Análisis de la declinación de la producción en yacimientos de gas no convencionales, que...
-
Upload
francisco-castellanos -
Category
Documents
-
view
10 -
download
0
description
Transcript of Análisis de la declinación de la producción en yacimientos de gas no convencionales, que...
Acapulco 2014
Análisis de la declinación de la producción en
yacimientos de gas no convencionales,
que presentan contenido de materia orgánica
con gas adsorbido
Congreso Mexicano del Petróleo
Castellanos Páez, Francisco, Arévalo Villagrán, J.A., Guzmán Arévalo,
J.D., PEMEX E&P; Martínez Romero, N., CNH, y Pumar Martínez, F., CBM.
Contenido
• Introducción
• Métodos de análisis de curvas de declinación
• Metodología para el análisis de la declinación en
yacimientos no convencionales de gas
• Casos de campo
• Conclusiones
• Recomendaciones
Introducción
Los métodos de Arps y Fetkovich se usan comúnmente como una herramienta para
evaluar la declinación y reservas de una formación.
Por otro lado, existen diversos modelos para el análisis de la declinación en yacimientos
no convencionales de gas (YNCG), los cuales permiten obtener pronósticos de producción
mas realistas en formaciones de lutitas, de baja permeabilidad y de carbón, que contienen
materia orgánica y gas adsorbido.
Localización geografica
Inforación obtenida de la EIA
Período geológico Recursos (MMMMscf)
Cretácico superior 507
Cretácico medio 8
Cretácico inferior 166
Total 681
En México, Pimienta, La Casita y Eagle Ford han sido identificados como importantes
cuencas de hidrocarburos de lutitas, en las que se estima un potencial existente de
reservas de 681 billones de pies cúbicos, que es el 22% de las reservas en Estados
Unidos y 11% a nivel mundial.
Contenido
• Introducción
• Métodos de análisis de curvas de declinación
• Metodología para el análisis de la declinación en
yacimientos no convencionales de gas
• Casos de campo
• Conclusiones
• Recomendaciones
Métodos de análisis de curvas de declinación
El método más comúnmente utilizado para determinar las reservas convencionales es el
análisis de curvas de declinación. Arps y Fetkovich determinaron que la tendencia puede ser
exponencial, hiperbólica o armónica.
Modelo de Arps:
Donde:
qi es el gasto inicial, Di tasa de
declinación inicial y b es el exponente
de declinación:
b = 0 declinación exponencial.
b = 1 declinación armónica.
0 < b < 1, declinación hiperbólica.
Modelo de Fetkovich
1
𝑞
𝑑𝑞
𝑑𝑡= −𝐷𝑖𝑞
𝑏
𝑞 𝑡 = 𝑞𝑖𝑒−𝐷𝑖𝑡
𝑞 𝑡 =𝑞𝑖
1 + 𝑏𝐷𝑖𝑡1𝑏
Existen varias modificaciones a los métodos con el fin de aplicarlos a las formaciones no
convencionales, teniendo en cuenta lo siguiente:
1. Una declinación muy pronunciada en tiempos de producción corto.
2. Adsorción y desorción de gas en la materia orgánica.
3. Los altos volúmenes de producción de agua al comienzo de la producción
El comportamiento de los yacimientos no
convencionales difiere de los convencionales,
especialmente durante las etapas de producción
temprana cuando se está produciendo el agua de la
etapa de terminación.
Debido a que contienen materia orgánica y el gas
adsorbido, es importante conocer el tipo de isoterma
de adsorción de gas, así como la presión, ya que el
volumen original de gas varía y la desorción de gas
modifica el comportamiento de declinación.
𝑽𝒂 =𝑽𝑳𝒑
𝒑𝑳 + 𝒑
Métodos de análisis de curvas de declinación
Se debe considerar el comportamiento del gas adsorbido durante la explotación de los
pozos de gas en yacimientos no convencionales, ya que la baja permeabilidad y gas
adsorbido pueden modificar los parámetros del modelo de declinación.
Con el fin de obtener estimaciones de los volúmenes de gas que se producirán desde el
pozo, los datos reales de producción se ajustaron utilizando los métodos Arps y
Fetkovich.
Métodos de análisis de curvas de declinación
Varios modelos han sido desarrollados para
adaptarse a los diversos comportamientos
que pueden ocurrir en los YNCG.
Modelos de declinación para YNCG
Arps 𝑞 𝑡 = 𝑞𝑖𝑒−𝐷𝑖𝑡; Exponencial
𝑞 𝑡 =𝑞𝑖
1+𝑏𝐷𝑖𝑡1𝑏
; Hiperbólica
Ley de potencias 𝑞 𝑡 = 𝑞 𝑖𝑒𝑥𝑝 −𝐷∞𝑡 − 𝐷 𝑖𝑡𝑛
Función de declinación: D(t)
𝐷 𝑡 = −1
𝑞
𝑑𝑞
𝑑𝑡≈ 𝐷∞𝑡 − 𝑛𝐷 𝑖𝑡
− 1−𝑛
Función hiperbólica: b(t)
𝑏 𝑡 =𝑑
𝑑𝑡
1
𝐷 𝑡≈
𝑛𝐷 𝑖 1 − 𝑛
𝑛𝐷 𝑖 + 𝐷∞𝑡1−𝑛 2
Valkó 𝑞 𝑡 = 𝑞 𝑖𝑒𝑥𝑝 − 𝑡 𝜏 𝑛
Jones and Arps
𝑞 𝑡 = 𝑞𝑜𝑒𝑥𝑝−𝐷𝑜𝑡
𝑚−1
100 𝑚 − 1
1
1
Métodos de análisis de curvas de declinación
Contenido
• Introducción
• Métodos de análisis de curvas de declinación
• Metodología para el análisis de la declinación en
yacimientos no convencionales de gas
• Casos de campo
• Conclusiones
• Recomendaciones
Se analizaron 3 pozos de gas en YNCG. El primer pozo se encuentra en la formación Eagle Ford
en los EE.UU. y Los restantes en la parte sur de la formación en México.
Para el análisis los datos de presión de producción fueron suavizados, se tomó la declinación a
partir de la producción máxima del pozo, se convirtió el agua producida a su equivalente en gas
por lo que la producción corresponde a la caída de presión total en la formación.
Se ajustaron los modelos declinaciones mediante regresiones, se realizaron predicciones a 15
años y posteriormente se ajustaron las declinaciones incorporando el gas desorbido, considerando
un desorción instantánea y la producción de todo el gas liberado.
Datos generales de Eagle Ford
Profundidad: 2,500 - 14,000 ft
Espesor: 50 - 300 ft
Gradiente de presión: 0.4 - 0.8 psi/ft
Cont. de mat. Org. 2 - 9%
Saturación de gas: 83 – 85%
permeabilidad: 1 - 800 nd
Isoterma for Eagle Ford
Metodología para el análisis de la declinación
en yacimientos no convencionales de gas
Contenido
• Introducción
• Métodos de análisis de curvas de declinación
• Metodología para el análisis de la declinación en
yacimientos no convencionales de gas
• Casos de campo
• Conclusiones
• Recomendaciones
Casos de campo Pozo A El pozo A produce gas seco y se encuentra en la formación de Eagle Ford en el sur de
Texas. Se terminó con una geometría horizontal 4000 pies y un tratamiento de
estimulación de diez etapas que consiste en 20 fracturas laterales transversales,
generando un volumen de 169 MMft3 estimulada depósito (SRV).
Datos del pozo A:
ɣg = 0.596 VL = 75 scf/ton pc desor = 3500 psia
MN2 = 0 pL = 656 psia ρr = 1.3 gr/cm3
MCO2 = 0 pi = 5100 psia SRV = 16900000 ft
MH2S = 0 Vai = 66.4523975 scf/ton mroca = 622599.1534 Ton
T = 207 °F Gai = 4.14E+07 scf/ton
t (días) t (días)
Ajuste de la declinación Predicción del gasto de gas a 15 años
Casos de campo Pozo A
Match t = tD = 1.2
Match q= qDd = 192
b = 0.81
qi = 5.208 MMscf
Di = 0.012000 días-1
Gp = 1.59 Bcf
Ajuste con el modelo de Fetkovich
Modelo Gp (Bscf)
Arps Exp 0.85
Arps Hip 2.79
PLE 1.27
Fun Hip 1.39
Valkó 1.27
Jones 1.27
Casos de campo Pozo A
Comparación
t (días)
El pozo B se perforó y terminó con una geometría horizontal en la formación del Cretácico
superior de Eagle Ford, con una profundidad vertical de 8.300 pies y una trayectoria
horizontal de 13,356 pies.
Durante su terminación, se crearon 17 fracturas con 856 pies de largo, 459 pies de altura, y
un ancho media de 0,8 pulgadas.
Historia de presión producción del pozo B Datos generales del pozo B.
VL = 60 scf/ton ρr = 2.8 gr/cm3
PL = 250
SRV = 446 MMft3
T = 207 °F mr = 35280000 Ton
φ = 0.06
Radio del pozo, pie 0.375
Longitud lateral, pie 1837
Espesor, pie 492
Profundidad, TVD, pie 2530
Porosidad (%) (φhc = φef (1-Sw))
6.0
Presión de yacimiento, psia 5,100
Temperatura, °R 667
Compresibilidad del gas, 10-4 psia-1 1.3
Viscosidad del gas, cp 0.0239
Numero efectivo de fracturas 8
Volumen de yacimiento estimulado
(SRV) (MMft3)
445
Datos de desorción
Casos de campo Pozo B
t (días)
Ajuste de declinación Predicción del gasto de gas a 15
años
Casos de campo Pozo B
t (días)
t (días)
Ajuste con el modelo de Fetkovich
Match
Match t = tD = 0
Match q= qDd = 0
b = 0.66
qi = 4.484 MMscf
Di = 0.007500 días-1
Gp = 1.54 Bcf
Modelo Gp (Bscf)
Arps Exp 0.74
Arps Hip 1.55
PLE 1.08
Fun Hip 1.11
Valkó 1.08
Jones 1.08
Casos de campo Pozo B
Comparación
t (días)
t (días)
El pozo C se perforó y terminó con una geometría horizontal en la formación del Cretácico
superior de Eagle Ford, con una profundidad vertical de 5.397 pies y una trayectoria
horizontal de 11270 pies.
Durante su terminación, se crearon 16 fracturas con 528 pies de largo, 380 pies de altura, y
un ancho media de 0,82 pulg
Pressure-production history of Shale B well. General data from Shale B well.
VL = 60 scf/ton ρr = 2.8 gr/cm3
PL = 250
SRV = 446 MMft3
T = 207 °F mr = 35280000 Ton
φ = 0.06
Radio del pozo, pie 0.375
Largo lateral, pie 11,270
Espesor, pie 215
Posoridad(%) (φhc = φef (1-Sw))
6.0
Presión de yacimiento, psia 3294
Temperatura, °R 632
Compressibility del gas, 10-4 psia-1 2.6
Numero efectivo de fracturas 16
Volumen de Yacimento estimilado
(SRV) (MMft3)
671
Datos para la desorción
Casos de campo Pozo B
t (días)
Well Declination Adjustement qg Prediction to 15 years
Field results Well C
t (días)
t (días)
Well C Fetkovich Match
Modelo Gp (Bscf)
Arps Exp 1.07
Arps Hip 5.59
PLE 1.30
Fun Hip 1.56
Valkó 1.13
Jones 2.65
Field results Well B
Match t = tD = 0.21
Match q= qDd = 490
b = 0.061
qi = 2.041 MMscf
Di = 0.002100 días-1
Gp = 1.03 Bcf
Match t = tD = 0.21
Match q= qDd = 490
b = 1.00
qi = 2.041 MMscf
Di = 0.002100 días-1
Gp = 5.17 Bcf
Case 1 Case 2
t (días)
t (días)
Caso con desorción
Para el ajusye se utilizaron los modelos
de Arps and Jones.
Arps Hip
Jones - Arps
𝑞 𝑡 = 𝑞𝑜𝑒𝑥𝑝−𝐷𝑜𝑡
𝑚−1
100 𝑚 − 1
𝑞 𝑡 =𝑞𝑖
1 + 𝑏𝐷𝑖𝑡1𝑏
Casos de campo Pozo B con desorción
t (días) t (días)
Parámetros de ajuste:
Aprs Hiperbolic Model
Free gas Desorption gas
qi [Mscf/d] = 3359 4139 Di [1/d] = 0.0085 0.0078
b = 0.9711 0.8834
Arps Hip Model
𝑞 𝑡 =𝑞𝑖
1 + 𝑏𝐷𝑖𝑡1𝑏
Arps Hip Model
Casos de campo Pozo B con desorción
t (días) t (días)
Free gas Desorption gas
qg [Mscf/d] = 3708 4691
Do [ 1/dm]= 2.6931 2.7394
m = 1.5977 1.5977
Parametros de ajuste
Arps - Jones Model
Jones Model
𝑞 𝑡 = 𝑞𝑜𝑒𝑥𝑝−𝐷𝑜𝑡
𝑚−1
100 𝑚 − 1
Model Gpf (Bscf) Gpt (Bscf) ΔGp (%) Arps Exp 0.730 0.891 18 Arps Hip 1.550 1.756 12
PLE 1.078 1.238 13 Fun Hip 0.740 0.885 16
Valkó 1.080 1.239 13 Jones 1.080 1.250 14
General results
Jones Model
Casos de campo Pozo B con desorción
t (días) t (días)
Contenido
• Introducción
• Métodos de análisis de curvas de declinación
• Metodología para el análisis de la declinación en
yacimientos no convencionales de gas
• Casos de campo
• Conclusiones
• Recomendaciones
Conclusiones
1. Los mejores modelos para la estimación del gasto y la reserva a recuperar son los de
Jones-Arps, PLE y Valkó. Sin embargo, esto puede cambiar en función de las
características de la declinación de cada pozo.
2. Es una condición necesaria que los pozos produzcan en régimen pseudoestable, ya
que de lo contrario los errores en los cálculos y predicciones serán altos.
3. Se confirmó que el gas adsorbido en la formación Eagle Ford en México se encuentra
entre un 15% - 20%, por lo que es importante tener en cuenta al calcular la reserva.
Además de reducir la disminución de la producción de gas desorbido.
4. Al considerar los efectos del gas adsorbido combinado el modelo de Langmuir con los
métodos declinaciones, se obtuvieron resultados más precisos del comportamiento de
producción del pozo, que conduce a estimaciones más optimistas de los volúmenes
de gas que se producirán.
Contenido
• Introducción
• Métodos de análisis de curvas de declinación
• Metodología para el análisis de la declinación en
yacimientos no convencionales de gas
• Casos de campo
• Conclusiones
• Recomendaciones
Recomendaciones
1. Para el correcto ajuste de la declinación y predicción de la producción del gas se
requiere obtener los valores correctos de la isoterma de Langmuir y de la presión
de desorción.
2. Para determinar correctamente la declinación del pozo y su reserva, es
recomendable comparar los resultados de los modelos analíticos con los de
balance de materia y Simulación Numérica.
3. En casos en los que la adsorción de gas en la formación este presente, para
mejorar el ajuste de las predicciones de declinación y de producción, es necesario
teniendo en cuenta el tiempo para la desorción de gas, y su factor de
recuperación.
4. Debido a que la formación Eagle Ford no existen altos niveles de gas adsorbido,
se recomienda optimizar los costos de perforación y terminación de pozos.
Análisis de la declinación de la producción en
yacimientos de gas no convencionales,
que presentan contenido de materia orgánica
con gas adsorbido
Congreso Mexicano del Petróleo
Castellanos Páez, Francisco, Arévalo Villagrán, J.A., Guzmán Arévalo,
J.D., PEMEX E&P; Martínez Romero, N., CNH, y Pumar Martínez, F., CBM.