/Mpie3-cp
= pendiente para flujo lineal a qg constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t½, (lb/pg2
~
m
SSP
abs)2-D1/2/Mpie3-cp
= pendiente para flujo dominado por la frontera de una gráfica de m(p)/qg vs. t,
G
pi
pcp
pff
qDL
qg
rinv
Sw
s
s1
sf
(lb/pg2 abs)2/Mpie3-cp
= volumen original de gas a condiciones de superficie, L3, ft3 a c.e.
= presión inicial del yacimiento, m/L2, lb/pg2 abs
= presión fluyendo en la cabeza del pozo, m/L2, lb/pg2 abs
= presión de fondo fluyendo, m/L2, lb/pg2 abs
= gasto adimensional de flujo [1424qgT/khm(p)]
= gasto de flujo o caudal, L3/t, Mpie3/D
= radio de investigación, pies
= saturación de agua, fracción
= factor de daño, adimensional
= factor de daño a la formación o efecto de un regimen de flujo temprano, adimensional
= factor de daño en la cara de la fractura, adimensional
b
b
bCPEL
bCPL
bCRB
bCREL
bCRL
bSSP
Bg
CA
cf
cg
ct
cw
Frg
Gp
h
k
k1
49
Sg
Sw
t
tDAc
teb
ter
tesr
T
Vp
VY
w
xf
ye
m(p)
p
= saturación de gas, fracción
= saturación de agua, fracción
= tiempo de producción, t, dias, D
= tiempo adimensional (0.00633kt/gctAc)
= tiempo final de la línea recta en una gráfica de la raiz cuarta para flujo bilineal, t, dias
= tiempo final de la línea recta en una gráfica semilogarítmica para flujo radial, t, dias
= tiempo final de la línea recta en una gráfica de la raíz cuadrada del tiempo, t, dias
= temperatura del yacimiento, T, oR
= volumen poroso, L3, pies3 a c.y.
= volumen del yacimiento, L3, pies3 c.y.
= espesor de la fractura, L, pies
= distancia de la fractura a la frontera externa, L, pies
= distancia de la fractura a la frontera externa, L, pies
2
2
= caída de pseudo presión, (lb/pg abs) /cp, [= m(pi)-m(pwf) ]
2
= caída de presión, lb/pg abs, [= pi-pwf ]

= porosidad de la formación, fracción
g
= densidad relativa del gas (aire =1.0)
g
= viscosidad del gas, m/Lt, cp
Subíndices
CPEL = flujo lineal temprano a pff constante
CPEL = flujo lineal a pff constante
CRB = flujo bilineala qg constante
CREL = flujo lineal temprano a qg constante
CRL = flujo lineal a qg constante
er
= tiempo final de la línea recta en una gráfica semilogarítmica para flujo radial
esr
= tiempo final de la línea recta en una gráfica de la raíz cuadrada del tiempo
i
= condiciones iniciales
D
= adimensional
50
5 Referencias
Agarwal, R.G., Carter, R.D., y Pollock, C.B.: “Evaluation and
Performance Prediction of Low-Permeability Gas Wells Simulated by
Massive Hydraulic Fracturing,” JPT (marzo 1979) 362-372.
Arévalo-Villagrán, J.A.: “Analysis of Long-Term Behavior in Tight
Gas Reservoirs: Case Histories,” disertación para Ph.D., Texas A&M
University, College Station, Texas, agosto 2001.
Bagnall, W.D. y Ryan, W.M.: “The Geology, Reserves, and
Production Characteristics of the Devonian Shale in Southwestern
West Virginia,” artículo presentado en 1975 en el Appalachian
Petroleum Geology Symposium, Morgantown, VA, marzo 1-4.
Cinco-Ley. H. y Samaniego V.F.: “Transient Pressure Analysis for
Fractured Wells,” JPT (sept. 1981) 1749-1766; artículo SPE 7490.
Cinco-Ley, H. y Meng, H.Z.: “Pressure Transient Analysis of Wells
With Finite Conductivity Vertical Fractures in Double Porosity
Reservoirs,” artículo SPE 18172 presentado en 1988 en la Annual
Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, octubre 2-5.
Cinco-Ley, H. y Samaniego-Verduzco, F.: “Transient Pressure
Analysis: Finite Conductivity Fracture Case Versus Damaged
Fracture Case,” artículo SPE 10179 presentado en 1981 en la
Annual Fall Technical Conference and Exhibition, San Antonio,
Texas, oct. 5-7.
Dranchuk, P.M. y Abou-Kassem, J.: “Calculation of Z Factors for
Natural Gases Using Equations of State,” JCPT (jul.-sept. 1975) 34.
Du Kuifu y Stewart, G.: “Bilinear Flow Regime Occurring in
Horizontal Wells and Other Geological Models,” artículo SPE 29960
presentado en 1995 en el International Meeting on Petroleum
Engineering, Beijing, China, noviembre 14-17.
El-Banbi, A.H.: “Analysis of Tight Gas Performance,” disertación
para Ph.D., Texas A&M University, College Station, Texas, mayo
1998.
51
Fraim, M.L. y Wattenbarger, R.A.: “Gas Reservoir Decline-Curve
Analysis Using type Curves With Real Gas Pseudo-pressures and
Normalized Time,” SPEFE (diciembre 1987) 671-682.
Guzmán-Arévalo , J.D.: “Análisis de la Producción en Yacimientos
de Gas con baja Permeabilidad,” tesis de licenciatura para
Ingeniero Petrolero, UNAM, Mexicio, D.F., octubre 2009.
Hale, B.W.: “Analysis of Tight Gas Well Production Histories,”
artículo SPE/DOE 11639 presentado en 1983 en el SPE/DOE
Symposium on Low Permeability Gas Reservoirs, Denver, Colorado,
marzo14-16.
Helmy, M.W.: “Analysis of Well Performance with Multiple Shut-In
Periods,” disertación para Ph.D., Texas A&M University, College
Station, TX, diciembre 1999.
Kohlhaas, C.A. y Abbot, W.A.: “Application of Linear and Spherical
Flow Analysis Techniques to Field Problems-Case Studies,” artículo
SPE 11088 presentado en 1982 en la Annual Fall Conference and
Exhibition, Nueva Orleans, Lousiana, sept. 26-29.
Lee, A.L, et al.: “The Viscosity of Natural Gases,” JPT (agosto
1966) 997.
Lee, W.J., y Wattenbarger, R.A.: Gas Reservoir Engineering, Serie
de Libros de Texto SPE Vol. 5, SPE, Richardson, TX (1996).
Nott, D.C. y Hara, S.K.: “Fracture Half-Length and Linear Flow in
the South Belridge Diatomite,” artículo SPE 21778 presentado en
1991 en el Western Regional Meeting, Long Beach, California,
Marzo 20-22.
Palacio, J.C. y Blasingame, T.A.: “Decline curve Analysis Using
Type Curves: Analysis of Gas Well Production Data,” artículo SPE
25909 presentado en 1993 en SPE Rocky Mountain Regional/Low
Permeability Reservoirs Symposium, Denver, Colorado, abril 12-14.
Stright, D.H. y Gordon, J.I.: “Decline Curve Analysis in Fractured
Low Permeability Gas Wells in the Piceance Basin,” artículo
SPE/DOE 11640 presentado en 1983 en la SPE/DOE Symposium on
Low Permeability. Denver, Colorado, marzo 4-16.
Sutton, R.P.: “Compressibility Factors for High-Molecular-Weight
Reservoir Gases,” artículo SPE 14265 presentado en 1985 en la
SPE Annual Technical Meeting and Exhibition, Las Vegas, Nevada,
septiembre 22-25.
52
Wong, D.W., et al.: “Pressure Transient Analysis in Finite Linear
Reservoirs Using Derivative and Conventional Techniques: Field
Examples,” artículo SPE 15421 presentado en 1986 en la Annual
Technical Conference and Exhibition, Nueva Orleans, Lousiana,
octubre 5-8.
6 CURRÍCULUM VITAE
Nombre: Jorge Alberto Arévalo Villagrán
Estudios Profesionales:
Licenciatura: Ingeniería Petrolera.
(IPN). México, D.F. 1985.
Instituto
Politécnico
Nacional
Maestría: Ingeniería Petrolera. Universidad Nacional Autónoma de
México (UNAM). Mención Honorífica. 1992.
Estudios de Maestría en Ingeniería
Universidad Veracruzana. Avance 65%.
Ambiental.
Institución:
Doctorado: PhD. en Ingeniería Petrolera Institución: Texas A&M
University. Estados Unidos. 2001.
Distinciones:
-Reconocimiento del H. Ayuntamiento
Distinguido durante 1993-1994”.
de
Veracruz,
“Ingeniero
-Premio “Juan Hefferan” por el mejor trabajo técnico teórico
presentado en el XL Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros
Petroleros de México, A.C., Monterrey 2002.
-Reconocimiento INNOVA 2006 por el Gobierno Federal por la práctica
de “Aprovechamiento de la Capacidad de Producción de
Hidrocarburos de Región Sur de PEMEX E&P mediante un Programa
Estratégico de Productividad de Pozos”.
Mérito académico:
-Presea y Diploma “Lázaro Cárdenas” por aprovechamiento en
Licenciatura en Ingeniería Petrolera (8.76/10).
-“Mención Honorífica” en Maestría en Ingeniería Petrolera por
aprovechamiento (9.38/10).
53
-Diploma por “Excelencia Académica en Estudios
Ingeniería Petrolera” por aprovechamiento (9.60/10).
de
PhD
en
Experiencia Profesional de Trabajo:







Jul. 1985 - Ago.1995: PEMEX-Activo Veracruz; Veracruz, Ver.
Administrador de Yacimientos, Coordinador de Equipo
Multidisciplinario e Ingeniero de Yacimientos.
Sep. 1995 - Mayo 1997: PEMEX-PETRESIM; Houston, Texas.
Líder del Equipo Multidisciplinario para el Estudio Integral del
Campo Matapionche del Activo Veracruz.
Oct. 2001- Julio 2003: PEMEX-DEPEG; Villahermosa, Tabasco y
Veracruz, Veracruz. Superintendente de Ingeniería de
Yacimientos y Producción del Programa Estratégico de Gas.
Mar. 2005 - Oct. 2007: PEMEX E&P; Villahermosa, Tabasco.
Coordinador Técnico de la Subdirección Región Sur.
Nov. 2007 - Mar. 2008: PEMEX E&P; México, D.F., Coordinador
Técnico de la Subdirección de la Coordinación Técnica de
Explotación.
Abr. 2008 – Sept. 2011: PEMEX E&P; México, D.F. Gerente de
Estrategias y Planes de Explotación de la Subdirección Técnica
de Explotación de PEP.
Octubre 2011 - actual: PEMEX E&P; México, D.F. Gerente de
Estrategias y Planes de la Subdirección de Gestión de Recursos
Técnicos de PEP.
Docencia


Julio 2003 – Febrero 2005: Facultad Ingeniería UNAM, México,
D.F. Jefe del Departamento de Explotación del Petróleo
(licenciatura y posgrado).
Julio 2004 – Actual: Facultad Ingeniería UNAM, México, D.F.
Profesor de Asignatura de Licenciatura.
Obras Realizadas:
Disertaciones Y Tesis Realizadas:
1.
Arévalo Villagrán, J.A., Maciel Torres, M.A., Ramírez Ortiz, G.,
Ramírez Saldaña, J. y Sánchez Zuñiga, J.: Elementos de la Ingeniería
de Producción del Petróleo, Monografía No. 2, Depto. de Ingeniería
Petrolera, Ciencias de la Tierra, ESIA, IPN, México, D.F., 1985.
54
2.
Arévalo Villagrán, J.A.: Recuperación Mejorada de Aceite
Mediante la Inyección de Nitrógeno, Tesis de Maestría en Ingeniería
Petrolera, División de Estudios de Posgrado de la Facultad de
Ingeniería, UNAM, México, D.F., 402 pp. (1994).
3.
Arévalo Villagrán, J.A.: Production Analysis of Long-Term
Behavior in Tight Gas Reservoirs, disertación de Ph.D., Texas A&M
University, College Station, Texas, E.U.A., Agosto de 2001.
Actividades Científicas Y/O Tecnológicas
I. Investigación Científica Y/O Tecnológica
I.1 Artículo
1.
Arévalo Villagrán, J.A. y Meza Ríos, J.: “Método Analítico de
Eliminación de Sólidos en los Fluidos Producidos y de Inyección,”
articulo técnico presentado en el Congreso Nacional de la Asociación
de Ingenieros Petroleros de México, A.C., Veracruz, Veracruz, Mayo
1995, México.
2.
Arévalo Villagrán, J.A., Samaniego Verduzco, F., López
Cambrón, F. y Urquieta Saavedra, E.: “On the Exploitation Conditions
of the Akal Reservoir Considering Gas Cap Nitrogen Injection,”
artículo SPE 35319 presentado en la Internacional Petroleum
Conference and Exhibition of Mexico celebrado en Villahermosa, Tab.,
México, Marzo 5-7, 1996.
3.
Arévalo Villagrán, J.A., Samaniego-Verduzco, F., López
Cambrón, F.F. y Urquieta Saavedra, E.: “Mantenimiento de Presión y
Mejora del Mecanismo de Drene Gravitacional Mediante la Inyección
de Nitrógeno,” trabajo técnico presentado en el Congreso Nacional de
la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C., celebrado en
Tampico, Tamaulipas, México. Mayo de 1994.
4.
Arévalo Villagrán, J.A. y Salmorán Robles, A.: “Recuperación
Mejorada de Hidrocarburos en Campos con Explotación Avanzada,”
trabajo técnico presentado en el Congreso Nacional de la Asociación
de Ingenieros Petroleros de México, A.C., celebrado en Tampico,
Tamaulipas, México. Diciembre 1996.
5.
Arévalo Villagrán, J.A., Wattenbarger, R.A. y El-Banbi, A.H.:
“Production Analysis of Commingled Gas Reservoirs – Case Histories,”
artículo SPE 58985 presentado en la Conferencia Internacional del
55
Petróleo de la SPE celebrado en Villahermosa, Tab., México, Febrero
1-3, 2000.
6.
Arévalo Villagrán, J.A., Serrano Lozano, J.R., Samaniego
Verduzco, F. y Wattenbarger, R.A.: “Análisis de la Producción en
Pozos Gaseros con Yacimientos Múltiples,” trabajo técnico presentado
en el Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de
México, A.C., celebrado en Villahermosa, Tabasco, Abril 2001,
México. Revista de Ingeniería Petrolera, Marzo de 2002, México.
7.
Arévalo Villagrán, J.A., Wattenbarger, R.A., Samaniego
Verduzco, F. y Pham, T.T.: “Some History Cases of Long-Term Linear
Flow in Tight Gas Wells,” artículo CIPE 2001-15 presentado en la
Canadian International Petroleum Conference de la Canadian
Petroleum Society celebrado en Calgary, Alberta, Canada, Junio 1214, 2001.
8.
Arévalo Villagrán, J.A., Wattenbarger, R.A., Samaniego
Verduzco, F. y Pham, T.T.: “Production Analysis of Long-Term Linear
Flow in Tight Gas Reservoirs: Case Histories,” artículo SPE 71516
presentado en la Conferencia Técnica Anual de la SPE celebrado en
Nueva Orleans, Louisiana, E.U.A., Septiembre 30-Octubre 3, 2001.
9.
Arévalo Villagrán, J.A., Ganpule, S.V., Wattenbarger, R.A.,
Samaniego Verduzco, F., Yañez Mondragón, M. y Serrano Lozano,
J.R.: “Analysis of Long-Term Performance in Tight Gas Wells: Field
Examples,” artículo SPE 74360 presentado en la Conferencia
Internacional de Petróleo de la SPE celebrado en Villahermosa,
Tabasco, México, Febrero 10-12, 2002.
10. Arévalo Villagrán, J.A., Yañez Mondragón, M., Samaniego
Verduzco, F., García Hernández, F., Ramírez Ortiz, G. y
Wattenbarger, R.A.: “Análisis de la Producción con Flujo Lineal de
Larga Duración en Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad,”
trabajo técnico presentado en el Congreso Nacional de la Asociación
de Ingenieros Petroleros de México, A.C., celebrado en Monterrey,
Nuevo Leon, Febrero 2002, México. (Ganador del premio Juan
Hefferan por le mejor trabajo técnico presentado en el Congreso
Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México,
Monterrey 2002).
11. Avendaño Rodríguez, J.L., Cinco Ley, H., Arévalo Villagrán, J.A.,
Valdez López, O.G. y Rebolledo Domínguez, J.A: “Caracterización
56
Dinámica del Campo Novillero,” Revista de Ingeniería Petrolera, Julio
de 2002, México.
12.
Arévalo Villagrán, J.A., Wattenbarger, R.A., Silva López, P.,
García Hernández, F. y Samaniego Verduzco, F.: “Some Scenarios
for Long-Term Transient Linear Flor in Tight Gas Reservoirs – Field
Examples,” artículo CIPE 2003-218 presentado en la Canadian
Internacional Petroleum Conference de la Canadian Petroleum Society
celebrado en Calgary, Alberta, Canada, Junio 10-12, 2003.
13.
Arévalo Villagrán, J.A., Cinco-Ley, H., Wattenbarger, R.A.,
García Hernández, F, y Samaniego Verduzco, F.: “Transient Analysis
of Tight Gas Well Performance - More Case Histories,” artículo SPE
84475 presentado en la 2003 SPE Annual Technical Conference and
Exhibition celebrado en Denver, Colorado, E.U.A., Octubre 5-8, 2003.
14.
Arévalo Villagrán, J.A., Martínez Romero, N., Gutiérrez Acosta,
T., y Ramírez Rodríguez, A.: “Interpretación del Flujo Lineal causado
por el Fracturamiento Natural en Yacimientos de Gas de Baja
Permeabilidad,” trabajo técnico presentado en el Congreso Nacional
de la IPM celebrado en Acapulco, Guerrero, de la Asociación de
Ingenieros Petroleros de México, A.C., celebrado en Acapulco,
Guerrero, Mayo 2004, México.
15. Arévalo-Villagrán, J.A., Gutiérrez-Acosta, T., y MartínezRomero, N.: “Analysis of Long-Term Behavior in Tight Gas
Reservoirs: Case Histories,” artículo SPE 95117 presentado en la
2005 SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering
Conference celebrado en Rio de Janeiro, Brasil, Junio 20-23, 2005.
16. Arévalo Villagrán, J.A., Cinco-Ley, H., Samaniego Verduzco, F. y
Martínez-Romero, N.: “A Strategic Gas Field Development Case in
Sandstones Using Seismic Amplitudes and Dynamic Reservoir
Characterization,” artículo SPE 96829 presentado en la 2005 SPE
Annual Technical Conference and Exhibition celebrado en Dallas,
Texas, E.U.A., Octubre 9-12, 2005.
17. Arévalo Villagrán, J.A., Cinco-Ley, H., Gutiérrez-Acosta, T.,
Martínez-Romero, N., García-Hernandez, F., y Wattenbarger, R.A.: “A
Strategic Gas Field Development Case in Sandstones Using Seismic
Amplitudes and Dynamic Characterization,” artículo CIPE 2004-136
presentado en la 5th Canadian International Petroleum Conference
57
de la Canadian Petroleum Society celebrado en Calgary, Alberta,
Canada, Junio 8-10, 2004.
18. Arévalo Villagrán, J.A., Gutiérrez-Acosta, T.,Ascencio-Cendejas,
F., Serrano-Lozano, J.R., Pinto, N. y Lozada-Aguilar, M.A.: “Well
Integrated Management to Increase Hydrocarbon Production in
Mature Fields: A South Region of PEMEX E&P Case History,” artículo
IBP 1693_06 presentado en Rio Oil & Expo and Conference 2006 del
Instituto Brasileiro de Petróleo e Gas celebrado en Río de Janeiro,
Brasil, Septiembre 11-14, 2006.
19. Gutiérrez-Acosta, T., Arévalo Villagrán, J.A., Ascencio-Cendejas,
F., Cinco-Ley, F., Martínez-Alonso, J., Antunano-Muñoz, Y., y
Martínez-Leyva, J.: “Administración Integral de Pozos para
Incrementar la producción de Hidrocarburos en loas Activos: Caso de
la Región Sur,” artículo técnico presentado en el Primer Conferencia y
Exhibición Internacional del Petróleo en Mexico México celebrado en
Cancún, Quintana Roo, México, Agosto 31-Septiembre 2, 2006.
20. Arévalo-Villagrán,
J.A.,
Gutiérrez-Acosta,
T.,
AscencioCendejas, F., Cinco-Ley, H., Lozada-Aguilar, M.A., y Lysandrou, M.:
“Successful Implementation of Well Management to Increase
Hydrocarbon Production: A South Region of PEMEX E&P Case
History,” artículo SPE 103758 presentado en el Primer Conferencia y
Exhibición Internacional del Petróleo en México México celebrado en
Cancún, Quintana Roo, México, Agosto 31-Septiembre 2, 2006.
21. Arévalo-Villagrán, J.A., Cinco-Ley H., Samaniego Verduzco, F.
Martínez-Romero, N.: “A Strategic Gas Field Development Case in
Sandstones Using Seismic Amplitudes and Dynamic Reservoir
Characterizations”, artículo SPE 96829 presentado en la 2005 SPE
Annual Technical Conference and Exhibition celebrado en Dallas,
Texas, E.U.A. Octubre 9-12. 2005.
22. Guitiérrez-Acosta, T., Arévalo-Villagrán, J.A., Ascencio-Cendejas
F., Cinco-Ley, F., Martínez-Alonso, J., Antunano-Muñoz Y., y
Martínez-Leyva, J., “Administración Integral de Pozos para
Incrementar la producción de Hidrocarburos en los Activos: Caso de
la Región Sur”, artículo técnico presentado en el Primer Conferencia y
Exhibición Internacional del Petróleo en México celebrado en Cancún
Quintana Roo, México, Agosto 31-Septiembre 2, 2006.
58
23.
Arévalo-Villagrán, J.A., Gutiérrez-Acosta, T., AscencioCendejas, F., Serrano-Lozano, J.R., Pinto, N. y Lozada. Aguilar, M.A.
“Well Integrated Management to Increase Hydrocarbon Production in
Mature Fields: A South Region of PEMEX E&P Case History”, artículo
IBP 1693_06 presentado en Rio Oil & Expo and Conference 2006 del
Instituto Brasileiro de Petróleo e Gas celebrado en Río de Janeiro,
Brasil, Septiembre 2, 2006.
24. Arévalo-Villagrán, J.A., Gutiérrez-Acosta, T., Ascencio-Cendejas
F., Cinco-Ley, F., Lozada-Aguilar, M.A., y Lysandrou, M.: “Successful
Implementation of Well Management to Increase Hydrocarbon
Production: A South Region of PEMEX E&P Casa History”, artículo SPE
103758 presentado en el Primer Conferencia y Exhibición
Internacional del Petróleo en México celebrado en Cancún, Quintana
Roo, México, Agosto 31-Septiembre 2, 2006.
I.2 Desarrollo Tecnológico:
1.
Arévalo-Villagrán, J.A. y Wattenbarger, R.: Long-Term Linear
Flow in Tight Gas Wells, Texas A&M University, College Station,
Texas, Julio 2000.
2.
Arévalo-Villagrán, J.A. y Wattenbarger, R.: Effect of Parallel
Natural Fractures on Tight Gas Well Performance, Texas A&M
University, College Station, Texas, Agosto 2000.
3.
Arévalo-Villagrán, J.A. y Wattenbarger, R.: Flow of Fluids in
Matrix-Regular Fracture Reservoirs, Texas A&M University, College
Station, Texas, Noviembre 2000.
4.
Arévalo-Villagrán, J.A. y Wattenbarger, R.: Long-Term Linear
Flow in Tight Gas Wells, Version modificada y actualizada, Texas A&M
University, College Station, Texas, Marzo 2001.
5.
Avendaño Rodríguez, Arévalo-Villagrán, J.A. y cols.: Análisis de
la Producción de las Areniscas Gasiferas del Campo Cocuite, Activo
Integral Veracruz, PEMEX E&P, Región Norte, Diciembre 2004.
6.
Martinez Alonso, J., Arévalo Villagran, J.A., y Palafox Rayon, H.:
Interpretación Estructural 3D del Campo Juspi y Estructuras Vecinas,
PEMEX E&P, Coordinación Técnica Región Sur, Noviembre 2005.
59
7.
Sitio de Colaboración para Productividad de Pozos: Una
Solución de Tecnología de Información para el Negocio de Exploración
y Producción, PEMEX E&P, Coordinación Técnica Región Sur.
8.
Aprovechamiento de la Capacidad de Producción de
Hidrocarburos de Región Sur de PEMEX E&P mediante un Programa
Estratégico de Productividad de Pozos, PEMEX E&P, Región Sur, Julio
2006. (Obtención del Reconocimiento INNOVA 2006 por el Gobierno
Federal).
1.3 Innovaciones:
1.
Reconocimiento INNOVA 2006 otorgado por el Gobierno Federal
por la práctica de “Aprovechamiento de la Capacidad de Producción
de Hidrocarburos de Región Sur de PEMEX E&P mediante un
Programa Estratégico de Productividad de Pozos”. PEMEX E&P, Región
Sur, Julio 2006. (Obtención del Reconocimiento INNOVA 2006 por el
Gobierno Federal).
1.4 Participación En Proyectos De Largo Aliento:
1. Productividad de Pozos, 2005.
2. Medición Multifásica a Pozos de la Región Sur, PEMEX E&P, Región
Sur, Diciembre 2005.
2. Sistemas Artificiales de Producción
3. Sistema Integral de Desarrollo de Capital Humano a Través de
Simuladores de Procesos de Producción de PEMEX Exploración y
Producción, Región Sur, PEMEX E&P, Región Sur, Diciembre 2006
4. Complejo Bermúdez
5. Jujo-Tecominoacan
6.Cantarell
II. FORMACIÓN DE CIENTIFÍCOS Y TECNOLÓGICOS:
II. 1 DIRECCION DE TESIS
POSGRADO TERMINADAS.
PROFESIONALES
DE
Y
DE
Licenciatura
1. Peregrino Chávez, Nancy: Administración Integral de Yacimientos
Petroleros: Enfoque Moderno de Trabajo en Equipo, tutoría y
60
dirección de tesis de Ingeniería Petrolera, FI UNAM. (Septiembre
2005).
2. Cuautli Hernandez, Maria Elena: Propiedades de los Fluidos
Petroleros y Aplicaciones, tutoría y dirección de tesis de Ingeniería
Petrolera, FI UNAM. (Junio 2005).
3. Sánchez Altamirano, Juan C.: Modelos Informáticos para el Análisis
de Análisis de Yacimientos Petroleros, tutoría y dirección de tesis en
Ingeniería Petrolera, FI UNAM. (Junio 2005).
Posgrado
1. Alvarado Arellano, Félix: Metodología para Medición de Líquidos de
Pozos, tutoría y dirección de tesis en Ingeniería Petrolera, FI UNAM.
(Febrero 2006).
2. Tapia Carlos: Incremento de la productividad de pozos dañados
por bloqueo de condensado retrógrado, mediante la inyección de
productos químicos, tutoría y dirección de tesis de Ingeniería
Petrolera, FI UNAM. (2008).
3. Gutiérrez Peimbert Tomas: Administración del sistema integral de
productividad de pozos, tutoría y dirección de tesis de Ingeniería
Petrolera, FI UNAM. (Junio 2009).
II.2 Libros De Texto (Educación Superior)
1. Propiedades de los Fluidos Petroleros y Aplicaciones (avance 75%).
II.3 IMPARTICION
POSGRADO
DE
CURSOS
EN
LICENCIATURA
Y
Licenciatura del Departamento de Explotación del Petróleo FI UNAM
1. Ingeniería de Yacimientos de Gas (semestre 2010-2).
2. Fisicoquímica de Explotación (semestre 2004-1, 2004-2, 2005-1,
2005-2).
3. Administración de Yacimientos (semestre 2004-1, 2004-2, 2005-1,
2005-2).
Posgrado del Departamento de Exploración del Petróleo FI
UNAM.
1. Administración Integral de Yacimientos (semestre 2005-1).
61
2. Trabajo de investigación I (semestre 2005-1, 2005-2, 2007-1).
3. Trabajo de investigación II (semestre 2005-1, 2005-2).
II.4 Diaporamas O Programas De Cómputo De Carácter
Educativo
1. Simulador numérico de yacimientos de gas GASSIM Versión 6C
Visual Basic de Excel.
2. Programa de Cómputo para el cálculo de Propiedades de los fluidos
petroleros Versión Visual Basic de Excel.
3. Programa para Commingled Gas Reservoirs.
II.5 Tutoría De Estudiantes
Licenciatura
1. Hernández González, María del C.: Comprensibilidad en
Yacimientos Petroleros, tutoría y revisión de tesis de licenciatura en
Ingeniería Petrolera, FI UNAM, avance 100% (Febrero 2004).
Posgrado
1. Martínez Ramírez, Ismael: Explotación de un Yacimiento de Gas y
Condensado: Campo Juspi, Tutoría de tesis de posgrado en Ingeniería
Petrolera, FI UNAM, avance 90% (enero 2006).
2. Gutiérrez Peimbert, Tomas: Administración Integral de Pozos para
Incrementar la Producción de Hidrocarburos: Casos de Historia,
tutoría y dirección de tesis de posgrado en Ingeniería Petrolera, FI
UNAM, avance 100% (enero 2006).
3. Tapia García, Carlos Fernando: Explotación Óptima de
Hidrocarburos de un Yacimiento Cercano al Punto Crítico: Campo
Saramako, tutoría y dirección de tesis de posgrado en ingeniería
petrolera, FI UNAM, avance 30% (enero 2006).
4. Torres González, Herminio J.: Uso de la información de Prueba de
Multitrazado y Cambios en la Composición Química de las Aguas
Producidas en el Área I del Campo de Poza Rica y Recomendaciones
para la Readecuación y Optimización de su Esquema de desarrollo,
62
tutoría y revisión de tesis de posgrado en Ingeniería Petrolera, FI
UNAM, avance 100% (junio 2005).
5. Moreno Rosas, Agustín: Desarrollo de un Modelo Tipo Tubos de
Corriente para Desplazamiento Inmiscible Utilizando el Método de
Elementos en la Frontera, tutoría y revisión de tesis de posgrado en
ingeniería petrolera, FI UNAM, avance 100% (mayo 2005).
6. Arroyo Ventura, Blanca M. Optimización de Campos de Gas, tutoría
y dirección de tesis de posgrado en ingeniería petrolera, FI UNAM,
avance 80% (enero 2005).
7. Perera Pérez, Luis M. Respuesta de un medio Naturalmente
fracturado a la Inyección del Agua, Campo Cactus, tutoría y dirección
de tesis de posgrado en ingeniería petrolera, FI UNAM, avance 100%
(noviembre 2004).
8. Olivera Zavaleta Fernando: Aplicaciones y Limitaciones de la Caída
de Presión Normalizada, tutoría y revisión de tesis de posgrado en
ingeniería petrolera, FI UNAM, avance 100% (enero 2004).
III. Divulgación.
III.1 Conferencias y Seminarios de Divulgación.
III.2 Participación en congreso de Divulgación.
1. Arévalo-Villagrán, J.A. Rahme Escobedo, R., Chavarría Ramos J.M.,
Y Villanueva Martínez, C.: “Optimización de la Producción de
Yacimientos Orizaba del Campo Mata Pionche”. Trabajo presentado
en el Primer Simposium Internacional en Exploración de Campos
Petroleros, Poza Rica de Hidalgo, Veracruz, Mayo 23-24 de 1997,
México.
III.3 Artículos (ediciones formales) de divulgación.
1. Arévalo Villagrán, J.A., Martínez Alonso, A.E., Villegas Javier, M.I.,
Johann Schmid, y Silva López, P., “Estrategia de desarrollo del
talento técnico en función de los retos técnicos de los proyectos de
explotación de PEMEX Exploración y Producción”, Congreso Mexicano
del Petróleo 2010.
2. Arévalo-Villagrán, J.A., Martínez Romero, N., Gutiérrez Acosta, T.,
Y Ramírez Rodríguez, A.: “Interpretación del flujo Lineal Causado por
el Fracturamiento Natural en Yacimientos de Gas de baja
63
Permeabilidad”, Revista de Ingeniería Petrolera de la Asociación de
Ingenieros de México, A.C. Vol. XL VI No.5 , Mayo, 2006, México,
pags. 35-55.
3. Martínez Romero N., Samaniego Verduzco, F. y Arévalo-Villagrán,
J.A.: “Programa de Cómputo para la Detección y Posicionamiento
Geométrico de Fallas Geológicas”, Revista de Ingeniería Petrolera de
la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C., abril 2006.
4. Arévalo-Villagrán, J.A., Cinco-Ley, H., Gutiérrez-Acosta, T.,
Martínez-Romero, N., García Hernández y Wattenbarger, R.A.: “A
Strategic Gas Field Development Case in Sandstones Using Seismic
Amplitudes and Dynamic Characterizaton”, Journal of Canadian
Petroleum Technology, Volumen 45, No. 3 Marzo 2006.
5. Arévalo-Villagrán, J. A., Wattnbarger, R.A., y Samaniego Verduzco,
F.: “ Some History Cases of Long-Term Linear Flow in Tight Gas
Wells”, Journal of Canadian Petroleum Technology, Volumen 45, No.
3, Marzo 2006.
6. Moran Ochoa, O., Samaniego Verduzco, F., García Hernández, F. y
Arévalo-Villagrán, J. A.: “Nuevo Método de diagnóstico para
Caracterizar los Mecanismos de Producción de Yacimientos de Aceite”,
Revista de Ingeniería Petrolera de la Asociación de Ingenieros
Petroleros de México, A.C. Junio 2003, México.
7. Avendaño Rodríguez, J.L., Cinco-Ley, H., Arévalo-Villagrán, J. A.,
Valdés López, O.G., y Rebolledo Domínguez, J.A.: “Caracterización
Dinámica del Campo Novillero”, Revista de Ingeniería Petrolera de la
Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Julio 2002,
México.
8. Arévalo-Villagrán, J. A., Yáñez Mondragón, M., Samaniego
Verduzco, F., García Hernández, F., Ramírez Ortiz, G. y
Wattenbarger, R.A,: “Análisis de la Producción con Flujo Lineal de
Larga Duración en Yacimientos de Gas de baja Permeabilidad”,
Revista de Ingeniería Petrolera de la Asociación de Ingenieros
Petroleros de México, A.C. Junio 2002, México. (Ganador del Premio
Juan Hefferan por el mejor trabajo técnico presentado en el Congreso
Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México,
Monterrey 2002).
64
9. Arévalo-Villagrán, J. A. Serrano Lozano, J.R., Samaniego Verduzco,
F. y Wattenbarger, R.A.: “Análisis de la Producción de Pozos Gaseros
con Yacimientos Múltiples”, Revista de Ingeniería Petrolera de la
Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Marzo 2002,
México.
10. Arévalo-Villagrán, J.A., Samaniego Verduzco, F., López Cambrón,
F.F. y Urquieta Saavedra, E.: “Mantenimiento de Presión y Mejora del
Mecanismo de Drene Gravitacional Mediante la Inyección de
Nitrógeno”, Revista de Ingeniería Petrolera de la Asociación de
Ingenieros Petroleros de México, A.C. Enero 1997, México.
11. Arévalo-Villagrán, J.A. y Meza Ríos, J.: “Método Analítico de
Eliminación de Sólidos en los Fluidos Producidos y de Inyección”,
Revista de Ingeniería Petrolera de la Asociación de Ingenieros
Petroleros de México, A.C., Noviembre 1995, México.
IV. Vinculación de la investigación con los Sectores Públicos,
social y privado.
IV.1 Reportes de Proyectos Específicos bajo Contrato.
1. Arévalo-Villagrán, J.A. y y Wattenbarger, R.A.: Interpretation of
flow Behaivior from production Analysis of Castlegate Tight Gas Wells,
Hydraulic Fracture Effectiveness Project, Quarterly Report, Texas
A&M University, College Station, Texas, Febrero 1, 2001.
V. Participación en cuerpos editoriales
evaluación científica y tecnológica.
V.1 Participación de
Científico y Tecnológico.
Órganos
de
o
colegiados
Evaluación
del
de
Trabajo
1. Integrantes del Comité Técnico de la Society of Petroleum
Engineers (SPE) para la evaluación de trabajos de la International Oil
Conference and Exhibition in México a celebrarse en Junio del 2007
en Veracruz, Ver.
2. Integrantes del Comité Técnico para la sección de los trabajos del
Segundo Congreso y Exposición Internacional del Petróleo en México
Organizado por las asociaciones mexicanas de Ingenieros Petroleros
de México (AIPM), de Geofísicos de Explotación (AMGE), de geólogos
Petroleros (AMGP) y del Colegio de Ingenieros Petroleros de México
(CIPM) a celebrarse del 27 al 30 de Junio del 2007 en Veracruz, Ver.
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