Desarrollo Convencional del Yacimiento Loma La Lata mediante Nuevas Tecnologías

Transcripción

1 Desarrollo Convencional del Yacimiento Loma La Lata mediante Nuevas Tecnologías Neuquén, 31 Agosto del 2011

2 Temario Introducción Geología Petrofísica Tecnologías Aplicadas Optimización de Producción

3 Introducción ARGENTINA COUNTRY Mendoza Dominios Propios Área Loma La Lata Viz Pcia. de Mendoza Pcia. de Neuquén EPn ChSN Pcia. de La Pampa Chile Loma La Lata Plaza Huincul Neuquén Pcia. de Río Negro

4 Introducción El yacimiento LLL está en explotación desde 1977 y las formaciones de interés de abajo hacia arriba son Lotena (Gas Seco), Sierras Blancas (Gas y Condensado), Vaca Muerta y Quintuco (Petróleo con Gas asociado). El desarrollo convencional del campo contempla SB y Lotena.La producción actual es 14.5 Mm³/d de Gas fasb 69, 3.8 km³/d de NGL retenidos en la planta MEGA (ubicada en el yac.) y 1815 m³/d de líquido (Condensado mas Gasolina). El desarrollo NO convencional está focalizado en las Fm Vaca Muerta y Quintuco.

5 Introducción El Área Loma La Lata se encuentra a 112 km al norte de los embalses Los Barreales y Mari Menuco. Dista 90 km en dirección NNW de la ciudad de Neuquén, Argentina, en la Provincia de Neuquén en los departamentos de Confluencia y Añelo. El bloque Loma La Lata es operado por YPF, con una participación del 100%. Se trata de una concesión de explotación cuya fecha de finalización es noviembre del año El campo gasífero LLL Convencional es un yacimiento maduro ya que su producción actual representa el 38,4 % del pico de producción alcanzado en Julio del 2003

6 Geología. Estratigrafía CORRELACIÓ RESISTIVIDAD POROSIDAD CORTA SÓ ICO MEDIA PROFU DA DE SIDAD EUTRÓ FM. CATRIEL F M CAPA 2 M B. RESERVORIO S I E R R A S B L A C A S Zona productiva CAPA 3A CAPA 3B CAPA 4 V E R D E R O J O FM. BARDA EGRA

7 Características Petrofísicas de la F. Sierras Blancas en el sector Sur Frecuencia (%) Acumulado Gráfico de Frecuencia Pozo: YPF.Nq.LLL-304: carrera con corona 1 (3097/15 m) y 2 (3115/33 m) Inte rva los de Pe rme a bilida d (md) Cantidad de muestras Frecuencia Acumulada

8 Características Petrofísicas de la F. Sierras Blancas en el sector Sur Log(Kgas) Log(Kgas) vs. Porosidad Gráfico de Log (Kgas) vs. Porosidad (Gráfico de correlación) Pozo: YPF.Nq.LLL-304: carrera con corona 1 (3097/15 m) y 2 (3115/33 m) Porosidad (%)

9 Tecnologías Aplicadas en LLL En los años 2007 y 2008 se terminó de desarrollar el sector SE del campo con pozos horizontales y dirigidos en los cuales se aplicó distintos tipos de estimulación hidráulica de acuerdo a la ingeniería de pozo que se tenga: Stage Frac Divertamax Surgi Frac Fractura convencional Lavado con N Flow Fracturas con CO2 Radial Tech

10 Técnicas de Estimulación Stage Frac: Tecnología de SLB consistente en fracturar pozos horizontales en donde la Fm Sierras Blancas es terminada open hole y luego se baja el diseño Stage Frac con puertos y pakers a formación fracturándose en etapas. Stage Frac

11 Descripción de la técnica StageFrac Packer Camisas deslizantes (Frac Port) Bolas de activación y sello Lanzador de bolas Ball Cather Acondicionamiento del pozo Operación

12 Descripción de la técnica StageFrac Técnica que permite multi-etapas de fracturas en una operación continua de bombeo. Se puede usar tanto en pozos verticales como en pozos horizontales. Las diferentes zonas son separados por packers hidráulicos situados sobre un casing convencional. Frente a las zonas a fracturar se instalan camisas que son abiertas de manera secuenciales con bolas. (FracPort) Se puede utilizar con casing de: 2 7/8 3 ½ 4 ½ 5 ½ 7 Con un máximo de etapas de: 6, 8,10, 13, 17. No requiere de un liner cementado. No requiere de múltiples corridas de tapones. No requiere punzar. La instalación se hace en un solo viaje, lo que reduce tiempos de equipos. La selectividad de los tratamientos reduce sus costos.

13 Descripción de la técnica StageFrac Operación Cañería de 3½ N80 Fecha: 12 de Marzo del 2008 Pozo: LLL-302h Yacimiento: Loma La Lata Agente sostén: 4300sx de Sinterlite 20/40 Concentraciones finales: 5 a 10 PPA Fluido: YF130HTD (Gel base agua reticulado retardado para altas temperaturas) Presión máxima: 7500 psi Total Bombeado: 878 m 3 PermaPlus 2801m 4ta Etapa (4281.5m): Fractura 920sx 23 BPM 2da Etapa (4439.5m): Fractura 840sx 23 BPM Cañería de 4½ Q125 5ta Etapa (3555m): Fractura 1133sx 24 BPM 3ra Etapa (4356m): Fractura 1193sx 23 BPM 1ra Etapa (4500m): DataFRAC Fractura 504sx 23 BPM

14 Descripción de la técnica StageFrac Operación LLL-302h - Stage Frac PSI BPM - PPA Minutos psi bbl/min PPA PPA

15 Descripción de la técnica StageFrac Operación LLL-302h - Stage Frac PSI BPM - PPA : Bajada de caudal 2: Empuja bola con bombeador 3: Para bombeador, vuelve a caudal Minutos psi bbl/min PPA PPA 4: Bajada de caudal 5: Bola sella en camisa 6: Bola abre camisa

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18 Resultados Pozo Producción Efectiva ( meses) Antes Fract. Qgi (km³/d) Después Frac Qgi (km³/d) Cond. Qoi (m³/d) Gcum Mm³ Oil Cum km³ LLL 301* LLL 391* LLL LLL LLL Sin Ensayo LLL Sin Ensayo *Reparado a los 15/18 meses Acuatizado post-fractu ra

19 Proyecto Infill En el 2009 se comenzó con un proyecto infill en la zona SE del campo sustentado por las presiones existentes que en ese momento estaban en el orden del 63% de la Presión Original El proyecto preve la perforación de 30 pozos de los cuales se realizaron 5 pozos en el 2009 ( LLL 421 a 425) y 7 en 2010/11 (LLL 435/436/440/445/448/452 y el 453 horizontal). El proyecto se extendería hasta el 2014.

20 Proyecto Infill Pozo Producción Efectiva (meses) Antes Fract. Qgi Después Frac Qgi * * ^ ^ Cond. Qoi (m 3 /d) Gcum Mm 3 Oil Cum (km 3 /d) (km 3 /d) LLL LLL LLL LLL LLL LLL LLL LLL LLL LLL LLL LLL-453h *Primer control al total con orificio de 10 mm. Con orificio de 8 mm. ^Acumulada a julio km 3

21 Técnicas de Estimulación Fractura Convencional: Fracturación Hidráulica convencional diseñada especialmente para ambiente eólico. Pozo Producción Efectiva ( meses) Antes Fract. Qgi (km³/d) Después Frac Qgi (km³/d) Cond. Qoi (m³/d) Gcum Mm³ Oil Cum km³ LLL LLL LLL Sin Ensayo LLL Sin Ensayo LLL Sin Ensayo LLL Sin Ensayo LLL Sin Ensayo

22 Resultados Qg: m 3 /d Qg: m 3 /d

23 Modelo Integral de Producción QUE ES? MBAL: 7 tanques PROSPER: 271 pozos productores 35 pozos futuros GAP: 38 colectores 14 USP GAP vincula MBAL y PROSPER 2323

24 Modelo Integral de Producción APLICACIONES PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN Curvas de Producción Ajustadas Caudal Gas (Km3/d) GAS TOTAL Curvas de decisión Proyecto Baja Presión 0 14/10/ /01/ /05/ /08/ /11/ /02/ /06/2011 Gas Real OFM Gas MIP Producción Gas por Proyectos BASICA BP UB Situación General - Sierras Blancas Caudal Gas (km3/d) Caudal [m3/día] Potencia (HPs) /08/ /06/ /03/ /01/ /11/ /09/ /07/ /05/ /03/ /12/ /10/ /08/ /06/ /04/ /02/ /12/ /09/ /07/ /05/ /03/ /01/ /11/ /08/ /06/ /04/ /02/ /12/2028 Producción Total Capacidad Compresión Total Potencia Instalada 24

25 Técnicas de optimización de producción Análisis Nodal. Modelación en soft convencional Mbal - Prosper Gap (Petroleum experts) Actualización de instalaciones. Tecnologías de dewatering: - Espuma con capilar - Barras químicas - Plunger lift - Sartas de Velocidad - Eductores - Jet Pump

26 Actualización de instalaciones Cambio de instalaciones de producción de pozos Nuevos diseños de completaciones de Tubing y Packer en base a modelos de análisis nodal, para mejorar extracción de líquidos. (Tbg de menor diámetro y mayor profundidad). Antes Después

27 Tecnologías de dewatering Espuma con capilar Barras químicas Ref. Paper SPE Launcher automático

28 Tecnologías de dewatering Plunger lift (Uso de Tecnología de pistones de alta velocidad para pozos de gas)

29 Tecnologías de dewatering Sartas de Velocidad Colgador de Coil Tubing diam. 1.1/2 y 1.3/4 Cuando la presión de reservorio declina al punto que la velocidad del fluido producido es insuficiente para transportar los líquidos desde el fondo hasta la superficie, éstos se acumulan y dificultan la producción hasta interrumpirla. Instalando una sarta de velocidad, se reduce el área de flujo y aumenta la velocidad del fluido, permitiendo que los líquidos puedan ser arrastrados desde el fondo.

30 Tecnologías de dewatering Eductores y Jet Pump (Principio de tubo Venturi) Tecnologías en estudio Gas Aspirado de Baja presión 1/3 Q2 Gas Motriz Gas de M presión = P. Succión USP de alta presión Q1 Q1 + Q2 2/3 3/3 Cuerpo Tobera Cámara de mezcla Difusor

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