Modelo Integrado de Producción Jornadas Técnicas IAPG – Mayo 2008

Presentación del tema: "Modelo Integrado de Producción Jornadas Técnicas IAPG – Mayo 2008"— Transcripción de la presentación:

1 Modelo Integrado de Producción Jornadas Técnicas IAPG – Mayo 2008
Yacimiento Ramos Jornadas Técnicas IAPG – Mayo 2008 El trabajo presenta la utilización del Modelo Integrado de Producción como la herramienta fundamental para el seguimiento y optimización del desarrollo de reservas del yacimiento Ramos. Con esta herramienta se modeló el reservorio, las instalaciones de pozos y el sistema de captación en su conjunto, permitiendo visualizar fácilmente oportunidades de optimización del sistema productivo. La inevitable declinación natural del campo conduce gradualmente a cualquier instalación a trabajar bajo condiciones operativas cada vez mas alejadas de su punto de diseño original. El modelo integrado de producción, fue una de las herramientas dentro de la ingeniería, utilizada para pronosticar y monitorear los cambios que se originarán, permitiendo la optimización de sistema de producción. En un yacimiento de gas la declinación natural tiene como consecuencia la realización de permanentes cambios, reparaciones y modificaciones en el sistema de extracción, en las líneas de captación y en las instalaciones de proceso. Es por ello que los trabajos de optimización son continuos, y frente a estos desafíos contar con un modelo integral del campo, constituye una de las herramientas mas poderosas de las que se vale la compañía para monitorear y optimizar todo el sistema en su conjunto.

2 Temario Introducción al Yacimiento Ramos.
Características y Modelado de los Reservorios. Modelos de Pozos, IPR/VLP. Sistema de Captación. Resultados obtenidos y nuevos desafíos. La presentación será desarrollada con estos cinco temas, en primer lugar una breve reseña del Yacimiento Ramos, y luego comenzaremos con el desarrollo de modelado de los reservorios, modelos de pozos, sistema de captación y finalmente comentaré los resultados obtenidos y nuestro Plan de actividades.

3 Introducción al Yacimiento Ramos.
Información General. Cuenca Devónica del Noroeste, Pcia. de Salta. Produce Gas y Condensado, fm. Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Acumalada de Gas m3 y m3 de condensado. El yacimiento Ramos se encuentra en la cuenca del Noroeste a 70 Km al SE de la ciudad de Tartagal, Pcia. de Salta, abarcando una superficie aproximada de 60 Km2. Se trata de un yacimiento de tipo anticlinal comprimido, naturalmente fisurado, orientado en la dirección NN-E SS-W, que produce gas y condensado de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Fue descubierto en el año 1976 con el pozo Rxp-11, este campo ha acumulado m3 (1.58 TCF) de producción de Gas Natural y m3 (38.7 Millones de barriles) de condensado, es decir un factor de recuperación del 65 % del OGIIP. Demandó la perforación de 14 pozos, de los cuales se encuentran 12 actualmente en producción efectiva y su totalidad en producción optimizada por compresión remota. La composición del gas posee un 2.5 % de CO2 y 0.6% de N2 como impurezas, por lo tanto se trata de una corriente de gas corrosiva en presencia de agua libre. 14 pozos perforados, 12 en producción. Producción optimizada con compresión remota. 2 Plantas Compresoras, BHP instalados.

4 Introducción al Yacimiento.
Ubicación Geográfica y Estructural Mapa de ubicación del yacimiento y plano estructural al tope de la formación Huamampampa.

5 Características y Modelo de los Reservorios.
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 Huamampampa. Dos tanques para Icla y Santa Rosa. Diferentes PVT. Modelo composicional. En la figura se muestra una columna estratigráfica típica del yacimiento, donde podemos ver las tres formaciones (H+I+SR). El yacimiento produce de estas tres formaciones (Huamampampa, Icla y Santa Rosa), de las cuales la Fm Huamampampa produce el 94% del gas y es posee el 95 % del OGIIP, en este trabajo se muestra el modelado de las tres formaciones mencionadas. A lo largo de su historia de producción el campo ha incorporado una importante cantidad de mediciones de presión de reservorio las cuales han permitido la aplicación de la tradicional metodología del Balance de Materiales, además de presentar un importante equilibrio de presiones entre pozos y a lo largo del tiempo y la ausencia de un acuífero activo dentro del área operada. El reservorio Huamampampa fue modelado con tres tanques, debido a que parte de esta formación productiva es desarrollada por otra compañía operadora y que en la zona norte existe una porción del reservorio con menor presión de reservorio (R-15). Ambos reservorios tienen iguales propiedades PVT, y poseen una transmisibilidad que fue modelada entre ambos y ajustada con datos históricos. El modelado del reservorio con balance de materiales es una simplificación respecto a los simuladores de reservorio, y por ello tienen algunos inconvenientes, pero permite una fácil integración con el resto de las partes del sistema (modelos de pozo y red de captación), y disminuye los tiempos de simulación, posibilitando evaluar rápidamente varias alternativas de optimización. Fácil vinculación a los modelos de pozo. Menor tiempo de simulación. Limitaciones.

6 Características y Modelo de los Reservorios.
Tres TK para Huamampampa conectados con una transmisibilidad. La energía la aporta la expansión del gas. Acuífero solo para el TK de CHN. 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.

7 Modelo de los Reservorios.
En el grafico se observa el ajuste obtenido para la acumulada de gas y las presiones de reservorio medidas.

8 Características y Modelo de los Reservorios.
Aquí vemos la evolución de la presión de reservorio y la acumulada en función del tiempo.

9 Modelos de Pozos, IPR Ensayos de pozo para los modelos.
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.

10 Modelos de Pozos, IPR/VLP
Se obtuvieron las VLP, para cada instalación de pozo. Datos de campo, GDP y controles de producción. Para el Matching se tomó como variable de ajuste el Skin. 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. Se generaron las familias de VLP para diferentes Q, Pbp, WGR y GOR.

11 Sistema de Captación Actualmente existen dos estaciones compresoras que reúnen la producción del bloque Norte (PCN) y la producción del bloque centro y sur (PCC). Para adecuar el sistema de captación a las nuevas condiciones de explotación se instalaron un total de m de líneas de conducción de 6 a 16”. ( in-m)

12 Sistema de Captación Geografía muy irregular.
Planialtimetrías de las nuevas líneas. Datos de campo para ajuste de las correlaciones. Factor gravitatorio y de fricción. El yacimiento posee una geografía muy irregular por donde se extienden las líneas de conducción, con valles de hasta 200 metros de profundidad esto agrega una dificultad adicional para predecir las pérdidas de carga de cada una de ellas, el factor gravitacional no es despreciable por tanto se debe tener especial cuidado en la elección de la correlación. Para el modelado de las líneas de conducción se utilizó el software GAP. Mediante el uso de un factor de fricción, relacionado con la pérdida de carga de la cañería y un factor gravitatorio se ajustó la correlación para representar en el modelo los resultados medidos en campo y así conseguir el Caso Base para la simulación. Se cargó la planialtimetría de las líneas de conducción, las cuales se dividieron en varios segmentos de diámetro, longitud y cambio de elevación conocidos para poder aplicar la correlación a cada uno de ellos. El ajuste del factor de fricción sirve para tener en cuenta la rugosidad de la cañería y los accesorios presentes en la misma. Se tuvieron en cuenta los cambios de composición del fluido a lo largo del recorrido por la línea. Cambio de composición del fluido a lo largo de la línea.

13 Resultados Obtenidos 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.

14 Resultados Obtenidos En la grafica podemos visualizar los resultados de caudal obtenidos para cada pozo según calcula el modelo integrado respecto a los caudales medidos por separador.

15 Modelo Integrado de Producción
Contribuciones Técnicas La herramienta integra el modelo de reservorio, la performance de los pozos y el sistema de captación. Facilita el entendimiento del sistema productivo y la toma de decisiones en los distintos proyectos. Permite modelar cada idea potencial y evaluar como influyen las mismas sobre los distintos componentes del sistema, a fin de mejorar el manejo del yacimiento. Integrar en una sola herramienta el reservorio, instalaciones de pozo y de superficie. Facilitar el entendimiento del sistema productivo actual y monitorear su evolución. Modelar cada idea potencial y evaluar como influyen las mismas sobre los distintos componentes del sistema, a fin de mejorar el manejo del yacimiento. Identificar problemas actuales y futuros, y evaluar factibilidad de nuevos proyectos: workovers, líneas de conducción, incorporación de potencia de compresión, etc. Genera un equipo de trabajo interdisciplinario que interactúa y optimiza el yacimiento es su conjunto. Permite estudiar la factibilidad de intervenciones necesarias para mantener los pozos en producción por mas tiempo. Genera un plan de mejoras a largo plazo (incorporación de HP, cambios de tubing, sartas de velocidad, etc.).

16 Modelo Integrado de Producción
Contribuciones Económicas Maximiza la recuperación final del campo a partir de la optimización de los recursos disponibles. Ahorro de inversiones en instalaciones de superficie facilitando el dimensionamiento adecuado, que permiten maximizar los flujos de caja. Integrar en una sola herramienta el reservorio, instalaciones de pozo y de superficie. Facilitar el entendimiento del sistema productivo actual y monitorear su evolución. Modelar cada idea potencial y evaluar como influyen las mismas sobre los distintos componentes del sistema, a fin de mejorar el manejo del yacimiento. Identificar problemas actuales y futuros, y evaluar factibilidad de nuevos proyectos: workovers, líneas de conducción, incorporación de potencia de compresión, etc. Disminuye costos operativos en alquiler de compresores planificando la desinstalación de potencia, acorde a la declinación del campo.

17 Muchas gracias por su atención !