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Desarrollo Convencional del Yacimiento Loma La Lata
Desarrollo Convencional del Yacimiento Loma La Lata Yacimiento Loma La Lata
mediante Nuevas TecnologíasYacimiento Loma La Lata
mediante Nuevas Tecnologías
Neuquén, 31 Agosto del 2011Neuquén, 31 Agosto del 2011
Área Loma La Lata
MendozaMendoza
Pcia. de Mendoza
Viz
Dominios Propios
ARGENTINA COUNTRYARGENTINA COUNTRY
Introducción
NeuquénNeuquén
Pcia. de La Pampa
Pcia. de Río Negro
Pcia. de Neuquén
Chi
leC
hile
ChSN
Plaza HuinculPlaza Huincul
EPn
LomaLa
Lata
Introducción
• El yacimiento LLL está en explotación desde 1977 y lasformaciones de interés de abajo hacia arriba son Lotena (GasSeco), Sierras Blancas (Gas y Condensado) , Vaca Muerta yQuintuco (Petróleo con Gas asociado). El desarrollo convencionalQuintuco (Petróleo con Gas asociado). El desarrollo convencionaldel campo contempla SB y Lotena.La producción actual es 14.5Mm³/d de Gas fasb 69, 3.8 km³/d de NGL retenidos en la plantaMEGA (ubicada en el yac.) y 1815 m³/d de líquido (Condensadomas Gasolina).
• El desarrollo NO convencional está focalizado en las Fm VacaMuerta y Quintuco.
• El Área Loma La Lata se encuentra a 112 km al norte de losembalses Los Barreales y Mari Menuco. Dista 90 km en direcciónNNW de la ciudad de Neuquén, Argentina, en la Provincia deNeuquén en los departamentos de Confluencia y Añelo.
• El bloque Loma La Lata es operado por YPF, con una participación
Introducción
• El bloque Loma La Lata es operado por YPF, con una participacióndel 100%. Se trata de una concesión de explotación cuya fecha definalización es noviembre del año 2027.
• El campo gasífero LLL Convencional es un yacimiento maduro yaque su producción actual representa el 38,4 % del pico deproducción alcanzado en Julio del 2003
Zona productiva
CORRELACIÓ� RESISTIVIDAD POROSIDAD
CORTA
MEDIA
PROFU�DA
SÓ�ICO
DE�SIDAD
�EUTRÓ�
FM. CATRIEL
CAPA 2MB.
VCAPA 3A
FM
S Zona productiva
CORRELACIÓ� RESISTIVIDAD POROSIDAD
CORTA
MEDIA
PROFU�DA
SÓ�ICO
DE�SIDAD
�EUTRÓ�
FM. CATRIEL
CAPA 2MB.
VCAPA 3A
FM
S
Geología. Estratigrafía
Zona productiva
CAPA 4
VERDE
ROJO
CAPA 3A
CAPA 3B
FM. BARDA �EGRA
SIERRAS BLA�CAS
Zona productiva
CAPA 4
VERDE
ROJO
CAPA 3A
CAPA 3B
FM. BARDA �EGRA
SIERRAS BLA�CAS
RESERVORIORESERVORIO
Características Petrofísicas de la F. Sierras Blancas en el sector Sur
Gráfico de Frecuencia
Pozo: YPF.Nq.LLL-304:
carrera con corona 1
(3097/15 m) y 2
(3115/33 m)
Frecuencia
40
50
60
70
50
60
70
80
90
100
(%)
Acu
mul
ado
0
10
20
30
Inte rva los de Pe rmeabilidad (mD)
0
10
20
30
40
(%)
Acu
mul
ado
Cantidad de muestras
Frecuencia Acumulada
Características Petrofísicas de la F. Sierras Blancas en el sector Sur
Gráfico de Log (Kgas)
vs. Porosidad (Gráfico
de correlación)
Pozo:
YPF.Nq.LLL-304:
Log(Kgas) vs. Porosidad
carrera con corona 1
(3097/15 m) y 2
(3115/33 m)
0 5 10 15 20
Porosidad (%)
Log
(Kga
s)
• En los años 2007 y 2008 se terminó de desarrollar el sector SEdel campo con pozos horizontales y dirigidos en los cuales seaplicó distintos tipos de estimulación hidráulica de acuerdo ala ingeniería de pozo que se tenga:
• Stage Frac
Tecnologías Aplicadas en LLL
• Divertamax
• Surgi Frac
• Fractura convencional
• Lavado con N – Flow
• Fracturas con CO2
• Radial Tech
Técnicas de Estimulación
• Stage Frac: Tecnología de SLB consistente en fracturar pozoshorizontales en donde la Fm Sierras Blancas es terminada openhole y luego se baja el diseño Stage Frac con puertos y pakersa formación fracturándose en etapas.
Stage Frac
Descripción de la técnica StageFrac
Packer
Camisas deslizantes (Frac Port)
Bolas de activación y sello
Lanzador de bolas
Ball Cather
Acondicionamiento del pozo
Operación
Descripción de la técnica StageFrac
�Técnica que permite multi-etapas de fracturas en una operación continua de bombeo.
�Se puede usar tanto en pozos verticales como en pozos horizontales.
�Las diferentes zonas son separados por packers hidráulicos situados sobre un casingconvencional.
�Frente a las zonas a fracturar se instalan camisas que son abiertas de manerasecuenciales con bolas. (FracPort)
�Se puede utilizar con casing de: 2 7/8” 3 ½” 4 ½” 5 ½” 7”
�Con un máximo de etapas de: 6, 8 ,10, 13, 17.
�No requiere de un liner cementado.
�No requiere de múltiples corridas de tapones.
�No requiere punzar.
�La instalación se hace en un solo viaje, lo que reduce tiempos de equipos.
�La selectividad de los tratamientos reduce sus costos.
Descripción de la técnica StageFrac
Operación
Cañería de 3½“ N80
Fecha: 12 de Marzo del 2008Pozo: LLL-302hYacimiento: Loma La LataAgente sostén: 4300sx de Sinterlite 20/40Concentraciones finales: 5 a 10 PPAFluido: YF130HTD (Gel base agua reticulado retardado para altas temperaturas)Presión máxima: 7500 psi
1ra Etapa (4500m): DataFRACFractura 504sx (5PPA) @ 23 BPM
2da Etapa (4439.5m): Fractura 840sx (8PPA) @ 23 BPM
3ra Etapa (4356m): Fractura 1193sx (10PPA) @ 23 BPM
4ta Etapa (4281.5m): Fractura 920sx (8PPA) @ 23 BPM
5ta Etapa (3555m): Fractura 1133sx (8PPA) @ 24 BPM
PermaPlus Packer @ 2801m
Cañería de 4½“ Q125
Presión máxima: 7500 psiTotal Bombeado: 878 m3
Descripción de la técnica StageFrac
Operación
LLL-302h - Stage Frac
6000
8000
30
35
40
0
2000
4000
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Minutos
PS
I
0
5
10
15
20
25
BP
M -
PP
A
psi bbl/min PPA PPA
Descripción de la técnica StageFrac
OperaciónLLL-302h - Stage Frac
6000
8000
25
30
35
40
1 2 3 4 5 6
0
2000
4000
185 187 189 191 193 195 197 199 201 203 205
Minutos
PS
I
0
5
10
15
20
25
BP
M -
PP
A
psi bbl/min PPA PPA1: Bajada de caudal2: Empuja bola con bombeador3: Para bombeador, vuelve a caudal
4: Bajada de caudal5: Bola sella en camisa6: Bola abre camisa
Resultados
Pozo
Producción Efectiva ( meses)
Antes Fract. Qgi
(km³/d)
Después Frac Qgi
(km³/d)
Cond. Qoi
(m³/d)
Gcum Mm³
Oil Cum km³
LLL 301* 43 63 210 46 178 29 LLL 301* 43 63 210 46 178 29
LLL 391* 37 88 216 51 199 27
LLL 402 41 143 554 84 219 22
LLL 318° 45 8 219 18 16 4
LLL 395 37 Sin Ensayo 246 16 60 9
LLL 396 36 Sin Ensayo 248 9 89 13 *Reparado a los 15/18 meses ° Acuatizado post-fractu ra
Proyecto Infill
• En el 2009 se comenzó con un proyecto infill en la zona SE delcampo sustentado por las presiones existentes que en esemomento estaban en el orden del 63% de la Presión Original
• El proyecto preve la perforación de 30 pozos de los cuales serealizaron 5 pozos en el 2009 ( LLL 421 a 425) y 7 en 2010/11realizaron 5 pozos en el 2009 ( LLL 421 a 425) y 7 en 2010/11(LLL 435/436/440/445/448/452 y el 453 horizontal).
• El proyecto se extendería hasta el 2014.
Proyecto Infill
* * ^ ^
PozoProducción
Efectiva(meses)
Antes Fract.Qgi
(km3/d)
DespuésFracQgi
(km3/d)
Cond.Qoi
(m3/d)
Gcum
Mm3
Oil Cum
km3
LLL-421 20 - 217 42 96 16
LLL-422 20 - 103 30 36 6
LLL-423 22 - 171 40 66 10
LLL-424 24 - 190 49 41 7LLL-424 24 - 190 49 41 7
LLL-425 21 - 169 34 58 10
LLL-435 8 - 217 45 30 5
LLL-436 7 - 136 16 16 2
LLL-440 9 - 143 19 31 4
LLL-445 12 - 197 37 42 5
LLL-448 10 - 68 17 16 3
LLL-452 9 - 199 47 41 6
LLL-453h ° 10 - 153 36 59 12
*Primer control al total con orificio de 10 mm. °Con orificio de 8 mm.
^Acumulada a julio 2011.
Técnicas de Estimulación
• Fractura Convencional:Fracturación Hidráulica convencional diseñada especialmente paraambiente eólico.
Pozo Producción
Efectiva ( meses)
Antes Fract. Qgi
(km³/d)
Después Frac
Qgi (km³/d)
Cond. Qoi
(m³/d)
Gcum Mm³
Oil Cum km³
LLL 317 47 60 190 21 128 16 LLL 317 47 60 190 21 128 16
LLL 401 40 143 260 50 53 7
LLL 304 43 Sin Ensayo 297 29 179 21
LLL 419 30 Sin Ensayo 160 71 105 23
LLL 389 37 Sin Ensayo 236 31 79 9
LLL 390 39 Sin Ensayo 302 65 116 19
LLL 394 36 Sin Ensayo 185 17 110 11
Modelo Integral de Producción – QUE ES?
� MBAL: 7 tanques
� GAP: 38 colectores14 USP
� PROSPER: 271 pozos productores 35 pozos futuros
2323
GAP vincula MBAL y PROSPER
Modelo Integral de Producción – APLICACIONES
PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN
� Curvas de Producción Ajustadas
� Curvas de decisión Proyecto Baja Presión0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
14/10/2009 22/01/2010 02/05/2010 10/08/2010 18/11/2010 26/02/2011 06/06/2011
Cau
dal G
as (
Km
3/d)
GAS TOTAL
24
� Curvas de decisión Proyecto Baja Presión14/10/2009 22/01/2010 02/05/2010 10/08/2010 18/11/2010 26/02/2011 06/06/2011
Gas Real OFM Gas MIP
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
Cau
dal G
as (
km3/
d)
Producción Gas por ProyectosBASICA BP UB
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
200000
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
7.000.000
8.000.000
9.000.000
10.000.000
11.000.000
12.000.000
13.000.000
14.000.000
15.000.000
16.000.000
17.000.000
18.000.000
19.000.000
20.000.000
21.000.000
22.000.000
23.000.000
24.000.000
25.000.000
26.000.000
06/0
8/2
007
01/0
6/2
008
28/0
3/2
009
22/0
1/2
010
18/1
1/2
010
14/0
9/2
011
10/0
7/2
012
06/0
5/2
013
02/0
3/2
014
27/1
2/2
014
23/1
0/2
015
18/0
8/2
016
14/0
6/2
017
10/0
4/2
018
04/0
2/2
019
01/1
2/2
019
26/0
9/2
020
23/0
7/2
021
19/0
5/2
022
15/0
3/2
023
09/0
1/2
024
04/1
1/2
024
31/0
8/2
025
27/0
6/2
026
23/0
4/2
027
17/0
2/2
028
13/1
2/2
028
Pote
nci
a (H
Ps)
Cau
dal
[m3/
día
]
Situación General - Sierras Blancas
Producción Total Capacidad Compresión Total Potencia Instalada
• Análisis Nodal. Modelación en soft convencional Mbal - Prosper – Gap (Petroleum experts)
• Actualización de instalaciones.
• Tecnologías de dewatering:
Técnicas de optimización de producción
• Tecnologías de dewatering: - Espuma con capilar- Barras químicas- Plunger lift- Sartas de Velocidad- Eductores- Jet Pump
• Nuevos diseños de completaciones de Tubing y Packer en base a modelos de análisis nodal, para mejorar extracción de líquidos. (Tbg de menor diámetro y mayor profundidad).
Cambio de instalaciones de producción de pozos
Actualización de instalaciones
Antes
Después
Espuma con capilar Barras químicas
Tecnologías de dewatering
Ref. Paper SPE 107304
Launcher automático
Plunger lift ( Uso de Tecnología de pistones de alta velocidad para pozos de gas)
Tecnologías de dewatering
Sartas de Velocidad Colgador de Coil Tubing diam. 1.1/2” y 1.3/4”
Tecnologías de dewatering
Cuando la presión de reservorio declina al punto que lavelocidad del fluido producido es insuficiente paratransportar los líquidos desde el fondo hasta lasuperficie, éstos se acumulan y dificultan la producciónhasta interrumpirla.Instalando una sarta de velocidad , se reduce el áreade flujo y aumenta la velocidad del fluido, permitiendoque los líquidos puedan ser arrastrados desde el fondo.
Tecnologías en estudio
Eductores y Jet Pump (Principio de tubo Venturi)
Tecnologías de dewatering
Gas Aspirado de Baja presión
1/3 Q2
Gas Motriz Gas de M presión = P. Succión USP de alta presión
Q1 Q1 + Q22/3 3/3
Tobera
Cuerpo
Cámara de mezcla
Difusor