Análisis de la declinación de la producción en yacimientos de gas no convencionales convencionales,, que presentan contenido de materia orgánica con gas adsorbido
Congreso Mexicano del Petróleo
Castellanos Páez, Francisco, Francisco, Arévalo Villagrán, J.A., Guzmán Arévalo, J.D., PEMEX E&P; Martínez Romero, N., CNH, y Pumar Martínez, F., F., CBM. Acapulco 2014
Contenido
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Introducción
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Métodos de análisis de curvas de declinación
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Metodología para el análisis de la declinación en yacimientos no convencionales de gas
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Casos de campo
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Conclusiones
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Recomendaciones
Introducción Los métodos de Arps y Fetkovich se usan comúnmente como una herramienta para evaluar la declinación y reservas de una formación.
Por otro lado, existen diversos modelos para el análisis de la declinación en yacimientos no convencionales de gas (YNCG), los cuales permiten obtener pronósticos de producción mas realistas en formaciones de lutitas, de baja permeabilidad y de carbón, que contienen materia orgánica y gas adsorbido.
Localización geografica En México, Pimienta, La Casita y Eagle Ford han sido identificados como importantes cuencas de hidrocarburos de lutitas, en las que se estima un potencial existente de reservas de 681 billones de pies cúbicos, que es el 22% de las reservas en Estados Unidos y 11% a nivel mundial.
Período geológico
Recursos (MMMMscf)
Cretácico superior
507
Cretácico medio
8
Cretácico inferior
166
Total
681
Contenido
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Introducción
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Métodos de análisis de curvas de declinación
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Metodología para el análisis de la declinación en yacimientos no convencionales de gas
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Casos de campo
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Conclusiones
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Recomendaciones
Métodos de análisis de curvas de declinación El método más comúnmente utilizado para determinar las reservas convencionales es el análisis de curvas de declinación. Arps y Fetkovich determinaron que la tendencia puede ser exponencial, hiperbólica o armónica. Modelo de Arps: 1
Modelo de Fetkovich
Donde:
=
qi es el gasto inicial, Di tasa de
declinación inicial y b es el exponente
= −
de declinación: b = 0 declinación exponencial.
=
1
b = 1 declinación armónica.
0 < b < 1, declinación hiperbólica.
Existen varias modificaciones a los métodos con el fin de aplicarlos a las formaciones no convencionales, teniendo en cuenta lo siguiente: 1. Una declinación declinación muy pronun pronunciada ciada en tiempos tiempos de produc producción ción corto. corto. 2. Adsorc Adsorción ión y deso desorció rción n de gas gas en la mate materia ria orgán orgánica. ica. 3. Los altos altos volúme volúmenes nes de de producc producción ión de agua al al comienzo comienzo de la produ producción cción
Métodos de análisis de curvas de declinación El comportamiento de los yacimientos no convencionales difiere de los convencionales, especialmente durante las etapas de producción temprana cuando se está produciendo el agua de la etapa de terminación. Debido a que contienen materia orgánica y el gas adsorbido, es importante conocer el tipo de isoterma de adsorción de gas, así como la presión, ya que el volumen original original de gas varía y la desorción de gas modifica el comportamiento de declinación.
=
Métodos de análisis de curvas de declinación Se debe considerar el comportamiento del gas adsorbido durante la explotación de los pozos de gas en yacimientos no convencionales, ya que la baja permeabilidad y gas adsorbido pueden modificar los parámetros del modelo de declinación.
Con el fin de obtener estimaciones de los volúmenes de gas que se producirán desde el pozo, los datos reales de producción se ajustaron utilizando los métodos Arps y Fetkovich.
Métodos de análisis de curvas de declinación Modelos de declinación para YNCG Arps
= − ;
Exponencial
=
Varios modelos han sido si do desarrollados para adaptarse a los diversos comportamientos que pueden ocurrir en los YNCG.
;
Hiperbólica
+
Ley de potencias
1
= ∞
Función de declinación: D(t) =
1
− − ≈ ∞
Función hiperbólica: b(t) =
Valkó
1
≈
1 ∞
=
−
2
Jones and Arps
−
1
Contenido
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Introducción
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Métodos de análisis de curvas de declinación
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Metodología para el análisis de la declinación en yacimientos no convencionales de gas
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Casos de campo
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Conclusiones
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Recomendaciones
Metodología para el análisis de la declinación en yacimientos no convencionales de gas Se analizaron 3 pozos de gas en YNCG. El primer pozo se encuentra en la formación Eagle Ford en los EE.UU. y Los restantes en la parte sur de la formación en México. Para el análisis los datos de presión de producción fueron suavizados, se tomó la declinación a partir de la producción máxima del pozo, se convirtió el agua producida a su equivalente en gas por lo que la producción corresponde a la caída de presión total en la formación. Se ajustaron los los modelos declinaciones declinaciones mediante mediante regresiones, regresiones, se realizaron predicciones a 15 15 años y posteriormente se ajustaron las declinaciones incorporando incorporando el gas desorbido, considerando considerando un desorción instantánea y la producción de todo el gas liberado. Isoterma for Eagle Ford
Datos generales de Eagle Ford
Profundidad:
2,500 - 14,000 ft
Espesor:
50 - 300 ft
Gradiente de presión:
0.4 - 0.8 psi/ft
Cont. de mat. Org.
2 - 9%
Saturación de gas:
83 – 85%
permeabilidad:
1 - 800 nd
Contenido
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Introducción
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Métodos de análisis de curvas de declinación
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Metodología para el análisis de la declinación en yacimientos no convencionales de gas
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Casos de campo
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Conclusiones
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Recomendaciones
Casos de campo Pozo A El pozo A produce gas seco y se encuentra en la formación de Eagle Ford en el sur de Texas. Se terminó con una geometría horizontal 4000 pies y un tratamiento de estimulación de diez etapas que consiste en 20 fracturas laterales transversales, generando un volumen de 169 MMft3 estimulada depósito (SRV).
t (días)
t (días)
Datos del pozo A: ɣg =
0. 0 . 59 6
VL =
MN2 =
0
pL =
656 psia
ρr =
MCO2 =
0
pi =
5100 ps psia
SRV =
MH2S =
0
T=
207 °F
75 scf/ton
Vai = 66.4523975 scf/ton Ga =
4 14E+07 scf/ton
pc desor =
3500 psia 3
1.3 gr/cm 16 9 00 0 0 0 f t
mroca = 622599.1534 Ton
Casos de campo Pozo A Ajuste de la declinación
Predicción del gasto de gas a 15 años
Casos de campo Pozo A Ajuste con el modelo de Fetkovich
t (días)
Match t = tD = Match q= qDd = b= qi =
Comparación
1.2 192 192 0.81 5.208 5.208 MMscf MMscf -1
Di =
0.0120 0.012000 00 días
Gp =
1.59 1.59 Bcf Bcf
Model odelo o Gp (Bs (Bscf cf)) Arps Exp Exp 0.85 Arps Hip 2.79 PLE 1.27 Fun Hi p 1.39 Valkó 1.27 Jones 1.27
Casos de campo Pozo B El pozo B se perforó y terminó con una geometría horizontal en la formación del Cretácico superior de Eagle Ford, con una profundidad vertical de 8.300 pies y una trayectoria horizontal de 13,356 pies. Durante su terminación, se crearon 17 fracturas con 856 pies de largo, 459 pies de altura, y un ancho media de 0,8 pulgadas. Datos generales del pozo B.
Historia de presión producción del pozo B
Datos de desorción 60 scf/ton 250
0.375
Longitud lateral, pie
1837
Espesor, pie
492
Profundidad, TVD, pie
2530
Porosidad (%) (φhc = φef (1-Sw)) Presión de yacimiento, psia
6.0 5,100
Temperatura, °R
667
Compresibilidad del gas, 10 -4 psia-1
1.3
Viscosidad del gas, cp
0.0239
Numero efectivo de fracturas 8 Volumen de yacimiento estimulado 445 (SRV) (MMft3)
t (días)
VL = PL =
Radio del pozo, pie
ρr =
SRV =
3
2.8 gr/cm 446 MMft3
Casos de campo Pozo B Ajuste de declinación
t (días)
Predicción del gasto de gas a 15 años
Casos de campo Pozo B Ajuste con el modelo de Fetkovich Match
t (días)
Match t =
tD =
0
Match q=
qDd =
0 0.66
b=
Di =
4.484 4.484 MMscf MMscf 0.0075 0.007500 00 días-1
Gp =
1.54 1.54 Bcf Bcf
qi =
Comparación Mo delo Arps Exp Arps Hip PLE
Fun Hip Valkó Jones
Gp (Bscf) 0.74 1.55 1.08
1.11 1.08 1.08
t (días)
Casos de campo Pozo B El pozo C se perforó y terminó con una geometría horizontal en la formación del Cretácico superior de Eagle Ford, con una profundidad vertical de 5.397 pies y una trayectoria horizontal de 11270 pies. Durante su terminación, se crearon 16 fracturas con 528 pies de largo, 380 pies de altura, y un ancho media de 0,82 pulg Pressure-production history of Shale B well. General data from Shale B well.
Datos para la desorción 60 scf/ton 250
0.375
Largo lateral, pie
11,270
Espesor, pie
215
Posoridad(%) (φhc = φef (1-Sw)) Presión de yacimiento, psia
6.0 3294
Temperatura, °R
632
Compressibility del gas, 10 -4 psia-1
2.6
Numero efectivo de fracturas
16
Volumen de Yacimento estimilado 671 (SRV) (MMft3)
t (días)
VL = PL =
Radio del pozo, pie
ρr =
SRV =
3
2.8 gr/cm 3 446 MMft
Field results Well C Well Declination Adjustement
t (días)
q g Prediction to 15 years
Field results Well B Well C Fetkovich Match
t (días)
Case 1 Match t = Match q=
Mode lo lo A rps Exp A rps Hi p P LE Fun Hi p V al kó Jone s
Case 2 tD = qDd = b= qi = Di =
0.21 490 0.061
Match t =
tD =
0.21
Match q=
qDd =
490
b=
2.041 2.041 MMscf MMscf -1
0.002100 0.002100 días
qi = Di =
1.00 2.041 2.041 MMscf MMscf -1
0.002100 0.002100 días
t (días)
Gp =
1.03 1.03 Bcf
Gp =
5.17 5.17 Bcf
Gp ( Bs Bscf) 1.07 5.59 1.30 1.56 1.13 2.65
Casos de campo Pozo B con desorción Caso con desorción
t (días)
t (días)
Para el ajusye se utilizaron los modelos de Arps and Jones. Arps Hip
=
1
Jones - Arps =
−
Casos de campo Pozo B con desorción Arps Hip Model
Arps Hip Model
=
1
t (días)
Parámetros de ajuste: Aprs Hiperbolic Model
qi [Mscf/d] = Di [1/d] = b=
Free gas Desorption Desorptio n gas 3359 4139 0.0085 0.0078 0.9711 0.8834
t (días)
Casos de campo Pozo B con desorción Jones Model
=
Jones Model
− 100 100 1
t (días)
t (días)
Parametros de ajuste Arps - Jones Model Model Free gas Desorption Desorptio n gas qg [Mscf/d] = 3708 4691 Do [ 1/dm]= 2.6931 2.7394 m= 1.5977 1.5977
General results Model Gpf (Bscf) Gpt (Bscf) Arps Exp 0.730 0.891 Arps Hip 1.550 1.756 PLE 1.078 1.238 Fun Hip 0.740 0.885 Valkó Valkó 1.080 1.239 Jones 1.080 1.250
ΔGp
(%) 18 12 13 16 13 14
Contenido
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Introducción
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Métodos de análisis de curvas de declinación
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Metodología para el análisis de la declinación en yacimientos no convencionales de gas
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Casos de campo
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Conclusiones
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Recomendaciones
Conclusiones 1. Los mejores mejores modelos modelos para para la estimaci estimación ón del del gasto y la reserva reserva a recuperar recuperar son son los de de Jones-Arps, PLE y Valkó. Sin embargo, esto puede cambiar en función de las características de la declinación de cada pozo. 2. Es una condición condición necesaria necesaria que que los pozos pozos produz produzcan can en régimen régimen pseudoest pseudoestable, able, ya que de lo contrario los errores en los cálculos y predicciones serán altos. 3. Se confirmó confirmó que que el gas gas adsorbido adsorbido en la formación formación Eagle Eagle Ford en México México se encuen encuentra tra entre un 15% - 20%, por lo que es importante tener en cuenta al calcular la reserva. Además de reducir la disminución de la producción de gas gas desorbido. 4. Al considera considerarr los efecto efectos s del gas gas adsorbido adsorbido combin combinado ado el el modelo modelo de Langmuir Langmuir con los métodos declinaciones, se obtuvieron resultados más precisos del comportamiento de producción del pozo, que conduce a estimaciones más optimistas de los volúmenes de gas que se producirán.
Contenido
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Introducción
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Métodos de análisis de curvas de declinación
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Metodología para el análisis de la declinación en yacimientos no convencionales de gas
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Casos de campo
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Conclusiones
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Recomendaciones
Recomendaciones 1. Para el correcto correcto ajuste ajuste de la declinació declinación n y predicció predicción n de la producción producción del del gas se requiere obtener los valores correctos de la isoterma de Langmuir y de la presión de desorción. 2. Para determinar determinar correct correctamente amente la declinac declinación ión del pozo pozo y su reserva, reserva, es es recomendable comparar los resultados de los modelos analíticos con los de balance de materia y Simulación Numérica.
3. En casos casos en los los que que la adsorc adsorción ión de gas gas en la formación formación este este presen presente, te, para para mejorar el ajuste de las predicciones de declinación y de producción, es necesario teniendo en cuenta el tiempo para la desorción de gas, y su factor de recuperación. 4. Debido Debido a que que la formación formación Eagle Ford no existen existen altos altos niveles niveles de gas adsorbid adsorbido, o, se recomienda optimizar los costos de perforación y terminación de pozos.
Análisis de la declinación de la producción en yacimientos de gas no convencionales convencionales,, que presentan contenido de materia orgánica con gas adsorbido
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