análisis de la declinación de la producción en yacimientos de gas no convencionales, que...

Acapulco 2014

Análisis de la declinación de la producción en

yacimientos de gas no convencionales,

que presentan contenido de materia orgánica

con gas adsorbido

Congreso Mexicano del Petróleo

Castellanos Páez, Francisco, Arévalo Villagrán, J.A., Guzmán Arévalo,

J.D., PEMEX E&P; Martínez Romero, N., CNH, y Pumar Martínez, F., CBM.

http://www.spe.org.ar/events/aneu/


Contenido

• Introducción

• Métodos de análisis de curvas de declinación

• Metodología para el análisis de la declinación en

yacimientos no convencionales de gas

• Casos de campo

• Conclusiones

• Recomendaciones

Introducción

Los métodos de Arps y Fetkovich se usan comúnmente como una herramienta para

evaluar la declinación y reservas de una formación.

Por otro lado, existen diversos modelos para el análisis de la declinación en yacimientos

no convencionales de gas (YNCG), los cuales permiten obtener pronósticos de producción

mas realistas en formaciones de lutitas, de baja permeabilidad y de carbón, que contienen

materia orgánica y gas adsorbido.

Localización geografica

Inforación obtenida de la EIA

Período geológico Recursos (MMMMscf)

Cretácico superior 507

Cretácico medio 8

Cretácico inferior 166

Total 681

En México, Pimienta, La Casita y Eagle Ford han sido identificados como importantes

cuencas de hidrocarburos de lutitas, en las que se estima un potencial existente de

reservas de 681 billones de pies cúbicos, que es el 22% de las reservas en Estados

Unidos y 11% a nivel mundial.

Contenido

• Introducción




• Casos de campo

• Conclusiones

• Recomendaciones

Métodos de análisis de curvas de declinación

El método más comúnmente utilizado para determinar las reservas convencionales es el

análisis de curvas de declinación. Arps y Fetkovich determinaron que la tendencia puede ser

exponencial, hiperbólica o armónica.

Modelo de Arps:

Donde:

qi es el gasto inicial, Di tasa de

declinación inicial y b es el exponente

de declinación:

b = 0 declinación exponencial.

b = 1 declinación armónica.

0 < b < 1, declinación hiperbólica.

Modelo de Fetkovich

1

𝑞

𝑑𝑞

𝑑𝑡= −𝐷𝑖𝑞

𝑏

𝑞 𝑡 = 𝑞𝑖𝑒−𝐷𝑖𝑡

𝑞 𝑡 =𝑞𝑖

1 + 𝑏𝐷𝑖𝑡1𝑏

Existen varias modificaciones a los métodos con el fin de aplicarlos a las formaciones no

convencionales, teniendo en cuenta lo siguiente:

1. Una declinación muy pronunciada en tiempos de producción corto.

2. Adsorción y desorción de gas en la materia orgánica.

3. Los altos volúmenes de producción de agua al comienzo de la producción

El comportamiento de los yacimientos no

convencionales difiere de los convencionales,

especialmente durante las etapas de producción

temprana cuando se está produciendo el agua de la

etapa de terminación.

Debido a que contienen materia orgánica y el gas

adsorbido, es importante conocer el tipo de isoterma

de adsorción de gas, así como la presión, ya que el

volumen original de gas varía y la desorción de gas

modifica el comportamiento de declinación.

𝑽𝒂 =𝑽𝑳𝒑

𝒑𝑳 + 𝒑


Se debe considerar el comportamiento del gas adsorbido durante la explotación de los

pozos de gas en yacimientos no convencionales, ya que la baja permeabilidad y gas

adsorbido pueden modificar los parámetros del modelo de declinación.

Con el fin de obtener estimaciones de los volúmenes de gas que se producirán desde el

pozo, los datos reales de producción se ajustaron utilizando los métodos Arps y

Fetkovich.


Varios modelos han sido desarrollados para

adaptarse a los diversos comportamientos

que pueden ocurrir en los YNCG.

Modelos de declinación para YNCG

Arps 𝑞 𝑡 = 𝑞𝑖𝑒−𝐷𝑖𝑡; Exponencial

𝑞 𝑡 =𝑞𝑖

1+𝑏𝐷𝑖𝑡1𝑏

; Hiperbólica

Ley de potencias 𝑞 𝑡 = 𝑞 𝑖𝑒𝑥𝑝 −𝐷∞𝑡 − 𝐷 𝑖𝑡𝑛

Función de declinación: D(t)

𝐷 𝑡 = −1

𝑞

𝑑𝑞

𝑑𝑡≈ 𝐷∞𝑡 − 𝑛𝐷 𝑖𝑡

− 1−𝑛

Función hiperbólica: b(t)

𝑏 𝑡 =𝑑

𝑑𝑡

1

𝐷 𝑡≈

𝑛𝐷 𝑖 1 − 𝑛

𝑛𝐷 𝑖 + 𝐷∞𝑡1−𝑛 2

Valkó 𝑞 𝑡 = 𝑞 𝑖𝑒𝑥𝑝 − 𝑡 𝜏 𝑛

Jones and Arps

𝑞 𝑡 = 𝑞𝑜𝑒𝑥𝑝−𝐷𝑜𝑡

𝑚−1

100 𝑚 − 1

1

1


Contenido

• Introducción




• Casos de campo

• Conclusiones

• Recomendaciones

Se analizaron 3 pozos de gas en YNCG. El primer pozo se encuentra en la formación Eagle Ford

en los EE.UU. y Los restantes en la parte sur de la formación en México.

Para el análisis los datos de presión de producción fueron suavizados, se tomó la declinación a

partir de la producción máxima del pozo, se convirtió el agua producida a su equivalente en gas

por lo que la producción corresponde a la caída de presión total en la formación.

Se ajustaron los modelos declinaciones mediante regresiones, se realizaron predicciones a 15

años y posteriormente se ajustaron las declinaciones incorporando el gas desorbido, considerando

un desorción instantánea y la producción de todo el gas liberado.

Datos generales de Eagle Ford

Profundidad: 2,500 - 14,000 ft

Espesor: 50 - 300 ft

Gradiente de presión: 0.4 - 0.8 psi/ft

Cont. de mat. Org. 2 - 9%

Saturación de gas: 83 – 85%

permeabilidad: 1 - 800 nd

Isoterma for Eagle Ford

Metodología para el análisis de la declinación

en yacimientos no convencionales de gas

Contenido

• Introducción




• Casos de campo

• Conclusiones

• Recomendaciones

Casos de campo Pozo A El pozo A produce gas seco y se encuentra en la formación de Eagle Ford en el sur de

Texas. Se terminó con una geometría horizontal 4000 pies y un tratamiento de

estimulación de diez etapas que consiste en 20 fracturas laterales transversales,

generando un volumen de 169 MMft3 estimulada depósito (SRV).

Datos del pozo A:

ɣg = 0.596 VL = 75 scf/ton pc desor = 3500 psia

MN2 = 0 pL = 656 psia ρr = 1.3 gr/cm3

MCO2 = 0 pi = 5100 psia SRV = 16900000 ft

MH2S = 0 Vai = 66.4523975 scf/ton mroca = 622599.1534 Ton

T = 207 °F Gai = 4.14E+07 scf/ton

t (días) t (días)

Ajuste de la declinación Predicción del gasto de gas a 15 años

Casos de campo Pozo A

Match t = tD = 1.2

Match q= qDd = 192

b = 0.81

qi = 5.208 MMscf

Di = 0.012000 días-1

Gp = 1.59 Bcf

Ajuste con el modelo de Fetkovich

Modelo Gp (Bscf)

Arps Exp 0.85

Arps Hip 2.79

PLE 1.27

Fun Hip 1.39

Valkó 1.27

Jones 1.27

Casos de campo Pozo A

Comparación

t (días)

El pozo B se perforó y terminó con una geometría horizontal en la formación del Cretácico

superior de Eagle Ford, con una profundidad vertical de 8.300 pies y una trayectoria

horizontal de 13,356 pies.

Durante su terminación, se crearon 17 fracturas con 856 pies de largo, 459 pies de altura, y

un ancho media de 0,8 pulgadas.

Historia de presión producción del pozo B Datos generales del pozo B.

VL = 60 scf/ton ρr = 2.8 gr/cm3

PL = 250

SRV = 446 MMft3

T = 207 °F mr = 35280000 Ton

φ = 0.06

Radio del pozo, pie 0.375

Longitud lateral, pie 1837

Espesor, pie 492

Profundidad, TVD, pie 2530

Porosidad (%) (φhc = φef (1-Sw))

6.0

Presión de yacimiento, psia 5,100

Temperatura, °R 667

Compresibilidad del gas, 10-4 psia-1 1.3

Viscosidad del gas, cp 0.0239

Numero efectivo de fracturas 8

Volumen de yacimiento estimulado

(SRV) (MMft3)

445

Datos de desorción

Casos de campo Pozo B

t (días)

Ajuste de declinación Predicción del gasto de gas a 15

años


t (días)

t (días)

Ajuste con el modelo de Fetkovich

Match

Match t = tD = 0

Match q= qDd = 0

b = 0.66

qi = 4.484 MMscf

Di = 0.007500 días-1

Gp = 1.54 Bcf

Modelo Gp (Bscf)

Arps Exp 0.74

Arps Hip 1.55

PLE 1.08

Fun Hip 1.11

Valkó 1.08

Jones 1.08


Comparación

t (días)

t (días)

El pozo C se perforó y terminó con una geometría horizontal en la formación del Cretácico

superior de Eagle Ford, con una profundidad vertical de 5.397 pies y una trayectoria

horizontal de 11270 pies.

Durante su terminación, se crearon 16 fracturas con 528 pies de largo, 380 pies de altura, y

un ancho media de 0,82 pulg

Pressure-production history of Shale B well. General data from Shale B well.

VL = 60 scf/ton ρr = 2.8 gr/cm3

PL = 250

SRV = 446 MMft3

T = 207 °F mr = 35280000 Ton

φ = 0.06

Radio del pozo, pie 0.375

Largo lateral, pie 11,270

Espesor, pie 215

Posoridad(%) (φhc = φef (1-Sw))

6.0

Presión de yacimiento, psia 3294

Temperatura, °R 632

Compressibility del gas, 10-4 psia-1 2.6

Numero efectivo de fracturas 16

Volumen de Yacimento estimilado

(SRV) (MMft3)

671

Datos para la desorción


t (días)

Well Declination Adjustement qg Prediction to 15 years

Field results Well C

t (días)

t (días)

Well C Fetkovich Match

Modelo Gp (Bscf)

Arps Exp 1.07

Arps Hip 5.59

PLE 1.30

Fun Hip 1.56

Valkó 1.13

Jones 2.65

Field results Well B

Match t = tD = 0.21

Match q= qDd = 490

b = 0.061

qi = 2.041 MMscf

Di = 0.002100 días-1

Gp = 1.03 Bcf

Match t = tD = 0.21

Match q= qDd = 490

b = 1.00

qi = 2.041 MMscf

Di = 0.002100 días-1

Gp = 5.17 Bcf

Case 1 Case 2

t (días)

t (días)

Caso con desorción

Para el ajusye se utilizaron los modelos

de Arps and Jones.

Arps Hip

Jones - Arps


𝑚−1

100 𝑚 − 1

𝑞 𝑡 =𝑞𝑖


Casos de campo Pozo B con desorción

t (días) t (días)

Parámetros de ajuste:

Aprs Hiperbolic Model

Free gas Desorption gas

qi [Mscf/d] = 3359 4139 Di [1/d] = 0.0085 0.0078

b = 0.9711 0.8834

Arps Hip Model

𝑞 𝑡 =𝑞𝑖


Arps Hip Model


t (días) t (días)

Free gas Desorption gas

qg [Mscf/d] = 3708 4691

Do [ 1/dm]= 2.6931 2.7394

m = 1.5977 1.5977

Parametros de ajuste

Arps - Jones Model

Jones Model


𝑚−1

100 𝑚 − 1

Model Gpf (Bscf) Gpt (Bscf) ΔGp (%) Arps Exp 0.730 0.891 18 Arps Hip 1.550 1.756 12

PLE 1.078 1.238 13 Fun Hip 0.740 0.885 16

Valkó 1.080 1.239 13 Jones 1.080 1.250 14

General results

Jones Model


t (días) t (días)

Contenido

• Introducción




• Casos de campo

• Conclusiones

• Recomendaciones

Conclusiones

1. Los mejores modelos para la estimación del gasto y la reserva a recuperar son los de

Jones-Arps, PLE y Valkó. Sin embargo, esto puede cambiar en función de las

características de la declinación de cada pozo.

2. Es una condición necesaria que los pozos produzcan en régimen pseudoestable, ya

que de lo contrario los errores en los cálculos y predicciones serán altos.

3. Se confirmó que el gas adsorbido en la formación Eagle Ford en México se encuentra

entre un 15% - 20%, por lo que es importante tener en cuenta al calcular la reserva.

Además de reducir la disminución de la producción de gas desorbido.

4. Al considerar los efectos del gas adsorbido combinado el modelo de Langmuir con los

métodos declinaciones, se obtuvieron resultados más precisos del comportamiento de

producción del pozo, que conduce a estimaciones más optimistas de los volúmenes

de gas que se producirán.

Contenido

• Introducción




• Casos de campo

• Conclusiones

• Recomendaciones

Recomendaciones

1. Para el correcto ajuste de la declinación y predicción de la producción del gas se

requiere obtener los valores correctos de la isoterma de Langmuir y de la presión

de desorción.

2. Para determinar correctamente la declinación del pozo y su reserva, es

recomendable comparar los resultados de los modelos analíticos con los de

balance de materia y Simulación Numérica.

3. En casos en los que la adsorción de gas en la formación este presente, para

mejorar el ajuste de las predicciones de declinación y de producción, es necesario

teniendo en cuenta el tiempo para la desorción de gas, y su factor de

recuperación.

4. Debido a que la formación Eagle Ford no existen altos niveles de gas adsorbido,

se recomienda optimizar los costos de perforación y terminación de pozos.

Análisis de la declinación de la producción en

yacimientos de gas no convencionales,

que presentan contenido de materia orgánica

con gas adsorbido

Congreso Mexicano del Petróleo

Castellanos Páez, Francisco, Arévalo Villagrán, J.A., Guzmán Arévalo,

J.D., PEMEX E&P; Martínez Romero, N., CNH, y Pumar Martínez, F., CBM.



análisis de la declinación de la producción en yacimientos de gas no convencionales, que...

Documents