UNIVERSIDAD
DE
AQUINO
BOLIVIA
OIL & GAS COMPANY S.A. (COMPAÑIA EN GAS Y PETROLEO S.A)
ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DE RESERVAS Y PRODUCCION DE GAS NATURAL
Un iversidad iversidad de de Aqui no Boli via
OIL & GAS
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COMPANY S.A.
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Facultad de tecnología Ing . En Petróleo y Gas
(PROYECTO – EXPLOTACION DE GAS NATURAL)
Campo : La Esperanza Pozos : X-1 X-2 X-3 X-4 X-5 Fecha : Exploración & Desarrollo
YPFB CHACO S. A. ESTUDIANTES :
Ariel Sandoval Hinojosa Juvenal Gonzales Gonzales flores Isaac Meneses Veizaga Klassper Alvaro Lima Atanacio Alicia Rocha
MATERIA
: :
Explotación de Gas Natural 9no Semestre
DOCENTE
:
Ing. Carlos Campos Villazon
FECHA
:
6 de diciembre 2012
COCHABAMBA. DICIEMBRE
2012
INDICE GENERAL OIL & GAS
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CAPITULO I…………………………………………………………………………. 1.) INTRODUCCION………………………………………………………………. 2.) JUSTIFICACION……………………………………………………………………. 3.) OBJETIVOS……………………………………………………………………………. 3.1.1) OBJETIVO GENERAL………………………………………………. 3.1.2) OBJETIVO ESPECIFICO…………………………………………… CAPITULO II………………………………………………………………………………….
4.) MARCO TEORICO……………………..…………………………………………… 4.1) YACIMIENTO……………………………………………………………. 4.2) UBICACIÓN DEL AREA DE ESTUDIO………………………………. 4.3) INFORMACION GENERAL………………………………………………. 5.) DESARROLLO O INGE NIERIA DE PROYECTO…………………………………. 5.1) RESERVAS VOLUMETRICAS.....................................................................……. 5.2) GAS RECUPERABLE……………………………….........................…………. 5.2.1) REPRESENTACIÓN GRÁFICA RELACIÓN P/Z VS GAS “IN-SITU... 5.2.2) REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA RELACIÓN P VS P/Z.………. 5.3) PREVISION DE LA PRODUCCION……………………..….. 5.3.1) COMPORTAMOENTO DEL POZO PROMEDIO…………............... 5.4) PERDIDA DE CARGA EN EL TUBING..............…………………………… 5.4.1) COMPORTAMIENTO DE LA VISCOSIDAD EN FUNCION DE LA PÉRDIDA DE PRESION EN EL TUBING ( )...................................... 5.4.2) REPRESENTACIÓN DE LAS CURVAS DE COMPORTAMIENTO DEL POZO (TABLA N° 2) Y LAS CURVAS DE CONTRAPRESIÓN (TABLA N°4)..... 5.4.3) PRONOSTICO DE PRODUCCIÓN SOBRE LA BASE DE LA DEMANDA ANUAL............................................................................................ 5.4.4) INFORMACIÓN GENERAL.................................................................... 5.5) INFORMACIÓN FINACIERA................................................................................. 5.6) INFORMACIÓN PARA LA UBICACIÓN DE POZOS EN MAPAS GEOLÓGICOS. 5.7) DISEÑO DE LA RED DE CAPTACION.................................................................. 5.7.1) INFORMACIÓN DE LA RED DE CAPTACIÓN.................................... 6) DATOS GENERALES DEL YACIMIENTO....................................................................... 7) PROCESO DE TRATAMIENTO.......................................................................................... 7.1) CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL CRUDO........................................ 7.2) ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL..........................................................
CAPITULO III………………………………………………………………………………..
3.1) ANALISIS TECNICO-ECONOMICO…………………………………………...............
CAPITULO I
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1. INTRODUCCION El proyecto se encargará de estimar las reservas recuperables del yacimiento gasífero “La esperanza” ubicado en el departamento de Tarija, para lo cual se realizo una serie de cálculos basados en las propiedades y características del yacimiento. También se realizará un estudio económico para la optimización de las ganancias de los inversionistas y los propietarios del yacimiento. Una de las tareas de los Ingenieros Petroleros, es la revisión y cálculo de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos con el fin de poder determinar el volumen total recuperable hasta alcanzar un límite económico. Hay curvas de declinación de la producción que son muy utilizadas en la industria petrolera para evaluar el comportamiento de los yacimientos. El objetivo de estas curvas es de determinar cuándo el yacimiento será recuperable en cuanto va disminuyendo la presión. Es importante también determinar los parámetros del yacimiento, como la permeabilidad, viscosidad, factor volumétrico, daño, etc. para poder predecir el rendimiento de cada pozo del yacimiento la Esperanza. Una medida comúnmente utilizada de la capacidad del pozo a producir es el índice de productividad, que generalmente se mide en una prueba de producción, el gas recuperable a través de un análisis PVT de los fluidos del reservorio, la previsión de la producción y perdida de carga en tubing. Hay ecuaciones que han sido diseñados para predecir el rendimiento de los pozos de petróleo, como las que nos propone Vogel en (1968). Para predecir el comportamiento de los pozos de gas se usan diferentes métodos como el Método empírico que nos proporcionan (Rawlins and Schellhardt, 1936), el método teórico, el método Lit, método empírico con seudo-presión y la ecuación de Smith.
2. JUSTIFICACION Con el presente trabajo de investigación se pretende dar una pauta para facilitar y estandarizar el análisis de la produccion de acuerdo a la presión de abandono del yacimiento la esperanza usando sus respectivos métodos para sus cálculos y como resultado obtener el caudal de producción actual, la relación Ptb y Ptb* y el pronostico de la de producción sobre la base de la demanda, por ende a su posterior aplicación y para el conocimientos de la sociedad sobre este trabajo realizado.
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3. OBJETIVOS
OBJETIVOS GENERAL El objetivo de este proyecto es de lograr los más altos ingresos al poner en producción el yacimiento gasífero “LA ESPERANZA”, en base a un escenario de demanda asumido La empresa GAS & OIL COMPANY S.A. tiene por objetivo calcular las reservas de gas existente y efectuar la previsión de producción de gas durante el lapso de 17 años de explotación.
OBJETIVO ESPECIFICO GAS & OIL COMPANY S.A. se encargará del:
Calculo de reservas volumétricas.
Calculo del volumen recuperable.
Calculo de la previsión de producción del yacimiento.
Calculo de la perdida de carga en el tubing.
Cálculo del comportamiento del pozo.
Pronóstico de producción sobre la demanda anual.
Ubicación de pozos productores
Diseño de la red de captación.
Calculo de ingresos.
Calculo de inversiones y costos operativos en yacimiento.
Calculo de VAN (valor anual neto) y Flujo de Caja.
Calculo de ganancias y propuesta realizada por la empresa.
CAPITULO II
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4. MARCO TEORICO. 4.1 YACIMIENTO LA ESPERANZA El 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 Norte-Sur y de 14,5 Km. En dirección 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 se ha realizado mediante registración sísmica 2D y 3D y 10 perforaciones que delimitaron el depósito, 9 de las cuales fueron productivas y una finalizó estéril. Con esta información se ha demostrado la existencia de un yacimiento de gas con reservas superiores a 40.000 MMm³.
4.2 UBICACIÓN DEL AREA DE ESTUDIO.
4.3 INFORMACION GENERAL OIL & GAS
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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
Pr: 246 Kg/cm²
5. DESARROLLO O INGENIERIA DE PROYECTO. 5.1 RESERVAS VOLUMETRICAS. G=
Donde:
G= volumen de gas “in situ” en condiciones estándar
5.2 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 Se calcula el volumen recuperable de Gas. Usando la siguiente ecuación:
(3)
Donde: Gp = Volumen de gas recuperable. Pab = Presión de abandono. Zab = Factor de compresibilidad a la presión de abandono.
Calculo del porcentaje de recuperación.
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Se realizan los cálculos mencionados a diferentes presiones, para una mejor interpretación del yacimiento, obteniendo así los datos de la (TABLA Nº1). TABLA N°1 P[Kg/Cm2] 246
240 235 230 225
220 215 210 205 200 190 180
170 160 150 140 130 120
110 100 90 80
70 60 50
25 0
Z 0,9321 0,9291 0,9265 0,9240 0,9215 0,9201 0,9188 0,9174 0,9160 0,9147 0,9119 0,9092 0,9101 0,9110 0,9119 0,9127 0,9136
P/Z [Kg/Cm2] 263,9 258,3 253,6 248,9 244,2 239,1 234,0 228,9 223,8 218,7 208,3 198,0 186,8 175,6 164,5 153,4 142,3
0,9145 0,9189 0,9233 0,9276 0,9320 0,9388 0,9455 0,9523 0,9762 1,0000
131,2 119,7 108,3 97,0 85,8 74,6 63,5 52,5 25,6 0,0
Bg 0,0050 0,0051 0,0052 0,0053 0,0054 0,0056 0,0057 0,0058 0,0059 0,0061 0,0064 0,0067 0,0071 0,0076 0,0081 0,0087 0,0093
G [MMMm3] 52,093 50,986 50,059 49,128 48,191 47,191 46,187 45,180 44,170 43,157 41,122 39,076 36,868 34,666 32,468 30,274 28,084
Gp [MMMm3] 0,000 1,105 2,031 2,962 3,902 4,900 5,904 6,910 7,920 8,933 10,968 13,017 15,222 17,425 19,623 21,816 24,006
%R 0,000 2,121 3,899 5,687 7,490 9,406 11,333 13,266 15,204 17,149 21,055 24,988 29,221 33,449 37,668 41,880 46,083
0,0101 0,0111 0,0123 0,0137 0,0155 0,0178 0,0209 0,0253 0,0518 -
25,898 23,628 21,378 19,149 16,943 14,717 12,524 10,363 5,055 -
26,195 28,463 30,713 32,941 35,150 37,373 39,566 41,730 47,036 52,093
50,285 54,638 58,957 63,235 67,475 71,743 75,953 80,107 90,292 100,000
Datos obtenidos Volumen de Gas “in situ:
52.09046478 [MMMm3]
Porcentaje de recuperación:
80.10593096
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5.2.1 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA RELACIÓN P/Z VS VOLUMEN DE GAS “IN SITU”.
300.0
GAS ORIGINAL INSITU; 52.093 MMm3
250.0 200.0
] 2 m C / 150.0 g K [ Z / P
100.0 50.0 0.0 0.000
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
Gas acumulado [MMm3]
5.2.2 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA RELACIÓN P VS P/Z. 300 250 ] 200 2 m C / 150 g K [ P 100
50 0 0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
P/Z [Kg/Cm2]
5.3 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.
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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. c = 73 n = 0,83
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 compartimiento 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).
5.3.1 COMPORTAMIENTO DEL POZO PROMEDIO Q [Mm3/d] 0 432,1953765 665,2728624 808,2995636 898,0858374 954,9992272 991,2568211 1014,421101 1029,24539 1038,742235 1044,830106 1048,734273 Q [Mm3/d] 0 355,8512493 547,7573156 665,5194044 739,4455948 786,3056538 816,1586111 835,2310916 847,4367795 855,2560763 860,2685698 863,4830945
Pwf [Kg/cm2] 246 197,0706 157,8732577 126,4722667 101,3169329 81,16499492 65,02127743 52,08854535 41,72813368 33,42840789 26,77949756 21,4530555 Pwf [Kg/cm2] 220 176,242 141,1874662 113,1052792 90,60863915 72,58658082 58,14910989 46,58325194 37,31784313 29,89532413 23,94914416 19,18565939
Pwf [Kg/cm2]
Q [Mm3/d] 0 384,4673506 591,8057174 719,0377515 798,9087836 849,5371368 881,7907467 902,3969581 915,5841774 924,0322701 929,4478478 932,9208715
Pwf [Kg/cm2]
Q [Mm3/d]
0 341,8975199 526,2785169 639,4228888 710,4502667 755,4728372 784,1551927 802,4797983 814,2068736 821,7195582 826,5355006 829,6239765
OIL & GAS
230 184,253 147,6050783 118,2464282 94,72721365 75,88597086 60,79225125 48,70067248 39,01410872 31,2542025 25,03774162 20,05773481
215 172,2365 137,9786602 110,5347046 88,54935189 70,9368858 56,82753921 45,52454167 36,46971033 29,21588494 23,40484543 18,74962167
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TABLA N° 2 Q [Mm3/d] 0 370,0416525 569,6004233 692,0585516 768,9327223 817,6614361 848,70485 868,5378904 881,2303087 889,3614183 894,5737968 897,9165082 Q [Mm3/d]
0 314,7058011 484,4226489 588,5684473 653,9468913 695,3887366 721,7899333 738,6571503 749,4515505 756,3667379 760,7996597 763,6425037
COMPANY S.A.
Pwf [Kg/cm2] 225 180,2475 144,3962723 115,6758537 92,6679264 74,23627584 59,47068057 47,64196221 38,16597592 30,57476331 24,49344289 19,6216971
Pwf [Kg/cm2]
205 164,2255 131,5610481 105,3935556 84,43077739 67,63749576 54,18439786 43,40712112 34,77344473 27,85700657 22,31624797 17,87754625
UNIVERSIDAD
Q [Mm3/d] 0 301,4707787 464,0501467 563,8160705 626,4450095 666,1440088 691,4348973 707,5927597 717,933199 724,5575666 728,804061 731,5273485
Q [Mm3/d] 0 162,0749187 249,479867 303,1154269 336,7856228 358,1283616 371,7250979 380,4117914 385,9709566 389,5323095 391,8152845 393,279362 Q [Mm3/d] 0 61,21101875 94,22134495 114,4779478 127,194209 135,2547454 140,3898402 143,6705537 145,7700899 147,1151101 147,9773238 148,5302637
Pwf [Kg/cm2] 200 160,22 128,352242 102,8229811 82,37149013 65,98780074 52,86282718 42,34841085 33,92531193 27,17756739 21,77194924 17,44150853
Pwf [Kg/cm2] 140 112,154 89,8465694 71,97608675 57,66004309 46,19146052 37,00397902 29,6438876 23,74771835 19,02429717 15,24036446 12,20905597 Pwf [Kg/cm2] 80 64,088 51,3408968 41,12919243 32,94859605 26,3951203 21,14513087 16,93936434 13,57012477 10,87102696 8,708779694 6,976603413
DE
AQUINO
Q [Mm3/d]
Pwf [Kg/cm2] 180 144,198 115,5170178 92,54068296 74,13434112 59,38902067 47,57654446 38,11356977 30,53278074 24,45981065 19,59475431 15,69735768
0 250,9731081 386,3197228 469,3744191 521,5127376 554,5619813 575,6165357 589,0678857 597,6762563 603,1910134 606,7262014 608,9933264
Pwf [Kg/cm2]
Q [Mm3/d]
0 123,9448249 190,7866973 231,80384 257,5527133 273,8743135 284,2722524 290,9152957 295,1665997 297,8901011 299,6359785 300,755614
0 48,52031591 74,68670701 90,74356718 100,8234028 107,2127716 111,2832222 113,8837548 115,5480003 116,6141614 117,2976148 117,7359153
120 96,132 77,0113452 61,69378864 49,42289408 39,59268045 31,71769631 25,40904651 20,35518716 16,30654043 13,06316954 10,46490512
70 56,077 44,9232847 35,98804337 28,83002155 23,09573026 18,50198951 14,8219438 11,87385918 9,512148586 7,620182232 6,104527986
11
Q [Mm3/d] 0 204,4663292 314,7324277 382,396605 424,8733893 451,7984156 468,9514384 479,9101749 486,9233643 491,4162048 494,2963019 496,1433154
Q [Mm3/d]
Pwf [Kg/cm2]
Q [Mm3/d]
OIL & GAS
BOLIVIA
0 90,25120939 138,9225421 168,7894344 187,5386396 199,4233162 206,9946413 211,8318153 214,9274293 216,9105641 218,1818357 218,9971054 Q [Mm3/d] 0 27,01847533 41,58919645 50,53043833 56,14338181 59,70129358 61,96791872 63,41602196 64,3427549 64,93644532 65,3170255 65,56109253
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Pwf [Kg/cm2] 160 128,176 102,6817936 82,25838485 65,89719211 52,7902406 42,29026174 33,87872868 27,14024955 21,74205391 17,41755939 13,95320683
Pwf [Kg/cm2]
100 80,11 64,176121 51,41149053 41,18574507 32,99390037 26,43141359 21,17420543 16,96265597 13,58878369 10,88597462 8,720754266 Pwf [Kg/cm2] 50 40,055 32,0880605 25,70574527 20,59287253 16,49695019 13,21570679 10,58710271 8,481327983 6,794391847 5,442987309 4,360377133
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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.
Donde: Pwf= Presión dinámica de fondo en psia. Ptf= Presión dinámica de boca en psia. e= 2.71828 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).
(9)
3
Q= en pies /día ƒ = Factor de fricción (Cullender y Smith) μ= f (Ptb) [lb / (ft-seg)] (Ver TABL A N° 3 ) Ptb= Presión promedio del tubing
Donde:
Nota: Observar el uso correcto de las unidades.
OIL & GAS
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TABLAN°3 Ptb
µ x 10 -6
[Kg/cm2]
[lb/(ftseg)]
110
9.9115
100
9.6737
90
9.4753
80
9.1583
70
8.9204
60
8.7722
50
8.5636
45
8.5429
5.4.1 COMPORTAMIENTO DE LA VISCOSIDAD EN FUNCION DE LA PÉRDIDA DE PRESION EN EL TUBING ( )
120
y = 5E+07x - 338.03 R² = 0.9887
100
80 e l t i T s i x A
60
40
20
0 8.40E-06
8.60E-06
8.80E-06
9.00E-06
9.20E-06
9.40E-06
9.60E-06
9.80E-06
1.00E-05
U [Lb/(ft*seg]
Con las ecuaciones planteadas, calcular las Pwf correspondientes a etapas de producción del yacimiento, contemplando al menos las siguientes alternativas:
a) Ptf = 80 Kg/cm2
b) Ptf = 60 kg/cm2
c) Ptf = 40 Kg/cm2
d) Ptf = 25 Kg/cm2 OIL & GAS
13
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TABLA N°4 Ptf [Psi]
Ptf [Kg/Cm2]
1137,8552 Q
u
f
Pwf2
Mm3/d MMCf/d [lb/(ft*seg)]
[Psi]
25
0,88285 0,000008513673 0,00576831
50
80
Pwf [Psi]
Kg/Cm2
Ptb
Ptb*
Ptb-Ptb*
Kg/Cm2
Kg/Cm2
Kg/Cm2
1837580,27 1355,573779 95,30729597 87,65364799 87,65364799
0,00000000
1,7657
0,000008515067 0,00551425 1842960,677 1357,556878 95,44672314 87,72336157 87,72336157
0,00000000
100
3,5314
0,000008520380 0,00527153 1863535,228 1365,113632 95,97802125 87,98901063 87,98901062
0,00000000
200
7,0628
0,000008540434 0,00504007 1942222,962 1393,636596
97,9834057 88,99170285 88,99170285
0,00000000
250
8,8285
0,000008554846 0,00496804 1999776,954 1414,134701 99,42458066 89,71229033 89,71229033
0,00000000
300
10,5942
0,000008571963 0,00491015 2069228,276 1438,481239 101,1363301 90,56816507 90,56816507
0,00000000
400
14,1256
0,000008613648 0,00482070 2243317,482 1497,770838 105,3048464 92,65242318 92,65242318
0,00000000
500
17,657
0,000008664159 0,00475309 2463683,322 1569,612475 110,3558678 95,17793389 95,17793389
0,00000000
750
26,4855
0,000008820962 0,00463486 3213545,303 1792,636411 126,0361713 103,0180857 103,0180856
0,00000000
1000
35,314
0,000009008860 0,00455523 4243139,059 2059,888118 144,8260283 112,4130142 112,4130142
0,00000000
1100
38,8454
0,000009090080 0,00452974 4732405,039 2175,409166 152,9480493 116,4740247 116,4740247
0,00000000
1200
42,3768
0,000009173948 0,00450688 5265627,818 2294,695583 161,3348048 120,6674024 120,6674024
0,00000000
1300
45,9082
0,000009260048 0,00448622 5842649,014 2417,157217 169,9448026 124,9724013 124,9724013
0,00000000
1350
47,6739
0,000009303826 0,00447660 6147539,688 2479,423257 174,3225857 127,1612928 127,1612928
0,00000000
Ptf [Psi]
Pwf2 [Psi]
1034472,499 1039852,905 1060427,457 1139115,19 1196669,182 1266120,504 1440209,71 1660575,55 2410437,531 3440031,287 3929297,267 4462520,047 5039541,242 5344431,916
853,3914 Pwf [Psi]
1017,090212 1019,731781 1029,770584 1067,293395 1093,923755 1125,220203 1200,087376 1288,63321 1552,558383 1854,732134 1982,245511 2112,467762 2244,892256 2311,802742
Ptf [Kg/Cm2]
Ptf [Psi]
60 Pwf2
568,9276 Pwf
Kg/Cm2
[Psi]
[Psi]
71,50928952 71,69501224 72,40081757 75,03896065 76,91128046 79,11166219 84,37540215 90,60085748 109,1568335 130,4019797 139,367154 148,522783 157,8332467 162,5375701
460824,0901 466204,497 486779,0482 565466,7819 623020,7735 692472,0957 866561,3018 1086927,142 1836789,123 2866382,879 3355648,859 3888871,638 4465892,833 4770783,508
678,8402538 682,7916937 697,6955268 751,9752535 789,3166497 832,1490826 930,8927445 1042,55798 1355,281935 1693,039539 1831,843022 1972,022221 2113,265916 2184,212331
OIL & GAS
14
Ptf [Kg/Cm2]
Ptf [Psi]
40 Pwf2 Kg/Cm2
47,72770762 48,00552434 49,0533788 52,8696624 55,49505067 58,50650119 65,4489425 73,29987014 95,28677708 119,0337427 128,7926986 138,6483778 148,5788994 153,5669798
355,57975 Pwf
[Psi]
[Psi]
181170,491 186550,8979 207125,449 285813,1828 343367,1743 412818,4966 586907,7027 807273,5424 1557135,524 2586729,28 3075995,26 3609218,039 4186239,234 4491129,909
425,6412703 431,9153828 455,1103702 534,6149855 585,9754042 642,5095304 766,0990162 898,4840246 1247,852365 1608,33121 1753,85155 1899,79421 2046,030116 2119,228612
COMPANY S.A.
Ptf [Kg/Cm2]
25 Kg/Cm2
29,92586546 30,36698397 31,99777055 37,58755845 41,19859217 45,17337745 53,86267189 63,17035943 87,73364938 113,0780936 123,3092963 133,5701913 143,8517038 148,9981229
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5.4.2 REPRESENTACIÓN DE LAS CURVAS DE COMPORTAMIENTO DEL POZO (TABLA N° 2) Y LAS CURVAS DE CONTRAPRESIÓN (TABLA N°4). GRAFICO 300
250
200
] 2 m C / g 150 K [ f w P
100
50
0 0
200
400
600
800
1000
CAUDAL [Mm3]
OIL & GAS
15
COMPANY S.A.
1200
1400
1600
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5.4.3 PRONOSTICO DE PRODUCCIÓN SOBRE LA BASE DE LA DEMANDA ANUAL. TABLA N° 5 Año
Pws
Pwf
Caudal producido
Ptf
Retenido en Yac.
(Kg/cm2) (Kg/cm2) (Kg/cm2) (MMm3/d) (MMm3/d)
Caudal de reinyeccion
Caudal de demanda
Vol. anual produc.
Volumen Acumulado
Caudal pozo prom.
(MMm3/d)
(MMm3/d)
(MMm3/año)
(MMm3)
(MMm3/d)
246
2012 2013
239,60
107,00
80,000
3,18
0,18
0,0000
3,0000
1160,7
1160,700
0,831
2014
233,37
106,00
80,000
3,18
0,18
0,0000
3,0000
1160,7
2321,400
0,788
2015
227,31
105,00
80,000
3,18
0,18
0,0000
3,0000
1160,7
3482,100
0,747
2016
221,40
104,00
80,000
5,30
0,30
0,0000
5,0000
1934,5
5416,600
0,707
2017
211,21
83,00
60,000
5,30
0,30
0,0000
5,0000
1934,5
7351,100
0,700
2018
201,50
80,00
60,000
5,30
0,30
0,0000
5,0000
1934,5
9285,600
0,643
2019
192,23
79,00
60,000
5,30
0,30
0,0000
5,0000
1934,5
11220,100
0,585
2020
183,38
77,00
60,000
5,30
0,30
0,0000
5,0000
1934,5
13154,600
0,535
2021
168,71
55,00
40,000
8,48
0,48
0,0000
8,0000
3095,2
16249,800
0,497
2022
150,22
54,00
40,000
8,48
0,48
0,0000
8,0000
3095,2
19345,000
0,397
2023
142,80
53,00
40,000
8,48
0,48
0,0000
8,0000
3095,2
22440,200
0,360
2024
131,37
52,00
40,000
8,48
0,48
0,0000
8,0000
3095,2
25535,400
0,306
2025
118,55
35,00
25,000
7,42
0,42
0,0000
7,0000
2708,3
28243,700
0,274
2026
107,43
32,00
25,000
6,36
0,36
0,0000
6,0000
2321,4
30565,100
0,230
2027
98,24
31,00
25,000
5,30
0,30
0,0000
5,0000
1934,5
32499,600
0,195
2028
90,22
30,00
25,000
4,56
0,26
0,0000
4,3000
1663,67
34163,270
0,166
Q maximo por pozo
Cantidad pozos perforados
Cantidad pozos
(MMm3/d)
(AÑO)
(CORREGIDO)
0,122 0,117 0,113 0,108 0,084 0,073 0,069 0,062 0,040 0,038 0,035 0,032 0,019 0,013 0,012 0,010
3,827 4,036 4,259 7,491 7,574 8,248 9,058 9,908 17,072 21,373 23,543 27,750 27,099 27,611 27,164 27,384
OIL & GAS
4 1 0 3 0 1 1 0 8 4 2 4 0 0 0 0
16
Cantidad de pozos (ACUMULADOS)
cantidad pozos (ESTERILES)
4 5 5 8 8 9 10 10 18 22 24 28 28 28 28 28
COMPANY S.A.
0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 0 0
pozos en produccion
4 5 5 8 8 9 10 10 18 20 24 28 28 28 28 28
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5.4.4 INFORMACIÓN GENERAL.
Demanda asegurada de gas en el mercado. Pérdida de presión en todo el sistema de captación y la planta de tratamiento y acondicionamiento es de 10 kg/cm2. Presión de abandono: Aproximadamente 50 kg/cm2. Se asume que el diámetro interior del tubing (2.92”) es el óptimo. Máxima cantidad de pozos a perforar por año: 8 Se considera que la perforación de los pozos será realizada este año antes de que sean requeridos para producción. Por cada 10 pozos perforados o más se considerara 1pozo estéril. Considerar la relación condensado/gas procesado (GOR) = 50.000 m3 de gas/m3 de condensado de (GOR Constante).
5.5 INFORMACIÓN FINANCIERA. Se asume que la inversión en perforación será realizada un año antes de su utilización en la Producción de cada año. 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. 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. 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. Los datos para el cálculo de inversión están indicados en el Anexo II. 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
5.6 INFORMACIÓN PARA LA UBICACIÓN DE POZOS EN MAPAS GEOLÓGICOS. Los datos correspondientes a la ubicación y características de los 21 primeros pozos perforados para el desarrollo del yacimiento serian:
OIL & GAS
17
COMPANY S.A.
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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
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
Donde: mbbp = metros bajo boca de pozo. mbnm = metros bajo el nivel del mar.
MAPA ESTRUCTURAL Y MAPA ISOPAQUICO
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5.7 DISEÑO DE LA RED DE CAPTACION. 5.7.1 INFORMACIÓN DE LA RED DE CAPTACIÓN
Nro. de pozos : 28 Nro. de pozos productores : 26 Nro. de pozos estériles : 2 Km de cañería Captación: Km de cañería Colectora: Nº de Compresores: 4 (5000HP) Nº de Separadores: 1 Planta de Tratamiento: 1
6. DATOS GENERALES DEL YACIMIENTO. Volumen de roca, VR [Mmm3]:
2140
Porosidad, [%/100]:
0.18
Saturación de agua irreductible, Sw [%/100]:
0.32
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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
7. PROCESO DE TRATAMIENTO Según las especificaciones del GN, el contenido de CO2 debe ser < 2% molar y el contenido de inertes < 4%molar.El análisis cromatográfico del gas muestra valores altos de CO2 (3.54% molar) y Nitrogeno (1.77 % molar).
Criteri os de selección de procesos
De acuerdo al tipo de contaminantes, 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. Tabla 2.1 Guía para la selección de procesos Contaminante
Aminas (DEA)
H2S
Muy bueno
CO2
Muy bueno
Solv. Solv. hibridos Carb. Potasio Tamices Físicos (Sulfinol) (Benfield) moleculares (Selexol) Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno Bueno
Muy bueno
Bueno
DEA: Dietanolamina
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Muy bueno
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El proceso que se realizara será el proceso de endulzamiento con AMINAS (DEA), por la efectividad y bajo costo del proceso.
7.1. 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
7.2 CROMATOGRAFIA composicion
co2 c2 c3 i-c4 n-c4 i-c5 n-c5 c6 hexano y sub ni diox.carbono
%molar pm 88,38 4,22 1,23 0,34 0,31 0,08 0,09 0,04 0
16,043 30,07 44,097 58,123 58,123 72,15 72,15 86,177 0
psc (psia) 667 707,8 615 527,9 548,8 490,4 488,1 439,5 0
tsc (r) 343,34 550,07 665,92 734,41 765,51 828,96 845,7 911,8 0
yi*pm 0 1,268954 0,5423931 0,1976182 0,1801813 0,05772 0,064935 0,0344708 0
1,77 28,0134 492,8 227,51 0,49583718 3,54 44,01 1069,5 372,27 1,557954
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yi*psc
yi*tsc
589,4946 303,443892 29,86916 23,212954 7,5645 8,190816 1,79486 2,496994 1,70128 2,373081 0,39232 0,663168 0,43929 0,76113 0,1758 0,36472 0 0 8,72256 37,8603
4,026927 13,178358
678,01467
358,71204
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7.3 ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL
El endulzamiento se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del GN, se llama así porque se remueven los olores amargos y sucios. Se llaman gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos Existen varios procesos: Tratamiento de gas con aminas Proceso Benfield Unidad PSA Los productos de éste proceso, son gas dulce húmedo y gases ácidos
TRATAMI ENTO CON AMI NAS
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CAPITULO III
8. INVERSION Y COSTOS OPERATIVOS EN YACIMIENTO: 8.1 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$s/HP instalados
8.2 COSTOS OPERATIVOS:
Mantenimiento de pozos WorkOver (20% pozos/año): 50000 u$s/pozo. Compresión: 150 u$s/HP por año. Gastos de Gas combustible para compresión 7 m3/d por HP requerido.
9. INVERSION EN GASODUCTOS DE TRANSPORTE: 9.1 COSTOS DE ADQUISICIÓN E INSTALACIÓN:
Costo compresión de gasoducto:
Potencia HP 1000 2500 5000 7500 15000
Planta MMu$S/HP 1 2 3.5 5 8.5
Compresor u$s/HP Inst. 1000 900 800 700 600
Total 3000 2700 2500 2400 2000
9.2 COSTOS OPERATIVOS:
Gastos de Gas combustible para compresión 7 m3/d por HP requerido. Mantenimiento de gasoductos: 15 Mu$s/Km año.
Nota: Los presentes datos son orientativos, pudiendo observarse diferencias con los reales según la coyuntura económica. Se deberá considerar un 10% de imprevistos.
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10. INFORME ECONOMICO 10.1 ENGRESOS TOTAL
IMPREVISTOS
EGRESO TOTAL
$
$
$
23061170,9
2306117,09
25367287,99
3080318,75
308031,875
3388350,625
50000
5000
55000
13538533,5
1353853,35
14892386,85
100000
10000
110000
3328865,35
332886,535
3661751,885
3229199,35
322919,935
3552119,285
100000
10000
110000
29092689,8
2909268,98
32001958,78
16673566,8
1667356,68
18340923,48
6534173,9
653417,39
7187591,29
16796295,1
1679629,51
18475924,56
300000
30000
330000
300000
30000
330000
300000
30000
330000
300000
30000
330000
300000
30000
330000
117084813
11708481,3
128793294,7
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24
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10.2 INGRESOS Ingresos
INGRESO TOTAL
Líquido
Gas
$
$
$
12132600
88606004,8
100738605
14381000
106144036
120525036
13632750
100621313
114254063
20644400
151430343
172074743
20440000
150864619
171304619
21122550
155902420
177024970
21352500
157599647
178952147
19527500
144129592
163657092
30838850
226674071
257512921
28981000
212961555
241942555
28908000
213365676
242273676
29039400
213392597
242431997
26002600
191921348
217923948
21827000
161101861
182928861
18505500
136586361
155091861
15753400
116273517
132026917
343089050
2527574959
2870664009
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10.3 FLUJO DE CAJA Y VAN
PERIODO
INGRESO TOTAL
EGRESO TOTAL
FLUJO DE CAJA
FLUJO DE CAJA ACUMULADO
VAN
$
$
$
$
$
2012
0
0
25367287,99
-25367287,99
-25367287,99
-25367287,99
2013
1
100738605
3388350,63
97350254,38
71982966,39
65439060,35
2014
2
120525036
55000,00
120470036,00
192453002,39
159052068,1
2015
3
114254063
14892386,85
99361676,15
291814678,54
219244687,1
2016
4
172074743
110000,00
171964743,00
463779421,54
316767585,2
2017
5
171304619
3661751,89
167642867,12
631422288,65
392063562,9
2018
6
177024970
3552119,29
173472850,72
804895139,37
454342322,6
2019
7
178952147
110000,00
178842147,00
983737286,37
504812774,7
2020
8
163657092
32001958,78
131655133,22
1115392419,59
520338795,6
2021
9
257512921
18340923,48
239171997,52
1354564417,11
574467543,2
2022
10
241942555
7187591,29
234754963,71
1589319380,82
612751422
2023
11
242273676
18475924,56
223797751,44
1813117132,26
635486493,9
2024
12
242431997
330000,00
242101997,00
2055219129,26
654856151,7
2025
13
217923948
330000,00
217593948,00
2272813077,26
658352990,3
2026
14
182928861
330000,00
182598861,00
2455411938,26
646586705,5
2027
15
155091861
330000,00
154761861,00
2610173799,26
624854855
2028
16
132026917
330000,00
131696917,00
2741870716,26
596710954,4
2870664009
128793294,70
2741870716,26
21422599505,27
7610760685
TOTAL
OIL & GAS
26
COMPANY S.A.
UNIVERSIDAD
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AQUINO
BOLIVIA
10.4 INDICADORES ECONOMICOS
INDICADORES ECONOMICOS 3000000000.00 2800000000.00 2600000000.00 2400000000.00 2200000000.00 2000000000.00 1800000000.00 1600000000.00 1400000000.00 1200000000.00 1000000000.00 800000000.00 600000000.00 400000000.00 200000000.00 0.00 2010 -200000000.00
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
LA EMPRESA OIL& GAS COMPANY S.A.
OFRECE EL 50 % DE LA CAJA DE FLUJO QUE CORRESPONDE A: 1370935358 OIL & GAS
27
COMPANY S.A.
2030
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BOLIVIA
CAPITULO IV
11. CONCLUSIONES Y BIBLIOGRAFIA 11.1 CONCLUSIONES
Mediante los estudios y cálculos realizados al yacimiento “LA ESPERANZA”, se logro determinar la rentabilidad de este yacimiento.
Habiendo realizado el cálculo de reservas de gas existentes en el yacimiento y el grafico de comportamiento y contrapresión, se determinaron los caudales potenciales de producción para las presiones dinámicas de pozo seleccionadas.
Con la utilización de las tablas generadas en base a cálculos anteriores, se logró la interpretación grafica de los diferentes parámetros (volumen recuperable, volumen “in situ”, viscosidad, comportamiento y contrapresión)
Al interpretar correctamente cada uno de los cálculos y gráficos del yacimiento obtenidos, se realizó el cálculo de los ingresos y egresos que conlleva la explotación del yacimiento.
Finalmente en base a todo lo anteriormente descrito la empresa OIL & GAS COMPANY S.A. está en condiciones de ofrecer la suma de:
11.2 BIBLIOGRAFIA.
AUTO CAD 2012- INGLES PDF-OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION Y EXPLOTACION DE GAS NATURAL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS - MAZIAS MARTINEZ RESERVORIO II – ING. REYNOLDS
OIL & GAS
28
COMPANY S.A.
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BOLIVIA
ANEXOS
OIL & GAS
29
COMPANY S.A.
