iapg - 3er congreso de produccion mendoza 19, 20, 21, 22 de septiembre 2006

IAPG- 3er CONGRESO DE

PRODUCCION

Mendoza 19, 20, 21, 22 de Septiembre

2006

““MAS RESERVAS, UN TRABAJO MAS RESERVAS, UN TRABAJO

DE TODOS”DE TODOS”

“Producción de Gas en Arenas

de Baja Permeabilidad,

Tight Gas Sand,

Experiencias y Oportunidades”

Mendoza, 20 de Septiembre del 2006

Juan Moreyra

PRIDE-San Antonio

INDICE 1INTRODUCCIÓN

INDICE 2DESAFIOS

INDICE 3

INDICE 4

DEFINICIONES

INDICECONCLUSION FINAL 6

INTERROGANTES

INDICEDESARROLLO Y ANALISIS 5

Desafíos Desafíos

“El desarrollo en Argentina de

estos Recursos presenta uno de

los desafíos más importantes que

tenemos hoy quienes

participamos del proceso de

exploración y desarrollo de estas

reservas”.

Definiciones Definiciones

En USA el Gobierno, definió políticamente a los “ Tight Gas Reservoir cuando la permeabilidad es ≤ de 0,1 md”

Hoy en día la definición es función de muchos factores a saber:

• Espesor Permeable

• Porosidad

• Presión de Reservorio

• Temperatura de Reservorio

• Heterogeneidad del Reservorio

• Modelo Geológico

• Daño


K.H.(Pi2-Pwf2) Qg =

Re1422.Z.µ.T

. [Ln -0,75+(S+D.Qg)]

Rw


Otros dicen que la mejor definición de Tight Gas Reservoir es:

“Aquel Reservorio que no puede producir a un Caudal Económico ni recuperar un volumen económico de gas natural, a menos que el pozo sea estimulado por un gran tratamiento de fracturación hidráulica o producido por el uso de un pozo horizontal o multilateral”

Mr. S. Holditch expreso:

“ No hay un Tight Gas Reservoir típico, puede ser de poca o mucha profundidad, alta o baja presión, alta o baja temperatura, reservorio continuo o lenticular, homogéneo o fracturado naturalmente, de una sola capa o varias”.


“Incremento de Productividad: Aquellas que producen gran incremento de radio efectivo”

1. Fracturacion Hidraulica

2. Pozos Horizontales

3. Pozos Horizontales Fracturados

4. Pozos multilaterales

Tecnologías Utilizadas Tecnologías Utilizadas

1.¿Cual es la real incidencia que tiene la Tecnología y Cual es la que tiene el precio?

2.¿Son solamente estos factores los que inciden o existen otros en la ecuación Técnico – Económica?

3.¿Es posible que las tecnologías probadas no hayan sido aplicadas y/o seleccionadas eficazmente?

Interrogantes Interrogantes

4.¿Hemos evaluado bien nuestros modelos para la aplicación de las tecnologías mencionadas?

5. Teniendo en cuenta que estos reservorios solamente producen por la aplicación de tecnologías que aumentan el radio efectivo, ¿hemos sido capaces de optimizar los procesos previos que llevan a poder aplicar estas tecnologías?


¿Será necesario que rompamos ¿Será necesario que rompamos barreras paradigmáticas para barreras paradigmáticas para poder avanzar y mejorar la poder avanzar y mejorar la parte de la ecuación que a la parte de la ecuación que a la tecnología le compete, para tecnología le compete, para aproximarnos a proyectos aproximarnos a proyectos rentables?rentables?


RespuestasTecnico-Economicas RespuestasTecnico-Economicas

U$S 7,94/8,58 MMBTU en USA

U$S 1,45/1,5 MMBTU en Argentina

Diferencia del 547/570 %

Respuestas Respuestas

Siendo la Fracturación Hidráulica una de las Tecnologías mas utilizada para dar con producciones económicamente rentables en tight gas reservoir en los países mencionados, en Argentina ¿Deberíamos analizar estos factores?

• Agentes de Sostén (Resistencia y Conductividad), Mayor vs Menor Calidad

• Fluidos de Fractura

Respuestas Respuestas

Las respuestas a las preguntas 3 y 4

están muy ligadas entre si:

3. Tecnologías aplicadas

4. Evaluación de Modelo Geológico

Aplicación de las tecnologías adecuadamente


CASO 1: Fracturamiento Hidráulico



CASO 2: Pozos Horizontales vs Fractura Hidráulica

Definición “ Complejidad del Modelo” Definición “ Complejidad del Modelo”

RESERVORIOS HETEROGENEOSRESERVORIOS HETEROGENEOSVERTICAL Y AREALMENTEVERTICAL Y AREALMENTE

FRACTURA HIDRAULICA

POZO HORIZONTAL

Definición “Complejidad del Modelo” Definición “Complejidad del Modelo”

Consideraciones del Reservorio Consideraciones del Reservorio

Geología:

• Comprensión de la características geológicas de la formación en lo tectónico y estructural de las cuencas.

• Gradientes regionales de presión y temperatura

• La estratigrafía de la cuenca y su influencia en la perforación, evaluación, terminación y actividades de estimulación como así del análisis de factibilidad de proyectos con pozos horizontales.

“ Factores de Influencia” “ Factores de Influencia”

Fuere la situación que se diere para definir el comportamiento de Tight Reservoir, evidentemente “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.

“Tecnología Convencional” “Tecnología Convencional”

¿Es la tecnología Convencional ¿Es la tecnología Convencional Moderna de Evaluación de Moderna de Evaluación de Formaciones disponible Formaciones disponible suficiente?suficiente?

¿o necesitamos algo mas, ¿o necesitamos algo mas, especialmente en tiempos de especialmente en tiempos de delimitación de los campos? delimitación de los campos?

Tecnología Convencional Tecnología Convencional

“Productividad” “Productividad”

Productividad Baja en Tight Reservoir

“Por lo general coexisten potenciales problemas de daños inducidos en la Perforación convencional (OBD) y en la Terminación, con bajas capacidades de flujo del reservorio, siendo estas ultimas las que definen la baja Productividad”.

Productividad Baja en Tight Reservoir

“Pero el daño durante la perforación o la terminación convencional, no permite evaluar bien los verdaderos potenciales y no permite seleccionar bien las mejores zonas”.

“Productividad” “Productividad”

Respuesta Respuesta

Respecto a la pregunta 5, la respuesta pasa por pensar que “Idealmente la mayor cantidad de recursos deberían ser destinados a generar mayor radio efectivo en el pozo, pensando en la optimización de las otras etapas que componen el proyecto”

Mejora de la Evaluación del reservorio Mejora de la Evaluación del reservorio

“Experiencias en Argentina con pozos Exploratorios Profundos”.

• Se han perforado mas de 11 pozos en UBD o NBD en Tight Gas Reservoir

• Experiencia bastante particular de Argentina en estos reservorios


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

Pro

gra

mm

ed

, R

ea

l a

nd

UB

D

de

pth

(m

)

WELLS

DRILLING DEPTH

UBD OBD


Resultados: “Experiencias en Argentina con pozos Exploratorios Profundos”.

• Detección de los mejores niveles utilizando UBD.

• Presencia de Capas Geopresurizadas (HP)

• Mejor Evaluación del potencial dinámico de la misma.

• Selección de los niveles aptos para Estimular, simplificando la terminación.

• Mejor comprensión de los potenciales daños en capas HP

Tecnologia UBD - Login Convencional Tecnologia UBD - Login Convencional

GR Sw GR Sw Tot. VOL. SHALETot. VOL. SHALE

CAPA HP

Field Test 1

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

36

30

36

40

36

50

36

60

36

70

36

80

36

90

37

00

37

10

37

20

37

30

37

40

37

50

37

60

37

70

37

80

37

90

38

00

38

10

38

20

38

30

38

40

38

50

38

60

38

70

38

80

38

90

39

00

39

10

39

20

DEPTH ( m )

Qg

( m

3/d

)Uper Layer "A"

Lower Layer "B"

Field Test 2

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

DEPTH ( m )

Qg

(m

3/d

)

Production transient

Field Test 3

0

5

10

15

20

25

30

2550 2600 2650 2700 2750 2800 2850 2900 2950

DEPTH (m)

050010001500200025003000350040004500500055006000650070007500

Qg (Mm3/d)DQg

Pwfwd (psia)PwsPhidr(1.8)Phidr( 1,03)PwsFMT

Pws (psia)

Bit change trepano

Grupo CuyoLa Manga

Trans. 1

Trans. 2

Trans. 3

Tecnologia UBD “Dynamic Evaluation While Drilling”

Tecnologia UBD “Dynamic Evaluation While Drilling”

MATCH PARAMETERS

PERMEABILITY MATCH - STEADY ESTATE

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

0 2 4 6 8 10 12 14 16TIME (hs)

Qg

(m

3/d

)K = 0,025 mdPwf = 3770 psiaPws =7070 psia

FIELD TEST

ANALITYCAL MODEL

“Correlación en Profundidad de la Información de Presiones”

“Correlación en Profundidad de la Información de Presiones”

FIELD TEST 2 " STATUS OF GRADIENTS "3300

3400

3500

3600

3700

3800

3900

4000

4100

4200

0 2000 4000 6000 8000 10000Pw ( psi )

DEP

TH (

m )

Grad. 0.67psi/ft FMT Static pressure

Simulator Dinamic Pressure

Layer 1

Field Test 1

0100020003000400050006000700080009000

10000

0 100000200000 300000400000500000600000700000800000900000 1E+06

Qg ( m3/d )

Pw

( p

sia

)

Pc

on

f. (

ps

ia )

Presión Hidrostática

Zona de presiones anormales

12 mm Limpieza posfractura

Zona de presiones normales12 mm8 mm6 mm

4 mmPrefractura

Perforación Desbalance

6 mm10 mm

14 mm8 mm

“Análisis comparativo durante la

perforación y terminación del pozo”

Generación de Daño Dinámico en Generación de Daño Dinámico en Reservorio GeopresurizadoReservorio Geopresurizado

rrw

Pp

Pp Pp

ESQUEMA DE COMPLETACIÓN

Pp

rrw

Pp Pp




rrw

Pp Pp

Pp

Pwf


Pp

rrw

Pp Pp

Pp

Pwf



Consideraciones del Reservorio Consideraciones del Reservorio

Difícultad para Evaluar la Continuidad del Reservorio:

• Área y forma de los Tight Reservoir. Las formas son siempre estimadas y por lo general no responden a figuras regulares

• A diferencia de los reservorios continuos donde depende de la cantidad de pozos y la medida del tratamiento de fractura, en los limitados dependerá del tamaño de la lente o compartimento.

• Se requieren tiempos importantes para ver condiciones de borde.

Baja K y Alta Viscosidad

Area de drenaje Reservorio Continuo Area de drenaje Reservorio Continuo

Muy Baja K

Buena KBuena K

Tight Reservoir

Area de drenaje Reservorio Compartimentalizado

Area de drenaje Reservorio Compartimentalizado

ISOCRONO DE TOPE DEL COMPLEJO

N

S

Tiempos Importantes para ver Limites Tiempos Importantes para ver Limites

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Pre

ssu

re (

psi

a)

Elapsed time (hrs)

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

Ga

s R

ate

(S

m3

/D)

Pressure History

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Pre

ssu

re (

psia

)

Elapsed time (hrs)

Simulation (Constant Skin) - Flow Period 45

Reservorio Continuo

Tiempo de Producción = 269 días

Reservorio Limitado

Área Drenada = 285 acres

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Pre

ssu

re (

psia

)

Elapsed time (hrs)

Simulation (Constant Skin) - Flow Period 45

Tiempo de Producción = 269 días

0,1

1

10

100

1000

10000

100000

1000000

10000000

0,00001 0,0001 0,001 0,01 0,1 1 10 100 1000 10000 100000 1000000

nm

(p)

Ch

an

ge

an

d D

eri

va

tive

(p

si)

Normalised Pseudo-time (hrs)

Log-Log Match - Flow Period 45

Tiempos Importantes para ver Limites Tiempos Importantes para ver Limites

“Fracturación Hidráulica” “Fracturación Hidráulica”

• Ha sido y será la tecnología que ha permitido alcanzar niveles de productividad aceptables económicamente en Tight Reservoir en otros países (USA, Canadá, México, Etc.)

• En Argentina hay variadas experiencias de Fracturación en Tight reservoir, pero tenemos escasas líneas de referencias independientes de las producciones de estos campos que puedan servirnos como base para medir:

Las capacidades reales actuales y potenciales de los mismos

La incidencia de las mejoras tecnológicas introducidas

Definición “ Complejidad del Modelo” Definición “ Complejidad del Modelo”

“Cuando los reservorios tienden a

ser homogéneos e isótropos, el

concepto de contraste prevalece,

sobre el de vinculación y las

predicciones de producción

comienzan a ser de menor riesgo

en la evaluación del potencial”.

interrogantes Adicionales interrogantes Adicionales

1. ¿En cuantos proyectos estamos realmente en conocimiento de cual es la máxima capacidad del pozo?

2. ¿Al no saber lo anterior como podemos saber si la producción corriente es menor y por cuanto?

3. ¿Respecto a que nivel de referencia histórico podemos pensar en mejorarla?

4. ¿Cual será el costo para lograrlo?, probablemente muy alto tomando solamente lo que se hace en los países con historia.

Incidencia de la Tecnología Incidencia de la Tecnología

Proppant Placement

Máxima Capacidad del Pozo

Potencial de Mejoramiento con Fracturas Hidráulicas

From M. Eberhard et al.


¿Será necesario que rompamos

barreras paradigmáticas para poder

avanzar y mejorar la parte de la

ecuación que a la tecnología le

compete, para aproximarnos a

proyectos rentables?


Evaluación de Potencial:

• Las técnicas Convencionales de Registros (incluye los post-frac)

• Los métodos convencionales de Terminación

• Las técnicas de Transient Pressure Análisis

• La perforación en desbalance


Fracturamiento Hidráulico:

• Las técnicas de fracturamiento

• Los fluidos utilizados

• Los agentes de sostén utilizados


EFECTO DEL USO DE DIFERENTES AGENTES DE SOSTEN

K= 0,3 md, Pws=8200 psi, Prof= 3800 m, h= 10 m

0

10000000

20000000

30000000

40000000

50000000

60000000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

TIEMPO (Dias)

Acu

mu

lad

a d

e G

as (

m3)

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

800000

900000

1000000

Pro

du

ccio

n G

as (

m3/

d)

Carbolite

Unimin 20/40

Cheford 20/40

Tempered 70/40

Xf = 260 ft




0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

TIEMPO (Dias)

Acu

mu

lad

a d

e G

as (

m3)

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

Pro

du

ccio

n G

as (

m3/

d)

Carbolite 20/40

Unimin 20/40

Cheford 20/40

Tempered 70/40

Xf = 260 ft

Xf = 500 ft




0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

TIEMPO (Dias)

Acu

mu

lad

a d

e G

as (

m3)

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

Pro

du

ccio

n G

as (

m3/

d)

Carbolite 20/40

Unimin 20/40

Cheford 20/40

Tempered 70/40

Xf = 500 ft

Xf = 300 ft


K= 0,01 md, Pws=6000 psi,Prof= 3750 m, h= 10 m

Opción capa sin confinamiento (1)

Vol.Tratamiento : 1.000 m3Ag. Sostén Total: 5.750 sacos Potencia: 3.890 hhpResultados del TratamientoNumero 1Long. Empaq. (Xf) (ft):

450Altura de la Fract. (ft):

620Conc. Areal prom.(lb/ft2): 1.3


K= 0,01 md, Pws=6000 psi,Prof= 3750 m, h= 10 m

Opción capa con confinamiento (2)

Vol.Tratamiento : 485 m3Ag. Sostén Total: 2.500 sacos Potencia: 3.890 hhpResultados del Tratamiento numero 2

Long. Empaq. (Xf) (ft): 450

Altura de la Fract. (ft): 260

Conc. Areal prom.(lb/ft2): 1.3


0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

Co

sto

s A

gen

te S

ost

en(%

)

Cerámico 1racalidad

Cerámico 2dacalidad

Bauxita ArenaResinada

Arena 1raCalidad

Arena 2daCalidad

Agente de Sosten

Costos Relativos Agente de Sosten 20/40


2500/5750 bolsas

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Co

sto

To

tal

Tra

tam

ien

to (

%)

Cerámico 1racalidad

Cerámico 2dacalidad

Bauxita ArenaResinada

Arena 1raCalidad

Arena 2daCalidad

Agente Sosten

Incidencia del Costo del Agente Sosten respecto al Costo Total Tratamiento 1 y 2


Pozos Horizontales: “Si consideramos

las razones, el 75 % han sido hechos

para interceptar fracturas naturales y

un 11 % para mejorar la recuperación”


•Pozos Horizontales: No se ha utilizado en Argentina en zonas de Tight Reservoirs, la experiencia adquirida en pozos verticales, combinando con la tecnología UBD y las tecnologías de :

• Pozos multilaterales

• Pozos multibranch


“La experiencia adquirida en perforar

mas rápido y evaluando, en UBD debe

ser considerada para estos proyectos”

Formación Tramo

Perforado

ROP

(m/hs)

Tiempo

(Días)

Trepano Lodo

Densidad

Punta

Rozada

3300/3846

8 1/2”

2,5

5

15 Tricono PHPA

1210 g/l

Molles 4000/4300

6”

1,3

2,7

8 Tricono PHPA

1170 g/l

Nuevo interrogante Nuevo interrogante

¿Se podrían utilizar estas experiencias y tecnologías mencionadas?, para alcanzar:

• Pozos horizontales de gran longitud efectiva, perforados en UBD

• De varias ramas (bifidos) que compensen con varios brazos, una mayor superficie a drenar.

• Completando open hole

• En un tiempo menor


Comparacion de Anisotropias en pozos HorizontalesK=0,01, Pws=6000 psi, h=10 m, Lh=500 m

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

7000000

8000000

9000000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Tiempo (Dias)

Acu

mu

lad

a d

e G

as (

M3)

0

100000

200000

300000

Pro

du

ccio

n d

e G

as (

M3/

d)

Ky/Kx=1, Kv/Kh=10

Ky/Kx=2, Kv/Kh=10

Ky/Kx=0,5, Kv/Kh=10

Ky/Kx=1, Kv/Kh=0,1

Ky/Kx=1, Kv/Kh=0,01


Comparacion de Anisotropias en pozos Horizontales con Fracturas de Xf=500 ft

K=0,01, Pws=6000 psi, h=10 m, Lh=500 m=1640 ft

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

7000000

8000000

9000000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Tiempo (Dias)

Ac

um

ula

da

de

Ga

s (

M3

)

0

100000

200000

300000

Pro

du

cc

ion

de

Ga

s (

M3

/d)

Ky/Kx=1, Kv/Kh=10

Ky/Kx=2, Kv/Kh=10Ky/Kx=0,5, Kv/Kh=10

Arena Resinada 70/40

Ceramico 1ra Calidad 20/40

Ky/Kx=1, Kv/Kh=0,1Ky/Kx=1, Kv/Kh=0,01

Xf=500 ft

Lh=1640 ft


Producción Acumulada de Pozo Horizontal vs Horizontal Fracturado

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

7000000

8000000

9000000

0 50 100 150 200 250 300 350

Tiempo (Dias)

Ac

um

ula

da

de

Ga

s (

M3

)

Sin frac 3 Fracs 6 Fracs 10 Fracs

RespuestasTecnico-Economicas RespuestasTecnico-Economicas

El Triangulo de Recursos (J. Masters y J. Gray)

Situación en Argentina

Tight Gas Reservoirs

Production Reservoirs

Precio Actual

Precio Futuro

Tecnología Actual Probada

Nuevas Tecnologías, Actuales Probadas y a probar

Conclusion Final Conclusion Final

• No vamos a explicitar conclusiones, las ideas revisadas, la mayoría conocidas y otras experiencias menos difundidas, fueron expuestas.

• Cada uno de los que participamos desde el puesto de trabajo que le toque estar, analizara y concluirá para cada caso en particular.

• El intercambio de experiencias e ideas nos permitirá a los técnicos llegar a tener un dominio mucho mas claro de lo que realmente podemos alcanzar con las diferentes tecnologías.

Muchas gracias

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