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 (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:

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 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.

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 0.0372 Conductividad térmica del petróleo, W/m-°C 0.116

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.

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

00 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Te mpe rature s °C

Dep

th (m

)

Lifted Oil Temperature

GL Temperature

S oil Temperature

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

00 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Pre ssure s bar

Dep

th (m

)

Lifted Oil P res s ure

GL P res s ure

Figura 1. Perfil de Temperatura con inyección de gas caliente (210 °F)

Figura 2. Perfil de Presión con inyección de gas caliente (210 °F)

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. En la figura 4 se muestra el arreglo en superficie del equipo instalado en las

adyacencias del pozo.

520 BOPD

806 BOPD

Cold gas injection

Hot gas injection520 BOPD

806 BOPD

520 BOPD

806 BOPD806 BOPD

Cold gas injection

Hot gas injection

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 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

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, 1985.

• 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 1990.

• Bird, R., B., Stewart, W.E., and Lightfoot, E.,N., Transport Phenomena, John Wiley & Sons,

New York 2002.

• Hassan, A.R., and Kabir, C.S., “Aspect of wellbore heat transfer during two-phase flow”, SPE

Production &Facilities, August 1994.

• Perry, R.H., and Green, D., Perry’s Chemical Engineers’ Handbook, 6th ed., McGraw Hill,

New York, 1984

Apéndices

Figura 5. Ubicación geográfica

N

J-20

O-16

M-19

PILÓNMORICHAL

JOBO

MORICHAL DISTRICTMORICHAL DISTRICT

Extra Heavy Oil Area

Heavy Oil Area

N

J-20

O-16

M-19

PILÓNMORICHAL

JOBO

MORICHAL DISTRICTMORICHAL DISTRICT

Extra Heavy Oil Area

Heavy Oil Area

J-20

O-16

M-19

PILÓNMORICHAL

JOBO

MORICHAL DISTRICTMORICHAL DISTRICT

Extra Heavy Oil Area

Heavy Oil Area PACKER

Cas

ing

Hot

gas

CasingProduction

Tubing

The annular space between thetubing and the gas injection pipelinebecomes a Heat Exchanger.

Increase temperature

Large reduction of viscosity

PACKER

Cas

ing

Hot

gas

PACKER

Cas

ing

Hot

gas

CasingProduction

TubingCasingProduction

Tubing

The annular space between thetubing and the gas injection pipelinebecomes a Heat Exchanger.

Increase temperature

Large reduction of viscosity

Figura 6. Efecto de transferencia de calor

Tubing 2 3/8”. Hotgas injection

Tubing 4 1/2”

Packer

The oil is producedthrough the annulararea created betweenthe two pipes

Casing 7”

Reservoir

Cement

Annular

Figura 7.Esquema de completación del pozo

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

80 90 100 110 120 130

Temperature, °F

Visc

osity

, cp

12° API 14° API

Figura 8. Comportamiento de viscosidad vs temperatura