Desarrollo Convencional del Yacimiento Loma La Lata ......Tecnologías Aplicadas en LLL •...

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

Temario

�Introducción

�Geología

�Petrofísica

�Tecnologías Aplicadas

�Optimización de Producción

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


�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.


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


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


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

Resultados

Qg: 190000 m3/d

Qg: 60000 m3/d

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)


Sartas de Velocidad Colgador de Coil Tubing diam. 1.1/2” y 1.3/4”


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)


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

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