Upload
others
View
5
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
Proyecto de Almacenamiento Subterráneode Gas Natural
Yacimiento Sur Río Chico (SRC)
(Provincia de Santa Cruz)
Septiembre 2018
Alcance de la Presentación
• Contexto de la operación de CGC en Cuenca Austral
• Idea y objetivos del proyecto de ASGN
• Selección de yacimientos en Cuenca Austral
• Geología y modelado del reservorio
• Plan de desarrollo
• Plan de monitoreo
• Conclusiones
Contexto de la Operación de CGC en Cuenca Austral
PM-417
Gasoducto GSM
PM-412
PM-117
PTG Campo Boleadoras
PTG Barda las Vegas
PTG Le Marchand
PTG Condor
Gasoducto CBo-PM412
Gasoducto BLV-PM412
Gasoducto Río Turbio
Gasoducto Calafate
PTG El Cerrito
PM-08
50 km
Río Gallegos
Punta Loyola
Idea y objetivos del proyecto de ASGN
Los consumos estacionales en La Patagonia generan variaciones en la
disponibilidad de transporte del Gasoducto GSM.
Los beneficios de almacenar gas serían:
• Evitar restricciones de producción en época estival.
• Reaseguro para el suministro de gas al sistema.
• Flexibilización y cumplimiento de contratos comerciales.
• Revalorización del área en donde se ejecute el proyecto.
• Obtener beneficios de las variaciones de precio.
Selección de Yacimientos en Cuenca Austral
• Estructura geológica delineada (reservorio, trampa y sello)
• Reservorio depletado de gas – alta permeabilidad
• Volumen útil de almacenamiento: 100 – 150 MMm3.
• Caudal de entrega (extracción en invierno): 1 a 1.5 MMm3/d
• Cercanía a instalaciones existentes (compresión / tratamiento de gas)
• Próximo al gasoducto troncal Gral. San Martin
Oeste Este
Talud PlataformaMagallanes ~ 1500m Springhill ~ 1500
Springhill ~ 3000m
Serie Tobífera
Magallanes Inf
Yacimientos Preseleccionados
Campo Boleadoras
Oeste
Campo Indio 1004
E. Agua Fresca Norte Campo Bola Condor Oeste Sur Río Chico Laguna de los
Capones
Formación Magallanes Magallanes Magallanes Springhill Springhill Springhill Springhill
Profundidad, m 1400 1400 1570 1450 1900 1550 1580
Trampa Estratigráfica Estratigráfica Anticlinal Anticlinal Anticlinal Anticlinal Anticlinal
Fluido Gas + Condensado
Gas + Condensado Gas + Oil Leg Gas + Oil Leg Gas +
CondensadoGas +
Condensado Gas + Oil Leg
OGIP, MMm3 10000 1500 950 5500 2000 1400 450
Mecanismo de Drenaje Expansión monofásica
Expansión monofásica
Expansión monofásica
Expansión monofásica
Exp. Monof.+ Acuífero
Exp. Monof.+ Acuífero
Exp. Monof.+ Acuífero
Permeabilidad, mD 10-150 30 200 10-100 100-300 200 100-5000
Espesor Neto, m 15 12 11 15 15 6 5
Presión Actual, kg/cm2 30 130 80 20 130 130 117
Reservas Remanentes, MMm3 337 1000 0 258 0 0 0
Approx. Pozos Nuevos 1 1 4 1 4 4 4
Approx. Capex Inst. Superficie, MMU$S 5.2 6.1 13.1 2.8 14.1 8.5 6.5
Capacidad disponible en gasoductos baja baja baja alta alta alta alta
Others Concesión NC No 3D Frontera Chile
Proyecto Almacenamiento SRC
Gasoducto GSM
PM-412
PTG Barda las Vegas
Gasoducto BLV-PM412
10 kmRío Gallegos
• Acondicionamiento
• Separación Primaria• Deshidratación• Medición
YacimientoSur Río Chico
1) Conexión con gasoducto GSM acondicionando gas en planta Barda Las Vegas2) Acondicionamiento en SRC y conexión con transportista local.
Chimen Aike
Proyecto SRC - Mapa Estructural al Tope Fm Springhill
GOC -1545 mbnm
LKO -1550 mbnm
Area 9 Km2
Hnet 6 m
PHI 0.27
Sg 0.6
Bg 0.0062
OGIP 1410 MMm3
• La trampa tiene una columna de 50 m por encima del LKO.
• Pozos productivos SRC.x-1, SRC.a-4, SRC-7.
• Se considera al OGIP como el máximo volumen (colchón + gas de trabajo) al cual se podría expandir el almacenamiento
• Para volúmenes menores puede utilizarse sólo la culminación de la estructura
Pozos a perforar
Proyecto SRC – Correlación del Reservorio de Interés
Capa continua de buenas propiedades petrofísicas
Porosidad = 27%
Permeabilidad = 200 mD
Cresta
15-25m más alto que SRC-4
Proyecto SRC – Sección Sísmica en Zona de Interés
Se observa buena continuidad de la capa en la cresta de la estructura, que aún no ha sido perforada.
Proyecto SRC – Evolución de Presión de Reservorio
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015
Qg,
Mm
3/d
P, k
g/cm
2
Sur Río Chico
SRC x-1 SRC-4 SRC-7 SRC-5 Qg, Mm3/d
020406080
100120140160180200
0 200 400 600 800 1000
P/Z,
kg/
cm2
Gp, MMm3
Sur Río Chico
SRC x-1 SRC-4 SRC-5 SRC-7
Los datos de presión de reservorio muestran muy buena comunicación entre pozos y una recuperación de la presión por la influencia del acuífero.
Modelado de la presión de reservorio con balance de materia. Se incorpora al modelo la influencia de un acuífero. El GOIS ajustado es de 1200 MMm3.
Proyecto SRC – Capacidad de Entrega de Gas (preliminar)
Modelado de la productividad del pozo SRC-4. Ensayo de producción con registro de presión en fondo.
Modelado de la evolución de presión de reservorio durante los ciclos de inyección y extracción. Balance de materia cero dimensional. Gas de trabajo = 135 MMm3.
Proyecto SRC – Inyección / Extracción de Gas (preliminar)
Inyección: Caudal del período= 1,125 MMm3/d. Presión en boca de pozo (FTHP) = 160 kg/cm2. (final del período)
Extracción:Caudal del período= 1,500 MMm3/d.Presión en boca de pozo (THP) = 20 kg/cm2 (final del período)
Estimación de las presiones de inyección y producción para el cálculo de la potencia de compresión asumiendo cuatro pozos de almacenamiento. Gas de trabajo = 135 MMm3.
Proyecto SRC – Evolución de presiones (preliminar)
Proyecto SRC - Esquema Básico de Desarrollo
Yacimiento Sur Río Chico
Piloto: Perforación 1 pozo de almacenamiento WO 1 pozos de monitoreo Compresor Boca de Pozo 400 HP Punto de Medición Fiscal (Bidireccional)
Desarrollo: Perforación 3 pozos almacenamiento Separación Primaria Planta TEG Compresión 3.500HP Gasoducto 10“ 8.000m a Chimen Aike DPP - Sistema Joule Thompson
Pozos existentes en SRC
Chimen Aike
Proyecto SRC – Determinación del Diámetro de Tubing
Producción - Pozo tipo
Final extracción
4 1/2
3 1/2
THP= 40 kg/cm2
THP= 60 kg/cm2
THP= 80 kg/cm2
THP= 100 kg/cm2
Fin extracciónQ critico levantamiento
líquidos (THP = 80 kg/cm2)
105 Mm3/d
183 Mm3/d
Inicio extracción
Acuíferos a Monitorear en Formación Magallanes Inferior
Fm. Palermo Aike
Acuíferos Mag Inf
Mapa isopaquico de arena neta (Arenas Mg Inf)Fm Springhill
Mapa estructural al tope de Arenas Mg InfS. Tobífera
Parámetro a monitorear Forma de medición Frecuencia
Volúmenes de inyección y extracción de gas Placa orificio individual por pozo Continua
Presión estática de reservorio. (no superar la presión inicial de 158 kg/cm2)
• Pozo de monitoreo en boca• Pozo de monitoreo en fondo GPE• Pozos de almacenamiento GPE
• Continua• 2 a 3 veces - ciclo • Cuando están cerrados
Presión dinámica de inyección y de extracción Boca de pozo Continua
Presión anular pozos Boca de pozo Continua
Acuíferos superiores Pozo de monitoreo. GPE y muestreo Anual
Nivel freático y cuerpos de aguas superficiales Muestreo en pozos de agua Anual
Composición isotópica y geoquímica de gas nativo
Muestreo en boca de pozo Previo al comienzo del almacenamiento
Composición isotópica y geoquímica de gas inyectado
Muestreo en boca de pozo En cada ciclo de inyección x 3 veces
Composición isotópica y geoquímica de gas, para anomalía detectada en acuíferos, pozos de yac. vecinos, etcétera
Muestreo según anomalía Momento de detección de la anomalía
Proyecto SRC – Plan de Monitoreo
Conclusiones
Se identificó la oportunidad de desarrollar un proyecto de almacenamiento subterráneo de gas que proveerá:
• Mayor producción y ventas de gas• Reaseguro para el suministro de gas al sistema• Flexibilización y cumplimiento de contratos comerciales• Revalorización del área SRC
Principales desafíos:
• Lograr un buen funcionamiento manteniendo el presupuesto (productividad de los pozos, volumen del colchón, operación confiable y segura)
• Lograr acompañamiento de autoridades (permisos, regulaciones, concesión)