Steve Marfissi / Alberto Lujan. PDVSA E&P

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1 INYECCIÓN DE GAS CALIENTE COMO SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL UTILIZANDO UNA COMPLETACIÓN DE TUBERÍAS CONCENTRICAS EN UN POZO DE CRUDO PESADO, EN LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO. Steve Marfissi / Alberto Lujan. PDVSA E&P Resumen El trabajo consiste en mostrar los resultados de la utilización de gas de levantamiento previamente calentado 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 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

2 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: Tabla 1. Información Básica del pozo 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 CO 2 han causado daños en la tubería de producción durante los últimos años. Significativos reemplazos

3 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.

4 Table 2. Data and properties of the well 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 Conductividad térmica del petróleo, W/m- C 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. 0 Te mpe ra ture s C Pressures bar Depth (m) Lifted Oil Temperature GL Temperature Soil Temperature Depth (m) Lifted Oil P res s ure GL Pressure Figura 1. Perfil de Temperatura con inyección de gas caliente (210 F) Figura 2. Perfil de Presión con inyección de gas caliente (210 F)

5 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. Cold gas injection 520 BOPD 806 BOPD Hot gas injection 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. En la figura 4 se muestra el arreglo en superficie del equipo instalado en las adyacencias del pozo.

6 Figura 4. Instalación en superficie con inyección de gas caliente Los parámetros operacionales con la inyección de gas en frío son los siguientes: Presión de cabezal: 170 psig Tasa de gas inyectado: 400 MSCFD Temperatura de cabezal: 115 ºF Presión de inyección de gas: 850 psig Tasa de producción de petróleo: 520 barriles por día 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 Tasa de gas inyectado: 400 MSCFD Temperatura de cabezal: 127 ºF Presión de inyección de gas: 850 psig Tasa de producción de petróleo: 817 Barriles por día 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.

7 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 References Brown, K.E.: The Technology of Artificial Lift Methods, Vol. 4, Pennwell Publishing Co., Tulsa, 1984 Hanzawa, T., A. Sako, K. Kato; Velocity and temperature distributions in vertical concentric annulus with combined free and forced laminar convection, J. Chem. Eng. Japan, Ramey Jr., H.J: Wellbore Heat Transmisión, JPT (April 1962); Trans., AIME, 225 Wu, Y.-S. and Pruess, K.: An analytical solution for wellbore heat transmission in layered formation, SPERE, November Bird, R., B., Stewart, W.E., and Lightfoot, E.,N., Transport Phenomena, John Wiley & Sons, New York Hassan, A.R., and Kabir, C.S., Aspect of wellbore heat transfer during two-phase flow, SPE Production &Facilities, August Perry, R.H., and Green, D., Perry s Chemical Engineers Handbook, 6th ed., McGraw Hill, New York, 1984

8 Apéndices The annular space between the tubing and the gas injection pipeline becomes a Heat Exchanger. Hot gas N Production Tubing Casing Casing Increase temperature Large reduction of viscosity MORICHAL DISTRICT JOBO PILÓN PACKER MORICHAL Heavy Oil Area O-16 M-19 Extra Heavy Oil Area J-20 Figura 5. Ubicación geográfica Figura 6. Efecto de transferencia de calor 6000 Vis c o s ity, c p The oil is produced through the annular area created between the two pipes Tubing 2 3/8. Hot gas injection 0 80 Annular 12 API 14 API Temperature, F Reservoir Tubing 4 1/2 Figura 8. Comportamiento de viscosidad vs temperatura Cement Packer Casing 7 Figura 7.Esquema de completación del pozo 130