arpel 2013 aplicacion del bmd para la estimacion de ogip vs2

ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DEL

SECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE

Aplicación del Método de Balance de Materia Dinámico para la estimación del volumen in-situ en reservorios de gas condensado del sistema Devónico en el Sub-Andino Central: Caso de

Estudio

P. Adrian, M. Michel, F. Sivila YPFB Chaco S.A. Taller ARPEL “Recursos gasíferos convencionales y no convencionales” 7 y 8 de noviembre de 2013 – Santa Cruz de la Sierra, Bolivia

Taller ARPEL “Recursos gasíferos convencionales y no convencionales” - 7 y 8 de noviembre de 2013 – Santa Cruz de la Sierra, Bolivia

CONTENIDO

Introducción

Descripción de la Aplicación

Aplicación del Método

Conclusiones

Referencias

2


INTRODUCCION

Un enfoque dinámico es aplicado para la estimación del volumen de hidrocarburos in situ en un campo de gas-condensado productor de una formación del sistema devónico, aprovechando la disponibilidad de caudales de producción y presión de cabeza diarios en los cuales se verifica un régimen de flujo pseudo-estacionario.

La solución es adoptada ante la inviabilidad del cierre obligado de los pozos para la medición de la presión promedio de reservorio requerida por el balance de materia tradicional y la necesidad de determinar el volumen de gas in situ, con un nivel de fiabilidad superior al ofrecido por el cálculo volumétrico, para campos con poco historial de producción.

3


INTRODUCCION

Línea de Investigación (Balance de Materia Dinámico):

o 1986 Blasingame y Lee Tamaño Área de drene y la forma reservorio.

o 1998 Mattar y McNeil Balance de Materia Fluyente de Gas.

o 1999 Argawal et al. Curvas tipo de declinación.

o 2005 Mattar y Anderson Balance de Materia Dinámico (BMD).

o 2012 Utilizan BMD en pozos fract. Hidr. ↓K gas y pet.

o 2013 Heidari et al. BMD para Gas-Condensado.

4

Fernandez y Berrios Al-Reshsedam et al.


INTRODUCCION

Principio del Método: Consideraciones de Aplicación o Régimen de flujo Pseudo-estacionario

5

Condiciones Estabilizadas

Requerimiento de BM convencional: Presión de cierre estabilizado

Requerimiento de BM Fluyente: Caudal o presión de flujo estabilizado

Pre

sió

n →

Pre

sió

n →

tiempo → tiempo →

𝑃𝑤𝑓

𝑃 𝑷𝒘𝒇

𝑷

Durante la producción no puede ser medida, por tanto tiene que ser inferida en base a la y el caudal.

Pozo Límite Distancia →

Pre

sió

n →

Límite del Reservorio

Pozo

Perfil de Presiones en Reservorio

Incremento De tiempo

Transiente

Dominado Por Límite


INTRODUCCION

Principio del Método: Balance de Materia Fluyente o Comportamiento de la Pwf

6

𝑮𝒑

𝑷𝒊𝒁𝒊

𝑷𝒊𝒁𝒊

𝐺𝑖 = 𝑂𝐺𝐼𝑃 Datos Medidos durante el flujo

Pozo Límite Distancia →

Pre

sió

n →

𝑷𝒘𝒇𝟏

𝑷 𝟏

Caudal constante (q)

𝑷 𝟐

𝑷 𝟑

𝑷𝒘𝒇𝟐

𝑷𝒘𝒇𝟑

Tiempo

Límite del Reservorio

Pozo

Perfil de Presiones en Reservorio

Incremento De tiempo

Transiente

Dominado Por Límite


DESCRIPCION DE LA APLICACION

Reservorios de Gas

Mattar y Anderson parten de la ecuación de flujo pseudo-estacionario para el flujo monofásico de gas y utilizando la ecuación de Balance de Materiales para gas seco se puede obtener la siguiente ecuación:

Donde:

7

𝑃𝑝𝑖 − 𝑃𝑝𝑤𝑓 =2 ∗ 𝑃𝑖

𝜇𝑖 ∗ 𝑐𝑔𝑖 ∗ 𝑍𝑖 ∗ 𝐺∗ 𝑞 ∗ 𝑡𝑎 +

1.417 ∗ 106 ∗ 𝑞 ∗ 𝑇

𝑘 ∗ ℎ𝑙𝑛

𝑟𝑒𝑟𝑤𝑎

−3

4

𝑃𝑝𝑖 − 𝑃𝑝𝑤𝑓

𝑞=

𝛼

𝑞 ∗ 𝐺∗ 𝐺𝑝𝑎 + 𝑏𝑝𝑠𝑠

𝐺𝑝𝑎 = q dt𝑡𝑎

0

𝑡𝑎 = 𝜇𝑖 ∗ 𝑐𝑔𝑖 𝑡

𝜇 ∗ 𝑐𝑔 𝑑𝑡

𝑡

0

“bpss”, representa la perdida de presión debido al influjo de gas pseudo-estacionario, y se asume constante en el tiempo



Reservorios de Gas

Ecuación de Línea Recta:

8


𝑞=

𝛼

𝑞 ∗ 𝐺∗ 𝐺𝑝𝑎 + 𝑏𝑝𝑠𝑠

𝑞


𝑞

𝑃𝑝𝑖 − 𝑃𝑝𝑤𝑓= −

1

𝐺 ∗ 𝑏𝑝𝑠𝑠∗𝛼 ∗ 𝐺𝑝𝑎𝑃𝑝𝑖 − 𝑃𝑝𝑤𝑓

+1

𝑏𝑝𝑠𝑠

𝛼 ∗ 𝐺𝑝𝑎


𝑃

𝑍=𝑃𝑖𝑍𝑖

1 −𝐺𝑝

𝐺

=f(ta)

=g(P.avg)

Ec. BM Volumétrico

OGIP



Reservorios de Gas considerando Intrusión de Agua

Balance de Materia Avanzado:

(Mattar et al.)

Donde:

9

𝑍∗∗ =𝑃

1𝑆𝑔𝑖∗𝑃𝑍 𝑆𝑔𝑖 − 𝐶𝑤𝑖𝑝 − 𝐶𝑒𝑝 − 𝐶𝑑 +

𝑃𝑖𝑍𝑖

𝐺𝐺𝑓− 1

𝐺𝑓𝐺

𝑃

𝑍∗∗=𝑃𝑖𝑍𝑖∗∗ 1 −

𝐺𝑝

𝐺

𝐶𝑤𝑖𝑝 =∆𝑉𝑤𝑖𝑝𝐺𝑓 ∗ 𝐵𝑔𝑖𝑆𝑔𝑖

=5.615 𝑊𝑒 −𝑊𝑝 ∗ 𝐵𝑤

𝐺𝑓 ∗ 𝐵𝑔𝑖𝑆𝑔𝑖

Intrusión de Agua

Agua Producida

Vol. Agua En reservorio



Reservorios de Gas Condensado

Donde:

10

𝑃

𝑍𝑡𝑝 𝑃.𝑎𝑣𝑔

=𝑃

𝑍𝑡𝑝 𝑃𝑖

1 −𝑛𝑝𝑛𝑖

𝑛𝑝 = 𝑞𝑔𝑠𝑐 ∗ 𝜌𝑔𝑠𝑐 +𝑞𝑔𝑠𝑐

𝑅𝑝𝜌𝑜𝑠𝑐 𝑑𝑡

𝑡

0

𝐺 =𝑛𝑖

𝜌𝑔𝑠𝑐 + 𝜌𝑜𝑠𝑐 ∗ 𝑅𝑣𝑖

P/Z tp

CVD

CGR ≈ Rv →


APLICACION DEL METODO

El campo “Estudio” es productor de Gas-Condensado del reservorio de edad Devónica, el cual es un homoclinal limitado por una falla de empuje al norte y por un contacto gas-agua hacia el sur. La falla “A”, aparentemente divide parcialmente la estructura.

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Zona “Y”

Zona “X”

Reservorio

Pi, psia 5890

Tr, deg F 247

CGR, STB/MMscf 120

SGg rsv. 0.965

Formación Arenisca

Prof. prom. 4227 mss



Cálculo Volumétrico: Zona “X” + “Y”

Cálculo Volumétrico: Zona “X”

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Probability Results

[Extracted from Crystal Ball] P90 P50 P10

Original Gas In-Situ [BCF] 2.9 5.5 9.2

Gas Separator [BCF] 1.6 3.1 5.3

Recovery Factor [fracción] 0.532 0.573 0.614

Gas Reserve [BCF] 1.5 2.8 4.7

Rock Volume [MM m3] 13.42 18.99 23.48

Net/Gross [fracción] 0.62 0.74 0.88

Porosity [fracción] 0.06 0.08 0.11

Water Saturation [fracción] 0.25 0.39 0.60

Percentiles



Clasificación del Reservorio: o Tipo “A” (R. Aguilera)

o Evidencias: Transientes de Presión. Analogía con Campo circundante.

Descripción Litologica Similar Comportamiento del BM.

13

After R. Aguilera

K : 0.9 md S: -4.3 w: 0.0427 l: 6.297e-8

1

Balance de Materia

2



Actualmente tiene dos pozos productores que desde su inicio producen volúmenes considerables de agua (≈140 BPD).

14

E-1

E-2



Toma de Presiones

Condición de producción con riesgo de ahogo al momento de cerrar el pozo para la toma de presión estática.

15

Completion Date Test TVDSS TVDSS Pressure

[dd-mm-yyyy] Type [m] [ft] [psi]

CRE-01:Xrbr1 25 - Sep - 2011 "DST1" -4227.0 -13868.1 5889.6

CRE-01:Xrbr1 11 - Jan - 2012 GE-DD -4227.0 -13868.1 5777.5

CRE-01:Xrbr1 17 - Apr - 2012 FL-BU-GE -4227.0 -13868.1 5648.6

CRE-02:XD 15 - Apr - 2013 GE -4227.0 -13868.1 5759.3

Reference DATUM

E-1 E-1 E-1 E-2

Qg pozo E-2

Qg pozo E-1



Datos Seleccionados para el Análisis:

Aquellos que se encuentren en flujo pseudo-estacionario y no estén influenciados por flujo sub-crítico en superficie.

16

𝑡𝑝 ≈ 7.5 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠

𝑡𝑠 = 948 ∗∅ ∗ 𝜇 ∗ 𝐶𝑡 ∗ 𝑟𝑒

2

𝑘

𝑡𝑠 ≈ 5.5 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠

𝑟𝑒 =𝐴

𝜋= 2190 ft



Balance de Materia Dinámico (Gas)

17

P. Cabeza

𝑃

𝑍=𝑃𝑖𝑍𝑖

1 −𝐺𝑝

𝐺

P. Fondo



Gráfico de Cole: Diagnóstico de Acuífero

18

𝑟𝑒 =𝐴

𝜋= 2190 ft

Parámetro Valor

Espesor, ft 200

Radio Rsv., ft 2190

Razón Out/In 18

Angulo de Intrusión, deg 170

Perm. Acuífero, md 0.9

Acuífero



Balance de Materia Dinámico (Gas + Intrusión Agua)

19

P. Fondo

𝑃

𝑍∗∗=𝑃𝑖𝑍𝑖∗∗ 1 −

𝐺𝑝

𝐺

Mét. Fetkovich We = 0.81 MMrb

@ Dic 2012



Comportamiento de la

Intrusión Agua:

20



Balance de Materia Dinámico (Gas Condensado) o Datos PVT

21

PVT Campo Adyacente Comparación de Yield

Campo Adyacente

Campo Estudio



Balance de Materia Dinámico (Gas Condensado)

22

OGIP ≈ 19.7 Bscf

𝑃

𝑍𝑡𝑝 𝑃.𝑎𝑣𝑔

=𝑃

𝑍𝑡𝑝 𝑃𝑖

1 −𝑛𝑝

𝑛𝑖


RESUMEN

Valores de OGIP: Campo “Estudio”

23

Método OGIP [Bscf]

We [MMrb]

Obsv. RF f [%]

Volumétrico X + Y 6.3 – 18.3 - 29.1

Volumétrico X 2.9 – 9.2 - 58.2

BMD Gas (Medido Cabeza) 3.75 - 85.4

BMD Gas (Estim. Fondo) 5.4 59.3

BMD Gas con We 5.2 0.81 61.5

BMD Gas-Cond. 19.7 - CGR =(We) 16.2

Gp = 2.6 Bscf EUR= 3.2 Bscf

≈


CONCLUSIONES

El método estudiado es aplicado a un reservorio tipificado como naturalmente fracturado de tipo A (R. Aguilera), cuyo flujo esta preferentemente gobernado por la matriz.

Mediante la Gráfica de Cole (sin acuífero) se determina que se tiene presencia de un Acuífero activo o moderado. Es necesario mayor historial de presiones de reservorio para confirmar la tendencia.

El OGIP calculado por el método de balance de materia dinámico para gas, con presiones fluyentes en cabeza es de ≈ 3.75 Bscf, y estimando presiones fluyentes de fondo es ≈ 5.4 Bscf, ubicado dentro del rango probabilístico volumétrico (2.9 – 9.2 Bscf), considerando la mitad de la estructura, respaldando la hipótesis de que las zonas X e Y no están conectadas.

24


CONCLUSIONES

Calcular presiones de fondo fluyente a partir de medidas de cabeza proporciona un valor aproximado de OGIP, mejorando la exactitud el uso de valores fluyentes medidos.

La utilización de la Ecuación de Balance de Materia Avanzado (P/Z**) en el Balance de materia Dinámico, considerando la producción de agua, verifica el comportamiento esperado del OGIP como inversamente proporcional al volumen de intrusión de agua. Para un volumen de intrusión estimado en 0.81 MMrb, el OGIP calculado es: 5.2 bscf. Es similar al anterior caso, posiblemente debido a que el acuífero se manifiesta desde un inicio de la vida productiva afectando así a la tendencia de las presiones fluyentes.

El volumen in-situ calculado por el método de gas condensado usando presiones de reservorio estimadas en base a CGR ≈ Rv, es de 19.6 Bscf. Este valor es mayor que las anteriores estimaciones debido a que, al no considerar la producción de agua y la fuerza del acuífero enmascara la depleción normal del reservorio, manteniendo casi constante el valor de CGR y por tanto de la presión de reservorio.

25


REFERENCIAS

1. T. A. Blasingame and W. J. Lee, “Variable-Rate Reservoir Limits Testing”; SPE 15028, Texas A&M U., 1986.

2. L. Mattar, R. McNeil, “The Flowing Gas Material Balance”; JCPT, Vol. 37, pp. 2, 1998.

3. Argawal , Gardner, “Analyzing well production data using Combined-Type-Curve and Decline-curve Analysis Concepts”; SPE 57916, REE magazine, Oct-1999.

4. L. Mattar, D. Anderson, “Dynamic Material Balance (Oil or Gas-in-place without shut-ins)”; JCPT, Paper 2005-113, pp. 2, 2005.

5. D. Ismadi, C. S. Kabir, A. R. Hasan, “The use of Combined Static and Dynamic Material-Balance Methods in Gas Reservoirs”; SPE 145798, 2011.

6. Heidari Sureshjani M, Gerami S., “A New Model for Modern Production Decline Analysis of Gas-Condensate Reservoirs”; Journal of Canadian Petroleum Technology, 2011.

7. M. Heidari, S. Gerami, M. A. Emadi, “A Simple Approach to Dynamic Material Balance in Gas-Condensate Reservoirs”; Oil&Gas Science and Technology, Rev. IFP, pp. 2, 2013.

8. S. Moghadam, O. Jeje and L. Mattar, “Advanced Gas Material Balance in Simplified Format”, SPE 139428, Journal of Canadian Petroleum Technology, Fekete Associates Inc., 2009.

9. M. Fernandez, V. Berrios, “Integrated Dynamic Flow Analysis to Characterize an Unconventional Reservoir in Argentina: The Loma La Lata Case”, SPE 156163, Oct-2012.

10. F. S. Al-Reshedam, A. Gawish, H. N. Dmour, “Evaluation the methodologies of Analyzing Production and Pressure Data of Hydraulic Fractured Wells in Low Permeability Gas Reservoirs”, SPE 156163, Oct-2012.

11. R. Aguilera, “Naturally Fractured Reservoirs”, second edition; PennWell Publishing company, Tulsa-Oklahoma, pp. 11, 1995.

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Preguntas?

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