iapg - 3er congreso de produccion mendoza 19, 20, 21, 22 de septiembre 2006
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IAPG - 3er CONGRESO DE PRODUCCION Mendoza 19, 20, 21, 22 de Septiembre 2006. “MAS RESERVAS, UN TRABAJO DE TODOS”. “Producción de Gas en Arenas de Baja Permeabilidad, Tight Gas Sand, Experiencias y Oportunidades”. Juan Moreyra PRIDE-San Antonio. Mendoza, 20 de Septiembre del 2006. 1. - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
IAPG- 3er CONGRESO DE
PRODUCCION
Mendoza 19, 20, 21, 22 de Septiembre
2006
““MAS RESERVAS, UN TRABAJO MAS RESERVAS, UN TRABAJO
DE TODOS”DE TODOS”
“Producción de Gas en Arenas
de Baja Permeabilidad,
Tight Gas Sand,
Experiencias y Oportunidades”
Mendoza, 20 de Septiembre del 2006
Juan Moreyra
PRIDE-San Antonio
INDICE 1INTRODUCCIÓN
INDICE 2DESAFIOS
INDICE 3
INDICE 4
DEFINICIONES
INDICECONCLUSION FINAL 6
INTERROGANTES
INDICEDESARROLLO Y ANALISIS 5
Desafíos Desafíos
“El desarrollo en Argentina de
estos Recursos presenta uno de
los desafíos más importantes que
tenemos hoy quienes
participamos del proceso de
exploración y desarrollo de estas
reservas”.
Definiciones Definiciones
En USA el Gobierno, definió políticamente a los “ Tight Gas Reservoir cuando la permeabilidad es ≤ de 0,1 md”
Hoy en día la definición es función de muchos factores a saber:
• Espesor Permeable
• Porosidad
• Presión de Reservorio
• Temperatura de Reservorio
• Heterogeneidad del Reservorio
• Modelo Geológico
• Daño
Definiciones Definiciones
K.H.(Pi2-Pwf2) Qg =
Re1422.Z.µ.T
. [Ln -0,75+(S+D.Qg)]
Rw
Definiciones Definiciones
Otros dicen que la mejor definición de Tight Gas Reservoir es:
“Aquel Reservorio que no puede producir a un Caudal Económico ni recuperar un volumen económico de gas natural, a menos que el pozo sea estimulado por un gran tratamiento de fracturación hidráulica o producido por el uso de un pozo horizontal o multilateral”
Mr. S. Holditch expreso:
“ No hay un Tight Gas Reservoir típico, puede ser de poca o mucha profundidad, alta o baja presión, alta o baja temperatura, reservorio continuo o lenticular, homogéneo o fracturado naturalmente, de una sola capa o varias”.
Definiciones Definiciones
“Incremento de Productividad: Aquellas que producen gran incremento de radio efectivo”
1. Fracturacion Hidraulica
2. Pozos Horizontales
3. Pozos Horizontales Fracturados
4. Pozos multilaterales
Tecnologías Utilizadas Tecnologías Utilizadas
1.¿Cual es la real incidencia que tiene la Tecnología y Cual es la que tiene el precio?
2.¿Son solamente estos factores los que inciden o existen otros en la ecuación Técnico – Económica?
3.¿Es posible que las tecnologías probadas no hayan sido aplicadas y/o seleccionadas eficazmente?
Interrogantes Interrogantes
4.¿Hemos evaluado bien nuestros modelos para la aplicación de las tecnologías mencionadas?
5. Teniendo en cuenta que estos reservorios solamente producen por la aplicación de tecnologías que aumentan el radio efectivo, ¿hemos sido capaces de optimizar los procesos previos que llevan a poder aplicar estas tecnologías?
Interrogantes Interrogantes
¿Será necesario que rompamos ¿Será necesario que rompamos barreras paradigmáticas para barreras paradigmáticas para poder avanzar y mejorar la poder avanzar y mejorar la parte de la ecuación que a la parte de la ecuación que a la tecnología le compete, para tecnología le compete, para aproximarnos a proyectos aproximarnos a proyectos rentables?rentables?
Interrogantes Interrogantes
RespuestasTecnico-Economicas RespuestasTecnico-Economicas
U$S 7,94/8,58 MMBTU en USA
U$S 1,45/1,5 MMBTU en Argentina
Diferencia del 547/570 %
Respuestas Respuestas
Siendo la Fracturación Hidráulica una de las Tecnologías mas utilizada para dar con producciones económicamente rentables en tight gas reservoir en los países mencionados, en Argentina ¿Deberíamos analizar estos factores?
• Agentes de Sostén (Resistencia y Conductividad), Mayor vs Menor Calidad
• Fluidos de Fractura
Respuestas Respuestas
Las respuestas a las preguntas 3 y 4
están muy ligadas entre si:
3. Tecnologías aplicadas
4. Evaluación de Modelo Geológico
Aplicación de las tecnologías adecuadamente
Aplicación de las tecnologías adecuadamente
CASO 1: Fracturamiento Hidráulico
Aplicación de las tecnologías adecuadamente
Aplicación de las tecnologías adecuadamente
CASO 2: Pozos Horizontales vs Fractura Hidráulica
Aplicación de las tecnologías adecuadamente
Aplicación de las tecnologías adecuadamente
CASO 2: Pozos Horizontales vs Fractura Hidráulica
Definición “ Complejidad del Modelo” Definición “ Complejidad del Modelo”
RESERVORIOS HETEROGENEOSRESERVORIOS HETEROGENEOSVERTICAL Y AREALMENTEVERTICAL Y AREALMENTE
FRACTURA HIDRAULICA
POZO HORIZONTAL
Definición “Complejidad del Modelo” Definición “Complejidad del Modelo”
Consideraciones del Reservorio Consideraciones del Reservorio
Geología:
• Comprensión de la características geológicas de la formación en lo tectónico y estructural de las cuencas.
• Gradientes regionales de presión y temperatura
• La estratigrafía de la cuenca y su influencia en la perforación, evaluación, terminación y actividades de estimulación como así del análisis de factibilidad de proyectos con pozos horizontales.
“ Factores de Influencia” “ Factores de Influencia”
Fuere la situación que se diere para definir el comportamiento de Tight Reservoir, evidentemente “La caracterización del Modelo Geológico correcto” es una de los factores mas importantes que debemos tener en cuenta para elegir la tecnología adecuada para su explotación.
“Tecnología Convencional” “Tecnología Convencional”
¿Es la tecnología Convencional ¿Es la tecnología Convencional Moderna de Evaluación de Moderna de Evaluación de Formaciones disponible Formaciones disponible suficiente?suficiente?
¿o necesitamos algo mas, ¿o necesitamos algo mas, especialmente en tiempos de especialmente en tiempos de delimitación de los campos? delimitación de los campos?
Tecnología Convencional Tecnología Convencional
“Productividad” “Productividad”
Productividad Baja en Tight Reservoir
“Por lo general coexisten potenciales problemas de daños inducidos en la Perforación convencional (OBD) y en la Terminación, con bajas capacidades de flujo del reservorio, siendo estas ultimas las que definen la baja Productividad”.
Productividad Baja en Tight Reservoir
“Pero el daño durante la perforación o la terminación convencional, no permite evaluar bien los verdaderos potenciales y no permite seleccionar bien las mejores zonas”.
“Productividad” “Productividad”
Respuesta Respuesta
Respecto a la pregunta 5, la respuesta pasa por pensar que “Idealmente la mayor cantidad de recursos deberían ser destinados a generar mayor radio efectivo en el pozo, pensando en la optimización de las otras etapas que componen el proyecto”
Mejora de la Evaluación del reservorio Mejora de la Evaluación del reservorio
“Experiencias en Argentina con pozos Exploratorios Profundos”.
• Se han perforado mas de 11 pozos en UBD o NBD en Tight Gas Reservoir
• Experiencia bastante particular de Argentina en estos reservorios
Mejora de la Evaluación del reservorio Mejora de la Evaluación del reservorio
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
Pro
gra
mm
ed
, R
ea
l a
nd
UB
D
de
pth
(m
)
WELLS
DRILLING DEPTH
UBD OBD
Mejora de la Evaluación del reservorio Mejora de la Evaluación del reservorio
Resultados: “Experiencias en Argentina con pozos Exploratorios Profundos”.
• Detección de los mejores niveles utilizando UBD.
• Presencia de Capas Geopresurizadas (HP)
• Mejor Evaluación del potencial dinámico de la misma.
• Selección de los niveles aptos para Estimular, simplificando la terminación.
• Mejor comprensión de los potenciales daños en capas HP
Tecnologia UBD - Login Convencional Tecnologia UBD - Login Convencional
GR Sw GR Sw Tot. VOL. SHALETot. VOL. SHALE
CAPA HP
Field Test 1
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
50000
36
30
36
40
36
50
36
60
36
70
36
80
36
90
37
00
37
10
37
20
37
30
37
40
37
50
37
60
37
70
37
80
37
90
38
00
38
10
38
20
38
30
38
40
38
50
38
60
38
70
38
80
38
90
39
00
39
10
39
20
DEPTH ( m )
Qg
( m
3/d
)Uper Layer "A"
Lower Layer "B"
Field Test 2
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
DEPTH ( m )
Qg
(m
3/d
)
Production transient
Field Test 3
0
5
10
15
20
25
30
2550 2600 2650 2700 2750 2800 2850 2900 2950
DEPTH (m)
050010001500200025003000350040004500500055006000650070007500
Qg (Mm3/d)DQg
Pwfwd (psia)PwsPhidr(1.8)Phidr( 1,03)PwsFMT
Pws (psia)
Bit change trepano
Grupo CuyoLa Manga
Trans. 1
Trans. 2
Trans. 3
Tecnologia UBD “Dynamic Evaluation While Drilling”
Tecnologia UBD “Dynamic Evaluation While Drilling”
MATCH PARAMETERS
PERMEABILITY MATCH - STEADY ESTATE
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
0 2 4 6 8 10 12 14 16TIME (hs)
Qg
(m
3/d
)K = 0,025 mdPwf = 3770 psiaPws =7070 psia
FIELD TEST
ANALITYCAL MODEL
“Correlación en Profundidad de la Información de Presiones”
“Correlación en Profundidad de la Información de Presiones”
FIELD TEST 2 " STATUS OF GRADIENTS "3300
3400
3500
3600
3700
3800
3900
4000
4100
4200
0 2000 4000 6000 8000 10000Pw ( psi )
DEP
TH (
m )
Grad. 0.67psi/ft FMT Static pressure
Simulator Dinamic Pressure
Layer 1
Field Test 1
0100020003000400050006000700080009000
10000
0 100000200000 300000400000500000600000700000800000900000 1E+06
Qg ( m3/d )
Pw
( p
sia
)
Pc
on
f. (
ps
ia )
Presión Hidrostática
Zona de presiones anormales
12 mm Limpieza posfractura
Zona de presiones normales12 mm8 mm6 mm
4 mmPrefractura
Perforación Desbalance
6 mm10 mm
14 mm8 mm
“Análisis comparativo durante la
perforación y terminación del pozo”
Generación de Daño Dinámico en Generación de Daño Dinámico en Reservorio GeopresurizadoReservorio Geopresurizado
rrw
Pp
Pp Pp
ESQUEMA DE COMPLETACIÓN
Pp
rrw
Pp Pp
ESQUEMA DE COMPLETACIÓN
Generación de Daño Dinámico en Generación de Daño Dinámico en Reservorio GeopresurizadoReservorio Geopresurizado
ESQUEMA DE COMPLETACIÓN
rrw
Pp Pp
Pp
Pwf
Generación de Daño Dinámico en Generación de Daño Dinámico en Reservorio GeopresurizadoReservorio Geopresurizado
Pp
rrw
Pp Pp
Pp
Pwf
ESQUEMA DE COMPLETACIÓN
Generación de Daño Dinámico en Generación de Daño Dinámico en Reservorio GeopresurizadoReservorio Geopresurizado
Consideraciones del Reservorio Consideraciones del Reservorio
Difícultad para Evaluar la Continuidad del Reservorio:
• Área y forma de los Tight Reservoir. Las formas son siempre estimadas y por lo general no responden a figuras regulares
• A diferencia de los reservorios continuos donde depende de la cantidad de pozos y la medida del tratamiento de fractura, en los limitados dependerá del tamaño de la lente o compartimento.
• Se requieren tiempos importantes para ver condiciones de borde.
Baja K y Alta Viscosidad
Area de drenaje Reservorio Continuo Area de drenaje Reservorio Continuo
Muy Baja K
Buena KBuena K
Tight Reservoir
Area de drenaje Reservorio Compartimentalizado
Area de drenaje Reservorio Compartimentalizado
ISOCRONO DE TOPE DEL COMPLEJO
N
S
Tiempos Importantes para ver Limites Tiempos Importantes para ver Limites
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
Pre
ssu
re (
psi
a)
Elapsed time (hrs)
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
Ga
s R
ate
(S
m3
/D)
Pressure History
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
Pre
ssu
re (
psia
)
Elapsed time (hrs)
Simulation (Constant Skin) - Flow Period 45
Reservorio Continuo
Tiempo de Producción = 269 días
Reservorio Limitado
Área Drenada = 285 acres
-1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
Pre
ssu
re (
psia
)
Elapsed time (hrs)
Simulation (Constant Skin) - Flow Period 45
Tiempo de Producción = 269 días
0,1
1
10
100
1000
10000
100000
1000000
10000000
0,00001 0,0001 0,001 0,01 0,1 1 10 100 1000 10000 100000 1000000
nm
(p)
Ch
an
ge
an
d D
eri
va
tive
(p
si)
Normalised Pseudo-time (hrs)
Log-Log Match - Flow Period 45
Tiempos Importantes para ver Limites Tiempos Importantes para ver Limites
“Fracturación Hidráulica” “Fracturación Hidráulica”
• Ha sido y será la tecnología que ha permitido alcanzar niveles de productividad aceptables económicamente en Tight Reservoir en otros países (USA, Canadá, México, Etc.)
• En Argentina hay variadas experiencias de Fracturación en Tight reservoir, pero tenemos escasas líneas de referencias independientes de las producciones de estos campos que puedan servirnos como base para medir:
Las capacidades reales actuales y potenciales de los mismos
La incidencia de las mejoras tecnológicas introducidas
Definición “ Complejidad del Modelo” Definición “ Complejidad del Modelo”
“Cuando los reservorios tienden a
ser homogéneos e isótropos, el
concepto de contraste prevalece,
sobre el de vinculación y las
predicciones de producción
comienzan a ser de menor riesgo
en la evaluación del potencial”.
interrogantes Adicionales interrogantes Adicionales
1. ¿En cuantos proyectos estamos realmente en conocimiento de cual es la máxima capacidad del pozo?
2. ¿Al no saber lo anterior como podemos saber si la producción corriente es menor y por cuanto?
3. ¿Respecto a que nivel de referencia histórico podemos pensar en mejorarla?
4. ¿Cual será el costo para lograrlo?, probablemente muy alto tomando solamente lo que se hace en los países con historia.
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
Proppant Placement
Máxima Capacidad del Pozo
Potencial de Mejoramiento con Fracturas Hidráulicas
From M. Eberhard et al.
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
¿Será necesario que rompamos
barreras paradigmáticas para poder
avanzar y mejorar la parte de la
ecuación que a la tecnología le
compete, para aproximarnos a
proyectos rentables?
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
Evaluación de Potencial:
• Las técnicas Convencionales de Registros (incluye los post-frac)
• Los métodos convencionales de Terminación
• Las técnicas de Transient Pressure Análisis
• La perforación en desbalance
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
Fracturamiento Hidráulico:
• Las técnicas de fracturamiento
• Los fluidos utilizados
• Los agentes de sostén utilizados
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
EFECTO DEL USO DE DIFERENTES AGENTES DE SOSTEN
K= 0,3 md, Pws=8200 psi, Prof= 3800 m, h= 10 m
0
10000000
20000000
30000000
40000000
50000000
60000000
0 50 100 150 200 250 300 350 400
TIEMPO (Dias)
Acu
mu
lad
a d
e G
as (
m3)
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
800000
900000
1000000
Pro
du
ccio
n G
as (
m3/
d)
Carbolite
Unimin 20/40
Cheford 20/40
Tempered 70/40
Xf = 260 ft
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
EFECTO DEL USO DE DIFERENTES AGENTES DE SOSTEN
K= 0,01 md, Pws=6000 psi, Prof= 3750 m, h= 10 m
0
1000000
2000000
3000000
4000000
5000000
6000000
0 50 100 150 200 250 300 350 400
TIEMPO (Dias)
Acu
mu
lad
a d
e G
as (
m3)
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
Pro
du
ccio
n G
as (
m3/
d)
Carbolite 20/40
Unimin 20/40
Cheford 20/40
Tempered 70/40
Xf = 260 ft
Xf = 500 ft
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
EFECTO DEL USO DE DIFERENTES AGENTES DE SOSTEN
K= 0,001 md, Pws=6000 psi, Prof= 3690 m, h= 10 m
0
200000
400000
600000
800000
1000000
1200000
1400000
0 50 100 150 200 250 300 350 400
TIEMPO (Dias)
Acu
mu
lad
a d
e G
as (
m3)
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
Pro
du
ccio
n G
as (
m3/
d)
Carbolite 20/40
Unimin 20/40
Cheford 20/40
Tempered 70/40
Xf = 500 ft
Xf = 300 ft
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
K= 0,01 md, Pws=6000 psi,Prof= 3750 m, h= 10 m
Opción capa sin confinamiento (1)
Vol.Tratamiento : 1.000 m3Ag. Sostén Total: 5.750 sacos Potencia: 3.890 hhpResultados del TratamientoNumero 1Long. Empaq. (Xf) (ft):
450Altura de la Fract. (ft):
620Conc. Areal prom.(lb/ft2): 1.3
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
K= 0,01 md, Pws=6000 psi,Prof= 3750 m, h= 10 m
Opción capa con confinamiento (2)
Vol.Tratamiento : 485 m3Ag. Sostén Total: 2.500 sacos Potencia: 3.890 hhpResultados del Tratamiento numero 2
Long. Empaq. (Xf) (ft): 450
Altura de la Fract. (ft): 260
Conc. Areal prom.(lb/ft2): 1.3
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
100.00
Co
sto
s A
gen
te S
ost
en(%
)
Cerámico 1racalidad
Cerámico 2dacalidad
Bauxita ArenaResinada
Arena 1raCalidad
Arena 2daCalidad
Agente de Sosten
Costos Relativos Agente de Sosten 20/40
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
2500/5750 bolsas
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Co
sto
To
tal
Tra
tam
ien
to (
%)
Cerámico 1racalidad
Cerámico 2dacalidad
Bauxita ArenaResinada
Arena 1raCalidad
Arena 2daCalidad
Agente Sosten
Incidencia del Costo del Agente Sosten respecto al Costo Total Tratamiento 1 y 2
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
Pozos Horizontales: “Si consideramos
las razones, el 75 % han sido hechos
para interceptar fracturas naturales y
un 11 % para mejorar la recuperación”
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
•Pozos Horizontales: No se ha utilizado en Argentina en zonas de Tight Reservoirs, la experiencia adquirida en pozos verticales, combinando con la tecnología UBD y las tecnologías de :
• Pozos multilaterales
• Pozos multibranch
Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología
“La experiencia adquirida en perforar
mas rápido y evaluando, en UBD debe
ser considerada para estos proyectos”
Formación Tramo
Perforado
ROP
(m/hs)
Tiempo
(Días)
Trepano Lodo
Densidad
Punta
Rozada
3300/3846
8 1/2”
2,5
5
15 Tricono PHPA
1210 g/l
Molles 4000/4300
6”
1,3
2,7
8 Tricono PHPA
1170 g/l
Nuevo interrogante Nuevo interrogante
¿Se podrían utilizar estas experiencias y tecnologías mencionadas?, para alcanzar:
• Pozos horizontales de gran longitud efectiva, perforados en UBD
• De varias ramas (bifidos) que compensen con varios brazos, una mayor superficie a drenar.
• Completando open hole
• En un tiempo menor
Nuevo interrogante Nuevo interrogante
Comparacion de Anisotropias en pozos HorizontalesK=0,01, Pws=6000 psi, h=10 m, Lh=500 m
0
1000000
2000000
3000000
4000000
5000000
6000000
7000000
8000000
9000000
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Tiempo (Dias)
Acu
mu
lad
a d
e G
as (
M3)
0
100000
200000
300000
Pro
du
ccio
n d
e G
as (
M3/
d)
Ky/Kx=1, Kv/Kh=10
Ky/Kx=2, Kv/Kh=10
Ky/Kx=0,5, Kv/Kh=10
Ky/Kx=1, Kv/Kh=0,1
Ky/Kx=1, Kv/Kh=0,01
Nuevo interrogante Nuevo interrogante
Comparacion de Anisotropias en pozos Horizontales con Fracturas de Xf=500 ft
K=0,01, Pws=6000 psi, h=10 m, Lh=500 m=1640 ft
0
1000000
2000000
3000000
4000000
5000000
6000000
7000000
8000000
9000000
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Tiempo (Dias)
Ac
um
ula
da
de
Ga
s (
M3
)
0
100000
200000
300000
Pro
du
cc
ion
de
Ga
s (
M3
/d)
Ky/Kx=1, Kv/Kh=10
Ky/Kx=2, Kv/Kh=10Ky/Kx=0,5, Kv/Kh=10
Arena Resinada 70/40
Ceramico 1ra Calidad 20/40
Ky/Kx=1, Kv/Kh=0,1Ky/Kx=1, Kv/Kh=0,01
Xf=500 ft
Lh=1640 ft
Nuevo interrogante Nuevo interrogante
Producción Acumulada de Pozo Horizontal vs Horizontal Fracturado
0
1000000
2000000
3000000
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RespuestasTecnico-Economicas RespuestasTecnico-Economicas
El Triangulo de Recursos (J. Masters y J. Gray)
Situación en Argentina
Tight Gas Reservoirs
Production Reservoirs
Precio Actual
Precio Futuro
Tecnología Actual Probada
Nuevas Tecnologías, Actuales Probadas y a probar
Conclusion Final Conclusion Final
• No vamos a explicitar conclusiones, las ideas revisadas, la mayoría conocidas y otras experiencias menos difundidas, fueron expuestas.
• Cada uno de los que participamos desde el puesto de trabajo que le toque estar, analizara y concluirá para cada caso en particular.
• El intercambio de experiencias e ideas nos permitirá a los técnicos llegar a tener un dominio mucho mas claro de lo que realmente podemos alcanzar con las diferentes tecnologías.
Muchas gracias