METODOLOGIA PARA CARACTERIZAR YACIMIENTOS DE GAS - CONVENCIONALES Y NO CONVENCIONALES: CASOS DE CAMPO – Especialidad de Ingeniería Petrolera

Nombre del Candidato: Jorge Alberto Arévalo Villagrán

Ph.D. en Ingeniería Petrolera

24 de Noviembre del 2011

CONTENIDO

Resumen Ejecutivo

3

Palabras claves

4

1 Introducción

4

2 Metodología para análisis de la producción en

6

yacimientos de gas 2.1 Etapa 1 - Identificación de periodos de flujo en

8

yacimientos de gas con gráficas de diagnóstico de flujo. 2.2 Etapa 2 – Estimación de los parámetros del

16

yacimiento y del volumen original de gas a partir de graficas especializada de análisis 2.3 Etapa 3 – Validación de resultados con simulación

33

numérica para yacimientos de gas y cálculo de reservas probadas. 2.4 Análisis de la producción en casos de campo

36

3 Conclusiones, limitaciones e investigaciones por desarrollar

46

4 Nomenclatura

49

5 Referencias

51

6 Currículum Vitae

53

2

Resumen ejecutivo Se presenta una metodología para analizar los datos de presión-producción de pozos productores en yacimientos de gas convencionales y no convencionales (baja permeabilidad). La metodología contiene una serie de gráficas de diagnóstico y especializadas de análisis que permiten detectar y caracterizar geometrías de flujos lineal, radial, bilineal, esférico y dominado por la frontera externa, y con la aplicación de ecuaciones propuestas se pueden conocer las propiedades del yacimiento y el volumen original de gas a condiciones de superficie bajo

diferentes

condiciones de producción. Luego, se muestra la aplicación de esta metodología a datos de producción para más de 200 pozos productores de gas en yacimientos convencionales y de baja permeabilidad (K < 0.1 md) localizados en México y en los EUA. Los

resultados

obtenidos

se

ajustan

y

validan

empleando

simulación numérica y balance de materia, calculando reservas probadas bajo diferentes condiciones de explotación. En el análisis de producción realizado a los pozos, se observó en varios de ellos periodos de flujo transitorio de larga duración (meses y años) con fronteras externas. De los resultados relevantes obtenidos, se tiene que los flujos transitorios de largas duraciones detectadas, así como las longitudes cortas de las fracturas hidráulicas estimadas para

varios

pozos

hidráulicamente

fracturados,

sugieren

la

conveniencia de desarrollar los campos de gas en yacimientos de baja permeabilidad con espaciamientos cortos entre los pozos. Con la metodología y ecuaciones desarrolladas en este trabajo, se pueden estimar en forma precisa el radio de drene, el volumen poroso, y el volumen original de gas a condiciones de superficie, sin necesidad de conocer la porosidad, el espesor y el área de drene

del

yacimiento.

Este

volumen

original

de

gas

debe

considerarse como un valor mínimo si los últimos datos analizados 3

aún se comportan bajo condiciones de flujo transitorio. Finalmente, se

presentan

algunas

conclusiones,

las

limitaciones

de

la

metodología y las investigaciones por desarrollar. Palabras

clave:

gas,

yacimientos

de

gas,

baja

permeabilidad,

simulación numérica en yacimientos de gas, graficas de diagnóstico, graficas especializadas de análisis, periodos de flujo, flujo lineal, flujo bilineal, flujo radial, flujo esférico, flujo dominado por la frontera externa, balance de materia para gas. 1 En

Introducción varias

cuencas

productoras

de

gas

se

han

detectado

comportamientos de flujos transitorios (por ejemplo, lineal y bilineal) a tiempos largos de explotación (Kohlhaas et al., 1982). En la literatura técnica se reporta el análisis de la producción de varios pozos

productores

de

gas,

que

debido

a

la

extrema

baja

permeabilidad del yacimiento (Bagnall et al., 1975; Hale, 1983), presentaron un flujo transitorio por varios años. En varios pozos de gas de formaciones de baja permeabilidad en los que no existen particularmente grandes tratamientos de fracturamiento hidráulico se han reportado flujos lineal (Agarwal et al., 1979; Stright et al., 1983; Wong et al., 1986; Nott et al., 1991; y El-Banbi, 1998) y bilineal (Du Kuifu et al., 1995) de larga duración. En trabajos previo (El-Banbi, 1998 y Arévalo, 2001), se presentaron comportamientos de flujo lineal de larga duración causado por la presencia de fracturas naturales y comportamiento de flujo lineal vertical debido a capas de permeabilidad alta. Otros autores han documentado la presencia de geometrías de flujo

bilineal en

yacimientos (Hale, 1983 y Du Kuifu et al., 1995). Algunos de ellos, presentan

modelos,

condiciones,

tanto

soluciones, para

y

curvas

yacimientos

tipo

bajo

homogéneos

diferentes

como

para

yacimientos naturalmente fracturados (Cinco-Ley et al., 1981 y 1988; 4

Fraim et al., 1987 y Palacio et al., 1993). Algunas condiciones físicas que causan flujo bilineal son un pozo vertical localizado entre dos fronteras paralelas debido al fallamiento natural o a procesos sedimentarios; un pozo vertical cercano a una falla infinita con conductividad

alta;

un

pozo

vertical

con

una

fractura

con

conductividad finita (Bagnall et al., 1975 y Hale, 1983); un pozo horizontal en un yacimiento fracturado con un comportamiento transitorio de doble porosidad durante un período intermedio de flujo lineal;

un

pozo

horizontal

en

un

yacimiento

multicapas

con

comportamiento transitorio de doble porosidad durante el periodo intermedio de flujo lineal y un yacimiento con geometría lineal con comportamiento transitorio de doble porosidad. La Identificación de las geometrías de flujo obtenida a partir del análisis de datos de producción en yacimientos de gas convencionales y no convencionales (por ejemplo, de baja permeabilidad), se realiza utilizando diferentes técnicas gráficas especializadas y ecuaciones de interpretación en función de los diferentes comportamientos que exhiben el gasto de producción y la presión durante la vida productiva de los pozos y yacimientos. La principal aportación de este trabajo a la industria petrolera, es el contar

con

una

metodología

que

permita

analizar

gráfica

y

analíticamente los datos de presión y producción de yacimientos de gas, que producen bajo la influencia de flujos transitorios y sobretodo de larga duración, difíciles de detectar en las pruebas de pozos. La metodología presenta nuevas ecuaciones derivadas analíticamente para cada periodo de flujo transitorio y dominado por la frontera externa para yacimientos homogéneos. La metodología sistemática está conformada por tres etapas, para el análisis de datos de producción en pozos productores de gas en yacimientos con permeabilidad convencional y de baja permeabilidad (tight gas). Estas metodologías permiten el cálculo de algunos 5

parámetros del yacimiento, del volumen poroso del yacimiento, y del volumen original de gas a condiciones de superficie, permitiendo obtener pronósticos de producción, espaciamiento entre pozos y la perforación de pozos intermedios. Luego, se presentan casos reales de pozos productores de gas en yacimientos convencionales y no convencionales (baja permeabilidad) de gas, en los que se detectaron y caracterizaron condiciones de flujo lineal, radial, bilineal y dominado por la frontera externa. Finalmente

se

presentan

las

conclusiones,

recomendaciones

y

trabajos futuros por realizar. El significado y las unidades de cada parámetro en las ecuaciones de interpretación se muestran en la nomenclatura localizada al final del trabajo. 2

Metodología para análisis de la producción en

yacimientos de gas En esta sección, se presenta una metodología sistemática en tres etapas para el análisis de la producción en pozos productores en yacimientos de gas convencionales y no convencionales (baja permeabilidad o tight gas), para ambas condiciones de explotación, a presión de fondo fluyendo constante, pwf , y a gasto de gas constante, q g . Esta metodología utiliza gráficas y ecuaciones matemáticas para

el análisis de los datos de presión-producción dominados bajo diferentes periodos o regímenes de flujo y considerando yacimientos de gas en formaciones homogéneas e isotrópicos. Como primera etapa de la metodología, se presenta el empleo de una técnica de diagnóstico para el análisis de la producción de pozos a través

de

la

construcción

de

gráficas

doble-logarítmicas

de

diagnóstico de flujo. Estas graficas de diagnóstico permiten la identificación de uno o más periodos o regímenes de flujo que prevalecen en los datos de producción respecto al tiempo de explotación. La identificación de los periodos de flujo es función de las 6

características de las pendientes de cada línea recta detectada y la duración de cada uno de ellos (permitiendo la separación de los datos de producción). En la segunda etapa de la metodología, se presentan las gráficas especializadas de análisis, las cuales permiten identificar una línea recta para cada periodo de flujo detectado en las gráficas de diagnóstico de flujo. Con la pendiente, la duración y la ordenada al origen de cada línea recta se calculan algunos parámetros del yacimiento y su posible área o radio de drene, y el volumen original de gas, entre otros. Lo anterior para cada periodo de flujo identificado y con el empleo de una serie de ecuaciones semianalíticas de interpretación para cada periodo de flujo (las cuales fueron derivadas para este trabajo a partir de expresiones analíticas y se muestran párrafos adelante). Estas ecuaciones analíticas se adaptaron para flujo de gases reales a partir

de

diferentes

soluciones

analíticas

y

semi-analíticas

presentadas en la literatura técnica, y también se pueden emplear una vez aplicada la técnica de superposición del tiempo para cada régimen de flujo. Uno de los objetivos de la técnica de superposición es el ser utilizada cuando la presión de fondo fluyendo, pwf , y el gasto de gas, q g , presentan variaciones sustanciales respecto al tiempo de explotación (Helmy, 1999). Algunas de estas variaciones se deben a restricciones del mercado, reducciones de diámetros de tubería,

sistemas

de

compresión,

recarga

de

líquidos,

reconstrucciones, estimulaciones, técnicas de fracturamiento, etc. impuestas al pozo productor o yacimiento. En la tercera etapa se realizan los ajustes necesarios y la validación de los resultados obtenidos con el empleo de un simulador numérico de yacimientos de gas diseñado para este propósito SIMGASS (Arévalo, 2001), así como el empleo de balance de materia yacimientos de gas volumétricos o de la misma simulación, para 7

realizar pronósticos de producción bajo diferentes condiciones de explotación para maximizar la recuperación de los hidrocarburos (reservas probadas) y la rentabilidad del yacimiento. 2.1 Etapa 1 - Identificación de periodos de flujo en yacimiento de gas con gráficas de diagnóstico de flujo. La Fig. 1 presenta una gráfica de diagnóstico de flujo en escala doble logarítmica mostrando el cambio de la presión y su derivada (en las ordenadas) contra la función del tiempo (en las abscisas). La derivada de la presión se define como la derivada del cambio de la presión con respecto al logaritmo natural del tiempo, t

d p . El uso de dt

esta técnica es apropiada y recomendable para suavizar los ruidos de los datos en la curva de la derivada de la caída de la pseudo-presión, m( p) / qg .

Fig. 1 – Gráfica de diagnóstico de flujo mostrando el cambio de la presión y su derivada respecto al tiempo de explotación ( p y p ' vs. t ) y algunos periodos de flujo.

8

En la Fig. 1 se esquematizan datos de producción dominados en el inicio de explotación dominado por el almacenamiento del fluido en el agujero del pozo productor (línea recta con pendiente unitaria, observando que el cambio de la presión y la derivada del cambio de la presión coinciden). Este comportamiento solo se identifica con pruebas de presión y es difícil observarlo en análisis de datos de producción de pozos debido a que el almacenamiento o llenado del agujero del pozo por el fluido corresponde a un período de tiempo muy corto. Luego, se observa un flujo esférico, en la que la derivada del cambio de la presión tiene una linea recta con pendiente negativa e igual a -1/2. Posteriormente, el comportamiento de los datos muestran un flujo radial, el cual es identificado por la línea recta horizontal (pendiente igual a cero) de la derivada del cambio de la presión, y por último, para tiempos largos de explotacion, la derivada de los datos en otro ciclo logarítmico presenta una línea recta con pendiente igual o mayor a la unidad, lo cual indica que los datos de produccion a este tiempo de explotacion estan influenciados por alguna frontera externa del yacimiento o energia externa (por ejemplo, si es un pozo productor de gas con un acuífero activo que despues de un período de explotacion proveera de energía suficiente como fuente de recarga de la presion en el yacimiento). La Fig. 2 muestra en forma esquemática, la interpretación de diferentes regiones de la gráfica de diagnóstico de flujo de la Fig. 1 para un yacimiento homogéneo (Guzmán, 2009). Al inicio de la explotación de un yacimiento, las respuestas del cambio de la presión y su derivada son controladas por el almacenamiento de fluidos en el agujero del pozo y por los efectos cercanos al agujero del mismo. En esta zona se consideran el almacenamiento o llenado del agujero del pozo productor, el factor de daño, la penetración parcial (la cual es una forma geométrica del factor de daño), la redistribución de fases y la conductividad hidráulica de las fracturas (finita e infinita). En los 9

tiempos intermedios el comportamiento del yacimiento es infinito, implicando que los límites del yacimiento no influyen en éste periodo de tiempo en particular, teniendo una línea recta con pendiente igual a cero en la derivada del cambio de la presión. Los datos que aparecen en esta región proporcionan la mejor estimación en cuanto a la permeabilidad del yacimiento (flujo radial). Finalmente, en la región a tiempos largos de explotación los efectos de la frontera externa son los que dominan las respuestas en cuanto a la evaluación de los datos.

Fig. 2 – Gráfica del cambio de presión y su derivada respecto al tiempo de explotación ( p y p ' vs. t ) esquematizando diferentes regiones para un yacimiento homogéneo. Existen diferentes tipos de efectos ocasionados por la frontera externa que influyen en la respuesta de la presión, como por ejemplo, fallas sello, yacimientos cerrados, contactos de fluidos (gas/agua, aceite/agua y gas/aceite), etc. Como se mostró, en las Figs. 1 y 2 se observan diferentes tipos de comportamientos del cambio de la presión y su derivada que representan los periodos de flujo en el yacimiento respecto al tiempo de explotación; siendo esta, una de las mayores ventajas de este tipo de gráfica de diagnóstico de flujo: la capacidad de identificar todos los regímenes de flujo que

10

dominan la respuesta de los datos de presión y producción de un yacimiento y pozo. Para el análisis de la producción en yacimientos de gas, se recomienda utilizar una gráfica doble-logarítmica de la caída de pseudo-presión, m( p) / qg vs. t para detectar diferentes periodos de flujo

bajo

los

influenciados.

cuales Es

los

decir,

datos

se

de

pueden

presión-producción detectar

los

están

efectos

de

almacenamiento en el pozo, flujo lineal, bilineal, radial, esférico y dominado

por

la

frontera

externa.

Algunas

ocasiones,

una

 d [m( p) / q g ]   combinación gráfica de log m( p) / qg vs. log t y de log  t dt   vs. log t es una herramienta excelente para identificar los regímenes o períodos de flujo. A continuación se presenta el desarrollo de las gráficas de diagnóstico de flujo para los distintos períodos de flujo con base en los datos de presión-producción de pozos de yacimiento de gas. 2.1.1 Flujo lineal en gas. Este periodo de flujo se presenta si las líneas rectas de las gráficas de diagnóstico de flujo muestran una pendiente con valor de 1/2. Una gráfica de diagnóstico de flujo con ejes log-log de G p vs. t también ayuda a identificar éste flujo. La Fig. 3 muestra las gráficas de diagnóstico de flujo requeridas para detectar

flujo

lineal

para

cualesquiera

de

las

producción a presión de fondo fluyendo constante,

condiciones pwf y

de

a gasto

constante de gas, q g .

11

Fig. 3 – Gráficas log-log de diagnóstico de flujo para detectar flujo lineal en pozos productores de gas para ambos presión de fondo fluyendo constante, pwf y gasto constante de gas, q g . 2.1.2 Flujo bilineal en gas. Éste periodo de flujo se detecta si las





líneas rectas, en ambas gráficas log-log de m pi   m p wf  / q g vs. t o

t [m( p) / q g ]' vs. t muestran una pendiente de un 1/4. De la misma forma, la línea recta en la gráfica log-log de G p vs. t mostrará una pendiente de 3/4. La Fig. 4 presenta las gráficas de diagnóstico de flujo para la detección de flujo bilineal para ambas condiciones de explotación, a presión de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto constante de gas, q g .

Fig. 4 – Gráficas log-log de diagnóstico de flujo para identificar flujo bilineal en pozos productores de gas para ambas condiciones a presión de fondo fluyendo constante, pwf y gasto constante de gas, qg .

12

2.1.3 Flujo radial en gas. Este periodo de flujo se detecta si la línea recta en la gráfica log-log de t [m( p) / q g ]' vs. t muestra una línea horizontal (con el valor de la pendiente = 0). De la misma forma, la línea recta en la gráfica de diagnóstico de flujo log G p vs. log (t ) mostrará una pendiente con valor mayor a 0.9. La Fig. 5 muestra las gráficas de diagnóstico de flujo para detectar flujo radial para cualesquiera de las condiciones de producción a presión de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto constante de gas, q g .

2.1.4 Flujo esférico en gas. El flujo esférico es detectado si la línea recta, en la gráfica de diagnóstico log-log de t [m( p) / q g ]' vs. t , muestra una pendiente negativa con valor de un -1/2. De la misma forma, la línea recta de la gráfica log-log de G p vs. t mostrará una pendiente con valor de 3/2. La Fig. 6 presenta las gráficas para identificar régimen de flujo esférico para cualesquiera de las condiciones de producción a presión de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto constante de gas, q g .

Fig. 5 – Gráficas log-log de diagnóstico para detectar flujo radial en pozos productores en yacimientos de gas para las condiciones de producción a presión de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto constante de gas, q g .

13

Fig. 6 – Gráficas doble-logarítmica de diagnóstico de flujo para identificar flujo esférico en pozos gaseros para producción a presión de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto de flujo constante de gas, q g . 2.1.5 Efectos dominados por la frontera externa en gas. Las Figs. 7 y 8, muestran las gráficas de diagnóstico de flujo para detectar los efectos externos de la frontera externa para cualquiera de las condiciones de producción de gasto constante de gas, q g (estado pseudo-estacionario, PSS) y a presión de fondo fluyendo constante, pwf (declinación exponencial), respectivamente. A tiempos





de explotación largos, ambas gráficas log-log de m pi   m p wf  / q g vs.

t

y t [m( p) / q g ]' vs. t

mostrarán flujo dominado por la frontera

externa si las líneas rectas exhiben pendientes con valores iguales a la unidad y mayores que uno, respectivamente.

Fig. 7 – Gráficas log-log de diagnóstico de flujo para identificar flujo dominado por la frontera externa en pozos gaseros para producción a gasto constante (PSS), q g .

14

Fig. 8 – Gráficas log-log de diagnóstico de flujo para identificar flujo dominado por la frontera externa en pozos gaseros para producción a presión de fondo fluyendo constante (declinación exponencial), pwf . 2.1.6 Flujo lineal temprano seguido de un flujo bilineal y posteriormente un flujo lineal tardío en gas. Éste arreglo especial de periodos flujo se caracteriza por las siguientes secuencias de flujo: al inicio de la explotación se presenta un flujo lineal, después un flujo bilineal como intermedio y posteriormente un flujo lineal tardío en ambas condiciones a presión de fondo fluyendo constante, pwf y gasto constante de gas, q g . Esta secuencia de flujo es generalmente detectada en modelos de matriz transitoria para yacimientos lineales infinitos de doble porosidad (El-Banbi, 1998 y Arévalo, 2001). Cinco y Meng (1988) mencionan que esta secuencia de flujo se detecta en pozos productores con conductividad finita en una fractura vertical en yacimientos de doble porosidad. Las primeras





líneas rectas en las gráficas de diagnóstico de m pi   m p wf  / q g vs. t y t [m( p) / q g ]' vs. t muestran una pendiente de un 1/2, seguido de un flujo bilineal que se detecta si las líneas rectas en ambas muestran una pendiente de 1/4, y la línea recta en la gráfica con ejes log-log de G p vs. t muestra una pendiente con valor de 3/4. Después, se presenta un flujo lineal tardío si se muestra nuevamente la línea recta con una pendiente de un 1/2.

15

La Fig. 9 presenta las gráficas de diagnóstico de flujo mostrando un flujo lineal temprano, después un flujo bilineal y posteriormente un flujo lineal tardío para cualesquiera de las condiciones de producción a presión de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto constante de gas, q g .

Fig. 9 – Gráficas log-log de diagnóstico de flujo para un flujo lineal temprano seguido de un flujo bilineal y posteriormente un flujo lineal tardío en yacimientos de gas bajo presión de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto constante de gas, q g . 2.2 Etapa 2 – Estimación de los parámetros del yacimiento y del volumen original de gas a partir de graficas especializada de análisis. Después de haber identificado los diferentes patrones de flujo a partir de los datos de presión-producción en la gráfica de diagnóstico de flujo, se procede a la estimación de los parámetros del yacimiento, y en su caso, el cálculo del volumen original de gas a partir de graficas especializadas

de

específica

tiempo

de

análisis

de

m p   m p  / q i

(dependiente

wf

de

los

g

vs. una

patrones

función de

flujo

identificados). Si la presión de fondo fluyendo, pwf y el gasto de gas, q g varían lenta y suavemente respecto al tiempo de explotación, se

recomienda emplear la técnica de superposición en la función específica del tiempo. Para fines de cálculos de ingeniería, el uso de esta técnica proporciona resultados prácticamente aceptables. La

16

Tabla 1 presenta los modelos de superposición del tiempo empleados en este trabajo para diferentes periodos de flujo. Tabla 1 – Modelos generales de superposición de tiempo para diversas geometrías de flujo Periodo de flujo Flujo lineal

Flujo bilineal

Flujo radial

Superposición del tiempo n

(q gj  q gj1 )

j 1

q gn

n

(q gi  q gi1 )

j 1

q gn

n

(q gj  qgj1 )

j 1

q gn

 



(qgj  q gj1 ) q gn j 1 n

Flujo esférico

Flujo dominado por la

 n

(q gj  q gj1 )

j 1

q gn



tn  t j 1

4

tn  t j 1

log (tn  t j 1 )

1 tn  t j 1

(tn  t j 1 )

frontera externa

A partir de la línea recta detectada en la graficas especializadas de análisis para cada periodo de flujo identificado en las gráficas de diagnóstico de flujo, se estima la duración de la línea recta (periodo de flujo), la pendiente, y la ordenada al origen. Posteriormente con el empleo de las ecuaciones de interpretación propuestas en este trabajo para cada geometría de flujo y con datos de la formación y de los fluidos del yacimiento, se estiman algunos valores del yacimiento como por ejemplo, el factor de daño a la formación, el área o radio de drene, el volumen poroso, y el volumen original de gas, G . De las Figs. 10 a la 14 se presentan las gráficas especializadas de superposición del tiempo requeridas para el análisis de los periodos de flujo lineal, bilineal, radial, esférico y dominado por la frontera externa, respectivamente. 17

2.2.1 Etapa 2 – Estimación de parámetros del yacimiento para flujo lineal con graficas especializadas de análisis. Para éste caso, se describe la metodología para analizar el flujo lineal con una línea recta con ordenada al origen igual y diferente a cero, para ambas condiciones de producción a presión de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto constante de gas, q g .

2.2.1.1 Flujo lineal cuando la línea recta intersecta en el





origen. Se crea la gráfica especializada de m pi   m p wf  / q g vs. n

(qgj  q gj1 )

j 1

q gn



tn  t j 1 y se detecta la línea recta como se muestra en el

esquema izquierdo en la Fig. 10. Luego, se calcula la pendiente de la línea recta para cualquiera de las condiciones de producción a pwf

~ ~ constante y q g constante es decir, m LPC y mLGC , respectivamente, así como el tiempo final de la línea recta sobre la gráfica de función de

t , t frc .

2.2.1.2 Flujo lineal cuando la línea recta tiene una ordenada al





origen. Se construye la gráfica especializada de m pi   m p wf  / q g vs.

n

(qgj  q gj1 )

j 1

q gn



tn  t j 1 y se detecta la línea recta como se muestra

en el esquema derecho en la Fig. 10. Después, se calcula la pendiente y la ordenada al origen de la línea recta para la pwf ~ constante, es decir, [ m respectivamente] o para q g LPC y bLPC , ~ constante, es decir, [ m LGC y bLGC , respectivamente], así como el

tiempo final de la línea recta sobre la gráfica de superposición de

t,

t frc .

18

2.2.1.3 Caracterización del yacimiento y cálculo del volumen original de gas, G . Mediante el uso de las ecuaciones propuestas en la Tabla 2 se calcula el producto

k Ac , el área de drene, A , el

volumen de poro, V P , y el volumen original de gas, G , para cualesquiera de las condiciones de producción a q g constante y a pwf constante. Adicionalmente, para la línea recta con ordenada al origen diferente de cero, se estiman los valores de otros parámetros del yacimiento, como el factor de daño de la formación y/o el efecto del régimen de flujo al inicio del tiempo de explotación, b . En las expresiones de la Tabla 2 el término Ac es el área de sección transversal

de

la

trayectoria

de

flujo

provista

de

mayor

permeabilidad. Las definiciones para el área de sección transversal,

Ac y la distancia a la frontera externa en un yacimiento lineal, L , se adaptaron de El-Banbi (1998) y se presentan en la Tabla 3. El producto

k Ac implica que la permeabilidad, k , se debe conocer para

estimar el Ac . Para flujo lineal se observa que las ecuaciones con la condición de pwf constante, son diferentes para las condiciones a q g constante. Estas ecuaciones difieren por el factor  / 2 . Los cálculos de

Ac y b son complicados, a menos que el valor de k sea conocido en forma independiente. Así mismo para estimar A no se requiere conocer la permeabilidad de la formación, k.

19

Fig. 10 – Gráficas especializadas de superposición del tiempo para flujo lineal con intersección en el origen (esquema izquierdo) y con ordenada al origen diferente de cero (esquema derecho) para pwf constante y a q g constante. Tabla 2 – Ecuaciones de interpretación para flujo lineal para ambos a pwf constante y a q g constante. Presión de fondo fluyendo constante, pwf 1262 T (  g ct ) i

k Ac 

A

225 T  t frc  ~ h (  g ct ) i  m  LPC 

Vp 

225 T  t frc ~ (  g ct ) i  m  LPC

y e  0.1779

G

 1  ~  m LPC

   

(  g ct ) i

b

bLPC k Ac 1424 T

   

803 T (  g ct ) i

k Ac 

A

128 T  t frc ~ (  g ct ) i  m  LGC

y e  0.1591

G

 1  ~  m LGC

  

128 T  t frc  ~ (  g ct ) i  m h  LGC 

Vp 

k t frc

225 T S gi  t frc ~ (  g ct B g ) i  m  LPC

  

Gasto constante de gas, qg

   

k t frc (  g ct ) i

128 T S gi  t frc ~ (  g ct B g ) i  m  LGC

b

   

bLGC k Ac 1424 T

20

La determinación directa del V P y del G sin la necesidad de conocer los valores

de  , k , h y A es una buena ventaja, ya que estas

propiedades a menudo son difíciles de conocer, sobretodo en yacimientos de gas en formaciones con baja permeabilidad y shale gas. Las estimaciones del A , del V P y del G se considerarán como valores mínimos, si toda la historia de datos sigue la misma tendencia sobre la línea recta en la gráfica de superposición de

t o al actuar

de manera infinita en flujo transitorio lineal (no es alcanzada la frontera externa del yacimiento). En éste caso, el último tiempo de explotación es utilizado en lugar del tiempo final de la línea recta sobre la gráfica de superposición de

t , t frc . De igual manera, la

distancia a la frontera externa, y e , evaluada con las expresiones para

y e en la Tabla 2, será considerada como valor mínimo si toda la historia de datos aún se mantiene en la línea recta en la gráfica de superposición de

t . En éste caso, el último tiempo de explotación

es usado en vez del tiempo final de la raíz cuadrada del tiempo, tfrc. Esta es la distancia de investigación al tiempo de explotación actual. Tabla 3 – Área de sección transversal,

Ac , y distancia a la frontera externa, L

Modelo

Ac

L

wh

L

Fractura Hidráulica

4 h xf

ye

Fractura Hidráulica (xe = xf)

4 h xe

ye

4 h xe

ye

πre2

h

2πre2

h /2

Bloque lineal

Pozo productor en un Bloque del yacimiento Veta de alta permeabilidad con flujo lineal sencillo Veta de alta permeabilidad con flujo lineal doble

Vetas de n-altas permeabilidades con flujo lineal doble 2πre2nvetas

h /(2nvetas) 21

2.2.2 Calculo de parámetros del yacimiento para flujo bilineal a partir de graficas especializadas de análisis. En éste caso, se presenta el análisis de flujo bilineal cuando la linear recta muestra la ordenada al origen igual a cero y diferente de cero bajo condición a q g constante. 2.2.2.1 Flujo bilineal cuando la línea recta presenta una ordenada

al

especializada identifica

la

origen de línea

igual

a

m p   m p  / q i

wf

recta

cero. vs.

g

(esquema

Se

realiza

n

(qgj  q gj1 )

j 1

q gn



izquierdo

en

una

gráfica

tn  t j 1

4

la

Fig.

y

se 11).

Posteriormente, se determina el valor de la pendiente de la línea

~ . recta, m BGC

2.2.2.2 Flujo bilineal cuando la línea recta presenta una ordenada al origen diferente de cero. Se construye la gráfica especializada de

m p   m p  / q i

wf

g

vs.

n

(q gj  q gj1 )

j 1

q gn



4

t n  t j 1

y se

detecta la línea recta como se muestra en el diagrama derecho de la Fig. 11. Después, se calcula la pendiente y la ordenada al origen de la

~ línea recta ( m BGC y bBGC , respectivamente). 2.2.2.3 Cálculo de parámetros del yacimiento en flujo bilineal. Se calcula el término

k1w utilizando la ecuación Tabla 4 para flujo

bilineal. Además, para el caso con ordenada al origen diferente de cero (esquema derecho de la Fig. 11), se evalúa el factor de daño de la formación, s1 . El producto

k1w en la Tabla 4 implica que la

permeabilidad de la formación se conozca para evaluar el espesor, w . De la misma manera, la estimación del factor de daño de la formación, s1 requiere del conocimiento de los valores de k y Ac . Los cálculos de w y s1 son muy difíciles, a menos que k y/o Ac se determinen independientemente. 22

Fig. 11 – Gráficas especializadas de superposición del tiempo para flujo bilineal cuando la línea recta presenta una ordenada al origen igual a cero (esquema izquierdo) y diferente de cero (esquema derecho) ambas a q g constante. Tabla 4 – Ecuaciones para flujo bilineal para producción a gasto constante de gas, q g . 1

k1 w 

4

984 Ac 4 k (  g ct ) i

s1 

 T  ~  mBGC

  

bBGC k Ac 1424 T

2.2.3 Estimación de algunos valores del yacimiento en flujo radial a partir de graficas especializadas de análisis. En éste caso, para flujo radial se presentan ambas condiciones de producción a pwf y a q g constante.

23

2.2.3.1 Flujo radial cuando la línea recta presenta una ordenada al origen diferente de cero. Se crea la gráfica





especializada de m pi   m p wf  / q g vs. log

n

(qgj  qgj1 )

j 1

qgn



log (tn  t j 1 ) y se

detecta la línea recta como se presenta en la Fig. 12. Después, se evalúa la pendiente de la línea recta y la ordenada al origen, ya sea para condición a pwf constante como se observa en el lado izquierdo

~ y b , respectivamente) o para la condición de de la Fig. 12, ( m RPC RPC producción a q g constante como se muestra en el lado derecho de la

~ y b , respectivamente). Además, se estima el tiempo misma ( m RGC RGC final sobre la línea recta, t flr . 2.2.3.2 Evaluación de parámetros del yacimiento y del G . Se calcula el producto k h (capacidad de flujo), el factor de daño, s , la longitud media de la fractura, x f , el radio de investigación, rinv , y el

G al radio de investigación mediante el uso de las ecuaciones escritas en las Tablas 4 y 5 para las condiciones a pwf constante y a q g constante,

respectivamente. El G

y el

rinv

evaluados con

las

ecuaciones descritas en ambas tablas se consideran como valores mínimos, si toda la historia de datos mantiene aún la tendiente sobre la línea recta en la gráfica semi-logarítmica, para esta situación el último tiempo de producción es utilizado en vez de t flr en dichas ecuaciones.

24

Fig. 12 – Gráficas especializadas de superposición del tiempo para flujo radial cuando la línea recta presenta una ordenada al origen diferente de cero para pwf constante (lado izquierdo) y a q g constante (lado derecho). Tabla 4 – Ecuaciones para flujo radial para producción a presión de fondo fluyendo constante, pwf

kh 

s

1640 T ~ m RPC

  0.00633 k  1  bRPC k h   0.352  log   (  c ) r 2  0.869  1640 T  g t i w  

xf 

0.00633 k  kh bRPC  exp   2.2   (  g ct ) i  712 T  rinv  0.1779

A

(  g ct ) i

163 T  t flr  ~ (  g ct ) i h  m RPC

  

 t flr  ~  m RPC

  

163 T S gi  t flr   g ct Bg i  m~ RPC

  

Vp 

G

k t flr

163 T (  g ct ) i

25

Tabla 5 – Ecuaciones para producción a gasto constante de gas, q g

kh 

s

1640 T ~ m RGC

 0.00633 k 1  bRGC k h  log   (  c ) r 2 0.869  1640 T g t i w  xf 

    0.352   

0.00633 k  kh bRGC  exp   2.2   (  g ct ) i  712 T  rinv  0.1779

A

(  g ct ) i

163 T  t flr  ~ (  g ct ) i h  m RGC

Vp 

G

k t flr

163 T (  g ct ) i

 t flr  ~  mRGC

163 T S gi  t flr   g ct Bg i  m~ RGC

  

     

Se estima un valor preciso del G sin la necesidad de conocer el valor de k , h , A , y  .

2.2.4 Cálculo de parámetros del yacimiento en flujo esférico a partir de gráficas especializadas de análisis. 2.2.4.1 Flujo esférico para gasto constante de gas cuando la línea recta presenta una ordenada al origen diferente de cero. Se

crea

(q gj  qgj1 ) q gn j 1 n



la

gráfica

1 tn  t j 1

especializada

de

m p   m p  i

wf

/ qg

vs.

y se detecta la línea recta tal como se presenta

en la Fig. 13. Después, se calcula la pendiente negativa y la ordenada

~ y b , respectivamente). al origen de la línea recta ( m EGC EGC 26

2.2.4.2 Evaluación de algunos valores del yacimiento. Se determina la permeabilidad, k , y el radio equivalente de la esfera, resf , usando las ecuaciones de interpretación presentadas en la Tabla 6.

Fig. 13 – Gráfica especializada de superposición del tiempo para flujo esférico cuando la línea recta presenta una ordenada al origen diferente de cero, bajo la condición de producción a q g constante.

Tabla 6 – Ecuaciones de interpretación para flujo esférico a gasto constante de gas, q g

10098 T  k   (  g ct ) i  ~  m EGC  1424 T resf  k bEGC

2.2.5

2

3

Gráfica especializada para flujo dominado por la

frontera externa y estimación de valores del yacimiento

27

2.2.5.1

Flujo

dominado

por

la

frontera

producción a gasto constante de gas, q g estacionario,

PSS),

cuando

la

línea

externa

para

(flujo pseudo-

recta

presenta

una

ordenada al origen diferente de cero. Se crea la gráfica especializada

m p   m p  / q

de

i

wf

g

vs.

n

(q gj  qgj1 )

j 1

q gn



(t n  t j 1 )

y

se

identifica la línea recta como se muestra en el esquema izquierdo de

~ la Fig. 14. De la línea recta se calcula su pendiente, m FGC , y la ordenada al origen, bFGC .

2.2.5.1.1 Estimación de algunos valores del yacimiento. Se calcula el volumen del yacimiento, VY , el área de drene, A , el factor de forma de Dietz´s, C A , el volumen poroso, V P , y el volumen original de gas, G , a través del uso de las ecuaciones de interpretación de la Tabla 7. 2.2.5.2 Flujo dominado por la frontera externa para presión de fondo

fluyendo

constante,

pwf

(declinación

exponencial)

cuando la línea recta presenta una ordenada al origen diferente

de

m p   m p  / q i

wf

cero. Se g

vs.

crea la gráfica especializada de

n

(q gj  qgj1 )

j 1

q gn



log

(t n  t j 1 ) y se identifica la línea recta

como se presenta en el esquema derecho de la Fig. 14. De la línea

~ , y la ordenada al origen, b . recta se calcula su pendiente, m FPC FPC

2.2.5.2.1 Estimación de algunos valores del yacimiento. Se calcula el volumen del yacimiento, VY , el área de drene, A , el factor de forma de Dietz´s, C A , el volumen de poro, V P , y el volumen original de gas, G , utilizando las ecuaciones de interpretación de la Tabla 8. 28

En las expresiones de las Tablas 7 y 8 se pueden estimar valores precisos del volumen de poro, V P , y del volumen original de gas, G, sin tener buen conocimiento de la permeabilidad de la formación, k , de la porosidad,  , del espesor, h y del área de drene, A . Estas determinaciones directas del volumen de poro, V P y del volumen original de gas, G sin conocimiento de  , k , h y A . Esta es una buena ventaja, debido a que estas propiedades a menudo no son conocidas en los yacimientos de gas con baja permeabilidad.

Fig. 14 – Gráficas especializadas de superposición del tiempo para flujo dominado por la frontera externa cuando la línea recta presenta una ordenada al origen para q g constante (lado izquierdo) y para pwf constante (lado derecho).

29

Tabla 7 – Ecuaciones para flujo dominado por la frontera externa para gasto constante de gas (PSS), q g .

VY 

57 T   g ct i A

A CA 

 1  ~  m FGC

  

VY h

57 T (  g ct ) i

 1  ~  m FGC

 1     h 

2.2458 A  b  kh   2s  rw2 exp 2  FGC   1424 T  

Vp  G

57 T  g ct i

 1  ~  mFGC

  

57 T S gi  1   g ct Bg i  m~ FGC

  

30

Tabla 8 – Ecuaciones para flujo dominado por la frontera externa para presión de fondo fluyendo constante, pwf (declinación exponencial).

 1  ~  m FPC

  

 1 25 T  ~ (  g ct ) i bFPC h  m FPC

  

25 T (  g ct ) i bFPC

VY 

A

A CA 

2.2.6

VY h

 1   2 bFPC k h  56 T  exp   2 ~ h (  g ct ) i bFPC rw  m FPC   1424 T 

Vp 

25 T (  g ct ) i bFPC

 1  ~  m FPC

  

G

25 T S gi

 1  ~  m FPC

  

(  g ct B g ) i bFPC

Gráficas especializadas para un flujo lineal temprano,

seguido de un flujo bilineal intermedio y posteriormente un flujo lineal tardío. En éste caso, se describe la metodología para analizar un flujo lineal temprano, seguido de un flujo bilineal, y posteriormente un flujo lineal tardío para presión de fondo fluyendo constante,

pwf y a gasto

constante de gas, q g .

2.2.6.1

Flujo

lineal



temprano.



especializada de m pi   m p wf  / q g vs.

a)

Se

construye

la

gráfica

t y se identifica el principio

de la línea recta como se muestra en los esquemas de la Fig. 10 para presión de fondo fluyendo constante, pwf , y gasto constante de gas, q g . Luego, se calcula la pendiente de la línea recta y su ordenada al 31

~ origen, para presión de fondo fluyendo constante pwf [ m LTPC y bLTPC ] o

~ para gasto constante de gas, q g , [ m LTGC y bLTGC ] b) Mediante el uso de las ecuaciones presentadas en la Tabla 9 se calcula el producto

k1 Ac1

para el flujo lineal temprano y la ordenada al origen de la línea recta. Además, para el caso de ordenada al origen diferente de cero de la línea recta se evalúa el daño de la cara de la fractura, s f . En la Tabla 9, Ac1 es el área de la sección transversal a lo largo de la trayectoria de flujo (bloque lineal) representada por:

Ac1  h1 w ...................................................................................... (1)

2.2.6.2 Flujo bilineal intermedio. a) Se construye la gráfica





especializada de m pi   m p wf  / q g vs.

4

t y se identifica la línea recta

como se muestra en los esquemas en la Fig. 11. Después, se calcula el valor de la pendiente de la línea recta y su ordenada al origen (

~ y b , respectivamente). b) Con las ecuaciones de Tabla 4, se m BGC BGC calcula el parámetro

k1w para flujo bilineal con o sin ordenada al

origen de la línea recta. Para el caso de flujo bilineal con línea recta con ordenada al origen, se calcula el factor de daño de la formación,

s1 . El producto

k1w en la Tabla 4 implica que la permeabilidad de la

formación sea conocida para evaluar w . De la misma manera, la estimación s1 necesita que se conozcan los valores de k y Ac . El cálculo de w y s1 es difícil, a menos que k

y Ac se determinen

independientemente.

32

Tabla 9 – Ecuaciones para flujo lineal temprano a presión de fondo fluyendo constante, pwf y a gasto constante de gas, q g Presión de fondo fluyendo constante, pwf k1 Ac1 

631 T  gi ( c ti ) f

sf 

 1  ~  mLTPC

  

Gasto de flujo constante de gas, q g k1 Ac1 

bLTPC k1 Ac1

402 T  gi ( c ti ) f

sf 

1424 T

 1  ~  mLTGC

  

bLTGC k1 Ac1 1424 T

2.2.6.3 Flujo lineal tardío. a) Se crea la gráfica especializada de

m p   m p  i

wf

/ q g vs.

t y se identifica la línea recta en los tiempos

tardíos como se muestra en las ilustraciones de la Fig. 10. Después, se calcula la pendiente y su ordenada al origen de la línea recta, para cualesquiera

de

las

condiciones

a

presión

de

fondo

fluyendo

~ constante, pwf , [ m LPC y bLPC , respectivamente] o a gasto constante ~ de gas, q g , [ m LGC y bLGC , respectivamente] y el tiempo final de la línea

recta con la raíz cuadrada de la gráfica del tiempo, t frc . b) Mediante las expresiones descritas en la Tabla 2, se calcula el producto

k Ac , el

volumen de poro, V P , y el volumen original de gas, G . Además, para el caso de flujo lineal con ordenada al origen diferente de cero de la línea recta, se evalúa el daño de la formación, s1 y/o b o el comienzo del efecto del régimen de flujo, según la condición de producción asignada. Ac en la Tabla 2 representa el área provista con alta permeabilidad en la trayectoria de flujo con respecto al flujo perpendicular dentro de la trayectoria de flujo de alta permeabilidad proveniente

de

la

formación.

La

Tabla

3

muestra

ambas

representaciones para Ac y L respecto a diferentes modelos lineales.

33

Los valores del volumen poroso, V P y del volumen original de gas, G calculados con las expresiones de la Tabla 2 se consideran como valores mínimos si toda la historia de datos esta aún sobre la tendencia de flujo lineal. Si la historia de datos esta todavía sobre este flujo lineal (pendiente 1/2), el último tiempo de producción es usado en lugar de t frc en las ecuaciones. Se estima un valor mínimo del volumen de poro, V P y un valor mínimo del volumen original de gas, G sin necesidad de conocer el valor de la permeabilidad de la formación, k , la porosidad,  y del espesor, h .

2.3 Etapa 3 – Validación de resultados con simulación numérica para yacimientos de gas y cálculo de reservas. Finalmente, en la etapa 3 de la metodología propuesta se realizan los ajustes necesarios y la validación de los resultados obtenidos. Para esto se emplea la simulación numérica para yacimientos de gas (para este trabajo se utilizó un simulador denominado SIMGASS diseñado para este propósito, Arévalo 2001). Posteriormente se realizan pronósticos de producción bajo diferentes condiciones de explotación ya sea con el uso de la simulación numérica, balance de materia para yacimientos volumétricos o curvas de declinación, y se evalúan las reservas probadas de gas del pozo o yacimiento, considerando la maximización en la recuperación de los hidrocarburos, la rentabilidad y el riesgo.

34

2.3.1. Pronósticos de producción con balance de materia para yacimientos de gas volumétricos. Una vez que el valor del volumen original de gas, G se ha evaluado y ajustado, se está en condiciones de realizar pronósticos de producción. Se utiliza el valor mínimo del volumen original de gas, G , en el pronóstico si la frontera externa del yacimiento no se ha detectado en los datos de producción. El pronóstico de producción realizado se tiene que corregir con una función para la normalización del tiempo (Fraim et al., 1987 y Helmy, 1999). Para pronósticos del gasto de gas el método se fundamenta en la solución de la ecuación de balance de materia para yacimientos volumétricos de gas, combinado con la ecuación del índice de productividad. La presión promedio del yacimiento, p , se estima de la ecuación de balance de materia para gases reales mediante el uso de la producción acumulada de gas, G p :

  

p   pi  G p   .......................................................................... (2)    1  z   zi  G 

Para estimar el índice de productividad, se debe de utilizar la mayor cantidad de datos actualizados y verificados, que presente un valor honorable de estabilización del gasto de flujo de gas, q g y

de la

presión de fondo fluyendo, pwf : Jg 

qg [m( p)  m( pwf )]

......................................................................... (3)

Entonces, se seleccionan etapas de tiempo futuras y se actualiza la producción acumulada de gas en cada paso en el tiempo. Después, se utiliza la ecuación de balance de materia para determinar una nueva

p que será usada en la ecuación del índice de productividad para calcular el gasto de flujo de gas,

q g . El pronóstico de los cálculos

será conservador, si los efectos de la frontera externa todavía no se han detectado (flujo transitorio o infinito). 35

2.4 Análisis de la producción en casos de campo Se obtuvo y analizo la información de datos de producción de más de 200 pozos productores de gas que están produciendo en yacimientos convencionales y no convencionales en México y EUA. 2.4.1 Análisis de la producción del Campo A conformado por seis pozos productores

de gas en un yacimiento con baja

permeabilidad. Como ejemplo genérico se presenta el análisis de la producción de seis pozos productores ubicados en un campo productor de gas en una

formación

de

baja

permeabilidad,

todos

ellos

presentan

tratamientos de fracturas hidráulicas. El propósito es mostrar la aplicación de la metodología y hacer un análisis de las tendencias o tiempos de flujo transitorio, y en su caso, determinar los mecanismos de la producción y evaluar algunas propiedades del yacimiento, un valor mínimo del volumen original de gas, G , y un valor mínimo de reservas recuperables. La información general, los datos del yacimiento y de los fluidos para todos estos pozos productores son mostrados en las Tablas 10 a 13, respectivamente. Cada ejemplo real es diferente en su historia de explotación (datos de presión-producción) pero todos los casos parecen coincidir con la metodología presentada en este trabajo. Para ajustar y validar el análisis desarrollado, se utilizó el simulador SIMGASS (Arévalo, 2001). Luego, los pronósticos de producción y cálculos de reservas probadas se realizaron con ambos métodos, el empleo del simulador numérico y la ecuación de balance de materia para yacimientos de gas del tipo volumétrico.

36

Las propiedades del gas necesitan para su cálculo los valores de cg ,

 g y Bg , c f

y cw los cuales fueron calculados mediante correlaciones

(Lee et al., 1966; Dranchuk et al., 1975 y Sutton, 1985). Como ejemplos ilustrativos, se presentan las gráficas de diagnóstico de flujo y especializadas para los pozos 1 y 2 de este campo. Tabla 10 – Información general de los seis pozos del campo A productor en un yacimiento de gas con formación de baja permeabilidad.

rw

t.p. D.I.

tiempo de producción

Gp

(ft)

(pulgadas)

(días)

([email protected].)

Pozo 1

0.27

1.995

226

0.244

Pozo 2

0.27

1.995

394

0.461

Pozo 3

0.27 0.27

2.440

278

0.078

Pozo 4 Pozo 5

0.27

2.994

294

0.243

Pozo 6

0.27

1.995

339

0.254

1.995

233

0.109

Pozo

Tabla 11 – Datos de la formación productora para los seis pozos del campo A. Profundid ad Promedio

Grosor de la arena

(ft) Pozo 1

Fractura Hidráulica

hneto



cf

swi

(ft)

(ft)

(fracción)

(1/psia) E-06

(fracción)

11,366

59

30

0.090

4.00

0.500

Si

Pozo 2

11,260

250

82

0.090

4.00

0.560

si

Pozo 3

10,570

43

36

0.100

4.00

0.620

si

10,995

88

37

0.070

4.00

0.480

si

10,094

34

29

0.091

4.00

0.535

si

10,008

174

75

0.120

4.00

0.500

si

Pozo

Pozo 4 Pozo 5 Pozo 6

37

Tabla 12 – Datos de los fluidos obtenidos de los seis pozos productores de gas del Campo A. Pozo

pi

T

Tsup

(psia)

(0F)

(0F)

g

cg en

cw pi

en

pi

g

ct en

pi

(1/psia)

(1/psia)

(1/psia)

E-06

E-06

E-06

H2S

CO2

N2

(cp)

(%)

(%)

(%)

en

pi

Pozo 1

6,815

203

60

0.610

84.243

3.600

47.920

0.0295

0.0

0.2

1.0

Pozo 2

6,615

205

60

0.610

89.015

3.600

43.440

0.0289

0.0

0.2

1.0

Pozo 3

6,357

249

70

0.610

100.841

3.600

44.550

0.0273

0.0

0.2

0.2

Pozo 4

6,612

220

70

0.610

91.249

3.600

53.180

0.0285

0.0

0.2

1.0

Pozo 5

6,465

225

60

0.610

95.476

3.600

50.320

0.0280

0.0

0.2

1.0

Pozo 6

6,065

182

60

0.610

99.330

3.600

48.170

0.0283

0.0

0.2

1.0

Las Figs. 15 y 16 muestran los datos de producción para los pozos 1 y 2 del campo A, respectivamente. Ambas gráficas muestran gastos de gas y presiones en la cabeza del pozo contra el tiempo. Las presiones de fondo fluyendo del pozo (PFFP) correspondientes a las presiones en la cabeza del pozo fluyendo (PCPF) se calcularon con el método de Cullender y Smith (Lee et al., 1996) y son graficadas en estas figuras. Algunos de los otros pozos productores tienen períodos con cambios operacionales y cierres que también interfieren con el análisis. Debido a la variación de los gastos de gas en los pozos se utilizó la técnica de superposición del tiempo (Helmy, 1999).

Fig. 15 – Gráfica que muestra datos de presión y de producción para el pozo 1 con un tiempo total de producción 226 días. 38

Fig. 16 – Gráfica que muestra los datos de presión y de producción para el pozo 2 con un tiempo total de producción 394 días. 2.4.2 Gráficas de diagnóstico de flujo para el campo A. Las gráficas de diagnóstico de flujo para los pozos 1 y 2 se muestran en las Figs. 17 y 18, respectivamente. En algunas gráficas se detectaron claramente líneas rectas con pendientes de un medio (al inicio), de un cuarto (intermedio), de un medio (tardío) y de una unidad (al final) correspondientes a periodos de flujo lineal temprano, flujo bilineal, flujo lineal tardío y flujo dominado por la frontera externa, respectivamente.

Fig. 17 – Gráfica de diagnóstico de flujo con ejes log-log de m( p) / qg y q g vs. tiempo para el pozo 1.

39

Fig. 18 – Gráfica de diagnóstico de flujo con ejes log-log de m( p) / qg y q g vs. tiempo para el pozo 2. La Fig. 17 exhibe para el pozo 1 un claro ejemplo de flujo lineal tardío, después un periodo de flujo bilineal y finalmente un flujo dominado por la frontera externa (pendientes de 1/2, 1/4 y 1, respectivamente). Un flujo lineal temprano observado en la Fig. 18 para el pozo 2 (y en las gráficas de los pozos 3 y 4, no mostradas), seguido de un régimen de flujo bilineal y posteriormente un flujo lineal tardío, se detectó en las gráficas de diagnóstico de flujo. El mejor ejemplo de flujo bilineal se presenta en la Fig. 18 para el pozo 2 (pendiente de 1/4) y el pozo 5, no mostrado. El pozo 2 exhibe flujo bilineal de 17 a 309 días de producción y el pozo 5 de 60 a 339 días de producción (las dos pendientes paralelas de un cuarto mostradas en la Fig. 18 fueron causadas por un cambio operacional y no tienen un significado importante matemáticamente hablando). 2.4.3 Gráficas especializadas para el campo A. Las Figs. 19 y 20 muestran las gráficas especializadas obtenidas al trazar los datos de producción en función del tiempo de superposición de la raíz cuadrada del tiempo, t , utilizadas para el análisis del período de flujo lineal tardío detectado en el pozo 1 y lineal temprano en el pozo 2, respectivamente.

40

Fig. 19 – Gráfica especializada para flujo lineal tardío que muestra m( p) / qg y G p vs. superposición de t para el pozo 1.

Fig. 20 – Gráfica especializada para flujo lineal que muestra m( p) / qg vs. superposición de

t para el pozo 2.

Las Figs. 21 y 22 muestran las gráficas especializadas obtenidas al trazar los datos de producción en función del tiempo de superposición de la raíz cuarta del tiempo,

4

t , utilizada en el análisis del período de

flujo bilineal detectado en las gráficas de diagnóstico de flujo para los pozos 1 y 2, respectivamente.

Fig. 21 – Gráfica especializada para flujo bilineal que muestra m( p) / qg y G p vs. superposición de 4 t para el pozo 1. 41

Fig. 22 – Gráfica especializada para flujo bilineal que muestra m( p) / qg y G p vs. superposición de 4 t para el pozo 2. La figura 17, muestra los efectos de la frontera externa para el pozo 1. La Fig. 23 muestra la gráfica especializada de superposición del tiempo que fue utilizada en el análisis del periodo de flujo dominado por la frontera externa para el pozo 1.

Fig. 23 – Gráfica especializada en periodo de flujo dominado por la frontera externa que muestra m( p) / qg vs. superposición del tiempo para el pozo 1. De las Tablas 13 a la 15 se muestran los valores leídos y calculados de la duración, pendiente y ordenada al origen de cada una de las líneas rectas detectadas para cada periodo en las gráficas de diagnóstico y especializadas de análisis. De las Tablas 16 a la 18 se presentan los resultados calculados para algunos parámetros del yacimiento, el volumen original de gas, G , y las reservas probadas estimadas mediante el uso de la metodología y ecuaciones desarrolladas.

42

Para flujo lineal no es posible separar los valores de

k y Ac al

menos que se conozca alguno de ellos. El volumen original de gas, G, para el pozo 1 se calculó con el empleo de la ecuación mostrada en la Tabla 8 para flujo dominado por la frontera externa considerando declinación exponencial de la producción (a gasto constante de gas). Para los pozos productores 4 y 6 el mínimo valor del volumen original de gas, G , fue calculado del análisis de régimen de flujo transitorio lineal de estos pozos utilizando las ecuaciones de la Tabla 2. Para los pozos productores 2, 3 y 5, el valor del volumen original de gas, G , fue calculado de una estimación de la distancia de investigación dado que el período de régimen de flujo lineal tardío aún no se manifestaba en el último dato de producción. Estos valores mínimos del volumen original de gas, G , aparecen en la Tabla 17 bajo las columnas denominada Flujo lineal tardío.

Tabla 13 – Descripción de las gráficas especializadas para los flujos lineal temprano y bilineal en los pozos del campo A. Flujo lineal temprano Pozo

Flujo bilineal

duración

t frc

días

Días

Pozo 1

no

No

No

No

Pozo 2

7-15

15

166,667

450,000

Pozo 3

1-6

6

1,000,000

200,000

Pozo 4

4-11

11

250,000

Pozo 5

no

no

Pozo 6

no

no

Pendiente

ordenada al origen

duración

pendiente

ordenada al origen

psia2D1/2/[email protected]

psia2D/[email protected]

Días

psia2D3/4/[email protected]

psia2D/[email protected]

750,000

200,000

500,000

100,000

17-309

1,750,000

350,000

400,000

12-68

600,000

700,000

no

no

16-105

900,000

500,000

no

no

60-339

3,500,000

1,700,000

1038

2-7

43

Tabla 14 – Descripción de las gráficas especializadas para flujo pseudoradial (fractura hidráulica inducida) y lineal tardío para los pozos del campo A. Flujo pseudoradial

Flujo lineal tardío

Pozo duración

t flr

Pendiente

ordenada al origen

duración

t frc

días

días

psia2/[email protected]

psia2D/[email protected]

días

pendiente

ordenada al origen

Días

psia2D1/2/[email protected]

psia2D/[email protected]

156

125,000

400,000

394

50,000

900,000

170

278

300,000

2,500,000

Pozo 1

10-28

28

838,361

550,000

Pozo 2

17-107

107

943,157

750,000

40-156

Pozo 3

16-68

68

7,153,383

1,000,000

Pozo 4

30-116

116

1,660,964

500,000

100-160

294

107,143

1,000,000

Pozo 5

60-100

100

3,321,928

-250,000

160-255

339

112,500

1,250,000

Pozo 6

10-16

16

6,643,856

2,200,000

150-177

162

285,714

1,520,000

120-

51-162

Tabla 15 – Descripción de las gráficas especializadas para las geometrías de flujo esférico y flujo dominado por la frontera externa en los casos de campo.

Pozo 1

Flujo dominado por la frontera Externa

Flujo esférico

Pozo duración

ordenada al origen

intersección

Duración

pendiente

ordenada al origen

días

psia2D3/2/[email protected]

psia2D/[email protected]

Días

psia2/Mft3@c. e.-cp

psia2-D/[email protected]

No

No

>157

4,200

1,300,000

Pozo 2

no no

no

no

> 180

2,222

105,000

Pozo 3

no

no

no

> 167

1,333

4,400,000

Pozo 4

no

no

no

no

no

no

Pozo 5

no

no

no



3,200

2,300,000

Pozo 6

no

no

no

No

no

No

177

44

Tabla 16 – Resultados obtenidos para los modelos pseudoradial y lineal temprano en los pozos del campo A. Flujo pseudoradial

Pozo

kh

s

k

Flujo lineal Temprano

1/ 2

t flr

xf

en

G

rinv

rinv

k1 Ac1

sf

Mínimo

días

Ft

[email protected].

65

28

548

0.141

-

-

33

107

637

0.448

9,341

1.9

39

68

283

0.035

1,634

0.1

70

116

792

0.286

6,708

1.7

-4.98

79

100

536

0.115

-

-

-3.46

16

16

75

0.010

-

-

md-ft

md

Ft

Pozo 1

1.2968

0.04323

-4.79

Pozo 2

1.1562

0.01410

-4.11

Pozo 3

0.1625

0.00451

-4.28

Pozo 4

0.6713

0.01814

-4.86

Pozo 5

0.3381

0.01168

Pozo f

0.1585

0.00211

md1/2ft2

Tabla 17 – Resultados calculados utilizando los modelos bilineal y lineal tardío en los casos de campo. Flujo bilineal

Pozo

1/ 2

(k1w)

Flujo lineal tardío

s1

k

(md ft)1/2

1/ 2

A

Ac

t frc

b

ye

Vp

G

mínimo

mínimo

mínimo

días

ft

[email protected].

[email protected].

en

md1/2 ft2

Acres

ye

Pozo 1

1,564.0

2.2

11,940

51

4.4

156

1,158

5.98

0.953

Pozo 2

4,640.0

0.8

-

-

-

394

1,093

25.80

3.540

Pozo 3

1,390.2

0.4

-

-

-

278

511

4.15

0.455

Pozo 4

3,109.0

4.5

15,651

81

6.4

294

1,128

9.18

1.478

Pozo 5

2,271.0

2.1

-

-

-

339

883

10.16

1.406

Pozo 6

701.3

1.2

4,162

6

1.1

162

215

2.33

0.359

Tabla 18 – Resultados obtenidos con el modelo dominado por la frontera externa (PSS), simulación numérica y balance de materia. Flujo dominado por la frontera externa (PSS)

Pozo

RV

A

[email protected].

acres

Pozo 1

70

54

Pozo 2

-

-

Pozo 3

-

Pozo 4

Simulación numérica y

balance de

materia Gas total producido

Recuperación Total

VP

G

[email protected].

[email protected].

[email protected].

%

0.68

6.3

1.006

0.867

86.18

-

-

-

2.844

80.34

-

-

-

-

0.382

83.96

-

-

-

-

-

1.139

77.06

Pozo 5

-

-

-

-

-

1.123

79.87

Pozo 6

-

-

-

-

-

0.302

84.12

CA

Gp

45

3

Conclusiones, limitaciones e investigaciones por desarrollar

El propósito de este trabajo, es presentar las etapas de una metodología para caracterizar dinámicamente yacimientos de gas del tipo convencional y no convencional (de baja permeabilidad) a partir del análisis de la producción en pozos que producen de yacimientos de gas. La principal aportación de este trabajo a la industria petrolera, es el contar con una metodología que permita analizar gráfica y analíticamente los datos de presión y producción de yacimientos de gas, que producen bajo la influencia de flujos transitorios y sobretodo de larga duración, difíciles de detectar en las pruebas de pozos. La metodología presenta nuevas ecuaciones derivadas analíticamente para cada periodo de flujo transitorio y dominado por la frontera externa para yacimientos homogéneos e isotrópicos. El análisis se fundamenta en geometrías o periodos de flujos transitorios lineal, radial, bilineal, y esférico así como flujo dominado por la frontera externa identificado a través de graficas de diagnóstico de flujo y caracterizados con graficas especializadas de análisis. Luego con el empleo de las ecuaciones analíticas propuestas se determinan algunos parámetros del yacimiento, el área o radio de drene, el volumen poroso y el volumen original de gas. Finalmente, con ayuda de simulación numérica y balance de materia para gas se ajustaron y validaron los análisis realizados, calculando pronósticos de producción (reservas) bajo diferentes políticas de explotación. Se pueden presentar las conclusiones siguientes: 1. Los datos reales de presión/producción de más de 200 pozos analizados y sobretodo en yacimientos no convencionales, muestran flujos transitorios de larga duración (lineal y/o bilineal), con flujo dominado por la frontera externa. 2. El volumen original de gas a condiciones de superficie, se puede calcular directamente una vez que se han detectado los 46

efectos de la frontera. Sin embargo, cuando los últimos datos analizados aún se comportan bajo condiciones de flujo transitorio, este volumen de gas debe considerarse como un valor mínimo. Este valor se puede estimar en forma precisa sin conocer el espesor, la porosidad, y el área. 3. Las geometrías de flujo transitorio de larga duración y las cortas longitudes de fracturas calculadas en los pozos hidráulicamente

fracturados,

sugieren

la

necesidad

de

desarrollar los yacimientos de gas no convencionales con espaciamientos cortos entre los pozos. 4. Se

recomiendan

fracturamientos

hidráulicos

grandes

(masivos) con la finalidad de incrementar la longitud de la fractura hidráulica, y así extenderse lo más lejos posible, conectando el mayor número de canales preferenciales de flujo de alta permeabilidad. Dentro de las limitaciones de éste trabajo se pueden mencionar las siguientes: 1. Las ecuaciones analíticas y graficas presentadas se desarrollaron para yacimientos de gas homogéneo e isotrópico bajo ambas condiciones de flujo a presión de fondo fluyendo constante y a gasto constante de gas. 2. Existe una variación crítica de los datos de producción causado por problemas operacionales y bastantes cierres del pozo, los cuales tienden a complicar el análisis de la producción. 3. El volumen original de gas a condiciones de superficie y el pronóstico de la producción deberán ser corregidos con una función de normalización del tiempo si la frontera del yacimiento es alcanzada.

47

Algunas investigaciones por desarrollar en trabajos futuros son: 1. Se

requiere

desarrollar

una

metodología

para

mejorar

la

estimación del volumen poroso y del volumen original de gas, si dos o más fronteras externas son alcanzadas (Fig. 24).

Fig. 24 – Esquema que muestra la posibilidad de alcanzar dos o más fronteras externas después del período de flujo transitorio. 2. Se requiere desarrollar funciones específicas para separar cada régimen de flujo en la técnica de superposición del tiempo con el fin de hacer el procedimiento más estable y real. 3. Son necesarias soluciones numéricas, analíticas, semi-analíticas para la condición de explotación a presión de fondo fluyendo constante para los regímenes de flujo bilineal y esférico. 4. Ampliar las metodologías gráficas y analíticas para el análisis de la producción en cuanto a examinar datos de producción de pozos en yacimientos de gas con baja permeabilidad dentro de yacimientos de doble porosidad y/o naturalmente fracturados.

48

4 Nomenclatura a A Ac Ac1

~ m CPEL

= longitud e de la geometría del modelo, L, pies = área de drene del pozo, L2, pies2 = sección de área transversal al flujo, L2, pies2 = sección de área transversal al flujo a lo largo del patrón de flujo de alta permeabilidad, L2, pies = daño a al formación o efecto de un régimen de flujo lineal temprano, adimensional = ancho de la geometría del modelo, L, pies = intercepcíón para flujo lineal temprano a pff constante en una gráfica dem(p)/qg vs. t½, (lb/pg2 abs)2-D/Mpie3-cp = intercepción para flujo lineal a pff constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t½, (lb/pg2 abs)2-D/Mpie3-cp = intercepción para flujo bilineal a qg constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t1/4, (lb/pg2 abs)2-D/Mpie3-cp = intercepción para flujo lineal temprano a qg constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t½, (lb/pg2 abs)2-D/Mpie3-cp = intercepción para flujo lineal a qg constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t½, (lb/pg2 abs)2-D/Mpie3-cp = pendiente para flujo dominado por la frontera en una gráfica de m(p)/qg vs. t, (lb/pg2 abs)2/Mpie3-cp = factor de volumen de formación del gas, adimensional, L3/L3, pies3 a c.y./pies3 a c.e. = factor de forma de Dietz, adimensional = compresibilidad de la formación, Lt2/m, (lb/pg2 abs)-1 = compresibilidad del gas, Lt2/m, (lb/pg2 abs)-1 = compresibilidad total, (ct = cgSgi+ cwSwi+ cf), Lt2/m, (lb/pg2 abs)-1 = compresibilidad del agua, Lt2/m, (lb/pg2 abs)-1 = factor de recuperación del gas, fracción, porcentaje = producción acumulada de gas, L3, pies3 a c.e. = espesor total de la formación o altura de la geometría del modelo, L, cm, pies 2 = permeabilidad de la formación, L , md = permeabildad del canal de flujo de mayor permeabilidad, L2, md L = distancia a la frontera externa del yacimiento, L, ft = pendiente para flujo lineal temprano a pff constante de m(p)/qg vs. t½, (lb/pg2 abs)2-

~ m CPL

D1/2/Mpie3-cp = pendiente para flujo lineal a pff constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t½, (lb/pg2

~ m CRB

abs)2-D1/2/Mpie3-cp = pendiente para flujo bilineal a qg constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t1/4, (lb/pg2

~ m CREL

abs)2-D3/4/Mpie3-cp = pendiente para flujo lineal temprano a qg constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t½,

~ m CRL

(lb/pg2 abs)2-D1/2/Mpie3-cp = pendiente para flujo lineal a qg constante en una gráfica de m(p)/qg vs. t½, (lb/pg2

~ m SSP

abs)2-D1/2/Mpie3-cp = pendiente para flujo dominado por la frontera de una gráfica de m(p)/qg vs. t,

G pi pcp pff qDL qg rinv Sw s s1 sf

(lb/pg2 abs)2/Mpie3-cp = volumen original de gas a condiciones de superficie, L3, ft3 a c.e. = presión inicial del yacimiento, m/L2, lb/pg2 abs = presión fluyendo en la cabeza del pozo, m/L2, lb/pg2 abs = presión de fondo fluyendo, m/L2, lb/pg2 abs = gasto adimensional de flujo [1424qgT/khm(p)] = gasto de flujo o caudal, L3/t, Mpie3/D = radio de investigación, pies = saturación de agua, fracción = factor de daño, adimensional = factor de daño a la formación o efecto de un regimen de flujo temprano, adimensional = factor de daño en la cara de la fractura, adimensional

b b bCPEL bCPL bCRB bCREL bCRL bSSP Bg CA cf cg ct cw Frg Gp h k k1

49

Sg Sw t tDAc teb ter tesr T Vp VY w xf ye m(p) p

= saturación de gas, fracción = saturación de agua, fracción = tiempo de producción, t, dias, D = tiempo adimensional (0.00633kt/gctAc) = tiempo final de la línea recta en una gráfica de la raiz cuarta para flujo bilineal, t, dias = tiempo final de la línea recta en una gráfica semilogarítmica para flujo radial, t, dias = tiempo final de la línea recta en una gráfica de la raíz cuadrada del tiempo, t, dias = temperatura del yacimiento, T, oR = volumen poroso, L3, pies3 a c.y. = volumen del yacimiento, L3, pies3 c.y. = espesor de la fractura, L, pies = distancia de la fractura a la frontera externa, L, pies = distancia de la fractura a la frontera externa, L, pies 2 2 = caída de pseudo presión, (lb/pg abs) /cp, [= m(pi)-m(pwf) ] 2 = caída de presión, lb/pg abs, [= pi-pwf ]  = porosidad de la formación, fracción g = densidad relativa del gas (aire =1.0) g = viscosidad del gas, m/Lt, cp Subíndices CPEL = flujo lineal temprano a pff constante CPEL = flujo lineal a pff constante CRB = flujo bilineala qg constante CREL = flujo lineal temprano a qg constante CRL = flujo lineal a qg constante er = tiempo final de la línea recta en una gráfica semilogarítmica para flujo radial esr = tiempo final de la línea recta en una gráfica de la raíz cuadrada del tiempo i = condiciones iniciales D = adimensional

50

5 Referencias Agarwal, R.G., Carter, R.D., y Pollock, C.B.: “Evaluation and Performance Prediction of Low-Permeability Gas Wells Simulated by Massive Hydraulic Fracturing,” JPT (marzo 1979) 362-372. Arévalo-Villagrán, J.A.: “Analysis of Long-Term Behavior in Tight Gas Reservoirs: Case Histories,” disertación para Ph.D., Texas A&M University, College Station, Texas, agosto 2001. Bagnall, W.D. y Ryan, W.M.: “The Geology, Reserves, and Production Characteristics of the Devonian Shale in Southwestern West Virginia,” artículo presentado en 1975 en el Appalachian Petroleum Geology Symposium, Morgantown, VA, marzo 1-4. Cinco-Ley. H. y Samaniego V.F.: “Transient Pressure Analysis for Fractured Wells,” JPT (sept. 1981) 1749-1766; artículo SPE 7490. Cinco-Ley, H. y Meng, H.Z.: “Pressure Transient Analysis of Wells With Finite Conductivity Vertical Fractures in Double Porosity Reservoirs,” artículo SPE 18172 presentado en 1988 en la Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, octubre 2-5. Cinco-Ley, H. y Samaniego-Verduzco, F.: “Transient Pressure Analysis: Finite Conductivity Fracture Case Versus Damaged Fracture Case,” artículo SPE 10179 presentado en 1981 en la Annual Fall Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, oct. 5-7. Dranchuk, P.M. y Abou-Kassem, J.: “Calculation of Z Factors for Natural Gases Using Equations of State,” JCPT (jul.-sept. 1975) 34. Du Kuifu y Stewart, G.: “Bilinear Flow Regime Occurring in Horizontal Wells and Other Geological Models,” artículo SPE 29960 presentado en 1995 en el International Meeting on Petroleum Engineering, Beijing, China, noviembre 14-17. El-Banbi, A.H.: “Analysis of Tight Gas Performance,” disertación para Ph.D., Texas A&M University, College Station, Texas, mayo 1998.

51

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Instituto

Politécnico

Nacional

Maestría: Ingeniería Petrolera. Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM). Mención Honorífica. 1992. Estudios de Maestría en Ingeniería Universidad Veracruzana. Avance 65%.

Ambiental.

Institución:

Doctorado: PhD. en Ingeniería Petrolera Institución: Texas A&M University. Estados Unidos. 2001. Distinciones: -Reconocimiento del H. Ayuntamiento Distinguido durante 1993-1994”.

de

Veracruz,

“Ingeniero

-Premio “Juan Hefferan” por el mejor trabajo técnico teórico presentado en el XL Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C., Monterrey 2002. -Reconocimiento INNOVA 2006 por el Gobierno Federal por la práctica de “Aprovechamiento de la Capacidad de Producción de Hidrocarburos de Región Sur de PEMEX E&P mediante un Programa Estratégico de Productividad de Pozos”. Mérito académico: -Presea y Diploma “Lázaro Cárdenas” por aprovechamiento en Licenciatura en Ingeniería Petrolera (8.76/10). -“Mención Honorífica” en Maestría en Ingeniería Petrolera por aprovechamiento (9.38/10). 53

-Diploma por “Excelencia Académica en Estudios Ingeniería Petrolera” por aprovechamiento (9.60/10).

de

PhD

en

Experiencia Profesional de Trabajo: 





 





Jul. 1985 - Ago.1995: PEMEX-Activo Veracruz; Veracruz, Ver. Administrador de Yacimientos, Coordinador de Equipo Multidisciplinario e Ingeniero de Yacimientos. Sep. 1995 - Mayo 1997: PEMEX-PETRESIM; Houston, Texas. Líder del Equipo Multidisciplinario para el Estudio Integral del Campo Matapionche del Activo Veracruz. Oct. 2001- Julio 2003: PEMEX-DEPEG; Villahermosa, Tabasco y Veracruz, Veracruz. Superintendente de Ingeniería de Yacimientos y Producción del Programa Estratégico de Gas. Mar. 2005 - Oct. 2007: PEMEX E&P; Villahermosa, Tabasco. Coordinador Técnico de la Subdirección Región Sur. Nov. 2007 - Mar. 2008: PEMEX E&P; México, D.F., Coordinador Técnico de la Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación. Abr. 2008 – Sept. 2011: PEMEX E&P; México, D.F. Gerente de Estrategias y Planes de Explotación de la Subdirección Técnica de Explotación de PEP. Octubre 2011 - actual: PEMEX E&P; México, D.F. Gerente de Estrategias y Planes de la Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos de PEP.

Docencia 



Julio 2003 – Febrero 2005: Facultad Ingeniería UNAM, México, D.F. Jefe del Departamento de Explotación del Petróleo (licenciatura y posgrado). Julio 2004 – Actual: Facultad Ingeniería UNAM, México, D.F. Profesor de Asignatura de Licenciatura.

Obras Realizadas: Disertaciones Y Tesis Realizadas: 1. Arévalo Villagrán, J.A., Maciel Torres, M.A., Ramírez Ortiz, G., Ramírez Saldaña, J. y Sánchez Zuñiga, J.: Elementos de la Ingeniería de Producción del Petróleo, Monografía No. 2, Depto. de Ingeniería Petrolera, Ciencias de la Tierra, ESIA, IPN, México, D.F., 1985.

54

2. Arévalo Villagrán, J.A.: Recuperación Mejorada de Aceite Mediante la Inyección de Nitrógeno, Tesis de Maestría en Ingeniería Petrolera, División de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniería, UNAM, México, D.F., 402 pp. (1994). 3. Arévalo Villagrán, J.A.: Production Analysis of Long-Term Behavior in Tight Gas Reservoirs, disertación de Ph.D., Texas A&M University, College Station, Texas, E.U.A., Agosto de 2001. Actividades Científicas Y/O Tecnológicas I. Investigación Científica Y/O Tecnológica I.1 Artículo 1. Arévalo Villagrán, J.A. y Meza Ríos, J.: “Método Analítico de Eliminación de Sólidos en los Fluidos Producidos y de Inyección,” articulo técnico presentado en el Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C., Veracruz, Veracruz, Mayo 1995, México. 2. Arévalo Villagrán, J.A., Samaniego Verduzco, F., López Cambrón, F. y Urquieta Saavedra, E.: “On the Exploitation Conditions of the Akal Reservoir Considering Gas Cap Nitrogen Injection,” artículo SPE 35319 presentado en la Internacional Petroleum Conference and Exhibition of Mexico celebrado en Villahermosa, Tab., México, Marzo 5-7, 1996. 3. Arévalo Villagrán, J.A., Samaniego-Verduzco, F., López Cambrón, F.F. y Urquieta Saavedra, E.: “Mantenimiento de Presión y Mejora del Mecanismo de Drene Gravitacional Mediante la Inyección de Nitrógeno,” trabajo técnico presentado en el Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C., celebrado en Tampico, Tamaulipas, México. Mayo de 1994. 4. Arévalo Villagrán, J.A. y Salmorán Robles, A.: “Recuperación Mejorada de Hidrocarburos en Campos con Explotación Avanzada,” trabajo técnico presentado en el Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C., celebrado en Tampico, Tamaulipas, México. Diciembre 1996. 5. Arévalo Villagrán, J.A., Wattenbarger, R.A. y El-Banbi, A.H.: “Production Analysis of Commingled Gas Reservoirs – Case Histories,” artículo SPE 58985 presentado en la Conferencia Internacional del 55

Petróleo de la SPE celebrado en Villahermosa, Tab., México, Febrero 1-3, 2000. 6. Arévalo Villagrán, J.A., Serrano Lozano, J.R., Samaniego Verduzco, F. y Wattenbarger, R.A.: “Análisis de la Producción en Pozos Gaseros con Yacimientos Múltiples,” trabajo técnico presentado en el Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C., celebrado en Villahermosa, Tabasco, Abril 2001, México. Revista de Ingeniería Petrolera, Marzo de 2002, México. 7. Arévalo Villagrán, J.A., Wattenbarger, R.A., Samaniego Verduzco, F. y Pham, T.T.: “Some History Cases of Long-Term Linear Flow in Tight Gas Wells,” artículo CIPE 2001-15 presentado en la Canadian International Petroleum Conference de la Canadian Petroleum Society celebrado en Calgary, Alberta, Canada, Junio 1214, 2001. 8. Arévalo Villagrán, J.A., Wattenbarger, R.A., Samaniego Verduzco, F. y Pham, T.T.: “Production Analysis of Long-Term Linear Flow in Tight Gas Reservoirs: Case Histories,” artículo SPE 71516 presentado en la Conferencia Técnica Anual de la SPE celebrado en Nueva Orleans, Louisiana, E.U.A., Septiembre 30-Octubre 3, 2001. 9. Arévalo Villagrán, J.A., Ganpule, S.V., Wattenbarger, R.A., Samaniego Verduzco, F., Yañez Mondragón, M. y Serrano Lozano, J.R.: “Analysis of Long-Term Performance in Tight Gas Wells: Field Examples,” artículo SPE 74360 presentado en la Conferencia Internacional de Petróleo de la SPE celebrado en Villahermosa, Tabasco, México, Febrero 10-12, 2002. 10. Arévalo Villagrán, J.A., Yañez Mondragón, M., Samaniego Verduzco, F., García Hernández, F., Ramírez Ortiz, G. y Wattenbarger, R.A.: “Análisis de la Producción con Flujo Lineal de Larga Duración en Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad,” trabajo técnico presentado en el Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C., celebrado en Monterrey, Nuevo Leon, Febrero 2002, México. (Ganador del premio Juan Hefferan por le mejor trabajo técnico presentado en el Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, Monterrey 2002). 11. Avendaño Rodríguez, J.L., Cinco Ley, H., Arévalo Villagrán, J.A., Valdez López, O.G. y Rebolledo Domínguez, J.A: “Caracterización 56

Dinámica del Campo Novillero,” Revista de Ingeniería Petrolera, Julio de 2002, México. 12. Arévalo Villagrán, J.A., Wattenbarger, R.A., Silva López, P., García Hernández, F. y Samaniego Verduzco, F.: “Some Scenarios for Long-Term Transient Linear Flor in Tight Gas Reservoirs – Field Examples,” artículo CIPE 2003-218 presentado en la Canadian Internacional Petroleum Conference de la Canadian Petroleum Society celebrado en Calgary, Alberta, Canada, Junio 10-12, 2003. 13. Arévalo Villagrán, J.A., Cinco-Ley, H., Wattenbarger, R.A., García Hernández, F, y Samaniego Verduzco, F.: “Transient Analysis of Tight Gas Well Performance - More Case Histories,” artículo SPE 84475 presentado en la 2003 SPE Annual Technical Conference and Exhibition celebrado en Denver, Colorado, E.U.A., Octubre 5-8, 2003. 14. Arévalo Villagrán, J.A., Martínez Romero, N., Gutiérrez Acosta, T., y Ramírez Rodríguez, A.: “Interpretación del Flujo Lineal causado por el Fracturamiento Natural en Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad,” trabajo técnico presentado en el Congreso Nacional de la IPM celebrado en Acapulco, Guerrero, de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C., celebrado en Acapulco, Guerrero, Mayo 2004, México. 15. Arévalo-Villagrán, J.A., Gutiérrez-Acosta, T., y MartínezRomero, N.: “Analysis of Long-Term Behavior in Tight Gas Reservoirs: Case Histories,” artículo SPE 95117 presentado en la 2005 SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference celebrado en Rio de Janeiro, Brasil, Junio 20-23, 2005. 16. Arévalo Villagrán, J.A., Cinco-Ley, H., Samaniego Verduzco, F. y Martínez-Romero, N.: “A Strategic Gas Field Development Case in Sandstones Using Seismic Amplitudes and Dynamic Reservoir Characterization,” artículo SPE 96829 presentado en la 2005 SPE Annual Technical Conference and Exhibition celebrado en Dallas, Texas, E.U.A., Octubre 9-12, 2005. 17. Arévalo Villagrán, J.A., Cinco-Ley, H., Gutiérrez-Acosta, T., Martínez-Romero, N., García-Hernandez, F., y Wattenbarger, R.A.: “A Strategic Gas Field Development Case in Sandstones Using Seismic Amplitudes and Dynamic Characterization,” artículo CIPE 2004-136 presentado en la 5th Canadian International Petroleum Conference 57

de la Canadian Petroleum Society celebrado en Calgary, Alberta, Canada, Junio 8-10, 2004. 18. Arévalo Villagrán, J.A., Gutiérrez-Acosta, T.,Ascencio-Cendejas, F., Serrano-Lozano, J.R., Pinto, N. y Lozada-Aguilar, M.A.: “Well Integrated Management to Increase Hydrocarbon Production in Mature Fields: A South Region of PEMEX E&P Case History,” artículo IBP 1693_06 presentado en Rio Oil & Expo and Conference 2006 del Instituto Brasileiro de Petróleo e Gas celebrado en Río de Janeiro, Brasil, Septiembre 11-14, 2006. 19. Gutiérrez-Acosta, T., Arévalo Villagrán, J.A., Ascencio-Cendejas, F., Cinco-Ley, F., Martínez-Alonso, J., Antunano-Muñoz, Y., y Martínez-Leyva, J.: “Administración Integral de Pozos para Incrementar la producción de Hidrocarburos en loas Activos: Caso de la Región Sur,” artículo técnico presentado en el Primer Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo en Mexico México celebrado en Cancún, Quintana Roo, México, Agosto 31-Septiembre 2, 2006. 20. Arévalo-Villagrán, J.A., Gutiérrez-Acosta, T., AscencioCendejas, F., Cinco-Ley, H., Lozada-Aguilar, M.A., y Lysandrou, M.: “Successful Implementation of Well Management to Increase Hydrocarbon Production: A South Region of PEMEX E&P Case History,” artículo SPE 103758 presentado en el Primer Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo en México México celebrado en Cancún, Quintana Roo, México, Agosto 31-Septiembre 2, 2006. 21. Arévalo-Villagrán, J.A., Cinco-Ley H., Samaniego Verduzco, F. Martínez-Romero, N.: “A Strategic Gas Field Development Case in Sandstones Using Seismic Amplitudes and Dynamic Reservoir Characterizations”, artículo SPE 96829 presentado en la 2005 SPE Annual Technical Conference and Exhibition celebrado en Dallas, Texas, E.U.A. Octubre 9-12. 2005. 22. Guitiérrez-Acosta, T., Arévalo-Villagrán, J.A., Ascencio-Cendejas F., Cinco-Ley, F., Martínez-Alonso, J., Antunano-Muñoz Y., y Martínez-Leyva, J., “Administración Integral de Pozos para Incrementar la producción de Hidrocarburos en los Activos: Caso de la Región Sur”, artículo técnico presentado en el Primer Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo en México celebrado en Cancún Quintana Roo, México, Agosto 31-Septiembre 2, 2006.

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23. Arévalo-Villagrán, J.A., Gutiérrez-Acosta, T., AscencioCendejas, F., Serrano-Lozano, J.R., Pinto, N. y Lozada. Aguilar, M.A. “Well Integrated Management to Increase Hydrocarbon Production in Mature Fields: A South Region of PEMEX E&P Case History”, artículo IBP 1693_06 presentado en Rio Oil & Expo and Conference 2006 del Instituto Brasileiro de Petróleo e Gas celebrado en Río de Janeiro, Brasil, Septiembre 2, 2006. 24. Arévalo-Villagrán, J.A., Gutiérrez-Acosta, T., Ascencio-Cendejas F., Cinco-Ley, F., Lozada-Aguilar, M.A., y Lysandrou, M.: “Successful Implementation of Well Management to Increase Hydrocarbon Production: A South Region of PEMEX E&P Casa History”, artículo SPE 103758 presentado en el Primer Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo en México celebrado en Cancún, Quintana Roo, México, Agosto 31-Septiembre 2, 2006. I.2 Desarrollo Tecnológico: 1. Arévalo-Villagrán, J.A. y Wattenbarger, R.: Long-Term Linear Flow in Tight Gas Wells, Texas A&M University, College Station, Texas, Julio 2000. 2. Arévalo-Villagrán, J.A. y Wattenbarger, R.: Effect of Parallel Natural Fractures on Tight Gas Well Performance, Texas A&M University, College Station, Texas, Agosto 2000. 3. Arévalo-Villagrán, J.A. y Wattenbarger, R.: Flow of Fluids in Matrix-Regular Fracture Reservoirs, Texas A&M University, College Station, Texas, Noviembre 2000. 4. Arévalo-Villagrán, J.A. y Wattenbarger, R.: Long-Term Linear Flow in Tight Gas Wells, Version modificada y actualizada, Texas A&M University, College Station, Texas, Marzo 2001. 5. Avendaño Rodríguez, Arévalo-Villagrán, J.A. y cols.: Análisis de la Producción de las Areniscas Gasiferas del Campo Cocuite, Activo Integral Veracruz, PEMEX E&P, Región Norte, Diciembre 2004. 6. Martinez Alonso, J., Arévalo Villagran, J.A., y Palafox Rayon, H.: Interpretación Estructural 3D del Campo Juspi y Estructuras Vecinas, PEMEX E&P, Coordinación Técnica Región Sur, Noviembre 2005.

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7. Sitio de Colaboración para Productividad de Pozos: Una Solución de Tecnología de Información para el Negocio de Exploración y Producción, PEMEX E&P, Coordinación Técnica Región Sur. 8. Aprovechamiento de la Capacidad de Producción de Hidrocarburos de Región Sur de PEMEX E&P mediante un Programa Estratégico de Productividad de Pozos, PEMEX E&P, Región Sur, Julio 2006. (Obtención del Reconocimiento INNOVA 2006 por el Gobierno Federal). 1.3 Innovaciones: 1. Reconocimiento INNOVA 2006 otorgado por el Gobierno Federal por la práctica de “Aprovechamiento de la Capacidad de Producción de Hidrocarburos de Región Sur de PEMEX E&P mediante un Programa Estratégico de Productividad de Pozos”. PEMEX E&P, Región Sur, Julio 2006. (Obtención del Reconocimiento INNOVA 2006 por el Gobierno Federal). 1.4 Participación En Proyectos De Largo Aliento: 1. Productividad de Pozos, 2005. 2. Medición Multifásica a Pozos de la Región Sur, PEMEX E&P, Región Sur, Diciembre 2005. 2. Sistemas Artificiales de Producción 3. Sistema Integral de Desarrollo de Capital Humano a Través de Simuladores de Procesos de Producción de PEMEX Exploración y Producción, Región Sur, PEMEX E&P, Región Sur, Diciembre 2006 4. Complejo Bermúdez 5. Jujo-Tecominoacan 6.Cantarell II. FORMACIÓN DE CIENTIFÍCOS Y TECNOLÓGICOS: II. 1 DIRECCION DE TESIS POSGRADO TERMINADAS.

PROFESIONALES

DE

Y

DE

Licenciatura 1. Peregrino Chávez, Nancy: Administración Integral de Yacimientos Petroleros: Enfoque Moderno de Trabajo en Equipo, tutoría y 60

dirección de tesis de Ingeniería Petrolera, FI UNAM. (Septiembre 2005). 2. Cuautli Hernandez, Maria Elena: Propiedades de los Fluidos Petroleros y Aplicaciones, tutoría y dirección de tesis de Ingeniería Petrolera, FI UNAM. (Junio 2005). 3. Sánchez Altamirano, Juan C.: Modelos Informáticos para el Análisis de Análisis de Yacimientos Petroleros, tutoría y dirección de tesis en Ingeniería Petrolera, FI UNAM. (Junio 2005). Posgrado 1. Alvarado Arellano, Félix: Metodología para Medición de Líquidos de Pozos, tutoría y dirección de tesis en Ingeniería Petrolera, FI UNAM. (Febrero 2006). 2. Tapia Carlos: Incremento de la productividad de pozos dañados por bloqueo de condensado retrógrado, mediante la inyección de productos químicos, tutoría y dirección de tesis de Ingeniería Petrolera, FI UNAM. (2008). 3. Gutiérrez Peimbert Tomas: Administración del sistema integral de productividad de pozos, tutoría y dirección de tesis de Ingeniería Petrolera, FI UNAM. (Junio 2009). II.2 Libros De Texto (Educación Superior) 1. Propiedades de los Fluidos Petroleros y Aplicaciones (avance 75%). II.3 IMPARTICION POSGRADO

DE

CURSOS

EN

LICENCIATURA

Y

Licenciatura del Departamento de Explotación del Petróleo FI UNAM 1. Ingeniería de Yacimientos de Gas (semestre 2010-2). 2. Fisicoquímica de Explotación (semestre 2004-1, 2004-2, 2005-1, 2005-2). 3. Administración de Yacimientos (semestre 2004-1, 2004-2, 2005-1, 2005-2). Posgrado del Departamento de Exploración del Petróleo FI UNAM. 1. Administración Integral de Yacimientos (semestre 2005-1). 61

2. Trabajo de investigación I (semestre 2005-1, 2005-2, 2007-1). 3. Trabajo de investigación II (semestre 2005-1, 2005-2).

II.4 Diaporamas O Programas De Cómputo De Carácter Educativo 1. Simulador numérico de yacimientos de gas GASSIM Versión 6C Visual Basic de Excel. 2. Programa de Cómputo para el cálculo de Propiedades de los fluidos petroleros Versión Visual Basic de Excel. 3. Programa para Commingled Gas Reservoirs. II.5 Tutoría De Estudiantes Licenciatura 1. Hernández González, María del C.: Comprensibilidad en Yacimientos Petroleros, tutoría y revisión de tesis de licenciatura en Ingeniería Petrolera, FI UNAM, avance 100% (Febrero 2004). Posgrado 1. Martínez Ramírez, Ismael: Explotación de un Yacimiento de Gas y Condensado: Campo Juspi, Tutoría de tesis de posgrado en Ingeniería Petrolera, FI UNAM, avance 90% (enero 2006). 2. Gutiérrez Peimbert, Tomas: Administración Integral de Pozos para Incrementar la Producción de Hidrocarburos: Casos de Historia, tutoría y dirección de tesis de posgrado en Ingeniería Petrolera, FI UNAM, avance 100% (enero 2006). 3. Tapia García, Carlos Fernando: Explotación Óptima de Hidrocarburos de un Yacimiento Cercano al Punto Crítico: Campo Saramako, tutoría y dirección de tesis de posgrado en ingeniería petrolera, FI UNAM, avance 30% (enero 2006). 4. Torres González, Herminio J.: Uso de la información de Prueba de Multitrazado y Cambios en la Composición Química de las Aguas Producidas en el Área I del Campo de Poza Rica y Recomendaciones para la Readecuación y Optimización de su Esquema de desarrollo,

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tutoría y revisión de tesis de posgrado en Ingeniería Petrolera, FI UNAM, avance 100% (junio 2005). 5. Moreno Rosas, Agustín: Desarrollo de un Modelo Tipo Tubos de Corriente para Desplazamiento Inmiscible Utilizando el Método de Elementos en la Frontera, tutoría y revisión de tesis de posgrado en ingeniería petrolera, FI UNAM, avance 100% (mayo 2005). 6. Arroyo Ventura, Blanca M. Optimización de Campos de Gas, tutoría y dirección de tesis de posgrado en ingeniería petrolera, FI UNAM, avance 80% (enero 2005). 7. Perera Pérez, Luis M. Respuesta de un medio Naturalmente fracturado a la Inyección del Agua, Campo Cactus, tutoría y dirección de tesis de posgrado en ingeniería petrolera, FI UNAM, avance 100% (noviembre 2004). 8. Olivera Zavaleta Fernando: Aplicaciones y Limitaciones de la Caída de Presión Normalizada, tutoría y revisión de tesis de posgrado en ingeniería petrolera, FI UNAM, avance 100% (enero 2004). III. Divulgación. III.1 Conferencias y Seminarios de Divulgación. III.2 Participación en congreso de Divulgación. 1. Arévalo-Villagrán, J.A. Rahme Escobedo, R., Chavarría Ramos J.M., Y Villanueva Martínez, C.: “Optimización de la Producción de Yacimientos Orizaba del Campo Mata Pionche”. Trabajo presentado en el Primer Simposium Internacional en Exploración de Campos Petroleros, Poza Rica de Hidalgo, Veracruz, Mayo 23-24 de 1997, México. III.3 Artículos (ediciones formales) de divulgación. 1. Arévalo Villagrán, J.A., Martínez Alonso, A.E., Villegas Javier, M.I., Johann Schmid, y Silva López, P., “Estrategia de desarrollo del talento técnico en función de los retos técnicos de los proyectos de explotación de PEMEX Exploración y Producción”, Congreso Mexicano del Petróleo 2010. 2. Arévalo-Villagrán, J.A., Martínez Romero, N., Gutiérrez Acosta, T., Y Ramírez Rodríguez, A.: “Interpretación del flujo Lineal Causado por el Fracturamiento Natural en Yacimientos de Gas de baja 63

Permeabilidad”, Revista de Ingeniería Petrolera de la Asociación de Ingenieros de México, A.C. Vol. XL VI No.5 , Mayo, 2006, México, pags. 35-55. 3. Martínez Romero N., Samaniego Verduzco, F. y Arévalo-Villagrán, J.A.: “Programa de Cómputo para la Detección y Posicionamiento Geométrico de Fallas Geológicas”, Revista de Ingeniería Petrolera de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C., abril 2006. 4. Arévalo-Villagrán, J.A., Cinco-Ley, H., Gutiérrez-Acosta, T., Martínez-Romero, N., García Hernández y Wattenbarger, R.A.: “A Strategic Gas Field Development Case in Sandstones Using Seismic Amplitudes and Dynamic Characterizaton”, Journal of Canadian Petroleum Technology, Volumen 45, No. 3 Marzo 2006. 5. Arévalo-Villagrán, J. A., Wattnbarger, R.A., y Samaniego Verduzco, F.: “ Some History Cases of Long-Term Linear Flow in Tight Gas Wells”, Journal of Canadian Petroleum Technology, Volumen 45, No. 3, Marzo 2006. 6. Moran Ochoa, O., Samaniego Verduzco, F., García Hernández, F. y Arévalo-Villagrán, J. A.: “Nuevo Método de diagnóstico para Caracterizar los Mecanismos de Producción de Yacimientos de Aceite”, Revista de Ingeniería Petrolera de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Junio 2003, México. 7. Avendaño Rodríguez, J.L., Cinco-Ley, H., Arévalo-Villagrán, J. A., Valdés López, O.G., y Rebolledo Domínguez, J.A.: “Caracterización Dinámica del Campo Novillero”, Revista de Ingeniería Petrolera de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Julio 2002, México. 8. Arévalo-Villagrán, J. A., Yáñez Mondragón, M., Samaniego Verduzco, F., García Hernández, F., Ramírez Ortiz, G. y Wattenbarger, R.A,: “Análisis de la Producción con Flujo Lineal de Larga Duración en Yacimientos de Gas de baja Permeabilidad”, Revista de Ingeniería Petrolera de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Junio 2002, México. (Ganador del Premio Juan Hefferan por el mejor trabajo técnico presentado en el Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, Monterrey 2002).

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9. Arévalo-Villagrán, J. A. Serrano Lozano, J.R., Samaniego Verduzco, F. y Wattenbarger, R.A.: “Análisis de la Producción de Pozos Gaseros con Yacimientos Múltiples”, Revista de Ingeniería Petrolera de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Marzo 2002, México. 10. Arévalo-Villagrán, J.A., Samaniego Verduzco, F., López Cambrón, F.F. y Urquieta Saavedra, E.: “Mantenimiento de Presión y Mejora del Mecanismo de Drene Gravitacional Mediante la Inyección de Nitrógeno”, Revista de Ingeniería Petrolera de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Enero 1997, México. 11. Arévalo-Villagrán, J.A. y Meza Ríos, J.: “Método Analítico de Eliminación de Sólidos en los Fluidos Producidos y de Inyección”, Revista de Ingeniería Petrolera de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C., Noviembre 1995, México. IV. Vinculación de la investigación con los Sectores Públicos, social y privado. IV.1 Reportes de Proyectos Específicos bajo Contrato. 1. Arévalo-Villagrán, J.A. y y Wattenbarger, R.A.: Interpretation of flow Behaivior from production Analysis of Castlegate Tight Gas Wells, Hydraulic Fracture Effectiveness Project, Quarterly Report, Texas A&M University, College Station, Texas, Febrero 1, 2001. V. Participación en cuerpos editoriales evaluación científica y tecnológica. V.1 Participación de Científico y Tecnológico.

Órganos

de

o

colegiados

Evaluación

del

de

Trabajo

1. Integrantes del Comité Técnico de la Society of Petroleum Engineers (SPE) para la evaluación de trabajos de la International Oil Conference and Exhibition in México a celebrarse en Junio del 2007 en Veracruz, Ver. 2. Integrantes del Comité Técnico para la sección de los trabajos del Segundo Congreso y Exposición Internacional del Petróleo en México Organizado por las asociaciones mexicanas de Ingenieros Petroleros de México (AIPM), de Geofísicos de Explotación (AMGE), de geólogos Petroleros (AMGP) y del Colegio de Ingenieros Petroleros de México (CIPM) a celebrarse del 27 al 30 de Junio del 2007 en Veracruz, Ver. 65