Oil & Gas Compay Informe UDABOL ..Explotacion de GAs

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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA

OIL & GAS COMPANY

S.A.(COMPAÑIA EN GAS Y PETROLEO

S.A)

ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DE RESERVAS Y

PRODUCCION DE GAS NATURAL

OIL & GAS COMPANY S.A.

YPFB CHACO S. A.

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Universidad de Aquino Bolivia Facultad de tecnología Ing. En Petróleo y Gas

Reingenieria DEL YACIMIENTO “ LA ESPERANZA ”(PROYECTO – EXPLOTACION DE GAS NATURAL)

Campo : La Esperanza Pozos : X-1 X-2 X-3 X-4 X-5 Fecha : Exploración & Desarrollo


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COCHABAMBA.

DICIEMBRE 2012

INDICE GENERAL

CAPITULO I………………………………………………………………………….

1.) INTRODUCCION………………………………………………………………. 2.) JUSTIFICACION……………………………………………………………………. 3.) OBJETIVOS…………………………………………………………………………….

3.1.1) OBJETIVO GENERAL……………………………………………….3.1.2) OBJETIVO ESPECIFICO……………………………………………

CAPITULO II………………………………………………………………………………….

4.) MARCO TEORICO……………………..……………………………………………4.1) YACIMIENTO…………………………………………………………….

4.2) UBICACIÓN DEL AREA DE ESTUDIO………………………………. 4.3) INFORMACION GENERAL……………………………………………….5.) DESARROLLO O INGENIERIA DE PROYECTO………………………………….

5.1) RESERVAS VOLUMETRICAS.....................................................................……. 5.2) GAS RECUPERABLE……………………………….........................………….

5.2.1) REPRESENTACIÓN GRÁFICA RELACIÓN P/Z VS GAS “IN-SITU... 5.2.2) REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA RELACIÓN P VS P/Z.………. 5.3) PREVISION DE LA PRODUCCION……………………..…..

5.3.1) COMPORTAMOENTO DEL POZO PROMEDIO…………............... 5.4) PERDIDA DE CARGA EN EL TUBING..............……………………………

5.4.1) COMPORTAMIENTO DE LA VISCOSIDAD EN FUNCION DE LA PÉRDIDA DE PRESION EN EL TUBING ( μ VS Ptb)......................................


ESTUDIANTES : Ariel Sandoval Hinojosa Juvenal Gonzales flores Isaac Meneses Veizaga Klassper

Alvaro Lima AtanacioAlicia Rocha

MATERIA : Explotación de Gas Natural : 9no Semestre

DOCENTE : Ing. Carlos Campos Villazon

FECHA : 6 de diciembre 2012

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5.4.2) REPRESENTACIÓN DE LAS CURVAS DE COMPORTAMIENTO DEL POZO (TABLA N° 2) Y LAS CURVAS DE CONTRAPRESIÓN (TABLA N°4)..... 5.4.3) PRONOSTICO DE PRODUCCIÓN SOBRE LA BASE DE LA DEMANDA ANUAL............................................................................................ 5.4.4) INFORMACIÓN GENERAL....................................................................

5.5) INFORMACIÓN FINACIERA.................................................................................5.6) INFORMACIÓN PARA LA UBICACIÓN DE POZOS EN MAPAS GEOLÓGICOS.5.7) DISEÑO DE LA RED DE CAPTACION..................................................................

5.7.1) INFORMACIÓN DE LA RED DE CAPTACIÓN....................................6) DATOS GENERALES DEL YACIMIENTO.......................................................................7) PROCESO DE TRATAMIENTO..........................................................................................

7.1) CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL CRUDO........................................7.2) ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL..........................................................

CAPITULO III………………………………………………………………………………..

3.1) ANALISIS TECNICO-ECONOMICO…………………………………………...............

CAPITULO I

1. INTRODUCCION

El proyecto se encargará de estimar las reservas recuperables del yacimiento gasífero “La esperanza” ubicado en el departamento de Tarija, para lo cual se realizo una serie de cálculos basados en las propiedades y características del yacimiento. También se realizará un estudio económico para la optimización de las ganancias de los inversionistas y los propietarios del yacimiento.

Una de las tareas de los Ingenieros Petroleros, es la revisión y cálculo de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos con el fin de poder determinar el volumen total recuperable hasta alcanzar un límite económico. Hay curvas de declinación de la producción que son muy utilizadas en la industria petrolera para evaluar el comportamiento de los yacimientos.

El objetivo de estas curvas es de determinar cuándo el yacimiento será recuperable en cuanto va disminuyendo la presión. Es importante también determinar los parámetros del yacimiento, como la permeabilidad, viscosidad, factor volumétrico, daño, etc. para poder predecir el rendimiento de cada pozo del yacimiento la Esperanza. Una medida comúnmente utilizada de la capacidad del pozo a producir es el índice de productividad, que generalmente se mide en una prueba de producción, el gas recuperable a través de un análisis PVT de los


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fluidos del reservorio, la previsión de la producción y perdida de carga en tubing. Hay ecuaciones que han sido diseñados para predecir el rendimiento de los pozos de petróleo, como las que nos propone Vogel en (1968). Para predecir el comportamiento de los pozos de gas se usan diferentes métodos como el Método empírico que nos proporcionan (Rawlins and Schellhardt, 1936), el método teórico, el método Lit, método empírico con seudo-presión y la ecuación de Smith.

2. JUSTIFICACION

Con el presente trabajo de investigación se pretende dar una pauta para facilitar y estandarizar el análisis de la produccion de acuerdo a la presión de abandono del yacimiento la esperanza usando sus respectivos métodos para sus cálculos y como resultado obtener el caudal de producción actual, la relación Ptb y Ptb* y el pronostico de la de producción sobre la base de la demanda, por ende a su posterior aplicación y para el conocimientos de la sociedad sobre este trabajo realizado.

3. OBJETIVOS

OBJETIVOS GENERAL

El objetivo de este proyecto es de lograr los más altos ingresos al poner en producción el yacimiento gasífero “LA ESPERANZA”, en base a un escenario de demanda asumido

La empresa GAS & OIL COMPANY S.A. tiene por objetivo calcular las reservas de gas existente y efectuar la previsión de producción de gas durante el lapso de 17 años de explotación.

OBJETIVO ESPECIFICO

GAS & OIL COMPANY S.A. se encargará del:

Calculo de reservas volumétricas.

Calculo del volumen recuperable.

Calculo de la previsión de producción del yacimiento.

Calculo de la perdida de carga en el tubing.


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Cálculo del comportamiento del pozo.

Pronóstico de producción sobre la demanda anual.

Ubicación de pozos productores

Diseño de la red de captación.

Calculo de ingresos.

Calculo de inversiones y costos operativos en yacimiento.

Calculo de VAN (valor anual neto) y Flujo de Caja.

Calculo de ganancias y propuesta realizada por la empresa.

CAPITULO II

4. MARCO TEORICO.

4.1 YACIMIENTO LA ESPERANZA

El yacimiento gasífero está ubicado en el departamento de Tarija, localizado a una profundidad promedio de 2.630 metros bajo el nivel del mar (mbnm), cuyo reservorio esta compuesto por areniscas.

Las dimensiones aproximadas de la estructura son de unos 13,5 Km. De extensión en dirección Norte-Sur y de 14,5 Km. En dirección Este-Oeste, conformando un anticlinal alongado con un cierre de 15 metros y el espesor útil promedio del reservorio es de 7 metros.

La exploración del yacimiento se ha realizado mediante registración sísmica 2D y 3D y 10 perforaciones que delimitaron el depósito, 9 de las cuales fueron productivas y una finalizó estéril.

Con esta información se ha demostrado la existencia de un yacimiento de gas con reservas superiores a 40.000 MMm³.

4.2 UBICACIÓN DEL AREA DE ESTUDIO.


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4.3 INFORMACION GENERAL

Volumen de roca, VR: 2.140 MMm³

Porosidad, θ : 18 %

Saturación de agua irreductible, Sw = 32%

Temperatura del reservorio, Tr : 97 ºC = 370 ºK

Presión del reservorio, Pr: 246 Kg/cm²

Temperatura ambiente, Ta: 15 º C = 288 ºK

Presión atmosférica, Pa: 1,033 Kg/cm²

5. DESARROLLO O INGENIERIA DE PROYECTO.

5.1 RESERVAS VOLUMETRICAS.

G=Vr∗φ(1−Sw)

Bg


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Donde:

G= volumen de gas “in situ” en condiciones estándar

5.2 GAS RECUPERABLE.

Se dispone de análisis PVT de los fluidos del reservorio, realizando a partir de muestras tomadas en un pozo representativo del yacimiento y se desea calcular el gas recuperable a una presión de abandono de 50 kg/cm2

Se calcula el volumen recuperable de Gas. Usando la siguiente ecuación:

Donde: Gp = Volumen de gas recuperable. Pab = Presión de abandono.

Zab = Factor de compresibilidad a la presión de abandono.

Calculo del porcentaje de recuperación.

Se realizan los cálculos mencionados a diferentes presiones, para una mejor interpretación del yacimiento, obteniendo así los datos de la (TABLA Nº1).

TABLA N°1

P[Kg/Cm2] ZP/Z

[Kg/Cm2] BgG

[MMMm3]Gp

[MMMm3] %R246 0,9321 263,9 0,0050 52,093 0,000 0,000240 0,9291 258,3 0,0051 50,986 1,105 2,121235 0,9265 253,6 0,0052 50,059 2,031 3,899230 0,9240 248,9 0,0053 49,128 2,962 5,687225 0,9215 244,2 0,0054 48,191 3,902 7,490220 0,9201 239,1 0,0056 47,191 4,900 9,406215 0,9188 234,0 0,0057 46,187 5,904 11,333210 0,9174 228,9 0,0058 45,180 6,910 13,266205 0,9160 223,8 0,0059 44,170 7,920 15,204200 0,9147 218,7 0,0061 43,157 8,933 17,149190 0,9119 208,3 0,0064 41,122 10,968 21,055180 0,9092 198,0 0,0067 39,076 13,017 24,988170 0,9101 186,8 0,0071 36,868 15,222 29,221


%R=(GpG )∗100

Gp=V R * ф*(1 - Sw )(PrZr

− PabZab

¿ ( Za∗TaPa∗Tr

)(3)

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160 0,9110 175,6 0,0076 34,666 17,425 33,449150 0,9119 164,5 0,0081 32,468 19,623 37,668140 0,9127 153,4 0,0087 30,274 21,816 41,880130 0,9136 142,3 0,0093 28,084 24,006 46,083

120 0,9145 131,2 0,0101 25,898 26,195 50,285110 0,9189 119,7 0,0111 23,628 28,463 54,638100 0,9233 108,3 0,0123 21,378 30,713 58,957

90 0,9276 97,0 0,0137 19,149 32,941 63,23580 0,9320 85,8 0,0155 16,943 35,150 67,47570 0,9388 74,6 0,0178 14,717 37,373 71,74360 0,9455 63,5 0,0209 12,524 39,566 75,95350 0,9523 52,5 0,0253 10,363 41,730 80,10725 0,9762 25,6 0,0518 5,055 47,036 90,292

0 1,0000 0,0 - - 52,093 100,000

5.2.1 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA RELACIÓN P/Z VS VOLUMEN DE GAS “IN SITU”.

0.000 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.0000.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

Gas acumulado [MMm3]

P/Z[

Kg/C

m2]


GAS ORIGINAL INSITU;52.093 MMm3

Datos obtenidos

Volumen de Gas “in situ: 52.09046478 [MMMm3]

Porcentaje de recuperación: 80.10593096

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5.2.2 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA RELACIÓN P VS P/Z.

0.0 50.0 100.0 150.0 200.0 250.00

50

100

150

200

250

300

P/Z [Kg/Cm2]

P [K

g/Cm

2]

5.3 PREVISIÓN DE LA PRODUCCIÓN.

Se han realizado ensayos de producción y mediaciones físicas completas sobre los cinco (5) pozos productivos del yacimiento, obteniéndose en forma estadística la Ecuación de Comportamiento del pozo promedio.

Con esta información 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 consideran constantes a través del tiempo.

c = 73

n =0,83

Con la explotación del yacimiento, la presión estática del reservorio (Pws) ira disminuyendo gradualmente. En consecuencia se hace necesario definir el comportamiento del pozo promedio del yacimiento a través del tiempo, utilizando la ecuación de compartimiento 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).

5.3.1 COMPORTAMIENTO DEL POZO PROMEDIO TABLA N° 2

Q [Mm3/d] Pwf [Kg/cm2] Q [Mm3/d]Pwf [Kg/cm2] Q [Mm3/d]

Pwf [Kg/cm2]

0 246 0 230 0 225432,1953765 197,0706 384,4673506 184,253 370,0416525 180,2475665,2728624 157,8732577 591,8057174 147,6050783 569,6004233 144,3962723


Q=C∗(Pws2−Pwf 2)n

C= 7214.637∗h∗k

µ∗T∗Z∗ln( rdrp )

n= logQ 2−log Q1log¿¿

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808,2995636 126,4722667 719,0377515 118,2464282 692,0585516 115,6758537898,0858374 101,3169329 798,9087836 94,72721365 768,9327223 92,6679264954,9992272 81,16499492 849,5371368 75,88597086 817,6614361 74,23627584991,2568211 65,02127743 881,7907467 60,79225125 848,70485 59,470680571014,421101 52,08854535 902,3969581 48,70067248 868,5378904 47,64196221

1029,24539 41,72813368 915,5841774 39,01410872 881,2303087 38,165975921038,742235 33,42840789 924,0322701 31,2542025 889,3614183 30,574763311044,830106 26,77949756 929,4478478 25,03774162 894,5737968 24,493442891048,734273 21,4530555 932,9208715 20,05773481 897,9165082 19,6216971

Q [Mm3/d] Pwf [Kg/cm2] Q [Mm3/d]Pwf [Kg/cm2] Q [Mm3/d] Pwf [Kg/cm2]

0 220 0 215 0 205355,8512493 176,242 341,8975199 172,2365 314,7058011 164,2255547,7573156 141,1874662 526,2785169 137,9786602 484,4226489 131,5610481665,5194044 113,1052792 639,4228888 110,5347046 588,5684473 105,3935556739,4455948 90,60863915 710,4502667 88,54935189 653,9468913 84,43077739786,3056538 72,58658082 755,4728372 70,9368858 695,3887366 67,63749576816,1586111 58,14910989 784,1551927 56,82753921 721,7899333 54,18439786835,2310916 46,58325194 802,4797983 45,52454167 738,6571503 43,40712112847,4367795 37,31784313 814,2068736 36,46971033 749,4515505 34,77344473855,2560763 29,89532413 821,7195582 29,21588494 756,3667379 27,85700657860,2685698 23,94914416 826,5355006 23,40484543 760,7996597 22,31624797863,4830945 19,18565939 829,6239765 18,74962167 763,6425037 17,87754625

Q [Mm3/d] Pwf [Kg/cm2] Q [Mm3/d] Pwf [Kg/cm2] Q [Mm3/d] Pwf [Kg/cm2]0 200 0 180 0 160

301,4707787 160,22 250,9731081 144,198 204,4663292 128,176464,0501467 128,352242 386,3197228 115,5170178 314,7324277 102,6817936563,8160705 102,8229811 469,3744191 92,54068296 382,396605 82,25838485626,4450095 82,37149013 521,5127376 74,13434112 424,8733893 65,89719211666,1440088 65,98780074 554,5619813 59,38902067 451,7984156 52,7902406691,4348973 52,86282718 575,6165357 47,57654446 468,9514384 42,29026174707,5927597 42,34841085 589,0678857 38,11356977 479,9101749 33,87872868

717,933199 33,92531193 597,6762563 30,53278074 486,9233643 27,14024955724,5575666 27,17756739 603,1910134 24,45981065 491,4162048 21,74205391

728,804061 21,77194924 606,7262014 19,59475431 494,2963019 17,41755939731,5273485 17,44150853 608,9933264 15,69735768 496,1433154 13,95320683


0 140 0 120 0 100162,0749187 112,154 123,9448249 96,132 90,25120939 80,11

249,479867 89,8465694 190,7866973 77,0113452 138,9225421 64,176121303,1154269 71,97608675 231,80384 61,69378864 168,7894344 51,41149053


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336,7856228 57,66004309 257,5527133 49,42289408 187,5386396 41,18574507358,1283616 46,19146052 273,8743135 39,59268045 199,4233162 32,99390037371,7250979 37,00397902 284,2722524 31,71769631 206,9946413 26,43141359380,4117914 29,6438876 290,9152957 25,40904651 211,8318153 21,17420543385,9709566 23,74771835 295,1665997 20,35518716 214,9274293 16,96265597389,5323095 19,02429717 297,8901011 16,30654043 216,9105641 13,58878369391,8152845 15,24036446 299,6359785 13,06316954 218,1818357 10,88597462

393,279362 12,20905597 300,755614 10,46490512 218,9971054 8,720754266


0 80 0 70 0 5061,21101875 64,088 48,52031591 56,077 27,01847533 40,05594,22134495 51,3408968 74,68670701 44,9232847 41,58919645 32,0880605114,4779478 41,12919243 90,74356718 35,98804337 50,53043833 25,70574527

127,194209 32,94859605 100,8234028 28,83002155 56,14338181 20,59287253135,2547454 26,3951203 107,2127716 23,09573026 59,70129358 16,49695019140,3898402 21,14513087 111,2832222 18,50198951 61,96791872 13,21570679143,6705537 16,93936434 113,8837548 14,8219438 63,41602196 10,58710271145,7700899 13,57012477 115,5480003 11,87385918 64,3427549 8,481327983147,1151101 10,87102696 116,6141614 9,512148586 64,93644532 6,794391847147,9773238 8,708779694 117,2976148 7,620182232 65,3170255 5,442987309148,5302637 6,976603413 117,7359153 6,104527986 65,56109253 4,360377133

5.4 PÉRDIDA DE CARGA EN EL TUBING.

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 basan en el cálculo de pérdidas de carga para distintos caudales, o sea, el cálculo de la presión dinámica de fondo (Pwf), para una Ptf elegida, aplicando la ecuación de Smith.

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 tubingºR (Tp = 0.9243)d = Diámetro interior del tubing.Considerar Diam. Int.= 2,92 “que corresponde al tubing de diâmetro externo de 3 ½”.


Pwf 2=(es∗Ptf 2)+6.67 x10−4 (Q∗Tp∗Zp )2(es−1)ƒ

d5

13


G= Gravedad especifica del fluido del pozo (G= 0.613) L= Profundidad al punto donde se tomó la Pws, en pies. (2630 metros x 3.281 = 8629.03 pies).

Q= en pies3/díaƒ = Factor de fricción (Cullender y Smith)μ= f (Ptb) [lb / (ft-seg)] (Ver TABLA N°3)Ptb= Presión promedio del tubing

Donde:

Nota: Observar el uso correcto de las unidades.

TABLAN°3

Ptb µ x 10 -6 [Kg/cm2] [lb/(ft-

seg)]110 9.9115100 9.6737

90 9.475380 9.158370 8.920460 8.772250 8.563645 8.5429

5.4.1 COMPORTAMIENTO DE LA VISCOSIDAD EN FUNCION DE LA PÉRDIDA DE PRESION EN EL TUBING ( μ VS Ptb)


Ptb=(Ptf +Pwf )

2

ƒ=30.9208 x10−3∗Q−0.065∗d−0.058∗G−0.065

μ−0.065

S=0.0375∗G∗LTp∗Zp

(9)

14


8.40E-06 8.60E-06 8.80E-06 9.00E-06 9.20E-06 9.40E-06 9.60E-06 9.80E-06 1.00E-050

20

40

60

80

100

120

f(x) = 45320887.7908016 x − 338.029506577497R² = 0.988708636577104

U [Lb/(ft*seg]

Axis

Title

Con las ecuaciones planteadas, calcular las Pwf correspondientes a etapas de producción del yacimiento, contemplando al menos las siguientes alternativas:

a) Ptf = 80 Kg/cm2 b) Ptf = 60 kg/cm2

c) Ptf = 40 Kg/cm2 d) Ptf = 25 Kg/cm2

TABLA N°4

Ptf [Psi] Ptf [Kg/Cm2]

1137,8552 80

Q u f Pwf2 Pwf Ptb Ptb* Ptb-Ptb*

Mm3/d MMCf/d [lb/(ft*seg)] [Psi] [Psi] Kg/Cm2 Kg/Cm2 Kg/Cm2 Kg/Cm2

25 0,88285 0,000008513673 0,00576831 1837580,27 1355,573779 95,30729597 87,65364799 87,65364799 0,00000000

50 1,7657 0,000008515067 0,00551425 1842960,677 1357,556878 95,44672314 87,72336157 87,72336157 0,00000000

100 3,5314 0,000008520380 0,00527153 1863535,228 1365,113632 95,97802125 87,98901063 87,98901062 0,00000000

200 7,0628 0,000008540434 0,00504007 1942222,962 1393,636596 97,9834057 88,99170285 88,99170285 0,00000000

250 8,8285 0,000008554846 0,00496804 1999776,954 1414,134701 99,42458066 89,71229033 89,71229033 0,00000000

300 10,5942 0,000008571963 0,00491015 2069228,276 1438,481239 101,1363301 90,56816507 90,56816507 0,00000000

400 14,1256 0,000008613648 0,00482070 2243317,482 1497,770838 105,3048464 92,65242318 92,65242318 0,00000000

500 17,657 0,000008664159 0,00475309 2463683,322 1569,612475 110,3558678 95,17793389 95,17793389 0,00000000

750 26,4855 0,000008820962 0,00463486 3213545,303 1792,636411 126,0361713 103,0180857 103,0180856 0,00000000

1000 35,314 0,000009008860 0,00455523 4243139,059 2059,888118 144,8260283 112,4130142 112,4130142 0,00000000

1100 38,8454 0,000009090080 0,00452974 4732405,039 2175,409166 152,9480493 116,4740247 116,4740247 0,00000000


15


1200 42,3768 0,000009173948 0,00450688 5265627,818 2294,695583 161,3348048 120,6674024 120,6674024 0,00000000

1300 45,9082 0,000009260048 0,00448622 5842649,014 2417,157217 169,9448026 124,9724013 124,9724013 0,00000000

1350 47,6739 0,000009303826 0,00447660 6147539,688 2479,423257 174,3225857 127,1612928 127,1612928 0,00000000

Ptf [Psi] Ptf [Kg/Cm2] Ptf [Psi] Ptf [Kg/Cm2] Ptf [Psi] Ptf [Kg/Cm2]853,3914 60 568,9276 40 355,57975 25

Pwf2 Pwf Pwf2 Pwf Pwf2 Pwf [Psi] [Psi] Kg/Cm2 [Psi] [Psi] Kg/Cm2 [Psi] [Psi] Kg/Cm2

1034472,499 1017,090212 71,50928952 460824,0901 678,8402538 47,72770762 181170,491 425,6412703 29,925865461039852,905 1019,731781 71,69501224 466204,497 682,7916937 48,00552434 186550,8979 431,9153828 30,366983971060427,457 1029,770584 72,40081757 486779,0482 697,6955268 49,0533788 207125,449 455,1103702 31,99777055

1139115,19 1067,293395 75,03896065 565466,7819 751,9752535 52,8696624 285813,1828 534,6149855 37,587558451196669,182 1093,923755 76,91128046 623020,7735 789,3166497 55,49505067 343367,1743 585,9754042 41,198592171266120,504 1125,220203 79,11166219 692472,0957 832,1490826 58,50650119 412818,4966 642,5095304 45,17337745

1440209,71 1200,087376 84,37540215 866561,3018 930,8927445 65,4489425 586907,7027 766,0990162 53,862671891660575,55 1288,63321 90,60085748 1086927,142 1042,55798 73,29987014 807273,5424 898,4840246 63,17035943

2410437,531 1552,558383 109,1568335 1836789,123 1355,281935 95,28677708 1557135,524 1247,852365 87,733649383440031,287 1854,732134 130,4019797 2866382,879 1693,039539 119,0337427 2586729,28 1608,33121 113,07809363929297,267 1982,245511 139,367154 3355648,859 1831,843022 128,7926986 3075995,26 1753,85155 123,30929634462520,047 2112,467762 148,522783 3888871,638 1972,022221 138,6483778 3609218,039 1899,79421 133,57019135039541,242 2244,892256 157,8332467 4465892,833 2113,265916 148,5788994 4186239,234 2046,030116 143,85170385344431,916 2311,802742 162,5375701 4770783,508 2184,212331 153,5669798 4491129,909 2119,228612 148,9981229

5.4.2 REPRESENTACIÓN DE LAS CURVAS DE COMPORTAMIENTO DEL POZO (TABLA N° 2) Y LAS CURVAS DE CONTRAPRESIÓN (TABLA N°4).

GRAFICO


0 200 400 600 800 1000 1200 1400 16000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

CAUDAL [Mm3]

Pwf [

Kg/C

m2]

16


5.4.3 PRONOSTICO DE PRODUCCIÓN SOBRE LA BASE DE LA DEMANDA ANUAL. TABLA N° 5

AñoPws Pwf Ptf Caudal

producidoRetenido en Yac.

Caudal de reinyeccion

Caudal de demanda

Vol. anual produc.

Volumen Acumulado

Caudal pozo prom.

(Kg/cm2) (Kg/cm2) (Kg/cm2) (MMm3/d) (MMm3/d) (MMm3/d) (MMm3/d) (MMm3/año) (MMm3) (MMm3/d)

2012 246 2013 239,60 107,00 80,000 3,18 0,18 0,0000 3,0000 1160,7 1160,700 0,8312014 233,37 106,00 80,000 3,18 0,18 0,0000 3,0000 1160,7 2321,400 0,7882015 227,31 105,00 80,000 3,18 0,18 0,0000 3,0000 1160,7 3482,100 0,7472016 221,40 104,00 80,000 5,30 0,30 0,0000 5,0000 1934,5 5416,600 0,7072017 211,21 83,00 60,000 5,30 0,30 0,0000 5,0000 1934,5 7351,100 0,7002018 201,50 80,00 60,000 5,30 0,30 0,0000 5,0000 1934,5 9285,600 0,6432019 192,23 79,00 60,000 5,30 0,30 0,0000 5,0000 1934,5 11220,100 0,5852020 183,38 77,00 60,000 5,30 0,30 0,0000 5,0000 1934,5 13154,600 0,5352021 168,71 55,00 40,000 8,48 0,48 0,0000 8,0000 3095,2 16249,800 0,4972022 150,22 54,00 40,000 8,48 0,48 0,0000 8,0000 3095,2 19345,000 0,397


0 200 400 600 800 1000 1200 1400 16000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

CAUDAL [Mm3]

Pwf [

Kg/C

m2]

17


2023 142,80 53,00 40,000 8,48 0,48 0,0000 8,0000 3095,2 22440,200 0,3602024 131,37 52,00 40,000 8,48 0,48 0,0000 8,0000 3095,2 25535,400 0,3062025 118,55 35,00 25,000 7,42 0,42 0,0000 7,0000 2708,3 28243,700 0,2742026 107,43 32,00 25,000 6,36 0,36 0,0000 6,0000 2321,4 30565,100 0,2302027 98,24 31,00 25,000 5,30 0,30 0,0000 5,0000 1934,5 32499,600 0,1952028 90,22 30,00 25,000 4,56 0,26 0,0000 4,3000 1663,67 34163,270 0,166

Q maximo por pozo Cantidad pozos perforados Cantidad pozos Cantidad de pozos cantidad pozos

(ESTERILES) pozos en produccion(MMm3/d) (AÑO) (CORREGIDO) (ACUMULADOS)

0,122 3,827 4 4 0 40,117 4,036 1 5 0 50,113 4,259 0 5 0 50,108 7,491 3 8 0 80,084 7,574 0 8 0 80,073 8,248 1 9 0 90,069 9,058 1 10 0 100,062 9,908 0 10 1 100,040 17,072 8 18 0 180,038 21,373 4 22 1 200,035 23,543 2 24 0 240,032 27,750 4 28 0 280,019 27,099 0 28 0 280,013 27,611 0 28 0 280,012 27,164 0 28 0 280,010 27,384 0 28 0 285.4.4 INFORMACIÓN GENERAL.

Demanda asegurada de gas en el mercado. Pérdida de presión en todo el sistema de captación y la planta de tratamiento y

acondicionamiento es de 10 kg/cm2. Presión de abandono: Aproximadamente 50 kg/cm2. Se asume que el diámetro interior del tubing (2.92”) es el óptimo. Máxima cantidad de pozos a perforar por año: 8 Se considera que la perforación de los pozos será realizada este año antes de que sean

requeridos para producción. Por cada 10 pozos perforados o más se considerara 1pozo estéril. Considerar la relación condensado/gas procesado (GOR) = 50.000 m3 de gas/m3 de

condensado de (GOR Constante).

5.5 INFORMACIÓN FINANCIERA.

Se asume que la inversión en perforación será realizada un año antes de su utilización en la Producción de cada año.


18


La inversión para construir la planta de compresión será realizada un año antes de la puesta en funcionamiento del equipo debido al proceso de licitación y montaje.La inversión en perforación y mantenimiento de pozos (workover), está dada por la cantidad de pozos perforados y la cantidad de pozos en producción respectivamente.La primera inversión en planta de tratamiento será realizada en el año cero, agregándose posteriormente nuevas inversiones en ampliaciones de capacidad un año antes de su utilización efectiva.Los datos para el cálculo de inversión están indicados en el Anexo II.

Usando un plano de ubicación de pozos y dependiendo de la ubicación propuesta del manifold, se deberá calcular la longitud total de cañería que se usara para el sistema de captación.

Además, deberá ser calculada la longitud de la cañería principal hacia la planta de tratamiento y acondicionamiento, que para nuestro caso particular estará fuera del yacimiento

5.6 INFORMACIÓN PARA LA UBICACIÓN DE POZOS EN MAPAS GEOLÓGICOS.

Los datos correspondientes a la ubicación y características de los 21 primeros pozos perforados para el desarrollo del yacimiento serian:

Tabla Nº6

Pozo Cota mbbp mbnm Espesorútil [m]

1 205 2770 -2565 3.52 195 2880 -2685 5.53 198 2685 -2487 7.04 212 2700 -2488 8.55 203 2680 -2477 9.56 221 2850 -2629 11.07 196 2870 -2674 5.58 192 2875 -2683 3.99 187 2640 -2453 11.5

10 185 2790 -2605 6.811 155 2730 -2575 0.012 217 2795 -2578 7.913 213 2800 -2587 6.814 206 2790 -2584 10.515 199 2807 -2608 6.516 191 2815 -2624 5.517 216 2780 -2564 4.018 169 2875 -2706 3.019 181 2867 -2686 4.5


19


20 193 2773 -2580 9.621 169 2875 -2706 0.0

Donde:mbbp = metros bajo boca de pozo.mbnm = metros bajo el nivel del mar.

MAPA ESTRUCTURAL Y MAPA ISOPAQUICO

5.7 DISEÑO DE LA RED DE CAPTACION.

5.7.1 INFORMACIÓN DE LA RED DE CAPTACIÓN

Nro. de pozos : 28 Nro. de pozos productores : 26 Nro. de pozos estériles : 2 Km de cañería Captación: Km de cañería Colectora: Nº de Compresores: 4 (5000HP) Nº de Separadores: 1 Planta de Tratamiento: 1


20


6. DATOS GENERALES DEL YACIMIENTO.

Volumen de roca, VR [Mmm3]: 2140

Porosidad, [%/100]: 0.18

Saturación de agua irreductible, Sw [%/100]: 0.32

Factor volumétrico del gas, βg:

Temperatura del reservorio, Tr[°C]: 97 206.6 °F 370.0 °K

Presión del reservorio, Pr [kg/cm2]: 246

Temperatura ambiente, Ta [°C]: 15 59.0°F 288 °K

Presión atmosférica, Pa [kg/cm2]: 1.033

Ácido sulfúrico [ppm]: 50

GOR: 50000

Di tubing [pulg]: 2.922 0.24 ft

Prof. Tubing [m]: 2630 8626.61 ft


21


Viscosidad [lb/(ft-seg)] 8.74 E-06

7. PROCESO DE TRATAMIENTO

Según las especificaciones del GN, el contenido de CO2 debe ser < 2% molar y el contenido

de inertes < 4%molar.El análisis cromatográfico del gas muestra valores altos de CO2 (3.54%

molar) y Nitrogeno (1.77 % molar).

Criterios de selección de procesos

De acuerdo al tipo de contaminantes, se debe escoger el tipo de proceso a utilizar para el

endulzamiento del gas natural, además se debe establecer que amina sería la más adecuada en

relación a los contaminantes presentes en nuestro gas.

Tabla 2.1 Guía para la selección de procesos

Contaminante Aminas

(DEA)

Solv. Físicos

(Selexol)

Solv. hibridos (Sulfinol)

Carb. Potasio (Benfield)

Tamices moleculares

H2S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno

CO2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno

DEA: Dietanolamina

El proceso que se realizara será el proceso de endulzamiento con AMINAS (DEA), por la

efectividad y bajo costo del proceso.

7.1. CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL CRUDO.

Componente % Molar

Metano 88.38

Etano 4.22

Propano 1.23

I-butano 0.34

n-butano 0.31

i-pentano 0.08

n-pentano 0.09


22


Hexanos 0.04

Heptano y sup 0.00

Nitrógeno 1.77

Diox. Carbono 3.54

GE = PM gas/ PMaire 0.613

composicion %molar pm psc (psia)

tsc (r) yi*pm yi*psc yi*tsc

co2 88,38 16,043 667 343,34 0 589,4946 303,443892

c2 4,22 30,07 707,8 550,07 1,268954 29,86916 23,212954

c3 1,23 44,097 615 665,92 0,5423931 7,5645 8,190816

i-c4 0,34 58,123 527,9 734,41 0,1976182 1,79486 2,496994

n-c4 0,31 58,123 548,8 765,51 0,1801813 1,70128 2,373081

i-c5 0,08 72,15 490,4 828,96 0,05772 0,39232 0,663168

n-c5 0,09 72,15 488,1 845,7 0,064935 0,43929 0,76113

c6 0,04 86,177 439,5 911,8 0,0344708 0,1758 0,36472

hexano y sub

0 0 0 0 0 0 0

ni 1,77 28,0134 492,8 227,51 0,49583718

8,72256 4,026927

diox.carbono

3,54 44,01 1069,5

372,27 1,557954 37,8603 13,178358

678,01467 358,71204

7.2 CROMATOGRAFIA

7.3 ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

El endulzamiento se hace con el fin de remover elH2S y el CO2 del GN, se llama así porque se remueven los olores amargos y sucios.

Se llaman gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos Existen varios procesos:

Tratamiento de gas con aminas Proceso Benfield Unidad PSA

Los productos de éste proceso, son gas dulce húmedo y gases ácidos

TRATAMIENTO CON AMINAS


23


CAPITULO III

8. INVERSION Y COSTOS OPERATIVOS EN YACIMIENTO:

8.1 COSTOS DE ADQUISICIÓN E INSTALACIÓN:

Perforación 3.0 MMu$s por pozo Facilities

- Costos de cañería 15 u$s/pulg. mt. (Cañería Captación de 6” y Colectora de 10”).- Costo separador del control 250 Mu$s c/u de 500000 m3/d de capacidad.- Costos estaciones de medición y regulación 400 Mu$..

Pta. Compresora Motocompresores:1.750 u$s/HP instalados


24


8.2 COSTOS OPERATIVOS:

Mantenimiento de pozos WorkOver (20% pozos/año): 50000 u$s/pozo. Compresión: 150 u$s/HP por año. Gastos de Gas combustible para compresión 7 m3/d por HP requerido.

9. INVERSION EN GASODUCTOS DE TRANSPORTE:

9.1 COSTOS DE ADQUISICIÓN E INSTALACIÓN:

Costo compresión de gasoducto:

9.2 COSTOS OPERATIVOS:

Gastos de Gas combustible para compresión 7 m3/d por HP requerido. Mantenimiento de gasoductos: 15 Mu$s/Km año.

Nota: Los presentes datos son orientativos, pudiendo observarse diferencias con los reales según la coyuntura económica. Se deberá considerar un 10% de imprevistos.

10. INFORME ECONOMICO

10.1 ENGRESOS

TOTAL IMPREVISTOS EGRESO TOTAL

$ $ $

23061170,9 2306117,09 25367287,99


Potencia Planta Compresor Total

HP MMu$S/HP u$s/HP Inst.1000 1 1000 30002500 2 900 27005000 3.5 800 25007500 5 700 240015000 8.5 600 2000

25


3080318,75 308031,875 3388350,625

50000 5000 55000

13538533,5 1353853,35 14892386,85

100000 10000 110000

3328865,35 332886,535 3661751,885

3229199,35 322919,935 3552119,285

100000 10000 110000

29092689,8 2909268,98 32001958,78

16673566,8 1667356,68 18340923,48

6534173,9 653417,39 7187591,29

16796295,1 1679629,51 18475924,56

300000 30000 330000

300000 30000 330000

300000 30000 330000

300000 30000 330000

300000 30000 330000

117084813 11708481,3 128793294,7

10.2 INGRESOS

Ingresos INGRESO TOTALLíquido Gas

$ $ $

12132600 88606004,8 100738605

14381000 106144036 120525036

13632750 100621313 114254063


26


20644400 151430343 172074743

20440000 150864619 171304619

21122550 155902420 177024970

21352500 157599647 178952147

19527500 144129592 163657092

30838850 226674071 257512921

28981000 212961555 241942555

28908000 213365676 242273676

29039400 213392597 242431997

26002600 191921348 217923948

21827000 161101861 182928861

18505500 136586361 155091861

15753400 116273517 132026917

343089050 2527574959 2870664009

10.3 FLUJO DE CAJA Y VAN

PERIODO

INGRESO TOTAL

EGRESO TOTAL FLUJO DE CAJA FLUJO DE CAJA ACUMULADO

VAN

$ $ $ $ $

2012 0 0 25367287,99 -25367287,99 -25367287,99 -25367287,99

2013 1 100738605 3388350,63 97350254,38 71982966,39 65439060,35

2014 2 120525036 55000,00 120470036,00 192453002,39 159052068,1

2015 3 114254063 14892386,85 99361676,15 291814678,54 219244687,1


27


2016 4 172074743 110000,00 171964743,00 463779421,54 316767585,2

2017 5 171304619 3661751,89 167642867,12 631422288,65 392063562,9

2018 6 177024970 3552119,29 173472850,72 804895139,37 454342322,6

2019 7 178952147 110000,00 178842147,00 983737286,37 504812774,7

2020 8 163657092 32001958,78 131655133,22 1115392419,59 520338795,6

2021 9 257512921 18340923,48 239171997,52 1354564417,11 574467543,2

2022 10 241942555 7187591,29 234754963,71 1589319380,82 612751422

2023 11 242273676 18475924,56 223797751,44 1813117132,26 635486493,9

2024 12 242431997 330000,00 242101997,00 2055219129,26 654856151,7

2025 13 217923948 330000,00 217593948,00 2272813077,26 658352990,3

2026 14 182928861 330000,00 182598861,00 2455411938,26 646586705,5

2027 15 155091861 330000,00 154761861,00 2610173799,26 624854855

2028 16 132026917 330000,00 131696917,00 2741870716,26 596710954,4

TOTAL 2870664009 128793294,70 2741870716,26 21422599505,27 7610760685

10.4 INDICADORES ECONOMICOS


2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030-200000000.00

0.00

200000000.00

400000000.00

600000000.00

800000000.00

1000000000.00

1200000000.00

1400000000.00

1600000000.00

1800000000.00

2000000000.00

2200000000.00

2400000000.00

2600000000.00

2800000000.00

3000000000.00

INDICADORES ECONOMICOS

28


LA EMPRESA OIL& GAS COMPANY S.A.

OFRECE EL 50 % DE LA CAJA DE FLUJO QUE CORRESPONDE A: 1370935358

CAPITULO IV

11. CONCLUSIONES Y BIBLIOGRAFIA

11.1 CONCLUSIONES

Mediante los estudios y cálculos realizados al yacimiento “LA ESPERANZA”, se logro determinar la rentabilidad de este yacimiento.


2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030-200000000.00

0.00

200000000.00

400000000.00

600000000.00

800000000.00

1000000000.00

1200000000.00

1400000000.00

1600000000.00

1800000000.00

2000000000.00

2200000000.00

2400000000.00

2600000000.00

2800000000.00

3000000000.00

INDICADORES ECONOMICOS

29


Habiendo realizado el cálculo de reservas de gas existentes en el yacimiento y el grafico de comportamiento y contrapresión, se determinaron los caudales potenciales de producción para las presiones dinámicas de pozo seleccionadas.

Con la utilización de las tablas generadas en base a cálculos anteriores, se logró la interpretación grafica de los diferentes parámetros (volumen recuperable, volumen “in situ”, viscosidad, comportamiento y contrapresión)

Al interpretar correctamente cada uno de los cálculos y gráficos del yacimiento obtenidos, se realizó el cálculo de los ingresos y egresos que conlleva la explotación del yacimiento.

Finalmente en base a todo lo anteriormente descrito la empresa OIL & GAS COMPANY S.A. está en condiciones de ofrecer la suma de:

11.2 BIBLIOGRAFIA.

AUTO CAD 2012- INGLES PDF-OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION Y EXPLOTACION DE GAS NATURAL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS - MAZIAS MARTINEZ RESERVORIO II – ING. REYNOLDS

ANEXOS


Oil & Gas Compay Informe UDABOL ..Explotacion de GAs

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