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)

Modelado 3D

Modelo estático

construido.

Comienza simulación

dinámica.

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)