Juan D. Moreyra Neuquén 19, 20 y 21 de mayo del 2008

Nombre de la presentación - fechaJuan D. Moreyra

Neuquén 19, 20 y 21 de mayo del 2008

“TIGHT Gas

Reservoirs”“Por un mejor aprovechamiento de la Experiencia y la Tecnología”

Jornadas Técnicas Comahue 2008 “ El desafió de producir mas en los Yacimientos de Argentina”

Nombre de la presentación - fecha

La oportunidad que genera la coyuntura de la

crisis energética de nuestro país, abre un camino

para que la industria pueda desarrollar reservorios

thight de gas ya descubiertos y explorar nuevas

áreas , movilizando así reservas que tiendan a

compensar en parte, las demandas futuras que

requerirá el crecimiento del país en los próximos

años.

“Por un mejor aprovechamiento de la experiencia y la tecnología”



Argentina esta comenzando con:


Para ello la industria tendrá que hacer:

1. Una optima evaluación de cada proyecto

2. Comparar y aprovechar de forma practica e inteligente la experiencia desarrollada en otros países y de algunas experiencias nacionales

3. Influencia de factores de logística regionales desde lo técnico a lo económico-financiero.

4. Seleccionar las tecnologías adecuadas y la disponibilidad de las mismas. Evaluación y Seguimiento



1. Una optima evaluación de cada proyecto en particular

• Geología del Reservorio

• Petrofísica

• Perforación

• Completacion

• Producción

1. Análisis de las disciplinas que participan en el proyecto,

FOCALIZANDONOS que para dar el potencial optimo necesitamos

incorporar grandes espesores permeables e incrementar el radio

efectivo con fracturas hidráulicas, las que en USA, participan en un

(60 % ) del costo total del pozo.

2. Otra tecnologías que permitan incrementar radio efectivo, podrán

ser evaluadas fundamentalmente si la existencia de zonas de alto

grado de alteración o fisuramiento es comprobada.


1. Una optima evaluación de cada proyecto en particular

• Geología del Reservorio

• Petrofísica

• Perforación

• Completacion

• Producción

1. Considerar que los mismos involucraran reservorios tight normales

y geopresurizados e inicialmente no se comportan igual.

• Caracterización del tipo de apretamiento y sus orígenes.

• Grado de compartimentalización

• Grado de alteración por tectonismo o geopresiones

• Caracterización mineralógica

“La caracterización del Modelo Geológico correcto” es una de los factores mas importantes que debemos tener en cuenta para elegir la tecnología adecuada para su explotación.

Pero fundamentalmente aquellas

tecnologías que apunten a definir los

cutoff de zonas en condiciones de

aportar con Fracturas Hidraulicas.


• Petrofísica

Formacion Geopresurizada antes de

fracturar

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

1-4 1-5 1-6 1-7 2-8 32-34

Pozo

0

0.5

1

1.5

2

2.5Qg AF (Mm3/D

GPP (psia/ft)

K.H (md.ft)

Hn (ft)


• Petrofísica

Afectación de la perdida de presión poral en cuatro muestras

Porosidad Permeabilidad Horizontal

Permeabilidad Vertical

3.2 a 10.5 % 0.01 a 1.7 md 0.01 a 0.34 md

Condiciones ambientales:

Condiciones de Overburden

Condición Porosidad (%)

Permeabilidad (md)

Sin stress 8.24 /10.3 0.0105 / 0.0301

Con stress 7.89 / 9.53 0.0006 / 0.0076


• Petrofísica

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Pre

ssur

e (

psia

)

Elapsed time (hrs)

0

100

200

300

400

500

600

700

Gas

Rat

e (

1E3S

m3/

D)

Pressure History

Pwfi= 7408 psi Pfi= 892 psi




Perforación

“La mayoría de los reservorios tight gas de Argentina se encuentran a profundidades por debajo de los 2500 m y muchos de ellos están geopresurizados, por lo tanto:”

1. Perforación sobre balance:

Alto riesgo de tener problemas operativos por perdidas en zonassuperiores, en caso de áreas explotadas

Menores velocidades de penetración en zonas profundas

2. Perforación en / bajo balance:

La cuenca Neuquina desarrollo importante experiencia de perforaren balance o en desbalance tramos de interés con geopresiones del grupo Cuyo, La Manga, Punta Rosada, Molles, etc.

Se tuvieron tiempos records de perforación en la Formación Molles


Completacion: The best practices

1. Nunca cerrar el pozo o etapa de fractura por largos periodos de tiempo.

2. Nunca ahogar un pozo o etapa de fractura con fluido una vez que la fractura se ha limpiado.

3. Usar tapones reperforables con flujo a través de el, en vez tapones convencionales para aislar las etapas entre si.

4. Las etapas de fractura no deberían abarcar mas de 350 ft de alto.


5. No debería haber mas de 5 puntos de entrada por etapa de fractura.

6. El fluido de terminación debería ser de PH neutro y un gel de baja carga.

7. El tratamiento de estimulación debería reflejar el espesor neto observado en los perfiles.

Completacion: The best practices


Variables de influencia en la Producción

Produccion y Bolsas/m vs Espesor neto fracturado

1

10

100

1000

0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0 160.0 180.0

Hn (m)

Qg

PF

(M

m3/

d)

10

100

1000

10000

Bo

lsas

/m

QgPF (Mm3/d)

Bolsas/ m

Ejemplo USA: 10 pozos

7800 a 12000 ft

GPP= 0,42/0,63 psi/ft

Arena 20/40

Arena resinada 20/40

Arena resinada 16/30




1

10

100

1000

0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0 160.0 180.0

Hn (m)

Qg

PF

(M

m3/

d)

10

100

1000

10000

Bo

lsas

/m

QgPF (Mm3/d)

QgPFA (Mm3/d)

(Bolsas/ m)A

Bolsas/ m

Ejemplo 1 Argentina:

8500 a 10500 ft

GPP= 0,42/0,63 psi/ft

Cerámico 1ra Calidad 20/40

Ejemplo 2 Argentina:

6700 a 7550 ft

GPP= 0,4 psi/ft

Cerámico 2da Calidad 20/40




1

10

100

1000

0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0 160.0 180.0

Hn (m)

Qg

PF

(M

m3/

d)

10

100

1000

10000

Bo

lsas

/m

QgPF (Mm3/d)

QgPFA (Mm3/d)

(Bolsas/ m)A

Bolsas/ m 1. A > Hn > Qg

2. Incrementar Bolsas/m


Porcentaje de costo respecto al valor mas alto

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Cerámica 1raCalidad 16/20



Cerámica2da Calidad

16/30

Bauxita16/30, 20/40

ArenaResinadaprecurada

12/20

ArenaResinadaprecurada

16/30

Arena 1raCalidad

12/20, 16/30,20/40

Arena 2daCalidad 12/20

% C

ost

o

3. Como influyen los factores de logística Regionales desde lo técnico a lo económico-financiero.

Agente de Sostén

Caso Argentina

Caso USA



Solamente en esta variable tenemos:

• Mayor costo respecto a USA (Local –FOB)

• Mayor costo Adicional si se usa agente de sostén de 1ra Calidad.


4. Seleccionar las tecnologías adecuadas y la disponibilidad de las mismas. Evaluación y Seguimiento

1. Tecnologías que ayuden a definir mejor los espesores en condiciones de aportar fluidos, presencia de porosidad secundaria y la continuidad del reservorio.

2. Tecnología para la Evaluación del proyecto técnica y económicamente, curva de aprendizaje, control de desviaciones y el mejoramiento continuo. Herramientas para el análisis (Simuladores, Data Mining).

3. Desde la Perforación, (NBD), enfocado a la disminución de tiempos, costos y a evaluar la calidad de zonas de aporte. Diseño de lodos que tiendan a tener una acción eficiente en la preservación de la estabilidad y diámetro del pozo.

4. En la Completacion del pozo, tecnologías que permitan distribuir mejor el agente de sostén, con menores tiempos y que permitan ensayar el pozo y no ahogarlo una vez fracturado (Uso del CT, tapones reperforables con pasaje, gases).


Conclusiones

1. La experiencia recogida nos muestra que los proyectos deben principalmente incorporar grandes espesores mineralizados para ser rentables.

2. Que a los mismos hay que vincularlos con el pozo areal y verticalmente (>> re) y esto necesita una proporción de agente de sostén superior a lo que hoy usamos en nuestras experiencias.

3. Que la tecnología esta y debe ayudar a mejorar todas las disciplinas, siendo mas eficaces operativamente y que el ahorro pueda derivarse a lo que genera producción.

4. Debemos utilizar tecnología que permita evaluar lo hecho y obtener información para alimentar las herramientas que se establezcan para el análisis y el seguimiento, especialmente durante el periodo de producción.

5. En lo que hace a fracturación hidráulica, se debe aprovechar los avances que el mundo nos muestra, y ver como disminuimos el factor costo adicional.


Fracturación hidráulica, aprovechar los avances alcanzados

Proppant Placement

Máxima Capacidad del Pozo

Potencial de Mejoramiento con Fracturas Hidráulicas

Qg

t

Resistencia del Agente de Sostén

Daño del GelProblemas de Geometría

Colocación del Agente de Sostén

Muchas gracias

Juan D. MoreyraNeuquén 19, 20 y 21 de mayo del 2008


Perforación

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

7000000

8000000

CO

ST

S,

DIF

FE

RE

NC

E (

$)

UBD WELLS OBD WELLS

WELLS

WELL COSTS: UBD vs OBDRINCÓN DEL MANGRULLO AND RUCA CARMELO FIELDS

Real Costs ($)

Difference ($)


Perforación

• Existen yacimientos en USA que con NBD alcanzan tiempos de 15 y 23 días a TVD.

• La integridad y diámetro del pozo en las zonas de arcillas es importante, evitando la canalización del gas entre zonas

• La entubación con casing de alta calidad y resistencia es importante, especialmente en reservorios de alta presión.

• La cementación debe poseer características especiales



Qg =K H (P)

Cte.z.µ.T [ Ln re/rw – 0,75 + (S + D.Qg)]

1. A > Hn > Qg




Agente de Sostén% Diferencia en Costos

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

Cerámica 1ra Calidad 20/40 Arena Resinada precurada 16/30


23 %

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Juan D. Moreyra Neuquén 19, 20 y 21 de mayo del 2008