pronósticos de producción de gas natural de yacimientos maduros y arenas compactas
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Pronósticos de producción de Gas Natural de yacimientos maduros y arenas compactas2° Jornadas Técnicas sobre Acondicionamiento de Gas Natural, Calafate, 2 de octubre de 2008
:: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: Indice
:: Ubicación de los yacimientos gasíferos operados por Pluspetrol S.A.
:: Descripción Geológica e Historia de Producción de Centenario y
Ramos.
:: Modelo integrado de producción, aplicaciones.
:: Arenas compactas, definición.
:: Métodos usados para estimar reservas.
:: Análisis realizado en la Fm. Molles del Yac. Centenario.
:: Conclusiones.
NEUQUÉN
MAPA DE UBICACION
:: :: :: :: :: :: :: :: Ubicación del Yac. Centenario
Centenario
Calafate
:: :: :: :: :: Descripción Geológica / Yac. Centenario
CALLOVIANO a OXFORDIANO
TITHONIANO
KIMMERIDGIANO
Roca Generadora
Roca Generadora
ReservorioPetróleoGas y condensado
ReservorioGas y condensado
PLIENSBAQCHIANO a CALLOVIANO
Fm
.QU
INT
UC
OV
M
COLUMNA ESTRATIGRÁFICA
Fm
. .LA
JAS
Fm
. .LO
S M
OLL
ES
M.
PE
LÍT
ICO
M. B
AS
AL
GR
UP
O C
UY
O
GAS
PET. NEGRO
GAS
PET. NEGRO
GAS
CONDENSADO
RESERVORIO3
(ARENISCASY CALIZAS)
SELLO = NIVEL PELÍTICO GUÍA
RESERVORIO2
(ARENISCASGRUESAS Y
CONGLOMERADOS)
RESERVORIO1
(ARENISCASGRUESAS,MEDIANAS,
FINASY PELITAS)
ROCA MADREY SELLO
ROCA MADRE
Ce-1126
Fm
.QU
INT
UC
OV
M
COLUMNA ESTRATIGRÁFICA
Fm
. .LA
JAS
Fm
. .LO
S M
OLL
ES
M.
PE
LÍT
ICO
M. B
AS
AL
GR
UP
O C
UY
O
GAS
PET. NEGRO
GAS
PET. NEGRO
GAS
CONDENSADO
RESERVORIO3
(ARENISCASY CALIZAS)
SELLO = NIVEL PELÍTICO GUÍA
RESERVORIO2
(ARENISCASGRUESAS Y
CONGLOMERADOS)
RESERVORIO1
(ARENISCASGRUESAS,MEDIANAS,
FINASY PELITAS)
ROCA MADREY SELLO
ROCA MADRE
Ce-1126
:: Ubicado en el flanco Nor-Oriental de un gran
Hemianticlinal de rumbo E-O que buza hacia el E,
conformado en el bloque bajo de una falla normal de
carácter regional que limita la acumulación por el Sur.
Un juego de fallas sub-paralelas de rumbo NO-SE y
N-S que afectan el flanco N de la estructura y
compartimentalizan los reservorios en distintos
bloques. Hacia el N, la estructura se profundiza
rápidamente hacia el centro de la cuenca.
ReservorioGas y condensado
:: :: :: :: :: Historia de producción /Área Centenario
Centenario Field Gas production History
-
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08
(Hp)
Gas
Rate
(M
m3
/d)
-
4,000
8,000
12,000
16,000
20,000
24,000
High PressureMiddle PressureLow PressureDisolvedInicialesPot instalada (Hp)
PP Cum. Production: 18,612 MMm3Gas del Estado Cum. production: 6,254 MMm3
PC1 (2100 Hp)
Reemplazo de 5 comp. De 1200 Hp
PC2 (3500 Hp)
PC1 (4000 Hp)
MAPA DE UBICACION
:: :: :: :: :: :: :: Ubicación del Yac. Ramos
SALTA Ramos
Calafate
:: :: :: :: :: :: :: Descripción Geológica / Yac. Ramos
:: Anticlinal comprimido, areniscas cuarcíticas
Naturalmente fisuradas, orientado N-S
:: Produce Gas y Condensado.
:: Tres formaciones, fm. Huamampampa (95%
de OGIIP ),
Icla y Santa Rosa, de edad Devónica, del
sistema
Subandino al NO Argentino en la Cuenca de
Tarijas.
:: En abril de 2005 inició las etapas de
compresión 55 kg/cm2, hasta llegar a
35 kg/cm2, en agosto de 2007
incorpora última etapa a 10 kg/cm2.
::12 pozos en producción aportan 7,1
MMm3/d de Gas y 520 m3/d de cond.
:: Acumulada de Gas 55.7 109 m3 y 6.1
106 m3 de condensado.
:: :: :: :: :: :: :: Historia de producción / Área Ramos
0
2
4
6
8
10
12
76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07
Gas
Rat
e (M
m3/
d)
-
8,000
16,000
24,000
32,000
40,000
48,000
(Hp
)
Cum Production: 55225.2 MMm3
R-1009(1380 Hp)
PCC1(11840 Hp)
PCC2(11840 Hp)
PCN(7695 Hp)
MM
m3 /
d
Pozo R-11
Modelo Integrado de Producción (M.I.P.)
1- Caracterización de fluidos:: Se definen los modelos de Black oil o Modelos composicionales
usando ecuaciones de estado. :: Formación de hidratos, aporte de líquidos, etc.
2- Modelado de reservorio:: Se modelan los reservorios a través del balance de materia.
:: Este se utiliza para el ajuste con la historia de producción para obtener GOIS y el mecanismos de recuperación.
:: Multi-tanques (conectados a través de transmisibilidades)
3- Modelado de pozos
:: Se modelan las curvas VLP de las instalación de producción con diferentes correlaciones, las que se ajustan con datos de campo (GD)
:: Surgencia natural o sistemas artificiales de producción (GL)
:: Modelos de IPR complejos como multi-capa o hidráulicamente
fracturados.
:: Optimización de producción analizando distintos diámetros de tubing,
sistemas artificiales de producción.
:: :: :: :: :: :: :: Modelo integrado de producción
4- Modelos integrados de producción Integrando el reservorio, los pozos y la red de superficie en un solo modelo, con el objeto de:
:: Analizar distintos planes de desarrollo.:: Identificar cuellos de botellas, evaluar el impacto de conectar pozos nuevos en la red existente.:: Evaluar requerimientos de compresión y pronosticar perfiles de producción para distintos escenarios.:: Optimización de la producción respetando limitaciones existentes (capacidad máx. del separador o compresores)
5- Conexión de modelos integrados a otros simuladores :: Tales como Eclipse, Imex, Gem, Hysys, Excel.(Resolve)
:: Con el objeto de expandir el concepto de integración de acuerdo a las necesidades.
Cada elemento en el sistema tiene un impacto en el factor de recuperación final, ya que al estar interconectados tienen
dependencia uno de otro.
El modelo ajustado permite realizar los cálculos necesario para obtener: Sensibilidades y realizar diferentes escenarios con
propuestas de optimización del sistema Reservorios-Pozo-Red-Planta.
:: :: :: :: :: :: :: Modelo integrado de producción
:: :: :: :: :: :: :: Aplicaciones del M. I. P.
IPR - VLP R-1011
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
Caudal [Mm3/d]
Pre
sió
n [
ps
i]
VLP1
IPR Actual
VLP2
IPR Mayo 09
Pronóstico Producción PCN en NP4
0
250
500
750
1000
1250
1500
Ene-08 Ene-09 Ene-10 Ene-11 Ene-12 Ene-13 Ene-14 Ene-15 Ene-16 Ene-17 Ene-18 Ene-19 Ene-20
Ca
ud
al d
e G
as
[M
m3
/d]
-50
200
450
700
950
1200
1450
1700
1950
2200
Ac
um
ula
da
[M
Mm
3]
Caudal Gas Básica Caudal Gas en NP4
Acumulada Básica Acumulada NP4
Análisis Nodal de un cambio de instalación
Análisis de incorporación de etapa de Compresión
Arenas Compactas(tight sands)
>> Son reservorios de baja a muy baja permeabilidad (arenas o carbonatos, homogéneos o naturalmente fracturados, mono o multi-capa, etc)
:: :: :: :: :: Definición de Arenas Compactas
>> El gobierno de US lo definió a los reservorios tight gas a los que tienen permeabilidades menores o iguales a 0.1 md.
>> En la práctica son reservorios que no produce cantidades de gas en forma económica sin la realización de fracturas masivas tal que Lf >0.5 Rd, o necesitan la aplicación de tecnología avanzada (pozos horizontales o multilaterales)
>> En US se producen más de 8 TCF/año y representan más del 40% de la producción total.
Técnica Reservorio Convencional
ReservorioNO Convencional
Volumetría Es preciso en reservorios continuos
Sólo se usa cuando no se cuenta con perforaciones
Balance de materiales
Es preciso en el período de depletación
NO se debe usar
Curvas de declinación
Declinaciones exponenciales
Declinaciones hiperbólicas
Modelo de reservorios
Simulación de yacimiento Simulación individual de pozos
:: :: :: :: :: :: Métodos usados para estimar Reservas
Objetivos:
Determinar los volúmenes de gas in situ y el potencial recuperable de la fm. Molles, cuantificando productividad de los pozos, perfil de producción e instalaciones de superficie necesarias.
Estimación de la productividad de los pozos:
Se consideró la producción histórica de los pozos en producción para determinar un comportamiento estadístico y se modelaron tres pozos para validar historias de producción y estimar comportamiento futuro a partir de la apertura de los niveles que no están en producción de la fm. Molles.
:: :: :: :: Análisis Estadístico/ Fm. Molles del Yac. Centenario
:: :: :: :: :: :: Consideraciones de la fm. Molles
:: Reservorios profundos entre 3000 m y 4000 m.
:: Espesores útiles variables entre 40 m y 200 m.
:: La producción de Molles se realiza en conjunto
con Lajas y Quintuco.
:: 54 pozos de Molles producen 1.2 MMm3/d gas
y acumulan 5,057 MMm3.
:: Para producir Molles es necesario realizar fracturas hidráulicas.
:: Areniscas y conglomerados de tipo aluvial y fluvial
de una considerable energía de transporte.
Centenario Field Río Neuquén Field
:: :: :: :: Sección de corte Centenario / Río Neuquén
Conventional ReservoirsGas & Oil + Free Water
Tight Gas Reservoirs
Molles Gas Source Rock
Ce-11362495/2650 mbbp
2500
2525
2550
2575
2600
2625
Ce-11262740/2900 mbbp
2750
2775
2800
2825
2850
2875
2900
Ce-11272590/2730 mbbp
2600
2625
2650
2675
2700
2725
Ce-11293550/3700 mbbp
3575
3600
3625
3650
3675
PHIE AVR 13%
PHIE AVR 11%
PHIE AVR 9%
PHIE AVR 8 %
> Deterioro en la calidad del reservorio debido al soterramiento por disminución porosidad y permeabilidad
> Soterramiento de 1000 m disminuye la porosidad promedio respecto a la sección cuspidal de la estructura
:: :: :: :: :: :: :: Descripción de los ReservoriosDeterioro de La Calidad del Reservorio
Tope Fm Molles
:: :: :: :: :: :: :: Análisis de acumuladas actuales
Gp: 5,057 MMm3 179 Bcf
0
50
100
150
200
250
300
350
Ce
-12
36C
e-1
249
Ce
-11
22C
e-1
123
Ce
-11
26C
e-1
131
Ce
-11
34C
e-1
135
Ce
-11
36C
e-1
139
Ce
-11
41C
e-1
142
Ce
-11
43C
e-1
144
Ce
-11
45C
e-1
146
Ce
-11
47C
e-1
148
Ce
-11
51C
e-1
152
Ce
-11
53C
e-1
154
Ce
-11
55C
e-1
156
Ce
-11
57C
e-1
158
Ce
-11
59C
e-1
160
Ce
-11
71C
e-1
176
Ce
-11
78C
e-1
181
Ce
-11
83C
e-1
190
Ce
-11
91C
e-1
193
Ce
-11
95C
e-1
197
Ce
-11
98C
e-1
199
Ce
-12
07C
e-1
208
Ce
-12
14C
e-1
218
Ce
-12
22C
e-1
253
Ce
-12
66C
e-1
267
Ce
.a-1
119
Ce
.a-1
120
Ce
.a-1
125
Ce
.a-1
127
Ce
.a-1
162
Ce
.xp
-
Ac
um
Ga
s (
MM
m3
)
Qinicial vs EUR
R2 = 0.794
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500EUR (M M m3)
Qi
(Mm
3/d
)
Pronostico de Producción
0
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40
60
80
100
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2008
2011
2013
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2037
2039
2041
Gas
[M
m3/
d]
25.00%
Median
:: :: :: :: Pronósticos de Producción probabilístico
/ Pozo TipoAssumption: Qi
Lognormal distribution with parameters: 10% - tile
47.73 90% - tile141.71 Selected range is from
2.00 to 197.31
0.000
0.005
0.010
0.015
0.020
0.025
24 59 94 128 163
Forecast: GP Pozo
0
5
10
15
20
25
30
12 27 41 55 70 84 99 113 127 142
[MMm3]
Fre
qu
ency
Distribución de Acumuladas
Hu
A
Sg
Ø
:: :: :: :: :: :: Sensibilidad del NPV a diferentes variables
Pronostico de Producción
0
20
40
60
80
100
120
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2008
2011
2013
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2037
2039
2041
Gas
[M
m3/
d]
25.00%
MedianVariables consideradas
Pozo Tipo: Qgi, Di, b, Rd
Gas in Situ: Hu, Ø, Sg, Area
Permite poner bajo análisis las principales incertidumbres y cuantificar su incidencia sobre los indicadores económicos del proyecto.
1122
1126
1131
1134
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1147
11521153
1154
1157
1160
1176
1178
11901193(D)
1197
1207(D)
1214
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-2000
-2500
-3000-2500
-2000
-2000
-2000
-2000
-2000
-250
0
-2500
-2000 -2000
-2000
-200
0
-2000
-2000
-300
0
-3000
-300
0
-3000
-2500
-2500
-250
0
-3000
-3000
-3000
-300
0
-3000
-3000
-3000
-3000
-3500
-3500
-3500
-3500
-3500
-3500
-1789
-1957
-1976
-1971
-1975
-1989
-2046
-2056
-2064
-2049
-2080
-2086
-2094
-2068
-2099
-2022
-2054
-2118
-2120
-2131
-2109
-2132
-2029
-2112
-2179
-2151
-2145
-2193
-2076
-2010
-2135
-2204
-2131
-2217
-2148
-2229
-2129
-2238
-2151
-2164
-2253 -2269
-2252
-2184
-2288
-2271
-2182
-2211
-2234
-2429
-2407
-2505
-2449
-2571
-2595
-2683
-2840
-2866
2564000 2564500 2565000 2565500 2566000 2566500 2567000 2567500 2568000 2568500 2569000 2569500 2570000 2570500 2571000
56
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69
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56
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56
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56
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0
56
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56
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00
56
95
50
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69
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00
56
96
50
0
0 200 400 600 800 1000m
1:20000
Symbol legend
area centenario.txt
CN
0
Gas
Gas, temp. abandoned
Top Molles Fm. TVDSS Map, Area North to plan well drilling path design, Grid size 300 mt.
1122
1126
1131
1134
1141
1145
1146
1147
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1154
1157
1160
1176
1178
11901193(D)
1197
1207(D)
1214
1119
1129
1130
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-2000
-2500
-3000-2500
-2000
-2000
-2000
-2000
-2000
-250
0
-2500
-2000 -2000
-2000
-200
0
-2000
-2000
-300
0
-3000
-300
0
-3000
-2500
-2500
-250
0
-3000
-3000
-3000
-300
0
-3000
-3000
-3000
-3000
-3500
-3500
-3500
-3500
-3500
-3500
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-1971
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-2049
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-2068
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-2054
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-2131
-2109
-2132
-2029
-2112
-2179
-2151
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-2076
-2010
-2135
-2204
-2131
-2217
-2148
-2229
-2129
-2238
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-2840
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2564000 2564500 2565000 2565500 2566000 2566500 2567000 2567500 2568000 2568500 2569000 2569500 2570000 2570500 2571000
56
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56
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95
50
05
69
60
00
56
96
50
0
0 200 400 600 800 1000m
1:20000
Symbol legend
area centenario.txt
CN
0
Gas
Gas, temp. abandoned
Top Molles Fm. TVDSS Map, Area North to plan well drilling path design, Grid size 300 mt.
:: :: :: :: :: :: Desarrollo del Proyecto en Clusters
/ Pronósticos de Producción Probabilístico
Pronostico Producción de Gas
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
20
08
20
09
20
11
20
12
20
13
20
14
20
16
20
17
20
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19
20
20
20
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20
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20
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20
25
20
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27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
Año
Ga
s P
rod
uc
ido
[M
m3
/d]
25.00%
Median
:: Una vez evaluadas y probadas las técnicas, y determinado el potencial productivo se definirá el plan de desarrollo integral del proyecto, en forma escalonada y en módulos (clusters) de 4 a 10 pozos c/u, con el objetivo de cubrir toda el Área que resulte de interés.
90 Acres
4 pozos
:: :: :: :: :: :: :: :: :: Yacimiento CentenarioDesarrollo en Reservorios Convencionales
600 m
200 m 10 Acres
16 pozos
:: :: :: :: :: :: :: :: :: Yacimiento Centenario Desarrollo en Arenas Compactas
:: :: :: :: :: :: :: :: :: Yacimiento CentenarioFactor de recuperación vs distanciamiento
Factor de Recuperación en función del Distanciamiento entre Pozos
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
0 200 400 600 800
Distanciamiento entre Pozos (m)
F.R.Acres10 40 90 160
:: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: Conclusiones
:: En la etapa inicial del estudio de caracterización de las arenas compactas, la metodología de cálculo estadístico es adecuada para el análisis de datos históricos y su proyección para estimar su comportamiento futuro.
:: El éxito en el desarrollo de estos reservorios depende de la incorporación de nuevas tecnologías de perforación y completación.
:: Todo esto requiere de un precio del Gas que haga rentable los proyectos, con el que se lograría convertir recursos potenciales en RESERVA de GAS.
:: El M. I. P. es una herramienta que facilita el entendimiento del sistema productivo actual y monitorear su evolución, identificando problemas actuales y futuros, y permite evaluar la factibilidad de nuevos proyectos.
Muchas gracias por su atención !
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