Gn Arg Geol Ing de Yacim de Gas

7/23/2019 Gn Arg Geol Ing de Yacim de Gas

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INSTITUTO DEL GAS Y DEL PETRÓLEO

FACULTAD DE INGENIERÍA

UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRES

Trabajo PrácticoGeología e Ingeniería de Yacimientos de

Gas

Reservas y Previsión de Producción



Trabajo Práctico Año 2008 Pág.2

INDICE

1. Objetivos………………………………………………………………………3

2. Descripción……………………………………………………………………32.1. Ubicación del Yacimiento…………………………………………...3

2.2. Datos del yacimiento………………………………………………...33. Métodos de Cálculo………………………………………………………….4

3.1. Reservas Volumétricas……………………………………………...43.2. Gas Recuperable………………………………………………...…..43.3. Previsión de Producción…………………………………….………63.4. Pérdida de carga en Tubing…………………………………….…..8

4. Resultados……………………………………………………………………11

Anexos

Anexo I…………………………………………………………………………….13 Anexo II……………………………………………………………………………14 Anexo III…………………………………………………………………………...15 Anexo IV…………………………………………………………………………..17




TRABAJO PRACTICO RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCIÓN

1. OBJETIVOS

• Verificar el comportamiento de la caída de presión del yacimiento para diferentes caudalesde producción.

• Comparar la relación entre los siguientes parámetros: caudal producido, caída de presión enel yacimiento, número de pozos necesarios para satisfacer el caudal producido y el

incremento de presión en superficie mediante la instalación de compresores.• Determinar las presiones promedio de pozo aplicando las ecuaciones proporcionadas para

un determinado caudal producido.

• Conocer la forma de construir y entender mapas geológicos.

• Dimensionar y proponer un sistema de colección de gas natural.

• En base a dos escenarios de demanda asumidos, determinar el mejor escenario para lograrlos más altos ingresos al poner en producción un yacimiento gasífero.

2. DESCRIPCIÓN

2.1. Ubicación del yacimiento

Se trata de un yacimiento gasífero ubicado en la región central de la Cuenca Neuquina,localizado a una profundidad promedio de 2.800 metros bajo boca de pozo (mbbp),cuyo reservorio está compuesto por areniscas.

Las dimensiones aproximadas de la estructura son de unos 13,0 Km. de extensión endirección Norte – Sur y de 14,0 Km. en dirección Este - Oeste, conformando unanticlinal elongado con un cierre de 15 metros y el espesor útil promedio del reservorioes de 7 metros.

La exploración del yacimiento se ha realizado mediante registración sísmica 2D y seis

(6) perforaciones que delimitaron el depósito, cuatro (4) de las cuales fueronproductivas y dos (2) finalizaron estériles.

Con esta información se ha demostrado la existencia de un yacimiento de gas conreservas de aproximadamente 33.000 Millones de m

3 e interesante potencial de

producción.




Cromatografía del Gas

Componente % Molar

N2 1.7

CO2 0.75

CH4 90.97

C2H6 4.47

C3H8 1.25C4H10 0.31

n-C4H10 0.34

i-C5H12 0.09

n-C5H12 0.07

C6H14 0.04

C7H16 0.01

Total 100.0

3. MÉTODOS DE CÁLCULO

3.1. Reservas Volumétricas

( )

g

W R

B

S V G

−=

1..φ Volumen de Gas “in situ”

Donde G= volumen de gas "in situ" en condiciones standard.

• Factor volumétrico del gas,aar

r r ag

Z T P

Z T P B

..

..=

3.2. Gas Recuperable




Tabla Nº 1

Pr Z P/Z Bg G Gp

(Kg/cm2) (Kg/cm

2) (MMMm

3) (MMMm

3)

238 0.9094 261.711 5.071 41.702 0.000

225 0.9032 249.114 5.327 39.695 2.007180 0.8919 201.816 6.576 32.158 9.544120 0.9006 133.245 9.960 21.232 20.471

80 0.9216 86.806 15.288 13.832 27.870

48.8 0.9453 51.624 25.707 8.226 33.476

0 1 0 41.702

79,8%%RENDIMIENTO TEORICO=

( )r a

aa

ab

ab

r

r W RP

T P

T Z

Z

p

Z

PS V G

.

...1.. ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −−= φ

- Calcular el porcentaje de recuperación: 100.%G

G R P=

Donde GP es el Vol. Recuperable y G el Vol. “in situ”

Figura Nº1-A

GAS "IN SITU" Y RECUPERABLE

60

75

90

105

120

135

150

165

180

195

210

225

240

255

270

P r / Z

( K g / c m

2 )




Figura Nº 1-B

CALCULO DE RESERVAS

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0 160.0 180.0 200.0 220.0 240.0 260.0 280.0

Pr /Z

P w s

( K g / c m 2 )

3.3. Previsión de Producc ión

Se han realizado ensayos de producción y mediciones físicas completas sobre los

cuatro (4) pozos productivos del yacimiento, obteniéndose en forma estadística laEcuación de Comportamiento del pozo promedio:

( )nwf ws PPC Q22

. −=

Con esta información se pide determinar la evolución de la producción del yacimiento a

través del tiempo, a medida que declina la presión del reservorio, adoptándosealgunas simplificaciones referentes a los valores de "C" y n", los cuales se consideraránconstantes a través del tiempo.




Pws = Presión estática de fondo de pozo (Presión estática del reservorio).Pwf = Presión dinámica de fondo de pozo.

Con la explotación del yacimiento, la presión estática del reservorio (Pws) irádisminuyendo gradualmente. En consecuencia, se hace necesario definir elcomportamiento del Pozo Promedio del yacimiento a través del tiempo, utilizando laecuación de comportamiento del pozo, es decir, se deberá determinar el caudal de gasque producirá dicho pozo, en distintas Etapas de Explotación y bajo diferentespresiones dinámicas de fondo (Pwf ).

Tabla Nº 2

Q = 73*(Pws2-Pwf 2)0,87

Q Pwf Q Pwf

[Mm3

/d] [K g/Cm2

] [Mm3

/d] [Kg/Cm2

]

0.0 238.0 Pw s 0.0 231.5

409.8 190.4 390.5 185.2

676.0 142.8 644.2 138.9

841.9 100.0 802.3 97.2

931.8 65.0 887.9 63.2

973.4 39.0 927.6 37.9

0.0 225.0 Pw s 0.0 200.5

302.3 190.4 139.3 185.2

577.2 142.8 418.8 138.9

746.5 100.0 585.7 97.2

838.0 65.0 675.2 63.2

880.2 39.0 716.5 37.9

0.0 176.0 Pw s 0.0 148.0

242.4 140.8 56.2 140.8

399.8 105.6 234.8 105.6

498.0 73.9 339.7 73.9

551.1 48.0 395.8 48.0

575.8 28.8 421.7 28.8

0.0 120.0 Pw s 0.0 100.0

124.5 96.0 90.6 80.0

205.3 72.0 149.5 60.0255.7 50.4 186.2 42.0

283.0 32.8 206.1 27.3

205.3 72.0 116.8 72.0

0.0 80.0 Pws 0.0 65.0

61.5 64.0 5.0 64.0

101.4 48.0 52.5 48.0




Se deberán introducir en el Figura N°1 los volúmenes producidos y anualmenteacumulados (Gp), entrando por abscisas y luego de interceptar con la recta graficada,

para obtener los correspondientes valores de Pws/Z, con los que se completará la TablaNº 1. Los valores de Pws correspondientes a cada Pws/Z, serán obtenidos a partir deinterpolación en el Figura Nº1-B.

3.4. Pérdida de carga en Tubing

El punto donde las curvas de contrapresión interceptan las curvas de comportamientodel pozo, se encuentran los caudales potenciales de producción para una determinadapresión dinámica de boca (Ptf ), en función del diámetro del tubing considerado.

La confección de las curvas de contrapresión del tubing se basan en el cálculo depérdidas de carga para distintos caudales, o sea, el cálculo de la presión dinámica defondo (Pwf ), para una Ptf elegida, aplicando la ecuación de Smith.

Pwf 2= (esxPtf 2) +6,67x10-4 ( QTpZp )2 (es-1)f

d5

s= 0,0375 G.L

Tp.Zp

Donde:

Pwf = Presión dinámica de fondo en psia.Ptf = Presión dinámica de boca en psia.e = 2,71828Q = caudal en Mcf/dTp = Temperatura promedio en el tubing ° R (Tp = 614,7 ° R)

Zp = Factor de compresibilidad promedio aritmético reservorio (Zp = 0,9243)d = diámetro interior del tubing

Para tubing de diámetro exterior de 3 ½ “, corresponde diam. Int = 2, 92”G = Gravedad específica del fluido del pozo (G = 0.616)L = Profundidad al punto donde se tomó la Pws, en pies. (2.800 metros x 3,281=9186 8 pies)




Donde:Ptb : Presión promedio en Tubing.

TABLA N°3

Ptb (Kg/cm2) µ x 106 (lb / (ft x seg))110 9,9115100 9,673790 9,475380 9,1583

70 8,920460 8,772250 8,563645 8,5429

Nota: Observar el uso correcto de las unidades

Con las ecuaciones planteadas, calcular las Pwf correspondientes a etapas de

Producción del yacimiento, contemplando al menos las siguientes alternativas:

a) Ptf = 80 Kg/cm2 b) Ptf = 60 Kg/cm2

c) Ptf = 40 Kg/cm2 d) Ptf = 25 Kg/cm2

Tabla Nº 4

Ptf (Psi) Ptf (kg/cm

2

) Ptf (Psi) Ptf (kg/cm

2

)1.137,9 80 853,4 60

Mm3/d MMCf/d u (lb/(ft*seg)) f (Psi) (kg/cm ) u (lb/(ft*seg)) f (Psi) (kg/cm )

25 0,883 0,00000970 0,00576 1416,050 99,558 0,00000898 0,00573 1062,544 74,70450 1,766 0,00000971 0,00551 1418,529 99,732 0,00000899 0,00548 1065,829 74,935

100 3,532 0,00000972 0,00526 1427,970 100,396 0,00000900 0,00524 1078,301 75,812250 8,829 0,00000979 0,00496 1488,995 104,687 0,00000908 0,00494 1157,524 81,382500 17,659 0,00001004 0,00475 1680,427 118,146 0,00000933 0,00473 1394,189 98,021750 26,488 0,00001039 0,00464 1950,937 137,164 0,00000971 0,00462 1709,428 120,1851000 35,317 0,00001078 0,00456 2270,901 159,660 0,00001017 0,00454 2066,146 145,2641200 42,381 0,00001108 0,00452 2549,408 179,241 0,00001055 0,00450 2368,343 166,5111300 45,913 0,00001122 0,00450 2693,887 189,399 0,00001074 0,00448 2523,079 177,3901350 47,678 0,00001128 0,00450 2769,684 194,728 0,00001083 0,00449 2603,823 183,067

Q Pwf Pwf

Representar las curvas de comportamiento del pozo (Tabla Nº 2) y las curvas de( º ) G f ( º )




Figura Nº 2

COMPORTAMIENTO Y CONTRAPRESION DE POZO PROMEDIO

0,000

10,000

20,00030,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

110,000

120,000

130,000

140,000150,000

160,000

170,000

180,000

190,000

200,000

210,000

220,000

230,000

240,000

250,000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300 1350 1400

Q (Mm3/d)

P w f ( k g / c m

2 )

Ptf=80 Ptf=60 Ptf=40 Ptf=25 Pr0=238 Pr1=225 Pp2=180 Pp3=120 Pp4=80 Pp5=50

Con la información disponible, se está en condiciones de preparar la Tabla Nº 5, la cualen función de la producción asumida, permite predecir el número de pozos necesariosperforar cada año para compensar la declinación del yacimiento, atender el incrementode caudal solicitado y asimismo prever el momento en que pudiera requerirse unaplanta compresora de gas, para elevar la presión de boca de pozo a la de tratamiento einyección a gasoducto de transporte.




4. RESULTADOS

Tabla Nº 5

PRONOSTICO DE PRODUCCION SOBRE LA BASE DE LA DEMANDA ANUAL

Ptf Qdemandado

Pws Qpozo prom Pwf Asu mida Qnecesario Qretenido Qcompresor Asu mido Anu al Acu mulad o

(kg/cm2) Mm³/d (kg/cm2) (kg/cm2) MMm3/d MMm

3/d MMm

3/d MMm

3/d MMm

3MMm

3

0 2381 230.3 689.0 124.6 80 3.2 0.2 0.0 3.0 1160.7 1160.7

2 223.3 640.7 121.3 80 3.4 0.2 0.0 3.2 1230.3 2391.03 215.9 589.6 117.9 80 3.6 0.2 0.0 3.4 1304.2 3695.2

4 208.1 537.2 114.7 80 3.8 0.2 0.0 3.6 1382.4 5077.65 199.8 485.0 111.6 80 4.0 0.2 0.0 3.8 1465.4 6543.06 191.0 434.0 108.8 80 4.3 0.2 0.0 4.0 1553.3 8096.37 181.7 381.3 106.2 80 4.5 0.3 0.0 4.3 1646.5 9742.7

8 171.7 386.1 85.2 60 4.9 0.3 0.1 4.5 1778.2 11520.99 161.0 329.9 82.0 60 5.2 0.3 0.1 4.8 1884.9 13405.8

10 149.7 271.4 79.1 60 5.5 0.3 0.1 5.1 1998.0 15403.8

11 137.7 212.8 76.7 60 5.8 0.3 0.1 5.4 2128.7 17532.512 124.7 204.6 54.0 40 6.3 0.3 0.2 5.7 2288.6 19821.013 112.7 154.9 51.7 40 5.8 0.3 0.2 5.3 2128.0 21949.0

14 102.4 115.6 50.2 40 5.0 0.3 0.2 4.5 1806.8 23755.715 93.8 84.2 49.3 40 4.2 0.2 0.2 3.8 1525.7 25281.416 87.0 60.6 48.8 40 3.3 0.2 0.1 3.0 1204.5 26485.9

Caudales Teórico s V requerido teóricoVariables calculadas iteración Año

Inv. de Inv. Mant. Inv. Lineas Inversión Inversiónperforación Pozos Gathering plantas Total

Necesarios Por Perforar Estéril Perforados En producción (USD$) (USD$) (USD$) (USD$) (USD$)0 4 0 4 (6.000.000) - (3.300.713) (22.034.111) (31.334.824) 1 4 0 0 0 4 - (20.000) - - (20.000)

2 4 1 0 1 4 (1.500.000) (20.000) (834.884) - (2.354.884) 3 5 0 0 0 5 - (20.000) - - (20.000)

4 5 1 0 1 5 (1.500.000) (20.000) (846.052) - (2.366.052) 5 6 1 0 1 6 (1.500.000) (40.000) (854.542) - (2.394.542) 6 7 0 0 0 7 - (40.000) - - (40.000) 7 7 1 0 1 7 (1.500.000) (40.000) (861.210) - (2.401.210)

8 8 1 0 1 8 (1.500.000) (40.000) (870.808) - (2.410.808) 9 9 2 0 3 9 (4.500.000) (40.000) (1.775.302) - (6.315.302)

10 11 3 1 4 11 (6.000.000) (60.000) (3.300.713) - (7.285.423)

11 14 2 0 2 14 (3.000.000) (60.000) (1.823.826) - (4.883.826) 12 16 2 0 2 16 (3.000.000) (80.000) (1.874.218) - (4.954.218) 13 18 0 0 0 18 - (80.000) - - (80.000)

14 18 1 0 1 18 (1.500.000) (80.000) (1.004.122) - (2.584.122)

15 19 0 0 0 19 - (80.000) - - (80.000) 16 18 19 - (80.000) - - (80.000)

AñoNº Pozos po r Año




ANEXOS




ANEXO I

INFORMACIÓN GENERAL

a)Demanda asegurada de gas en el mercado.b)Pérdida de presión en planta de 10 kg/cm2.c)Presión de abandono: 45-50 kg/cm2.d)Se asume que el diámetro interior del tubing(2.92”) es el óptimo.e)Máxima cantidad de pozos a perforar por año: 8. Debido a que se utilizará un solo equipo de

perforación.f) Se considera que la perforación de los pozos será realizada un año antes de que seanrequeridos para producción.g)El consumo de gas en cada compresor será considerado un 2 % del gas demandado.h)Asumir dos escenarios de comportamiento de demanda uno favorable al proyecto y otro noesperado para el proyecto.i)Por cada 10 pozos perforados o más se considerará 1 pozo estéril. j)Considerar la relación condensados/gas procesado (GOR)=22000 m3 de gas/m3 de

condensado (GOR Constante).k)El porcentaje de gas retenido con respecto al caudal demandado es del 3%.




ANEXO II

INFORMACIÓN FINANCIERA

a) Se asume que la inversión en perforación será realizada un año antes de su utilización en laProducción de cada año.b) La inversión para construir las plantas de compresión será realizada un año antes de lapuesta en funcionamiento del equipo debido al proceso de licitación y montaje.c) La inversión en perforación y mantenimiento de pozos (workover), esta dada por la cantidadde pozos perforados y la cantidad de pozos en producción respectivamente.d) La inversión en planta de tratamiento será realizada en el año cero.

Datos para cálculo de inversión in icial de Perforación, Líneas de Captación y plantas detratamiento y de compresión

Tabla Nº 6Costo de perforación/pozo: 1,500,000 usd$/pozo

Costo Cañeria e Instal. por diam/Long: 15.0 usd$/"mCosto separador de control 200000 usd$(Considerado por pozo y caudal): 500000 sm3

Mantenimiento de pozos 20000 usd$/oper Work over(20%Pozos)

Costo de planta de Sep. y Tratam. 3000000 usd$(Considerado caudal tratado): 1 MMm3/d

Costo de compresión 1500 usd$/HP

Usando el plano de ubicación de pozos y dependiendo de la ubicación propuesta de la plantade separación primaria y tratamiento, se deberá calcular la longitud total de cañería que seusará para el sistema de captación. Asimismo, se calculará la longitud de la cañería principalhacia la planta de tratamiento, que para nuestro caso particular estará ubicado fuera delyacimiento. Para el cálculo del baricentro del sistema de colección(manifold) se usarán laspresiones en boca de pozo(Ptf ), los caudales de pozo promedio(Qpozo prom) y las coordenadasdeterminadas en la Figura Nº3(Ver Anexo III).

Asumir para la inversión y costos de la línea de captación y compresión:

Inversión inicial estación de regulación y medición: 400.000 usd$. Costo operativo y mantenimiento Anual: 2% Costo de inversión en Líneas de Captación,

solo a partir del 1º año




ANEXO III

INFORMACIÓN TÉCNICA

Potencia de compresores

P(HP)= 0,001575*10^6*Qst*Z*(T+273)*(k/k-1)*((P2/P1)^(K-1/K)-1)/nc

Donde:Qst : M Sm3/dZ : Factor de compresibilidadT : Temperatura del gasK : Cp/CvP1, P2 : Kg/cm2 Anc : Rendimiento del compresor

Simplificando:P(HP)= Krc*Qst

Krc = f(Rc)

Rc = P2/P1

Donde:Qst : MM Sm3/dKrc : HP/ M m3/d

Rc Krc(HP/MMm3/d)

1.2 314

1.3 456

1.4 589

1.5 7151.6 8351.7 949

1.8 1058

1.9 1163




Dimensionamiento de Flowlines

Cálculo del diámetro de cañerías de colección(Ecuación de Panhandle)

1759.0

206.0

2

2

2

1

412.03819.0

*8133.7 S PP

LZ T

T

P

E

Q D aa

b

b

⎟⎟ ⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−⎟⎟ ⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ =

Donde:

D: Diámetro interior(mm)Q: m3/d(Condiciones estandar)E: Factor de Eficiencia(0.90)Pb: Presión a condiciones estandar(KPa)Tb: Temperatura a condiciones estandar(K)Ta: Temperatura promedio gas(K)

L: Longitud cañería(Km)Za: Factor de compresibilidad a condiciones promedio.P1: Presión aguas arriba(KPa)P2: Presión aguas abajo(KPa)S: Gravedad específica gas(daire=1)Pa: Presión promedio(KPa)Pa= 2/3 (P13-P23)/(P12-P22)

Pérdida de carga máxima en cañerías de gas

∆P= 0.27 Kg/cm2 / 100 m

Notas:

• Las líneas de captación secundarias(Desde el pozo a la línea principal) podrán ser entre

2” hasta 8”.• Las líneas de captación principales podrán ser desde 8” hasta 16”.• Usando el plano de ubicación de pozos y dependiendo de la ubicación propuesta de la

planta de separación primaria y de tratamiento, se deberá calcular la longitud total decañería que se usará para el sistema de captación. Asimismo, se deberá calcular lalongitud de la cañería principal hacia la planta de tratamiento Para el cálculo del




ANEXO IV

INFORMACIÓN PARA UBICACIÓN DE POZOS EN MAPAS GEOLÓGICOS

Supóngase el hipotético caso en el que se decida perforar pozos para determinar la extensióndel yacimiento en mención. Los datos correspondientes a la ubicación y características de los21 primeros pozos perforados para el desarrollo del yacimiento serían:

Tabla 7

Pozo Cota mbbp mbnm Espesor útil(m)1 187 2784 -2597 3,52 195 2880 -2685 5,53 201 2900 -2699 0,04 191 2815 -2624 7,05 217 2795 -2578 8,56 201 2830 -2629 0,0

7 196 2870 -2674 5,48 190 2766 -2576 6,89 221 2674 -2453 11,510 185 2790 -2605 6,011 196 2730 -2575 0,012 202 2772 -2570 12,213 194 2781 -2587 6,8

14 206 2790 -2584 5,015 199 2807 -2608 6,516 208 2695 -2487 7,917 196 2760 -2564 4,018 199 2875 -2706 10,519 181 2867 -2686 4,520 193 2773 -2580 3,621 169 2875 -2706 0,022 193 2680 -2487 9,523 192 2875 -2683 3,9

Donde:mbbp: Metros bajo boca de pozo.mbnm Metros bajo nivel del mar.



FIGURA Nº 3. Escala Mapa Ubicación Pozos 1 : 70.000

Gn Arg Geol Ing de Yacim de Gas

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