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EVALUACIÓN DE LA PRODUCTIVIDAD DE ARENAS ALTAMENTE COMPACTADAS ( TIGHT )

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO. EVALUACIÓN DE LA PRODUCTIVIDAD DE ARENAS ALTAMENTE COMPACTADAS ( TIGHT ) DEL CAMPO DE GAS YUCAL-PLACER, EDO. GUÁRICO - VENEZUELA. TUTOR ACADÉMICO: Dr. Martín Essenfeld TUTOR INDUTRIAL: Ing. Atilio Malavé, MS. Realizado por: William Niño.

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EVALUACIÓN DE LA PRODUCTIVIDAD DE ARENAS ALTAMENTE COMPACTADAS ( TIGHT )

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  1. TRABAJO ESPECIAL DE GRADO EVALUACIÓN DE LA PRODUCTIVIDAD DE ARENAS ALTAMENTE COMPACTADAS (TIGHT) DEL CAMPO DE GAS YUCAL-PLACER, EDO. GUÁRICO - VENEZUELA TUTOR ACADÉMICO: Dr. Martín Essenfeld TUTOR INDUTRIAL: Ing. Atilio Malavé, MS Realizado por: William Niño Caracas, Noviembre 2003

  2. CONTENIDO OBJETIVOS INFORMACIÓN DEL CAMPO FUNDAMENTOS TEÓRICOS SIMULACIONES REALIZADAS PRUEBAS DE POZO POZO P1-01 POZO P1-02 POZO P1-03 CONCLUSIONES RECOMENDACIONES 2

  3. OBJETIVOS GENERAL: • Evaluar, mediante los resultados obtenidos en los pozos P1-01, P1-02 y P1-03, la productividad de las arenas altamente compactadas del Campo de gas Yucal-Placer, Edo. Guárico - Venezuela ESPECÍFICOS: • Estudiar la posibilidad de producir en conjunto (commingled) las arenas M-7 y M-8 • Evaluar los resultados de las pruebas de los pozos P1-01, P1-02 y P1-03 3

  4. YUCAL-1 PLACER-1 INFORMACIÓN DEL CAMPO DATOS HISTÓRICOS Explotación entre 1950 y 1989 37 pozos en el campo Producción acumulada de 142 MMMPCN 4

  5. YUCAL-1 12 yacimientos principales en la Fm. La Pascua y Roblecito PLACER-1 INFORMACIÓN DEL CAMPO GENERALIDADES Permeabilidades, por lo general, menores a 20 mD en la mayoría de los yacimientos, y menores a 0,2 mD en los yacimientos profundos de la Fm. La Pascua Temperatura de los yacimientos, generalmente por encima de 300 °F a profundidades mayores a 6300 pbnm 4

  6. YUCAL-1 PLACER-1 INFORMACIÓN DEL CAMPO PLAN DE DESARROLLO ACTUAL Explotación por etapas Fase EPS (Early Production Scheme) • Adquisición de datos sísmicos 3D • Producción meta de • 100 MMPCND (gas bruto) • Perforación de seis nuevos pozos y • reacondicionamiento de un • pozo existente 4

  7. INFORMACIÓN DEL CAMPO • Fm. CHAGUARAMAS (MIOCENO INF.): • Areniscas lenticulares, lutitas y numerosos lignitos • Fm. ROBLECITO (OLIGOCENO MEDIO-SUP.): • Unidad predominantemente lutítica con desarrollo de areniscas • Fm. LA PASCUA (OLIGOCENO INF.-MEDIO): • Areniscas muy compactas con alternancia • de lutitas 5

  8. FUNDAMENTOS TEÓRICOS • PRODUCCIÓN EN CONJUNTO • SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS • PRUEBAS DE POZOS 6

  9. PRODUCCIÓN EN CONJUNTO Producir a la vez y por la misma tubería dos o más yacimientos independientes • B • A FUNDAMENTOS TEÓRICOS CONDICIONES PARA SU IMPLEMENTACIÓN: • Baja productividad de las arenas por separado • Presiones similares de yacimientos • Composición parecida de los fluidos 7

  10. SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS Construcción y utilización de un modelo matemático que refleje adecuadamente el comportamiento real del yacimiento FUNDAMENTOS TEÓRICOS 8

  11. PRUEBAS DE POZOS Creación de una variación en la tasa (bien sea de producción o de inyección) para observar la respuesta que esto causa en el comportamiento de presión • Caída de presión (fall-off) • Restauración de presión (build-up) • Flujo después de flujo (flow-after-flow ) FUNDAMENTOS TEÓRICOS TIPOS DE PRUEBAS: 9

  12. Dos modelos, en base a las reservas 1P y 2P • Cinco yacimientos del campo • Geometría de los yacimientos y propiedades acorde con • la interpretación inicial de datos del campo • Pronósticos de producción durante 33 años con todos los • pozos previstos en el Plan de Desarrollo Actual • Tres modelos homogéneos, infinitos e isotrópicos para • cinco yacimientos • Un modelo para un yacimiento con propiedades “promedio” • del campo • Pronósticos de producción para un pozo durante cinco años SIMULACIONES SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN ESTIMADA POR YACIMIENTOS 10

  13. SIMULACIONES SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS Resultados con el Modelo 1P 11

  14. SIMULACIONES SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS Resultados con el Modelo 2P 12

  15. SIMULACIONES SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS Modelo 2P Modelo 1P Alta compartamentalización en el Modelo 1P 13

  16. SIMULACIONES PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN POR YACIMIENTOS 14

  17. PARÁMETROS SUPUESTOS: Cr [1/lpc] = 6*10exp-6 Espesor [pies] = 20 Presión [lpca] = 4000 Temperatura [°F] = 300 Porosidad [fracción] = 0.08 Factor de daño = 0 Pwf [lpca] = 2500 Comp. Gas = 85% CH4 y 15% CO2 Sensibilidad de producción con la permeabilidad SIMULACIONES VARIABILIDAD EN LA PRODUCCIÓN CON CAMBIOS EN LA PERMEABILIDAD 15

  18. REAL PLANIFICADO Yac. M-6 Yac. M-7 Yac. M-7 Yac. M-8 Yac. M-8 PRUEBAS DE POZO (P1-01) 16

  19. PRUEBAS DE POZO (P1-01) 17

  20. PRUEBAS DE POZO (P1-01) PRUEBA DE CAÍDA DE PRESIÓN LUEGO DEL MINI-FRAC (YAC. M-8inf) • La duración de la prueba • fue muy corta • Los resultados no son • representativos del yacimiento • Para lograr el cotejo, se impuso • al modelo una permeabilidad • del orden de 0,5 mD • El cotejo se logra con un factor • de daño negativo • La presión obtenida con la • interpretación fue de 4785 lpca • @ 8140 pbnm 18

  21. PRUEBAS DE POZO (P1-01) PRUEBA DE CAÍDA DE PRESIÓN LUEGO DEL FRACTURAMIENTO (YAC. M-8inf) • Estabilización de la derivada • supuesta al final de la prueba • Los resultados no son • completamente representativos • del yacimiento • Valores mínimos de permeabilidad • y factor de daño estimados en • 0,2 mD y 12, respectivamente • La presión obtenida con la • interpretación fue de 4764 lpca • @ 8140 pbnm • Concentraciones de 1200 ppm de • H2S y mayor de 25% CO2 19

  22. PRUEBAS DE POZO (P1-01) PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (YAC. M-6) MEDICIONES DE PRESIÓN EN FONDO • Comportamiento extraño de la • derivada que no permite alcanzar • un cotejo minucioso • K = 6,2 mD • S = -2,15 • P* = 4265 lpca @ 7465 pbnm • Grad = 0,09 lpc/pie • Qg = 15,5 MMPCND con una • presión de cabezal de 1619 lpc • Concentraciones de H2S y CO2 de • 40 ppm y 28%, respectivamente 20

  23. PRUEBAS DE POZO (P1-01) PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (YAC. M-6) MEDICIONES DE PRESIÓN EN CABEZAL • Comportamiento extraño de la • derivada que no permite alcanzar • un cotejo minucioso • K = 6,2 mD • S = -0,53 • P* = 3547 lpca (en cabezal) 21

  24. REAL PLANIFICADO Yac. L-5 Yac. L-6 Yac. L-7 Yac. M-7 Yac. M-7 Yac. M-8 Yac. M-8 PRUEBAS DE POZO (P1-02) 22

  25. PRUEBAS DE POZO (P1-02) 23

  26. PRUEBAS DE POZO (P1-02) PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN LUEGO DEL FRACTURAMIENTO (YAC. M-8sup) • La duración de la prueba no fue • suficientemente larga para una • evaluación satisfactoria • El comportamiento de la derivada • de la presión fue muy variable • El cotejo logrado indica que la • permeabilidad está por debajo de • 0,01 mD • La presión obtenida con la • interpretación fue de 4740 lpca • @ 7600 pbnm • Concentraciones de H2S de • 120 ppm y 38% CO2 24

  27. PRUEBAS DE POZO (P1-02) PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN LUEGO DEL FRACTURAMIENTO (YAC. M-7) • La producción fue supuesta (no • pudo ser medida por el bajo • caudal) • K = 0,08 mD • S = -3,32 • P* = 4609 lpca @ 7615 pbnm 25

  28. PRUEBAS DE POZO (P1-02) PRUEBA DE FLUJO DESPUÉS DE FLUJO (YAC. L-6) MEDICIONES DE PRESIÓN EN CABEZAL PARA EL YAC. L-6 • Comportamiento extraño de la • derivada de la presión al final de • la prueba (posiblemente por • efecto de la temperatura). Se • supuso una estabilización de la • derivada cuando apenas • comienza este comportamiento • Valores mínimos de • permeabilidad • y factor de daño estimados en • 5 mD y 17, respectivamente • La presión obtenida con la • interpretación fue de 3521 lpca • en cabezal 26

  29. PRUEBAS DE POZO (P1-02) PRUEBA DE FLUJO DESPUÉS DE FLUJO (YAC. L-5, L-6 Y L-7) RESULTADOS DE CORRIDA DE HERRAMIENTA PLT CON EL POZO CERRADO • El spinner no indicó flujo de fluidos • proveniente de ninguna arena • (sugiere que no existe flujo cruzado) 27

  30. PRUEBAS DE POZO (P1-02) PRUEBA DE FLUJO DESPUÉS DE FLUJO (YAC. L-5, L-6 Y l-7) RESULTADOS DE CORRIDA DE HERRAMIENTA PLT CON EL POZO ABIERTO CON UN REDUCTOR DE 48/64” • La interpretación de los resultados • de la herramienta mostró que • aproximadamente el 65% del flujo • provenía del yac. L-6 y el restante • 35% provenía del yac. L-7. • El yac. L-5 no produjo 28

  31. PRUEBAS DE POZO (P1-02) PRUEBA DE FLUJO DESPUÉS DE FLUJO (YAC. L-5, L-6 y L-7) • El cotejo logrado fue bastante • satisfactorio • K = 15,5 mD • S = 16,4 • P* = 4131 lpca @ 6365 pbnm • Qg = 9,8 MMPCND con presión • de cabezal de 1805 lpc • Concentraciones de H2S y de CO2 • de 15 ppm y 13% respectivamente 29

  32. PLANIFICADO REAL ORIGINAL Yac. M-4 Yac. M-4 Yac. M-8 Yac. M-8 PRUEBAS DE POZO (P1-03) 30

  33. PRUEBAS DE POZO (P1-03) 31

  34. PRUEBAS DE POZO (P1-03) PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (YAC. M-8inf) • Prueba sin validez debido a una • fuga de presión en los equipos de • superficie durante la prueba 32

  35. PRUEBAS DE POZO (P1-03) PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (YAC. M-4) • El cotejo logrado fue bastante • satisfactorio • K = 112 mD • S = 4,68 • P* = 3978 lpca @ 6080 pbnm • Qg = 58,6 MMPCND con presión • de cabezal de 1945 lpc • Concentraciones de H2S y de CO2 • de 8 ppm y 12% respectivamente • Nota: prueba interpretada en 1985 • indicaba una permeabilidad de • 45 mD 33

  36. GRADIENTE DE PRESIÓN DEL CAMPO 34

  37. CONCENTRACIÓN DE CO2 35

  38. CONCLUSIONES • En base al trabajo realizado, se ofrecen las siguientes Conclusiones: • El fracturamiento hidráulico en el yacimiento M-8inf fue efectivo en el pozo • P1-01, pero su productividad no pudo ser determinada debido a que el gas • presentó una alta concentración de H2S y CO2 • En el pozo P1-03 no se pudo desarrollar el fracturamiento hidráulico. Sin • embargo, tras cañonear todo el espesor de las arenas M-8sup y M-8inf en este • pozo, se determinó que solo el yacimiento M-8inf exhibía productividad, • aunque realmente esta fue muy baja. En el pozo P1-02, los yacimientos M-7 y • M-8sup también mostraron una productividad muy baja, a pesar de haberse • realizado fracturamientos hidráulicos exitosos en ambos casos • La productividad del yacimiento M-6 en el pozo P1-01 mostró ser muy buena • (Qg = 15,5 MMPCND con una presión de cabezal de 1619 lpc y reductor de • 48/64”), aunque la concentración de H2S en el gas fue un poco más alta de lo • esperado (40 ppm) 36

  39. CONCLUSIONES • La productividad de los yacimientos L-6 y L-7 en el pozo P1-02 mostró ser • aceptable, a pesar del elevado factor de daño que se obtuvo para estos • yacimientos (Qg estimada de 10 MMPCND con una presión de cabezal • alrededor de 1500 lpc y un factor de daño de 16). El yacimiento L-5 no • produjo • El recañoneo en el yacimiento L-6 aumentó su producción en • aproximadamente 40% • La productividad del yacimiento M-4 en el pozo P1-03 resultó excelente • (Qg = 58,6 MMPCND con una presión de cabezal de 1945 lpc y reductor de • 96/64”), limitada por el separador de prueba • Las técnicas simplificadas de análisis de presión, partiendo de mediciones de • mediciones de cabezal, ofrecen estimaciones aceptables de las propiedades del • yacimiento, a pesar de las dificultades que genera la variación de la • temperatura a nivel de superficie 37

  40. CONCLUSIONES • Las predicciones de reservas obtenidas con el Modelo 1P fueron de • 585 MMMPCN, con un factor de recobro final de 6,4%, y para el Modelo 2P • fueron de 2988 MMMPCN, con un factor de recobro final de 25,4%, ambos • para u período de explotación de 32 años y medio • Los mejores resultados de productividad para los yacimientos L-6 y L-7, • produciendo en conjunto, se obtendrían con pozos verticales sometidos a • fracturamiento hidráulico con una longitud de fractura cercana a los 100 pies, • según las predicciones de producción realizadas para estos yacimientos con • modelos de simulación • En este campo, para yacimientos con permeabilidades matriciales por debajo • de 5mD, la productividad de pozos verticales (sin ningún tipo de trabajos de • estimulación) no resulta atractiva para la primera fase de explotación (Fase • EPS), según las predicciones de producción realizadas con un modelo de • simulación para un yacimiento con “propiedades promedio” e isotrópicas del • campo 37

  41. RECOMENDACIONES • En base al trabajo realizado y los resultados obtenidos: • Es recomendable analizar la posibilidad de producir los yacimientos M-7, • M-8sup y M-8inf luego de una estimulación de los pozos (acidificación, uso • de cañones propelentes, fracturamientos con gas, etc.) en una etapa futura de • desarrollo, donde puedan manejarse altas concentraciones de CO2 y H2S, ya • que estos yacimientos poseen una gran extensión y su producción • aumentaría considerablemente las reservas del campo • Se recomienda evaluar la posibilidad de desarrollar un trabajo de • estimulación en el pozo P1-02 para reducir el factor de daño en los • yacimientos L-6 y L-7 • Se debería estudiar en detalle la explotación del yacimiento M-4, ya que éste • presenta buenas propiedades, al menos en la parte sur del campo, y debería • considerarse entre las prioridades en una etapa futura de desarrollo 38

  42. RECOMENDACIONES • Es aconsejable realizar un estudio de sensibilidad para el yacimiento • M-4, a fin de determinar la arquitectura de pozo con la cual se podrían • obtener resultados óptimos de producción • Es necesario construir un(os) nuevo(s) modelo(s) de simulación de yacimiento • acorde(s) con las reinterpretaciones de los datos sísmicos 2D y la • interpretación de los datos sísmicos 3D del campo, así como la información • obtenida con los nuevos pozos. Esto ya está en proceso • Se deberá monitorear el comportamiento de presión y de producción en los • pozos con pruebas frecuentes (cada tres o cuatro meses), al menos durante • dos años, ya que esto permitiría hacer predicciones de producción de los • yacimientos (con modelos de simulación refinados) y estudios de balance de • materiales (P/Z vs. Gp). En el caso del pozo P1-02, el cual produce en • conjunto, es aconsejable el uso de herramientas PLT en las pruebas, para • determinar el aporte de cada yacimiento en la producción del pozo 39

  43. TRABAJO ESPECIAL DE GRADO EVALUACIÓN DE LA PRODUCTIVIDAD DE ARENAS ALTAMENTE COMPACTADAS (TIGHT) DEL CAMPO DE GAS YUCAL-PLACER, EDO. GUÁRICO - VENEZUELA TUTOR ACADÉMICO: Dr. Martín Essenfeld TUTOR INDUTRIAL: Ing. Atilio Malavé, MS Realizado por: William Niño Caracas, Noviembre 2003

  44. SOPORTE RESERVAS 1P (PROBADAS): Cantidad de hidrocarburos estimadas con razonable certeza, recuperables comercialmente para un momento determinado de yacimientos conocidos, de acuerdo a la información geológica y de ingeniería disponible. La utilización del término determinístico razonable certeza, indica un alto grado de certidumbre (mayor al 90%) RESERVAS 2P (PROBABLES): Cantidades estimadas de hidrocarburos atribuibles a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indican un grado de menor certeza en su recuperación, comparado con el de Reservas Probadas. En este caso se habla de un 50% de probabilidades de éxito

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