caracterización dinámica, un factor clave para la administración de yacimientos petrolíferos

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1E1

ACADEMIA DE INGENIERÍA

LA CARACTERIZA ClON DINAMICA, UN FACTOR CLAVE PARA LA

ADMINISTRACIÓN DE LOS YA CIMIENTOS PETROLÍFEROS.

M. en 1. Néstor Martínez Romero

-- -- -.---. ---.

Trabajo de ingreso a la Academia de Ingeniería

como Académico Titular en la

Comisión de Especialidad de Ingeniería Petrolera

México O. F., a 16 de enero de 2003.


LA CARACTERIZACIÓN DINÁMICA, UN FACTOR CLAVE PARA LA

ADMINISTRACIÓN DE LOS YACIMIENTOS PETROLÍFEROS.

CONTENIDO

Página

Resumen 1

1. Introducción 3

2. El concepto de Administración de Yacimientos 6

3. Importancia de la Caracterización en la definición 11

del modelo de yacimiento

4. Caracterización dinámica de yacimientos 15

5. Costo y valor de la información 19

6. Registro y análisis de pruebas de presión en México 24

7. Técnicas de análisis para pruebas de presión 34

8. Conclusiones 54

9. Recomendaciones 57

10. Nomenclatura 58

11. Referencias bibliográficas 59

EEJ]


RESUMEN

En este trabajo se discuten algunos de los aspectos más importantes

que deben considerarse para lograr una explotación óptima de los

yacimientos de hidrocarburos.

Se establece la importancia de la caracterización como requisito in-

dispensable para realizar la planeación óptima del desarrollo y la

explotación del yacimiento, haciendo énfasis en la caracterización dinámica

por medio de pruebas transitorias de presión.

Se analizan los conceptos de costo de la información y su valor dentro

de la administración de yacimientos.

Con la finalidad de promover el desarrollo tecnológico y motivar a los

jóvenes ingenieros petroleros, se presenta un breve resumen de los

esfuerzos y aportaciones de ingenieros mexicanos en el área del análisis

de pruebas de presión así como los resultados obtenidos en el registro y

análisis automático de datos de presión-producción, con integración de

equipo y software desarrollados en México. Sin lugar a dudas, el área del

análisis de pruebas transitorias de presión, representa el tema de mayor

aportación técnica de México para la comunidad científica internacional

en Ingeniería Petrolera.

Asimismo, se discuten brevemente algunas técnicas de análisis

desarrolladas recientemente por el autor en el área de pruebas de

interferencia de presión, publicadas en foros nacionales e internacionales,

incluyendo también una técnica inédita, que coadyuvan en la

caracterización dinámica de yacimientos petroleros.

E1I

ACADEMIA DE INGENIERIA

Se concluye, que las técnicas desarrolladas para el análisis de pruebas

de presión son de utilidad práctica inmediata y existe la coyuntura técnica

en México para efectuar pruebas de presión desde su diseño, registro y

análisis integral. También se enfatiza que el costo de la adquisición de

información y su adecuado manejo para la caracterización, aunque

aparentemente caro, resulta en grandes beneficios técnico-económicos.

Por otra parte, se exhorta a continuar con la integración de tecnología

nacional y extranjera por ingenieros mexicanos con la finalidad de

incrementar la rentabilidad de los activos petroleros del país.

Finalmente, se hacen varias recomendaciones, entre las que destaca

la de registrar continuamente las presiones y gastos de los pozos para

definir con mayor exactitud el modelo del yacimiento, así como para

detectar problemas operativos y resolverlos oportunamente con la finalidad

de reducir en la medida de lo posible los ciclos de producción con sus

consecuentes beneficios financieros, abatir costos y por tanto coadyuvar

en la maximización del valor económico de los yacimientos.

Actualmente, el registro continuo y análisis a tiempo real de las

presiones de fondo y en la cabeza de los pozos así como su producción no es práctica común.

rEI


1. INTRODUCCIÓN

En la actualidad, los hidrocarburos constituyen la principal fuente de

energía a nivel mundial y la mayor parte de los expertos opinan que

continuará en esta categoría por las próximas décadas.

Los hidrocarburos abastecen en México más del 80% de la demanda

total de energía y la competitividad económica y el crecimiento de su

población hacen imprescindible un sector petrolero sólido, eficiente y

moderno. En el año 2000 los ingresos petroleros aportaron 37% de los

ingresos fiscales totales del gobierno federal y contribuyeron con el 10%

de las exportaciones realizadas por el país. En el año 2001 las cifras fueron

del 36% y 12% respectivamente. Por su magnitud, las contribuciones de

la empresa son de vital importancia para la integración del presupuesto

federal y para el cumplimiento de los programas de gobierno.

En PEMEX, la actividad de exploración y explotación de hidrocarburos

es la que genera la mayor renta económica. Las actividades de explotación,

entre las cuales se encuentran la caracterización de yacimientos, tópico

fundamental de este trabajo, persiguen como premisa básica a la eficiencia,

que solamente es posible lograr con capital humano altamente capacitado,

el uso adecuado de la tecnología existente y un financiamiento apropiado.

La reserva probada y la capacidad productiva de los yacimientos son

los principales parámetros que soportan la rentabilidad financiera de los

proyectos petroleros, consecuentemente, su éxito financiero depende en

gran medida de su cuantificación confiable. El monto total de la reserva

que finalmente se extrae de un yacimiento, depende de las acciones

realizadas durante su explotación, por lo tanto uno de los principales

objetivos del ingeniero petrolero consiste en optimizar


la planeación, programación e implantación de métodos y procedimientos

conducentes a maximizar la recuperación de las reservas de nuestros

yacimientos.

La explotación de las reservas probadas exige las mejores estrategias

para producirlas y por tanto, requiere de la búsqueda de tecnologías y

procedimientos apropiados para asegurar su recuperación, acelerar su

extracción y maximizar su volumen. PEMEX Exploración y Producción

no es ajena a la aseveración anterior, ya que es una empresa que tiene

como objetivos reducir costos y elevar al máximo los resultados, poniendo

atención especial en la seguridad industrial y el cuidado del medio

ambiente.

Cada yacimiento debe tener un plan dinámico de explotación, que

considere aspectos técnicos y económicos, con el objetivo de lograr la

mayor rentabilidad posible. Es indudable que una buena parte del plan se

sustenta en la caracterización del yacimiento que conduce a la selección

de un modelo teórico representativo de las condiciones de flujo de los

fluidos en el campo.

Mediante el uso de sofisticadas herramientas de cómputo es posible

predecir el comportamiento de producción de fluidos bajo diferentes

escenarios de explotación, ya que generalmente existen varios esquemas

aplicables. Con esta información es posible seleccionar el escenario más

apropiado con base a los recursos técnicos y económicos disponibles y la

previsión de la demanda de hidrocarburos.

La predicción del comportamiento del yacimiento, debe considerar

de forma integral al yacimiento y a las instalaciones de producción

subsuperficiales y superficiales, esto es, el flujo a través de los pozos,

estranguladores, baterías de separación, sistemas artificiales de

producción, etcétera.

4


Los yacimientos de hidrocarburos exhiben una gran complejidad en

su naturaleza a nivel microscópico y macroscópico que incide directamente

en una variación de propiedades petrofísicas y de los fluidos respecto a la

posición. Esta situación, varía entre yacimientos y depende de los eventos

geológicos acontecidos durante y posterior a su depositación.

Los simuladores numéricos requieren de gran cantidad de información

de calidad, entre la cual se encuentra la referente a las características de

la formación productora, propiedades y distribución de fluidos.

En general es prácticamente imposible tener una caracterización

exacta del yacimiento, principalmente en la etapa de explotación temprana,

ya que la información es escasa e imprecisa desafortunadamente en esta

etapa es cuando debe plantearse el plan de explotación para el yacimiento,

el cual se sustenta fuertemente en el modelo teórico del yacimiento.

Al inicio de la explotación se deben tomar decisiones importantes tales

como el dimensionamiento de las instalaciones de producción, número de

pozos a perforar, etcétera. Existen diferentes esquemas de producción

con diferentes inversiones iniciales y costos de operación, siendo el reto

del ingeniero petrolero definir el que ofrezca mayor rentabilidad económica.

Al final de la explotación del yacimiento se cuenta con la mejor

caracterización, pues durante el tiempo de la explotación se ha tenido

oportunidad de recolectar gran cantidad de información, pero en esta etapa

poco puede hacerse para influir en la rentabilidad total del yacimiento,

debido a que las principales decisiones para su explotación ya fueron

hechas.

5

Fil] ACADEMIA DE INGENIERÍA

El plan de explotación debe revisarse continuamente durante toda la

vida del yacimiento, ya que al incorporar nueva información, el modelo

teórico se ajusta y las predicciones de producción y económicas tienen

cada vez mayor grado de confiabilidad.

Existen publicados miles de artículos técnicos y cientos de libros

referentes a la explotación de yacimientos, desde los muy especializados

que explican métodos específicos de análisis y caracterización, hasta los

generales que presentan historias de caso de explotación de yacimientos

con la exposición de experiencias relevantes de campo. En la Academia

de Ingeniería, varios académicos de número, de la especialidad en

ingeniería petrolera, han decidido presentar sus trabajos de ingreso con

énfasis en la explotación de yacimientos 1 ' 2 ' 3 ' 4 ' 5 .

Es importante enfatizar que un financiamiento apropiado, el capital

humano y el uso de la tecnología son los tres pilares fundamentales que

permiten la explotación óptima de los hidrocarburos, el presente trabajo

se enfoca al uso de la tecnología en el área de yacimientos y producción,

y se plantea como objetivo principal el coadyuvar en la productividad, la

rentabilidad y la eficiencia de Petróleos Mexicanos.

2. EL CONCEPTO DE ADMINISTRACIÓN DE YACIMIENTOS

Durante las últimas décadas, debido a la declinación mundial de las

reservas y a la fluctuación en los precios del petróleo, principalmente a la

baja, las compañías petroleras para ser eficientes y competitivas

impulsaron una reorganización que incluyó una planificación integral

detallada de la explotación.

6

FF11


La gran mayoría de las grandes empresas adoptó los conceptos de

administración integral de yacimientos como el medio para lograrlo.

Esta nueva organización, resultó exitosa y ha permitido recuperar

grandes cantidades de hidrocarburos que normalmente se quedaban

remanentes en el subsuelo después de que los pozos y finalmente los

yacimientos eran abandonados por no producir lo suficiente para ser

rentables.

Una de las definiciones más aceptadas para la administración de

yacimientos es la siguiente 6 : " El uso adecuado de los recursos humanos,

tecnológicos y financieros disponibles, para maximizar la rentabilidad

económica de un yacimiento, minimizando costos de inversión y operación,

y maximizando ingresos".

En general, la definición es bastante aceptable pero a criterio del autor

del presente trabajo, debe agregarse que, el uso de los recursos debe

tomar en cuenta las consideraciones de seguridad industrial y protección

ambiental necesarias para los diferentes casos posibles.

Antes de los 70's muchos ingenieros petroleros pensaban que la

ingeniería de yacimientos constituía el pilar de mayor importancia respecto

a todas las ramas que intervenían en la administración de los yacimientos

petrolíferos. Actualmente, esta concepción ha cambiando y ahora se

pondera con la misma magnitud a todas las ramas que intervienen en la

explotación. Las áreas de conocimientos se organizan trabajando en grupos

multidisciplinarios. Las áreas que intervienen en la administración son:

técnicas, económicas, legales, administrativas y de medio ambiente y

seguridad industrial.

7

[FF1


La administración de yacimientos ha tenido avances notables en las

últimas cuatro décadas. Las técnicas y herramientas son superiores, la

caracterización se ha mejorado y la automatización con las computadoras

ha facilitado el procesamiento de datos y el análisis para toma de

decisiones. El sinergismo logrado por la conjunción entre las geociencias

y la ingeniería ha resultado un éxito, así como la integración de todos los

grupos que intervienen en la explotación. La integración, los avances en

la tecnología y su uso correcto se reconocen, como el medio por excelencia,

para obtener la máxima recuperación económica de los yacimientos.

La Figura 1, basada en las figuras presentadas por Thakur 7 y Rangel 8 ,

representa gráficamente la relación de la administración de yacimientos

con las diferentes disciplinas. Todas las áreas trabajan bajo un objetivo

común y coordinadas por un administrador. Observe que existe una

retroalimentación para todas las áreas a través del administrador en función

de los resultados obtenidos durante la ejecución del proyecto, esto es, la

explotación del yacimiento.

INGENIERIA INGENIERÍA DE DE

YACIMIENTOS Ir PRODUCCIÓN

GEOLOGÍA DE a-

INGENIERíA

GEO?SÍCA

GE

PERFORACIÓN

!IERÍA / : \ PROTECCIÓN ISTRACIÓN) DE DISEÑO Y AMBIENTAL Y ASPECTOS DNSTRUC1

LEGAL

ADMINISTRACIÓN ES INGENIERíA DEGASY

Y ECONOMÍA 'PETROQUIMICA

EVALUACIÓN DE INVESTIGACIÓN OYECTOS Y APOYO Y LABORATORIOS

COMPUTACIONAL DE SERVICIOS

Figura 1 Relación de la administración de yacimientos con las diferentes disciplinas

9


El proceso de administración se inicia con el planteamiento de un

plan de explotación basado en la información disponible, posteriormente

se implementa en campo llevando un monitoreo y evaluación de los

resultados obtenidos, retroalimentando al plan en forma continua.

El plan de explotación se mejora, con base a la nueva información y

se efectúan los cambios necesarios para lograr el mayor beneficio

económico, considerando la disponibilidad de recursos y la demanda del

mercado. El proceso es continuo y debe ¡niciarse lo antes posible, y

efectuarse durante toda la vida económica del yacimiento. La Figura 2,

presenta en forma de diagrama de bloques el proceso de administración

descrito.

Figura 2- El proceso de administración de yacimientos

Es importante resaltar que el plan de explotación puede cambiar por

diferentes hechos: nueva información del campo que cambia el modelo

conceptual del yacimiento, cambios en los precios de los hidrocarburos,

la posibilidad de aplicación de tecnología nueva y/o modificada, y las

decisiones políticas y económicas de los líderes de las diferentes potencias

Es

LEEN


mundiales. Como puede observarse existen variables que se pueden

controlar y otras que son predecibles con un cierto grado de confiabilidad

La organización de los activos petroleros antes de los 70's se ha

comparado a un equipo en una "carrera de relevos" donde cada individuo

estaba interesado por lograr sus metas de tiempo pero sin considerar un

apoyo adicional a los demás miembros del equipo después de haber

terminado su carrera. Esta concepción no es del todo válida con lo que

pasaba en la industria petrolera, pero tenia un cierto parecido, por ejemplo

el área de perforación buscaba terminar rápidamente los pozos con el

menor costo económico posible, sin considerar las condiciones de flujo

que se presentan durante la producción, tales como, formaciones dañadas

por el uso de lodos pesados, la instalación de sistemas artificiales de

producción, etcétera. La concepción actual es más parecida a un equipo

de "football" donde todos los jugadores persiguen un mismo objetivo y

buscan apoyarse mutuamente en todo momento.

Hoy, todavía nos falta mucho por avanzar y seguramente en el futuro

los factores de recuperación, que ahora en promedio a nivel Estados Unidos

se aproximan al 35%, se seguirán incrementando por diversas variables,

entre las que destacan, el desarrollo de la tecnología, el incremento en

los precios de los hidrocarburos y el recurso humano cada vez mejor

capacitado. En México el factor de recuperación promedio es

aproximadamente del 25%, de acuerdo con los valores oficiales reportados

por PEMEX al 1 de enero de 2002. El lector, deberá considerar que los

valores manejados son promedio y que existen algunos yacimientos que

superan apreciablemente esta cifra y otros que están por debajo.

Dejando a un lado el aspecto del precio de los hidrocarburos y el

desarrollo de nueva tecnología, la reserva de hidrocarburos de un país o

compañía puede incrementarse por el descubrimiento de nuevos

'o

Eu1


yacimientos, pero también puede lograrse considerando a los yacimientos

descubiertos, mediante la implantación de una explotación más eficiente.

Posiblemente en algunos casos este incremento puede ser substancial y

mayor al de las nuevas reservas.

3. IMPORTANCIA DE LA CARACTERIZACIÓN EN LA DEFINICIÓN DEL MODELO DE YACIMIENTO

La definición del modelo de yacimiento, como se ha enfatizado en los

párrafos anteriores, es primordial para la selección de la mejor alternativa

de explotación, esto es, la que genere el mayor beneficio económico

posible. El modelo se va conformando a partir de los datos disponibles y

debe ir afinándose hasta el final de la explotación del yacimiento.

Es importante mencionar que el modelo de yacimiento no constituye el

único pilar de sustento para definir la política de explotación, ya que

también deben considerarse a las instalaciones de producción sub-

superficiales y superficiales, ver Figura 3, así como los pronósticos de

precios de los hidrocarburos, tasas impositivas y costos de operación y

mantenimiento para construir un modelo completo que permita simular

diversos escenarios de explotación posibles. En el presente trabajo sólo

se abordará el tópico referente al modelo de yacimiento.

Debido a que algunos de los parámetros mencionados en el párrafo ante-

rior no pueden determinarse exactamente, las simulaciones con el modelo

se realizan con las tendencias pasadas, extrapolando y realizando varias

corridas con los valores más probables mediante el uso de técnicas

estadísticas.

111110

11


Fig. 3.- Modelo integral que considera al yacimiento y las instalaciones de producción.

(modificación de ref. 6)

Existen varios procesos para definir el modelo de yacimiento

dependiendo de la información utilizada, la Figura 4 presenta

esquemáticamente esta situación. Algunas de las fuentes mostradas puede

generar un modelo propio y/o conjuntarse para obtener un modelo

representativo único.

Figura 4.- Conformación del modelo de yacimiento.

-Y

12

FEII ACADEMIA DE INGENIERÍA

Debido a que cada fuente considera diferentes volúmenes de medición

que van desde unidades lineales de kilómetros, metros, centímetros hasta

micrones, y a que se tienen también resoluciones diversas, existe la

problemática de que los modelos obtenidos pueden llegar a ser

incongruentes entre sí. La Figura 5 ilustra la situación comentada en lo

referente a los volúmenes de medición.

KILÓMETROS

METROS

CENTÍMETROS

MICRONES

Fig. 6.- Volúmenes de medición de los diferentes medios de caracterización.

La información sísmica, la derivada de las pruebas presión-producción y la

información geológica consideran escalas de kilómetros, los registros geofísicos

13

1 ái 1 ACADEMIA DE INGENIERÍA

de metros, los núcleos de centímetros y la observación de láminas delgadas

y tomógrafos de micrones.

El objetivo del grupo de caracterización es lograr un modelo de

yacimiento que considere toda la información disponible, ponderando

adecuadamente la de mejor calidad y resolución y desechando la que

pueda tener problemas de errores de medición o ser incongruente con el

comportamiento del yacimiento, logrando al final de cuentas congruencia

entre todas las fuentes. A la situación anterior, se le refiere como el

"problema de integración de la información".

La caracterización de yacimientos consiste en detectar y evaluar los

elementos constitutivos de la formación que afectan el comportamiento

de flujo, entre los cuales tenemos, la permeabilidad, la porosidad, la

anisotropía, las fuerzas capilares y mojabilidad, la estratificación, las fallas

geológicas, las discordancias, los acuñamientos, el fracturamiento y la

compartamentalización.

Existen dos tipos de caracterización, la estática y la dinámica. En la

caracterización estática no se requiere movimiento de fluidos en el medio

poroso, que constituye el yacimiento, para realizar la medición. Los datos

para la caracterización estática provienen de la información sísmica, los

datos geológicos, los registros geofísicos de pozo y de la información de

la roca y los fluidos a partir de mediciones en laboratorio.

En la caracterización dinámica se necesita generar un movimiento de

fluidos en el yacimiento para obtener las mediciones. Los datos se obtienen

de las pruebas transitorias de presión, los datos de producción, el registro

del molinete hidráulico y las pruebas de trazadores.

14

MIACADEMIA DE INGENIERÍA

No es adecuado comparar a la caracterización estática y dinámica ya

que ambas tienen ventajas y desventajas, más bien es necesario enfatizar

que ambas son complementarias para la determinación del modelo

representativo del yacimiento.

4. CARACTERIZACIÓN DINÁMICA DE YACIMIENTOS

Aunque existen varios medios para estimar y medir directamente las

propiedades petrofísicas y de los fluidos de los yacimientos, las pruebas

de variación de presión han demostrado su superioridad al permitir una

caracterización denominada dinámica, representativa de volúmenes

grandes de yacimiento comparados con los obtenidos con registros

geofísicos de pozo y pruebas de laboratorio.

El comportamiento de la variación de presión de un pozo puede

medirse fácilmente y es extremadamente útil para analizar y predecir el

comportamiento del yacimiento y diagnosticar la condición del pozo

probado.

Los instrumentos para medir la presión máxima en pozos han sido

utilizados desde 1920. Los aparatos de medición que han sido utilizados

incluyen, desde el manómetro de Bourdon, el cual registraba las

variaciones de presión en una hoja de metal ennegrecida que

posteriormente era leída con el apoyo de un microscopio, los instrumentos

de medición continua, tal como el Amerada, disponibles desde principios

de la década de los 30's, hasta los registradores de alta resolución basados

en las propiedades piezoeléctricas de los cristales de cuarzo.

15

1


A principios de siglo, el objetivo de medir la presión de fondo de un

pozo era la determinación de la llamada "presión estática" del yacimiento;

posteriormente se observó que la rapidez de recuperación de la presión

que presentaba un pozo al cerrarse, estaba íntimamente relacionada con

las propiedades del yacimiento, de la geometría del pozo, así como del

tipo de fluidos producidos.

Con base en las observaciones mencionadas, se estableció como

premisa, que a mayor capacidad de flujo de la formación se presentaba

una mayor rapidez de recuperación de la presión. A partir de este postulado

se desarrollaron técnicas para estimar algunas características del sistema

yacimiento-pozo, utilizando soluciones matemáticas que representan el

comportamiento de flujo de los fluidos en el medio poroso.

El primer artículo que trata sobre la determinación de la permeabilidad

de la formación a partir de pruebas de presión fue presentado por Moore

en 1933. Desde entonces el análisis transitorio de pruebas de presión es

la más poderosa herramienta disponible para los ingenieros de yacimientos

en la determinación de las características y la planeación de los esquemas

de producción. En la literatura técnica petrolera existen miles de artículos

técnicos relacionados con este tópico, también se han publicado cientos

de artículos en los campos de la Geohidrología y la Geotermia.

En una prueba de variación se conoce la señal de entrada aplicada al

yacimiento, por ejemplo el gasto, y se mide una señal de respuesta del

sistema, la cual generalmente es la presión. El propósito del análisis de

las pruebas es identificar o caracterizar al sistema yacimiento-pozo,

utilizando la información de entrada y salida del sistema.

16

a ACADEMIA DE INGENIERÍA

La Figura 7, presenta en forma gráfica, la respuesta de presión del

yacimiento, denominado sistema, ante una secuencia de perturbaciones,

indicadas como impulsos correspondientes a los cambios de gasto en el

pozo. En la parte superior de la figura se muestra una respuesta indi-

vidual por impulso, y en la parte baja, la suma de las señales que

corresponde a la medición que se obtiene en campo.

respuestas individuales a cada impulso

A

secuencia de respuesta del sistema a la secuencia de impulsos impulsos

Figura 7. Representacion esquemática del comportamiento del sistema ante una

secuencia de impulsos.

Los datos de presión de fondo cuando son adecuadamente registrados e

interpretados ofrecen información de gran importancia, tal como, la

estimación del volumen original de hidrocarburos, la presión promedio del

yacimiento, distancia a discontinuidades de roca o fluidos, distancia a

barreras impermeables, extensión y orientación del sistema fracturado,

permeabilidad, porosidad, el grado de comunicación entre zonas del

yacimiento, las características de una fractura que intersecta el pozo, las

características de doble porosidad, la estimación de características

(condiciones) de entrada de agua, la confirmación de la presencia de

casquete de gas, el establecimiento de grado de comunicación de varios

yacimientos a través de un acuífero común, el cálculo del coeficiente de alta

17

W1IJ


velocidad en pozos de gas, la estimación del avance del frente de

desplazamiento en procesos de inyección, la eficiencia de la terminación,

la determinación de daño por penetración parcial, perforaciones, etcétera.

Existen varios tipos de pruebas, tales como, las de decremento, in-

cremento, fall-off, inyección, DST, impulso y de pozos múltiples. En este

trabajo se plantean algunos desarrollos teóricos y técnicas de análisis para

las pruebas de pozos múltiples. Las pruebas de pozos múltiples tienen la

ventaja, sobre los demás tipos de prueba mencionada, de "investigar"

volúmenes más grandes del yacimiento.

Las pruebas de pozos múltiples, un subconjunto de las pruebas

transitorias de presión, consisten en la medición de una respuesta de

presión en pozos denominados de observación, correspondientes a las

perturbaciones causadas por la modificación del gasto en el pozo

denominado activo. En esta clase, existen dos tipos de pruebas: las de

interferencia y las de pulsos. En las pruebas de pulsos el pozo activo se

cierra y abre bajo un programa cíclico, mientras que en una prueba de

interferencia la señal de entrada se mantiene estable, esto es el pozo

activo se mantiene abierto a gasto constante, o cerrado según sea el caso.

En ciertos casos la respuesta que se obtiene en los pozos de

observación para una prueba de interferencia no corresponde íntegramente

al efecto causado por el cambio de gasto en el pozo activo; esto se debe

principalmente a la existencia de tendencias de depresionamiento o

represionamiento, presentes en el yacimiento por la producción histórica

o cierre reciente de los pozos; para manejar adecuadamente esta situación

en el análisis se sugirieron las pruebas de pulsos

En las pruebas de pozos múltiples las variaciones de presión son medidas

por un registrador (sensor) de alta sensibilidad colocado en el fondo de cada

pozo de observación; la teoría considera que las ondas de presión viajan a través de

18

EEIJ


todo el yacimiento utilizando solamente a los fluidos saturantes como un

medio transmisor.

En PEMEX durante las últimas décadas, las compañías Schlumberger

y Halliburton han atendido el servicio de medición y análisis de pruebas

transitorias de presión y desde 1988 el IMP también ha ofrecido el servicio,

aunque en mucho menor volumen de pruebas.

Una práctica recomendable consiste en realizar una prueba de presión

al menos una vez al año por pozo, con la cual es posible identificar el

estado de eficiencia de producción del pozo y también caracterizar el

yacimiento.

5. COSTO Y VALOR DE LA INFORMACIÓN

La medición, manipulación y análisis adecuado de la información es

de vital importancia para el éxito de la administración de yacimientos. Para

recolectar información se requiere un plan detallado y un seguimiento

exhaustivo. El plan debe considerar un listado de la información mínima

que se requiere, el tiempo de adquisición y como se va a usar; un aspecto

que no debe faltar en el plan es el conjunto de procedimientos que deben

seguirse para realizar las mediciones a fin de asegurar la calidad y

representatividad de la información.

Una premisa básica, discutida por varios autores 7 ' 9 y de gran

simplicidad lógica, considera que es necesario realizar un análisis del costo

/ beneficio de los datos por adquirir para evitar gastos innecesarios

manteniendo siempre presente el objetivo fundamental de la

administración, esto es, lograr el mayor beneficio económico.

1 Fui_]


El costo está constituido por los pagos de servicios a compañías yio

depreciación de equipos y personal propios para realizar las mediciones,

y en algunas ocasiones, la pérdida financiera debida a la producción

diferida ocasionada por la necesidad de cerrar pozos para probarlos.

También existen erogaciones adicionales por el análisis de la información

y por su manipulación computacional para almacenamiento y recuperación

adecuada. Asimismo deben considerarse los pagos al personal que elaboró

el plan detallado de las pruebas y muestreos para adquirir información y

el que supervisó las mediciones en campo.

En algunas ocasiones, en el análisis económico para efectuar una

prueba o medición, una reparación de un sistema artificial, una estimulación

o cualquier otra operación que requiera el cierre de los pozos,

erróneamente en la estimación de las erogaciones se considera el costo

de la producción o no se considera costo alguno, siendo lo correcto

considerar la pérdida financiera debida a la producción diferida.

El beneficio se refiere al incremento en certidumbre al predecir el

comportamiento del yacimiento y sus instalaciones de producción, lo cual

permite tomar decisiones para mejorar el plan de explotación. También es

posible evidenciar problemas operativos, tales como cuellos de botella en

las instalaciones de producción, análisis de los sistemas artificiales de

producción y definir el estado de flujo de los pozos, esto es, la existencia

de daño. El diagnóstico permite tomar acciones que redundan en beneficios

económicos inmediatos que evitan diferir producción y/o perder reserva.

Los costos pueden ser cuantiosos, pero cuando la toma de información

está bien sustentada y es oportuna, los beneficios son significativamente

mayores por varios cientos de magnitud.

20


En la actualidad, debido al gran desarrollo de las telecomunicaciones

y de la computación es posible adquirir información en el campo y observar

su comportamiento, a tiempo real, en gabinete y en varios centros

instantáneamente.

En la Figura 8 se representa esquemáticamente 9 la idea planteada

en el párrafo anterior, donde se muestra la obtención de diferente tipo de

información y su envío a los centros de proceso para ser integrada e

interpretada.

En México hemos avanzado en este sentido con la implantación del

sistema SCADA, que permite mediciones a tiempo real en las tuberías de

recolección y distribución de hidrocarburos en algunos campos, pero es

necesario, a criterio del autor, generalizar los esfuerzos para obtener

mediciones continuas, al menos, de la producción de los pozos, sus

presiones de fondo y superficie. En general se considera que es

conveniente tomar mediciones a tiempo real de todos los datos clave que

afecten la rentabilidad de la explotación del yacimiento.

Figura 8.- Obtención de información y su envío a los centros de proceso 9 .

21

[al ACADEMIA DE INGENIERÍA

Una de las principales compañías internacionales de servicio 9 tiene un

proyecto estratégico, con un presupuesto aproximado de 6,000 millones

de dólares para la adquisición y análisis a tiempo real de datos de campo.

Varías compañías operadoras, como Shell y PDVSA, entre otras, han

analizado los beneficios de invertir para obtener mediciones continuas a

tiempo real llegando a la conclusión que el pago de la inversión representa

menos de un 2% de la producción adicional que se obtendría derivada de

la información y que los beneficios pueden ser muy importantes.

La medición continua incide directamente en la identificación y mejora

oportuna de varios rubros, tales como:

• restricciones de flujo en el yacimiento y en los pozos • ineficiencias y cuellos de botella en los sistemas de producción

• detección de terminaciones ineficientes • programa de mantenimiento: tuberías, equipos usados en

sistemas artificiales de producción, bombas, compresores,

separadores, deshidratadores, etcétera.

De acuerdo con algunos especialistas en el área, al tomar decisiones

oportunas y con alto grado de confiabilidad, se podría incrementar la

reserva, que en promedio mundial es de un 35% del volumen original hasta

un 50%. Adicionalmente, se obtienen ganancias debidas a la producción

anticipada y a los ahorros en costos de operación y mantenimiento.

La Figura 9, presenta esquemáticamente el proceso de toma de

información, el cual inicia con la determinación del plan adecuado de

requerimientos de información, seguido por la ejecución, monitoreo de los

datos, envío de la información a los centros de proceso, almacenamiento

y análisis de la información obtenida, y concluyendo con la toma de

decisiones en dos vertientes principales: las tendientes a mejorar el plan

22


de explotación del yacimiento, tales como realizar estimulaciones, anular

cuellos de botella, etcétera y las dirigidas a mejorar el plan de toma de

información.

Adquirir la información es un paso importante para lograr la

optimización pero no debe pasarse por alto que la manipulación y análisis

es también sumamente trascendental. Actualmente se tienen disponibles

excelentes sistemas de cómputo que apoyan a los expertos en estas tareas.

En algunas ocasiones, el problema no es la falta de información, más bien,

es su uso inadecuado.

Ejecución

Monitoreo del plan

Plan de Transmisión toma de de datos información

II Toma de Almacenamiento y

decisiones analisis de rnformacion

En la opinión del autor del presente trabajo, la evaluación de pozos y

la mejora en la caracterización de los yacimientos es una área de

oportunidad para PEMEX PEP. La medición continua de los gastos

individuales de pozos y sus presiones de fondo y cabeza permitirían

diagnosticar efectivamente la condición de flujo de los pozos, considerando

también sus sistemas artificiales de producción, además de obtener

información de las características del flujo dentro del yacimiento. En

23

: FUI


México4 el 72% de los pozos son explotados con algún tipo de sistema artificial de producción.

Con tales diagnósticos se pueden tomar decisiones oportunas para

mejorar las condiciones de flujo y evitar paros imprevistos y ineficiencias

en el flujo a través de los sistemas de producción.

Indudablemente que la medición continua de los parámetros de

operación de bombas, compresores, separadores, etcétera, tiene gran

interés económico y además de que es independiente, debe considerarse

complementario a la medición de los pozos para el análisis integral del

activo de producción.

6. REGISTRO Y ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN EN MÉXICO.

El registro y análisis de pruebas de presión permite optimizar lo que

produce el pozo a corto plazo así como maximizar la rentabilidad del

yacimiento a largo plazo.

A partir de la década de los 70's inicia la aportación de los ingenieros

mexicanos, en la presentación de nuevas soluciones y técnicas de análisis

para pruebas transitorias de presión, manteniéndose presente hasta la

fecha. La cantidad de artículos publicados internacionalmente, con

arbitraje, rebasa la centena. Asimismo ha habido aportaciones, por

invitación directa de autores prestigiados, en capítulos de libros importantes

relacionados con el área de pruebas de presión, publicados en Estados Unidos.

24

[FF11


Sin lugar a dudas, el área del análisis de pruebas transitorias de

presión, representa el tema de mayor aportación técnica de México para

la comunidad científica internacional en Ingeniería Petrolera.

Asimismo, en foros nacionales se han publicado cientos de artículos

técnicos referentes al análisis de pruebas de presión y también ha sido

motivo central de cientos de tesis a nivel licenciatura, maestría y doctorado

en ingeniería petrolera.

A nivel internacional los principales autores mexicanos, por la

importancia de su aportación y número de artículos son: Dr. Héber Cinco

Ley, Dr. Fernando Samaniego Verduzco, Fís. Abraham de Swaan Oliva,

Dr. Rodolfo Camacho Velázquez y el Dr. Fernando Rodríguez de la Garza.

Aunque existen otros autores con publicaciones arbitradas en el extranjero,

incluyendo al autor del presente trabajo, no se mencionan explícitamente

para evitar omisiones involuntarias.

Las principales aportaciones se centran en los siguientes tópicos:

Descripción del comportamiento de flujo hacia pozos desviados.

• Solución considerando propiedades petrofísicas dependientes

de la presión.

Soluciones de flujo para pozos hidráulicamente fracturados o

fractura natural cercana al pozo.

• Comportamiento de flujo en yacimientos naturalmente fracturados.

• Soluciones para pruebas de presión con flujo multifásico.

• Soluciones para flujo no-Darciano.

• Diversas soluciones para problemas, tales como, tendencias

de presión presentes durante las pruebas, detección de fallas

impermeables, distribución de presión inicial no uniforme al

inicio de la prueba, desuperposición de ruido, etcétera.

25

LFLII


En los años 70's diversas universidades y empresas de EUA iniciaron

el uso de las computadoras como herramienta de ayuda en el análisis de

las pruebas de presión de pozos petrolíferos 10 . A principios de la década

de los 80's existía la inquietud a nivel mundial, por parte de los

especialistas, de crear procedimientos matemáticos para ajustar datos de

pruebas de presión de campo con curvas tipo teóricas representativas del

comportamiento ideal del sistema yacimiento-pozo.

Afines de la década de los 70's, en el IMP, el M. en C. José García-

Rivera promovió y trabajó en la elaboración de programas de cómputo

que contribuyeron a realizar eficientemente el análisis de pruebas de

presión. Es así que en 1980, el IMP había avanzado en el desarrollo de

software que permitía graficar los datos de campo, aunque el análisis debía

realizarse manualmente. Asimismo, posteriormente se desarrollaron

programas de cómputo121314 para apoyar a los especialistas en el análisis de datos de presión.

Con este ámbito como antecedente, se inició el uso exitoso 15 de la teoría de señales en el análisis de pruebas de presión, entre los años

1981 a 1989. Como resultados de esta aplicación, fueron escritos varios trabajos técnicos 1617 y reportes de análisis de cientos de pruebas, algunos

de los cuales fueron publicados, y otros permanecieron inéditos.

La transferencia de conceptos y métodos de análisis de algunas áreas

particulares de la ciencia a otras, mediante adaptaciones ingeniosas, ha

generado resultados extraordinarios. La Ingeniería Petrolera no es la

excepción, por ejemplo, el flujo multifásico transitorio en tuberías se

benefició enormemente por los desarrollos realizados en la ingeniería de

reactores nucleares, y técnicas desarrolladas en Geohidrología se han

adaptado exitosamente en el área de yacimientos, principalmente en el análisis de pruebas de presión.

26

LFEII


La teoría de señales se desarrolló en forma extraordinaria en las áreas

de las telecomunicaciones, electrónica y control así como en la geofísica.

Su aplicación al análisis de pruebas de presión 15 ha resultado también de

gran utilidad permitiendo el ajuste automático de curvas tipo, desarrollo

de técnicas de análisis para pruebas con gasto variable, desuperposición

de ruido, etcétera.

En 1987 se presentó el primer artículo 18 sobre el Sistema de Análisis

de Pruebas de presión (SAPP) que permitía el análisis eficiente de pruebas

de variación de presión y que hacia uso de varías técnicas derivadas de la

teoría de señales. En aquel tiempo este sistema era competitivo con los

sistemas de análisis automatizados más avanzados que se ofrecían

comercialmente a nivel internacional. El SAPP fue utilizado exitosamente

para el análisis de cientos de pruebas de diferentes campos en México

incluyendo el campo Cantare11 19 . Cabe mencionar que en 1990 varias

compañías en EUA y en China se interesaron en comprar el SAPP al IMP.

Las primeras versiones del SAPP, en 1982, fueron elaboradas en lenguaje

Fortran 77 en la computadora central del IMP, y contenían el ajuste

automático de datos de campo con modelos para yacimientos homogéneos

y las técnicas de análisis semilogarítmicas convencionales; los cargos por

el tiempo de cómputo para el desarrollo del SAPP eran absorbidos por un

convenio que el IMP tenía con la UNAM para apoyar el desarrollo de tesis de posgrado.

Posteriormente, se incluyó en el sistema el análisis por medio de la

derivada de presión para evitar la subjetividad del ajuste en las curvas

tipo e identificar periodos de flujo, así como métodos de regresión no-

lineal con solución representada en el plano de Laplace, y el

correspondiente modelo de yacimientos naturalmente fracturados 20 ; la

realización de numerosos análisis de pruebas de campo validaron la

27

FU11


capacidad y confiabilidad del sistema. En 1986 se logró el apoyo de la

Gerencia de Yacimientos de PEMEX que se tradujo en un proyecto

específico con el IMP para realizar una versión del SAPP para

computadoras personales, que fue transferida a las diversas regiones

petroleras de país.

Es importante mencionar que la estructura del SAPP incluía, tanto

técnicas de análisis de presión del dominio público, como procedimientos

totalmente originales que permiten obtener resultados altamente

satisfactorios utilizando un tiempo de cómputo mínimo, aún en los casos

en que la información se encuentra afectada por datos de carácter aleatorio

o ajenos al comportamiento del yacimiento, y entre los cuales son

distintivos la correlación CORINE 15 , la deconvolución RIMA 21 y el suavizamiento de datos en el dominio de la frecuencia.

CORINE 15 es una técnica de gran capacidad y precisión para realizar

ajustes automatizados de datos de pruebas de presión con curvas tipo, la

deconvolución RIMA21 es útil para analizar pruebas de presión a gasto

variable y el suavizamiento de datos se efectúa con filtros digitales y

utilizando la transformada de Fourier que permite descomponer la señal

de campo en sus frecuencias básicas.

Con base en el sistema SAPP, la experiencia de campo obtenida en

la participación de decenas de pruebas en campo y un análisis de

rentabilidad de proyectos, el Dr. Ulises Ricoy y el autor del presente trabajo

promovieron ante las altas autoridades de PEMEX el apoyo necesario para

la integración en el IMP de un equipo de medición, análisis y diagnóstico

de pruebas de presión en pozos petroleros, de lo cual se originó el sistema

SIMPP (.istema Integral de Medición y Pruebas de rozo) en 1988.

92

a ACADEMIA DE INGENIERíA

En este proyecto se acondicionó la cabina operativa de un tracto-

camión, para integrarle equipo de instrumentación e instalar programas

de cómputo para la adquisición, medición y análisis de parámetros

utilizados durante las pruebas de pozo. El camión fue proporcionado por

el área de Geofísica de PEMEX, que lo utilizó durante mucho tiempo para

tomar registros geofísicos de pozo y estaba ya fuera de servicio.

Para desarrollar este sistema se rediseñaron algunos elementos de

la cabina operativa, como gabinetes, anaqueles y contenedores sobre los

cuales se montó el equipo de instrumentación. También se rediseñó la

distribución interna del mobiliario, agregándole algunos dispositivos y

accesorios para aumentar su funcionalidad. Se revisaron y cambiaron

dispositivos tales como el malacate, motores, etcétera, además de ejecutar

un servicio de mantenimiento general como cambio de llantas, engrasado,

hojalatería y pintura. Este primer camión para medición de pruebas en

campo se le nombró "Fénix" como el ave fabulosa, según los antiguos

egipcios, que tenía la virtud de renacer de sus cenizas. En la Figura 10,

se presenta una fotografía de la unidad operando en campo.

El equipo de cómputo e instrumentación lo constituyen:

microcomputadoras, sondas de medición, transmisores de señales,

impresora, graficador, accesorios y cableado diverso. Se tenían tres

programas de cómputo, desarrollados en el IMP, el primero denominado

AMMEDA para el envío, captación y adecuación de las señales generadas

en los diferentes sensores, el SAPP para el análisis de las pruebas de

presión y el FLUPROD para el análisis de afluencia. El programa AMMEDA

fue desarrollado por el Ing. Ernesto Salazar y personal de la compañía

Geophysical Research Corporation (GRC), a la que se le compraron las

sondas de presión. El FLUPROD, tiene como autores principales a los

Ingenieros Héctor Díaz Zertuche y Felipe Lucero Aranda.

29

FIO 11

ACADEMIA DE INGENIERíA

l~

Figura 10.- Unidad de registro, procesamiento y análisis in situ de pruebas en pozo.

Con este primer equipo, operado por personal de Geofísica de PEMEX

y con expertos de yacimientos, producción y electrónica del IMP, se

realizaron decenas de pruebas exitosas, lo cual cambio la mentalidad de

escepticismo que existía en PEMEX, por algunos técnicos, acerca del

funcionamiento del equipo y de los resultados que se podían obtener. Un

dato curioso es que debido a esta mentalidad algunas personas nombraban a la unidad despectivamente como "El Frankestein".

A partir del análisis de la información obtenida en campo se proponían

recomendaciones para optimizar las condiciones de explotación del pozo,

esto con base en los pseudo factores de daño y la capacidad de transporte

del aparejo. También se entregaban datos referentes a la caracterización

del yacimiento, tales como permeabilidad, radio de drene, presencia de

fallas impermeables, parámetros representativos de yacimientos

naturalmente fracturados, características de una fractura hidráulica,

etcétera.

30

L

LEE']


En la Figura 11 se muestran fotografías de la parte interna y externa

de la cabina de operación, donde puede apreciarse el equipo de cómputo,

el control del malacate usado para bajar la sonda al fondo del pozo, el uso

del software de análisis y una vista de la parte externa de la cabina.

Fig. 11.- Fotografías del interior y exterior de la cabina de prueba.

El éxito logrado con la primera unidad, tanto técnico como económico,

generó nuevos proyectos del IMP con PEMEX, para la construcción de

cabinas marinas, así como recursos para la generación de nuevas

versiones de programas para el análisis de datos. La Figura 12, es una

fotografía de la cabina portátil de prueba para su uso en plataformas ma-

rinas, que contiene el software de registro y análisis mencionado así como

un sondas de alta sensibilidad para registrar la presión desarrolladas y

calibradas en los laboratorios de electrónica del IMP.

Eh

nt


Figura 12.- cabina de prueba portátil para registro costa afuera.

Contrariamente a lo esperado, esto es, un incremento de unidades y

una medición mas intensiva de pozos, actualmente el uso de las diferentes unidades del IMP se ha reducido notablemente.

A finales de la década de los 80's, en el IMP, se desarrolló 22 en forma

pionera en México un Sistema F.xperto para el Análisis de Pruebas de

Presión (SEAPP), que tenía como objetivo apoyar a los ingenieros de

campo, que no tenían una fuerte especialidad en el área de pruebas de 41*1

presión, en el análisis de las pruebas con la finalidad de optimizar,

uniformizar su criterio y asegurar resultados confiables. El sistema experto

usaba al SAPP para efectuar los cálculos del análisis de los datos de

presión.

Encontrar un modelo representativo de la respuesta de presión del

pozo es un proceso dependiente de la experiencia del analista. Varios

modelos matemáticos pueden resultar en la misma respuesta de presión,

por lo cual se requiere incorporar la experiencia del analista y el

conocimiento del comportamiento del yacimiento.

32

Fil ACADEMIA DE INGENIERÍA

La dependencia de la experiencia del analista puede ocasionar que

en algunos casos se tengan diagnósticos diferentes para una misma

prueba, lo cual puede llevar a decisiones erróneas con sus consecuentes

pérdidas económicas. El SEAPP, tenía como un objetivo principal ser el

receptor de la experiencia y el conocimiento de los expertos en el análisis

de pruebas de presión para estandarizarlos, facilitar su transferencia a

otros ingenieros y eficientemente aplicarlos en pruebas de campo.

En lo mejor del conocimiento del autor, este sistema ya no fue

actualizado y a la fecha esta fuera de uso.

No se omite mencionar que en el IMP, se generó una versión en

lenguaje "C" del SAPP en un ambiente tipo "Windows" con la incorporación

de nuevas técnicas de análisis a la que se denominó SAPP_New 23 .

Tal y como se mencionó al principio de la presente sección, las

aportaciones de nuevos métodos al área de pruebas transitorias de presión,

por ingenieros mexicanos, han sido continuas durante los últimos 30 años

y se extienden a la fecha.

El objetivo de la presentación no pretende hacer una revisión

exhaustiva de todas las aportaciones de autores mexicanos, que por cierto

ocuparía bastantes páginas, sino más bien posicionar al lector en una visión

real de las potencialidades que tenemos para la caracterización dinámica

de yacimientos.

Con base en lo relatado, fácilmente se podrá deducir que en México

tenemos el recurso humano de calidad para generar nuevas soluciones y

técnicas de análisis, construir software para facilitar la aplicación de las

técnicas en campo así como experiencia para diseñar, registrar y analizar

integralmente los datos de presión y gasto.

33

LEÍlI


Todos los desarrollos comentados han generado significativos

beneficios técnico-económicos a la industria petrolera nacional. En gen-

eral, México deberá impulsar el desarrollo y la especialización de

actividades susceptibles de generar tecnología y las instituciones de

educación superior y de investigación deberán jugar un papel clave,

apoyándose mediante alianzas estratégicas con las principales compañías

internacionales de servicio y/o operadoras.

Una área de oportunidad está representada por la necesidad de una

caracterización dinámica continua con sensores permanentes en los pozos

y en las baterías de producción.

Se considera conveniente exhortar a los actores correspondientes a

continuar con la integración de tecnología nacional y extranjera por

ingenieros mexicanos con la finalidad de incrementar la rentabilidad de

los activos petroleros del país.

7. TÉCNICAS DE ANÁLISIS PARA PRUEBAS DE PRESIÓN

Teniendo como antecedentes, la importancia de la caracterización

dinámica en la definición del modelo de yacimiento y las ventajas de la

medición continua en los pozos, en esta sección se presentan algunas

técnicas de análisis desarrolladas recientemente por el autor en el área

de pruebas de interferencia y de pulsos, publicadas en foros nacionales e

internacionales, incluyendo una técnica inédita para eliminar tendencias

de presión cuadráticas que coadyuva en la caracterización de yacimientos petroleros.

34

ma. ACADEMIA DE INGENIERA

Las mediciones continuas en los pozos requieren de instrumentación

especial y el uso de sensores permanentes que permitirían una

caracterización más confiable del yacimiento, el monitoreo de su

comportamiento y la optimización de la producción.

Actualmente, el uso más generalizado a nivel mundial, es en pozos

con bombeo electrocentrífugo y pozos con bombeo neumático.

Es importante recalcar que en este trabajo se plantea como una

necesidad para mejorar el plan de explotación, el realizar mediciones

continuas de presión de fondo y superficie así como gasto en forma

generalizada en los pozos de los principales yacimientos de México.

Las técnicas de análisis, para este tipo de mediciones, deben

considerar el efecto del gasto variable en el pozo en estudio, la interferencia

de los demás pozos del yacimiento produciendo a gasto variable, antes y

durante la prueba, y las tendencias globales de depresionamiento o

represionamiento. El análisis manual para estos casos sería prohibitivo

debido a la gran cantidad de cálculos debidos a la superposición de efectos,

por lo cual, se deberán usar programas de cómputo que contengan técnicas

adecuadas para los diferentes casos en análisis.

Existen publicados en la literatura técnica varios artículos que

presentan técnicas de análisis para aplicación bajo las condiciones

planteadas en el párrafo anterior, pero seguramente que se tendrán que

seguir desarrollando nuevos procedimientos para facilitar la interpretación

y mejorarla. A continuación se presentan varias técnicas desarrolladas

recientemente por el autor, que se prevé tendrían una aplicación directa

en la interpretación de la información derivada de la medición continua en

pozos. Se presenta un programa de cómputo que coadyuva en el análisis

y se plantea un procedimiento general de análisis.

35

Elli


En 1999 se publicó un artículo 24 que muestra resultados de

investigación relacionados con el análisis de pruebas de interferencia de

presión. Fundamentalmente se plantearon tres aportaciones:

• Nuevos grupos de presión: Eliminan eficientemente las

tendencias globales de depresionamiento o represionamiento

debidas a la producción o cierre de los pozos en un yacimiento.

•

Estimación de presión inicial: Técnica para estimar, en pruebas

de pulsos, la presión inicial real para el análisis individual de cada pulso.

• Sistema de cómputo "SAINT": Permite diseñar, conducir e

interpretar, las pruebas de campo de pozos múltiples, de una

forma más práctica y real.

A continuación se presenta un breve resumen de cada punto. Es

importante señalar, que la medición continua de presiones de fondo en

los pozos requerirá de un análisis tipo "interferencia" adicionado a las

fluctuaciones de presión debidas al propio pozo.

Nuevos grupos de presión.

Una de las claves para analizar exitosamente una prueba de

interferencia es la predicción de la tendencia de presión en los pozos

observadores durante la prueba. La tendencia de presión significa el

cambio de presión que ocurriría en los pozos si el gasto del pozo activo

no fuera cambiado. Esta tendencia de presión debe ser sustraída de las

mediciones de presión para obtener la respuesta de interferencia debida

al pozo activo. Teóricamente, la tendencia de presión es la suma, en el

pozo de observación, de todos los transitorios de presión generados por

los pozos activos durante toda la vida productiva del yacimiento.

Matemáticamente esta tendencia es muy difícil de estimar, debido también a la

36

[Fil


falta de información confiable de la variación de los gastos en todos los

pozos, pero puede medirse antes de empezar la prueba y extrapolarla.

Kamal y Brigham, determinaron cualitativamente los errores que se

cometen en el análisis de una prueba cuando no se consideran los efectos

de tendencia lineal de presión, reportando los siguientes resultados con

diferentes valores de pendientes de la tendencia, tales que reportaran

cambios de presión en t D Irl = 3 en el rango del 10 al 30%.

10% 20% 30%

Cambio en presión a tD/rD = 3

Error en kh -3% -9% -16%

Error en f ch -7.6% -16.8% -23.6%

El valor de tres, lo seleccionaron debido a que corresponde al tiempo

en horas, requerido para correr satisfactoriamente una prueba en un

yacimiento con propiedades promedio. Como puede observarse, los

errores son de consideración y señalan que no es posible despreciar los

efectos de la tendencia de presión.

La nueva función de presión, considera la diferencia entre la respuesta

de presión medida en campo y la integral de la presión respecto al tiempo,

y permite eliminar los efectos de tendencias de presión lineales que se

presentan en el yacimiento y que complican el análisis; por tanto, se

ahorran recursos económicos por la disminución del tiempo de registro en

el fondo de los pozos y se mejora la interpretación. El grupo, en términos

de variables adimensionales, se define de acuerdo a la siguiente ecuación:

N = PD(tD)_ 2 to

$ 0 (T)dT LD

37


Donde PD es la presión adimensional y t 0 es el tiempo adimensional,

definidos en la nomenclatura al final del trabajo.

Es importante recalcar que el grupo N es válido para cualquier tipo

de prueba transitoria de presión, cualquier tipo de yacimiento y cualquier

tipo de flujo presente en el medio poroso, considerando las soluciones

adecuadas de PD El lector interesado, podrá encontrar en el artículo 24

referenciado los grupos para flujo radial, lineal y esférico.

En la Figura 13, se presenta un ejemplo de campo de la aplicación de

la función N, para flujo radial, mediante el ajuste de las nuevas curvas tipo

con los datos de presión medidos en el fondo del pozo Abkatún No. 4.

x

kh 1 4326E+6 IDI

rLuJÓqAoL co4oarAMcwToIMrp ,4ro

loo

100

10 .1

S S.. .

.

. .

e

10 2

102 10 1 lo

e t 0Ir

Figura 1 3.-Aplicación del grupo N al análisis de una prueba de pulsos en el pozo Abkatún no. 4

Se ha mencionado consistentemente, por varios autores, que la ventaja de

las pruebas de pulsos sobre las de interferencia es la eliminación automática de

38

FF11


las tendencias lineales de presión debido al método de análisis. Se

considera necesario enfatiza que con el uso de los nuevos grupos de

presión esta ventaja desaparece, dejando en igualdad de circunstancias

a ambos tipos de pruebas.

Estimación de presión inicial

Al analizar pruebas de pulsos, realizando ajustes locales para algún

pulso en particular, se requiere la presión al inicio de la prueba, para

calcular las caídas de presión a los diferentes tiempos registrados. Debido

a la naturaleza de las mediciones de presión, no siempre es posible

determinar con precisión este valor ya que la presión en el registro varía

con el tiempo formando una banda de valores, y adicionalmente en algunas

ocasiones se presentan mediciones caóticas antes y al inicio de la prueba.

Al analizar las pruebas del campo Abkatún se observó que la presión

inicial, afecta apreciablemente los resultados, lo cual originó la

investigación para su estimación.

El coeficiente de correlación utilizado normalmente en Estadística,

indica el grado de ajuste logrado en una regresión entre los datos reales y

calculados. Para el caso donde el modelo analítico utilizado represente a

la perfección al yacimiento y no se tengan efectos extraños en las

mediciones, se obtendría un coeficiente igual a 1. En base a lo anterior

se visualiza que la presión inicial debe estimarse de tal forma que el

coeficiente de correlación tienda a ser uno. Esto es, existe un valor de

presión único que minimiza el error de ajuste matemático.

El sencillo procedimiento planteado, se ha probado satisfactoriamente

en pruebas sintéticas y de campo.

39

LFtII


Sistema de cómputo "SAINT"

El sistema de cómputo al cual se le denominó "SAINT" (Sistema de

Análisis de pruebas de INTerferencia), surgió de la necesidad de

proporcionar al analista una herramienta de fácil uso y de aplicación

inmediata para el diseño y análisis de pruebas de interferencia y pulsos;

como se mencionó anteriormente, en general los cálculos son complejos

y numerosos por lo cual el uso de la computadora es indispensable.

SAINT, utiliza las técnicas de superposición en espacio y tiempo que

permiten la interpretación con cualquier número de pozos activos y sus

respectivas historias de producción yio inyección, considerando diferentes

modelos de flujo en el yacimiento, tales como los del tipo lineal, radial y

esférico. Se incluyen las técnicas convencionales de análisis presentadas

en la literatura así como las de más reciente publicación.

SAINT se desarrolló en Visual Basic,, por lo cual sus interfases de

entrada y salida, en ambiente Windows,, son bastante amigables. La

filosofía de diseño consideró la posibilidad de observar en una sola pantalla

de presentación, la interpretación de varias técnicas al mismo tiempo.

También se han incluido varios simuladores analíticos de yacimiento que

permiten aplicar una regresión no-lineal sobre los datos de campo para

afinar la interpretación.

El método de regresión no lineal utilizado en SAINT, con funciones

de restricción y la implementación de un procedimiento de interpolación-

extrapolación para la definición del factor de sobrerelajación, reportó gran

estabilidad y reducción en el número de iteraciones necesarias para

alcanzar la solución respecto a otros publicados en la literatura.

40

FE!]


Con SAINT es posible considerar los efectos, de almacenamiento y daño en

el pozo activo, sobre los datos del registro de interferencia.

Los ajustes con Curva Tipo pueden realizarse en forma manual yio automática

a conveniencia del analista y la información puede manipularse fácilmente para el

análisis, así como para su presentación e impresión en forma tabular y gráfica.

La Figura 14 muestra una pantalla típica de entrada de datos del programa SAINT. La Figura 13, es una pantalla de salida del sistema.

- II xl Azdwo Q~S AlIM519 tlerrsrniernas Verdana Ayuda

Fig. 14.- Pantalla típica de introducción de datos del programa "SAINT"

El sistema SAINT, es una herramienta de gran utilidad para el análisis de

pruebas de interferencia y pulsos, ya que reduce al mínimo los posibles

errores involucrados en el manejo de la información, ahorrando un tiempo

considerable; además debido a su estructura, es muy amigable en su uso

41

K1:11


y permite la validación de los resultados debido a que contiene simuladores

analíticos, y características gráficas que permiten visualizar al mismo

tiempo, interpretaciones con diferentes técnicas

En 2001, se presentaron dos artículos2526 , que proponen nuevas

técnicas de fácil aplicación para la interpretación de pruebas de

interferencia y pulsos a través del uso de gráficas semilogarítmicas, en

función de grupos de presión que permiten presentar los datos de campo

en líneas rectas; con la pendiente y ordenada al origen es posible estimar

valores de capacidad de flujo y almacenamiento de la formación productora.

Se plantea una metodología de análisis que considera las geometrías de

flujo radial, lineal y esférico en el yacimiento.

Generalmente, el análisis de los datos se realiza por las técnicas de

"Curvas Tipo" y "Regresión no-lineal"; sólo en casos muy especiales,

cuando la prueba es suficientemente larga en tiempo, es posible aplicar

las "técnicas semilogarítmicas" que hacen uso del trazo de líneas rectas a

través de los datos de campo y esto sólo para el flujo radial. El ajuste por

curvas tipo, tiene la desventaja de depender de la subjetividad del analista

y los métodos de regresión no-lineal ajustan la información a los modelos

pero están afectados por comportamientos erráticos o aleatorios de los datos.

El nuevo procedimiento de análisis propuesto, enriquece los

mecanismos tradicionales de estudio para las pruebas de interferencia y

pulsos, lo que coadyuva a una mejor caracterización dinámica de yacimientos.

La ecuación de interpretación considerando flujo radial, para "N"

pulsos de presión tiene una expresión general de análisis para el gasto o pulso "i".

42

FF1


---, IflAt( =lnA- AP' r +0)_q1 b (q1 - q) z\t (2)

donde,

c i = A) + At) ¡-1 e_b'(t + At - tk)

- qk (3) (ti + At) k=1 (t + At - tk) q1 J1

y• A - b= 948icr2

2kh k

Las expresiones (2) y (3) constituyen la base para analizar pruebas de

pulsos con geometría de flujo radial y permiten el análisis aislado por

pulsos, o el análisis integral considerando todos los datos de la prueba. El

lector interesado deberá revisar las referencias 25 y 26 para conocer el

desarrollo matemático y las ecuaciones de interpretación para flujo lineal

y esférico.

El estudio de una prueba de campo tiene varias opciones:

• Análisis aislado de cada pulso: Resultando en "N" valores de

transmisibilidad y capacidad de almacenamiento de la formación.

• Análisis del primer pulso y ajuste de todos los demás: Con los

valores de A y b estimados del primer pulso se calculan los valores

de "0" representativos de cada pulso en forma directa. Si los

datos de los pulsos se presentan como líneas rectas se concluye

que el análisis es confiable.

• Análisis del pulso "i" y ajuste de todos los demás: Igual que el

caso anterior pero con los valores de A y b estimados del pulso

"i" seleccionado en base al criterio y experiencia del analista.

• Análisis integral de toda la prueba: Se ejecutan "N-1" procesos iterativos que

estiman valores de "0" para transformar todos los datos de los diferentes pulsos

en rectas y se analizan en conjunto en una sóla gráfica.

43

[ELÍ


La experiencia del analista juega un papel muy importante en la

selección adecuada de la metodología ya que si teóricamente se puede

predecir que los resultados deberían ser muy semejantes, los datos de

campo contienen ruido aleatorio y de truncamiento, que en la práctica

pueden complicar el análisis debido a que la derivada de la presión respecto

al tiempo magnifica estos errores. La desventaja principal, en el uso de la

derivada, es que ésta se calcula mediante la diferenciación numérica de

los datos de presión, por lo cual cuando existe dispersión en los datos de

presión, los resultados son "ruidosos" y en ocasiones difíciles de interpretar.

Para aplicar eficientemente la metodología, se desarrollaron varias

subrutinas de cómputo que permiten el análisis de los datos de campo. En

la Figura 15 se presenta el diagrama de flujo para el análisis de las pruebas

de pozos múltiples; el cual fue integrado también al programa SAINT y que se explica por si mismo.

Módulo de entrada y revisión de datos • Registro de tiempo contra presión y de producción • Propiedades de los fluidos • Características petrotísicas • Datos Generales

II Selección de la Geometría de Flujo II

Graficación de datos

En el formato especifico planteado para cada geometría Opción de trazo de rectas y cálculo de parámetros Características de ampliación en visualiación

Análisis aistado por pulso

Análisis de pulso 1" y ajustes de los demás Inicia con valores de C=D

En el primer pulso estima T y S directamente,

EEstima pendiente y ordenada para los demás aplica técnica iterativa. Calcula T y S Genera valores de las Cs para todos los pulsos Estima valores de C con base a T y S estimados con el pulso Gral ca nuevos grupos de presion Aplica análisis para cada pulso y despliega Verifica convergencia resultados. Termina proceso 4-

Análisis integral de toda la prueba 1

Fig. 15.- DIAGRAMA DE FLUJO 26 PARA ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PULSOS E INTERFERENCIA.

44

Etíl


En la Figura 16, se presenta la salida del SAINT para el análisis de la

prueba de pulsos del pozo Abkatún no. 12, la dispersión en los datos se

debe a que la técnica propuesta incluye a la derivada de presión que por

su naturaleza matemática magnifica los ruidos que contiene la señal.

Particularmente esta prueba tiene un registro de presión contra tiempo

con bastante ruido. Sin embargo el análisis fue satisfactorio. En la Figura

16, para diferenciar la información de cada pulso se presentan diferentes

formas geométricas para representarlos.

Xi Mt d. i Q 11 021 021 04

loo

lo . '

i 0 2

o Resultados

600 1000 1600 2000 2600 260

itt o 1D (l/hr)

Fig 16.- Análisis 26 de la prueba de pulsos del pozo Abkatún no. 12

La teoría desarrollada para el análisis fue probada satisfactoriamente

con datos generados sintéticamente, de la literatura técnica y datos de

campo de yacimientos en México.

En esta parte del trabajo, se presentan algunas reglas cuya aplicación

coadyuva a una interpretación adecuada de las pruebas de pozos múltiples y son

45


resultado de la experiencia del autor. También se plantea un procedimiento

general de análisis que facilita el trabajo y asegura la calidad de los

resultados de la interpretación.

El análisis de pruebas de interferencia y pulsos no incluye solamente

a la prueba, también es importante considerar la revisión de las historias

de perforación, terminación y reparación de los pozos, los registros

geofísicos disponibles, los resultados petrofísicos y PVT, así como el

sistema integral e historia de producción. También, merece especial

atención por su influencia crucial en el diagnóstico, el análisis de los

estudios de geología de exploración y explotación, especialmente la

definición del tipo de depósito, diagénesis y los minerales que constituyen

la formación. Un apoyo adicional de gran valor lo constituye el estudio de

pruebas de interferencia realizadas en el campo y en general, todas las

pruebas transitorias disponibles.

En la medida en que se consideren todos los factores expresados en

el párrafo anterior se asegura que la interpretación sea consistente; en

caso contrario, se elevan fuertemente las posibilidades de obtener

resultados erróneos en el análisis.

Un buen ajuste del modelo teórico a los datos de campo no

necesariamente significa que exista una interpretación única. Es

importante validar los resultados con los conocimientos de los ingenieros

en las áreas de yacimientos, geología, registros geofísicos, producción,

terminación y reparación de pozos; En muchos casos los ingenieros puede

realizar comentarios útiles con relación a eventos y observaciones, que

no fueron documentados en los reportes diarios.

Es importante enfatizar que el analista debe usar la mayor cantidad de

técnicas disponibles para realizar un estudio a datos de campo, ya que el examen

46


simultáneo de la información en diferentes sistemas coordenados y

métodos de análisis, permite incrementar extraordinariamente la

confiabilidad en los resultados obtenidos.

Es muy trascendental que el análisis de las pruebas de presión sea

realizado por un profesionista con conocimientos teórico-prácticos

suficientes, además de criterios bien establecidos en el área donde se

localiza el pozo. No existen programas de cómputo infalibles que analicen

automáticamente los registros de presión.

Generalmente se piensa que si se utiliza una sonda de presión de

alta resolución los resultados de la prueba son muy confiables; este mito

es falso. Existen varios parámetros involucrados en el análisis, tales como

el gasto, compresibilidad del sistema roca-fluidos, viscosidad, espesor,

radio del pozo, etcétera, que afectan substancialmente los resultados. Por

tanto, el tener una sonda de alta resolución no es condición suficiente

para obtener buenos resultados si no se realizan con la misma precisión

las mediciones del gasto y de todos los demás datos. En conclusión, todos

los datos en el análisis deben ser considerados con la misma importancia.

Las sondas de presión no miden este parámetro directamente; éstas

registran frecuencias de oscilación expresadas en Hertz. En la fábrica se

efectúa la calibración de respuesta en bancos de prueba, obteniendo tablas

de frecuencia contra presión para diferentes temperaturas. Con estas tablas

se obtienen polinomios de ajuste representativos de la herramienta. La

respuesta de presión medida en campo se calcula interpolando entre los

polinomios de ajuste, lo cual introduce un error aleatorio a la señal. En la

mayoría de las pruebas este hecho no significa ningún problema, pero

para las pruebas de pozos múltiples en donde se tienen variaciones

máximas de solamente algunas unidades de lb/pg 2 durante toda la prueba,

esto puede resultar de gran importancia para el análisis.

47

L.I11


Los modelos teóricos de flujo de fluidos en medios porosos,

representan con buena aproximación a la realidad física, pero no son

exactos. Uno de los objetivos de las pruebas de presión es obtener

información útil para alimentar a los simuladores de yacimientos, y es

importante tomar en cuenta que algunos de estos datos se manejan como

parámetros de variación para el ajuste de la historia del yacimiento. Por

tal razón, es muy recomendable asignar a cada prueba un factor que

represente el grado de confiabilidad del análisis, con base en la calidad

de la información utilizada y la bondad de ajuste lograda con el modelo

teórico.

El empleo del mejor modelo teórico disponible para un caso particu-

lar, debe ser una preocupación fundamental del analista. Si el programa

de cómputo que usa no lo tiene, deberá realizarse un análisis manual del

registro.

A continuación se presenta un procedimiento general de análisis, que

puede ser de gran utilidad, pero que de ninguna forma tiene el objetivo de

reemplazar el criterio del analista.

Mediciones de campo: Con relación al registro de tiempo contra

presión, debe permitirse la estabilización de la señal antes de

iniciar la prueba y realizar las correcciones necesarias debidas

a la posición de la sonda dentro del pozo, con la mayor exactitud

posible. Asimismo, verificar que el gasto del pozo activo se

mantenga lo más constante posible y registrar sus variaciones

con el objeto de considerar estos cambios en el análisis.

Filtrado de información: Eliminar, en la medida de lo posible,

efectos no considerados en el modelo teórico. Esto puede

realizarse utilizando filtros de suavizamiento a la señal para

48

[FE ACADEMIA DE INGENIERÍA

desuperponer efectos aleatorios, y o técnicas especializadas para

eliminar efectos de marea, tendencias de presión, etcétera.

le Recopilación y validación: Recopilar y validar la información

adicional que se requiere para el análisis, porosidad, radio del

pozo, factores de volumen, compresibilidades, etcétera. Sólo en

caso necesario se recomienda utilizar correlaciones. En caso

de desconocer el espesor y la compresibilidad total, se

acostumbra reportar los resultados como kh y fc 1 h; por lo tanto,

para fines de análisis estos datos se consideran como unitarios.

Identificación de la geometría de flujo: En pruebas de un sólo

pozo, existen reglas prácticas para identificar geometrías de flujo.

Si al graficar en papel doblelogarítmico la función derivada con

tra tiempo, tDp' vs. Dt, se obtiene un ajuste a una recta en un

período específico, es posible diagnosticar la geometría de flujo

predominante: si la recta tiene pendiente igual a 0.5 se concluye

que el período está dominado por flujo lineal, si es —0.5 por flujo

esférico, y si es horizontal, por flujo radial.

En las mediciones de pozos de observación, no es posible estimar

la geometría tan fácilmente, como se considera en el párrafo

anterior; en estos casos se hace necesario realizar ajustes con

las curvas tipo correspondientes. Esta situación se presenta

debido a que sólo en las pruebas en un pozo es posible simplificar

las ecuaciones de interpretación. Sin embargo las reglas

mencionadas pueden aplicarse al pozo activo y, a partir de la

interpretación respectiva, obtener una generalización a la

geometría de flujo dentro del yacimiento que sirva de apoyo al

análisis en los pozos de observación. Para los casos de pruebas

afectadas con tendencias lineales de presión, se deberán utilizar

las curvas tipo que contienen al grupo N, propuestas en la referencia 24.

49

FF11


Análisis de consistencia: Una vez realizado el ajuste con la curva

tipo idónea y apoyados en la información geológica, se define el

tipo de geometría de flujo. Posteriormente se procede a realizar

un análisis de consistencia con técnicas de tipo semilogarítmicas.

Regresión no-lineal: Los resultados obtenidos durante el proceso

mencionado en el párrafo anterior sirven de vector inicial al proceso de

regresión no-lineal, que continúa el procedimiento de análisis propuesto.

Bondad de ajuste: Revisar la bondad de ajuste y aceptar los resultados sólo en

el caso en que la variación no explicada, no exceda más de 20%. En caso

contrario revisar los datos de entrada y/o cambiar el modelo teórico.

Presión Inicial: Estimar la presión inicial para la prueba con base

en el procedimiento descrito anteriormente.

Intervalos de confianza: Estimar los intervalos de confianza para

cada uno de los parámetros estimados, seleccionando

previamente el nivel de confianza.

Consistencia del Análisis: Finalmente se procede a revisar la

consistencia de los resultados con base en los estudios de geología de

exploración y producción así como con los datos e historia de producción

del campo y los pozos. Como se mencionó con anterioridad es

importante considerar en este proceso la historia de perforación,

terminación y reparación de los pozos involucrados.

Como parte final de la sección 7, se plantea una técnica de análisis

inédita que permite eliminar los efectos de tendencias cuadráticas de

50


presión en pruebas de pozos. Es importante mencionar que la metodología

que se presenta es válida para cualquier tipo de prueba transitoria de

presión, cualquier tipo de geometría de flujo y cualquier tipo de yacimiento.

El comportamiento de la caída de presión en un pozo de observación

afectado por la influencia de una tendencia cuadrática de presión puede

expresarse como:

( pDtD = PD (t D ) + 11 1 +

(4)

donde DpD(tD) es la respuesta total de presión que representa la suma de

PD(tD), que es la caída de presión que el pozo tendría a un tiempo t sin el

efecto de la tendencia de presión, más la tendencia de presión expresada

por el segundo y tercer términos del lado derecho. La tendencia de presión,

puede ser positiva o negativa dependiendo de que el área de drene del

pozo se este depresionando o represionando, respectivamente.

La integral de presión adimensional respecto a tD para la ecuación

(4) se expresa como:

$ Ap('r)dt = J( P D (t)C't + +

rD rD 3 (5)

Dividiendo ambos miembros de la expresión anterior entre 'D' se estima

un valor de caída de presión promedio ponderada:

- s AP,(t)dt = -L s:° P D (u)dT+

+ t. (6)

51

FF11


Del análisis de las ecuaciones (6) y (4) se observa que ambas

contienen el término de la tendencia cuadrática de presión en forma

semejante, de aquí que al manipular algebraicamente ambas expresiones

puede eliminarse este efecto:

3 _iii 3 1) (7) M = /PD(tD) - - L APD('t)cIT PD (t D )

2 r2 PD(t)('t

D D

Continuando con la misma lógica para eliminar la tendencia de primer

grado, se tiene:

1 1 D 1 D tD - D 1 l[)

- f M('t)dt = - 5 PD(t)dt -

4 r 2 t 3 $° $0 P D (t)dlt (8)

t ° D D D D D

De igual forma que en el proceso anterior puede observarse que las

ecuaciones (7) y (8) contienen al término de tendencia lineal en forma

semejante, de aquí que al restar dos veces la ecuación (8) de la (7) se obtiene:

2 tD 5 D 6 D 1 511)

N = M --5 M(t)d't = PD(tD) - - 5 PD() + - P D (T)dt (9)

t ° t o D D D D

simplificando:

5 [) 6 D 1)

N=p D (t D ) — _ 5 PD(t)dt+-r$) 5 p(t)d'rdt (10) D tD

A partir del grupo N pueden construirse curvas tipo para análisis de datos de

campo, y también usarse ventajosamente, en los procedimientos de regresión no

lineal ya que elimina automáticamente dos variables a estimar, con la consecuente

mejora en la estabilidad de la solución y el tiempo de cómputo.

t

52


La función de presión N, representada por la ecuación 10, permite

analizar pruebas de interferencia de presión eliminando automáticamente

la tendencia cuadrática de presión del yacimiento, lo cual mejora la calidad

de los resultados, con repercusiones económicas importantes, ya que evita

la necesidad de registrar la presión en los pozos observadores durante

varías horas antes del inicio de la prueba con el objetivo de definir

adecuadamente la tendencia de presión.

Es importante enfatizar que la función N puede usarse para todos los

tipos de pruebas transitorias de presión existentes y para los diferentes

modelos de yacimientos incluyendo a los homogéneos y los naturalmente

fracturados.

53


8. CONCLUSIONES

La correcta explotación de los yacimientos de hidrocarburos debe

sustentarse en el concepto de administración de yacimientos discutido en

este trabajo y, por supuesto, considerar las tendencias de demanda, precios

del mercado de los hidrocarburos, la disponibilidad de la tecnología, fuentes

de financiamiento y materiales así como la seguridad industrial y la

protección al medio ambiente.

La reserva de hidrocarburos en México puede incrementarse

sustantivamente, considerando a los yacimientos descubiertos, mediante

una explotación más eficiente.

El plan de explotación debe revisarse continuamente durante toda la

vida del yacimiento, ya que al incorporar nueva información, el modelo

teórico se ajusta y las predicciones de producción y económicas tienen

cada vez mayor grado de confiabilidad.

La Caracterización del yacimiento y en especial la Caracterización

Dinámica constituyen un factor clave para la administración de los

yacimientos petrolíferos.

Es necesario realizar un análisis del costo / beneficio de la adquisición

de datos con la finalidad de evitar gastos innecesarios

54

FO tilli


Para recolectar información se requiere un plan detallado y un

seguimiento exhaustivo. El plan debe considerar un listado de la

información mínima que se requiere, el tiempo de adquisición y como se

va a usar; un aspecto que no debe faltar en el plan es el conjunto de

procedimientos que deben seguirse para realizar las mediciones a fin de

asegurar la calidad y representatividad de la información.

Los beneficios de invertir para obtener mediciones continuas de los

pozos a tiempo real pueden ser muy importantes. Los costos pueden

representar un porcentaje inferior al 5% de los recursos económicos

adicionales.

La medición continua y a tiempo real, de los datos de presión en el

fondo de los pozos y en la cabeza aunado a la producción permite tomar

acciones inmediatas para la correcta operación de los pozos y la

maximización de la rentabilidad del yacimiento a largo plazo.

Las técnicas de análisis, para este tipo de mediciones, deben

considerar el efecto del gasto variable en el pozo en estudio, la interferencia

de los demás pozos del yacimiento produciendo a gasto variable, antes y

durante la prueba, y las tendencias globales de depresionamiento o

represionamiento.

Sin lugar a dudas, el área del análisis de pruebas transitorias de

presión, representa el tema de mayor aportación técnica de México para

la comunidad científica internacional en Ingeniería Petrolera.

En México tenemos el recurso humano de calidad para generar nuevas

soluciones y técnicas de análisis para la caracterización dinámica, construir soft-

ware para facilitar la aplicación de las técnicas en campo así como experiencia

para diseñar, registrar y analizar integralmente los datos de presión y gasto.

55


Se concluye que las técnicas y procedimientos presentados,

constituyen una opción de análisis que permite mejorar la calidad de la

caracterización dinámica del sistema yacimiento-pozo, así como una

reducción en el esfuerzo necesario para el estudio de los registros tiempo

contra presión. Asimismo, se prevé que las técnicas tendrán una aplicación

directa e inmediata en la interpretación de la información derivada de la

medición continua en pozos.

Se considera relevante la aplicación rutinaria futura del procedimiento 213.11

general de análisis propuesto, para la obtención de resultados confiables

y ahorro de tiempo. Asimismo, tomar en cuenta las recomendaciones para

la adquisición de la información y su manipulación.

El sistema SAINT constituye un valioso apoyo a los ingenieros de

campo, ya que coadyuva en la aplicación fácil y rápida de procedimientos

de análisis, situados en la vanguardia de la tecnología. SAINT es una

herramienta de gran utilidad para el análisis de pruebas de interferencia y

pulsos, ya que reduce al mínimo los errores posibles involucrados en el

manejo de la información, ahorrando un tiempo considerable; además

debido a su estructura, es amigable en su uso y permite la validación de

los resultados debido a que contiene simuladores analíticos, y

características gráficas que permiten visualizar al mismo tiempo

interpretaciones con diferentes técnicas.

56


RECOMENDACIONES

Una área de oportunidad para lograr una explotación más eficiente

de los yacimientos petrolíferos, está representada por la necesidad de

una caracterización dinámica continua con sensores permanentes en los

pozos y en las baterías de producción que permitan mediciones continuas

y a tiempo real.

Se deberá impulsar el desarrollo y la especialización de actividades

susceptibles de generar tecnología y las instituciones de educación su-

perior y de investigación deberán jugar un papel clave, apoyándose

mediante alianzas estratégicas con las principales compañías de servicio

yio operadoras así como instituciones internacionales de investigación y

universidades.

Se considera conveniente exhortar a los actores correspondientes a

continuar con la integración de tecnología nacional y extranjera por

ingenieros mexicanos, en las áreas con experiencia y potencial humano,

con la finalidad de incrementar la rentabilidad de los activos petroleros

del país.

57

room]


NOMENCLATURA

B Factor de volumen, Vol. © c.y.I Vol. @ c.e. c Compresibilidad total, (lbIpg 2 ) 1

e 2.7182

h Espesor neto de la formación, pies k Permeabilidad, mD

In Logaritmo natural, base e = 2.7182

N Grupo de presión que elimina tendencia de presión

k PD =

hAp - Presión adimensional aqBt

q Gasto, bri/día r Distancia radial, pies

r I = r Radio adimensional r Radio del pozo t Tiempo, horas

tD = Í3kt

Tiempo adimensional 4tc ( ç

a, 3 Constantes de conversión

Ap Caída de presión, lb/pg 2 a =141.2 3=0002637 At Derivada de la caída de presión respecto al tiempo, lb/pg 2/hr AP Intervalo de tiempo desde el último cambio de gasto, hr

Porosidad, fracción

Pt Viscosidad, cp

Coeficientes de la ecuación de tendencia de presión

Variable de integración

subíndices

r Geometría de flujo radial t Total w pozo

58


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