YACIMIENTO YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
RESERVAS Y PREVISIONES DE PRODUCCION I. OBJETIVO En base a un escenario de demanda asumido, determinar el mejor escenario para lograr los mas altos ingresos al poner en producción un yacimiento gasífero. Calcular las reservas de gas existentes y efectuar una estimación de la previsión de producción de gas durante 15 años.
II. YACIMIENTO Se trata de un yacimiento gasífero está ubicado en el departamento de Tarija, localizado a una profundidad promedio de 2.630 metros bajo el nivel del mar (mbnm), cuyo reservorio esta compuesto por areniscas. Las dimensiones aproximadas de la estructura son de unos 13,5 Km. De extensión en dirección dirección Norte-Sur y de 14,5 Km. En dirección Este-Oeste, Este-Oeste, conformando un anticlinal alongado con un cierre de 15 metros y el espesor útil promedio del reservorio es de 7 metros. La exploración del yacimiento yacimiento se ha realizado mediante registración sísmica 2D y siete (7) perforaciones que delimitaron el deposito, cinco (5) de las cuales fueron productivas y dos (2) finalizaron estériles. Con esta información se ha demostrado la existencia de un yacimiento de gas con reservas superiores a 40.000 MMm³.
1.CALCULO DE RESERVAS VOLUMETRICAS: Volumen de gas en situ
Vr∗ 1−Sw G= B φ
Donde G = volumen de gas “ in situ “ en condiciones standard.
Volumen de roca,
VR: 2.140 MMm³
Porosidad,
θ : 18 %
Saturación de agua irreductible,
Sw = 32%
Temperatura del reservorio,
Tr : 97 ºC = 370 ºK
Presión del reservorio,
Temperatura ambiente,
Ta: 15 º C = 288 ºK
Presión atmosférica,
Pa: 1,033 Kg/cm²
Factor volumétrico
Pr: 246 Kg/cm²
∗ ∗ ∗ ∗
Bg =
YACIMIENTO YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
Volumen de gas en situ
Vr∗ 1−Sw B ∗∗.−. = . ∗ G= . G=
φ
Factor volumétrico:
∗ ∗ ∗ ∗
Bg =
1.33∗37∗.931 = 0.0050 46∗88∗1
Bg=
2. GAS RECUPERABLE. Se dispone de análisis PVT de los fluidos del reservorio, realizando a partir de muestras tomadas en un pozo representativo del yacimiento y se desea calcular el gas recuperable a una presión de abandono de 50 kg/cm2
Volumen recuperable de gas
∗ ∗
= Gp =
∗ ∗ . . . . . .∗ , ∗ ∗ =
Porcentaje de recuperación.
% = ∗ ,∗ % = = ,∗ ∗ = . .
YACIMIENTO YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
Volumen de gas en situ
Vr∗ 1−Sw B ∗∗.−. = . ∗ G= . G=
φ
Factor volumétrico:
∗ ∗ ∗ ∗
Bg =
1.33∗37∗.931 = 0.0050 46∗88∗1
Bg=
2. GAS RECUPERABLE. Se dispone de análisis PVT de los fluidos del reservorio, realizando a partir de muestras tomadas en un pozo representativo del yacimiento y se desea calcular el gas recuperable a una presión de abandono de 50 kg/cm2
Volumen recuperable de gas
∗ ∗
= Gp =
∗ ∗ . . . . . .∗ , ∗ ∗ =
Porcentaje de recuperación.
% = ∗ ,∗ % = = ,∗ ∗ = . .
YACIMIENTO YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION Para realizar la Tabla 1: Calculo de reservas y gas recuperable se toman en cuenta las ecuaciones anteriores, se realiza una interpolación del factor “z” compresibilidad para luego culminar el análisis con las gráficas correspondientes: correspondientes:
TABLA N°1 P[Kg/Cm2]
246 240 235 228 225 215 208 202 190 180 172 165 152 148 130 120 115 94 80 75 62 50 30 15 0
Z
P/Z [Kg/Cm2]
G [MMMm3]
Gp [MMMm3]
0,9321
263,920
52,39
0
0,005
0
0,9291
258,314
51,284
1,106
0,0051
2,11
0,9265
253,643
50,362
2,028
0,0052
3,87
0,923
247,021
49,055
3,335
0,0053
6,37
0,9215
244,167
45,153
3,902
0,0054
7,45
0,9187
234,026
46,49
5,9
0,0056
11,26
0,9168
226,876
45,079
7,311
0,0058
13,95
0,9152
220,717
43,863
8,527
0,006 0 ,006
16,28
0,9119
208,356
32,896
10,967
0,0063
20,93
0,9092
197,976
39,373
13,017
0,0067
24,85
0,9099 0,9105
189,032 181,219
24,592 36,068
14,781 16,322
0,007 0,0073
28,21 31,15
0,9117 0,912
166,722 162,281
33,206 32,329
19,184 20,061
0,0079 0,0081
36,62 38,29
0,9136
142,294
28,385
24,005
0,0093
45,82
0,9145
131,219
26,195
26,195
0,01
50,00
0,9167
125,450
25,06
27,33
0,0105
52,17
0,9259
101,523
20,337
32,053
0,013
61,18
0,932
85,837
17,24
35,15
0,015
67,09
0,9354
80,180
16,125
36,265
0,016
69,22
0,9442
65,664
13,26
39,13
0,02
74,69
0,9523
52,504
10,66
41,73
0,025
79,65
0,9714
30,883
6,395
45,995
0,043
87,79
0,9857
15,218
3,303
49,087
0,87
93,70
1
0,000
-
52,39
Bg
-
%R
100,00
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
Representación gráfica de la relación p/z vs volumen de gp.
REPRESANTACION GRAFICA P/Z VS Gp 300
Gp= 52.39 MMMm3
250 ] 200 2 m C / g 150 K [ Z / P
100 50 0 0
10
20
30
40
50
60
250
300
Gp (MMMm3)
Representación gráfica de la relación p vs p/z.
GRÁFICA DE LA RELACIÓN P VS P/Z 300 250 ] 200 2 m C 150 / g K [ P
100 50 0 0
50
100
150
200
P/Z [Kg/Cm2]
3. PREVISIÓN DE LA PRODUCCIÓN. Se han realizado ensayos de producción y mediaciones físicas completas sobre los cinco (5) pozos productivos del yacimiento, obteniéndose en forma estadística la Ecuación de Comportamiento del pozo promedio.
= ∗
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION Con esta información se pide determinar la evolución de la producción del yacimiento a través del tiempo, a medida que declina la presión del reservorio, adoptándose algunas simplificaciones referentes a los valores de “C” y “n”, los cuales se consideran constantes a través del tiempo.
= .∗∗ µ∗∗∗
c = 73
n =0,87
=
n = 1 Flujo Laminar n = 0.87 Flujo Totalmente Turbulento Donde: Pws = Presión estática de fondo de pozo (Presión estática del reservorio) Pwf = Presión dinámica de fondo de pozo Con la explotación del yacimiento, la presión estática del reservorio (Pws) ira disminuyendo gradualmente. En consecuencia se hace necesario definir el comportamiento del pozo promedio del yacimiento a través del tiempo, utilizando la ecuación de compa rtimiento del pozo, es decir, se deberá determinar el caudal de gas que producirá dicho pozo, en distintas etapas de explotación y bajo diferentes presiones dinámicas de fondo (Pwf).
Comportamiento del pozo promedio TABLA N° 2 Q [Mm3/d] 0 434 667.5 810.4 899.8 956.4 1055.72
Q [Mm3/d] 0 309,4 475,8
Pwf [Kg/cm2] 246 196.8 157,4 126,0 100,8 80.6 0
Pwf [Kg/cm2] 202.5 162 129,6
Q [Mm3/d] 0 402.3 618.7 715.1 834.1 886.5 978.56
Pwf [Kg/cm2] 235,5 188.4 150.7 120.6 96.5 77.2 0
Q [Mm3/d] 0 252 387,6
Pwf [Kg/cm2] 180 144 115,2
Q [Mm3/d] 0 371.6 571.5 693.8 770.4 818.8 903.90
Q [Mm3/d] 0 183,5 282,2
Pwf [Kg/cm2] 225 180 144 115,2 92,2 73.7 0
Pwf [Kg/cm2] 150 120 96
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION 577,6 641,4 681,7 752,49
Q [Mm3/d] 0 124,5 191,4 232,4 258,1 280,4 302,76
Q [Mm3/d] 0 42,8 65,9 80,0 88,8 94,4 104,18
103,7 82,9 66,4 0
Pwf [Kg/cm2]
470,6 522,5 555,4 613.05
Q [Mm3/d]
120 96 76,8 61,4 49,2 35 0
Pwf [Kg/cm2]
92,2 73,7 59,0 0
Pwf [Kg/cm2]
0 90,6 139,4 169,2 187,9 199,7 220,45
Q [Mm3/d]
65 52 41,6 33,3 26,6 21,3 0
Q [Mm3/d]
100 80 64 51,2 41 32,8 0
Pwf [Kg/cm2]
0 27,1 41,7 50,7 56,3 59,8 65,997
342,7 380,5 404,4 446,40
50 40 32 25,6 20,5 16,4 0
DETERMINAR C y N POR FETKOVICH P[Kg/Cm2]
P2
Q
246 196,8 157,4 126 100,8 80,6
60516
0
21785,76
434
35741,24
667,5
44640
810,4
50355,36
899,8
54019,64
956,4
0 61,5 94,5 114,8 127,4 135,5 149,52
76,8 61,4 49,2 0
Pwf [Kg/cm2] 80 64 51,2 41 32,8 26,2 0
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
100000
10000
2 f 1000 w P 2 s w 100 P
P2
10
1 1
10
100
1000
Q
AOF mediante grafico = 1000[Mm3/d]
. = . . = . ≈ . = = .. = . = .∗ . = ./ CURVA IPR PRESION DE RESERVORIO 246 [Kg/cm2] 300 ] 250 2 m200 c / g 150 K [ f 100 w P
50 0 0
200
400
600
Q [Mm3/d]
800
1000
1200
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
CURVA IPR PRESION DE RESERVORIO 235,5 [Kg/cm2] 250 200
] 2 m c 150 / g K [ f 100 w P
50 0 0
200
400
600
800
1000
1200
Q [Mm3/d]
CURVA IPR PRESION DE RESERVORIO 225 [Kg/cm2] 250 ] 200 2 M C 150 / G K [ 100 F W P 50
0 0
200
400
600
800
1000
Q [MM3/D
CURVA IPR PRESION DE RESERVORIO 202,5 [Kg/cm2] 250
] 200 2 m c 150 / g K [ f 100 w P 50 0 0
100
200
300
400
Q [Mm3/d]
500
600
700
800
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
CURVA IPR PRESION DE RESERVORIO 180 [Kg/cm2] 200 150 100 50 0 0
100
200
300
400
500
600
700
CURVA IPR PRESION DE RESERVORIO 150 [Kg/cm2] 160 140 120 100 80 60 40 20 0 0
100
200
300
400
500
CURVA IPR PRESION DE RESERVORIO 120 [Kg/cm2] 140 120 100 80 60 40 20 0 0
50
100
150
200
250
300
350
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
CURVA IPR PRESION DE RESERVORIO 100 [Kg/cm2] 120 100 80 60 40 20 0 0
50
100
150
200
250
CURVA IPR PRESION DE RESERVORIO 80 [Kg/cm2] 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0
20
40
60
80
100
120
140
160
CURVA IPR PRESION DE RESERVORIO 65 [Kg/cm2] 70 60 50 40 30 20 10 0 0
20
40
60
80
100
120
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
CURVA IPR PRESION DE RESERVORIO 50 [Kg/cm2] 60 50 40 30 20 10 0 0
10
20
30
40
50
60
70
5.4 PÉRDIDA DE CARGA EN EL TUBING. El punto donde las curvas de contrapresión interceptan las curvas de comportamiento del pozo, se encuentran los caudales potenciales de producción para una determinada presión dinámica de boca (Ptf), en función del diámetro del tubing considerado. La confección de las curvas de contrapresión del tubing se basan en el cálculo de pérdidas de carga para distintos caudales, o sea, el cálculo de la presión dinámica de fondo (Pwf), para una Ptf elegida, aplicando la ecuación de Smith.
−∗∗ ƒ . = ∗ +
Donde: Pwf= Presión dinámica de fondo en psia. Ptf= Presión dinámica de boca en psia. e= 2.71828
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION Q= caudal en Mcf/d Tp= Temperatura promedio en el tubingºR (Tp = 0.9243) d = Diámetro interior del tubing.Considerar Diam. Int.= 2,92 “que corresponde al tubing de diâmetro externo de 3 ½”. G= Gravedad especifica del fluido del pozo (G= 0.613) L= Profundidad al punto donde se tomó la Pws, en pies. (2630 metros x 3.281 = 8629.03 pies).
= .∗∗ ∗ − ∗ −. ∗ −. ∗ −. . ƒ = −. Q= en pies3 /día ƒ = Factor de fricción (Cullender y Smith) μ= f (Ptb) [lb / (ft-seg)] (Ver TABLA N°3 ) Ptb= Presión promedio del tubing
Donde:
= + TABLA a
Ptb
µ x 10 -6
[Kg/cm2]
[lb/(ft-seg)]
110 100 90 80 70 60 50 45
9.9115 9.6737 9.4753 9.1583 8.9204 8.7722 8.5636 8.5429
Nota: Observar el uso correcto de las unidades. Con las ecuaciones planteadas, calcular las Pwf correspondientes a etapas de producción del yacimiento, contemplando al menos las siguientes alternativas:
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
a) Ptf = 80 Kg/cm2 = 1137.87psi b) Ptf = 60 kg/cm2 = 853.4psi c) Ptf = 40 Kg/cm2 = 568.93psi
d) Ptf = 25 Kg/cm2 = 355.58psi
= .∗,∗., .∗. = . − ∗ .−. ∗ .−. ∗ .−. . ƒ = = . .∗−−. −.∗.∗.(. )∗. . . = ∗ . +
. . = √ . = . → . Kg/cm2 . = . → .Kg/cm2 . = . → .Kg/cm2 . = . → .Kg/cm2
= +. = .Kg/cm = .Kg/cm = .Kg/cm = .Kg/cm − ∗ −. ∗ −. ∗ −. . −. = ƒ − ∗ .−. ∗ .−. ∗ .−. . −. = . −. = . = .√ . = .∗− Comportamiento de la viscosidad en función de la pérdida de presión en el tubing
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
Ptb [Kg/cm2]
Linear (Ptb [Kg/cm2])
120 y = 45.321x - 338.03 R² = 0.9887
100 ] 80 2 M C / G 60 K [ B T P 40
20 0 8.4000
8.6000
8.8000
9.0000
9.2000
9.4000
9.6000
9.8000
10.0000
U X 10 -6 [LB/(FT-SEG)]
TABLA N°4 Ptf [psia] 1138.4 Caudal de Gas Mm3/d MMcfd 25 0.883 50 1.766 100 3.531 250 8.829 500 17.657 750 26.486 1000 35.315 1200 42.378 1300 45.909 1350 47.675
u 0.00000940107 0.00000940170 0.00000940415 0.00000942023 0.00000947372 0.00000947191 0.00000952365 0.00000959068 0.00000969302 0.00000971343
f 0.006705633 0.006410246 0.006127949 0.005774272 0.00552192 0.005378223 0.005280458 0.005220628 0.005197122 0.005185097
[psia] 1355.72 1356.30 1358.49 1372.92 1420.91 1495.10 1591.21 1681.13 1729.92 1755.08
Ptf [Kg/Cm2] 80 Pwf [ Kg/cm2] 95.32 95.36 95.51 96.53 99.90 105.12 111.87 118.19 121.63 123.39
Ptf [psia]
Ptf [Kg/Cm2] 60
853.8 Caudal de Gas Mm3/d MMcfd 25 0.883 50 1.766 100 3.531 250 8.829 500 17.657 750 26.486 1000 35.315 1200 42.378 1300 45.909 1350 47.675
u 0.00000870651 0.00000870736 0.00000871062 0.00000873193 0.00000880169 0.00000905104 0.00000911660 0.00000924584 0.00000924493 0.00000926932
f 0.006672263 0.006378359 0.00609751 0.005745865 0.005495575 0.005362358 0.005265486 0.005208217 0.005181157 0.005169348
Ptb [ Kg/cm2] 87.66 87.68 87.76 88.26 89.95 92.56 95.94 99.10 100.81 101.70
Pwf [psia] 1016.91 1017.67 1020.58 1039.61 1101.93 1195.94 1313.81 1421.25 1478.24 1507.53
[ Kg/cm2] 71.50 71.55 71.75 73.09 77.47 84.08 92.37 99.92 103.93 105.99
Ptb [ Kg/cm2] 65.75 65.77 65.88 66.55 68.74 72.04 76.18 79.96 81.97 83.00
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
Ptf [psia] Caudal de Gas Mm3/d MMcfd 25 0.883 50 1.766 100 3.531 250 8.829 500 17.657 750 26.486 1000 35.315 1200 42.378 1300 45.909 1350 47.675
u
f
0.00000801203 0.00000801330 0.00000801817 0.00000804963 0.00000814844 0.00000828807 0.00000845333 0.00000853730 0.00000867226 0.00000871021
0.006636308 0.006344013 0.006064769 0.005715559 0.005468096 0.005331751 0.005239697 0.005181296 0.005159667 0.005148486
Ptf [Kg/Cm2] 40
853,569,28 Pwf [psia] [ Kg/cm2] 678.16 47.68 679.30 47.76 683.62 48.06 711.58 50.03 799.47 56.21 924.02 64.96 1071.68 75.35 1200.27 84.39 1267.37 89.10 1301.33 91.49 Ptf [psia]
Ptf [Kg/Cm2] 25
355.75 Caudal de Gas Mm3/d MMcfd 25 0.883 50 1.766 100 3.531 250 8.829 500 17.657 750 26.486 1000 35.315 1200 42.378 1300 45.909 1350 47.675
u
f
0.00000749132 0.00000749336 0.00000750108 0.00000754937 0.00000768810 0.00000786527 0.00000806031 0.00000822299 0.00000830593 0.00000834755
0.006607384 0.00631641 0.006038546 0.005691771 0.005447466 0.005313636 0.005223508 0.005168678 0.005145212 0.005134274
Pwf [psia] 424.24 426.04 432.87 475.63 598.79 756.67 930.83 1076.27 1150.25 1187.49
[ Kg/cm2] 29.83 29.95 30.43 33.44 42.10 53.20 65.44 75.67 80.87 83.49
Representar las curvas de comportamiento del pozo ( Tabla N°2) y las curvas de contrapresión (Tabla N°4), en un mismo Grafico. GRAFICO
Ptb [ Kg/cm2] 43.84 43.88 44.03 45.01 48.10 52.48 57.67 62.19 64.55 65.75
Ptb [ Kg/cm2] 27.41 27.48 27.72 29.22 33.55 39.10 45.22 50.33 52.94 54.24
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION REPRESENTACIÓN DE LAS CURVAS DE COMPORTAMIENTO DEL POZO (TABLA N° 2) Y LAS CURVAS DE CONTRAPRESIÓN (TABLA N°4). 300
250
200
f w150 P 100
50
0 0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Q )(caudal)
PRONOSTICO DE PRODUCCIÓN SOBRE LA BASE DE LA DEMANDA ANUAL.
año
caudal Pws Pwf Ptf producido (Kg/cm2) (Kg/cm2) (Kg/cm2) (MMm3/d)
caudal retenido caudal de en yacimiento demanda (MMm3/d) (MMm3/d)
volumen anual producido (MMm3)
0
246,0
1
239
129
80
3,18
0,18
3
1160,7
2
233.3
127
80
3,18
0,18
3
1160,7
3
227.2
124
80
3,18
0,18
3
1160,7
4
217.2
120
80
5,3
0,3
5
1934,5
5
207.4
102
60
5,3
0,3
5
1934,5
6
197.9
98
60
5,3
0,3
5
1934,5
7
188.5
94
60
5,3
0,3
5
1934,5
8
179.4
90
60
5,3
0,3
5
1934,5
9
164.9
62
25
8,48
0,48
8
3095,2
10
150.8
55
25
8,48
0,48
8
3095,2
11
136.8
50
25
8,48
0,48
8
3095,2
12
122.9
44
25
8,48
0,48
8
3095,2
13
110.9
40
25
7,42
0,42
7
2708,3
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION 14
100.5
38
25
6,36
0,36
6
2321,4
15
91.9
36
25
5,3
0,3
5
1934,5
16
84.4
34
25
4,558
0,258
4,3
1663,67
TABLA N° 5 volumen acumulado año (MMm3)
caudal de caudal pozo maximo por promedio-bd pozo (MMm3/d) (MMm3/d)
cantidad de cantidad de cantidad de pozos pozos pozos por pozos por acumulados esteriles año año
0 1
1160,7
0,789093393
0,789093393
4,029941232
5
5
0
2
2321,4
0,733342008
0,733342008
4,33631234
0
5
0
3
3482,1
0,634331129
0,634331129
5,013154575
0
5
0
4
5416,6
0,556734587
0,556734587
9,519796545
5
10
0
5
7351,1
0,545896936
0,545896936
9,70879235
0
10
0
6
9285,6
0,475463632
0,475463632
11,14701451
1
11
1
7
11220,1
0,442856848
0,442856848
11,9677499
1
12
0
8
13154,6
0,421436008
0,421436008
12,57604927
1
13
0
9
16249,8
0,415789575
0,415789575
20,39493173
8
21
2
10
19345
0,393702575
0,393702575
21,53910217
4
25
0
11
22440,2
0,341617503
0,341617503
24,82308409
4
29
0
12
25535,4
0,32568045
0,32568045
26,03779257
6
35
0
13
28243,7
0,273272251
0,273272251
27,15240929
2
37
0
14
30565,1
0,224670028
0,224670028
28,30818181
0
37
0
15
32499,6
0,179975657
0,179975657
29,44842698
0
37
0
16
34163,27
0,144548188
0,144548188
31,53273703
0
37
3
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
Se graficará el caudal producido vs la cantidad de años
CAUDAL PRODUCIDO POR AÑO 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0
5
Años
10
15
20
III. INFORMACIÓN GENERAL. a) Demanda asegurada de gas en el mercado. b) Pérdida de presión en todo el sistema de captación y la planta de tratamiento y acondicionamiento es de 10 kg/cm2. c) Presión de abandono: Aproximadamente 50 kg/cm2. d) Se asume que el diámetro interior del tubing (2.92”) es el óptimo. e) Máxima cantidad de pozos a perforar por año: 8 f) Se considera que la perforación de los pozos será realizada este año antes de que sean requeridos para producción. g) Asumir dos escenarios de comportamiento de demanda uno favorable al proyecto y otro exigente para el proyecto. h) Por cada 10 pozos perforados o más se considerara 1pozo estéril. i) Considerar la relación condensado/gas procesado (GOR) = 50.000 m3 de gas/m3 de condensado de (GOR Constante). j) Los consumos de gas en yacimiento son los indicados en el Anexo II.
IV. INFORMACIÓN FINANCIERA. a) Se asume que la inversión en perforación será realizada un año antes de su utilización en la Producción de cada año. b) La inversión para construir la planta de compresión será realizada un año antes de la puesta en funcionamiento del equipo debido al proceso de licitación y montaje. c) La inversión en perforación y mantenimiento de pozos (workover), está dada por la cantidad de pozos perforados y la cantidad de pozos en producción respectivamente. d) La primera inversión en planta de tratamiento será realizada en el año cero, agregándose posteriormente nuevas inversiones en ampliaciones de capacidad un año antes de su utilización efectiva. e) Los datos para el cálculo de inversión están indicados en el Anexo II.
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION Usando un plano de ubicación de pozos y dependiendo de la ubicación propuesta del manifold, se deberá calcular la longitud total de cañería que se usara para el sistema de captación. Además, deberá ser calculada la longitud de la cañería principal hacia la planta de tratamiento y acondicionamiento, que para nuestro caso particular estará fuera del yacimiento (Ver Figura N°1)
V. INFORMACIÓN PARA LA UBICACIÓN DE POZOS EN MAPAS GEOLÓGICOS. Supóngase el hipotético caso en el que se decida perforar pozos para determinar la extensión del yacimiento en mención. Los datos correspondientes a la ubicación y características de los 21 primeros pozos perforados para el desarrollo del yacimiento serian:
Tabla Nº6 Pozo
Cota
mbbp
mbnm
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
205 195 198 212 203 221 196 192 187 185 155 217 213 206 199 191 216 169 181 193 169
2770 2880 2685 2700 2680 2850 2870 2875 2640 2790 2730 2795 2800 2790 2807 2815 2780 2875 2867 2773 2875
-2565 -2685 -2487 -2488 -2477 -2629 -2674 -2683 -2453 -2605 -2575 -2578 -2587 -2584 -2608 -2624 -2564 -2706 -2686 -2580 -2706
Donde: mbbp = metros bajo boca de pozo. mbnm = metros bajo el nivel del mar.
Espesor útil [m] 3.5 5.5 7.0 8.5 9.5 11.0 5.5 3.9 11.5 6.8 0.0 7.9 6.8 10.5 6.5 5.5 4.0 3.0 4.5 9.6 0.0
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
INFORMACIÓN DE LA RED DE CAPTACIÓN
Nro. de pozos: 37 Nro. de pozos productores: 21 Nro. de pozos estériles: 2 Km de cañería Captación Primaria: 32,790 Km de cañería de Captación Secundaria: 9,510 Km de cañería Colectora: 8,250 Nº de Compresores: 4 (5000HP) Nº de Separadores: 1 Planta de Tratamiento: 1
Ubicación de los pozos y redes de captacion
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
ANEXO I I.a.-DATOS GENERALES DEL YACIMIENTO. Volumen de roca, V R [Mmm3]:
2140
Porosidad, [%/100]:
0.18
Saturación de agua irreductible, Sw [%/100]:
0.32
Factor volumétrico del gas, βg: Temperatura del reservorio, Tr[°C]:
97
206.6 °F
370.0 °K
Presión del reservorio, Pr [kg/cm 2]:
246
Temperatura ambiente, Ta [°C]:
15
59.0°F
288 °K
Presión atmosférica, Pa [kg/cm 2]:
1.033
Ácido sulfúrico [ppm]:
50
GOR:
50000
Di tubing [pulg]:
2.922
0.24 ft
Prof. Tubing [m]:
2630
8626.61 ft
Viscosidad [lb/(ft-seg)]
8.74 E-06
I.b.- CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL CRUDO. Componente
% Molar
Metano
88.38
Etano Propano I-butano n-butano i-pentano n-pentano Hexanos Heptano y sup Nitrógeno Diox. Carbono GE = PM gas/ PMaire
4.22 1.23 0.34 0.31 0.08 0.09 0.04 0.00 1.77 3.54 0.613
Encontramos dos contaminantes que muestra valores altos de CO2 (3.54% molar)
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
y valores del Nitrógeno dentro de especificaciones (1.77 % molar). La norma indica un máximo de 2 %de CO 2 en porcentaje molar y 2,1 ppm de H 2S (0,00021 en porcentaje molar) y concentración de nitrógeno menor al 4 % molar para el transporte y venta de gas.
PROCESOS PARA ELIMINAR LOS COMTAMINANTES Se debe escoger el tipo de proceso a utilizar para el Endulzamiento del gas natural, además se debe establecer que amina sería la más adecuada en relación a los contaminantes presentes en nuestro gas. Guía para la selección de procesos
Referencias: DEA: Dietanolamina El proceso que se realizara será el proceso de Endulzamiento con AMINAS (DEA), por la efectividad y bajo costo del proceso.
PLANTA DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Los principales procesos con los cuales se consigue este propósito son los siguientes:
proceso de separación y estabilización. (obtención del petróleo crudo).
proceso de remoción del co 2.
proceso de deshidratación.
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
UNIDAD DE REMOCIÓN DE CO 2 El gas natural separado del petróleo ingresa a la unidad a una presión 1120 psi y una temperatura de aproximadamente 122 °f, con un cau dal máximo de 75 mmscfd. La concentración de dióxido de carbono en la corriente gaseosa es del 1,707 % molar. la concentración del gas tratado, a la salida de la unidad, debe ser menor al 1,4 % molar en dióxido de carbono, cosa que sale al 0 %. Para la separación se realiza un contactado con solución de dietanolamina (dea) al 35 %, la cual absorbe el dióxido de carbono. La DEA carbonatada es regenerada, para su posterior reutilización en el proceso de absorción, mediante destilación por arrastre con vapor de agua. CAUDAL AMINA: 225 GPM CAUDAL GAS: 35 MMPCD
La corriente de alimentación ingresa al filtro separador f-210, en el cuál se atrapan hidrocarburos líquidos y gotitas de agua mayores a 10 micrones arrastradas por el gas con el fin de evitar que los mismos contaminen la solución de amina. Los líquidos separados se envían al drenaje de hidrocarburos.
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
El efluente del filtro atraviesa, por carcasa, el intercambiador de calor e-211, donde se precalienta por intercambio con la corriente de gas que emerge del contactar de amina. la temperatura asciende hasta 126 °f.en el contactar de amina t-203, el gas se pone en contacto en contracorriente con la solución 35 % de y 65% agua desmineralizada. La DEA absorbe el dióxido de carbono, removiéndolo de la corriente gaseosa. este equipo posee en su interior 20 platos, operando con las siguientes condiciones de presión y temperatura:
presión: 1166 psi.
temperatura amina: 110 °F.
temperatura gas: 90
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
ANEXO II
II.a.- INVERSION Y COSTOS OPERATIVOS EN YACIMIENTO: 1) COSTOS DE ADQUISICIÓN E INSTALACIÓN:
Perforación 3.0 MMu$s por pozo Facilities - Costos de cañería 15 u$s/pulg. mt. (Cañería Captación de 6” y Colectora de 10”). - Costo separador del control 250 Mu$s c/u de 500000 m3/d de capacidad. - Costos estaciones de medición y regulación 400 Mu$.. Pta. Compresora Motocompresores:1.750 u$s/HP instalados
2) COSTOS OPERATIVOS:
Mantenimiento de pozos WorkOver (20% pozos/año): 50000 u$s/pozo. Compresión: 150 u$s/HP por año. Gastos de Gas combustible para compresión 7 m3/d por HP requerido.
II.b.- INVERSION EN GASODUCTOS DE TRANSPORTE: 1)COSTOS DE ADQUISICIÓN E INSTALACIÓN:
Costo cañería: 2.000 u$s/tn revestida y puesta en obra + 9 u$s/”.m de arranque Costo compresión de gasoducto:
Potencia HP 1000 2500 5000 7500 15000
Planta
Compresor
MMu$S/HP
u$s/HP Inst.
1 2 3.5 5 8.5
1000 900 800 700 600
Total 3000 2700 2500 2400 2000
2) COSTOS OPERATIVOS:
Gastos de Gas combustible para compresión 7 m3/d por HP requerido. Mantenimiento de gasoductos: 15 Mu$s/Km año.
25
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
Nota: Los presentes datos son orientativos, pudiendo observarse diferencias con los reales según la coyuntura económica. Se deberá considerar un 10% de imprevistos.
EGRESOS: Perforación TABLA Nº6: Costos de perforación por año COSTO DE POZOS POZOS COSTO DE PERFORACION DE PERFORACION ESTERILES ACUMULADOS POZO POR AÑO
AÑO
CANTIDAD DE POZOS
0
5
0
0
3.000.000
15000000
1
0
0
5
3.000.000
0
2
0
0
5
3.000.000
0
3
5
1
5
3.000.000
15000000
4
0
0
10
3.000.000
0
5
1
0
11
3.000.000
3000000
6
1
0
12
3.000.000
3000000
7
1
0
13
3.000.000
3000000
8
8
1
21
3.000.000
24000000
9
4
0
25
3.000.000
12000000
10
4
0
29
3.000.000
12000000
11
6
1
27
3.000.000
18000000
12
2
0
35
3.000.000
6000000
13
0
0
37
3.000.000
0
14
0
0
37
3.000.000
0
15
0
0
37
3.000.000
0
16
0
0
37
0
TOTAL
Costo total de perforación= $ 111.000.000
26
111000000
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
Red de captación TABLA Nº8: Diseño red de captación Diseño: Escala: 1(cm)=750(m) DISEÑO RED DE CAPTACION
longitud a escala (cm)
longitud requerida en (m)
diametro en pulg
costo unitario en $us/pulg.m
costo total de la red de captacion $
cañeria colectora principal
11
8250
10
15
82515
43,72
32790
6
15
196755
12,68
9510
6
15
57075
cañeria de captacion primaria cañeria de captacion secundaria
TABLA Nº9: Egresos Red de Captación Costo de la cañeria colectora Año longitud necesaria
Costo de la cañeria de captacion primaria
Costo de la cañeria de captacion secundaria
Egreso total de cañerias
costo $
longitud necesario
costo $
longitud necesario
costo $
costo total ($)
0
8250
1237500
5100
459000
1500
135000
1831500
1
0
0
0
0
0
0
0
2
0
0
1500
135000
1725
155250
290250
3
0
0
4050
364500
0
0
364500
4
0
0
0
0
0
0
0
5
0
0
1575
141750
1500
135000
276750
6
0
0
0
0
0
0
0
7
0
0
1125
101250
0
0
101250
8
0
0
8625
776250
1800
162000
938250
9
0
0
975
87750
0
0
87750
10
0
0
3375
303750
1500
135000
438750
11
0
0
1500
135000
0
0
135000
12
0
0
1350
121500
1500
135000
256500
13
0
0
750
67500
0
0
67500
14
0
0
750
67500
0
0
67500
15
0
0
1650
148500
0
0
148500
16
0
0
0
0
0
0
0
total
5004000
Egreso total de la red de captación= $ 5004000
27
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
Compresores TABLA Nº10: Egresos Compresores Q de combustible por compresor m3/año
MM BTU/ año
Costo combustible por compresor MMBTU $
costo operativo/ año
Costo por compresor
0
0
0
0
0
0
0
0
$0,00
$0,00
0
0
0
$0,00
$0,00
0
0
0
$0,00
$0,00
25.550.000
924.829,5175
1.849.659,035
$1.500.000,00
8.000.000
$11.349.659,04
25550000
924829,5175
1849659,035
$1.500.000,00
0
$3.349.659,04
25550000
924829,5175
1849659,035
$1.500.000,00
0
$3.349.659,04
25550000
924829,5175
1849659,035
$1.500.000,00
0
$3.349.659,04
25550000
924829,5175
1849659,035
$1.500.000,00
0
$3.349.659,04
25550000
924829,5175
1849659,035
$3.000.000,00
4.000.000
$8.849.659,04
25550000
924829,5175
1849659,035
$3.000.000,00
0
$3.349.659,04
25550000
924829,5175
1849659,035
$3.750.000,00
0
$3.349.659,04
25550000
924829,5175
1849659,035
$3.750.000,00
0
$3.349.659,04
25550000
924829,5175
1849659,035
$3.750.000,00
4.000.000
$8.849.659,04
25550000
924829,5175
1849659,035
$3.750.000,00
0
$3.349.659,04
25550000
924829,5175
1849659,035
$4.500.000,00
0
25550000
924829,5175
1849659,035
$5.250.000,00
0
TOTAL
Egreso total de compresores= $ 59.195.908 Costo total separadores= $ 250.000,00 Egreso total de la Planta de Tratamiento= $ 5.000.000,00 Egreso total de la Estación de Regulación y Medición= $ 400.000,00 TOTAL DE EGRESOS
Año
TOTAL EGRESOS-$
0
$8.474.675,00
1
$16.555.001,00
28
Egresos-$
$3.349.659,04 $3.349.659,04
59195908
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
2
$427.489,50
3
$3.822.778,00
4
$29.149.628,94
5
$4.204.792,44
6
$10.449.630,94
7
$3.979.569,44
8
$8.353.720,44
9
$46.256.871,38
10
$11.507.322,38
11
$24.014.823,35
12
$16.470.749,35
13
$16.283.200,35
14
$12.983.201,35
15
$19.329.464,82
16
$24.281.203,28
TOTAL
$180.849.908
Total de Egresos = $ 277.345.565
INGRESOS POR VENTAS: TABLA Nº15: Poder calorífico PODER CALORIFICO COMPONENTE
FRACCION
Y1
H valor bruto
H*Y1 (BTU/FT3)
Metano
88,38
0,8838
1010
892,638
Etano
4,22
0,0422
1769,6
74,67712
Propano
1,23
0,0123
2516,1
30,94803
I-Butano
0,34
0,0034
3251,9
11,05646
N-Butano
0,31
0,0031
3262,3
10,11313
I-Pentano
0,08
0,0008
4000,9
3,20072
N-Pentano
0,09
0,0009
4008,9
3,60801
Hexano
0,04
0,0004
4755,9
1,90236
Heptano
0
0
5502,5
0
Nitrogeno
1,77
0,0177
0
0
CO2
3,54
0,0354
0
0
29
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
TOTAL
100
1
1028,14383
El poder Calorífico Bruto es 1028,144 BTU, pero por dato empresarial tomamos el poder calorífico de 1000 BTU para determinar el precio de nuestro Gas.
TABLA Nº16: Venta de Gas Año
Volumen MMm3/d
Volumen m3/d
Volumen ft3/d
0
0
BTU
MMBTU
Ingreso gas [$/MMBTU]
0
0
0
0
0
1
1160,7
1160700000
40989772290
4,21434E+13
42143381,47
$84.286.762,95
2
1160,7
1160700000
40989772290
4,21434E+13
42143381,47
$84.286.762,95
3
1160,7
1160700000
40989772290
4,21434E+13
42143381,47
$84.286.762,95
4
1934,5
1934500000
68316287150
7,0239E+13
70238969,12
$140.477.938,24
5
1934,5
1934500000
68316287150
7,0239E+13
70238969,12
$140.477.938,24
6
1934,5
1934500000
68316287150
7,0239E+13
70238969,12
$140.477.938,24
7
1934,5
1934500000
68316287150
7,0239E+13
70238969,12
$140.477.938,24
8
1934,5
1934500000
68316287150
7,0239E+13
70238969,12
$140.477.938,24
9
3095,2
3095200000
1,09306E+11
1,12382E+14
112382350,6
$224.764.701,19
10
3095,2
3095200000
1,09306E+11
1,12382E+14
112382350,6
$224.764.701,19
11
3095,2
3095200000
1,09306E+11
1,12382E+14
112382350,6
$224.764.701,19
12
3095,2
3095200000
1,09306E+11
1,12382E+14
112382350,6
$224.764.701,19
13
2708,3
2708300000
95642802010
9,83346E+13
98334556,77
$196.669.113,54
14
2321,4
2321400000
81979544580
8,42868E+13
84286762,95
$168.573.525,89
15
1934,5
1934500000
68316287150
7,0239E+13
70238969,12
$140.477.938,24
16
1663,67
1663670000
58752006949
6,04055E+13
60405513,44
$120.811.026,89
TOTAL
$2.480.840.389,38
Ingreso total por venta de gas = $ 2.480.840.389,38
TABLA Nº17: Venta de Condensado
Año
Volumen m3/d
Volumen m3/d
Volumen MMm3/d
0
0
0
0
0
0
1
1160700000
23214
0,023214
819795,4458
23214065,66
$11.607
2
1160700000
23214
0,023214
819795,4458
23214065,66
$11.607
3
1160700000
23214
0,023214
819795,4458
23214065,66
$11.607
4
1934500000
38690
0,03869
1366325,743
38690109,43
$19.345
5
1934500000
38690
0,03869
1366325,743
38690109,43
$19.345
30
Volumen ft3/d
LITROS
Ingreso liq
0
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
6
1934500000
38690
0,03869
1366325,743
38690109,43
$19.345
7
1934500000
38690
0,03869
1366325,743
38690109,43
$19.345
8
1934500000
38690
0,03869
1366325,743
38690109,43
$19.345
9
3095200000
61904
0,061904
2186121,189
61904175,09
$30.952
10
3095200000
61904
0,061904
2186121,189
61904175,09
$30.952
11
3095200000
61904
0,061904
2186121,189
61904175,09
$30.952
12
3095200000
61904
0,061904
2186121,189
61904175,09
$30.952
13
2708300000
54166
0,054166
1912856,04
54166153,2
$27.083
14
2321400000
46428
0,046428
1639590,892
46428131,32
$23.214
15
1934500000
38690
0,03869
1366325,743
38690109,43
$19.345
16
1663670000
33273,4
0,0332734
1175040,139
33273494,11
$16.636
TOTAL
El ingreso total por venta de Condensado = $ 341.633.666,28
TABLA Nº18: Ingreso total por ventas
AÑO
INGRESO TOTAL
0
$0,00
1
$95.893.795,78
2
$95.893.795,78
3
$95.893.795,78
4
$159.822.992,96
5
$159.822.992,96
6
$159.822.992,96
7
$159.822.992,96
8
$159.822.992,96
9
$255.716.788,74
10
$255.716.788,74
11
$255.716.788,74
12
$255.716.788,74
13
$223.752.190,14
14
$191.787.591,55
15
$159.822.992,96
16
$137.447.773,95
TOTAL
$2.822.474.055,67
Total de Ingresos = $ 2.822.474.055,67
31
$341.633
YACIMIENTO “LA ESPERANZA “– RESERVAS Y PREVISION DE PRODUCCION
FLUJO DE CAJA Y ANALISIS DEL VAN: TABLA Nº19: Flujo de caja y VAN Año
INGRESO TOTAL
TOTAL EGRESOS $
Ingresos acumulados
FLUJO DE CAJA
FLUJO DE CAJA ACUMULADO
VAN
0
$0,00
$8.474.675,00
$8.474.675,00
-$8.474.675,00
-$8.474.675,00
-$8.474.675,00
1
$95.893.795,78
$16.555.000,00
25.029.675
$79.338.795,78
$70.864.120,78
$64.421.927,98
2
$95.893.795,78
$427.487,50
25.457.153
$95.466.308,28
$166.330.429,05
$137.463.164,51
3
$95.893.795,78
$3.822.775,00
29.279.928
$92.071.020,78
$258.401.449,83
$194.140.833,83
4
$159.822.992,96
$29.149.624,94
$130.673.368,02
$389.074.817,85
$265.743.335,73
5
$159.822.992,96
$4.204.787,44
62.634.339
$155.618.205,52
$544.693.023,37
$338.211.512,73
6
$159.822.992,96
$10.449.624,94
73.083.963
$149.373.368,02
$694.066.391,39
$391.782.383,67
7
$159.822.992,96
$3.979.562,44
77.063.525
$155.843.430,52
$849.909.821,91
$436.138.124,88
8
$159.822.992,96
$8.353.712,44
85.417.237
$151.469.280,52
$1.001.379.102,43
$467.150.741,67
9
$255.716.788,74
$46.256.862,38
131.674.099
$209.459.926,36
$1.210.839.028,79
$513.513.948,34
10
$255.716.788,74
$11.507.312,38
143.181.411
$244.209.476,36
$1.455.048.505,15
$560.984.186,95
11
$255.716.788,74
$24.014.812,35
150.196.233
$231.701.976,39
$1.686.750.481,54
$591.195.753,73
12
$255.716.788,74
$16.470.737,35
165.666.960
$239.246.051,39
$1.925.996.532,93
$613.681.850,19
13
$223.752.190,14
$16.283.187,35
173.950.147
$207.469.002,80
$2.133.465.535,72
$617.988.971,10
14
$191.787.591,55
$12.983.187,35
178.933.334
$178.804.404,21
$2.312.269.939,93
$608.892.943,58
15
$159.822.992,96
$19.329.449,82
179.262.783
$140.493.543,14
$2.452.763.483,07
$587.172.076,83
16
$137.447.773,95
$24.281.187,28
180.543.970
$113.166.586,66
$2.565.930.069,73
$558.421.143,57
TOTAL
$2.822.474.055,67
180.849.908
$2.565.930.069,73
$19.709.308.058,47
$180.849.908
58.429.552
Ingreso total = $ 2.822.474.055,67 Egreso total = $ 277.345.565 Flujo de caja = $ 2.565.930.069,73 Flujo de caja acumulado = $ 19.709.308.058,47
32
$6.938.428.224,29
