Diseño e Implementación de Pruebas Extendidas en el Seguimiento de Reservorios en Yacimientos de Petróleo en Desarrollo Temprano
Victor Huerta Quiñones, Universidad de Ingeniería
Noviembre 2016
Índice
• Introducción: Marco Legal DS-N-088-2009-EM
• Pruebas de formación extendidas (LTT)
• Descripción de los Yacimientos de la Selva Norte Peruana
• Caracterización Dinámica de Yacimientos en Etapa Temprana de Desarrollo
• Análisis de Casos Estudio:
• Evaluación de los resultados de un prueba extendida en el Yacimiento Alfa.
• Diseño de una prueba extendida en el Campo Omega
• Conclusiones y Recomendaciones.
Marco Legal – DS-N-088-2009-EM
• De acuerdo al DS-032-2004-EM, la prueba de producción tendrá una duración máxima de 6 meses.
• Se requiere incorporar una regulación para las pruebas de pozos que se extienden en duración, más de 6 meses, cuando sea técnicamente necesario.
• En tal caso, la prueba de formación es considerada como una prueba extendida, la cual requerirá la aprobación de la DGH; la contratista está obligada a presentar la siguiente información:
• Plan de trabajo y descripción de equipos de la prueba y facilidades de superficie
• Justificación técnica de la necesidad y duración de la prueba extendida
• Resultados de las pruebas iniciales del pozo
• La prueba es autorizada por la DGH en un plazo no mayor a 20 días, luego de recibir la solicitud de la contratista y deberá contar con la opinión técnica de PERUPETRO
• Existe la obligación de la contratista de enviar periódicamente la información registrada a PERUPETRO
Pruebas de Formación Extendidas
Fuente: SPE-93988 • Analysis of an Extended Well Test to Identify Connectivity Between Adjacent Compartments in a North Sea Reservoir• A.C.Gringarten
Beneficios de las Pruebas Extendidas:
• Identificación de Rasgos y Límites Geológicos
• Verificación de la continuidad lateral de los reservorios
• Identificación de niveles de contactos de fluidos
Pruebas de Formación Extendidas
• En locaciones inaccesibles, en zonas de alta sensibilidad, es viable realizar pruebas de formación, con un plan de monitoreo de reservorios, y a la vez, iniciar una fase de producción temprana para monetizar los hidrocarburos recuperables.
Descripción de los Yacimientos – Selva Norte Peruana
Type of Oil API Primary RF (%)
Extra Heavy 8 – 10 1 - 5
Heavy 10 – 18 1 - 20
Medium 18 – 30 5 – 30
Light > 30 10 - 45
0 8 16 24 32 40 48 56 64 72 80 88 96
0 10 20 30 40 50 60
% P/Pi
RECOVERY FACTOR,% OOIP PRODUCTION MECHANISMS AND HEAVY OIL PERFORMANCE
IN MARAÑÓN BASIN
1 Rock Compaction and Fluid Expansion 2 Solutio n Gas Drive 3 Gas Cap Drive 4 Water Drive Mechan ism 5 Gravity Drainage VIVIAN JIBARO-JIBARITO
1 2
3
4
5
Fuente: SPE-181150 • Assessment of Cold Production Strategies for Mature HO Fields in Peru • V.A.Huerta
Descripción de los Yacimientos – Selva Norte Peruana
Fuente: Estadísticas de Producción • Dirección General de Hidrocarburos (DGH) – MINEM - PERU
Descripción de los Yacimientos – Selva Norte Peruana
Ingeniería de Pozos Ingeniería de Reservorios
Perforación Multilateral
EOR
Pozos Horizontales
Monitoreo de Reservorios Optimización de la Producción
"MMA" 4 1/2" TBG HANGER SEC, B x B KB:221.5 m
PUP JOINT 4 1/2" SEC, P x P GL:213.9 m
163 TUBOS DE 4 1/2"
ZG 13 3/8" a 1000 m XO 4 1/2" SEC Box - 3 1/2" EUE Pin
INTAKE a 1529.4 m
FONDO ESP a 1542.2 m
TL 7" a 2373 m ZG 9 5/8" a 2462 m
SE INSTALÓ:
- 208 SUPERBANDAS - 4 CANALETAS - 75 PROTECTOLIZERS LASALLE - PLANOS DE 4 1/2"
- 1 ESP PROTECTOLIZER (P-M) - TUBO DE INYECCION DE QUIMICA DE 1/2" x 20' - MOTOR GUÍA ALPITEC DE 9 5/8"
ZG 7" a 3239 m
TD 3650 m
FECHA DE COMPLETACIÓN: Enero, 2008 SERIAL SERIAL DIAGRAMA DE POZO
JIBARITO 1104H
SERIE CONJUNTO ESP # 2: SLB
13 3/8"
ODGRADOPESOROSCA
CASING
4 1/2"SD-7012.6 OD 7" N-80 29
BOMBAPROTECTORMOTOR
MODELO (1) GN-4000 (1) 66L(1) 160 HP
ETAPAS 63 (1) BPBSL2258V/44.6A
540 540 540
PETREX 115 2IQ9H-024993FS8K-10135 1DB4B-18647
3FB6K-28297
9 5/8"N-8053.5BUTT 2462 FECHA INSTALACIÓN05-ago-09
PROF. (m) PROF. (m)
K-55 61 BUTT 1000
SEC 1523.5
163 TUBOS - RERUN
HUECO ABIERTO 6" - VIVIAN TBL2373 - 3239 TUBING
GRADOPESOROSCA
-12000 -10000 -8000 -6000 -4000 -2000 0
-15000 -10000 -5000 0
TVD (ft)
MD (ft) Trajectory Horizontal Well
Horizontal Well
Estrategias de Gerenciamiento de Reservorios
Caracterización Dinámica de Yacimientos en Desarrollo Temprano
Fuente: APLICACIÓN DEL ANALISIS DE DATOS DINAMICOS EN LA CARACTERIZACION DE RESERVORIOS • J. Quispe Leyenda:
• Análisis de Rendimiento de Pozo (magenta) - WPA
• Registro de Producción (verde) - PLT
• Prueba de Formación (amarillo) - FT
• Análisis de Presión Transitoria (Azul) - PTA
• Análisis de Caudal Transitorio (Naranja) - RTA
• Simulación Numérica de Reservorios (Rojo) - FPA
Caracterización Dinámica de Yacimientos en Desarrollo Temprano
Fuente: SPE-139237 - Numerical Transient Testing Deconvolution as a Reservoir Modeling Tool for Gas Fields in Early Development Phase• J. Quispe, V Huerta, D. Quispe
2850 2950 3050 3150
Pressure [psia]
AprMayJunJulAugSepOctNov DecJanFebMar AprMayJunJulAugSepOctNov Dec 2005
Jan 2006 0
25 50
Gas rate [MMscf/D]
History plot (Pressure [psia], Gas rate [MMscf/D] vs Time [hr])
• El monitoreo continuo de la presión y producción en conjunto con el análisis de deconvolución nos permiten identificar y/o precisar rasgos geológicos así como los límites / fronteras de las estructuras.
Caso Estudio 1: Evaluación Prueba Extendida Campo Alfa
2000 2250 2500
Pressure [psia]
0 2000 4000 6000 8000
Time [hr]
0 1250 2500
Liquid rate [STB/D]
History plot (Pressure [psia], Liquid rate [STB/D] vs Time [hr])
0.01 0.1 1 10 100 1000
Time [hr]
0.1 1 10
Pressure [psi]
Log-Log plot: dp and dp' normalized [psi] vs dt
IARF WOC influence
Resultados LTT en el Pozo Alfa 1X
Pi, psia : 2600
Skin : 7
Kavg : 150 md
Kavg*h : 7,050 md*ft
Ri > 2000 ft
Fuente: Base de Datos • DGH-MINEM
Pozo Alfa 1x
Caso Estudio 1: Evaluación Prueba Extendida Campo Alfa
Calibración Modelo de Simulación con LTT en el Pozo Alfa 1X
1000 1500 2000 2500 3000
1000 1500 2000 2500 3000
Prod.Oil (BOPD) PIP (psia)
Q /PIP - Pozo LA-1X
Caso Estudio 1: Evaluación Prueba Extendida Campo Alfa
Alfa 2D Alfa 1X
Alfa 3D
Alfa 1x Alfa 2D
Alfa 3D
Fuente: Base de Datos • DGH-MINEM
Caso Estudio 1: Evaluación Prueba Extendida Campo Alfa
0.0%
6.0%
12.0%
18.0%
24.0%
30.0%
36.0%
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
01/01/2014 01/01/2015 01/01/2016 01/01/2017 01/01/2018 01/01/2019 01/01/2020 01/01/2021 01/01/2022 01/01/2023 01/01/2024 01/01/2025 01/01/2026 01/01/2027 01/01/2028 01/01/2029 01/01/2030 01/01/2031 01/01/2032 01/01/2033 01/01/2034 01/01/2035 01/01/2036 01/01/2037 01/01/2038 01/01/2039 % Recobro
BOPD
Pronóstico de Producción - Campo Alfa
Oil Rate Oil Recovery
Resultados Plan de Desarrollo
# Pozos : 4
FR (%) : 33
Lifetime: 25 años
Fuente: Base de Datos • DGH-MINEM
Caso Estudio 2: Diseño Prueba Extendida Campo Omega
Leakage 1.0
Leakage 0.1
6200 6700
Pressure [psia]
0 40 80 120 160 200
Time [hr]
0 2500
Liquid rate [STB/D]
History plot (Pressure [psia], Liquid rate [STB/D] vs Time [hr])
Parameter DST # 1
Capacidad de Flujo 6,520 mD-ft
Arena neta, Hn 34 ft
Permeabilidad 192 mD
Skin +1.5
C , bbl/psi 0.00144
P*, Presión de Reservorio 6865.5 Final Rate Oil (Choke 48/64”) 5,200 bopd Oil API gravity (wellsite at 60°F) 35.9 ° API
Reservoir Temperature 306 ° F
• Se construyó un modelo numérico para el análisis de la presión en régimen de flujo transitorio, tomando en cuenta la mejor interpretación estructural del Campo Omega.
Fuente: Base de Datos • DGH-MINEM
Caso Estudio 2: Diseño Prueba Extendida Campo Omega
Calibración del Modelo dinámico con la prueba de Presión del Pozo Omega 3X, DST#1
Cartesian LGR : 5 (i) x 5 (j) = 25 Global Cells
20 (i) x 20 (j) = 400 LGR cells • Mediante un grillado local
refinado, se simuló la prueba de presión en el modelo de simulación del campo Omega, con un buen ajuste de la
Caso Estudio 2: Diseño Prueba Extendida Campo Omega
Resultados
Pi, psia : 6865.5
Skin : 1.5
Kavg : 192 md
Kavg*h : 6,520 md*ft
Ri > 2000 ft
6650 6750 6850
Pressure [psia]
Test Design Omega-3X
0 1000 2000 3000
Time [hr]
0 500
Liquid rate [STB/D]
History plot (Pressure [psia], Liquid rate [STB/D] vs Time [hr]) • Se simuló una prueba extendida con 2 periodos de flujo por un total de 2 meses, y 2 periodos de cierre que sumaron 4 meses, con el fin de alcanzar un radio de investigación mayor a 2000’.
Fuente: Base de Datos • DGH-MINEM
Caso Estudio 2: Diseño Prueba Extendida Campo Omega
• Con la prueba extendida de 6 meses, se espera alcanzar un radio de investigación al menos de 700m, lo cual permitiría evaluar la posibilidad de un contacto hasta más de 15500’ en profundidad.
Fuente: Base de Datos • DGH-MINEM
