Nombre de la presentación - fechaJuan D. Moreyra
Neuquén 19, 20 y 21 de mayo del 2008
“TIGHT Gas
Reservoirs”“Por un mejor aprovechamiento de la Experiencia y la Tecnología”
Jornadas Técnicas Comahue 2008 “ El desafió de producir mas en los Yacimientos de Argentina”
Nombre de la presentación - fecha
La oportunidad que genera la coyuntura de la
crisis energética de nuestro país, abre un camino
para que la industria pueda desarrollar reservorios
thight de gas ya descubiertos y explorar nuevas
áreas , movilizando así reservas que tiendan a
compensar en parte, las demandas futuras que
requerirá el crecimiento del país en los próximos
años.
“Por un mejor aprovechamiento de la experiencia y la tecnología”
Nombre de la presentación - fecha
“Por un mejor aprovechamiento de la experiencia y la tecnología”
Argentina esta comenzando con:
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Para ello la industria tendrá que hacer:
1. Una optima evaluación de cada proyecto
2. Comparar y aprovechar de forma practica e inteligente la experiencia desarrollada en otros países y de algunas experiencias nacionales
3. Influencia de factores de logística regionales desde lo técnico a lo económico-financiero.
4. Seleccionar las tecnologías adecuadas y la disponibilidad de las mismas. Evaluación y Seguimiento
“Por un mejor aprovechamiento de la experiencia y la tecnología”
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1. Una optima evaluación de cada proyecto en particular
• Geología del Reservorio
• Petrofísica
• Perforación
• Completacion
• Producción
1. Análisis de las disciplinas que participan en el proyecto,
FOCALIZANDONOS que para dar el potencial optimo necesitamos
incorporar grandes espesores permeables e incrementar el radio
efectivo con fracturas hidráulicas, las que en USA, participan en un
(60 % ) del costo total del pozo.
2. Otra tecnologías que permitan incrementar radio efectivo, podrán
ser evaluadas fundamentalmente si la existencia de zonas de alto
grado de alteración o fisuramiento es comprobada.
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1. Una optima evaluación de cada proyecto en particular
• Geología del Reservorio
• Petrofísica
• Perforación
• Completacion
• Producción
1. Considerar que los mismos involucraran reservorios tight normales
y geopresurizados e inicialmente no se comportan igual.
• Caracterización del tipo de apretamiento y sus orígenes.
• Grado de compartimentalización
• Grado de alteración por tectonismo o geopresiones
• Caracterización mineralógica
“La caracterización del Modelo Geológico correcto” es una de los factores mas importantes que debemos tener en cuenta para elegir la tecnología adecuada para su explotación.
Pero fundamentalmente aquellas
tecnologías que apunten a definir los
cutoff de zonas en condiciones de
aportar con Fracturas Hidraulicas.
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• Petrofísica
Formacion Geopresurizada antes de
fracturar
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
1-4 1-5 1-6 1-7 2-8 32-34
Pozo
0
0.5
1
1.5
2
2.5Qg AF (Mm3/D
GPP (psia/ft)
K.H (md.ft)
Hn (ft)
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• Petrofísica
Afectación de la perdida de presión poral en cuatro muestras
Porosidad Permeabilidad Horizontal
Permeabilidad Vertical
3.2 a 10.5 % 0.01 a 1.7 md 0.01 a 0.34 md
Condiciones ambientales:
Condiciones de Overburden
Condición Porosidad (%)
Permeabilidad (md)
Sin stress 8.24 /10.3 0.0105 / 0.0301
Con stress 7.89 / 9.53 0.0006 / 0.0076
Nombre de la presentación - fecha
• Petrofísica
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
Pre
ssur
e (
psia
)
Elapsed time (hrs)
0
100
200
300
400
500
600
700
Gas
Rat
e (
1E3S
m3/
D)
Pressure History
Pwfi= 7408 psi Pfi= 892 psi
Pwfi= 2717 psi Pfi= 5583 psi
Pwfi= 1117 psi Pfi= 7183 psi
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Perforación
“La mayoría de los reservorios tight gas de Argentina se encuentran a profundidades por debajo de los 2500 m y muchos de ellos están geopresurizados, por lo tanto:”
1. Perforación sobre balance:
Alto riesgo de tener problemas operativos por perdidas en zonassuperiores, en caso de áreas explotadas
Menores velocidades de penetración en zonas profundas
2. Perforación en / bajo balance:
La cuenca Neuquina desarrollo importante experiencia de perforaren balance o en desbalance tramos de interés con geopresiones del grupo Cuyo, La Manga, Punta Rosada, Molles, etc.
Se tuvieron tiempos records de perforación en la Formación Molles
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Completacion: The best practices
1. Nunca cerrar el pozo o etapa de fractura por largos periodos de tiempo.
2. Nunca ahogar un pozo o etapa de fractura con fluido una vez que la fractura se ha limpiado.
3. Usar tapones reperforables con flujo a través de el, en vez tapones convencionales para aislar las etapas entre si.
4. Las etapas de fractura no deberían abarcar mas de 350 ft de alto.
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5. No debería haber mas de 5 puntos de entrada por etapa de fractura.
6. El fluido de terminación debería ser de PH neutro y un gel de baja carga.
7. El tratamiento de estimulación debería reflejar el espesor neto observado en los perfiles.
Completacion: The best practices
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Variables de influencia en la Producción
Produccion y Bolsas/m vs Espesor neto fracturado
1
10
100
1000
0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0 160.0 180.0
Hn (m)
Qg
PF
(M
m3/
d)
10
100
1000
10000
Bo
lsas
/m
QgPF (Mm3/d)
Bolsas/ m
Ejemplo USA: 10 pozos
7800 a 12000 ft
GPP= 0,42/0,63 psi/ft
Arena 20/40
Arena resinada 20/40
Arena resinada 16/30
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Variables de influencia en la Producción
Produccion y Bolsas/m vs Espesor neto fracturado
1
10
100
1000
0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0 160.0 180.0
Hn (m)
Qg
PF
(M
m3/
d)
10
100
1000
10000
Bo
lsas
/m
QgPF (Mm3/d)
QgPFA (Mm3/d)
(Bolsas/ m)A
Bolsas/ m
Ejemplo 1 Argentina:
8500 a 10500 ft
GPP= 0,42/0,63 psi/ft
Cerámico 1ra Calidad 20/40
Ejemplo 2 Argentina:
6700 a 7550 ft
GPP= 0,4 psi/ft
Cerámico 2da Calidad 20/40
Nombre de la presentación - fecha
Variables de influencia en la Producción
Produccion y Bolsas/m vs Espesor neto fracturado
1
10
100
1000
0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0 160.0 180.0
Hn (m)
Qg
PF
(M
m3/
d)
10
100
1000
10000
Bo
lsas
/m
QgPF (Mm3/d)
QgPFA (Mm3/d)
(Bolsas/ m)A
Bolsas/ m 1. A > Hn > Qg
2. Incrementar Bolsas/m
Nombre de la presentación - fecha
Porcentaje de costo respecto al valor mas alto
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Cerámica 1raCalidad 16/20
Cerámica 1raCalidad 20/40
Cerámica 1raCalidad 12/18
Cerámica2da Calidad
16/30
Bauxita16/30, 20/40
ArenaResinadaprecurada
12/20
ArenaResinadaprecurada
16/30
Arena 1raCalidad
12/20, 16/30,20/40
Arena 2daCalidad 12/20
% C
ost
o
3. Como influyen los factores de logística Regionales desde lo técnico a lo económico-financiero.
Agente de Sostén
Caso Argentina
Caso USA
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3. Como influyen los factores de logística Regionales desde lo técnico a lo económico-financiero.
Solamente en esta variable tenemos:
• Mayor costo respecto a USA (Local –FOB)
• Mayor costo Adicional si se usa agente de sostén de 1ra Calidad.
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4. Seleccionar las tecnologías adecuadas y la disponibilidad de las mismas. Evaluación y Seguimiento
1. Tecnologías que ayuden a definir mejor los espesores en condiciones de aportar fluidos, presencia de porosidad secundaria y la continuidad del reservorio.
2. Tecnología para la Evaluación del proyecto técnica y económicamente, curva de aprendizaje, control de desviaciones y el mejoramiento continuo. Herramientas para el análisis (Simuladores, Data Mining).
3. Desde la Perforación, (NBD), enfocado a la disminución de tiempos, costos y a evaluar la calidad de zonas de aporte. Diseño de lodos que tiendan a tener una acción eficiente en la preservación de la estabilidad y diámetro del pozo.
4. En la Completacion del pozo, tecnologías que permitan distribuir mejor el agente de sostén, con menores tiempos y que permitan ensayar el pozo y no ahogarlo una vez fracturado (Uso del CT, tapones reperforables con pasaje, gases).
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Conclusiones
1. La experiencia recogida nos muestra que los proyectos deben principalmente incorporar grandes espesores mineralizados para ser rentables.
2. Que a los mismos hay que vincularlos con el pozo areal y verticalmente (>> re) y esto necesita una proporción de agente de sostén superior a lo que hoy usamos en nuestras experiencias.
3. Que la tecnología esta y debe ayudar a mejorar todas las disciplinas, siendo mas eficaces operativamente y que el ahorro pueda derivarse a lo que genera producción.
4. Debemos utilizar tecnología que permita evaluar lo hecho y obtener información para alimentar las herramientas que se establezcan para el análisis y el seguimiento, especialmente durante el periodo de producción.
5. En lo que hace a fracturación hidráulica, se debe aprovechar los avances que el mundo nos muestra, y ver como disminuimos el factor costo adicional.
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Fracturación hidráulica, aprovechar los avances alcanzados
Proppant Placement
Máxima Capacidad del Pozo
Potencial de Mejoramiento con Fracturas Hidráulicas
Qg
t
Resistencia del Agente de Sostén
Daño del GelProblemas de Geometría
Colocación del Agente de Sostén
Muchas gracias
Juan D. MoreyraNeuquén 19, 20 y 21 de mayo del 2008
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Perforación
0
1000000
2000000
3000000
4000000
5000000
6000000
7000000
8000000
CO
ST
S,
DIF
FE
RE
NC
E (
$)
UBD WELLS OBD WELLS
WELLS
WELL COSTS: UBD vs OBDRINCÓN DEL MANGRULLO AND RUCA CARMELO FIELDS
Real Costs ($)
Difference ($)
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Perforación
• Existen yacimientos en USA que con NBD alcanzan tiempos de 15 y 23 días a TVD.
• La integridad y diámetro del pozo en las zonas de arcillas es importante, evitando la canalización del gas entre zonas
• La entubación con casing de alta calidad y resistencia es importante, especialmente en reservorios de alta presión.
• La cementación debe poseer características especiales
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Variables de influencia en la Producción
Qg =K H (P)
Cte.z.µ.T [ Ln re/rw – 0,75 + (S + D.Qg)]
1. A > Hn > Qg
2. Incrementar Bolsas/m
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3. Como influyen los factores de logística Regionales desde lo técnico a lo económico-financiero.
Agente de Sostén% Diferencia en Costos
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
Cerámica 1ra Calidad 20/40 Arena Resinada precurada 16/30
2. Incrementar Bolsas/m
23 %