Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo

Transcripción

1 Academia de Ingeniería, A.C. Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo Jorge Alberto Arévalo Villagrán Trabajo para Ingreso a la Academia de Ingeniería Palacio de Minería, México, D.F., Nov. 23, 2011

2 Producción Mundial de Gas Natural La demanda mundial de gas natural en el 2010 fue de: 109 Tpc / año 500 Demanda Mundial de Gas Natural en el periodo 2010 para el bscf/d bscf/d Declinada América del Norte Rusia Asia Central Este Medio Gas Natural Licuado Otros Incremento estimado del 75 % a la demanda actual x Fuente: Grupo BG 2011 Presentación de Estrategias 2

3 Nivel mundial Reservas Mundiales de Gas Natural Las reservas mundiales de gas natural son: 16,000 Tscf Metas Algunos de los eventos desafortunados del mundo, como el terremoto de Japón y su subsecuente crisis nuclear, así como la inestabilidad geopolítica en algunas regiones productoras de energéticos, forzan a los mercados a tomar decisiones políticas para pensar cuidadosamente sobre el rol del Gas Natural como energía estratégica. Un renacimiento en el consumo de Gas Natural esta en camino. 3

4 Yacimientos de Gas Natural Convencionales ( k > 1 md ) Yacimientos de Gas Natural No Convencionales Baja Permeabilidad ( k < 0.1 md ) Gas de Lutitas (Shale Gas) ( k = 1 nano md ) Las fuentes de gas convencionales están declinando fuertemente y están siendo sustituidas por fuentes de gas no convencionales. 4

5 Características comunes en un yacimiento de gas no convencional La formación tiene una k << 0.1 md. La mayor parte de gas se produce de areniscas y lutitas gasíferas (shale gas). Existe producción de gas de carbonatos, y camas de carbón. Producen a q g económicos con la ayuda de tratamientos de fracturamientos masivos. Algunos pozos presentan flujo transitorio de larga duración: flujos lineal y bilineal. Flujo dominado por frontera o PSS se detecta después de los flujos transitorios. 5

6 Nivel Norte América Reservas de Shale gas a nivel mundial, Norte América y México A nivel mundial se tienen identificadas 48 cuencas de Shale Gas en 32 países, en el continente Americano, Canadá, Estados Unidos y México representan más del 60% de las reservas probadas. Nivel país (México) Fuente: Advanced Resources International Ltd. 6

7 Reservas de Shale Gas a nivel mundial Las 48 cuencas analizadas muestran una estimación Inicial de reservas técnicamente recuperables de Shale Gas de 6,609 Tpc, con depósitos importantes en China, Argentina, México y el noreste de Europa. Las Reservas Mundiales de Gas Natural, son: 16,000 Tpc 6,609 Tpc Gas natural (excluyendo shale Gas) Reservas Mundial Shale Gas Shale gas 6,609 Trillones de PC Reservas en América Shale Gas Argentina 25% Colombia 1% Venezuela 0.4% Chile 2% Uruguay Brasil 7% 1%Paraguay 2% México 22% Bolivia 1% 3,156 Tpc USA 27% México 12% Africa 16% Europa 9% Australia 6% Asia 21% América 48% La incorporación de las reservas recuperables de Shale Gas, generan un incremento del 40% en las reservas de gas natural, elevándose a 22,609 trillones de pies cúbicos. 7

8 Propiedades de los Yacimientos de Shale Gas en México Distribución de Cuencas Propiedades Profundidad (m) Espesor (m) Contenido Total de Carbón Orgánico (%TOC) Arcilla (%) Moderada Moderada 8

9 Qué es Shale Gas? Shale Gas representan yacimientos constituidos por rocas laminadas y consolidadas que han sufrido procesos metamórficos generados por cambios de presión y temperatura, con un porcentaje mayor al 67% de material arcilloso. Aproximadamente el 50% de las rocas sedimentarias se clasifican como shale, lo cual representa un área de oportunidad Su formación se da en ambientes de depositación de baja energía, donde las partículas finas de arcillas se encuentran en suspensión Agujero piloto Se caracterizan por poseer estructura laminada y composición química variable, con una estructura molecular de 1 átomo de silicio y 4 de oxígeno. 9

10 Contenido Objetivos Antecedentes Modelo de flujo y soluciones para flujo lineal Metodología de análisis Casos de historia en yacimientos de gas no convencionales Contribuciones técnicas, observaciones, conclusiones y trabajo por desarrollar

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12 Problema específico a resolver en yacimientos de gas no convencionales El flujo transitorio (lineal y/o bilineal) es un régimen de flujo importante. Varios pozos productores presentan flujo transitorio de larga duración. Emplear modelos y ecuaciones de análisis adecuados para calcular los parámetros del yacimiento. 12

13 Gasto de gas (M PCD) Cumulative Gas Production (Bscf) Gráfica log-log de qg vs. t para el pozo A en un yacimiento de gas no convencionales 100, Pendiente: - 1/2 10, Efectos de frontera 1, ,000 10, ,000 Tiempo (días) 13

14 Los objetivos se enfocan a yacimientos de gas no convencionales Este trabajo se enfoca en el comportamiento de larga duración en yacimientos de gas no convencionales (análisis de datos de producción). Curvas de declinación para analizar el flujo lineal de larga duración (q g y p ff constante). Metodología directa para el análisis de datos de producción: Propiedades del yacimiento, G, y reservas Ajuste en pozos recientes y maduros simulación numérica a nivel de pozo). (metodología y 14

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16 Resumen de la revisión de literatura técnica Literatura converge en flujo transitorio radial en yacimientos convencionales de gas. Este trabajo se enfocó en el análisis de yacimientos de gas no convencionales (baja permeabilidad) con: Flujos transitorios (lineal, bilineal, radial, y esférico). Flujo dominado por efectos de frontera. 16

17 Resumen de la revisión de literatura técnica Literatura se enfoca más en: Comportamiento a tiempos cortos (PVP) en comparación con comportamiento a tiempos largos. Aceite y yacimientos convencionales de gas. Este trabajo se enfoca en el comportamiento de larga duración en yacimientos de gas no convencionales (análisis de datos de producción). 17

18 Algunos escenarios físicos que causan flujo transitorio de larga duración 18

19 Revisión de literatura técnica Los trabajos siguientes soportan las observaciones de la existencia de flujo transitorio en varias cuencas de baja permeabilidad productoras de gas. 19

20 Flujo lineal temprano en pozos horizontales Pozo Flujo lineal 20

21 Flujo lineal tardío en pozos horizontales Pozo Lineal tardío 21

22 Modelos y soluciones para flujo lineal en yacimientos lineales Muskat (1949), Miller (1962), Nabor y Barham (1964) 22

23 Soluciones para flujo lineal en pozos fracturados La fractura se extiende a la fronteras Pozo con fractura vertical Soluciones analíticas: Gringarten (1974) Soluciones semianalíticas: Cinco-Ley et al. (1981) Simulación numérica: Hale y Evers (1981) 23

24 Flujo lineal en pozos verticales con fractura Pozo vertical Fractura Flujo lineal Boardman y Knutson, Hale y Evers (1981) Hale (1983, 6000 pozos), Ammer (1984, 284 pozos) Nott y Hara (1991), Wattenbarger (1998, 60 pozos) 24

25 Flujo lineal en un pozo terminado en un yacimiento elongado o en una corriente antigua Pozo vertical Flujo lineal Kohlhaas y Abbot (1982) Stright y Gordon (1983) Canal de arena (corriente antigua) 25

26 Flujo lineal en un yacimiento naturalmente fracturado Fracturas naturales Pozo vertical Littlefield (1948), Bagnall y Ryan (arcilla) (1975) Stright y Gordon (1983) 26

27 Flujo lineal vertical en formaciones gruesas de baja permeabilidad con capas de alta permeabilidad Formación k = md pozo Capa k = 0.1 md h =500 ft Kohlhaas y Abbott (1982), Stright y Gordon(1983) 27

28 Flujos transitorios en yacimientos lineales con doble porosidad Fracturas naturales Model y solutions: Aguilera (1995) Soluciones semi-analíticas: El-Banbi (1998) Desarrollo soluciones para flujo lineal 28

29 Flujo bilineal en pozos fracturados en un yacimiento de doble porosidad Fracturas naturales Pozo vertical Cinco-Ley y Meng (1988), Du Kuifu y Stewart (pozos horizontales, 1995) 29

30 Flujo esférico para un pozo terminado en un yacimiento denso con terminación parcial Pozo vertical Terminación parcial Flujo esférico Kazemi y Seth (1969), Gringarten y Ramey (1975), Kohlhaas y Abbot (1982) 30

31 1/Rate, 1/( Mscf/D) Aplicación de superposición en pozos de gas para filtrar la producción de gas Variación del Gasto de gas Flujo lineal Square root of time Agarwal et al. (1979), Helmy y Wattenbarger (1999, Nuevas técnicas) 31

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33 Vista de un pozo con fractura hidráulica en un yacimiento mostrando flujo lineal x f A = 4 x e y e Flujo Lineal y e x e = x f A c = 4 h x e x e 33

34 Variables adimensionales para flujo lineal de gas en función de la A c Gasto constante m DL k A c m( p i 1424 ) m( p q g T varía ff ) Presión constante 1 k Ac m( pi qdl 1424 ) m( q g T p ff ) varía 34

35 (x e /y e ) m DL or (x e /y e )(1/q DL ) Curva tipo log-log para flujo lineal en un yacimiento cerrado a q g y p ff constante 1000 Exponencial pendiente = presión constante (yacimiento cerrado) gasto constante (yacimiento cerrado) 10 1 (t Dye ) esr = 0.20 presión constante (yacimiento infinito) 0.1 pendientes = 1/2 (t Dye ) esr = 0.25 gasto constante (yacimiento infinito) t Dye 35

36 Relación de índices de productividad J J CP CR A tiempos de producción largos se deberá usar el valor de J CP debido a que el yacimiento se explota generalmente a p ff constante J 82% ( J CP CR ) 36

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38 Las metodologías de análisis de la producción fueron desarrolladas para: q g constante y p wf constante Tiempo normal y de superposición Yacimientos homogéneos: Lineal, bilineal, radial, esférico, y dominado por la frontera Yacimientos de doble porosidad: Modelo PSS de doble porosidad: Lineal, bilineal, radial, esférico, frontera Modelo transitorio de doble porosidad: Bilineal, pseudo-lineal, pseudo-radial 38

39 Etapa 1 Elaborar las gráficas log-log de diagnóstico de flujo Detectar y clasificar los regímenes de flujo m(p)/qg vs. t Función derivada de m(p)/qg vs. t Gp vs. t m(p)/q g es [m(p i )-m(p wf )]/q g 39

40 m(p)/q g and t [ m(p)/q g ] derivative G p (Bscf) Etapa 1 - Gráficas log-log de diagnóstico para flujo lineal 1.E+07 m(p)/q g m = 1/ E Derivativa m = 1/2 0.1 G p m = 1/ ,000 1.E ,000 time (days) tiempo time (days) 40

41 Etapa 2 - Elaborar una gráfica especializada para cada régimen de flujo Caracteriza cada régimen de flujo detectado en las gráficas de diagnóstico de flujo m(p)/q g vs. Función específica de t Función de tiempo: Flujo lineal: t 1/2 Flujo bilineal: t 1/4 Flujo radial: log ( t ) Flujo esférico: 1/t Flujo dominado por la frontera: t De la línea recta se obtiene: la pendiente, la ordenada al origen, y el tiempo final 41

42 m(p)/q g (psia 2 -D/Mscf-cp) Etapa 2 - Gráfica especializada del tiempo de superposición para flujo lineal 4.E+06 m ~ CPL 3.E+06 2.E+06 b CPL t esr 1.E+06 0.E+00 b CRL m ~ CRL t esr n ( qgj qgj 1) tn t j 1 q j 1 gn 42

43 Etapa 3 - Estimar las propiedades del yacimiento, tamaño del yacimiento y G Usar las fórmulas de interpretación para cada régimen de flujo analizado: Pendiente, intercepción al origen, y tiempo final de la línea recta Datos del yacimiento y fluido Usar simulación numérica para confirmar o modificar el análisis efectuado Estimar reservas de gas mediante predicción 43

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46 Esquema del pozo A Único pozo en el yacimiento a 8,200 ft de profundidad 1,900 ft de espesor bruto en areniscas Baja permeabilidad ( k << md ) No existe fractura hidráulica 44 años de producción con Gp = 14 Bscf 46

47 q g (Mscf/D) G p (Bscf) Gráfica que muestra q g y Gp vs. t para el pozo A 5, ,500 4,000 3,500 3, ,500 2,000 1,500 1, Producción acumulada Gasto de gas time (years) Tiempo (años) 47

48 q g (Mscf/D) Curva de declinación semi-log que muestra q g vs. t para el pozo A 10,000 1,000 Gastos reales ,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 time (days) Tiempo (días) 48

49 Etapa 1 - Gráfica log-log de diagnóstico de flujo para el pozo A 1.E+07 m > 1 m(p)/qg (psia 2 -D/Mscf-cp) 1.E+06 m = 1/2 t esr = 6,630 días (18 años) 1.E ,000 10, ,000 time (dias) Tiempo (años) 49

50 G p (Bscf) Etapa 1 - Gráfica de diagnóstico de flujo de Gp vs. t para el pozo A Efectos de frontera ,000 10, ,000 Tiempo time (days) (años) Flujo lineal, m = 1/2 50

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52 m(p)/q g (psia 2 -D/Mscf-cp) G p (Bscf) Etapa 2- Gráfica especializada de m(p)/q g y G p vs. t 1/2 para el pozo A 8.E+06 7.E+06 6.E+06 t esr = 6,630 días (18 años) E+06 4.E+06 3.E+06 G p E+06 1.E+06 0.E+00 ~ m CPL 25,000 m(p)/q g (psia 2 -D 1/2 )/(Mscf-cp) Tiempo time 1/2 (days (días 1/2 1/2 )) 52

53 Etapa 3 - Calcular k A C (p wf constante) k AC ( m gct ) ~ i CPL donde m ~ CPL es la pendiente de la línea recta para p wf constante k A C m( p i ) 1262 T q m( p g wf ) vs. es difícil separar k y Ac de este producto 1 t 53

54 Etapa 3 - Calcular el área de drene (p ff constante) 225 T A c m~ g t i CPL h t esr donde t esr es el tiempo final de la línea recta de la gráfica de la raíz cuadrada del tiempo 54

55 Etapa 3 - Calcular V p y G (p wf constante) 225 T V p ( gct ) i m ~ CPL t esr 225 T S gi esr G ( gctbg ) i m~ CPL V p y G se pueden estimar sin conocer, k, h, y A t 55

56 Resultados del análisis lineal para el pozo A a 18 años (p ff constante) (k) 1/2 A c = 75,000 md 1/2 ft 2 V p = 164 MM ft 3 c.y. G = 39 Bscf 56

57 Modelo lineal para geometría de flujo horizontal Pozo vertical x e h Ac (2hx e ) (2hx e ) 4h x e 57

58 Modelo radial para geometría de flujo lineal vertical hacia una capa de alta k Yacimiento Pozo 10 ft CAPA de ALTA k k streak = 100 md 590 ft k = md A C 2 r 2 e 58

59 Comparación de resultados entre flujo horizontal y flujo vertical Flujo horizontal (h= 590 ft) Flujo vertical (h= 590 ft) k A C 1/ ,155 md ft k A C 1/ ,155 md ft V p 161 MM rcf V p 161 MM rcf G Bscf G Bscf k md x e 944 A C ft 2.2 MM ft 2 k md r e 1, 068 ft A C 7.1 MM ft 2 59

60 Pronósticos de producción en flujo transitorio Evaluar G mínimo en función de t esr gráfica especializada de flujo Calcular p a t esr a partir de G y G p Calcular J CP de: J CP p z [ m( p) m( pff Predecir con balance de materia p z i i 1 q g G p G )] de la 60

61 q g (M PCD) Historia y pronóstico de q g y G p para el pozo A 10, , G = Bscf G p (Bscf) 100 Historia Pronóstico 6.00 t ehs tiempo (años)

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63 m(p)/q g (psia 2 -D/Mscf-cp) Etapa 2 - Gráfica especializada de tiempo para el pozo A 6.E+06 5.E+06 4.E+06 3.E+06 b expd = 0.7 E+06 (psia 2 -D/Mscf-cp) t esr = 6,630 días (18.2 años) 2.E+06 1.E+06 ~ m exp d (psia 2 /Mscf-cp) 0.E ,000 6,000 9,000 12,000 15,000 18,000 time (days) Tiempo (días) 63

64 Step 3 - Propiedades del yacimiento y G para flujo dominado por la frontera A ( 57 c ) g t i h T m~ exp d G ( 57 g c t S B gi g ) i T m~ exp d G se puede estimar sin conocer k, h, 64

65 q g (Mscf/D) m(p)/q g (psia 2 -D/Mscf-cp) Gráfica semilog especializada de ajuste de historia de m(p)/q g vs. t 1/2 usando simulación 1.E+04 8.E+06 7.E+06 Gasto real 6.E+06 5.E+06 1.E+03 4.E+06 Historia 3.E+06 2.E+06 1.E+02 Simulación 1.E+06 0.E Tiempo time 1/2 (days 1/2 (días 1/2 1/2 ) ) 65

66 Comparación entre resultados para flujo lineal, de efectos de frontera y de simulación Lineal Frontera Simulación k A C 1/ ,119 md ft A 93 acres k A C 1/ ,155 md ft G Bscf G Bscf G Bscf k md A c 2.2 MM ft 2 66

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68 Plano de fractura Area (A c ) se determina por la pendiente del flujo lineal Longitud de fractura Pozo horizontal Pozo horizontal (vista areal) Flujo lineal transitorio Área de investigación es función del tiempo de producción 68

69 q g (Mscf/D) WHFP and BHFP (psia) Datos de presión y producción para el pozo B 3,500 3,500 3,000 Antes del frac Después del frac 3,000 2,500 2,500 2,000 1,500 Gasto real Gasto real BHFP 2,000 1,500 1, WHFP 1, time (days) Tiempo (días) 69

70 m(p)/q g (psia 2 -D/Mscf-cp) Etapa 1 - Gráfica de diagnóstico para el pozo B (antes y después del fracturamiento) 1.0E+07 Antes del frac Después del frac 1.0E+06 m = 1/2 1.0E ,000 time (days) Tiempo (días) 70

71 m(p)/q g (psia 2 -D/Mscf-cp) Etapa 1 - Gráfica de diagnóstico para el pozo B (después del fracturamiento e inicializando el tiempo de producción) 1.0E E+06 m = 1/2 1.0E ,000 time (days) Tiempo (días) 71

72 m(p)/q g (psia 2 -D/Mscf-cp) Etapa 2 - Gráfica especializada de t 1/2 para el pozo B (antes y después del fracturamiento) 2.5E E E E+06 Antes del frac b CREL = -41,119 (psia 2 -D/Mscf-cp) ~ m CRL ~ m CREL 220,081 (psia 2 -D 1/2 )/(Mscf-cp) 56,776 (psia 2 -D 1/2 )/(Mscf-cp) 5.0E E+00 Después del frac b CRL = 50,000 (psia 2 -D/Mscf-cp) n j 1 ( q gj q q gn gj 1) t n t j 1 72

73 Etapa 3 - Propiedades del yacimiento y G para flujo lineal (q g constante) 803 T k AC ( m gct ) ~ i CRL Flujo lineal antes del frac Flujo lineal después del frac k A C 4,354 md ft 2 k A C 16,877 md ft 2 Min G 128T ( g c t B S g gi ) i t m~ esr CRL 0.7 Bscf 73

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75 Se obtuvieron las siguientes contribuciones técnicas: Catálogo de metodologías simples, confiable y por etapas para el análisis de la producción bajo ambos q g constante y p wf constante Homogéneos y Doble porosidad. Modelo analítico matrix-fracturas paralelas para una fase simple Modelo para capas de alta permeabilidad en un yacimiento de gas no convencional. 75

76 En un análisis de más de 200 pozos en yacimientos de gas no convencionales Flujo transitorio de larga duración con efectos de frontera fue detectado (150 pozos): Algunos pozos con fracturamientos masivos Algunos pozos con datos diarios de q g y p ff Ajustados con un simulador de gas 40% flujo lineal de larga duración. 15% flujo bilineal de larga duración. Flujo pseudo-radial no se detectó. 76

77 Conclusiones Se requiere de un modelo global para explotar gas no convencional que incluya: Optimización de pozos a perforar y terminaciones. Sustentabilidad ambiental. Modelo de negocio integral y flexible. Se deben usar ecuaciones a presión constante. Se pueden calcular mínimos valores de: Área de drene. Volumen poroso. G., h, y A no se requieren para estimar G. 77

78 En yacimientos de gas no convencionales Se sugiere una aproximación multidisciplinaria seleccionando el mejor modelo de interpretación. Flujo transitorio de larga duración y cortas alas de la fractura implica la necesidad de desarrollar el yacimiento con un espaciamiento cerrado entre pozos. 78

79 Incrementar la longitud de la fractura para tratar de alcanzar y conectar los canales de permeabilidad alta Pozo vertical Fractura hidráulica Patrones de flujo de permeabilidad alta 79

80 Las limitaciones de este trabajo son las siguientes: Las fórmulas de interpretación sólo aplican a flujo de gas. Estas fórmulas se derivaron de soluciones analíticas suponiendo q g constante o p ff constante. Variación crítica de los datos de producción causado por problemas operacionales y bastantes cierres del pozo tienden a complicar el análisis. 80

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82 m(p)/q g (psia 2 -D/Mscf-cp) Se requiere un método para mejorar la estimación del G si dos o más fronteras externas son alcanzadas 6.E+06 5.E+06 Transitorio Primera frontera Segunda frontera 4.E+06 3.E+06 2.E+06 1.E+06 0.E ,000 6,000 9,000 12,000 15,000 18,000 time (days) Tiempo (días) 82

83 Caracterización de varios yacimientos y patrones de flujo de permeabilidad alta que resultan en flujo transitorio Pozo vertical Fractura Flujo lineal 83

84 Se reconoce que la solución energética de la demanda mundial de gas vendrá de fuentes de energía con bajo número de carbonos necesaria para reducir las emisiones globales La buena noticia es que la tecnología para producir gas natural está disponible hoy, tal vez no se requiere esperar para otras opciones 84

85 Academia de Ingeniería, A.C. Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo Jorge Alberto Arévalo Villagrán Trabajo para Ingreso a la Academia de Ingeniería Palacio de Minería, México, D.F., Nov. 23, 2011