Nombre de la presentación - fecha Juan D. Moreyra Neuquén 19, 20 y 21 de mayo del 2008 “TIGHT Gas Reservoirs” “Por un mejor aprovechamiento de la Experiencia.

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1 Nombre de la presentación - fecha Juan D. Moreyra Neuquén 19, 20 y 21 de mayo del 2008 “TIGHT Gas Reservoirs” “Por un mejor aprovechamiento de la Experiencia y la Tecnología” Jornadas Técnicas Comahue 2008 “ El desafió de producir mas en los Yacimientos de Argentina”

2 Nombre de la presentación - fecha La oportunidad que genera la coyuntura de la crisis energética de nuestro país, abre un camino para que la industria pueda desarrollar reservorios thight de gas ya descubiertos y explorar nuevas áreas, movilizando así reservas que tiendan a compensar en parte, las demandas futuras que requerirá el crecimiento del país en los próximos años. “Por un mejor aprovechamiento de la experiencia y la tecnología”

3 Nombre de la presentación - fecha “Por un mejor aprovechamiento de la experiencia y la tecnología” Argentina esta comenzando con:

4 Nombre de la presentación - fecha Para ello la industria tendrá que hacer: 1.Una optima evaluación de cada proyecto 2.Comparar y aprovechar de forma practica e inteligente la experiencia desarrollada en otros países y de algunas experiencias nacionales 3.Influencia de factores de logística regionales desde lo técnico a lo económico-financiero. 4.Seleccionar las tecnologías adecuadas y la disponibilidad de las mismas. Evaluación y Seguimiento “Por un mejor aprovechamiento de la experiencia y la tecnología”

5 Nombre de la presentación - fecha 1.Una optima evaluación de cada proyecto en particular Geología del Reservorio Petrofísica Perforación Completacion Producción 1.Análisis de las disciplinas que participan en el proyecto, FOCALIZANDONOS que para dar el potencial optimo necesitamos incorporar grandes espesores permeables e incrementar el radio efectivo con fracturas hidráulicas, las que en USA, participan en un (  60 % ) del costo total del pozo. 2. Otra tecnologías que permitan incrementar radio efectivo, podrán ser evaluadas fundamentalmente si la existencia de zonas de alto grado de alteración o fisuramiento es comprobada.

6 Nombre de la presentación - fecha 1.Una optima evaluación de cada proyecto en particular Geología del Reservorio Petrofísica Perforación Completacion Producción 1.Considerar que los mismos involucraran reservorios tight normales y geopresurizados e inicialmente no se comportan igual. Caracterización del tipo de apretamiento y sus orígenes. Grado de compartimentalización Grado de alteración por tectonismo o geopresiones Caracterización mineralógica “La caracterización del Modelo Geológico correcto” es una de los factores mas importantes que debemos tener en cuenta para elegir la tecnología adecuada para su explotación. Pero fundamentalmente aquellas tecnologías que apunten a definir los cutoff de zonas en condiciones de aportar con Fracturas Hidraulicas.

7 Nombre de la presentación - fecha Petrofísica

8 Nombre de la presentación - fecha Petrofísica Afectación de la perdida de presión poral en cuatro muestras PorosidadPermeabilidad Horizontal Permeabilidad Vertical 3.2 a 10.5 %0.01 a 1.7 md0.01 a 0.34 md Condiciones ambientales: Condiciones de Overburden CondiciónPorosidad (%) Permeabilidad (md) Sin stress8.24 /10.30.0105 / 0.0301 Con stress7.89 / 9.530.0006 / 0.0076

9 Nombre de la presentación - fecha Petrofísica Pwfi= 7408 psi  Pfi= 892 psi Pwfi= 2717 psi  Pfi= 5583 psi Pwfi= 1117 psi  Pfi= 7183 psi

10 Nombre de la presentación - fecha Perforación “La mayoría de los reservorios tight gas de Argentina se encuentran a profundidades por debajo de los 2500 m y muchos de ellos están geopresurizados, por lo tanto:” 1.Perforación sobre balance: Alto riesgo de tener problemas operativos por perdidas en zonas superiores, en caso de áreas explotadas Menores velocidades de penetración en zonas profundas 2.Perforación en / bajo balance: La cuenca Neuquina desarrollo importante experiencia de perforar en balance o en desbalance tramos de interés con geopresiones del grupo Cuyo, La Manga, Punta Rosada, Molles, etc. Se tuvieron tiempos records de perforación en la Formación Molles

11 Nombre de la presentación - fecha Completacion: The best practices 1.Nunca cerrar el pozo o etapa de fractura por largos periodos de tiempo. 2.Nunca ahogar un pozo o etapa de fractura con fluido una vez que la fractura se ha limpiado. 3.Usar tapones reperforables con flujo a través de el, en vez tapones convencionales para aislar las etapas entre si. 4.Las etapas de fractura no deberían abarcar mas de 350 ft de alto.

12 Nombre de la presentación - fecha 5.No debería haber mas de 5 puntos de entrada por etapa de fractura. 6.El fluido de terminación debería ser de PH neutro y un gel de baja carga. 7.El tratamiento de estimulación debería reflejar el espesor neto observado en los perfiles. Completacion: The best practices

13 Nombre de la presentación - fecha Variables de influencia en la Producción Ejemplo USA: 10 pozos 7800 a 12000 ft GPP= 0,42/0,63 psi/ft Arena 20/40 Arena resinada 20/40 Arena resinada 16/30

14 Nombre de la presentación - fecha Variables de influencia en la Producción Ejemplo 1 Argentina: 8500 a 10500 ft GPP= 0,42/0,63 psi/ft Cerámico 1ra Calidad 20/40 Ejemplo 2 Argentina: 6700 a 7550 ft GPP= 0,4 psi/ft Cerámico 2da Calidad 20/40

15 Nombre de la presentación - fecha Variables de influencia en la Producción 1. A > Hn  > Qg 2. Incrementar Bolsas/m

16 Nombre de la presentación - fecha 3. Como influyen los factores de logística Regionales desde lo técnico a lo económico-financiero. Agente de Sostén Caso Argentina Caso USA

17 Nombre de la presentación - fecha 3. Como influyen los factores de logística Regionales desde lo técnico a lo económico-financiero. Solamente en esta variable tenemos: Mayor costo respecto a USA (Local –FOB) Mayor costo Adicional si se usa agente de sostén de 1ra Calidad.

18 Nombre de la presentación - fecha 4. Seleccionar las tecnologías adecuadas y la disponibilidad de las mismas. Evaluación y Seguimiento 1.Tecnologías que ayuden a definir mejor los espesores en condiciones de aportar fluidos, presencia de porosidad secundaria y la continuidad del reservorio. 2.Tecnología para la Evaluación del proyecto técnica y económicamente, curva de aprendizaje, control de desviaciones y el mejoramiento continuo. Herramientas para el análisis (Simuladores, Data Mining). 3.Desde la Perforación, (NBD), enfocado a la disminución de tiempos, costos y a evaluar la calidad de zonas de aporte. Diseño de lodos que tiendan a tener una acción eficiente en la preservación de la estabilidad y diámetro del pozo. 4.En la Completacion del pozo, tecnologías que permitan distribuir mejor el agente de sostén, con menores tiempos y que permitan ensayar el pozo y no ahogarlo una vez fracturado (Uso del CT, tapones reperforables con pasaje, gases).

19 Nombre de la presentación - fecha Conclusiones 1.La experiencia recogida nos muestra que los proyectos deben principalmente incorporar grandes espesores mineralizados para ser rentables. 2.Que a los mismos hay que vincularlos con el pozo areal y verticalmente (>> re) y esto necesita una proporción de agente de sostén superior a lo que hoy usamos en nuestras experiencias. 3.Que la tecnología esta y debe ayudar a mejorar todas las disciplinas, siendo mas eficaces operativamente y que el ahorro pueda derivarse a lo que genera producción. 4.Debemos utilizar tecnología que permita evaluar lo hecho y obtener información para alimentar las herramientas que se establezcan para el análisis y el seguimiento, especialmente durante el periodo de producción. 5.En lo que hace a fracturación hidráulica, se debe aprovechar los avances que el mundo nos muestra, y ver como disminuimos el factor costo adicional.

20 Nombre de la presentación - fecha Fracturación hidráulica, aprovechar los avances alcanzados Proppant Placement Máxima Capacidad del Pozo Potencial de Mejoramiento con Fracturas Hidráulicas Qg t Resistencia del Agente de Sostén Daño del GelProblemas de Geometría Colocación del Agente de Sostén

21 Muchas gracias Juan D. Moreyra Neuquén 19, 20 y 21 de mayo del 2008

22 Nombre de la presentación - fecha Perforación

23 Nombre de la presentación - fecha Perforación Existen yacimientos en USA que con NBD alcanzan tiempos de 15 y 23 días a TVD. La integridad y diámetro del pozo en las zonas de arcillas es importante, evitando la canalización del gas entre zonas La entubación con casing de alta calidad y resistencia es importante, especialmente en reservorios de alta presión. La cementación debe poseer características especiales

24 Nombre de la presentación - fecha Variables de influencia en la Producción Qg = KH (  P) Cte.z.µ.T[ Ln re/rw – 0,75 + (S + D.Qg)] 1. A > Hn  > Qg 2. Incrementar Bolsas/m

25 Nombre de la presentación - fecha 3. Como influyen los factores de logística Regionales desde lo técnico a lo económico-financiero. Agente de Sostén 2. Incrementar Bolsas/m 23 %