Informe: ICH  CAMPO MAY.

En el siguiente informe se presenta el análisis de los datos de producción

registros de presión de fondo fluyendo y registros de presión de fondo cerrado;

con el objetivo de estimar el volumen de gas inicial y de condensado. El campo

May está constituido principalmente por dos yacimientos, JSK y Cretácico.

Como primer punto se presenta el análisis y resultados obtenidos para el

yacimiento cretácico, por lo cual, iniciamos con una breve descripción del

yacimiento cretácico del campo May. En la figura 1 se presenta la configuración

estructural del campo May, así como algunos datos generales de interés para

proceder al análisis de la información.

Figura 1.1.- Mapa estructural cretácico del campo May

Informe: ICH  May cretácico, es un yacimiento de gas y condensado con una densidad de 43°

API. La presión de rocío es de 395 kg/cm2 (5616.9 psi), actualmente la presión del

yacimiento está por encima de la presión de rocío. La historia de producción del

campo May (cretácico) inicia en febrero del 2005 con el pozo May 1 y

posteriormente se incorporaron los pozos, May DL1, May 51, May 108, y May 113.

En la figura 1.2 se presenta la historia de producción de May cretácico.

Figura 1.2.- Historia de producción cretácico, campo May

Es importante mencionar que el total de gas producido Qg, considera el gas libre

producido mas el equivalente en gas del condensado (EGC) producido en

superficie; esto es factible debido a que dadas las características del yacimiento la

presión del yacimiento aún está por encima de la presión de rocío por lo cual se

puede considerar que existe una sola fase en el yacimiento. La equivalencia en

Informe: ICH  gas del condensado se obtuvo con la siguiente expresión: EGC= 657 PCS/BL; la

cual es válida para un condensado de 43° API.

ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN.

De acuerdo a la información de que se dispone, es decir, datos de producción del

cretácico, registros de presión de fondo cerrado y registros de presión de fondo

fluyendo, el volumen de gas se estimó con el uso curvas de declinación mediante

el análisis de los datos de producción (Qg) del yacimiento cretácico y el registro

continuo de presión de fondo fluyendo del pozo May 108 y del May 37, los cuales

tienen sensor permanente. Por otra parte también se realizó otro cálculo con el

ajuste de los datos de presión de fondo cerrado y de fondo fluyendo en base a

parámetros del yacimiento y la historia de producción del gas y condensado del

cretácico. Tanto los datos de presión de fondo fluyendo y cerrados se llevaron al

plano de referencia el cual es 5325 mvbnm.

Un parámetro importante en la estimación del volumen inicial es la compresibilidad

total del sistema, la cual se puede representar para nuestro caso como Ct= Sgcg

+SwCw+Cf(m+s), de los cuales la compresibilidad de la formación matriz y fracturas

(Cf(m+s)) es un parámetro que depende del tipo de roca principalmente y de las

condiciones de presión; para el caso del May cretácico se trata de un yacimiento

constituido por carbonatos con porosidad primaria y secundaria. Estimar la Cf(m+s)

no es tarea sencilla. Para el presente estudio se considera un valor de

compresibilidad matriz fractura de: Cf(m+s)= 40 x 10-6 (psi)-1. Este valor se basa en

los comentarios y experiencia del Dr. Fernando Samaniego V., profesor del

posgrado en la Facultad de Ingeniería UNAM.

Informe: ICH  

A) Análisis de la información mediante curvas de declinación.

El análisis de datos de producción mediante curvas de declinación es factible

debido a que los datos de producción del cretácico del campo May presentan ya

una declinación a partir de julio de 2007 a la fecha. Los datos de Qg y presión de

fondo fluyendo de May cretácico (pozos 108 y 37), se presentan en la figura 1.3.

Figura1.3.- Historia de producción y presión de fondo fluyendo, May Cretácico.

Diagnóstico:

Del análisis de los datos de producción si analizamos la figura 1.4, se observa una

tendencia lineal durante la etapa de declinación de la producción, y cuando en una

gráfica semi-logarítmica se observa una tendencia lineal, se puede concluir que la

producción declina exponencialmente, es decir:

tD

igieq)t(q −=

Informe: ICH  

Figura1.4.- Gráfica de diagnóstico para el tipo de declinación.

Datos para análisis:

Temperatura de yacimiento Ty= 309 (°F)

Presión inicial Pi= 11916 (psi)

Espesor h= 458.7 (pie)

Porosidad φ = 0.04 (fracción)

Saturación de agua Sw= .25 (fracción)

Compresibilidad total Ct= 6.81x10-5 (psi)-1

Densidad relativa del gas ρg = 0.965

Resultados

Informe: ICH  

Figura 1.4.- Ajuste mediante curvas tipo Blasingame de los datos de producción.

Del ajuste de los datos se obtuvieron los siguientes resultados:

Permeabilidad k= 4.68 (md)

Factor de daño s=4.25 (adim)

Volumen de gas inicial total G+EGC= 361.95 (Bscf)

Informe: ICH  

Figura 1.5.- Ajuste mediante curvas tipo Agarwal and Gardner

Del ajuste de los datos se obtuvieron los siguientes resultados:

Permeabilidad k= 4.48 (md)

Factor de daño s=4.292 (adim)

Volumen de gas inicial total G+EGC = 334.43 (Bscf)

B) Análisis de la información mediante el ajuste de presiones de fondo cerrado

y de fondo fluyendo a partir de parámetros del yacimiento.

A continuación se presenta como un método alternativo el cálculo del volumen de

gas inicial total (G + EGC) en base a datos de presión de fondo cerrado y la

producción de May cretácico. Para este caso se sincronizaron los datos de presión

y producción tal como se muestra en la figura 1.6.

Informe: ICH  

Figura 1.6.- Historia de presión de fondo cerrado, fluyendo y gasto de gas, May

cretácico.

Datos para análisis:

Espesor h= 458.7 (pie)

Porosidad φ = 0.04 (fracción)

Saturación de agua Sw= .25 (fracción)

Compresibilidad total Ct= 6.81x10-5 (psi)-1

Densidad relativa del gas ρg = 0.965

Permeabilidad k= 4 (md)

Al observar el comportamiento de los datos de presión de fondo cerrado se infiere

que el yacimiento se comporta como un sistema cerrado (yacimiento de

comportamiento finito), por tal razón, se asigna un área de drene rectangular

Informe: ICH  cerrada; mediante un proceso iterativo de la variación del área se logra un ajuste

razonable de los datos de presión, ver figura 1.7.

Figura1.7.- Ajuste del comportamiento de presión de fondo de May cretácico.

Resultados del ajuste:

Volumen de gas inicial total G+EGC = 464.96 (Bscf)

Presión inicial Pi=11704.6 (psi)

Informe: ICH  RESUMEN DE RESULTADOS, CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES:

• Las dos primeras técnicas proporcionan resultados similares para el

volumen total inicial de hidrocarburos en fase gaseosa (Gas + EGC); sin

embargo para el ajuste de RPFC se observa un diferencia de casi 103 bscf

y 130 bscf; considero es que es debido a que, lo que principalmente se trata

de ajustar son los RPFC en lugar de RFF. Los RPFC dependen del tiempo

de estabilización y de las condiciones de daño y almacenamiento de cada

medición de presión, para éste caso se consideró un tiempo de cierre

promedio de 8 hrs.

Método G+EGC (bscf)

Curva tipo Blasingame 361.95

Curva tipo Agarwal 334.43

Ajuste de RPFC 464.96

• Discretizando los fluidos (gas y condensado), se obtienen los siguientes

volúmenes de gas y de condensado:

Método G+EGC (bscf)

GIP (bscf)

Condensado (MM STB)

Curva tipo Blasingame 361.95 316.5 69.25 Curva tipo Agarwal 334.43 292.4 63.98 Ajuste de RPFC 464.96 406.5 88.95

• Uno de los parámetros de mayor peso en la estimación de volúmenes es la

compresibilidad de la formación; por lo cual sería recomendable siempre

evaluarla in situ mediante pruebas de interferencia bien diseñadas y realizar

las en la etapa inicial de explotación para afectar en lo mínimo cambios

fuertes en la distribución de saturación de fluidos.

• Para obtener mejores resultados en el caso de análisis de datos de

producción es recomendable tener Pwf = constante.

Informe: ICH  

• Referencias

1. Craft, B. C. and Hawkins, M. F.: “Applied Petroleum Reservoir Engineering,”

Prentice-Hall, Inc., Englewood Cliffs, N. J., (1959).

2. Ram G. Agarwal, David C. Gardner.: “Analyzing Well Production Data Using

Combined-Type-Curve and Decline-Curve Analysis Concepts”. SPE

(October,1999) 478-486.

3. Blasingame, T.A; McCray, T.L; Lee, W.J: "Decline Curve Analysis for Variable

Pressure Drop/Variable Flowrate Systems," paper SPE 21513 presented at the

SPE Gas Technology Symposium, 23-24 January, 1991.