Pronósticos de producción de Gas Natural de yacimientos maduros y arenas compactas2° Jornadas Técnicas sobre Acondicionamiento de Gas Natural, Calafate, 2 de octubre de 2008

:: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: Indice

:: Ubicación de los yacimientos gasíferos operados por Pluspetrol S.A.

:: Descripción Geológica e Historia de Producción de Centenario y

Ramos.

:: Modelo integrado de producción, aplicaciones.

:: Arenas compactas, definición.

:: Métodos usados para estimar reservas.

:: Análisis realizado en la Fm. Molles del Yac. Centenario.

:: Conclusiones.

NEUQUÉN

MAPA DE UBICACION

:: :: :: :: :: :: :: :: Ubicación del Yac. Centenario

Centenario

Calafate

:: :: :: :: :: Descripción Geológica / Yac. Centenario

CALLOVIANO a OXFORDIANO

TITHONIANO

KIMMERIDGIANO

Roca Generadora

Roca Generadora

ReservorioPetróleoGas y condensado

ReservorioGas y condensado

PLIENSBAQCHIANO a CALLOVIANO

Fm

.QU

INT

UC

OV

M

COLUMNA ESTRATIGRÁFICA

Fm

. .LA

JAS

Fm

. .LO

S M

OLL

ES

M.

PE

LÍT

ICO

M. B

AS

AL

GR

UP

O C

UY

O

GAS

PET. NEGRO

GAS

PET. NEGRO

GAS

CONDENSADO

RESERVORIO3

(ARENISCASY CALIZAS)

SELLO = NIVEL PELÍTICO GUÍA

RESERVORIO2

(ARENISCASGRUESAS Y

CONGLOMERADOS)

RESERVORIO1

(ARENISCASGRUESAS,MEDIANAS,

FINASY PELITAS)

ROCA MADREY SELLO

ROCA MADRE

Ce-1126

Fm

.QU

INT

UC

OV

M

COLUMNA ESTRATIGRÁFICA

Fm

. .LA

JAS

Fm

. .LO

S M

OLL

ES

M.

PE

LÍT

ICO

M. B

AS

AL

GR

UP

O C

UY

O

GAS

PET. NEGRO

GAS

PET. NEGRO

GAS

CONDENSADO

RESERVORIO3

(ARENISCASY CALIZAS)

SELLO = NIVEL PELÍTICO GUÍA

RESERVORIO2

(ARENISCASGRUESAS Y

CONGLOMERADOS)

RESERVORIO1

(ARENISCASGRUESAS,MEDIANAS,

FINASY PELITAS)

ROCA MADREY SELLO

ROCA MADRE

Ce-1126

:: Ubicado en el flanco Nor-Oriental de un gran

Hemianticlinal de rumbo E-O que buza hacia el E,

conformado en el bloque bajo de una falla normal de

carácter regional que limita la acumulación por el Sur.

Un juego de fallas sub-paralelas de rumbo NO-SE y

N-S que afectan el flanco N de la estructura y

compartimentalizan los reservorios en distintos

bloques. Hacia el N, la estructura se profundiza

rápidamente hacia el centro de la cuenca.

ReservorioGas y condensado

:: :: :: :: :: Historia de producción /Área Centenario

Centenario Field Gas production History

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08

(Hp)

Gas

Rate

(M

m3

/d)

-

4,000

8,000

12,000

16,000

20,000

24,000

High PressureMiddle PressureLow PressureDisolvedInicialesPot instalada (Hp)

PP Cum. Production: 18,612 MMm3Gas del Estado Cum. production: 6,254 MMm3

PC1 (2100 Hp)

Reemplazo de 5 comp. De 1200 Hp

PC2 (3500 Hp)

PC1 (4000 Hp)

MAPA DE UBICACION

:: :: :: :: :: :: :: Ubicación del Yac. Ramos

SALTA Ramos

Calafate

:: :: :: :: :: :: :: Descripción Geológica / Yac. Ramos

:: Anticlinal comprimido, areniscas cuarcíticas

Naturalmente fisuradas, orientado N-S

:: Produce Gas y Condensado.

:: Tres formaciones, fm. Huamampampa (95%

de OGIIP ),

Icla y Santa Rosa, de edad Devónica, del

sistema

Subandino al NO Argentino en la Cuenca de

Tarijas.

:: En abril de 2005 inició las etapas de

compresión 55 kg/cm2, hasta llegar a

35 kg/cm2, en agosto de 2007

incorpora última etapa a 10 kg/cm2.

::12 pozos en producción aportan 7,1

MMm3/d de Gas y 520 m3/d de cond.

:: Acumulada de Gas 55.7 109 m3 y 6.1

106 m3 de condensado.

:: :: :: :: :: :: :: Historia de producción / Área Ramos

0

2

4

6

8

10

12

76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07

Gas

Rat

e (M

m3/

d)

-

8,000

16,000

24,000

32,000

40,000

48,000

(Hp

)

Cum Production: 55225.2 MMm3

R-1009(1380 Hp)

PCC1(11840 Hp)

PCC2(11840 Hp)

PCN(7695 Hp)

MM

m3 /

d

Pozo R-11

Modelo Integrado de Producción (M.I.P.)

1- Caracterización de fluidos:: Se definen los modelos de Black oil o Modelos composicionales

usando ecuaciones de estado. :: Formación de hidratos, aporte de líquidos, etc.

2- Modelado de reservorio:: Se modelan los reservorios a través del balance de materia.

:: Este se utiliza para el ajuste con la historia de producción para obtener GOIS y el mecanismos de recuperación.

:: Multi-tanques (conectados a través de transmisibilidades)

3- Modelado de pozos

:: Se modelan las curvas VLP de las instalación de producción con diferentes correlaciones, las que se ajustan con datos de campo (GD)

:: Surgencia natural o sistemas artificiales de producción (GL)

:: Modelos de IPR complejos como multi-capa o hidráulicamente

fracturados.

:: Optimización de producción analizando distintos diámetros de tubing,

sistemas artificiales de producción.

:: :: :: :: :: :: :: Modelo integrado de producción

4- Modelos integrados de producción Integrando el reservorio, los pozos y la red de superficie en un solo modelo, con el objeto de:

:: Analizar distintos planes de desarrollo.:: Identificar cuellos de botellas, evaluar el impacto de conectar pozos nuevos en la red existente.:: Evaluar requerimientos de compresión y pronosticar perfiles de producción para distintos escenarios.:: Optimización de la producción respetando limitaciones existentes (capacidad máx. del separador o compresores)

5- Conexión de modelos integrados a otros simuladores :: Tales como Eclipse, Imex, Gem, Hysys, Excel.(Resolve)

:: Con el objeto de expandir el concepto de integración de acuerdo a las necesidades.

Cada elemento en el sistema tiene un impacto en el factor de recuperación final, ya que al estar interconectados tienen

dependencia uno de otro.

El modelo ajustado permite realizar los cálculos necesario para obtener: Sensibilidades y realizar diferentes escenarios con

propuestas de optimización del sistema Reservorios-Pozo-Red-Planta.

:: :: :: :: :: :: :: Modelo integrado de producción

:: :: :: :: :: :: :: Aplicaciones del M. I. P.

IPR - VLP R-1011

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

Caudal [Mm3/d]

Pre

sió

n [

ps

i]

VLP1

IPR Actual

VLP2

IPR Mayo 09

Pronóstico Producción PCN en NP4

0

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750

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1250

1500

Ene-08 Ene-09 Ene-10 Ene-11 Ene-12 Ene-13 Ene-14 Ene-15 Ene-16 Ene-17 Ene-18 Ene-19 Ene-20

Ca

ud

al d

e G

as

[M

m3

/d]

-50

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1450

1700

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Ac

um

ula

da

[M

Mm

3]

Caudal Gas Básica Caudal Gas en NP4

Acumulada Básica Acumulada NP4

Análisis Nodal de un cambio de instalación

Análisis de incorporación de etapa de Compresión

Arenas Compactas(tight sands)

>> Son reservorios de baja a muy baja permeabilidad (arenas o carbonatos, homogéneos o naturalmente fracturados, mono o multi-capa, etc)

:: :: :: :: :: Definición de Arenas Compactas

>> El gobierno de US lo definió a los reservorios tight gas a los que tienen permeabilidades menores o iguales a 0.1 md.

>> En la práctica son reservorios que no produce cantidades de gas en forma económica sin la realización de fracturas masivas tal que Lf >0.5 Rd, o necesitan la aplicación de tecnología avanzada (pozos horizontales o multilaterales)

>> En US se producen más de 8 TCF/año y representan más del 40% de la producción total.

Técnica Reservorio Convencional

ReservorioNO Convencional

Volumetría Es preciso en reservorios continuos

Sólo se usa cuando no se cuenta con perforaciones

Balance de materiales

Es preciso en el período de depletación

NO se debe usar

Curvas de declinación

Declinaciones exponenciales

Declinaciones hiperbólicas

Modelo de reservorios

Simulación de yacimiento Simulación individual de pozos

:: :: :: :: :: :: Métodos usados para estimar Reservas

Objetivos:

Determinar los volúmenes de gas in situ y el potencial recuperable de la fm. Molles, cuantificando productividad de los pozos, perfil de producción e instalaciones de superficie necesarias.

Estimación de la productividad de los pozos:

Se consideró la producción histórica de los pozos en producción para determinar un comportamiento estadístico y se modelaron tres pozos para validar historias de producción y estimar comportamiento futuro a partir de la apertura de los niveles que no están en producción de la fm. Molles.

:: :: :: :: Análisis Estadístico/ Fm. Molles del Yac. Centenario

:: :: :: :: :: :: Consideraciones de la fm. Molles

:: Reservorios profundos entre 3000 m y 4000 m.

:: Espesores útiles variables entre 40 m y 200 m.

:: La producción de Molles se realiza en conjunto

con Lajas y Quintuco.

:: 54 pozos de Molles producen 1.2 MMm3/d gas

y acumulan 5,057 MMm3.

:: Para producir Molles es necesario realizar fracturas hidráulicas.

:: Areniscas y conglomerados de tipo aluvial y fluvial

de una considerable energía de transporte.

Centenario Field Río Neuquén Field

:: :: :: :: Sección de corte Centenario / Río Neuquén

Conventional ReservoirsGas & Oil + Free Water

Tight Gas Reservoirs

Molles Gas Source Rock

Ce-11362495/2650 mbbp

2500

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2550

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Ce-11262740/2900 mbbp

2750

2775

2800

2825

2850

2875

2900

Ce-11272590/2730 mbbp

2600

2625

2650

2675

2700

2725

Ce-11293550/3700 mbbp

3575

3600

3625

3650

3675

PHIE AVR 13%

PHIE AVR 11%

PHIE AVR 9%

PHIE AVR 8 %

> Deterioro en la calidad del reservorio debido al soterramiento por disminución porosidad y permeabilidad

> Soterramiento de 1000 m disminuye la porosidad promedio respecto a la sección cuspidal de la estructura

:: :: :: :: :: :: :: Descripción de los ReservoriosDeterioro de La Calidad del Reservorio

Tope Fm Molles

:: :: :: :: :: :: :: Análisis de acumuladas actuales

Gp: 5,057 MMm3 179 Bcf

0

50

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200

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300

350

Ce

-12

36C

e-1

249

Ce

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22C

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Ce

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26C

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131

Ce

-11

34C

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135

Ce

-11

36C

e-1

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Ce

-11

41C

e-1

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Ce

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43C

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Ce

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45C

e-1

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Ce

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47C

e-1

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Ce

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51C

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Ce

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53C

e-1

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Ce

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55C

e-1

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Ce

-11

57C

e-1

158

Ce

-11

59C

e-1

160

Ce

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71C

e-1

176

Ce

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78C

e-1

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Ce

-11

83C

e-1

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Ce

-11

91C

e-1

193

Ce

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e-1

197

Ce

-11

98C

e-1

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Ce

-12

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208

Ce

-12

14C

e-1

218

Ce

-12

22C

e-1

253

Ce

-12

66C

e-1

267

Ce

.a-1

119

Ce

.a-1

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Ce

.a-1

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Ce

.a-1

127

Ce

.a-1

162

Ce

.xp

-

Ac

um

Ga

s (

MM

m3

)

Qinicial vs EUR

R2 = 0.794

0

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300

350

400

450

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500EUR (M M m3)

Qi

(Mm

3/d

)

Pronostico de Producción

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2037

2039

2041

Gas

[M

m3/

d]

25.00%

Median

:: :: :: :: Pronósticos de Producción probabilístico

/ Pozo TipoAssumption: Qi

Lognormal distribution with parameters: 10% - tile

47.73 90% - tile141.71 Selected range is from

2.00 to 197.31

0.000

0.005

0.010

0.015

0.020

0.025

24 59 94 128 163

Forecast: GP Pozo

0

5

10

15

20

25

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12 27 41 55 70 84 99 113 127 142

[MMm3]

Fre

qu

ency

Distribución de Acumuladas

Hu

A

Sg

Ø

:: :: :: :: :: :: Sensibilidad del NPV a diferentes variables

Pronostico de Producción

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2008

2011

2013

2016

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2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2037

2039

2041

Gas

[M

m3/

d]

25.00%

MedianVariables consideradas

Pozo Tipo: Qgi, Di, b, Rd

Gas in Situ: Hu, Ø, Sg, Area

Permite poner bajo análisis las principales incertidumbres y cuantificar su incidencia sobre los indicadores económicos del proyecto.

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0

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-300

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-3000

-2500

-2500

-250

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-3000

-3000

-3000

-300

0

-3000

-3000

-3000

-3000

-3500

-3500

-3500

-3500

-3500

-3500

-1789

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-2204

-2131

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-2129

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-2151

-2164

-2253 -2269

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-2211

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-2683

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1:20000

Symbol legend

area centenario.txt

CN

0

Gas

Gas, temp. abandoned

Top Molles Fm. TVDSS Map, Area North to plan well drilling path design, Grid size 300 mt.

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-2500

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-3000

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-3500

-3500

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0 200 400 600 800 1000m

1:20000

Symbol legend

area centenario.txt

CN

0

Gas

Gas, temp. abandoned

Top Molles Fm. TVDSS Map, Area North to plan well drilling path design, Grid size 300 mt.

:: :: :: :: :: :: Desarrollo del Proyecto en Clusters

/ Pronósticos de Producción Probabilístico

Pronostico Producción de Gas

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

20

08

20

09

20

11

20

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20

13

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14

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20

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19

20

20

20

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20

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20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

20

31

20

32

Año

Ga

s P

rod

uc

ido

[M

m3

/d]

25.00%

Median

:: Una vez evaluadas y probadas las técnicas, y determinado el potencial productivo se definirá el plan de desarrollo integral del proyecto, en forma escalonada y en módulos (clusters) de 4 a 10 pozos c/u, con el objetivo de cubrir toda el Área que resulte de interés.

90 Acres

4 pozos

:: :: :: :: :: :: :: :: :: Yacimiento CentenarioDesarrollo en Reservorios Convencionales

600 m

200 m 10 Acres

16 pozos

:: :: :: :: :: :: :: :: :: Yacimiento Centenario Desarrollo en Arenas Compactas

:: :: :: :: :: :: :: :: :: Yacimiento CentenarioFactor de recuperación vs distanciamiento

Factor de Recuperación en función del Distanciamiento entre Pozos

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

0 200 400 600 800

Distanciamiento entre Pozos (m)

F.R.Acres10 40 90 160

:: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: Conclusiones

:: En la etapa inicial del estudio de caracterización de las arenas compactas, la metodología de cálculo estadístico es adecuada para el análisis de datos históricos y su proyección para estimar su comportamiento futuro.

:: El éxito en el desarrollo de estos reservorios depende de la incorporación de nuevas tecnologías de perforación y completación.

:: Todo esto requiere de un precio del Gas que haga rentable los proyectos, con el que se lograría convertir recursos potenciales en RESERVA de GAS.

:: El M. I. P. es una herramienta que facilita el entendimiento del sistema productivo actual y monitorear su evolución, identificando problemas actuales y futuros, y permite evaluar la factibilidad de nuevos proyectos.

Muchas gracias por su atención !