Pronósticos de producción de Gas Natural de yacimientos maduros y arenas compactas 2° Jornadas Técnicas sobre Acondicionamiento de Gas Natural, Calafate, 2 de octubre de 2008 Mesa Redonda: Pronósticos de producción de gas natural de yacimientos maduros y arenas compactas Se presentarán los pronósticos de producción de gas natural para los próximos años, haciendo hincapié en las arenas compactas (tight sands), y cotejando los pronósticos con el panorama energético nacional. Panelistas: Telmo Gerlero | Pluspetrol S.A. Waldo Kejner Tissembaum | YPF Miguel Lavia | Apache Energía Argentina S.R.L. Moderador: Eduardo Barreiro | Consultor

:: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: Indice :: Ubicación de los yacimientos gasíferos operados por Pluspetrol S.A. :: Descripción Geológica e Historia de Producción de Centenario y Ramos. :: Modelo integrado de producción, aplicaciones. :: Arenas compactas, definición. :: Métodos usados para estimar reservas. :: Análisis realizado en la Fm. Molles del Yac. Centenario. :: Conclusiones.

:: :: :: :: :: :: :: :: Ubicación del Yac. Centenario MAPA DE UBICACION Centenario NEUQUÉN Ramos se encuentra a 70 km al SE de la ciudad de Tartagal, con una sup de 60 km2 Calafate

:: :: :: :: :: Descripción Geológica / Yac. Centenario :: Ubicado en el flanco Nor-Oriental de un gran Hemianticlinal de rumbo E-O que buza hacia el E, conformado en el bloque bajo de una falla normal de carácter regional que limita la acumulación por el Sur. Un juego de fallas sub-paralelas de rumbo NO-SE y N-S que afectan el flanco N de la estructura y compartimentalizan los reservorios en distintos bloques. Hacia el N, la estructura se profundiza rápidamente hacia el centro de la cuenca. TITHONIANO KIMMERIDGIANO Reservorio Petróleo Gas y condensado CALLOVIANO a OXFORDIANO Roca Generadora Reservorio Gas y condensado PLIENSBAQCHIANO a CALLOVIANO Reservorio Gas y condensado Roca Generadora

:: :: :: :: :: Historia de producción /Área Centenario PP toma el area en el 77, y el Gas lo manejaba Gas del estado, hasta el 91 que se adquiere la planta. Se pone una planta Turbo espander (1.5 MM), en el 99 se inicia el desarrollo con la instalación de la DP (3 MM) En el 98 se descubre la Molles, iniciando el desarrollo en el 99’.

:: :: :: :: :: :: :: Ubicación del Yac. Ramos MAPA DE UBICACION Ramos SALTA Ramos se encuentra a 70 km al SE de la ciudad de Tartagal, con una sup de 60 km2 Calafate

:: :: :: :: :: :: :: Descripción Geológica / Yac. Ramos :: Anticlinal comprimido, areniscas cuarcíticas Naturalmente fisuradas, orientado N-S :: Produce Gas y Condensado. :: Tres formaciones, fm. Huamampampa (95% de OGIIP ), Icla y Santa Rosa, de edad Devónica, del sistema Subandino al NO Argentino en la Cuenca de Tarijas. Tres formaciones, fm. Huamampampa (95% de OGIIP ), Icla y Santa Rosa. Modelo de Tanque con Balance de Materiales, (P/z vs Gp) Tres Tanques para Huam. Dos tanques para Icla y St. Rosa. Diferentes PVT. Modelo composicional. Fácil vinculación a los modelos de pozo. Menor tiempo de simulación.

:: :: :: :: :: :: :: Historia de producción / Área Ramos MMm3/d Pozo R-11 :: En abril de 2005 inició las etapas de compresión 55 kg/cm2, hasta llegar a 35 kg/cm2, en agosto de 2007 incorpora última etapa a 10 kg/cm2. ::12 pozos en producción aportan 7,1 MMm3/d de Gas y 520 m3/d de cond. :: Acumulada de Gas 55.7 109 m3 y 6.1 106 m3 de condensado. Cuenca Devónica del Noroeste, Pcia. de Salta. Produce Gas y Cond., fm. Huam., Icla y Santa Rosa. Acumalada de Gas 55.7 109 m3 y 6.1 106 m3 de cond. 14 pozos perforados, 12 en producción. Producción optimizada con compresión remota. 2 Plantas Compresoras, 38.475 BHP instalados.

Modelo Integrado de Producción (M.I.P.)

:: :: :: :: :: :: :: Modelo integrado de producción 1- Caracterización de fluidos :: Se definen los modelos de Black oil o Modelos composicionales usando ecuaciones de estado. :: Formación de hidratos, aporte de líquidos, etc. 2- Modelado de reservorio :: Se modelan los reservorios a través del balance de materia. :: Este se utiliza para el ajuste con la historia de producción para obtener GOIS y el mecanismos de recuperación. :: Multi-tanques (conectados a través de transmisibilidades) 3- Modelado de pozos :: Se modelan las curvas VLP de las instalación de producción con diferentes correlaciones, las que se ajustan con datos de campo (GD) :: Surgencia natural o sistemas artificiales de producción (GL) :: Modelos de IPR complejos como multi-capa o hidráulicamente fracturados. :: Optimización de producción analizando distintos diámetros de tubing, sistemas artificiales de producción. Las figuras siguientes presentan el modelo de tanques en el que se pueden observar los 5 tanques, de los cuales 3 están conectados entre sí, correspondiente a la formación Huamampampa y los 2 tanques restantes representan las formaciones Icla y Santa Rosa. El modelo de reservorio fue desarrollado a través del balance de materiales (P/z vs Gp) con MBAL, utilizando para el ajuste histórico la historia de producción a nivel del campo y utilizando como datos observados las presiones estáticas de reservorio. Del ajuste surge que la expansión del gas aporta la mayor parte de la energía del reservorio. En base al comportamiento de presión observado, y antecedentes de producción de la porción del campo operado por otra compañía, no se consideró ningún tipo de acuífero en el tanque correspondiente a Huamampampa. Luego se modeló la curva VLP de la instalación de producción con diferentes correlaciones, las cuales fueron ajustadas con datos de campo (gradientes dinámicos de presión). Por último se realizó el matching de ambos modelos para determinar el nodo de funcionamiento de cada pozo con la instalación existente, esto permitió realizar un control de calidad de los datos ingresados y observar que el modelo del pozo VLP/IPR reproduzca los datos obtenidos en campo. Se tomó como variable de ajuste el Skin (daño). En el grafico siguiente se muestra el matching logrado para el modelo VLP/IPR del pozo R-1007. Los modelos de pozo fueron desarrollados a través de un software específico (Prosper) con el que se generó las curvas IPR (Inflow Performance Reservoir). Se utilizó el método de IPR para pozos de una solo capa y multicapa , este modelo fue ajustado con datos de ensayos de pozo y PLT. En el grafico adjunto se observa el modelo IPR multilayer para el pozo R-1011.

:: :: :: :: :: :: :: Modelo integrado de producción 4- Modelos integrados de producción Integrando el reservorio, los pozos y la red de superficie en un solo modelo, con el objeto de: :: Analizar distintos planes de desarrollo. :: Identificar cuellos de botellas, evaluar el impacto de conectar pozos nuevos en la red existente. :: Evaluar requerimientos de compresión y pronosticar perfiles de producción para distintos escenarios. :: Optimización de la producción respetando limitaciones existentes (capacidad máx. del separador o compresores) 5- Conexión de modelos integrados a otros simuladores :: Tales como Eclipse, Imex, Gem, Hysys, Excel.(Resolve) :: Con el objeto de expandir el concepto de integración de acuerdo a las necesidades. Cada elemento en el sistema tiene un impacto en el factor de recuperación final, ya que al estar interconectados tienen dependencia uno de otro. El modelo ajustado permite realizar los cálculos necesario para obtener: Sensibilidades y realizar diferentes escenarios con propuestas de optimización del sistema Reservorios-Pozo-Red-Planta. En la grafica anterior podemos visualizar los distintos componentes que integran el sistema productivo, esta vista resume gráficamente todos los componentes del sistema (reservorio / pozo / línea / separador). Cada pozo fue conectado con el reservorio y vinculado al sistema de superficie. El modelo integrado tiene como muchas herramientas el objetivo de incrementar la rentabilidad y producción del campo. Permite un análisis detallado de las variables de ingeniería, facilitando la toma de decisiones en los distintos proyectos y haciendo estas más eficaces. El modelo logra visualizar los efectos que se generan entre cada una de las partes, cuando alguna de ellas a sido modificada, evaluando como impacta cada cambio en la performance total del sistema. Luego de modelar cada una de las partes que constituyen el sistema productivo, estamos en condiciones de comenzar a realizar pronósticos y visualizar los resultados del modelo integrado de producción, y observar el ajuste logrado de cada parte en conjunto con las restantes.

:: :: :: :: :: :: :: Aplicaciones del M. I. P. Análisis Nodal de un cambio de instalación Análisis de incorporación de etapa de Compresión Compresión Acum. incremental 500 MMm3 Luego de modelar cada una de las partes que constituyen el sistema productivo, estamos en condiciones de comenzar a realizar pronósticos y visualizar los resultados del M. I. P. y observar el ajuste logrado de cada parte, en conjunto con las restantes.

Arenas Compactas (tight sands)

:: :: :: :: :: Definición de Arenas Compactas >> Son reservorios de baja a muy baja permeabilidad (arenas o carbonatos, homogéneos o naturalmente fracturados, mono o multi-capa, etc) >> El gobierno de US lo definió a los reservorios tight gas a los que tienen permeabilidades menores o iguales a 0.1 md. >> En la práctica son reservorios que no produce cantidades de gas en forma económica sin la realización de fracturas masivas tal que Lf >0.5 Rd, o necesitan la aplicación de tecnología avanzada (pozos horizontales o multilaterales) >> En US se producen más de 8 TCF/año y representan más del 40% de la producción total.

:: :: :: :: :: :: Métodos usados para estimar Reservas Técnica Reservorio Convencional NO Convencional Volumetría Es preciso en reservorios continuos Sólo se usa cuando no se cuenta con perforaciones Balance de materiales Es preciso en el período de depletación NO se debe usar Curvas de declinación Declinaciones exponenciales Declinaciones hiperbólicas Modelo de reservorios Simulación de yacimiento Simulación individual de pozos

:: :: :: :: Análisis Estadístico / Fm. Molles del Yac. Centenario Objetivos: Determinar los volúmenes de gas in situ y el potencial recuperable de la fm. Molles, cuantificando productividad de los pozos, perfil de producción e instalaciones de superficie necesarias. Estimación de la productividad de los pozos: Se consideró la producción histórica de los pozos en producción para determinar un comportamiento estadístico y se modelaron tres pozos para validar historias de producción y estimar comportamiento futuro a partir de la apertura de los niveles que no están en producción de la fm. Molles. Análisis de datos históricos: El yacimiento presenta una importante historia de producción de la Fm Molles los cual es una herramienta valiosa para analizar comportamiento de los pozos. Dada las características del reservorio (alta heterogeneidad areal y vertical) y el grado de avance de los estudios de caracterización (en etapa inicial), la metodología de cálculo estadística se presenta como una herramienta adecuada para el análisis de datos históricos y su proyección para estimar su comportamiento futuro.

:: :: :: :: :: :: Consideraciones de la fm. Molles :: Areniscas y conglomerados de tipo aluvial y fluvial de una considerable energía de transporte. :: Reservorios profundos entre 3000 m y 4000 m. :: Espesores útiles variables entre 40 m y 200 m. :: 54 pozos de Molles producen 1.2 MMm3/d gas y acumulan 5,057 MMm3. El pozo tipo de Molles del área conocida tiene una acumulada de 75 MMm3 de gas. Flujo de Trabajo: Análisis de acumuladas actuales. Mapas de Burbujas Zonificación de zonas de baja productividad. Selección de pozos llave para análisis con modelo numéricos a escala de pozo y análisis de las estimulaciones realizadas. Determinación de las recuperaciones finales de un grupo de pozo representativo de las zonas de baja y alta productividad. Obtención de distribuciones estadísticas de caudales iniciales, declinación (Di, b) y recuperación final => Pozo tipo estadístico. Comparación con modelo numéricos a escala de pozo. Pronósticos de Producción probabilístico Cálculos económicos, distribución estadística de indicadores. :: La producción de Molles se realiza en conjunto con Lajas y Quintuco. :: Para producir Molles es necesario realizar fracturas hidráulicas.

:: :: :: :: Sección de corte Centenario / Río Neuquén Centenario Field Río Neuquén Field Conventional Reservoirs Gas & Oil + Free Water Tight Gas Reservoirs Roca reservorio: Conglomerados y areniscas líto-feldespáticas intercalados pelitas y limonitas. Sedimentos inmaduros, textural y mineralógicamente. De baja permeabilidad 0.1 mD promedio Multi capa. Cambio abrupto lateral en facies formando cuerpos amalgamados Sello/Trampa/Acumulación: De extensión regional con límites difusos. Modelo convencional y/o Gas de centro de cuenca No se ha encontrado contacto gas-agua Capas arcillosas y/o arenas muy compactas Compartamentalización por bloques fallados Controles de producción: Ausencia de agua libre en la producción de gas Presión natural por procesos de expansión Bajo factor de recuperación Molles Gas Source Rock

:: :: :: :: :: :: :: Descripción de los Reservorios Deterioro de La Calidad del Reservorio Ce-1136 2495/2650 mbbp 2500 2525 2550 2575 2600 2625 > Deterioro en la calidad del reservorio debido al soterramiento por disminución porosidad y permeabilidad Ce-1126 2740/2900 mbbp 2750 2775 2800 2825 2850 2875 2900 > Soterramiento de 1000 m disminuye la porosidad promedio respecto a la sección cuspidal de la estructura Ce-1127 2590/2730 mbbp 2600 2625 2650 2675 2700 2725 Ce-1129 3550/3700 mbbp 3575 3600 3625 3650 3675 PHIE AVR 13% Tope Fm Molles PHIE AVR 11% PHIE AVR 9% PHIE AVR 8 %

:: :: :: :: :: :: :: Análisis de acumuladas actuales Gp: 5,057 MMm3 179 Bcf

Distribución de Acumuladas :: :: :: :: Pronósticos de Producción probabilístico / Pozo Tipo Assumption: Qi Lognormal distribution with parameters: 10% - tile 47.73 90% - tile 141.71 Selected range is from 2.00 to 197.31 Hu Ø Dada las características del reservorio (alta heterogeneidad areal y vertical) y el grado de avance de los estudios de caracterización (en etapa inicial), la metodología de cálculo estadístico se presenta como una herramienta adecuada para el análisis de datos históricos y su proyección para estimar su comportamiento futuro. Es una herramienta útil para los estudios de diseño ( a nivel de anteproyecto) de las instalaciones de superficie ya que es posible trabajar con rangos de producciones posibles cuando la incertidumbre asociada es alta. Permite poner bajo análisis las principales incertidumbres y cuantificar su incidencia sobre los indicadores económicos del proyecto. Se genera una planilla Excel que integra las distribuciones de cálculo de GOIS, (mediante las distribuciones P10 y P90 de Area, Hu, Porosidad, Sg), las distribuciones de caudales iniciales, N° de pozos y costo de pozo. El resultado es la distribución, Perfiles de producción, Acum gas por pozo, Gp del campo, N° de pozos, resultados económicos como NPV, Máxima exposición, etc. Distribución de Acumuladas Sg A

:: :: :: :: :: :: Sensibilidad del NPV a diferentes variables Variables consideradas Pozo Tipo: Qgi, Di, b, Rd Gas in Situ: Hu, Ø, Sg, Area Permite poner bajo análisis las principales incertidumbres y cuantificar su incidencia sobre los indicadores económicos del proyecto. Gráficos tornado que presentan las variables que mayor impacto tienen, por ejemplo, los indicadores económicos.

/ Pronósticos de Producción Probabilístico :: :: :: :: :: :: Desarrollo del Proyecto en Clusters / Pronósticos de Producción Probabilístico :: Una vez evaluadas y probadas las técnicas, y determinado el potencial productivo se definirá el plan de desarrollo integral del proyecto, en forma escalonada y en módulos (clusters) de 4 a 10 pozos c/u, con el objetivo de cubrir toda el Área que resulte de interés. Dependiendo del perfil de precios que haga rentable el proyecto

:: :: :: :: :: :: :: :: :: Yacimiento Centenario Desarrollo en Reservorios Convencionales 90 Acres 4 pozos

:: :: :: :: :: :: :: :: :: Yacimiento Centenario Desarrollo en Arenas Compactas 10 Acres 16 pozos

:: :: :: :: :: :: :: :: :: Yacimiento Centenario Factor de recuperación vs distanciamiento Factor de Recuperación en función del Distanciamiento entre Pozos 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 200 400 600 800 Distanciamiento entre Pozos (m) F.R. Acres 10 40 90 160 Para el desarrollo de estos reservorios es necesario reducir distanciamiento para alcanzar FR aceptable, dependiendo de la rentabilidad del proyecto

:: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: :: Conclusiones :: El M. I. P. es una herramienta que facilita el entendimiento del sistema productivo actual y monitorear su evolución, identificando problemas actuales y futuros, y permite evaluar la factibilidad de nuevos proyectos. :: En la etapa inicial del estudio de caracterización de las arenas compactas, la metodología de cálculo estadístico es adecuada para el análisis de datos históricos y su proyección para estimar su comportamiento futuro. :: El éxito en el desarrollo de estos reservorios depende de la incorporación de nuevas tecnologías de perforación y completación. Cabe aclarar que la implementación de un MIP, requiere de una calidad determinada de base de datos, para lograr los ajustes óptimos y así una buena predicción, cosa que a veces es difícil en campos maduros, con muchos niveles productivo y gran cantidad de pozos. Este procesos pueden ser muy largos y engorrosos– :: Todo esto requiere de un precio del Gas que haga rentable los proyectos, con el que se lograría convertir recursos potenciales en RESERVA de GAS.

Muchas gracias por su atención !