Revista Fuentes: El Reventón Energético
Vol. 15 Nº 1 de 2017 - Ene/Jun - pp 101/107
ESTIMACIÓN DE LA MÍNIMA PRESIÓN DE
MISCIBILIDAD EN LAS ARENAS BASALES DEL CAMPO COLOMBIA EN PAZ
Carlos
Eduardo Naranjo Suárez1*; Hernando Bottia Ramírez1; Julia Jineth Herrera Quintero2; Alberto Rueda Suárez2 1 Empresa Colombiana de Petróleos. Ecopetrol.
Vía Piedecuesta Km 7. Piedecuesta, Colombia 2 Universidad
Industrial de Santander (UIS). Carrera 27 Calle 9. Bucaramanga, Colombia.
*E-mail:
carlosed.naranjo@ecopetrol.com.co
RESUMEN
En el Campo Colombia en paz se visualiza la oportunidad de incrementar
productividad mediante la implementación de métodos de recobro secundario. El
proyecto apunta a las arenas basales debido a que la calidad de su fluido es mejor
en comparación con las arenas superiores (30 ° API vs 20 ° API, de forma
respectiva). El objetivo principal es evaluar el efecto de la reinyección de
gas en la producción de petróleo.
En la actualidad el campo dispone de una red de gas para levantamiento
artificial (Gas Lift) con una presión
disponible de 1,200 psi. Esta red se usaría para la implementación del proceso,
tanto de manera cíclica como continua, con tasas de flujo entre 100 y 1,000 kscfpd (kilo standard cubic feet per day). Se espera que la producción de
petróleo se incremente debido a la presurización en el área de drenaje del pozo
e incremento de la movilidad por solubilidad parcial del gas en el crudo.
En el Centro de Innovación y Tecnología - Instituto Colombiano del Petróleo
se midió el recobro de crudo por la inyección de gas de producción. Para ello,
se siguió el instructivo técnico de ensayo GTN-I-009 para realizar evaluaciones
con gas de producción. Los ensayos se realizaron a temperatura de yacimiento de
138 ° F, Gas Oil Ratio (GOR) de 440 scf/STB y crudo con agua y sedimentos Basic Sediments and Water
(BS&W) menor que 1 %, tal como lo
exigen los protocolos experimentales.
En laboratorio, la eficiencia de desplazamiento de crudo con gas de
producción fue del 18 % a la presión máxima de operación del sistema Gas Lift
de 1,600 psi. La Mínima Presión de Miscibilidad se estimó en 8,407 psi mediante
extrapolación lineal debido a que se tomaron datos a dos presiones en el equipo
Slim Tube.
Palabras claves: Inyección de
gas, Slim Tube, Mínima Presión de
Miscibilidad.
MINIMUM
MISCIBILITY PRESSURE ESTIMATION IN THE LOWER SANDS OF COLOMBIA EN PAZ OILFIELD
ABSTRACT
In Colombia en paz Oil
Field, the opportunity to increase productivity through the implementation of
secondary recovery methods is visualized. The project aims at basal sands
because the quality of its fluid is better compared to the upper sands (30 ° API
vs 20 ° API, respectively). The main objective is to evaluate the effect of gas
reinjection on oil production.
Today, the field has a gas
lift network (Gas Lift) with an available pressure of 1,200 psi. Which would be
used for the implementation of the process both cyclic and continuous and with
flow rates between 100 - 1,000 kscfpd (kilo standard cubic feet per day). Oil
production is expected to increase due to pressurization in the well drainage
area and increased mobility by partial solubility of the gas in the crude.
At the Center of
Innovation and Technology - Instituto Colombiano del Petróleo, the recovery of
crude oil was measured by the injection of production gas. The technical
standard GTN-I-009 was used to conduct runs with production gas. The tests were
performed at 138 ° F reservoir temperature, 440 scf / STB Gas Oil Ratio and
crude with Basic Sediments and Water (BS&W) less than 1% as required by the
experimental protocols.
Cita: Naranjo, C., Bottia, H.,
Herrera, J. y Rueda, A. (2017). Estimación de la mínima presión de miscibilidad
en las arenas basales del campo Colombia en Paz. Revista Fuentes: El reventón energético, 15 (1), 101-107.
At the laboratory, the
total recovered crude with production gas was 18 % at the maximum operating
pressure of 1,600 psi for the Gas Lift system. The Minimum Miscibility Pressure
was estimated at 8,407 psi by linear extrapolation using experimental data
taken from Slim Tube Equipment .
Key words:
Gas injection, Slim Tube, Minimum Miscibility Pressure.
INTRODUCCIÓN
En el Centro de Innovación y Tecnología, Instituto Colombiano del Petróleo,
se cuantificó el recobro de crudo del
Campo Colombia en paz con gas de producción. Estas pruebas de laboratorio hacen
parte de un estudio de factibilidad para implementar un proceso de recobro
secundario por reinyección de gas en las arenas basales de la Formación
productora. La primera etapa de dicha evaluación comprendió la toma de muestras
de petróleo y gas y su respectiva caracterización fisicoquímica y análisis de
Presión, Volumen y Temperatura (PVT).
En una segunda etapa se realizaron las evaluaciones experimentales para
determinar el recobro total de crudo. En la actualidad la presión promedia de
yacimiento está en el rango de 700-800 psi, pero el valor disponible en la red
del sistema Gas Lift es mayor y
cercana a 1,200 psi. Lo cual favorecería el proyecto debido a que no se
requerirían inversiones adicionales en compresión para la implementación del
proceso.
Otro punto a favor del proyecto, además de la infraestructura ya existente
en campo, tiene que ver con la calidad y disponibilidad de fluidos. El
yacimiento candidato, arenas basales, produce un crudo con alta gravedad API,
alrededor de 30 grados, lo cual haría factible el proceso de incremento en
recobro. El activo también reporta un excedente de gas de producción, el cual
tiene un contenido de metano alrededor del 90 %.
Planteamiento del problema e hipótesis
En las condiciones actuales del campo no es posible pensar en la
implementación de un proceso miscible. La presión de yacimiento está alrededor
de los 700800 psi y este valor se considera bajo si se compara con su presión
de burbuja, la cual oscila entre 1,700 y 1,850 psi. Otro factor en contra es
que la red Gas Lift se diseñó para
operar a una presión máxima de 1,600 psi. Es decir, tampoco se cuenta con la
energía de compresión necesaria para apuntarle a un proyecto de esta
naturaleza.
Sin embargo, se espera que la reinyección del gas genere un incremento en
la productividad debido a dos mecanismos principales. El primero, es la
represurización en el área de drenaje de los pozos estimulados por la inyección
cíclica (Huff and Puff). El segundo,
es una mejora de la movilidad por efecto de la solubilidad parcial del gas
reinyectado en el petróleo. Esto se basa en el hecho de que la presión en el
área de drenaje se puede incrementar hasta 1,600 psi, valor cercano a la
presión de burbuja.
OBJETIVOS
Objetivo general
Cuantificar la eficiencia de desplazamiento de crudo por la inyección de
gas de producción en Equipo Slim Tube.
Objetivos específicos
1.
Determinar la eficiencia de desplazamiento de
crudo con gas de producción a la presión máxima de operación del sistema Gas Lift.
2.
Estimar la Mínima Presión de Miscibilidad del
gas de producción en el crudo del mismo campo.
MÍNIMA PRESIÓN DE MISCIBILIDAD-MPM
La inyección de gases es el proceso EOR (Enhanced Oil Recovery) de mayor aplicación mundial en crudos
livianos y medios (Zhang, 2016) (Zhang,
et al., 2016) (Al-Khazraji &
Awang, 2016). Los más utilizados son
los hidrocarburos producidos del mismo yacimiento o fluidos exógenos como el
dióxido de carbono, aunque también se reportan algunos proyectos con nitrógeno
(2016 Enhanced Oil Recovery (EOR) Dataset) (BP Statistical Review of World Energy, 2016).
Dichos procesos de recobro pueden ser aplicaciones miscibles o inmiscibles.
En el primer caso, se presenta vaporización de los componentes más livianos del
crudo en el gas de inyección y lo hacen más rico. También, de manera
simultánea, se presenta la condensación de las fracciones más pesadas del gas
en el líquido y se forma una zona de transición la cual se hace cada vez más
miscible tanto con la fase gaseosa enriquecida como con el crudo medios (Zhang,
2016).
Este proceso se repite una y otra vez a través del tiempo hasta que se
alcanza una mezcla homogénea y estable. Razón por la cual se denomina
miscibilidad por múltiples contactos (Multiple-Contact MiscibilityMCM). Pero, cuando los crudos contienen una alta
relación de compuestos livianos se podría afirmar que el gas de producción
sería miscible al primer contacto (First
Contact Miscibility - FCM) y no se presentaría el fenómeno de la formación de
una zona de transición en la interfaz líquido gas.
Una vez se logra miscibilidad se observa el fenómeno de hinchamiento del
petróleo. Cambia su composición química y se tiene un fluido más rico y de
mayor valor. También se reduce su viscosidad, lo cual hace que mejore su
movilidad, aumentando así el barrido volumétrico. Otro efecto muy importante es
que se reduce la tensión interfacial, lo cual a su vez conduce a que se reduzca
la saturación residual de crudo medios (Zhang, 2016) (Zhang, et al., 2016)
(Cho, Kim & Lee, 2016) (Rommerskirchen, Nijssen, Bilgili & Sottmann,
2016) ( Ennin & Grigg, 2016) (Al-Khazraji & Awang, 2016).
En un proceso inmiscible los fluidos no se mezclan de ninguna forma entre
ellos y no se forma un nuevo fluido. En ese caso los principales mecanismos son
incremento en presión y reemplazo físico del petróleo por el gas inyectado
(Rommerskirchen, et al., 2016) (Adel, Tovar & Schechter, 2016). Sin
embargo, el recobro siempre será mayor cuando el proceso se implementa de
manera miscible (Zhang, 2016) (Zhang,
et al., 2016) (Cho, et al., 2016).
Para la determinación de la mínima presión de miscibilidad, la literatura
reporta cinco (5) metodologías. Ellas
son: celda de burbuja ascendente (Rising Bubble Apparatus - RBA), pruebas de
tubo delgado (Slim Tube Testing), análisis de tension interfacial (Interfacial
Tension - IFT analysis), pruebas en columna empacada (Packed Column
Testing) y pruebas de desplazamiento en medio poroso (Linear Core Flooding)
(Trost P. B., 2016).
Sin embargo, el equipo más usado a nivel mundial es el Slim Tube. Consta de un tubo de acero inoxidable enrollado en forma
de espiral con una longitud total de 60 pies. La cual es suficiente para que se
mezclen en su totalidad los fluidos sin importar si el proceso es miscible al
primer o por múltiples contactos. Al mismo tiempo la velocidad de
desplazamiento debe ser baja para que se presente dispersión axial y radial y
se evite la canalización del gas (Adel, et al., 2016). Se considera que se ha
alcanzado la mínima presión de miscibilidad cuando el recobro es
igual o superior al 95 % después de la inyección de 1.25 volúmenes porosos de
gas (Rommerskirchen, et al., 2016).
El equipo de miscibilidad Slim Tube es un medio poroso ideal en el cual se
evalúa el desempeño termodinámico del proceso. Allí no se tienen en cuenta
varios fenómenos que se podrían presentar durante la implementación de un
proyecto de esta naturaleza en yacimiento, tales como digitación, canalización,
dispersión del frente de desplazamiento, segregación gravitacional, entre otros
( Al Saadi H., et al., 2016; Cho, et al.,
2016).
Por lo anterior, los resultados experimentales no se deben interpretar como
factores de recobro escalables a campo. Ellos son sólo una valoración
cualitativa del efecto de la implementación de este tipo de procesos en la
respuesta en producción del yacimiento. Es por ello que un proyecto de esta
naturaleza debe incluir otros análisis adicionales tales como desplazamientos
en núcleos nativos, estudios de comportamiento de fases, simulación
composicional, numérica o analítica, análisis de costos, entre otros.
METODOLOGÍA
EXPERIMENTAL
Las evaluaciones se realizaron con base en lineamientos establecidos en
instructivos del Centro Innovación y Tecnología Instituto Colombiano del
Petróleo. El documento con identificación interna GTN-I-009 contiene el paso a
paso para determinar la mínima presión de miscibilidad de un gas en un crudo.
El procedimiento GTN-I-019 establece las actividades a ejecutar en el equipo Slim Tube para garantizar su operación
segura y confiable y el GTN-I-029 asegura la integridad de los ítems de ensayo
mediante su adecuada recepción, identificación, preparación, manipulación,
almacenamiento y disposición final.
El procedimiento para la determinación de la mínima presión de miscibilidad
es como sigue. Una vez se tiene el Slim
Tube saturado con el crudo a evaluar, se inicia con un valor igual o mayor
que la presión de burbuja. Se cuantifican los volúmenes producidos de crudo y
gas y se estima el recobro. El siguiente valor de presión depende de si la
eficiencia del desplazamiento fue superior o inferior al 95 %.
Se repite el procedimiento de preparación del equipo y se realiza el ensayo
a una nueva condición. Al momento de graficar el porcentaje de recobro en
función de la presión del ensayo se debe identificar de una manera clara una
zona miscible y una inmiscible. La mínima presión de miscibilidad se determina
por la intersección de las líneas de tendencia trazadas para cada una de estas
zonas.
Fluidos a utilizar
Para la saturación del equipo Slim
Tube se usó crudo del Campo Colombia en paz recombinado con gas de producción
del mismo yacimiento. Durante las pruebas de miscibilidad se usó el gas
hidrocarburo asociado a la producción. Personal técnico del Laboratorio PVT
(Presión - Volumen – Temperatura) del Instituto Colombiano del petróleo realizó
el muestreo de dichos fluidos en las facilidades de producción (Crude Production Facilities - CPF) del
Campo.
Condiciones de operación
Profesionales de ingeniería de yacimientos definieron las condiciones de
operación en el equipo Slim Tube. La
temperatura de los ensayos se fijó en 138 °F, la cual corresponde al valor
promedio medido en las arenas basales del Campo Colombia en paz. El crudo que
allí se produce tiene una gravedad API en el rango 28-30 grados, una relación
gas aceite (Gas Oil Ratio - GOR) promedia de 440 scf/RB y una presión de
saturación medida en laboratorio alrededor de 1,750 - 1,850 psi.
Determinación de la Mínima
Presión de Miscibilidad
El primer paso consiste en la adecuación y puesta a punto del equipo Slim Tube con base en el instructivo
GTN-I-019. Como una actividad paralela e independiente se realiza la
preparación y caracterización de los fluidos tanto crudo como gas. Se satura el
medio poroso con crudo recombinado y se fijan las condiciones de operación
tales como temperatura, presión y número de ensayos a realizar. Se usa una tasa
de inyección de gas de 0.1 ml/min o menor para garantizar un diferencial de
presión entre bomba y producción menor que 30 psi.
Para este proyecto particular se fijaron dos valores de presión por encima
del punto de burbuja, 3,000 y 6,000 psi. Para cada uno de estos valores se
desplazan 1.25 volúmenes porosos de gas
y se colectan los efluentes en probetas conectadas a un medidor húmedo de gas
Ritter TG 1. Se monitorean los volúmenes producidos de crudo y gas, la relación
gas-aceite (Gas Oil Ratio – GOR), la
presión de bomba y se calcula el porcentaje de recobro.
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
Mediante análisis Karl Fischer se
verificó que el contenido de agua y sedimentos (Basic Sediments and Water - BSW) del crudo fuera menor que
1 %. Por esta razón no fue necesario deshidratarlo, ya que cumple con los
requerimientos de laboratorio. Después se filtró por membrana con tamaño de
poro de 0.5 micras previo a su inyección en el medio poroso del Slim Tube. Esto con el propósito de
evitar su posible taponamiento con partículas sólidas en suspensión tales como
arena, limadura, etc. Por último, mediante un análisis básico con la técnica
del picnómetro se confirmó que la gravedad API del crudo estaba alrededor de 29
grados.
Caracterización del crudo recombinado y del gas de
producción
Crudo recombinado: Para la
determinación de Mínima Presión de Miscibilidad se recombinó crudo muerto con
gas de producción, ambos tomados del Pozo Colombia en paz-001. Para ello se
siguió el instructivo de ensayo UST-P-157-006 de Laboratorio PVT en el cual se
usa como parámetro de control la relación gas aceite (Gas Oil Ratio - GOR) de
campo. En el análisis de calidad realizado a la muestra ya recombinada se
determinó su composición química y densidad, ver Tabla 1.
Tabla 1.
Propiedades físicas del crudo
Crudo recombinado
|
|
GOR (Gas Oil Ratio) [scf/bl]
|
440
|
Densidad [g/ml]
|
0.88
|
API [grados]
|
29
|
Peso Molecular C30+
[g/mol]
|
580
|
Presión de burbuja
[psi]
|
1,850
|
Temperatura
yacimiento [F]
|
138
|
Factor volumétrico
formación a 2,000 psi [RB/STB]
|
1.25
|
Gas de producción: A la muestra
de gas de producción se le realizó análisis de cromatografía antes de su
utilización en laboratorio. Como se puede observar en la Figura 1, el principal
componente es el metano (CH4) con un poco más del 84 %, luego etano
con menos del 10 % y en menor proporción propano con menos del 5 %. Las
impurezas como nitrógeno con menos del 1 %, lo cual no es significativo para
incrementar la mínima presión de miscibilidad. La Gravedad Específica
determinada en laboratorio fue 0.69.
Recobro de crudo Colombia en paz-001 con gas de
producción
Esta evaluación se realizó a dos valores de presión (3,000 y 6,000 psi), de
acuerdo con la metodología de ensayo GTN-I-009. En la primera evaluación se
obtuvo un recobro de 32.0 %, ver Figura
2, el cual es bajo y se debió a que la irrupción de gas ocurrió temprano,
después de tan sólo 0.2 volúmenes porosos inyectados. A partir de este momento
el GOR se incrementa, lo cual muestra que la presión mínima para que se
presente miscibilidad entre estos dos fluidos es más alta.
En la segunda evaluación a una mayor presión, 6,000 psi, se obtuvo un
recobro más alto, alrededor de 64.0 %. Pero al igual que en la anterior, de
nuevo la irrupción de gas ocurrió temprano, después de 0.5 volúmenes porosos
inyectados, ver Figura 3. A partir
de este momento el GOR se incrementa lo cual muestra que la presión mínima para
que se presente miscibilidad entre estos dos fluidos es más alta.
Ambas valores superan con creces la presión de diseño del sistema Gas Lift
de 1,600 psi. Sin embargo, se eligió un primer valor de 3,000 psi debido a que
el protocolo experimental recomienda iniciar por encima del punto de burbuja,
la cual está en el rango 1750 - 1850 psi.
En la Figura 4 se puede observar
el recobro de crudo a las dos presiones evaluadas. Como era de esperarse, se
recupera más petróleo cuando se incrementa la presión, pero el valor de 6,000
psi aún se está por debajo de la presión mínima para que se presente
miscibilidad, debido a que el recobro es inferior al 95 por ciento.
Sin embargo, en campo se esperaría un incremento en la productividad debido
a mecanismos no miscibles. Uno de ellos sería la represurización en el área de
drenaje de los pozos estimulados por la inyección cíclica (Huff and Puff). El otro sería una mejora de la movilidad por efecto
de la solubilidad parcial del gas reinyectado en el petróleo.
Con base en los resultados obtenidos a partir de mediciones en equipo Slim Tube se estimó, mediante
interpolación lineal, la eficiencia de desplazamiento a la presión máxima de
operación del sistema Gas Lift. La
cual fue del 18 % pero no se debe
interpretar como un valor escalable a campo debido a que los efectos gravitaciones
y la heterogeneidad podrían hacer que este valor sea menor.
Estimación de la Mínima
Presión de Miscibilidad
En la Figura 5 se puede observar
la Mínima Presión de Miscibilidad estimada para este gas. Se hace uso de los
recobros medidos en laboratorio a las presiones de 3,000 y 6,000 psi para
extrapolar el valor que se requeriría para lograr recuperar el 95 % del
petróleo. Allí se puede observar que en este caso se tendría que operar a más
de 8 ,400 psi para estar en la región miscible o cerca de ella.
CONCLUSIONES
1.
La eficiencia de desplazamiento de crudo con gas
de producción a la presión máxima
disponible en el sistema Gas Lift es
baja debido a que está alrededor de un 18 %.
2.
No sería viable la implementación de un proceso miscible
en campo debido a que la Mínima Presión de Miscibilidad del gas de producción
en este crudo se estimó en alrededor de 8,407 psi.
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K., Seetahal, S., Alexander D., He, R., Lv,
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J.,
Wu, K. y Chen, Z. (2016). SPE-180857MS
Correlation for CO2Minimum Miscibility Pressure in Tight Oil Reservoirs. SPE Trinidad and Tobago Section Energy
Resources
16.
Conference Held in Port of Spain, Trinidad and Tobago, 13-15 June. 9
p.
AGRADECIMIENTOS
Los autores expresan su gratitud a Empresa Colombiana de Petróleos
Ecopetrol S.A. y a la Universidad Industrial de Santander UIS por su constante
apoyo durante el desarrollo de este trabajo técnico.
CONVERSIONES
Las equivalencias
del Sistema Inglés de Unidades al
Inglés
|
Internacional
|
14.697 psi
|
14.5 bar
|
T [Fl]
|
1.8*T [C] + 32
|
Sistema Internacional de Unidades son las siguientes,
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6506/8948/42986)
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6506/8948/42988)
Figura 3. Recobro
de crudo con gas de producción a 6,000 psi.
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6506/8948/42990)
Figura 4. Recobro
crudo con gas de produccón.