levantamiento artificial: Inyección de gas caliente como sistema en pozos de crudo pesado
El artículo describe los resultados
de la utilización de gas de levantamiento previamente calentado (250 @
320 ºF), para pozos que producen crudo pesado (ºAPI 12), basándose en
las experiencias obtenidas en una prueba piloto realizada en un pozo
perteneciente al Campo Pilón, Distrito Morichal, Venezuela. Los resultados obtenidos en un pozo en gas lift
con una gravedad API de yacimiento de 12º, producto de la inyección del
gas caliente a través de una completación con tubería concéntrica, se
pueden resumir en un incremento en la producción de 520 @ 817 BNPD
(57%), utilizando la misma tasa de inyección de gas (400 MPCND). Con el
sistema de tuberías concéntricas, se logra incrementar la eficiencia en
la transferencia de calor, dado que el mismo fluye desde la tubería de
inyección de gas hacia el crudo que circula por el anular (fluido en
contra corriente).
El principio del sistema de levantamiento con tubería concéntrica se basa en inyectar gas caliente
a través de una tubería de 2-3/8 pulgadas la cual lleva insertada una
pieza especial para la inyección al final de la tubería, esta tubería
está colocada dentro de una tubería de producción de 4 ½ pulgadas, y el
fluido es producido a superficie a través del anular creado entre el
diámetro interno de la tubería de 4 ½ pulgadas y el diámetro externo de
la tubería de 2-3/8 pulgadas. La aplicación de este sistema cobra
especial interés en campos que producen crudos pesados, mediante el
método de levantamiento artificial por gas. Asimismo, la inyección de gas caliente
para fines de levantamiento es una opción competitiva para aumentar la
producción en pozos pesados, permite incrementar la eficiencia del
levantamiento y se reducen los costos de producción del barril de
petróleo.
Introducción
El Distrito Morichal está conformado por las Áreas de Pesado
y Extrapesado, con los campos Pilón, Jobo, Morichal y Cerro Negro. Los
Campos Morichal y Jobo tienen el crudo más pesado (8.5º – 11º API) y
Pilón tiene el crudo más liviano (11.5º – 14º API). El estudio fue
enfocado en el campo Pilón. En el campo Pilón existen un gran número de
pozos gas lift que se encuentran inactivos por presentar daños en el
revestidor de producción y con el sistema convencional de inyección de
gas por el anular no pueden mantenerse activos, en este caso es
necesario utilizar una completación con tuberías concéntricas, el cual
consiste en bajar una tubería de 2-3/8 pulgadas dentro de una tubería de
producción de 4 ½ pulgadas, aislando de esta forma la zona donde se
encuentra el hueco en el revestidor. De esta manera se inyecta el gas a
través de la tubería de 2-3/8 pulgadas y el crudo es producido por el
anular creado entre el diámetro interno de la tubería de 4 ½” y la
tubería de 2-3/8 pulgadas. Estas áreas tienen características
específicas que hacen de la extracción de petróleo un proceso complejo,
debido a su alta viscosidad, lo que genera resistencia al flujo a través
del sistema de producción integrado (desde el medio poroso a las líneas
de flujo). Con el fin de mejorar la producción y disminuir la
viscosidad del crudo, se evaluó la aplicación de inyección de gas
caliente como sistema de levantamiento artificial utilizando una
completación de tuberías concéntricas en un pozo de crudo pesado en el
campo Pilón del Distrito Morichal, en el cual se logró un incremento en
la producción del mismo por encima del 50%.
Descripción del yacimiento
La siguiente tabla muestra la información básica del pozo donde fue desarrollada la evaluación con la inyección de gas caliente:
- Gravedad del crudo (°API) = 12
- Presión de yacimiento (psi) = 1250
- Temperatura de yacimiento, Tr (°F) = 130
- Espesar de la arena productora (ft) = 40
- Porosidad (%) = 26
- Permeabilidad (darcy) = 2-3
- Viscosidad a Tr (cp) = 800
- Agua y Sedimento (BSW) = 45%
Existen dos puntos importantes que mencionar acerca del sistema de
gas lift en el campo Pilón. El primero, este campo ha sido explotado
durante más de 50 años usando gas lift y el segundo, el incremento de la
Relación Gas-Petróleo ha hecho difícil el uso de otro sistema de
levantamiento artificial.
El problema y la solución
Las condiciones de corrosión asociadas al incremento en el corte de
agua y el contenido de CO2 han causado daños en la tubería de
producción durante los últimos años. Significativos reemplazos de la
tubería de producción ha sido necesarios, con la finalidad de mantener
las condiciones de producción de los pozos en el campo Pilón. Con el
daño en el revestidor, los pozos no pueden producir porque el gas pasa a
través de los huecos en el revestidor y no llega con la suficiente
presión a la válvula operadora, por lo tanto el petróleo no puede ser
levantado desde el fondo hasta la superficie. La solución consiste en la
bajada de una tubería de menor diámetro (con una nariz de inyección al
final) para inyectar el gas de levantamiento, dentro de la tubería de
producción. Los fluidos son producidos a la superficie a través del
anular creado entre la tubería de menor diámetro y la tubería de
producción respectivamente. El apéndice muestra el esquema de
completación del pozo, donde se observa el diseño utilizado, con el
aislamiento del anular usando una empacadura.
Efecto de la transferencia de calor en el crudo pesado por análisis numérico.
En vista de la evidente importancia que tiene la temperatura como
variable a considerar en la producción de un pozo, especialmente en
crudo pesado, se evaluó el efecto de incrementar la temperatura de
inyección del gas de levantamiento. Para lograr esto, se propuso
calentar el gas de levantamiento (210°F) lo más cercano al pozo, el cual
es productor de crudo pesado de 12 °API y posee una completación con
inyección de gas con tuberías concéntricas. Con el sistema de tuberías
concéntricas, se podrá incrementar la eficiencia en la transferencia de
calor, dado que el mismo fluye desde la tubería de inyección de gas
hacia el crudo que circula por el anular (fluido en contra corriente).
Debido a que el gas viaja en contra flujo con el crudo que viene
ascendiendo por el espacio anular, el efecto es convertir al espacio
anular en un gran intercambiador de calor, permitiendo reducir la
viscosidad del crudo producido con un incremento en la producción del
pozo.
Para el cálculo de todas ecuaciones para la transferencia de calor
involucrada en el sistema, se diseño una hoja de cálculo que permitió
estimar la distribución de temperatura del fluido inyectado a lo largo
de la tubería, al igual que la entalpía (contenido de calor) a cada
profundidad, y de allí las pérdidas de calor. La finalidad de estos
cálculos es determinar si en el punto de inyección de gas, el mismo
llegará a las condiciones de calentamiento y estimar cuanto sería la
pérdida de temperatura a lo largo de la tubería de inyección. Las
gráficas generadas a través de la hoja de cálculo aportan información
importante para predecir el comportamiento de producción con la
aplicación de inyección de gas caliente mediante el análisis nodal.
Campo Pilon
- Geometría del Pozo Vertical
- Tubería de producción, pulg 4 ½
- Tubería de inyección de gas, pulg 2 3/8
- Temperatura de superficie, °F 90
- Cp gas, J/Kg-°C 2302
- Viscosidad del Gas, Pa*s 1.33E-5
- Conductividad térmica del Gas, W/m-°C 0.0372
- Conductividad térmica del petróleo, W/m-°C 0.116
Figura 1. Perfil de temperatura con la inyección de gas caliente (210°F).
Figura 2. Perfil de presión con la inyección de gas caliente (210°F).
Con la hoja de cálculo diseñada se logra determinar el perfil de
presión y temperatura involucrados en la transferencia de calor,
permitiendo conocer el comportamiento de estas variables en el pozo bajo
los efectos de inyección de gas caliente. Con la finalidad de validar
el diseño de la hoja de cálculo se realizaron sensibilidades tomando
como base las pruebas de producción del pozo en estudio con la inyección
de gas en frío y con varias pruebas realizadas al pozo luego de la
inyección de gas caliente.
Comportamiento de producción con la aplicación de inyección de gas caliente a través del análisis nodal.
Para determinar el beneficio de aplicar la inyección de gas
caliente como sistema de levantamiento artificial en un pozo de crudo
pesado, se realizó una simulación utilizando
un software especial para levantamiento artificial por gas,
configurando el esquema de completación del pozo y ajustando
inicialmente el modelo al comportamiento de producción actual, a través
de las características de los fluidos; el corte de agua, tasa de
petróleo, RGP y el índice de productividad del pozo. Se utilizaron
correlaciones de flujo multifásico vertical y horizontal específicas
para crudo pesado del área en estudio (Hagedorn & Brown y Xiao,
respectivamente). El pozo presenta una producción de 520 barriles de
petróleo bajo el escenario de inyección en frío. Los resultados
preliminares, producto del análisis nodal considerando la inyección de
gas caliente, indicaron un ganancial en la producción de 55% (286
barriles de petróleo) en comparación con la producción en frío del pozo.
Figura 3. Análisis Nodal con la inyección de gas en frio y caliente.
Prueba Piloto
Para realizar la prueba piloto requerida, se instaló un calentador
de fuego indirecto de 2 MM BTU/hr en las adyacencias del pozo, este
equipo trabaja bajo el principio de un baño de maría el cual se calienta
con un quemador de gas natural. El pozo en estudio presenta un corte de
agua bajo y 12° API, lo cual lo hace atractivo para el incremento en la
producción y está completado con el sistema de tubería concéntrica. Los
parámetros operacionales con la inyección de gas en frío son los
siguientes:
- Presión de cabezal: 170 psig
- Presión de inyección de gas: 850 psig
- Tasa de gas inyectado: 400 MSCFD
- Tasa de producción de petróleo: 520 barriles por día
- Temperatura de cabezal: 115 ºF
- Temperatura del gas inyectado: 100º F
- El día 15 de Octubre de 2010, el proceso de inyección de gas caliente fue iniciado. Luego de un periodo de evaluación de doce (12) semanas, los siguientes resultados fueron obtenidos:
- Presión de cabezal: 190 psig
- Presión de inyección de gas: 850 psig
- Tasa de gas inyectado: 400 MSCFD
- Tasa de producción de petróleo: 817 Barriles por día
- Temperatura de cabezal: 127 ºF
- Temperatura del gas inyectado: 210º F
- En función de estos resultados, se evidenció un incremento en la producción de 520 a 817 Barriles (57%), superior a lo estimado por las simulaciones. Basados en estos resultados, se instalará un sistema de inyección de gas caliente en diez (10) pozos con un ganancial estimado de 1600 barriles de petróleo.
Conclusiones
• Usando una completación concéntrica se asegura una completa
transferencia de calor hacia el fluido producido, y las pérdidas hacia
las formaciones adyacentes son minimizadas.
• La inyección de gas caliente mostró un incremento en la
producción debido a la reducción de la viscosidad, adicionalmente la
eficiencia de levantamiento se incrementa.
• En el caso particular del pozo en estudio, la producción
incremento de 520 barriles a 817 barriles, lo que representa un 57% de
incremento.
• En campos petroleros de crudo pesado, donde el costo del diluente
sea una parte considerable del costo de producción, se puede mantener
la producción reduciendo la inyección del mismo, sin embargo es
recomendable efectuar primeramente un análisis económico, que permita
justificar la instalación de un equipo de calentamiento, ya sea directo o
indirecto.
• La utilización del calentador de fuego indirecto de 2 MMBTU/hr,
obedeció básicamente a la disponibilidad de este equipo, sin embargo en
otras aplicaciones se pueden seleccionar calentadores de menor capacidad
que se adapten a los requerimientos del pozo donde se vaya a implantar
la mejora.
Figura 4. Efecto de la transferencia de calor.
Figura 5. Esquema de completación del pozo.
Figura 6. Comportamiento de la viscosidad vs. temperatura.
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