UNIVERSIDAD AUTONOMA JUAN MISAEL SARACHO FACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLA MONTES CARRERA: ING. PETROLEO Y GAS NATURAL
DESPLAZAMIENTO DE PETROLEO POR INYECCION DE AGUA EN YACIMIENTOS ESTRATIFICADOS
DOCENTE
:
ING. JULIO LIRA
MATERIA
:
RESERVORIO III
SIGLA
: INP - 041
UNIVERSITARIO
: OSCAR LLANOS PAVIA LIMBER FRANCISCO CACERES LOPEZ MARIA ELENA COCA HOYOS JHON JAIRO BALDERRAMA HOYOS EVERTH ALDO SEQUEVI EGILIO
FECHA
:
15 DE ABRIL DE 2014
VILLA MONTES-TARIJA - BOLIVIA
DESPLAZAMIENTO DE PETROLEO POR INYECCION DE AGUA EN YACIMIENTOS ESTRATIFICADOS.
INDICE I.- INTRODUCCION II.- OBJETIVO GENERAL III.- OBJETIVOS ESPECIFICOS IV.- DEFINICIONES 1. INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTERNA 1.1CARACTERÍSTICAS 2. INYECCIÓN EN ARREGLOS O DISPERSA. 2.1CARACTERÍSTICAS
V.- MARCO TEORICO 1.-METODO DE STILES 1.1DESARROLLO DEL METODO STILES: 2.- METODO DE DIKSTRA-PARSON 2.2.-METODOLOGIA PARA LA APLICACIÓN DEL METODO. 3.-MÉTODO DE CRAIG, GEFFEN Y MORSE 4.- TRATAMIENTO Y SISTEMA DE MANEJO DE AGUA DE INYECCION 4.1MÉTODOS DE TRATAMIENTO DE AGUA PRODUCIDA
VI.- CONCLUSIONES
DESPLAZAMIENTO DE PETROLEO POR INYECCION DE AGUA EN YACIMIENTOS ESTRATIFICADOS.
I.- INTRODUCCION La inyección de agua se considera el método de recobro secundario más eficiente (Willhite 1986, Ganesh 1988, Rose 1989, Craig 1993, Smith 1999, Zhu 2004), ya que permite recuperar un buen porcentaje del hidrocarburo residual que ha quedado sin extraer, como consecuencia del agotamiento natural de la energía del yacimiento. Pero, la implementación de este proceso exige que se evalúe la factibilidad experimental de su aplicación mediante pruebas de laboratorio con fluidos y rocas representativas del área de interés. En los procesos de recobro secundario de petróleo es muy importante tener en cuenta la calidad del agua a inyectar, la cual debe cumplir unos requerimientos mínimos en cuanto a parámetros tales como pH, turbidez, sólidos suspendidos, gases disueltos, contenido de grasas y aceites, bacterias, distribución de tamaño de partícula, entre otros. Además, para realizar un control efectivo de dicha calidad se deben tener en cuenta los siguientes aspectos:
Una adecuada tasa de inyección Baja tendencia corrosiva e incrustante Compatibilidad con los minerales arcillosos presentes en la formación Compatibilidad con los fluidos presentes en la formación Compatibilidad con el ambiente
Los análisis para la evaluación de los parámetros del agua de inyección permiten conocer su calidad, la influencia de la inyección en los pozos productores analizados, la definición de estrategias que permiten optimizar la producción y el establecimiento de acciones correctivas en el sistema de inyección. La inyección de agua es un elemento clave en las operaciones de campos petroleros modernos. Muchos de los planes de prospección submarina de campos petroleros requieren inyección de agua en los reservorios de petróleo mediante barridos con agua (barrer el aceite a los productores) y para el soporte de presión (llenado de la fracción de huecos dejados por los fluidos producidos), manteniendo así el depósito y también las presiones de fondo fluyente encima de la presión del punto de burbuja de los fluidos
II.- OBJETIVO GENERAL Adquirir conocimientos que permitan aplicar los métodos actuales, de mayor frecuencia en su utilización, para incrementar la recuperación de los hidrocarburos remanentes.
III.- OBJETIVOS ESPECIFICOS Definir los métodos más apropiados de rehabilitación de los yacimientos, según la información que los caracterice. Inicio temprano al seguimiento, lo cual permitirá maximizar el recobr o de los yacimientos.
IV.- DEFINICIONES Inyección de agua es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua, esta operación fue realizada por primera vez en la cuidad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1985 y fue utilizada en los años cuarenta. “Esta técnica ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas
acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de p etróleo en los pozos vecinos”. Para la inyección se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca la cual debe presentar ciertas características:
No debe ser corrosivo Los componentes minerales como BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O, CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3 ocasionan la formación de conchas por lo que se debe tratar de eliminar del agua este tipo de minerales. Debe eliminarse los sólidos o líquidos en gran volumen que produzcan la obstrucción de los pozos de inyección. Muchos de los minerales arcillosos que se encuentran en el yacimiento al unirse con el agua, producen el aumento del volumen de los mismos, por eso el agua inyectada no debe reaccionar con estos.
El agua preparada para la inyección debe presentar características similares al agua encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el método.
Hoy en día el método de inyección de agua es el más utilizado de los métodos de recuperación secundaria, cubriendo así más de la mitad de la producción de los pozos a nivel mundial.
Figura 1. Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo 1. Inyección periférica o externa .El agua se inyecta a través de pozos ubicados fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del yacimiento. Este método es conocido como inyección tradicional en donde el agua se inyecta en el acuífero que se encuentra junto al contacto aguapetróleo. 1.1Características.
Es utilizado cuando se desconocen las características del yacimiento. Los pozos de inyección son ubicados en el acuífero, alejados del lugar donde se encuentra el petróleo.
2. Inyección en arreglos o dispersa.El agua se inyecta en el lugar donde se encuentra el crudo. Esto trae como consecuencia que los fluidos existentes en el yacimiento sean desplazados hasta el pozo productor. Se le conoce con el nombre de inyección interna. Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa.
2.1Características.
Para utilizar este método se debe tomar en cuenta su estructura y los límites del yacimiento, la continuidad de las arenas, la permeabilidad, la porosidad y del número y posición de los pozos existentes. Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa. Se organizan los pozos productores e inyectores de tal manera que queden arreglados como en la primera etapa de recuperación.
V.- MARCO TEORICO 1.-METODO DE STILES Stiles (1949) propuso un método para pronosticar la recuperación en operaciones de inundación con agua basada en la variación en permeabilidad y en la variación vertical de la capacidad productiva. El método permite calcular el porcentaje o fracción de agua producida vs la recuperación acumulativa de petróleo. Por consiguiente, si se asume un porcentaje determinado de producción de agua como límite económico, es posible determinar la recuperación que se espera obtener hasta que se alcance ese límite El concepto básico del método de Stiles está basado en que el agua que se inyecta o se intruye en el yacimiento barre primero las zonas de alta permeabilidad y la ruptura del frente o de la interface agua-petróleo en los pozos productores ocurre también primero en las zonas de alta permeabilidad. Por lo tanto la distancia de penetración del frente del agua en cada estrato varía de acuerdo con la variación individual en la permeabilidad, como si tales variaciones fueran continuas desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción. Si existen lentes, este concepto no es correcto y el método no toma esto en consideración. La técnica básica del cálculo consiste en determinar la curva entre la distribución de permeabilidad y de capacidad a partir de los valores de permeabilidad obtenidos a cortos intervalos en la roca reservorio. Los valores de permeabilidad se arreglan en orden descendente sin tener en cuenta su posición estructural en la roca reservorio. Para poder hacer una comparación entre los pozos es conveniente expresar las curvas en términos de permeabilidad adimensional, de capacidad y espesor adimensional de la formación.
Con tal fin se prepara una Tabla, en donde los encabezamientos tienen el siguiente significado: hD=hi/∑(hi)= Fracción del espesor acumulativo, adimensional ΔCD=hk=Incremento de la capacidad total del flujo adimensional
CD= Capacidad Acumulativa de flujo, fracción. Básicamentepredice el comportamiento de la inyección de agua en yacimientos de petróleo . Las capas se disponen en orden decreciente de permeabilidad. La tasa de producción en cada capa son proporcionales a la permeabilidad y movilidad del flujo que esté siendo producido por ellas. Las irregularidades de la permeabilidades de la formación de pueden representar por medio de dos curvas de distribución que son la de permeabilidad y la de capacidad. 1.1DESARROLLO DEL METODO STILES: Este método se aplica cuando la ratio de movilidad es cercana a la unidad. Stiles hace cálculos para reservorios estratificados usando las siguientes suposiciones básicas:
La formación está compuesta de varias capas de espesor constante.
Las capas pueden tener diferente espesor y diferente permeabilidad absoluta. Todas las capas tienen la misma porosidad, la misma permeabilidad relativa al petróleo y la misma permeabilidad relativa al agua. No existe flujo vertical ni segregado dentro de una capa. No existe comunicación entre ellas (i.e. no existe flujo cruzado - crossflow) El desplazamiento es tipo pistón lo cual significa que la longitud de la zona de transición es cero. El sistema es lineal. La distancia de avance del frente de inundación en cada capa es directamente proporcional a la permeabilidad absoluta de cada capa. La producción fraccional de agua en los pozos depende de los milidarcy-pie que producen agua (producto de Kihi de las capas en las cuales el agua ha hecho irrupción) y se ha comparado al total del Kh del sistema. La producción de las capas cambia repentinamente de petróleo a agua.
La figura 19 muestra un reservorio estratificado con 6 capas. Por conveniencia se ha ordenado en una secuencia de capas con permeabilidad decreciente, tal como lo requiere el método de Stiles.
La parte derecha de la figura 19 muestra la capa de mayor permeabilidad en el tope y la menor en el fondo. Se numera las capas desde la mayor permeabilidad, la cual irrumpe primero, hasta la de menor permeabilidad. Para n capas, las permeabilidaes son: K1 (mayor), K2,…..Kn (menor).
Los espesores de lasn capas son:
el petróleo fisicamente recuperable en STB es:
Dónde: W =ancho del reservorio-ft
φ =porosidad
H =espesor total del reservorio, ft L =longitud del reservorio,ft Bo=factor de volumen del reservorio
2.- METODO DE DIKSTRA-PARSON Es uno de los métodos más conocidos y utilizados en la predicción del comportamiento de yacimientos sometidos a inyección de agua. Combina una serie de consideraciones teóricas con resultados experimentales. El método se aplica para yacimientos estratificados y tiene por objeto la determinación de la eficiencia vertical o intrusión fraccional, la relación agua-petróleo, y en general la predicción del comportamiento durante un proceso de inyección de agua. 2.2.-METODOLOGIA PARA LA APLICACIÓN DEL METODO. Inicialmente se obtienen los valores de permeabilidad del análisis realizado a un núcleo de la formación y posteriormente se siguen uno a uno los siguientes pasos para obtener los valores de los parámetros buscados: 1. Determinar el coeficiente de variación de permeabilidad, V :
Este coeficiente mide o cuantifica la estratificación de la permeabilidad y su efecto en el comportamiento de la inyección de agua. Su valor varía entre 0 y 1, de tal manera, que entre menor sea su valor mayor es la recuperación ya que el yacimiento es más homogéneo. El modo de calcular “V” se describe a continuación:
Las permeabilidades del perfil de las capas se colocan en orden decreciente.
Se determina para cada una de ellas el porcentaje del número total de permeabilidades que son mayores que cada una en particular.
Se construye un gráfico representando el logaritmo de cada permeabilidad en función del porcentaje calculado en el paso anterior, en escala de probabilidades.
En el gráfico obtenido, se determina sobre la mejor recta trazada las permeabilidades
correspondientes
a
50%
y
84.1%,
llamadas
respectivamente K50% y K84.1%.
A partir de esos valores de K, se calcula “ V” utilizando la siguiente
ecuación:
V=
K
K 84.1%
50%
K 50% 2. Se determina la relación de movilidades: La razón de movilidades se define por la siguiente ecuación:
M w ,o
k rw
*
k ro
o w
3. Se determina la eficiencia de desplazamiento:
S
*
E D
o
S o*
4. Se determina el petróleo inicial en el modelo
Ni
7758 * A * h * * (1 S wi ) B oi
S or
Donde: Ni
Aceite inicial en el modelo, BOF
A
Area del modelo, Acres
h
Espesor neto promedio del modelo, ft
Porosidad promedio, fracción
Swi
Saturación de agua inicial, fracción
Boi
Factor volumétrico del aceite a la presión inicial del yacimiento de 2350 psi, RB/BOF
5. Se determina el aceite remanente en el modelo:
N r N i N P 6. En este paso se suponen valores de RAP que coincidan con aquellos para los cuales están hechas las gráficas de Coeficiente de variación de permeabilidad (vs) Eficiencia vertical para varias razones de movilidades.
Los valores de RAP en
BAF/BOF supuestos son: 0.1, 0.25, 0.5, 1, 5, 10, 25, 50, 100.
7. Se determina el flujo fraccional:
Para cada valor de RAP se determina el flujo fraccional de agua con la siguiente ecuación:
f w
RAP B o RAP
8. Se determina la eficiencia areal:
Dependiendo del patrón de inyección existen unas gráficas, que permiten hallar la eficiencia areal de desplazamiento en función de la movilidad y usando como parámetro el valor del flujo fraccional del agua del pozo productor.
9. Se determina la eficiencia vertical:
DYKSTRA-PARSONS utilizaron sus ecuaciones de RAP, eficiencia vertical y con el concepto de variación de permeabilidad “V” construyeron gráficos que relacionan V,
razón de movilidad y eficiencia vertical para determinados valores de RAP.
Para emplear dichos gráficos se suponen valores de RAP, que coincidan con aquellos para los cuales están hechas las gráficas de Coeficiente de variación de permeabilidad vs. Eficiencia vertical.
10. Se determina el aceite producido:
El petróleo producido acumulado desde que comenzó el proceso de desplazamiento de aceite por agua “N p”, se determina mediante la siguiente expresión:
Np
Nr * E D * E a * E i
11. Se determina el agua necesaria para desplazar el petróleo:
El agua necesaria para desplazar el petróleo, es igual al petróleo producido a condiciones de yacimiento a un RAP determinado. Luego, para cada RAP se determina el agua necesaria para desplazar el petróleo “W D” por medio de la
siguiente ecuación:
WD
Np * B o
BBL
12. Se calcula el agua producida: El agua producida para un valor determinado de RAP se puede obtener de la integración gráfica del área bajo la curva de la gráfica de RAP vs. N p.
W p RAP dN p [ BBL] 13. Se determina el agua de llenado:
W f
7758 Ah
S gi
11. Se determina el Agua inyectada: El agua inyectada “W i” a un determinado RAP, es la suma del agua producida y el
agua necesaria para desplazar el petróleo medidas a ese mismo RAP.
W i W D W P W f
12. Se determina el tiempo de inyección: El tiempo durante el cual se ha inyectado cierta cantidad de agua (correspondiente a un valor determinado de RAP) es simplemente la división del agua inyectada a un valor de RAP por el caudal de inyección.
t
Wi Q iny
Dias
13. Se determina el caudal de petróleo:
qo
1 f W * qt Bo
14. Se determina el caudal de agua: La tasa de agua se puede obtener mediante la siguiente ecuación:
qW
f W * qt BW
15. Se determina el tiempo para alcanzar el límite económico: Se sigue el siguiente procedimiento:
Se determina el petróleo producido hasta un RAP = 45 BAF/BOF a partir de la gráfica de RAP (vs) N p.
Se determina el agua producida hasta un RAP = 45 BAF/BOF a partir del área bajo la curva de la gráfica RAP (vs) N p en el intervalo [RAP = 0, RAP = 45].
Se determina el agua necesaria para desplazar el petróleo.
WD (RAP = 45) = Np(RAP=45) *Bo/Bw
Se determina el agua total inyectada hasta un RAP = 45 BAF/BOF.
Se determina el tiempo de inyección al límite económico (RAP = 45 BAF/BOF). tLE = Wi(RAP=45) / Qiny
El comportamiento de las variables con el tiempo, hasta el límite económico, debe presentarse en forma gráfica, para agilizar el análisis del proyecto. Np vs. Tiempo
RAP vs. Tiempo
W p vs. Tiempo
WI vs. Tiempo
qw vs. Tiempo
qo vs. Tiempo
3.-MÉTODO DE CRAIG, GEFFEN Y MORSE El método de Craig, Geffen (6) y Morse considera los efectos de eficiencia areal mecanismo de desplazamiento, estratificación e inyectividad variable, para predecir el comportamiento de yacimientos sometidos a inyección de agua en un arreglo de cinco pozos. El método es válido, exista o no gas inicialmente, suponiendo las siguientes condiciones:
Que no quede gas atrapado detrás del frente de invasión Que los cálculos pueden ser adaptados a otros tipos de arreglos, pero sin tomar en cuenta la presencia de un influjo de agua lateral o de fondo Que se de un cubrimiento vertical del 100% en cada capa del yacimiento estratificado. Craig y col. (6) derivan ecuaciones y correlaciones experimentales que permiten determinar la eficiencia de barrido areal antes y después de la ruptura. Como se observa en la figura 11 los cálculos se realizan a través de cuatro etapas:
Etapa 1: Se inicia cuando comienza la inyección de agua, y finaliza cuando los bancos de petróleo formados alrededor de los pozos inyectores adyacentes se ponen en contacto, encuentro que se denomina Interferencia. Esta etapa solo tiene lugar si existe gas libre al comienzo de la invasión. Etapa 2: Se extiende desde la interferencia hasta que todo el espacio dejado por el gas lo llene el agua inyectada. Etapa 3: Se extiende desde el llene del gas hasta la ruptura de agua en los pozos productores. La producción de petróleo debido a la inyección de agua se inicia cuando comienza esta tercera etapa. Además, la producción de petróleo es una combinación del aumento de producción debido a la inyección y la continuación de la producción primaria. La producción de agua comienza al final de la etapa 3. · Etapa 4: Comprende el periodo desde la ruptura del agua hasta el límite económico. Este método de predicción (1) se basa en los resultados de una serie de empujes de gas y agua en un modelo de cinco pozos. El procedimiento es la aplicación de una ecuación modificada de Welge y de dos correlaciones obtenidas experimentalmente. La primera correlación es la de eficiencia de area barrida a la surgencia con la relación de movilidad. La segunda relaciona la eficiencia area barrida después de la surgencia, con el logaritmo de la relación wi / wibt, donde wi es el volumen acumulativo de agua Inyectada y wibt es ese volumen a la surgencia de agua. La puede expresarse mediante la ecuación:
Este método considera que la saturación de agua promedio en la porción del área del arreglo en contacto con el agua, esta relacionada con el volumen acumulativo de agua inyectada mediante una ecuación modificada del tipo de la de Welge, para considerar la “expansión del volumen de poros en contacto con el agua “, causada por el incremento del área barrida.
4.- TRATAMIENTO Y SISTEMA DE MANEJO DE AGUA DE INYECCION
Cada cierto año, las compañías petroleras revalorizan las nuevas tecnologías en el mercado del tratamiento de aguas residuales aceitosas. Las mejoras tecnológicas han sido especialmente significativas en el área de la filtración por membrana. New LogicResearch ha desarrollado un sistema de filtración por membranas propio, que es singularmente apropiada para el tratamiento de agua de inyección y producida. ¿Qué es agua producida? Las operaciones petroleras de perforación pueden crear grandes cantidades de agua contaminada, conocido como “agua producida”, o el agua que se produce en el pozo.
La mayoría de los yacimientos subterráneos de petróleo tienen una capa de agua cruda, llamada “agua de formación”, que yace debajo de los hidrocarburos. Mie ntras un pozo envejece y el petróleo llega a ser difícil de eliminar, agua o vapor se inyecta en los embalses para ayudar a impulsar el aceite a la superficie. Tanta agua de formación como agua inyectada eventualmente se dirigen a la parte superior y son producidos en la boca del pozo junto con los hidrocarburos. Mientras que se bombea la mezcla de petróleo/agua fuera del pozo se separa, produciendo el producto de hidrocarburo y el agua producida. Como el nivel de aceite desciende en el embalse con la extracción, la cantidad de agua inyectada aumenta para llenar el vacío. En los Estados Unidos, el agua producida procedente de los pozos petroleros llega a 8 veces más que el volumen del petróleo producido. Estos volúmenes representan enormes cantidades de agua contaminada, que requieren métodos de tratamiento económico y ecológicamente amigable para que pueda ser reutilizadoso eliminarse de forma segura. Regulación de agua producida Los convenios internacionales han establecido el objetivo provisional de 40 ppm de hidrocarburosen la eliminación de agua producida en la perforación en mar. Esta cifra de 40 ppm sigue siendo un objetivo voluntario en casi todas las zonas. Volúmenes de agua producida suelen aumentar notablemente mientras mayores yacimientos petrolíferos transcurren su máxima producción. Es importante señalar que los informes y sistema de vigilancia para los vertidos de agua producida están basados casi totalmente en auto ‐informes.
Agua producida reutilizada y descargada Para mitigar el problema del agua producida, se pueden utilizar cuatro enfoques: 1] Evitar la producción de agua del pozo. 2] Inyectar dentro del mismo pozo. 3] Inyectar el agua dentro de los pozos de descarga. 4] Tratar el agua para su eliminación. Durante las primeras etapas de producción de petróleo de un pozo, agua de inyección no es necesaria. En este caso, el agua producida presenta un problema de eliminación. Para explicar esto, perforar pozos en otros existen vacíos para la inyección y la eliminación de esta agua. Este método de eliminación puede ser muy costoso, especialmente en alta mar. También el pozo de eliminación debe estar situado a una considerable distancia de los productores de petróleo y así deberá ser bombeada o transportada al punto de inyección. Muy a menudo el vacío puede ser una zona porosa, y así el agua reinyectada debe ser conducida de una manera que el agua inyectada no tapone los poros de la formación.
En las etapas posteriores del ciclo de vida de un pozo, se inyecta el agua debajo de la capa de petróleo, muy a menudo a través de una formación porosa. La inyección de agua produce la presión necesaria para empujar el aceite a la superficie. Porque esta agua necesitará filtrarse a través de terrenos y estructura rocosa, debe ser tratada para que el taponamiento de la formación no se produzca.
El contenido de aceite y el ascenso de los minerales deben ser controlados en esta agua para lograr los mejores resultados. Los aniones que forman escala, como carbonatos y sulfatos, deben estar bajo de un mínimo requerido para evitar depósitos con metales de la tierra en la zona de inyección, que limitaría la eficacia de la inyección de agua. Los pozos de eliminación son especialmente caros y problemáticos en el mar. También, la cantidad de agua producida es, a menudo, superior a la cantidad de agua de inyección. No importa cómo de aceptable el tratamiento, el agua producida todavía contiene rastros de petróleo y, por ello, la descarga es estrictamente controlada. En las zonas áridas esta agua tratada puede ser percibida como un recurso natural. Con el fin de utilizarse de manera segura, un método de tratamiento adecuado debe ser diseñado sobre la base de la calidad del agua que se necesita. Un método de tratamiento para reducir la cantidad de aceite en el agua ha sido de aumentar el uso de floculantes polímeros y productos químicos. Esto trae consigo otros temas ambientales, como resultado de la creación y la eliminación de los materiales químicos. Además de la amenaza ambiental, estos productos químicos deben ser almacenados y manipulados como parte del proceso de tratamiento continúo, añadiendo los gastos de la deuda y los gastos de funcionamiento. El uso de estos productos químicos añade millones de toneladas de residuos adicionales para el ecosistema. Con el fin de ser descargados con total seguridad, estos sólidos disueltos primero deben ser retirados del agua. Por eso, la producción normal del proceso de tratamiento de agua es compleja.
Cristales de Sulfato de Calcio
Entre las dificultades para tratar agua producida están los ingredientes tóxicos, frecuentemente asociada con hidrocarburos. Los metales pesados, partículas radiactivas, y carbono orgánico volátil representan las amenazas más importantes. Además, el agua producida contiene muchos otros productos químicos no deseados, que deben ser eliminados antes de la descarga, o incluso antes de re ‐utilizarlos en las operaciones de perforación. Altos niveles de sólidos disueltos son difíciles para los dispositivos convencionales que se encargan de la separación de la gravedad. DAF, centrifugadora, clarificadores, hidrociclones y otro similar equipo de resolución y separación es ineficaz para eliminar los sólidos disueltos. 4.1Métodos de tratamiento de agua producida En 1995, el Instituto Estadounidense del Petróleo (API), hizo su recomendación sobre la mejor tecnología disponible para la gestión del agua producida sobre las instalaciones petrolíferas y de gas en alta mar. El informe identificó los siguientes factores que contribuyen a la toxicidad del agua producida: muy pequeñas partículas, salinidad (9% o superior), compuestos volátiles, materiales orgánicos extraíbles (ácido, básico, neutral), amoníaco y sulfuro de hidrógeno. Seis de las tecnologías de tratamiento de agua, ya probadas en tierra, fueron evaluados y calculados
VI.- CONCLUSIONES La inyección de agua es un elemento esencial en las modernas operaciones de campos petroleros, mejora la recuperación de petróleo para agregar valor a los activos. Los aspectos técnicos y económicos de la inyección de agua son de igual importancia a los aspectos más tradicionales de la operación de campos petroleros y la planificación. El petróleo desplazado dependerá de la cantidad de agua que se haya inyectado, de la velocidad y, también de la razón de movilidad.
