Pronósticos de producción de Gas Natural de yacimientos maduros y arenas compactas

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

2. :::::::::::::::::::::::::::::::::: 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.

3. Centenario :: :: :: :: :: :: :: ::Ubicación del Yac. Centenario MAPA DE UBICACION NEUQUÉN Calafate

4. :: :: :: :: ::Descripción Geológica/Yac. Centenario ::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. TITHONIANO Reservorio Petróleo Gas y condensado KIMMERIDGIANO CALLOVIANO a OXFORDIANO Roca Generadora Reservorio Gas y condensado PLIENSBAQCHIANO a CALLOVIANO Reservorio Gas y condensado Roca Generadora

5. :: :: :: :: ::Historia de producción /Área Centenario

6. Ramos :: :: :: :: :: :: :: Ubicación del Yac. Ramos MAPA DE UBICACION SALTA Calafate

7. :: :: :: :: :: :: ::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.

8. MMm3/d Pozo R-11 :: :: :: :: :: :: ::Historia de producción/Área Ramos :: 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.

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

10. :: :: :: :: :: :: :: Modelo integrado de producción 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.

11. :: :: :: :: :: :: :: 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.

12. :: :: :: :: :: :: :: Aplicaciones del M. I. P. Análisis Nodal de un cambio de instalación Análisis de incorporación de etapa de Compresión

13. Arenas Compactas (tight sands)

14. :: :: :: :: ::Definición de Arenas Compactas >>Son reservorios de baja a muy baja permeabilidad (arenas o carbonatos, homogéneos o naturalmente fracturados, mono o multi-capa, etc) >>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.

15. :: :: :: :: :: :: Métodos usados para estimar Reservas

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

17. :: :: :: :: :: :: Consideraciones de la fm. Molles :: Areniscas y conglomerados de tipo aluvial y fluvial de una considerable energía de transporte. :: Espesores útiles variables entre 40 m y 200 m. :: Reservorios profundos entre 3000 m y 4000 m. :: 54 pozos de Molles producen 1.2 MMm3/d gas y acumulan 5,057 MMm3. :: La producción de Molles se realiza en conjunto con Lajas y Quintuco. :: Para producir Molles es necesario realizar fracturas hidráulicas.

18. :: :: :: ::Sección de corte Centenario /Río Neuquén Centenario Field Río Neuquén Field Conventional Reservoirs Gas & Oil + Free Water Tight Gas Reservoirs Molles Gas Source Rock

19. :: :: :: :: :: :: :: Descripción de los Reservorios Deterioro de La Calidad del Reservorio Ce-1127 2590/2730 mbbp Ce-1126 2740/2900 mbbp Ce-1136 2495/2650 mbbp Ce-1129 3550/3700 mbbp 2500 2600 2750 3575 2525 2625 2775 3600 2550 2650 2800 3625 2575 2675 2825 3650 2600 2700 2850 3675 2625 2725 2875 2900 > 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 PHIE AVR 13% Tope Fm Molles PHIE AVR 11% PHIE AVR 9% PHIE AVR 8 %

20. :: :: :: :: :: :: :: Análisis de acumuladas actuales Gp: 5,057 MMm3 179 Bcf

21. Assumption: Qi Lognormal distribution with parameters: 10% - tile 47.73 90% - tile 141.71 Selected range is from 2.00 to 197.31 :: :: :: :: Pronósticos de Producción probabilístico / Pozo Tipo Hu Ø Distribución de Acumuladas Sg A

22. :: :: :: :: :: :: Sensibilidad del NPV a diferentes variables Variables 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.

23. :: :: :: :: :: :: Desarrollo del Proyecto en Clusters / Pronósticos de Producción Probabilístico :: 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.

24. :: :: :: :: :: :: :: :: :: Yacimiento CentenarioDesarrollo en Reservorios Convencionales 90 Acres 600 m 4 pozos

25. :: :: :: :: :: :: :: :: :: Yacimiento CentenarioDesarrollo en Arenas Compactas 10 Acres 200 m 16 pozos

26. F.R. Factor de Recuperación en función del Distanciamiento entre Pozos 160 40 90 Acres 10 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 0 200 400 600 800 Distanciamiento entre Pozos (m) :: :: :: :: :: :: :: :: :: Yacimiento CentenarioFactor de recuperación vs distanciamiento

27. :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: Conclusiones :: 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. :: 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.

28. Muchas gracias por su atención !