Avances en Producción y Manejo de Gas

Transcripción

1 ARTICULO: Monitoreo de Yacimientos con producción conjunta Presentado en la XVIII convención internacional de gas AVPG, Mayo 2008 AUTORES: YPergas, Martin de Santa Coloma; Carla Castillo Mail: 1. INTRODUCCIÓN El campo Yucal Placer se encuentra ubicado en el estado Guárico, Venezuela, a 120 kilómetros al sureste de la capital, Caracas. Es un campo de gas con alto contenido de dióxido de carbono (CO2), compuesto por yacimientos multi-capa de bajo espesor individual y de baja permeabilidad en las Formaciones Roblecito y La Pascua del Eoceno Tardío al Mioceno Temprano. Las areniscas productoras forman parte de un sistema de barras litorales y canales, dominado por mareas. Figura 1. Ubicación geográfica del Campo Yucal Placer XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 1

2 El campo cuenta con 40 pozos, de los cuales 36 fueron perforados en dos etapas diferentes, previas al otorgamiento de la licencia de explotación del campo en 2002 a Ypergas y a sus socios Total, Repsol, Inelectra y Otepi. Actualmente, existen cinco pozos en fase temprana de producción con un potencial cercano a los 100 MMPCN/D. Adicionalmente se mantienen activos cinco pozos observadores con el fin de monitorear el nivel de presión de ciertos yacimientos. En el marco de un proyecto piloto, tres de los cinco pozos productores se encuentran cañoneados en varios yacimientos y producen simultáneamente. La producción conjunta de gas presenta significativas ventajas para el desarrollo de yacimientos multi-capa de gas, mas aun teniendo en cuenta el aspecto de arenas apretadas de Yucal Placer. Gracias a este modo de operación se logra aumentar la producción y las reservas y a su vez, se reduce el impacto ambiental y los costos asociados a la perforación y operación de los pozos. En este artículo se muestra la experiencia adquirida en el monitoreo individual de los yacimientos mediante registros de producción y el empleo de estos datos para realizar pronósticos de producción. 2. REGISTROS DE PRODUCCIÓN Los registros de producción (PLT, Production Logging Tools) permiten medir la velocidad del flujo, la presión y la temperatura a lo largo del pozo en condiciones dinámicas o estáticas. También se utilizan sensores de densidad y capacitancia que permiten determinar la naturaleza del fluido, en particular la presencia de agua y el comportamiento de flujo dentro del pozo. Por último, el gamma-ray y el CCL permiten poner en profundidad el registro. La interpretación de registros en el caso de Yucal Placer con un gas seco es relativamente sencilla, ya que, sólo hay gas y agua de condensación y la distancia entre los intervalos productores es limitada ( pies). XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 2

3 En principio, se calibra la respuesta de la hélice haciendo corridas hacia abajo y hacia arriba a tres velocidades diferentes así se determina un perfil de velocidad del fluido. Luego, se calcula el perfil caudal conociendo el área de la tubería, la presión, la temperatura y el porcentaje de agua en el flujo. Por último, se calcula el caudal de cada intervalo por diferencia. A continuación se muestra un esquema simplificado del cálculo: Figura 2. Esquema de producción conjunta La incertidumbre de la herramienta es baja y está dada por la respuesta mínima de la hélice (spinner threshold) que se expresa en velocidad del fluido y está acotada entre 3 y 7 pies/min. Estos valores convertidos a caudal de gas en alta presión representan una incertidumbre entre 0.10 y 0.25 MMPCN/D considerando una tubería de 7 pulgadas. La mayor incertidumbre es generada por la estabilización del pozo, las variaciones de velocidad de la herramienta y ocasionalmente, por problemas mecánicos en los rodamientos de la hélice. La incertidumbre del sistema depende del diámetro del la tubería y las condiciones del flujo, pero se consideran valores normales variaciones XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 3

4 del 5% en caudal, con límites de medición entre 0.20 y 0.40 MMPCN/D en 7 pulgadas de diámetro, por debajo del cual no se puede cuantificar el caudal. Para caudales por debajo del límite de medición, se puede inferir o no la producción con la ayuda de le registro de temperatura y el enfriamiento que provoca la pérdida de carga del gas entrando al pozo por efecto Joule-Thomson. A efectos de minimizar los errores de medición es importante controlar que las condiciones de presión y temperatura sean lo más estables posible durante la adquisición y a su vez, se debe procurar que la velocidad y la tensión del registro sean constantes. Una vez finalizado, se realiza un control de calidad y se verifica que las curvas de revoluciones por minuto, presión y temperatura tengan un comportamiento estable y sean paralelas entre sí a distintas velocidades. Una vez cumplidos estos requisitos, se obtienen datos fiables para efectuar el análisis individual de los yacimientos. Las comparaciones de caudal total con las mediciones de superficie son generalmente muy buenas con discrepancias inferiores al 5%. 3. YUCAL PLACER En el campo Yucal Placer, YPERGAS está en una fase de producción temprana y observación del campo previo a un desarrollo más completo y se corren registros de producción con elevada frecuencia (cada 5 meses). En los tres pozos del piloto con producción conjunta se ha realizado un total de 23 registros de producción en un lapso de cuatro años. Los registros PLT se efectúan utilizando sensores de memoria y son corridos con guaya fina. El avance en la tecnología ha permitido lograr una fiabilidad suficiente de la medición y reducir sus costos asociados. Un punto a destacar es la necesidad de una arquitectura de pozo sencilla preferentemente en mono-tubería y con XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 4

5 desviaciones moderadas (inferiores a 55º) para evitar el uso de soluciones más complejas y riesgosas, tales como los registros tractados. El monitoreo de los pozos en producción conjunta ha sido la herramienta fundamental para el estudio de la productividad y la evolución de presión de los yacimientos, permitiendo así caracterizar el volumen conectado al pozo y la extensión de los cuerpos sedimentarios que conforman el reservorio. 3.1 Análisis de caudal y presión (SIP) Para determinar la presión estática de los yacimientos se procede a graficar la presión de fondo fluyente versus el caudal. De la intersección con el caudal cero se obtiene la presión estática del yacimiento como se muestra a continuación. Los puntos corresponden a los datos observados y las líneas puntadas a la curva de productividad: PRESION BHP (psia POZO 19 OCT 2005 REGISTRO DE PRODUCCION 4500 Pozo Oct Yac. 23 Oct-05 Yac. 4 Oct Yac. 5 Oct PRESION DE FONDO (BHP) (psia) POZO 19 NOV 2006 REGISTRO DE PRODUCCION 4500 Pozo Nov Yac 23 Nov Yac 4 Nov Yac 5 Nov CAUDAL DE GAS (MMscftpd) CAUDAL DE GAS (MMscftpd) Figura 3. Análisis SIP Se puede observar en el grafico de la izquierda, que todos los yacimientos tienen una presión estática similar al comienzo de la producción del pozo en noviembre de Un año más tarde, en noviembre de 2006, la presión ha disminuido de manera diferente en los distintos yacimientos. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 5

6 El nivel de agotamiento de cada yacimiento está regido por la relación entre el caudal (volumen producido) y el volumen conectado. Se puede notar que el yacimiento 5 (color rosa) tiene mayor productividad y se agota más rápidamente que el yacimiento 23 (en violeta) cuya presión disminuye más lentamente. Esto demuestra que la repartición de producción varía con el tiempo y es necesario efectuar varios registros de producción a lo largo de la vida del pozo. Una frecuencia recomendada sería de comenzar con 3 registros PLT por año hasta uno por año al cabo cinco años. Esta frecuencia deberá ser adaptada en función de la estabilidad del comportamiento y de los eventos del pozo. 3.2 Determinación del gas conectado al pozo (CGIP) Al graficar la presión estática del yacimiento sobre el factor de compresibilidad del gas (P/Z) en función del gas producido (Gp) se obtiene el gas conectado al pozo (CGIP) en cada yacimiento. A su vez, se puede hacer el mismo gráfico para el pozo con la presión promedio cerrada y obtener el gas conectado al pozo y así comprobar que la suma los CGIP por yacimientos es igual al CGIP del pozo. En el gráfico a continuación se observa que el pozo (puntos rojos) tiene un alineamiento perfecto. Esto resulta por los datos obtenidos a partir de pruebas de restauración de presión con un tiempo de estabilización cercano a las 48hrs. Para el Yacimiento 5 (puntos rosa), se observa que el primer punto no está alineado y es más alto. Este primer punto fue medido con registro MDT a pozo abierto. Los demás puntos están alineados y representan la presión alrededor del pozo. Esta diferencia de presión es debida al efecto presente en arenas apretadas, donde no se alcanza la presión media del yacimiento por ser demasiado cortos los periodos de la prueba multi-tasa. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 6

7 4500 POZO 19 P/z (lpc) Yac 23 Yac. 4 Yac. 5 Pozo BCF 0.4 BCF 15 BCF 27 BCF Gp (MMPC) Figura 4. : Estimación del Gas Conectado (CGIP) Aquí debe mencionarse que esta es una aplicación empírica de las ecuaciones de balance de materiales. En general, a nivel de los pozos, se observa un comportamiento lineal de P/z en función de Gp lo que da fiabilidad a su uso. Sin embargo, existen precauciones inherentes al balance de materiales que son: - En yacimientos muy extensos o de baja permeabilidad, la presión estática medida en el pozo es inferior a la presión media del sistema, por lo que se puede generar una curvatura y aumentar el gas conectado con el paso del tiempo (efecto de arenas apretadas). - La presencia de acuífero genera un mantenimiento de presión que puede llevar a sobre-estimar el gas en sitio. La extrapolación al CGIP supone un esquema de producción constante entre los distintos pozos. De cambiar este esquema, por ejemplo al agregar un nuevo punto de drenaje dentro del radio de investigación de un pozo, se observaría un cambio en la pendiente de P/Z por efecto de interferencia. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 7

8 Esta limitación es a su vez muy interesante para analizar y cuantificar las interacciones entre los pozos mediante los cambios de pendiente y su variación de gas conectado. 3.3 Asignación y pronóstico de producción El método convencional de asignar la producción a cada yacimiento es utilizando la proporción de caudal determinada por PLT que aporta cada yacimiento y multiplicando por la producción del pozo. Este método proporcional es aceptable siempre y cuando se tengan condiciones de producción estables y tasas de agotamiento similares entre los yacimientos. Se pueden mitigar estas limitaciones aumentando el número de registros PLT y efectuándolos en condiciones normales de producción. En el caso de Yucal Placer, se tienen productividades y tasas de declinación muy diferentes en los distintos yacimientos, por lo que el método proporcional pierde su validez al cambiar la presión de producción o si se tienen lapsos importantes de tiempo sin registro. Para solucionar este problema, se utilizan las presiones estáticas de yacimiento, la productividad como fue mencionado en el punto 3.1 y 3.2 y se calcula la producción de cada yacimiento en función de la presión fluyente en el pozo. Luego se pueden realizar pronósticos a corto y mediano plazo hasta diez años utilizando el cálculo de P/Z en función de Gp y así estimar el caudal. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 8

9 100.0 POZO 19 (Yac. 5) Pronostico Caudal A signado Qg (MMPCD) Potencial a BHP = 1700psia 0.1 Jan 2004 Jan 2006 Jan 2008 Jan 2010 Jan 2012 Jan Estimación del flujo cruzado Figura 5. Pronóstico de producción El flujo cruzado es a veces considerado como el peor de los males, ya que, atenta contra la correcta evaluación de los yacimientos. En la tabla a continuación se muestra el cálculo del volumen de flujo cruzado que tendrá el pozo en diez años considerando que estará cerrado 7 días por año. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 9

10 Tabla 1. Cálculo del flujo cruzado Yac. 23 Yac 4 Yac.5 Productividad (MMPCNPD/PSI^2 2.80E E E-06 Presión a pozo cerrado Presión de Yacimiento (PSIA) Caudal a pozo cerrado (MMPCNPD) Fecha (PSIA) Yac. 23 Yac 4 Yac.5 Yac. 23 Yac 4 Yac.5 Jul Jun Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Volumenes (MMPCN) Volumen de Flujo cruzado Yac. 23 Yac 4 Yac Eficiencia 0.98 Producción acumulada en el período Porcentaje de la producción % -3.8% -0.3% Dias de cierre 7 Así se estima que durante los periodos de cierre en un lapso de diez años, el yacimiento 5 tendrá un flujo cruzado de 44 MMPCN, lo que representa 0.3% de su producción. El cálculo aquí descrito es extremo pues no considera los efectos transitorios, ya que, en la mayoría de los casos los cierres son de corta duración (menor de 1 día). En la práctica lo que ocurre generalmente es que las capas más permeables son las más agotadas y durante el cierre reciben el flujo cruzado de los intervalos de menor productividad y mayor presión. Esto genera sobre-presión local durante el cierre, pero al abrir el pozo este efecto se corrige con un incremento transitorio del caudal que corrige el eventual error de asignación de producción. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 10

11 3.5 Efecto de la producción Conjunta en el Caudal A continuación se puede observar que la producción del yacimiento 5 y 4 no se ve alterada por el cañoneo del yacimiento 23. POZO 19 Registros de Producción TASA (MMPCNPD) abr-05 jun-05 Yac 23 oct-05 ago-06 nov-06 mar-07 Yac 4 jun-07 Yac 5 Abril 2005 Ensayo sin Yac.23 No muestra influencia de la producción conjunta Figura 6. Efecto de la producción conjunta Si bien puede existir flujo cruzado durante los periodos de cierre, en Yucal Placer nunca se observó una disminución del potencial después de tales tiempos. Como era de esperarse en yacimientos de gas seco, la producción conjunta no presenta riesgo alguno para el potencial de las capas. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 11

12 4 CONCLUSIONES La experiencia obtenida en Yucal Placer durante el piloto de producción conjunta ha sido muy positiva en términos de monitoreo de Yacimientos. Se ha logrado determinar el caudal y la presión de cada uno de los yacimientos con una precisión muy satisfactoria. A su vez, el seguimiento de la productividad de cada uno de los yacimientos es la clave para optimizar la producción. Se utiliza un método de asignación de producción a través de la productividad y de la estimación de presión estática de cada uno de los yacimientos que permite verificar y guardar la coherencia entre los distintos parámetros. Los datos así obtenidos sirven para alimentar el modelo de simulación y para controlar la calidad y la extensión de los cuerpos de sedimentarios. Se muestra que los volúmenes de flujo cruzado durante los cierres son insignificantes comparados con los volúmenes producidos por lo que el error que pudieran producir esta producción negativa en nuestro monitoreo individual de los yacimiento es despreciable (inferior a 1%). Para los yacimientos que producen en el límite de la resolución de las herramientas de PLT por debajo de 0.5 MMPCN/D, el error incurrido es proporcionalmente mayor pero es despreciable comparado con el volumen total producido por el pozo. Un modo de optimizar la producción conjunta es utilizar una completación de un solo diámetro hasta los yacimientos (ejemplo: Monobore o tubingles 4-1/2 ) y evitar reducciones innecesarias de diámetro. De este modo se facilitan las intervenciones con guaya y se mejora la resolución de los registros de producción al disminuir el diámetro en los intervalos productores. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 12

13 5 AGRADECIMIENTOS Se agradece a YPERGAS y a los socios OTEPI, INELECTRA, REPSOL y TOTAL, por el permiso de presentar este trabajo. 6 AUTORES: Carla Castillo se desempeña como Ingeniero de Monitoreo de Yacimientos del Departamento de Geociencias en YPERGAS desde 2007, responsable del seguimiento e interpretación del comportamiento de producción de pozos, además de participar en diferentes proyectos desarrollados por el departamento. Entre 2004 y 2007 trabajó para Petrobras como Ingeniero de Yacimiento, en análisis de declinación, estimación de reservas y pronósticos de producción de yacimientos carbonáticos naturalmente fracturados. Egresada de la Universidad Central de Venezuela como Ingeniero de Petróleo en 2002 con Master en Gerencia y Economía de la Energía y el Ambiente, obtenido en la Scuola Enrico Mattei (Italia) en Martin de Santa Coloma es gerente de geociencias en YPERGAS Venezuela desde el 2007 donde dirige los estudios de yacimientos para realizar 25 nuevos pozos y re-inyectar el CO2 producido. Tiene diez años de experiencia en simulación de Yacimientos, evaluación de reservas y monitoreo de yacimientos dentro de la empresa TOTAL. Ha Trabajado en Indonesia como responsable de yacimientos del campo gigante de gas Peciko, en Paris en el área de América latina y en Buenos Aires en la preparación de desarrollos costa afuera. Se graduó como ingeniero de Petróleo en el ITBA en el año 1997 en Buenos Aires. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 13