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

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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]
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 Thakur7 y Rangel8,
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 IrPRODUCCIÓN
GEOLOGÍA
DE a-
INGENIERíA
GEO?SÍCA
GE
PERFORACIÓN
!IERÍA / : PROTECCIÓNISTRACIÓN)DE DISEÑO Y AMBIENTAL Y
ASPECTOSDNSTRUC1
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
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
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

MI
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
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 artículo18 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 RIMA21 y el
suavizamiento de datos en el dominio de la frecuencia.
CORINE15 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 ACADEMIA DE INGENIERÍA
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 desarrolló22 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
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_New23.
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 ACADEMIA DE INGENIERÍA
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 DIrl = 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) zt (2)
donde,
ci = 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,
E
Estima 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.- Análisis26 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
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 fc1h; 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 ) + 111 +
(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( PD (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 = -Ls:° PD (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 1D 1 D
tD - D 1 l[)
- f M('t)dt =
- 5 PD(t)dt -
4 r2 t3 $° $0
PD (t)dlt (8)
t °
D D D D D
De igual forma que en el proceso anterior puede observarse que las
ecuaciones (7) y ( 8) contienen al término de tendencia lineal en forma
semejante, de aquí que al restar dos veces la ecuación (8) de la (7) se
obtiene:
2 tD 5 D 6 D 1 511)
N = M
--5 M(t)d't = PD(tD) -
- 5 PD() + - PD (T)dt (9)
t ° t o
D D D D
simplificando:
5 [) 6 D 1)
N=pD (t D ) — _ 5 PD(t)dt+-r$) 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

FOtilli
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, (lbIpg2) 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/pg2 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

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Aplicación a yacimientos de gas y condensado y de gas seco".
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Ingeniería, Octubre 1990.
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Dr. Fernando Samaniego Verduzco. Trabajo de ingreso a la Academia
de Ingeniería, Junio 1992.
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R. Ayala Nieto. Trabajo de ingreso a la Academia de Ingeniería,
Noviembre 1993.
"Los esquemas de explotación de yacimientos de hidrocarburos. Sus
alcances, limitaciones y complementariedad en la generación de valor
económico". M. C. Carlos A. Morales Gil. Trabajo de ingreso a la
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Dr. Ganesh Thakur, Pennwell Books, 1994.
"Integrated Reservoir Management", Dr. Ganesh Thakur y Dr. Abdus
Satter, Society of Petroleum Engineers, continuing education - short courses,
Sept. 2001.
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reserves", Ing. Edgar Rangel-Germán y Dr. Fernando Samaniego
Verduzco. Ponencia en el 16th World Energy Council Meeting (Youth
Energy Simposium), Tokio, Japón, 1995.
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59

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presión", lng. Néstor Martínez Romero, División de Evaluación de
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XXV Congreso Nacional A.I.P.M., Oaxaca, Oax.; Revista de Ingeniería
Petrolera, Julio de1987.
"Análisis integral de las pruebas de presión en la caracterización de
yacimientos del complejo Cantarell de la Sonda de Campeche",
60

Ing. Néstor Martínez Romero, Dr. Ulises Ricoy Saldaña, Dr. Rodolfo
Camacho Velásquez, Fis. Abraham de Swaan, Subdirección de
Tecnología de Explotación, IMP. Proyecto coordinado por el Ing. Rubén
Luján Salazar de la Gerencia de Yacimientos de PEMEX, 1988.
"Análisis automático de pruebas de presión para yacimientos
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Martínez Romero, Revista de Ingeniería Petrolera, 1993.
"La deconvolución en el análisis de pruebas de presión: una técnica original
(RIMA) y aplicación en el pozo Chuc 64. Dr. Ulises Rico y Saldaña e
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"SEAPP, Sistema Experto para Análisis de Pruebas de Presión", Ing.
Néstor Martínez Romero, lng. Carlos Lira Si¡ e Ing. Lisandro Salinas
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SOFTTEK en la programación de las reglas de producción y
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en 1. Roberto Padilla Sixto, M. en 1. José Luis Roldán Cortes e Ing. J.
Hernández, presentación en las Jornadas Técnicas de la Delegación
México de la A.I.P.M., 1994.
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petroleros a partir del análisis de pruebas de interferencia", M. en 1. Néstor
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"Advances in the Analysis of Pressure lnterference Tests", M. en 1. Néstor
Martínez Romero y Dr. Fernando Samaniego Verduzco, Proceedings Twenty-
Six Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Standford University,
Stanford California, Enero 2001.
"Desarrollo de una nueva técnica para el análisis de pruebas de interferencia
y pulsos con flujo radial, lineal y esférico", M. en 1. Néstor Martínez Romero
y Dr. Fernando Samaniego Verduzco, XXXVIII Congreso Nacional A.I.P.M.,
Junio 2001. (Artículo premiado con la medalla Juan Heiferan)

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