UNIVERSIDAD TECOLÓGICA NACIONAL FRSC POSGRADO: ESPECIALIZACIÓN EN GAS
Geología e Ingeniería de Yacimientos
TP N° 3 Cálc Cálculo ulo de Reserv Reservas as y Previsión de Produc Producción ción
Juan José Rodrig uez Año Añ o 2013
Trabajo Práctico Año 2013
1
Pág.2
OBJETIVO
Se trata de verificar la caída de presión del yacimiento durante el transcurso de la extracción de gas, con diferentes regímenes de producción. Analizar y comparar la relación entre los siguientes parámetros:
Evolución del caudal producido por pozo.
Caída de presión en el yacimiento.
Número de pozos necesarios para satisfacer el caudal requerido por la demanda. Necesidad de instalación de compresión debido al proceso de agotamiento del yacimiento.
Determinar las presiones promedio de pozo aplicando las ecuaciones proporcionadas para un determinado caudal producido. Asumiendo dos escenarios de demanda diferentes, determinar las mejores condiciones económicas del proyecto. 2 2.1
DESCRIPCIÓN Ubicación del Yacimi ento “ El Choique”
Se trata de un yacimiento gasífero ubicado en la región continental de la Cuenca Austral, a 140 Km al Oeste del gasoducto General San Martin (Figuras 1 y 2). El reservorio está compuesto por areniscas de la Formación Springhill (Figura 3), emplazada a una profundidad promedio de 2.750 metros bajo boca de pozo (mbbp). Las dimensiones aproximadas de la estructura son de unos 11 Km. de extensión en dirección Norte – Sur y de 9,5 Km. en dirección Este - Oeste, conformando un anticlinal con espesor útil promedio del reservorio de 14,5 metros. La exploración del yacimiento se ha realizado mediante registración sísmica 2D y seis (6) perforaciones que delimitaron el depósito, cuatro (4) de las cuales fueron productivas y dos (2) finalizaron estériles. Con esta información se ha demostrado la existencia de reservas de aproximadamente 30.000 Millones de m3 de gas y buen potencial de producción.
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Yacimiento El Choique
Figura 1. Cuenca Austral - Yacimiento El Choique
El Choique Gto. Gral. San Martín (30”)
Figura 2. Localización del yacimiento El Choique
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Reservorio de Gas
Figura 3. Columna estratigráfica de la Cuenca Austral – Fm. Springhill
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2.2
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Datos del Yacimien to
Volumen de roca, VR: 1.500 M m3 Porosidad, Ф: 17 % Saturación de agua irreductible, Sw: 29% Temperatura del Reservorio, Tr: 97 ºC = 370 ° K Presión del Reservorio, Pr: 255 Kg/cm2 Temperatura Ambiente, Ta: 15ºC = 288ºK Presión Atmosférica, Pa: 1,033 Kg/cm2 Bg
3.1
Pa .T r . Z r
Pr .T a . Z a Factor volumétrico del gas, GOR: 15.000 Composición del gas: Será entregada la composición del gas a la salida del separador primario, en el curso de Tratamiento de Gas a dictarse próximamente.
3
MÉTODO DE CÁLCULO Reservas Volumétr icas:
G
V R . .1 S W Bg
Donde G= Volumen de gas "in situ" en condiciones estándar. 3.2
Gas Recuperable
Se dispone de un análisis PVT de los fluidos del reservorio, realizado a partir de muestras tomadas en un pozo representativo del yacimiento. Se deberá evaluar cuál es la presión de abandono más conveniente y se debe calcular el gas recuperable a esa presión. Como referencia se puede considerar una presión de abandono de aproximadamente 50 kg/cm2. La siguiente ecuación refleja el comportamiento del factor de súper compresibilidad del gas respecto a la presión de reservorio. Z = 4,219E-06x2 - 1,394E-03x + 1
Donde: Z= factor de súper compresibilidad X= presión estática del reservorio (Pws) en Kg/cm2.
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Tabla 1: Comportamiento d el Reservori o Pr [kg/cm2]
Pr/Z kg/cm2]
Z
Bg (fact vol)
G [Mm3]
Gp [Mm3]
-
Completar la Tabla 1
-
Graficar la curva de comportamiento de Z y Bg en función de la declinación de la presión del reservorio. GP .100 Calcular el porcentaje de recuperación: % R G Donde GP es el Volumen de gas Recuperable y G el Volumen de gas “in situ”
-
Gráfico 1a
Gas in situ y Recuperable 300 250 200 150 Gas Recuperable
100
y = -0,007x + 277,2 R² = 1
50
Gas In Situ
0 0
5.000
10.000
15.000
20.000 Gp (Mm3)
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25.000
30.000
35.000
40.000
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Gráfico 1b
Cálculo de Reservas 300
y = 0,898x + 0,513 R² = 0,999
250 200 150 100 50 0 0
50
100
150
200
250
300
Pr/Z (kg/cm2)
3.3
Previsión de Producci ón
Se han realizado ensayos de producción (isocronales) y mediciones físicas completas sobre los cuatro (4) pozos productivos del yacimiento, utilizándose la ecuación de Fetkovich para determinar el comportamiento del pozo promedio:
Q
C . Pws
2
Pwf
2 n
Con la aplicación esta ecuación 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 considerarán constantes a través del tiempo.
C = 25
n = 0,94
C
n
.T . z. ln r d r p log Q2
log Pws
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7214,637.h.K
2
Pwf 2
2
log Q1
log Pws
2
Pwf 1
2
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n = 1 flujo laminar n = 0,5 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) irá disminuyendo gradualmente. En consecuencia, se hace necesario definir el comportamiento del Pozo Promedio del yacimiento a través del tiempo, utilizando la ecuación de comportamiento 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 ). Nota: Se adoptará P wf = 0,8Pws, considerando que con ello realizaremos una explotación racional del yacimiento. No obstante, y solo a los fines de la construcción de las curvas de comportamiento del pozo, también se considerarán valores de P wf menores del 80% de la P ws.
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Tabla 2: Pozo Promedio - Resultados de flujo en formació n
Q = 25 × (Pws2 − Pwf 2 )0,94
0
Pwf k /cm2 255
320,0 549,6 696,6 777,3 815,0
204,0 153,0 107,1 69,6 41,8
Q [km3/d]
0
Pwf [kg/cm2] 200,5
99,9 294,2 416,6 483,5 514,6
Q [km3/d]
Pw s
281,1 482,7 611,9 682,8 715,8
190,4 142,8 100,0 65,0 39,0
Pw s
Q [km 3/d]
Pw f [kg/cm 2]
0
225
226,1 419,8 543,6 611,4 643,0
185,6 139,2 97,4 63,3 38,0
Q [km 3/d]
Pw f [kg/cm 2]
0
148
0
Pwf [kg/cm2] 176
182,8 137,1
159,4 273,7
140,8 105,6
32,9 154,0
140,8 105,6
96,0 62,4 37,4
347,0 387,2 405,9
73,9 48,0 28,8
229,6 270,7 289,9
73,9 48,0 28,8
Q [km 3/d]
Pw f [kg/cm 2]
0
Pwf k /cm2 120
77,6 133,2 168,9 188,4 197,6
96,0 72,0 50,4 32,8 19,7
Q [km3/d]
0
Pwf k /cm 2 238
Q [km3/d]
Q [km3/d] Pw s
0
Pwf k /cm 2 100
55,1 94,6 119,9 133,8 140,2
80,0 60,0 42,0 27,3 16,4
Q [km3/d] Pw s
Pw s
Pw s
0
80
36,2 62,2 78,8 87,9 92,2
64,0 48,0 33,6 21,8 13,1
Por otra parte, se debe representar en un gráfico, la relación P ws/Z versus Volumen de gas "in situ" (Gráfico 1.a), a los efectos de completar el análisis previsional. Se deberán introducir en el Gráfico 1a los volúmenes producidos y anualmente acumulados (Gp), entrando por abscisas y luego de interceptar con la recta graficada, para obtener los correspondientes valores de P ws/Z, con los que se completará la Tabla 1. Los valores de Pws correspondientes a cada P ws/Z, serán obtenidos a partir de interpolación en el Gráfico 1b. 3.4
Pérdida de carga en tubi ng
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 basa en el cálculo de pérdidas de carga para distintos caudales, o sea, el cálculo de la presión dinámica de fondo (Pwf) partiendo de la Ptf aplicando la ecuación de Smith.
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Pw s
Pw s
Pw s
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Pwf 2= (esxPtf 2) +6,67x10-4 ( QTpZp )2 (es-1)f 5
d 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 tubing ° R (Tp = 614,7 ° R) Zp = Factor de compresibilidad promedio aritmético reservorio (Zp = 0,9243) d = diámetro interior del tubing Para tubing de diámetro exterior de 3 ½ “ , corresponde diam. Int = 2, 92” Para tubing de diámetro exterior de 2 7/8 “, corresponde diam. Int = 2,44”
30,9208.10 3.Q
0.065
f
.d
0.058
.G
0.065
0.065
G = Gravedad específica del fluido del pozo (G = 0.6602)
L = Profundidad al punto donde se tomó la Pws, en pies. (2.410 metros x 3,281= 7.907,21 pies) 3
Q = en pie /día f = factor de fricción (Cullender y Smith) μ=
f(Ptb) (lb / (ft x seg)) (Ver Tabla 3)
Ptb: Presión promedio en Tubing. Donde: Ptb = (Ptf + Pwf ) / 2 Tabla 3: Valores de vi scosi dad del gas
Ptb (Kg/cm2) 110 100 90 80 70 60 50 45
106 (lb / (ft x seg)) 9,9115 9,6737 9,4753 9,1583 8,9204 8,7722 8,5636 8,5429
Nota: Observar el uso correcto de las unidades
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μ x
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Con las ecuaciones planteadas, calcular las P wf correspondientes a etapas de Producción del yacimiento, contemplando al menos las siguientes alternativas: a) Ptf = 80 Kg/cm2 c) Ptf = 40 Kg/cm2
b) Ptf = 60 Kg/cm2 d) Ptf = 25 Kg/cm2
Tabla 4: Pozo Promedio - Resultados de flujo en tubing P tf [ ps i a ]
P tf [ k g/ c m2 ]
P tf [ ps ia ]
1137,9
80
853,4
Caudal Gas km3/d
Pwfcalc
kcfd
[psia]
P tf [ kg / cm 2]
60
P tf [ ps i a]
[psia]
P tf [ ps i a]
40
Pwfcalc
[Kg/cm2]
P tf [ k g/ c m2 ]
568,9
25
Pwfcalc
[Kg/cm2]
[psia]
P tf [ k g/ c m2 ]
355,6 Pwfcalc
[Kg/cm2]
[psia]
[Kg/cm2]
25
883
1.352
95
1.015
71
677
48
425
30
50
1.766
1.354
95
1.017
72
681
48
431
30
100
3.531
1.362
96
1.027
72
696
49
454
32
250
8.829
1.411
99
1.091
77
786
55
583
41
500
17.657
1.565
110
1.284
90
1.037
73
892
63
750
26.486
1.788
126
1.546
109
1.347
95
1.238
87
1.000
35.315
2.054
144
1.846
130
1.682
118
1.596
112
1.200
42.378
2.289
161
2.102
148
1.959
138
1.885
133
1.300
45.909
2.407
169
2.233
157
2.099
148
2.031
143
1.350
47.675
2.469
174
2.300
162
2.170
153
2.103
148
- Representar las curvas de comportamiento del pozo (Tabla 2) y las curvas de contrapresión (Tabla 4), construyendo el Gráfico 2. Gráfico 2
COMPORTAMIENTO Y CONTRAPRESIÓN DE POZO PROMEDIO 250
200
150
100
50
0 0
200
400
600
Q [km3/d]
800
1000
1200
1400
255
238
225
200,5
176
148
120
100
80
Pwf: 80 [Kg/cm2]
Pwf : 60 [Kg/cm2]
Pwf : 4 0 [Kg/cm2 ]
Pwf : 25 [Kg/cm2]
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Con la información disponible, se está en condiciones de preparar la Tabla 5. En función de la demanda del mercado a abastecer, se debe predecir el número de pozos necesarios perforar cada año para compensar la declinación del yacimiento, atender el incremento de caudal solicitado y asimismo prever el momento en que pudiera requerirse una planta compresora de gas, para elevar la presión de boca de pozo a la de tratamiento e inyección a gasoducto de transporte.
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RESULTADOS
En la Tabla 5 se presentan los resultados del plan de desarrollo del yacimiento, para un pronóstico de producción dado, observándose: -
El incremento del número de pozos operativos en función del aumento de la demanda.
-
La declinación de la presión estática del reservorio (Pws) debido al agotamiento del reservorio.
-
La necesidad de reducir la presión dinámica de boca de pozo (Ptf), en la medida que declina la presión estática del reservorio (Pws).
Tabla 5: Pronóstico de la Producci ón
Evolución Pozo/Reservorio Año
Total Pozos 2 2 2 Ptf [kg/cm ] Pws [kg/cm ] Pwf [kg/cm ] Operativos
0
Caudales Totales
Q pozo promedio 3
[km /día]
Q demanda Q Q Producción Q Compresor Asumida Condensado 3 3 [km /d] [km /d] 3 3 [km /día] [km /d]
Volumenes Producidos
Q Retenido en Planta 3
[km /d]
Q Venta
V anual
3
Mm
[km /d]
3
V acumulado 3
Mm
255
1
6
80
240,41
128,91
633,52
3.836,02
3801,11
0,25
0,00
114,03
3.686,83
1.387,40
1.387,40
2
8
80
229,62
122,77
563,33
3.836,02
4506,68
0,30
0,00
135,19
4.371,19
1.644,94
3.032,34
3
9
80
218,58
118,60
512,82
3.836,02
4615,40
0,31
0,00
138,45
4.476,64
1.684,62
4.716,96
4
10
80
207,51
114,67
462,35
3.836,02
4623,52
0,31
0,00
138,70
4.484,52
1.687,59
6.404,55
5
11
80
196,63
111,10
413,13
3.836,02
4544,47
0,30
0,00
136,32
4.407,84
1.658,73
8.063,28
6
13
80
185,24
107,94
366,12
3.836,02
4759,61
0,32
0,00
142,78
4.616,52
1.737,26
9.800,54
7
15
80
173,81
105,03
318,41
3.836,02
4776,16
0,32
0,00
143,28
4.632,57
1.743,30
11.543,84
8
18
80
162,09
102,50
272,17
3.836,02
4899,00
0,33
0,00
146,96
4.751,71
1.788,13
13.331,97
9
22
80
150,16
100,32
226,51
3.836,02
4983,18
0,33
0,00
149,49
4.833,37
1.818,86
15.150,83
10
27
80
138,40
98,53
181,98
3.836,02
4913,54
0,33
0,00
147,40
4.765,82
1.793,44
16.944,28
11
33
80
127,34
97,15
140,03
3.836,02
4621,10
0,31
0,00
138,62
4.482,17
1.686,70
18.630,98
12
34
60
114,92
74,57
152,72
3.836,02
5192,34
0,35
0,00
155,76
5.036,23
1.895,20
20.526,18
13
41
60
103,67
73,18
114,59
3.836,02
4698,23
0,31
0,00
140,94
4.556,98
1.714,85
22.241,04
14
42
40
91,68
50,54
119,29
3.836,02
5010,05
0,33
100,19
147,29
4.762,24
1.828,67
2 4.069,71
15
49
40
81,28
49,25
88,73
3.836,02
4347,80
0,29
86,95
127,82
4.132,74
1.586,95
25.656,65
16
54
25
70,54
32,08
83,09
3.836,02
4486,76
0,30
89,73
131,90
4.264,83
1.637,67
27.294,32
17
58
25
62,07
31,03
60,98
3.836,02
3536,89
0,24
70,73
103,98
3.361,94
1.290,96
28.585,28
18
60
25
55,57
30,45
45,31
3.836,02
2718,68
0,18
54,37
79,92
2.584,21
992,32
29.577,60
19
60
25
50,63
30,14
34,35
3.836,02
2061,10
0,14
41,22
60,59
1.959,15
752,30
30.329,90
20
60
25
46,80
29,97
26,68
3.836,02
1600,99
0,11
32,02
47,07
1.521,80
584,36
30.914,27
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INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA
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Información general
a) Demanda asegurada de gas en el mercado. b) Pérdida de presión total desde salida de Separador Primario hasta salida de Planta de Tratamiento: 10 kg/cm2. ( 7 Kg/cm2 en la red de captación y 3 Kg/cm2 en la Planta de Tratamiento ) c) Presión de abandono teórica: 50 kg/cm2 aproximadamente. d) Se asume que el diámetro interior del tubing es 2,92”. e) Máxima cantidad de pozos a perforar por año: 8. (Esta consideración la asumimos en función a que el tiempo de perforación de un pozo es de 1.5 meses). f) Se considera que la perforación de los pozos será realizada un año antes de requerirse su puesta en producción. g) El caudal retenido en el Separador Primario se considera del 1.5 % del producido en boca de pozo. h) El consumo de gas combustible en la planta de compresión será de 7 m3/día por HP requerido.. i) El caudal retenido en planta de tratamiento se considera del 2% del gas tratado. j) Para el cálculo de la potencia de compresión necesaria para comprimir el volumen total producido se asumió el máximo valor de caudal real observado. k) Asumir dos escenarios de comportamiento de demanda para luego proponer un plan de producción para cada escenario. l) Se considerará un pozo estéril cada 10 pozos perforados. Desarrollo de las inversiones
a) La inversión en perforación será realizada un año antes de la puesta en producción de dichas perforaciones. b) La inversión para construir las plantas de compresión será realizada un año antes de la puesta en funcionamiento del equipo debido a que el proceso de montaje, licitación y colocación de cimientos demora aproximadamente un año. c) La inversión en planta de tratamiento será realizado en el año cero. Para el cálculo del monto total se considerará el caudal máximo real producido durante todos los años de cada escenario. d) Deberá asumirse que desde la toma de posesión del Yacimiento hasta la primera producción lista para entregar en TGS pasarán dos (2) años.
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Trabajo Práctico Año 2013
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Datos para cálculo de inversión inicial de Perforación, Líneas de Captación y plantas de tratamiento y d e compresión
Costo de perforación Longitud Cañerías Principales Diam. Cañería Principal (desde ES a Pta de Trat.) Costo de cañería para red de captación por diám./longitud (provisión e Instalación) Longitud Cañería Captación por pozo Diam. Cañería Captación (desde Pozo hasta ES ) Costo Separador Principal para 1.500.000 m3/día. Costo Separador de Control (Considerando por ES y caudal 500.000 Sm3/día) Costo Planta de Tratamiento (Considerando caudal tratado de 1.000.000 Sm3/d) Mantenimiento de Pozos (Work Over 10% Pozos) Costo de adquisición e instalación de Compresión Costo de Abandono de Pozos
4.900.000 6.500 12
USD / pozo m pulg
60
m.pulg
800 6 750.000
m pulg USD
400.000
USD
10.000.000
USD
200.000
USD / operación
3.500 250.000
USD / HP USD /pozo
Almacenaje y Despacho de Condensado a) Capacidad Mínima para 7 días de operación b) Tanques de 1.000 m3 tanque c) Cargadero de camiones
1.000.000 1.000.000
USD/
USD c/u
Para la inversión y costos anuales de la Línea de Captación y Compresión asumir las siguientes consideraciones:
Estación de regulación y medición: 1.500.000 USD. Costo de adquisición de equipos motocompresores: 1500 USD/HP Costo de montaje de motocompresores: 1500 USD / HP instalados. Costo operativo y mantenimiento regular de estación compresora: 20 USD /HP/año Costo Mantenimiento Extraordinario (Over Haul) de motocompresores : 50 USD / HP año Costo operativo y mantenimiento del sistema de captación: 2% Costo de inversión en Líneas de Captación, solo a partir del 1º año.
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Trabajo Práctico Año 2013
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Información técnica
Potencia de compresores P(HP)= 0,001575*10^6*Q st *Z*(T+273)*(k/k-1)*((P2/P1)^(K-1/K)-1)/nc Donde: Qst : Millones de S m3/d Z : Factor de compresibilidad medio : Z1 ( @ P1 )+ Z2 ( @ P2 ) / 2 T : Temperatura del gas de entrada en ° C. K : Cp/Cv ( Típico K = 1,26 ) P1, P2 : Kg/cm2 ( A ) nc : Rendimiento mecánico del compresor : 0.85 Simplificando: P(HP)= Krc*Qst Krc = f(Rc)
Rc = P2/P1 Donde: Qst : M Sm3/d Krc : HP/ M m3/d Rc
Krc (HP/Mm3/d)
1.2
314
1.3
456
1.4
589
1.5
715
1.6
835
1.7
949
1.8
1058
1.9
1163
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