Aplicación del levantamiento artificial con gas a yacimiento de petróleo pesado en el campo petrolífero Intercampo, Venezuela

• Abstract

Este paper presenta aplicaciones exitosas del gas lift a yacimientos de crudo pesado en el campo petrolífero Intercampo, en el Lago Maracaibo. Con rangos de tasas de producción de líquido de 50 a 2000 bbl/día por pozo, el método gas lift fue seleccionado como el primer método de levantamiento artificial en el campo. El paper expresa los mecanismos de gas lift en yacimientos de petróleo pesado con alto corte de agua y baja gravedad API. El análisis de la teoría mostró que la tasa de inyección de gas para el gas lift y la relación gas-petróleo tienen efectos directos sobre el estado de flujo del fluido en el pozo.

Los escenarios del diseño de la teoría y la producción real del gas lift fueron descritos en el paper. Para el diseño del levantamiento artificial, el paper advierte que para yacimientos de crudo pesado de comportamiento de flujo en la situación mencionada no debería ser caracterizado con las ecuaciones de correlación de gas lift, por lo tanto existe un gran error entre el diseño teórico y la producción real cuando el fluido producido tiene alto corte de agua y baja gravedad API. En adición, la razón creadora del error fue analizada y la producción normal de pozos de petróleo con alto corte de agua y baja gravedad API fue enfatizada en el caso en que la emulsión de agua y petróleo no ocurre.

Un coeficiente de corrección del diseño del gas lift fue provisto bajo la condiciones de alto corte de agua y baja gravedad API. Hoy día, las nuevas correlaciones son tan preliminares que necesitarán ser más desarrollados por el medio de ingenieros de producción e investigaciones más profundas. Es particularmente importante para los ingenieros de producción en la optimización y diseño de los equipos de gas lift.

• Introducción

Levantamiento por inyección continua de gas ha sido empleada en levantamiento de crudo pesado desde hace mucho años. El método gas lift fue aplicado ampliamente en la antigua Union Soviética y en Venezuela. De hecho, el petróleo pesado en general ha introducido el gas lift continuo en Venezuela, cuya densidad está entre 0.934 y 0.9659 g/cm3 y viscosidad menor a 50 cp.

Estudios experimentales muestran que cuando 3% de solvente de hidrocarburo es inyectado , la producción diaria se incrementará. Datos reales de campos petrolíferos muestran que si el corte de agua fuera menor a 40%, el resultado es verdadero; mientras que para un valor mayor a 50% el efecto el solvente sería menor, o incluso no tendrá efecto cuando el corte de agua es mayor a 70%.

En opiniones tradicionales, bombas con cabillas fueron el mejor método de levantamiento artificial para yacimientos de petróleo pesado, especialmente para crudo pesado con densidad entre 0.96 y 1 g/ cm3.

Algunos expertos pensaron anteriormente que el gas lift no sería adecuado para levantar petróleo pesado por sus bajas relaciones gas-petróleo. Tal vez esta conclusión puede ser explicada porque el pozo de petróleo pesado no puede suplir la cantidad suficiente de gas para el gas lift, pero esto no puede probar que el gas lift no es bueno para los pozos de crudo pesado. En alusión a este punto, este paper discute que el gas lift es utilizado para levantar crudo con baja gravedad API y lo toma como el primer método de levantamiento artificial para el análisis teórico y la práctica en los campos petrolíferos.

Generalmente, en la literatura se reporta que el comportamiento del flujo del gas lift es igual al flujo natural en pozos verticales (o cercanos a verticales). De hecho, los cambios de régimen de las fases llevados a cabo por el gas lift es mucho más complejo que el flujo natural, porque el gas a alta velocidad entra en el tubing a través de las válvulas de gas lift y se mezcla con el petróleo, gas y agua del yacimiento, llevando no solo masa externa de gas, sino también suplemento de energía externa. El flujo de alta velocidad forma un nuevo régimen multifásico, el cual es flujo transicional, ocurre un cambio de la fase líquida a una fase continua de gas. Las burbujas de gas se unen y el líquido es arrastrado en las burbujas. Aunque los efectos de la fase líquida son significativos, los efectos de la fase gaseosa son dominantes. Luego el flujo anular / flujo neblina ocurre, la fase gaseosa es continua, y el líquido es arrastrado como gotitas en la fase gaseosa. La fase gaseosa controla el gradiente de presión. Esto no continúa con los 3 tipos de regímenes de flujo en tubing vertical con flujo gas-líquido (burbuja, espuma y tapón y neblina) desde el fondo del pozo hasta el cabezal. Factores que influencian el régimen de flujo incluyen la desviación del hoyo, las proporciones de la fases, diferencias relativas en la densidad de las fases, tensión superficial, viscosidad de cada fase, velocidad promedio, rugosidad del tubing y tamaño del estrangulador. Por otro lado, la presión de arranque y la presión superficial en el casing son funciones de los factores mencionados.

Cuando el gas lift fue utilizado para producir petróleo de baja gravedad API con alto corte de agua, muchas correlaciones publicadas para predecir los parámetros de flujo no son acertadas, solo se adecuan para el petróleo negro con alta gravedad API por encima de 17 grados, y un corte de agua de 60%. De acuerdo a la literatura, difícilmente se formará la emulsión con un corte den agua mayor a 50%. La correlación de petróleo negro de Woelfin es usada para un corte de agua menor o igual al valor cutoff. Por lo tanto, las correlaciones no podrían ser aplicadas ni para altos cortes de agua ni para un nuevo flujo que es grandes cantidades de gas siendo inyectado hacia el tubing por las vávulas. Una nueva correlación necesitaba ser establecida por investigadores para poder calcular la caída de presión en este caso, y el diseño de las instalaciones en superficie.

Una nueva teoría para levantamiento de petróleo pesado con baja gravedad API con alto corte de agua por medio de gas lift fue presentada. En adición, el estudio obtuvo un factor de corrección para predecir las presiones de arranque y la presión de casing, utilizando algo del software comercial prevaleciente, también trabajado con una correlación de regresión en crudos pesados con baja gravedad API y alto corte de agua para predecir la presión de arranque con datos de campo.

• Descripción del yacimiento

El yacimiento BASUP-53 está localizado al noreste en el Lago de Maracaibo, el cual pertenece al área del campo Intercampo y ha sido asumido por CNPC America Ltda., Venezuela. La profundidad del lago es alrededor de 7 a 26 metros y el área total es 39.56 Km2. En el presente, los yacimientos en el área pueden ser clasificados en 3 tipos, yacimientos de petróleo pesado de permeabilidad media-alta en formaciones superiores del Mioceno, yacimientos de petróleo mediano de alta permeabilidad en formaciones medias del Mioceno, y yacimientos de petróleo mediano-pesado de baja permeabilidad en formaciones del Eoceno. El principal yacimiento BASUP-53 está localizado en el bloque deprimido de la falla Pueblo Viejo, en estructura regional, el yacimiento es monoclinal buzando hacia el sur, en el bloque deprimido de la falla. En el norte del yacimiento hay desarrollado una falla inversa buzando al este cuyo salto de falla es cerca de 100 a 500 pies, y esta falla divide al yacimiento BASUP-53 en dos partes (los bloques fallados levantado y deprimido). La gravedad API promedio es 14.3 grados y la viscosidad alrededor de 40 – 763 cp bajo las condiciones de yacimiento del petróleo pesado (figura 1). Los rangos de gravedad API usualmente van de 11 a 17, con el más bajo API de 10 y el más alto arriba de 23. por lo tanto, las propiedades del líquido del pozo no son buenas, y el yacimiento pertenece a los yacimientos de difícil producción de petróleo pesado. Los datos del yacimiento BASUP-53 son mostrados en la tabla 1.

Figura 1

• Nueva teoría para levantamiento de petróleo pesado de bajo API

Usualmente, la configuración del fluido el régimen de flujo del petróleo pesado se mantiene invariable a lo largo del pozo cuando petróleo pesado es producido con equipos de levantamiento artificial exceptuando gas lift. Generalmente, fluido líquido y burbuja aparecen en el fondo del tubing. Cuando el volumen de gas es cerca de 3 ó 4 veces el volumen del líquido el régimen del flujo deberá tornarse espumoso. Para el bajo GOR del petróleo pesado, todo el proceso de levantamiento mantiene una mezcla fluida de burbuja y líquido.
Sin embargo, para gas lift, el régimen de una sola fase no existe. Algunos expertos consideraron regímenes de flujo de gas lift iguales al flujo natural. Aunque esta opinión podría no concordar con la producción real del campo. De hecho, el régimen del flujo es diferente del flujo natural y otros métodos de levantamiento artificial.

Para gas lift, el gas entra en el tubing a través del puerto de la válvula y se mezcla con el fluido del yacimiento, cuando la tasa de gas es alta, el gas romperá el fluido primario continuo en pequeñas gotas o espuma de petróleo para formar el régimen flujo anular. En adición, si la velocidad del flujo del gas es suficientemente alta, el esfuerzo de corte entre la burbujas y la película de fluido se incrementará para hacerlos neblina. En otras palabras, es enteramente posible formar flujo de petróleo espumoso en levantamiento por gas. Este régimen de fluido puede reducir enormemente la densidad de la mezcla. Por lo tanto, la viscosidad de la mezcla es obviamente reducida y las condiciones del flujo en el pozo mejoran grandemente. De hecho, el régimen de flujo presenta un estado de transición de flujo espumoso durante el proceso gas lift. Con el incremento de la altura de levantamiento la presión cae gradualmente, más gas será liberado nuevamente, la velocidad del flujo gradualmente se incrementará una vez más, y el flujo neblina será formado una segunda vez. Los regímenes del fluido son mostrados en la figura 2.

Figura 2

De acuerdo a la teoría general, en levantamiento de petróleo pesado con baja gravedad API el petróleo pesado y el agua es emulsificada severamente cuando el corte de agua se encuentra entre 60 y 85%. Se asume que cuando la emulsión aparece en el pozo durante el gas lift, más poder es necesario para levantar los fluidos hasta el cabezal, el arranque de gas lift se incrementa indudablemente. A pesar de ello, se ha probado por prácticas de producción en campos petrolíferos no hay fenómeno de emulsificación bajo el corte de agua. por qué el fenómeno comúnmente encontrado en otros métodos de levantamiento no ocurre en gas lift? Aun cuando el petróleo y agua fueran levemente emulsificados en pozos, bajo el restriego del flujo de alta velocidad del levantamiento masivo por gas, la fase primaria es rota y la nueva fase se posiciona arriba. Se puede decir que ambos flujos en el pozo y el flujo de fluido a través del medio multiporoso son transitorios. Además, el régimen de flujo para cada punto a lo largo del pozo es así independiente o diferente. La explicación y cálculo de los gradientes de caída de presión y fricción del flujo multifásico en el pozo basadas en curvas generales de emulsión, en particular para gas lift, son todas con errores relativamente grandes.
Levantamiento del crudo con alto corte de agua, emulsión sería peor entre crudo y agua para los métodos de levantamiento excepto el gas lift, sin importar las bombas de cabillas (bombas de varillas de succión, BCP) o bombas sin cabillas ( BES, bombeo hidráulico). El punto de vista tradicional es que el gas lift no podría levantar crudo pesado o extra-pesado, de hecho, un cambio brusco del régimen de flujo forma emulsiones no más estables para el gas lift.
Debido a la inyección continua del gas, la presión se incrementa en el tubing y una cantidad de gas se re-disuelve en el petróleo. Luego una parte del petróleo se torna espumoso después de re-disolver gas, la densidad de la mezcla disminuye, y la presión de descarga cae. Por lo tanto, la fluidez de la mezcla y las condiciones de levantamiento mejoran, y petróleo extrapesado es producido con gas lift exitosamente.

• Ejemplos de producción

Habían 110 pozos produciendo por levantamiento por inyección continua de gas, exceptuando 8 pozos con BES en el campo; la producción de líquido diaria promedio de estos pozos es cerca de 4760.8 m3/día; la producción de petróleo diaria promedio es 2456.35 m3/día. Las tasas de producción de líquido están en un rango de 50 a 2000 bbl/día por pozo. A la fecha, el consumo real fue de 104.7*104m3/día. El consumo de gas fue de 0.952*104m3 por pozo y GOR fue 219 m3/ m3. Los datos de lo pozos de petróleo pesado y extrapesado con baja gravedad API y alto corte de agua son mostrados en la tabla 2. El cambio de presión de casing en superficie fue analizado por software. La presión de casing en superficie calculada alcanzó más de 11.3 MPa y 12.1 MPa en el pozo BA2387 y BA2321 respectivamente, cuyos cortes de agua son aproximadamente 80 a 90%. Aun así, los datos de campo indican que BA2387 produjo 156 m3/día de líquido con corte de agua de 79 %, la tasa de gas lift de 147.84 m3/día y presión de casing de superficie de 6.8MPa. La tasa de producción de líquido del pozo BA2321 alcanza 133 m3/día, con corte de agua de 89.5%, una tasa de inyección de 227.72 m3/día y presión de casing de superficie de 6.5 MPa. Comparando los dos resultados obtenidos por el cálculo del software y la presión de levantamiento real de gas lift, el intervalo es entre 5 a 6 MPa. Por lo tanto se puede concluir primariamente que las correlaciones de presentes softwares no son buena para los campos con producción con gas lift en alto corte de agua y baja gravedad API.

• Correlación

Muchas correlaciones son usadas para describir el petróleo negro con gravead API mayor a 17 grados y cortes de agua de 60%. Las correlaciones no son aplicables para un alto corte de agua de 50 a 95 %, con baja gravedad API entre 11 y 6 grados en curdos pesados. Incluso la correlación de viscosidad es realizada, las correlaciones podrían no expresar las condiciones del pozo de petróleo. De hecho, los actuales cálculos de pérdidas de presión en pozos no tienen las correspondientes correlaciones después de la emulsificación. Usualmente el método de Orkisewski fue adaptado para asegurar la predicción del régimen de flujo y el cálculo de los gradientes de presión para gas lift. Sin embargo, este método podría simplemente considerar cambio en la masa del flujo sin inyección de gas o suplemento de energía. Nuevas ecuaciones de balance de energía se necesitará cuando el régimen de flujo multifásico de petróleo gas y agua es puesto a través del puerto de la válvula bajo la inyección externa de gas. Nuevas correlaciones de predicción de régimen de flujo multifásico serán establecidas. Consecuentemente este es un nuevo tema de investigación en el área multifásica.

De acuerdo a los resultados estadísticos de algunos de los pozos con alto corte de agua y baja gravedad API, el paper señala que la presión de casing de cabezal diseñada necesita ser multiplicada con un factor de corrección para corte de agua de 70 a 80 %. Luego es válido que este coeficiente de corrección tenga valores entre 0.5 y 0.6. depuse de la corrección, la presión de casing en superficie del pozo BA2387 fue asegurada de 5.65 a 6.78 MPa y el pozo BA2321 fue entre 6.05 a 7.26 MPa, lo cual representa un bajo error con el valor real.
Para retroceder por datos de pozos petroleros, la siguiente correlación de regresión está probada para aproximar el valor real, la condición de aplicación es adaptada al cálculo de la presión de casing de superficie con aproximadamente 11 grados API, y un corte de agua de 50 a 95%.

Los ejemplos han demostrado que el petróleo pesado con alto corte de agua y baja gravedad API no forma emulsión para llevar a un aumento de la presión de casing de superficie. Incluso si la emulsión ocurre, la relativamente alta cantidad de gas inyectado rompería las condiciones de la emulsión. En adición, con el aumento del corte de agua, el levantamiento de la cantidad de gas y la presión de casing de superficie cambian ligeramente, porque la densidad de la mezcla sube con el corte de agua.
De acuerdo a esto, ningún rompe emulsiones es requerido cundo el gas lift es empleado en yacimiento con altos cortes de agua y baja gravedad API. El método d gs lift tiene relativa facilidad para tratar con el petróleo pesado y extrapesado. Por lo tanto es la mejor elección para este tipo de campos petrolíferos.

• Conclusiones

El régimen de flujo del gas lift es diferente al flujo natural y otros métodos artificiales de levantamiento. En el proceso de levantamiento de crudos pesados cambia el régimen de flujo dentro del pozo y lo hace petróleo en condición espumoso sobre todo. Luego la densidad de la mezcla baja y el petróleo pesado llega a ser fácilmente producido por el gas lift. Por lo tanto es éste la primera elección para producir petróleo pesado y extrapesado.
Es demostrado en el campo petrolífero Intercampo que el gas lift puede producir exitosamente petróleo pesado con alto corte de agua y baja gravedad API, y no exhibe emulsiones, lo cual es mejor que en los otros métodos de levantamiento artificial.
Correlaciones de fluido multifásico no coinciden con la producción real del campo para usarlos en los gradientes de presión y cálculos de pérdidas por fricción para gas lift. Los autores presentan coeficientes de corrección y correlaciones de regresión para aproximar la producción real del campo, pero son bastante preliminares y necesitarán ser desarrollados más profundamente por el medio de los ingenieros de producción e investigadores.

Referencias:

• SPE/PS-CIM/CHOA 97370.D. Hong’en, C. Yuwen, y H. Dandan, RIPED, PetroChina Co. Ltd., y C. Wenxin y Z. Guozhen, CNPC America Ltd. PS2005-306