Evaluación de la Productividad en Pozos Verticales ... · PDF fileEvaluación de la Productividad en Pozos Verticales sometidos a Fracturamiento Hidráulico, en comparación con Pozos

XXI Convención Internacional y X Exhibición Industrial del Gas -‐ AVPG 2015

Mayo, 2015

Evaluación de la Productividad en Pozos Verticales sometidos a Fracturamiento Hidráulico, en

comparación con Pozos Perforados bajo un Esquema Horizontal en los Yacimientos del Campo El Roble, Área Mayor de Anaco, Distrito Gas Anaco

Ing. Thaydeé Dávila

Ing. Rubilamry Azocar

Ing. Richard Angarita


Contenido

  Introducción

  Procedimientos Aplicados

  Resultados y Análisis

  Conclusiones


ü  Medianas – Bajas Permeabilidades ü  Comportamiento Pobre de flujo ü  Altas Caídas de Presión

Introducción


Evaluar la Factibilidad Económica del Esquema Vertical Fracturado

Vs el Esquema Horizontal Sistema de Evaluación Económica (S.E.E)

Analizar a través de simulación la productividad de los pozos seleccionados

programa PIPESIM

Selección de yacimientos/pozos candidatos

Premisas de trabajo

Definir las Condiciones del Campo en Estudio Carpetas de Pozo Comportamiento de Producción

Procedimiento Aplicado

Analizar a través de Simulación la Productividad de los Pozos Seleccionados Programa PIPESIM

Selección de Yacimientos / Pozos Candidatos

Premisas de Trabajo


2.65

0.30

2.36

0

1

2

3

4

1 7 2

9 87 4 8 0 1 1 5 5 1 4

0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

YACIMIENTOS POZOS

TPCG

260.02

21.60

238.42

0

100

200

300

400

MMBN

Resultados y Análisis

  Condiciones del Campo en Estudio

11.13 % 8.3 %


  Selección Yacimientos / Pozos Candidatos


Yacimientos

Pozos

Presión de Yacimiento > 2000 psi

Permeabilidad entre 1 – 20 md

A.N.P > 15 Pies

Sello Lutítico Mínimo 15 Pies

Porosidad entre 7 – 14 %

Vsh < 10 %

PREMISAS PARA LA SELECCIÓN

Permeabilidad entre 1 – 20 md

A.N.P > 15 Pies

Sello Lutítico Mínimo 15 Pies

Porosidad entre 7 – 14 %

Reservas Drenadas < 40 %

Presión de Yacimiento > 2000 psi

Buen cemento en la zona de interés



TEMPERATURA

ORIGINAL (PSIA)

ACTUAL (PSIA)

(°F)GAS

(MMMPCG)CRUDO (MBN)

GAS (%)CRUDO

(%)ME-C / RPN-24 4300 4300 300 31.53 1574.89 2.47 1.77ME-C / RPN-54 4900 4960 284 16.44 992.64 11.32 15.95CO-G / RC-21 3890 3200 298 10.43 630.10 32.85 36.67CO-G / RC-2 4639 3000 297 16.37 622.90 10.74 41.95

PRESIONESRESERVAS

REMANENTESPORCENTAJE PRODUCIDO

P YAC T YAC PERMEABILIDAD A.N.P POROSIDAD Vsh(Psia) (°F) (md) (Pies) % %

RPN-63 2 26 7 9

RPN-71 1 20 7 10RPN-38 7 37 8 5RPN-77 20 46 9 2

RPN-53 7 24 10 8

RPN-75 19 28 13 24900 284

300

POZOARENA /

YACIMIENTO

CO-G / RC-21 3200 298

ME-C / RPN-24

ME-C / RPN-54

4300

  Selección Yacimientos / Pozos Candidatos


  Análisis de la productividad de los pozos seleccionados


√  Vertical √  Vertical Fracturado √  Horizontal

√  CFMV: Gray Modified √  Tubería: 2 7/8 pulg

Nodo 1 Subsuelo

Nod

o 2

Subs

uelo

-Edu

ctor

√  Línea de Flujo: 4 Pulg √  Revestida al aire √  CFMH: Beggs & Brill Revised

√  Pseudo Steady State √  Hydraulic Fracture √  Babu & Odeh

√  Presión de Separación: 450 Psi √  Fluye Individual en el Sistema




TUBING 2 7/8 VERTICALVERTICAL

FRACTURADOHORIZONTAL

Choque (Pulg) 1/2 1/2 1/2 GANANCIAL

Qg (MMPCGD) 0.9 4.6 6.6 2.0Ql (BBPD) 161 944 1225Qo (BNPD) 160 943 1220 277Pwf (Psia) 712 2751 3493 742Pcab (Psia) 368 1607 2097Plin (Psia) 281 569 893

POZO RPN 63



Choque (Pulg) 1/2 1/2 1/2GANANCIAL (MMPCGD)

Qg (MMPCGD) 0.14 1.8 2 0.2Ql (BBPD) 34 438 473Qo (BNPD) 15 215 230 15Pwf (Psia) 928 1432 1495 63Pcab (Psia) 268 667 718Plin (Psia) 265 315 321

POZO RPN 75


POZOS Qg (MMPCGD) Qo (BNPD)Qg

(MMPCGD)Qo (BNPD)

RPN-63 4.6 943 6.6 1220RPN-71 4.8 462 5.1 938RPN-38 8.6 598 10.95 695RPN-77 10.0 640 11 710RPN-53 0.6 171 1.6 172RPN-75 1.8 215 2 230

TOTAL 30 3029 37 3965

POZO VERTICAL FRACTURADO

POZO HORIZONTAL



7 MMPCGD 936 BNPD


  Factibilidad Económica del Esquema Vertical Fracturado Vs el Horizontal


Fuente: Costos Año 2012

COSTO (MMBs)

CANTIDAD (UNIDAD)

TOTAL (MMBs)

35 6 2101.7 6 10.2

12 220.2COMPLETACIÓN

ESQUEMA HORIZONTAL

TRABAJO REQUERIDO

PERFORACIÓN

COSTO 60 % (Mayor)

COSTO (MMBs)

CANTIDAD (UNIDAD)

TOTAL (MMBs)

8 6 486.81 6 40.86

12 88.86

ESQUEMA VERTICAL FRACTURADO

TRABAJO REQUERIDO

COMPLETACIÓNSERVICIO DE FRACTURA



Los indicadores económicos sugieren que el esquema vertical fracturado es económicamente

mas rentable, con Excelentes posibilidades de

recobro

  Factibilidad Económica del Esquema Vertical Fracturado Vs el Horizontal

HORIZONTAL

50.351.492.22

T.I.R. (%)PERÍODOD DE RECUPERACIÓN DINÁMICO (Año)EFICIENCIA DE INVERSIÓN ($/$)

VERTICAL FRACTURADO

92.590.783.35


1.  De las reservas totales recuperables del campo El Roble se ha podido extraer un volumen de 0.3

TPCG y 21.6 MMBN que representan el 11.13 % en gas y el 8.3 % en crudo.

2.  Los pozos seleccionados para el estudio presentan nivel de energía mayor a 2000 psi,

Porosidades entre 7 - 14 %, Permeabilidad entre 1 – 20 md y Volumen de arcilla menor al 10 %.

3.  Los pozos completados bajo un esquema Horizontal aportan un ganancial de 7 MMPCG y 936

BNPD, comparados con el esquema vertical fracturado.

4.  Los costos asociados al esquema horizontal son 60 % mas altos en función al esquema vertical

fracturado.

5.  El esquema vertical fracturado muestra indicadores económicos positivos, sugiriendo un proyecto

rentable con excelentes posibilidades de recobro, en comparación con el esquema horizontal.

Conclusiones


Gracias por su atención

Correo: [email protected]


ESTIMACIÓN DE POTENCIAL

El modelo de simulación se ajusta en función al comportamiento de producción del pozo RPN-62, con el fin único de determinar CFMV y determinar Pwf a esas condiciones. Premisas: •  Modelo de Fluido, Prueba representativa de fecha 04/10/2011 •  Modelo de Afluencia: Fractura Hidráulica •  Geometría de Fractura:

Kefectiva: 2 md Longitud Fractura: 319 pies Kfractura: 100 D Espesor de Fractura: 0.108 pulg

•  Pyac: 3266 psi y 300 °F (Fuente Pozo RPN-71)

Pozo Arena Qg (MMPCGD)

Ql (BBPD) %AyS Qo

(BNPD)P cab (psi)

P Lin (psi)

Red (PULG)

Duración Prueba (hr) Fecha

1.30 166 30 114 1460 480 1/4 24 06/08/20112.00 259 40 154 1420 460 5/16 24 05/09/20113.98 146 39 88 1500 540 3/8 12 04/10/20114.58 90 50 45 1400 520 7/16 12 26/02/20123.30 24 65 12 1120 470 3/8 6 01/09/20122.00 4 60 2 1050 210 3/8 20/10/20122.29 37 60 15 1040 200 3/8 08/11/20121.82 3 60 1 1040 220 3/8 08/12/20121.50 42 60 17 1020 220 3/8 5 16/01/20132.12 59 60 23 1010 200 3/8 09/02/2013

ME-PRPN 62

Modelo se reproduce con un porcentaje de desviación menor al 5% en tasas y de 10 % en presión de cabezal.


Para la estimación de Potencial se emplea como ecuación de afluencia Well PI, en función al Coeficiente de Flujo del Pozo RPN-62

Coeficiente de Flujo Pozo RPN-62, con el modelo cotejado y la prueba de producción representativa se tiene una Pwf = 2988 psia Luego: CRPN62 = 2,2086x10-6 MM PCN/D* Lpc2

Teniendo la coeficente de flujo del RPN-62 se calcula un Coeficiente específico para el pozo RPN-62 en función al espesor cañoneado del mismo (16 pies)

CESPRPN62 = 13,9806x10-6 MM PCN/D* Lpc2

Teniendo la coeficente Especifico del RPN-62 se calcula un Coeficiente de flujo para el pozo RPN-59 en función al espesor cañoneado del mismo (24 pies)

CRPN59 = 3,3129x10-6 MM PCN/D* Lpc2



Qg : 4.1 MMPCGD Ql: 114 BBPD Qo: 46 BNPD Pwf: 3086 psia Red: 3/8”





Choque (Pulg) 1/2 1/2 1/2 GANANCIAL

Qg (MMPCGD) 0.9 4.6 6.6 2.0Ql (BBPD) 161 944 1225Qo (BNPD) 160 943 1220 277Pwf (Psia) 712 2751 3493 742Pcab (Psia) 368 1607 2097Plin (Psia) 281 569 893

POZO RPN 63




Qg (MMPCGD) 0.7 4.8 5.1 0.3Ql (BBPD) 135 463 940 477Qo (BNPD) 134 462 938 476Pwf (Psia) 808 1456 2660 1204Pcab (Psia) 329 802 1598 796Plin (Psia) 261 352 552 200

POZO RPN 71





POZO RPN 38




Qg (MMPCGD) 7.8 10 11 1.0Ql (BBPD) 528 659 712 53Qo (BNPD) 525 640 710 70Pwf (Psia) 3469 4847 4939 92Pcab (Psia) 2331 2985 3264 279Plin (Psia) 554 665 1182 517

POZO RPN 77





POZO RPN 53




Qg (MMPCGD) 0.14 1.8 2 0.2Ql (BBPD) 34 438 473Qo (BNPD) 15 215 230 15Pwf (Psia) 928 1432 1495 63Pcab (Psia) 268 667 718Plin (Psia) 265 315 321

POZO RPN 75


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