inyección de agua

Título: Proponer la técnica de recuperación secundaria con inyección de agua para incrementar la producción del pozo TTR-24 en el campo Maduro Tatarenda Auto: Mary Jhovana Caceres Rojas

PROYECTO DE GRADO PARA OBTENER EL TITULO DE LICENCIATURA EN INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

Título Autor Fecha Carrera Asignatura Tutor Periodo Académico Subsede

Moisés Quispe Copa 17/07/2017

Código de estudiantes 20125654

Ingeniería en gas y petróleo Seminario de titulación II Ing. Primero/2017 Cochabamba-Bolivia

Copyright © (2017) por (Moisés Quispe Copa). Todos los derechos res

i


1 CAPITULO I ......................................................... ................................................................................ .............................................. ........................... 1 1.1

INTRODUCCIÓN ................................................................. ............................................................................................................. ............................................ 1

1.2

ANTECEDENTES ................................................................. ............................................................................................................. ............................................ 1

1.2.1

Antecedentes generales.................................................................. ........................................................................................ ...................... 1

1.2.2

Antecedentes específicos ................................................................... ...................................................................................... ................... 2

1.3

Planteamiento del problema .................................................................. ........................................................................................ ...................... 3

1.3.1

Árbol de problema ............................................................... ................................................................................................ ................................. 4

1.3.2

Identificación del problema ............................................................ .................................................................................. ...................... 4

1.3.3

Formulación del problema .............................................................. .................................................................................... ...................... 4

1.4

Objetivos ............................................................... ....................................................................................................................... ........................................................ 4

1.4.1

Objetivos generales .............................................................. ............................................................................................... ................................. 4

1.4.2

Objetivos específicos ............................................................ ............................................................................................. ................................. 5

1.5

Justificación ........................................................... ................................................................................................................... ........................................................ 6

1.5.1

Justificación técnica.............................................................. ............................................................................................... ................................. 6

1.5.2

Justificación académica ................................................................... ......................................................................................... ...................... 6

1.6

Alcance ................................................................... .......................................................................................................................... ....................................................... 6

1.6.1

Alcance temporal ................................................................. .................................................................................................. ................................. 6

1.6.2

Alcance geográfico ............................................................... ................................................................................................ ................................. 7

2 CAPITULO II ...................................... ............................................................ ............................................ ............................................ ...................... 8 2.1

FORMACION PRODUCTORA ......................................................... .......................................................................................... ................................. 8

2.1.1 2.1.1.1 2.1.2 2.1.2.1

FORMACIÓN ............................................................. .......................................................................................................... ............................................. 8 Tipos de formación ..............................................Error! Bookmark not defined. Producción................................................................. ............................................................................................................. ............................................ 8 Sistema de producción ................................................................... ...................................................................................... ................... 8

2.1.2.1.1

Proceso de Producción .......................................................... ................................................................................ ...................... 8

2.1.2.1.2

Capacidad de Producción del Sistema ........................................................ 9

Estados de flujo ............................................................................................................... ............................................................................................................... 10 Curvas de Oferta y Demanda de Energía en el Fondo del Pozo: Curvas VLP/IPR ........... 10 Índice de Productividad ......................................................... ................................................................................................... .......................................... 11 2.1.2.2 2.1.3

Sistema de Coordenadas UTM .............................................................. ....................................................................... ......... 12 Definición Pozo ......................................................... .................................................................................................... ........................................... 13

2.1.3.1

Definición de Yacimiento ............................................................ ................................................................................ .................... 13

2.1.3.2

Condiciones necesarias para la formación ...................................................... 13 ii

Título: Proponer la técnica de recuperación secundaria con inyección de agua para incrementar la producción del pozo TTR-24 en el campo Maduro Tatarenda Auto: Mary Jhovana Caceres Rojas 2.1.3.2.1

Fuente de Hidrocarburos o Roca Madre ................................................... 14

2.1.3.2.2

Roca Yacimiento ......................................................... ........................................................................................ ............................... 14

2.1.3.2.3

Proceso de Migración ............................................................ ................................................................................ .................... 14

2.1.3.2.4

Trampa ........................................................... ...................................................................................................... ........................................... 14

2.1.3.3

Sello Impermeable ........................................................... .......................................................................................... ............................... 17

2.1.4

Estratificación ........................................................... ...................................................................................................... ........................................... 18

2.1.5

Distribución de los Fluidos .............................................................. .................................................................................. .................... 18

2.1.5.1

Clasificación Según el Tipo de Hidrocarburos ................................................. 19

2.1.5.2

Propiedades de los Fluidos del Yacimiento ..................................................... 21

2.1.5.3

Factores que que controlan la recuperación por inyección de de agua y gas ............ 21

2.1.5.4

Geometría del yacimiento ........................................................... ............................................................................... .................... 21

2.1.6 2.1.6.1 2.1.7

Litología ......................................................... ............................................................................................................... ...................................................... 22 Tipos de litología .............................................................. ............................................................................................. ............................... 22 Profundidad del yacimiento ............................................................ ................................................................................ .................... 23

2.1.7.1

Estratigrafía .......................................................... ..................................................................................................... ........................................... 24

2.1.7.2

Rocas: ........................................................ .............................................................................................................. ...................................................... 24

2.1.7.2.1

Tipos de rocas............................................................. rocas............................................................................................ ............................... 24

2.1.7.2.2 Clasificación de rocas ............................................................ ................................................................................ .................... 25 2.2

Propiedades Físicas del Petróleo............................................................. ................................................................................. .................... 25

2.2.1

Propiedades Físicas del Agua .......................................................... .............................................................................. .................... 30

2.2.2

Parámetros petrofísicos .................................................................. ...................................................................................... .................... 31

2.2.2.1

Porosidad.............................................................. ......................................................................................................... ........................................... 31

2.2.2.2

Permeabilidad .................................................................. ................................................................................................. ............................... 32

2.2.2.2.1

Ley de Darcy ............................................................... .............................................................................................. ............................... 33

2.2.2.3

Viscosidad ............................................................. ........................................................................................................ ........................................... 34

2.2.2.4

Saturación........................................................................................................ Saturación............................................................. ........................................... 35

2.1.6.5 Mojabilidad ......................................................................................................... 35 2.2.2.5 2.3

Presión capilar .................................................................. ................................................................................................. ............................... 35

Metodología de la técnica de inyección de agua ........................................................ 37

2.3.1

Etapas de la producción de hidrocarburos ......................................................... 37

2.3.2

Recuperación secundaria ................................................................... .................................................................................... ................. 37

2.3.3

Inyección de agua ................................................................. ................................................................................................ ............................... 37

2.3.4

Migración del agua en el petróleo ............................................................. ...................................................................... ......... 38 iii

Título: Proponer la técnica de recuperación secundaria con inyección de agua para incrementar la producción del pozo TTR-24 en el campo Maduro Tatarenda Auto: Mary Jhovana Caceres Rojas 2.3.4.1

Tipos de inyección de agua ............................................................................. 39

2.3.4.2

Factores que controlan la recuperación de agua ............................................ 43

2.3.4.3

Desplazamiento............................................................................................... 43

2.3.4.3.1 2.3.4.4

Mecanismo de desplazamiento ...................................................................... 43

2.3.4.5

Arreglos de pozos y eficiencia de barrido ....................................................... 47

2.3.4.6

Arreglos de pozos ............................................................................................ 48

2.3.4.7

Eficiencia de barrido areal ............................................................................... 51

2.3.5

Análisis nodal....................................................................................................... 51

2.3.5.1

Razones de movilidad...................................................................................... 52

2.3.5.2

Magnitud y distribución de la saturación ........................................................ 52

2.3.5.3

Tipos de arreglo para el pozo .......................................................................... 52

2.3.5.4

Pozos inyectores y productores ...................................................................... 52

2.3.5.4.1 2.4

Correlación estratigráfica de su pozo inyector y pozo productor............. 52

Aplicación de la técnica de inyección de agua ............................................................ 52 2.4.1.1

2.4.2 2.4.2.1 2.5

Tipos de desplazamiento........................................................................... 43

Diseño y operación de inyección de agua ...................................................... 55 Diseño de la técnica de inyección de agua .......................................................... 56 Problemas Presentes en el Agua a Tratar ....................................................... 56

Equipos a Utilizar en el Tratamiento ........................................................................... 57

2.5.1

Descripción de Equipos ....................................................................................... 57

2.5.1.1

Filtros de lecho (cáscara de nuez) ................................................................... 57

2.5.1.2

Lecho filtrante ................................................................................................. 57

2.5.1.3

Tanque de almacenamiento de agua .............................................................. 57

2.5.1.4

Desaireación mecánica.................................................................................... 58

2.5.2

Descripción y Funcionamiento del Proceso ........................................................ 58

2.6

Factores que afecta al agua de inyección ................................................................... 60

2.7

Propiedades que afectan el agua ................................................................................ 61

2.7.1

Color y turbidez ................................................................................................... 61

2.7.2

Temperatura........................................................................................................ 61

2.7.3

Dureza ................................................................................................................. 61

2.7.4

Contenido de ph .................................................................................................. 62

2.7.5

Contenido de sólidos suspendidos (tss) ............................................................. 62

2.7.6

Contenido de sólidos disueltos (tds) ................................................................... 62 iv

Título: Proponer la técnica de recuperación secundaria con inyección de agua para incrementar la producción del pozo TTR-24 en el campo Maduro Tatarenda Auto: Mary Jhovana Caceres Rojas 2.7.7

Alcalinidad ........................................................................................................... 62

2.7.8

Bacterias .............................................................................................................. 63

2.7.9

Volumen a recuperar...............................................Error! Bookmark not defined.

2.8

Beneficio costo ................................................................Error! Bookmark not defined.

2.8.1

Beneficio ..................................................................Error! Bookmark not defined.

2.8.2

Costo........................................................................Error! Bookmark not defined.

v

Título: Proponer la técnica de recuperación secundaria con inyección de agua para incrementar la producción del pozo TTR-24 en el campo Maduro Tatarenda Auto: Mary Jhovana Caceres Rojas FIGURA 1: UBICACIÓN DEL CAMPO BULO BULO POZO BBL-10 ....................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 2: ÁRBOL DEL PROBLEMA .................................................................. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 3: UBICACIÓN DEL CAMPO BULO BULO POZO BBL-10 ....................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 4: YACIMIENTOS DE PETRÓLEO .......................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 5: YACIMIENTOS DE GAS-PETRÓLEO .................................................. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 6: YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO .................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 7: YACIMIENTOS DE GAS SECO .......................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 8: R ESERVORIO FORMADO POR PLIEGUES ........................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 9: POROSIDAD .................................................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 10: R EPRESENTACIÓN ESQUEMÁTICA DE LA PERMEABILIDAD ........... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 11: PERFIL DE CAÍDA DE UN POZO ...................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 12: R EPRESENTACIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN .............................. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 13: R EPRESENTACIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN DURANTE LA PERFORACIÓN ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.

FIGURA 14: R EPRESENTACIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN DURANTE LA CEMENTACIÓN ..... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.

FIGURA 15: R EPRESENTACIÓN DE UN BALEO Y SUS R ESIDUOS ........................ ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 16: I NVASIÓN Y DISPERSIÓN DE ARCILLAS......................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 17: I NCRUSTACIONES ......................................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 18: DEPOSITACIONES ORGÁNICAS ...................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 19: CURVAS IPR Y VLP ..................................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 20: ACIDIFICACIÓN MATRICIAL ......................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 21: FORMACIÓN DE CARBONATOS...................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 22: CONSTITUCIÓN TÍPICA DE LAS ARENISCAS ................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 23: R EPRESENTACIÓN ESQUEMÁTICA DE LAS CONDICIONES DEL POZO DESPUÉS DE UNA ESTIMULACIÓN............................................................. .......................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 24: U NIDAD DE ACIDIFICACIÓN.......................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 25: BOMBEADOR DE ÁCIDO Y CISTERNA ACOPLADA ........................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 26: CISTERNA ........................................................... .......................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 27: EFECTO DEL TRATAMIENTO A DISTINTAS CONCENTRACIONES .... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 28: UBICACIÓN DEL CAMPO BULO BULO ............................................ ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 29: POZO BBL-10 DEL CAMPO BULO BULO ....................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 30: MODELO DE DISEÑO ..................................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 31: PROPIEDADES DEL BLACK OÍL ...................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 32: CORRELACIONES DE FLUJO ........................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 33: DATOS DE ENTRADA AL YACIMIENTO ........................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 34: DATOS DE ENTRADA AL POZO ....................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 35: DATOS DE ENTRADA AL CHOKE .................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 36: MODELADO DEL POZO BBL-10 .................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. FIGURA 37: LLENADO DE DATOS PARA PODER CORRER EL MODELO DE LAS CURVAS IPR Y VLP ......... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.

FIGURA 38: CURVA IPR Y VLP DEL POZO BBL-10 ........................................ ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.

vi


vii

Título: Proponer la técnica de recuperación secundaria con inyección de agua para incrementar la producción del pozo TTR-24 en el campo Maduro Tatarenda Auto: Mary Jhovana Caceres Rojas TABLA 1: DATOS POSO BBL-10 ...................................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 2: OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y ACCIONES. ............................................. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 3: COORDENADAS UTM DEL POZO BBL-10 .......................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 4: VARIABLES Y DEFINICIÓN CONCEPTUAL .......................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 5: OPERATIVIZACION DE VARIABLES ................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 6: R ANGOS DE POROSIDAD .................................................................. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 7: R ANGOS DE PERMEABILIDAD .......................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 8: R ANGOS DEL DAÑO DE FORMACIÓN ................................................. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 9: R ANGOS DE Í NDICE DE PRODUCCIÓN ............................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 10: CLASIFICACIÓN DE SURFACTANTES ............................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 11: COMBINACIONES MÁS USUALES DE HCL Y HF ............................. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 12: CONCENTRACIONES MÁXIMAS POR LA TEMPERATURA DEL R ESERVORIO .. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.

TABLA 13: CONCENTRACIONES R ECOMENDADOS POR MINERALOGÍA ............ ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 14: TRATAMIENTOS R ECOMENDADOS EN R ELACIÓN DEL PORCENTAJE CARBONATOS ............. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.

TABLA 15: CONCENTRACIÓN DEL ÁCIDO EN R ELACIÓN A LA SOLUBILIDAD DE LA FORMACIÓN.......... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.

TABLA 16: VOLÚMENES DE TRATAMIENTO POR LA PERMEABILIDAD.............. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 17: VOLÚMENES DE TRATAMIENTO POR CONTENIDO DE CARBONATOS ........... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.

TABLA 18:POZOS DEL CAMPO BULO BULO ..................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 19: PROPIEDADES DEL YACIMIENTO DEL POZO BBL-10 ...................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 20: FORMACIONES PRODUCTORES DEL POZO BBL-10 ......................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 21: POROSIDAD DE LA FORMACIÓN PRODUCTORA DEL POZO BBL-10 . ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 22: PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN PRODUCTORA DEL POZO BBL-10 ....... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.

TABLA 23: SATURACIÓN DE LA FORMACIÓN R OBORE III PRODUCTOR DEL POZO BBL-10 .. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.

TABLA 24: PRESIÓN DE LA FORMACIÓN R OBORE III PRODUCTOR DEL POZO BBL-10 ... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.

TABLA 25: TEMPERATURA DE LA FORMACIÓN ROBORE III DEL POZO BBL-10 ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 26: COMPOSICIÓN LITOLÓGICA DEL POZO BBL-10 .............................. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 27: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL POZO BBL-10 ............................ ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 28: DATOS PARA EL CÁLCULO DEL DAÑO A LA FORMACIÓN PARA EL POZO BBL-10 ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.

TABLA 29: VALORES DE LAS PERMEABILIDADES Y D AÑOS .............................. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 30: PERMEABILIDAD Y DAÑO DEL POZO BBL-10 ................................. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 31: DATOS DEL POZO BBL-10 PARA CORRER MODELO ........................ ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 32: PRODUCCIÓN ACTUAL DEL POZO BBL-10 ..................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 33: DATOS PARA EL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN DEL POZO BBL-10 ......... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.

viii


1 CAPITULO I MARCO INTRODUCTORIO 1.1

INTRODUCCIÓN

Actualmente se ha visto que el descubrimiento de nuevos campos es cada vez más escasos, debido a su alto costo y a su estudio, es por esa razón que se opta de ver otros métodos y técnicas de recuperación de pozos que han sufrido pérdidas de energía natural por distintas causas, se tiene

tres tipos de recuperación las cuales son:

recuperación primaria, secundaria y terciaria. La recuperación secundaria como beneficio con inyección de agua en factor a recuperar se tiene 70%, es por esta razón que se pretende proponer la tecnica de recuperación secundaria por inyección de agua para incrementar la producción del pozo TTR-24 del campo maduro Tatarenda. El pozo TTR-24 fue puesto en producción el año 1982, actualmente produce petróleo de la formación productora arenisca limón, inicialmente producía 220 Bbl/dia y ahora tiene una producción de 90 Bbl/dia de petróleo, como se puede observar se tiene una caída constante de producción. La caída de producción de la formación productora arenisca limón, se debe a la hinchazón o expansión de arcillas que ocasiona taponamiento de poros en el conducto, incrustaciones causados por carbonato de calcio que van afectando a la formación y contenido de solidos suspendidos que producen H 2S causando corrosión en las tuberías. La inyección de agua es el empuje mecánico del desplazamiento del fluido agua a través de un pozo inyector, hacia un pozo productor de petróleo donde se debe tomar en cuenta las condiciones de relación de columnas estratigráficas de la misma formación productora cuyo objetivo es mejorar la producción.

1.2

ANTECEDENTES

1.2.1 Antecedentes generales La inyección de agua como un método de recuperación secundaria se descubrió accidentalmente en el año 1870, en la ciudad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, cuando una fuga en una formación acuífera redujo la producción del pozo afectado, pero aumentó la producción de los pozos vecinos.

1


El método más antiguo de inyección de agua consistía en suministrar agua al reservorio a través de un solo pozo. Después de mejorar la producción de los pozos aledaños e inundarlos, se procedía a convertir a estos últimos en inyectores, continuando con los demás sucesivamente hasta cubrir el campo. Ésta se denominaba ‘Inundación circular’. Hoy en día es el principal y el más conocido de los métodos convencionales de recuperación secundaria, habiéndose constituido hasta esta fecha en el proceso que más ha contribuido a la recuperación extra de petróleo. Se caracteriza por la eficiencia del agua para desplazar a los hidrocarburos del medio que invade y porque aumenta la presión del yacimiento rápidamente. Entre los fluidos inyectables, el agua ha sido el que tiene más ventajas y aun cuando se han desarrollado otras técnicas de recuperación secundaria, continúa siendo el método más atractivo para obtener cantidades adicionales de petróleo debido a su alta disponibilidad y bajo costo. Como regla general en la industria, se tiene un factor de recuperación de 70% aplicando la técnica de inyección de agua.

1.2.2 Antecedentes específicos Bolivia es un país donde no se ha aplicado extensivamente la recuperación mejorada de hidrocarburos, como en muchos países con explotación petrolera. Existen ciertamente algunas experiencias en algunos campos, con resultados distintos, aunque este tipo de tecnologías no se ha logrado consolidar debido a la incertidumbre de éxito de los proyectos. La primera experiencia en sistemas de recuperación secundaria mediante inyección de agua en Bolivia fue aplicada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos el año 1970, en el campo Caranda. Cuando se inició la explotación masiva del campo el año 1967, simultáneamente se inició también la reinyección de gas producido a los reservorios explotados; sin embargo, los resultados obtenidos no fueron satisfactorios. Por este motivo se concibió el Proyecto de Inyección de Agua el año 1969, que fue uno de los pocos que tuvo un estudio profundo y un análisis posterior en nuestro país.

2


El objetivo principal del proyecto era frenar la declinación natural por explotación primaria, además de evaluar la inyectabilidad de las arenas, analizar la compatibilidad del agua de formación con el agua inyectada y determinar la cantidad adicional de petróleo que podía recuperarse con la inyección de agua. Entre otros pozos donde se aplicó la inyección de agua, fueron en los campos Camiri, Víbora y San Roque donde se obtuvieron buenos resultados en la recuperación de la producción. Tatarenda es un campo petrolífero ubicado en la provincia Cordillera al sur oeste de la ciudad de Santa Cruz, a 110 km al norte de Camiri. Se encuentra en el área central de un alto topográfico que corresponde a la Serranía Tatarenda, que está limitada al norte por el Río Grande, hasta cerca de Gutiérrez por el sur, y que está restringida al este por el valle-sinclinal Tatarenda y al oeste por el valle-sinclinal Ñancaguazú. El campo sólo comprende la parte central y el hundimiento sur de la estructura. YPFB comenzó a operar este campo el año 1962 con los primeros pozos exploratorios TTR-2A y TTR-4 (1965). En total se han perforado 55 pozos sobre la anticlinal Tatarenda hasta el año 1982. El año 2003 la empresa Matpetrol S.A. El pozo TTR-24 fue perforado el año 1981 y puesto en producción el año 1982 es productor de petróleo de la formación arenisca limón actualmente tiene una producción baja de 90 Bbb/dia de petróleo lo cual tiene una caída constante de producción. Es por esta razón que propone realizar la técnica de recuperación secundaria con inyección de agua para incrementar la producción del pozo TTR-24 del campo maduro Tatarenda.

1.3

Planteamiento del problema

3


1.3.1 Árbol de problema En la figura 1 se muestra el árbol de problema Figura 1: Árbol de problema

Fuente: Elaboración propia, 2017

1.3.2 Identificación del problema 1.3.3 Formulación del problema ¿Con la técnica de recuperación secundaria de inyección de agua se podrá incrementar la producción del pozo TTR-24?

1.4

Objetivos

1.4.1 Objetivos generales Proponer la técnica de recuperación secundaria con inyección de agua para incrementar la producción del pozo TTR-24 en el campo Maduro Tatarenda

4


1.4.2 Objetivos específicos 

Caracterizar la formación productora del campo



Desarrollar la metodología de la técnica de inyección de agua



Aplicar la técnica de inyección de agua para el pozo TTR-24



Establecer el beneficio costo de la técnica de inyección de agua Tabla 1: Objetivo y Acciones

Objetivos específicos 

Caracterizar la formación

Acciones 1.Describir la ubicación del pozo TTR-24

productora del campo 2. Identificar la litología del campo productor Tataranda 3. Analizar los parámetros petrofísicos del pozo de estudio. 4.Detallar el estado de producción del pozo



Desarrollar la metodología de la

1. Analizar la metodología de la inyección

técnica de inyección de agua

de agua. 2. Determinar el tipo de inyección de agua 3. Seleccionar el tipo de arreglo para el pozo 4.Definir el pozo de inyección para la aplicación de la técnica

5

Título: Proponer la técnica de recuperación secundaria con inyección de agua para incrementar la producción del pozo TTR-24 en el campo Maduro Tatarenda Auto: Mary Jhovana Caceres Rojas 

Aplicar la técnica de inyección de

1. Determinar equipos a utilizar en la

agua para el pozo TTR-24

inyección de agua 2. Describir la operación de la inyección de agua 3. Realizar los cálculos para la técnica de inyección de agua 4. Demostrar el volumen a perforar



Establecer el beneficio costo de la

1.Determinar el costo de inyección de

técnica de inyección de agua

agua 2. Demostrar el beneficio económicos del proyecto

Fuente: [Elaboración propia]

1.5

Justificación

1.5.1 Justificación técnica La inyección de agua es una técnica que fue usada en distintos pozos del mundo dando buenos. La propuesta de inyección de agua en la formación Tatarenda en el aérea de estudio como alternativa de recuperación de petróleo es de gran utilidad ya que nos permite conocer y estimar: -

Tiempo del área de estudio

-

El factor de recuperación secundario

1.5.2 Justificación académica 1.6

Alcance

1.6.1 Alcance temporal El presente proyecto se desarrollará en un periodo comprendido de seis meses en los cuales se completará la investigación realizada de la propuesta de la inyección de agua.

6


1.6.2 Alcance geográfico Se encuentra ubicado en la provincia Cordillera al sur oeste de la ciudad de Santa Cruz, a 110 km al norte de Camiri. Se encuentra en el área central de un alto topográfico que corresponde a la Serranía Tatarenda, que está limitada al norte por el Río Grande, hasta cerca de Gutiérrez por el sur, y que está restringida al este por el valle-sinclinal Tatarenda y al oeste por el valle-sinclinal Ñancaguazú.

Figura 2: Ubicación del campo Tatarenda

Fuente: [YPFB Corporación, 2017]

7


2 CAPITULO II MARCO TEORICO 2.1

FORMACIÓN PRODUCTORA

2.1.1 FORMACIÓN Corresponde a una edad característica de sedimentación de una secuencia de rocas sedimentarias, (Villarroel, 2010).

2.1.1 Producción 2.1.1.1 Sistema de producción El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las líneas de flujo en la superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones o cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos (Maggiolo, 2000).

2.1.1.1.1 Proceso de Producción El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. En la figura 3 se muestra el sistema completo con cuatro componentes clarame nte identificados: yacimiento, completación, pozo y línea de flujo superficial (Maggiolo, 2000).

8


Figura 3: Sistema de producción

Fuente: [Maggiolo, 2008] Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo (Maggiolo, 2000).

2.1.1.1.2 Capacidad de Producción del Sistema La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos hasta superficie (Maggiolo, 2000) La suma de pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión inicial y la presión final (Maggiolo, 2000).

  =∆∆∆∆1 ∆= ∆= ∆=ℎ ∆1=ℎ

Ec.1 Ec.2 Ec.3 Ec.4

9


Dónde:

∆ ∆ ∆ ∆1

: Caída de presión en el yacimiento, (psi) : Caída de presión en la completación, (psi) : Caída de presión en el pozo, (psi) : Caída de presión en la línea de flujo, (psi)

a) Estados de flujo Existen tres estados de flujo dependiendo de cómo es la variación de la presión con tiempo: 

Flujo No Continuo

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo, (dP/dt≠0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se presenta cuando abre a producción un pozo que se encontraba cerrado o viceversa (Maggiolo, 2000). 

Flujo Continuo

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje no cambia con tiempo, (dP/dt=0). Se presenta cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande o asociando a un acuífero (Maggiolo, 2000). 

Flujo Semi-Continuo

Es un tipo de flujo donde la distribución de la presión a lo largo del área de drenaje cambia con el tiempo pero a una tasa constante, (dP/dt=ctte). Se presenta cuando se pseudoestabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento finito (Maggiolo, 2000).

b) Curvas de Oferta y Demanda de Energía en el Fondo del Pozo: Curvas VLP/IPR La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía del yacimiento, la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal 10


se denomina Curva de Demanda de energía de la instalación. Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR (Inflow Performance Relationships) y la de demanda es la VLP (Vertical Lift Performance), en la figura 4 se muestra la gráfica de oferta y demanda (Maggiolo, 2000). Figura 4: Curva de oferta y demanda

Fuente: [Maggiolo, 2008]

c) Índice de Productividad Se define índice de productividad a la relación existente entre la tasa de producción y el diferencial entre la presión del yacimiento y la presión fluyente en el fondo del pozo (Maggiolo, 2000). Para Flujo Continuo:

 = 0.00708∗  ∗ℎ  =   ∗    

Ec.5

Para Flujo Semi-Continuo:

 = 0.00708∗  ∗ℎ  =   ∗   0.75 

Ec.6

11


Dónde: J

: Índice de productividad, (Bbl/psi)

Q

: Caudal del fluido de ensayo, (Bbl)

Pws

: Presión del reservorio, (psia)

Pwf

: Presión de fondo fluyente, (psia)

Bo

: Factor volumétrico de petróleo, (BY/BN)

µo

: Viscosidad de petróleo, (Cp)

re

: Radio externo, (ft)

rw

: Radio de pozo, (ft)

S

: Daño, (adim.)

Ko

: Permeabilidad de petróleo, (md)

H

: Altura (Ft)

En la tabla 2, se observa la escala típica del índice de productividad. Tabla 2: escala típica de valores del índice de productividad

baja productividad

j<0.5

productividad media

0.5
alta productividad

1.0
excelente productividad

2.0
Fuente: [maggiolo, 2008]

2.1.1.2 Sistema de Coordenadas UTM Localización geográfica de un punto 

Básicamente la localización geográfica de un punto se puede realizar detallando uno de estos parámetros: a) Coordenadas geográficas en formato Longitud-Latitud. b) Coordenadas (x,y) UTM. Universal Transversal Mercator. Cada uno de estas dos formas de localización un punto sobre la superficie terrestre debe de cumplir los siguientes requisitos:

12


a) Que el punto sea único. b) Que quede perfectamente identificado el sistema de proyección empleado al localizar el punto. (Coppel, 2001, pág. 4) c) Que permita referencia la coordenada “z” del punto (Coppel, 2001, pág. 4). 

Coordenadas geográficas

Las coordenadas Geográficas son una forma de designar un punto sobre la superficie terrestre con el siguiente formato:

3°12´26´´ W (Oeste) 42°52´21´´ N (Norte) Dónde: °: Grados ´: Minutos ´´: Segundos

2.1.2 Definición Pozo Perforación para el proceso de búsqueda o producción de petróleo crudo gas natural o para proporcionar servicios relacionados con los mismos. Los pozos se clasifican de acuerdo a su objetivo y resultado como: pozos de aceite y gas asociado, pozos de gas seco y pozos inyectores, (PEMEX, 2010).

2.1.2.1 Definición de Yacimiento Se entiende por yacimiento una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y / o gaseoso (Escobar, 2000)

2.1.2.2 Condiciones necesarias para la formación Como se observa en la figura 1, los cinco factores críticos para que pueda llegar a existir una acumulación de petróleo son: 

La fuente de hidrocarburos o roca madre



Una roca yacimiento



Un proceso de migración 13


Trampa



Sello impermeable

Si alguno de estos factores está ausente, no existirá acumulación (Ferrer, 2001). Figura 5: Condiciones necesarias para la formación de hidrocarburos

Fuente: [Ferrer, 2009]

2.1.2.2.1 Fuente de Hidrocarburos o Roca Madre Materia orgánica con alto contenido de bacterias sedimentadas simultáneamente con partículas de roca, especialmente lutitas (Ferrer, 2001).

2.1.2.2.2 Roca Yacimiento La roca yacimiento contiene el material orgánico (kerógeno) que origina el petróleo, agua y gas. Esta roca tiene dos características fundamentales: debe ser permeable y porosa (Ferrer, 2001).

2.1.2.2.3 Proceso de Migración Se sabe que la generación de petróleo acompañada por los cambios de volumen de la roca debido a los efectos de compactación puede provocar altas presiones en un determinado punto, dando lugar a microfracturas que proporcionan una vía de escape en la roca yacimiento la cual se va cerrando a medida que disminuye la presión (Ferrer, 2001).

2.1.2.2.4 Trampa Son estructuras ge.1ológicas que hacen posible la acumulación de petróleo y gas, manteniéndolos atrapados y sin posibilidad de escapar de los poros de la roca permeable

14


subterránea. Según Levorsen son lugares donde el petróleo y el gas están limitados de todo movimiento (Ferrer, 2001). Cada trampa tiene que estar cerrada en sus contornos para impedir el avance de petróleo y del gas. Según varios autores existen diversas formas de entramparse el petróleo: por deformación local de los estratos, por variación de porosidad y reducción de permeabilidad, por combinación de pliegues y fallas, por la presencia de una discordancia o de un domo salino, entre muchas otras (Ferrer, 2001). Desde el punto de vista geológico se clasifican en tres grandes grupos: estructurales, estratigráficas y combinadas (Ferrer, 2001). a) Trampas Estructurales Se observa en la figura 6, que las trampas estructurales se deben a procesos posteriores al depósito de los sedimentos como por ejemplo, la deformación de los estratos del subsuelo causada por fallas y plegamientos. Existen tres formas básicas de una trampa estructural en la geología del petróleo: anticlinal, falla y domo salino. Las más comunes e importantes son los anticlinales, debido a que son los más fáciles de detectar y, además, porque contienen más de las ¾ partes de las reservas de petróleo descubiertas en el mundo (Ferrer, 2001). Figura 6: Trampas estructurales

Fuente: [Ferrer, 2001] b) Trampas Estratigráficas . En la figura 3 se observa que las trampas estratigráficas son aquellas en donde el factor principal que la origina es la perdida de permeabilidad y porosidad de la roca yacimiento debido a un cambio litológico. La presencia de este tipo de trampas está relacionada con el ambiente en el cual de depositaron los estratos y con el sitio que ocupan en la cuenca. 15


Pueden formarse por cambios de permeabilidad y pueden presentarse en forma de cuña alargada encajada entre dos estratos, o en arrecifes rodeados de sellos impermeables como calizas porosas (Ferrer, 2001). Figura 7: Trampas Estratigráficas


c) Trampas Combinadas Es la combinación de dos o más trampas estructurales y estratigráficas, en varias modalidades, cuya geometría es el resultado de una combinación de procesos tectónicos y cambios en la litología como se muestra en la figura (Ferrer, 2001). Figura 8: Trampas combinadas


16


Analizando los diferentes tipos de trampas según la producción, Leet y Judson estimaron que el 80% de la producción mundial de petróleo proviene de anticlinales, 13% de trampas estratigráficas y 1% de trampas debido a fallas. El remanente, 6% de la producción, proviene de trampas mixtas (Ferrer, 2001).

2.1.2.3 Sello Impermeable Son las barreras impermeables que limitan la trampa y detienen la migración continua del petróleo hacia la superficie. En caso de anticlinales solo se requiere un sello vertical, pero si se trata de fallas o trampas estratigráficas se requieren sellos tanto como vertical como lateralmente (Ferrer, 2001). Son las barreras impermeables que limitan la trampa y detienen la migración continua del petróleo hacia la superficie. En caso de anticlinales solo se requiere un sello vertical, pero si se trata de fallas o trampas estratigráficas se requieren sellos tanto como vertical como lateralmente (Ferrer, 2001). 

Yacimiento de hidrocarburo

Los yacimientos de hidrocarburos son trampas subterráneas compuestas por una roca porosa y permeable que puede almacenar cantidades comerciales de petróleo y gas dentro de sus espacios porosos, en forma semejante como el agua empapa a una esponja (Ferrer, 2001). Se observa en la figura 9, que en toda trampa el punto más alto es la cresta de culminación y el límite inferior o punto de derrame es el cierre o sello.

17


Figura 9: Yacimiento de hidrocarburos


2.1.3 Estratificación Es la propiedad que tienen las rocas sedimentarias de disponerse en capas o estratos, desde la más antigua a la más joven tomando en cuenta los diferentes tamaños de grano de los sedimentos, que en la mayoría de los casos ocurren al desprenderse del agua (Ferrer, 2001).

2.1.4 Distribución de los Fluidos Los fluidos existentes en un yacimiento son: el agua y los hidrocarburos en estado líquido (petróleo) o en estado gaseoso (gas natural). Generalmente el petróleo se origina en sitios diferentes de aquel donde se encuentra, denominados roca madre, y luego migra, desplazando de las formaciones adyacentes a la roca yacimiento el agua depositada con los sedimentos, hasta encontrar la trampa que interrumpe su migración. Es entonces cuando se forman los yacimientos de hidrocarburos (Ferrer, 2001). En la figura 6 se muestra la distribución típica de los fluidos resultante del equilibrio que existe entre las fuerzas gravitacionales y capilares para el caso de un anticlinal, así como los posibles modos de aparición del gas: gas en solución, gas libre asociado y gas libre no asociado (Ferrer, 2001).

18


Figura 10: Distribución de loa fluidos


2.1.4.1 Clasificación Según el Tipo de Hidrocarburos Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado líquido, en condiciones de yacimiento, comúnmente se conoce como petróleo crudo. Este se sub-clasifica en dos tipos según el líquido producido en la superficie: petróleo negro y petróleo volátil (Ferrer, 2001). 

Petróleo Negro

Un petróleo negro generalmente produce en la superficie una razón gas-petróleo de 2000 PCN/BN o menos. La palabra negro no es la más apropiada, ya que el petróleo producido no siempre es negro, sino que varía en la gama de negro, gris y parduzco, en general, de colores oscuros con una gravedad menor de 45º API (Ferrer, 2001). El factor volumétrico del petróleo inicial en la formación es de 2BY/BN o menor. La composición determinada en el laboratorio muestra la presencia de componentes mayores que el heptano en un 30%, lo cual indica la gran cantidad de hidrocarburos pesados en este tipo de petróleos (Ferrer, 2001).

19


Figura 11: Diagrama de fases de petróleo

Fuente: [Ferrer, 2009] 

Petróleo Volátil

Los petróleos volátiles o casi críticos son fluidos muy livianos que se presentan en estado líquido en el yacimiento, puesto que la temperatura de este es muy cercana a la temperatura crítica del fluido. Estos petróleos exhiben una presión de saturación cercana a la del punto de burbujeo y tienen alto grado de merma, que por lo general alcanza un 40% del espacio poroso del hidrocarburo para una reducción de presión de solo 10 psi (Ferrer, 2001).

20


Figura 12: petróleos volátiles


2.1.4.2 Propiedades de los Fluidos del Yacimiento Propiedades PVT Consiste en determinar una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT, consiste en la obtención de una muestra representativa del yacimiento que esté a las condiciones de presión y temperatura del mismo. A éste respecto existen normas muy detalladas y compañías especializadas para tomarlas de acuerdo al tipo de fluido que se debe muestrear (Ferrer, 2001).

2.1.4.3 Factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas Al determinar la factibilidad de llevar a cabo un proceso de inyección de agua o gas de un yacimiento, se deben considerar los siguientes factores:

2.1.4.4 Geometría del yacimiento Uno de los primeros pasos al recabar la información de un yacimiento para un estudio de inyección, es determinar su geometría, pues su estructura y estratigrafía controlan la localización de los pozos, y en gran medida determinan los métodos por los cuales el yacimiento puede ser producido a través de prácticas de inyección de agua o de gas (Ferrer, 2001).

21


La mayoría de las operaciones de inyección de agua han sido llevadas a cabo en campos que exhiben un moderado relieve estructural, donde la acumulación de petróleo se encuentra en trampas estratigráficas. Así, la localización de los pozos de inyección y producción debe adaptarse a las propiedades y condiciones que se conocen de la arena (Ferrer, 2001).

2.1.5 Litología La litología tiene una profunda influencia en la eficiencia de la inyección de agua o de gas en un yacimiento en particular. De hecho, la porosidad, la permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litológicos que afectan el proceso de inyección (Ferrer, 2001)

Tipos de litología Granito El Granito es una roca ígnea ácida de grano grueso, compuesto principalmente por cuarzo, feldespatos y algo de mica con algunos otros componentes secundarios. El granito se forma por la cristalización lenta del magma, debajo de las cadenas montañosas que se encuentran en proceso de elevación, ocasionado por los intensos movimientos de la corteza terrestre. Las grandes masas graníticas se llaman Batolitos. Las inclusiones menores forman diques, generalmente, de textura fina. La Pelmatita es de composición similar al granito pero posee cristales mucho más gruesos. El granito es muy importante como roca estructuralmente sana, dura y relativamente resistente a la descomposición. (Litología y Estructura Geologica, 2001).

Diorita La Diorita es una roca ígnea intermedia de grano grueso compuesta principalmente, de feldespatos, plagioclasa, así como hornblenda, que es un material ferromagnesiano de color verde. El contenido del cuarzo puede llegar hasta el 10%. La roca tiene un color que varía de blanco verdoso a verde, dependiendo del contenido de Hornblenda. La granodiorita es una roca intermedia entre el granito y la diorita y su textura es generalmente gruesas. La diorita se encuentra en masas más pequeñas que los granitos, y frecuentemente forma modificaciones locales a granodiorita, tonalita e inclusiones de granito. (Litología y Estructura Geologica, 2001).

Dolerita 22


La Dolerita es una roca ígnea básica con alto contenido de magnesio, calcio o sodio en su composición química. Aproximadamente la mitad de la composición mineral, está constituida por los ferromagnesianos olivino, piroxeno y hornblenda. Su color varía de verde grisáceo a verde oscuro. El color más oscuro indica un mayor contenido de hierro. Al meteorizarse produce hidróxidos de hierro y arcilla color café. Las Doleritas son rocas muy resistentes porque su estructura cristalina se compone de cristales de feldespato de forma tubular y orientada al azar, de modo que toda la masa se comporta como un elemento reforzado. Las discontinuidades en las Doleritas tienen densidad y orientaciones regulares, a diferencia de los sistemas regulares de juntas que se observan en los granitos. Los planos de las diaclasas son irregulares y es difícil de excavar en la roca porque se requieren generalmente, la utilización de explosivos. (Litología y Estructura Geologica, 2001)

Gabro El Gabro está compuesto esencialmente por plagioclasas y piroxeno y puede tener pequeñas cantidades de cuarzo, su color es un gris moteado. El tamaño de los cristales es mayor que el de la Dolerita. (Litología y Estructura Geologica, 2001)

2.1.6 Profundidad del yacimiento La profundidad del yacimiento es otro factor que debe considerarse en una invasión con agua ya que: a) Si es demasiado grande para permitir reperforar económicamente y si los pozos viejos deben ser utilizados como inyectores y productores, no se pueden esperar altos recobros (Ferrer, 2001). b) En los yacimientos profundos, las saturaciones de petróleo residual después de las operaciones primarias son más bajas que en yacimientos someros, debido a que estuvo disponible un gran volumen de gas en solución para expulsar el petróleo y a que el factor de encogimiento fue grande, por lo tanto, ha quedado menos petróleo (Ferrer, 2001). c) Grandes profundidades permiten utilizar mayores presiones y un espaciamiento más amplio, si el yacimiento posee un grado suficiente de uniformidad lateral. Se debe actuar con mucha precaución en yacimientos pocos profundos donde la máxima presión puede aplicarse en operaciones de inyección está limitada por la profundidad del 23


yacimiento. Durante la inyección de agua, se ha determinado que existe una presión crítica usualmente aproximada a la presión estática de la columna de roca superpuesta sobre la arena productora (Ferrer, 2001).

2.1.6.1 Estratigrafía La Estratigrafía puede definirse como el estudio de las sucesiones de roca y la correlación de eventos y procesos geológicos en tiempo y espacio. La estratigrafía es un área del conocimiento multidisciplinaria, cuyo estudio aporta información relevante acerca de diversos tópicos. Al igual que el resto de las Ciencias de la Tierra, la Estratigrafía permite la reconstrucción de los eventos geológicos, y por tanto, la historia geológica de nuestro planeta. Gracias a ella, es posible establecer relaciones de tiempo y continuidad, y como hemos mencionado, correlacionar depósitos en lugares (Perez).

2.1.6.2 Rocas: Material de la corteza terrestre, formado por la asociación, conjunto y agregado de minerales compactados coherentemente (Malaga).

2.1.6.2.1 Tipos de rocas Algunas de estas características que las diferencian pueden ser la resistencia, la textura o el color de la roca:

a)

Resistencia:

Capacidad de la roca de soportar la acción de agentes externos, por ejemplo meteorológicos, o de una fuerza, sin alterarse (el mármol, por ejemplo, tiene una resistencia muy elevada (Malaga) .

b)

Textura:

Disposición que tienen entre sí las partículas que conforman una roca. (el mármol, por ejemplo, tiene una textura granulosa (Malaga).

c) Color: Impresión que los rayos de luz reflejados por una roca producen en la

retina del ojo

(el mármol, por ejemplo, puede mostrar diferentes colores según el material de origen:

24


negro, blanco, gris. Es muy normal, incluso, encontrarlo veteado, conformando composiciones muy diversas (Malaga).

2.1.6.2.2 Clasificación de rocas Se las clasifica en tres grandes grupos: Rocas sedimentarias, rocas ígneas y rocas metamórficas. Las primeras son de importancia para nuestro propósito de geología del petróleo. Sin ignorar a las ultimas por su influencia en un yacimiento hidrocarburífero (Camargo, 2006).

2.2

Propiedades Físicas del Petróleo

Las correlaciones que se presentan, han sido desarrolladas utilizando sistemas de crudos de varias regiones productoras. Estos crudos exhiben una tendencia regional en su composición química que los categoriza como: parafinícos, nafténicos o aromáticos. Debido a estas diferencias en composición, utilizan la gravedad específica o la gravedad API, por tanto, es necesario definir estas propiedades (Banzer, 1996).

a) Gravedad Especifica del Petróleo La gravedad especifica del petróleo, se define como la razón de la densidad del petróleo a la densidad del agua, ambas medidas a la misma presión y temperatura (Banzer, 1996)

 = 

Ec. 7

Dónde:

  

: Gravedad especifica del petróleo, (adim)

)

: Densidad del petróleo, (lb/

)

: Densidad del agua, (lb/

Para el petróleo es de uso común la gravedad API, definida mediante la siguiente relación:

°= 141. 5 131.5

Ec.8

Tabla 3: rangos de grados api 25


crudo

escala api

densidad

Ligero

>40°

0.87 - 0.83 g/cm3

Mediano

22-29.9°

0.92 - 0.87 g/cm3

Pesado

10-21.9°

1.00 - 0.92 g/cm3

Extra pesados

Menos 10°

> 1.00 g/cm3

descripción Fácil transporte y extracción, ideal para refinar en combustibles y derivados. Fácil transporte y extracción, ideal para combustibles y derivados. Fácil transporte y difícil extracción, ideal para combustibles y derivados. Difícil transporte y difícil extracción, ideal para derivados.

Fuente: [Venelogia, 2014] Dónde:

: Gravedad especifica del petróleo, (adim.) b) Presión del Punto de Burbuja Es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo. También es llamada presión de saturación. Cada yacimiento tiene su presión de burbuja particular. La presión del punto de burbuja se determina en función de la temperatura, la gravedad específica del gas, la gravedad específica del petróleo y la cantidad de gas disuelto en el crudo (Escobar, 2001).

Dónde:

 = 18 .    =    10.9−.º

Ec. 9 Ec. 10

: Presión de burbuja, (psia) : Gravedad especifica del gas, (adim.) Tabla 4: rango de aplicación de la correlación standing 26


PARÁMETRO

 T  API 

RANGO 130-7,000 psi 100-258 °F 20-1,425 ft3/bbl 16.5-63.8 0.59-0.95

Fuente: [Banzer, 1996] 

Correlación de Vásquez & Beggs

⁄   = + 

Ec. 11

Dónde:

 

: Presión de burbuja, (psi) : Gravedad especifica del gas

RGP : Relación gas petróleo T

: Temperatura, (°F) Tabla 5: rangos de gravedad específica del petróleo

api<30

api>30

a

0.0362

0.178

b

1.937

1.870

c

25.240

23.310

Fuente: [escobar, 2001] Tabla 6: rango de variables de la correlación de vásquez y beggs

PARÁMETRO

 T 

RANGO 50-5,250 psi 70-295 °F 20-2,070 ft3/bbl

27


API



16-50 0.56-1.18

Fuente: [Escobar, 2001]

c) Gas en Solución Se denota como Rs. También se le denomina solubilidad del gas en petróleo, razón gas disuelto y relación gas petróleo, RGP (en inglés

GOR).

Se define como la cantidad de

gas medido a condiciones de superficie, que se disuelven en un barril de petróleo, también medido a condiciones de superficie (Escobar, 2000) 

Correlación de Standing

 =  [(18∗10

.  .9∗−.∗ )]

Ec.12

Dónde:

Rs P  T 

/bbl)

: Solubilidad del gas, (

: Presión de burbuja, (psia)

: Gravedad especifica del gas, (adim.) : Temperatura, (ºF) Correlación de Vásquez & Beggs

 = +

Ec.13

Dónde:

Rs P  T

/bbl)

: Solubilidad del gas, ( : Presión, (psi)

: Gravedad especifica del gas, (adim.) : Temperatura, (°F)

Tabla 7: rangos de gravedad específica del petróleo 28


API<30

API>30

A

0.0362

0.178

B

1.937

1.870

C

25.240

23.310

Fuente: [Escobar, 2001]

d) Factor de Compresibilidad del Petróleo Se denota como Co. Cuando la presión es mayor que la presión del punto de burbuja, el petróleo en el yacimiento tiene todo el gas en solución. Cuando se aplica presión en exceso a éste sistema, el líquido sufre una disminución no lineal en su volumen que depende de la temperatura y composición del petróleo. Esa pequeña variación en el volumen es lo que se conoce como factor de compresibilidad del petróleo, que es muy significativa en cálculos de Ingeniería de Yacimientos aunque en las demás ciencias se desprecia tal factor debido a la poca compresibilidad de los líquidos (Escobar, 2000). 

Correlación de Vásquez & Beggs

La correlación de Vásquez y Beggs es un medio excelente para obtener valor de la compresibilidad del petróleo.

Dónde: Co

Rb P  T

 12.611,433  = 5 17.21,180 100,000

Ec.14

: Factor de compresibilidad, (1/psia)

/bbl)

: Solubilidad del gas, ( : Presión, (psia)

: Gravedad especifica del gas, (adim.) : Temperatura, (°F)

e) Factor Volumétrico del Petróleo Se denota por ßo. Se define como el volumen de petróleo en el yacimiento, requerido para producir un barril de petróleo medido a condiciones de superficie (Escobar, 2000).

f) Viscosidad del Petróleo 29


Se denota como μo. Se define como la medida de la resistencia del petróleo al flujo. Es usualmente medida en centipoises, Cp, (gr/cm*seg) (Bidner, 2001).

g) Densidad del Petróleo La densidad del petróleo se define como la masa de una unidad de volumen crudo a determinada presión y temperatura. Se han propuesto varias correlaciones para el cálculo de la densidad de los líquidos a determinada presión y temperatura, las cuales requieren de las propiedades PVT usados como parámetros de correlación (Ferrer, 2001).

2.2.1 Propiedades Físicas del Agua El agua normalmente se encuentra presente en los yacimientos de hidrocarburos, por lo tanto, es importante el conocimiento de ciertas propiedades físicas de esta agua connata o de formación. Estas propiedades al igual que para los crudos pero en menor grado, son afectados por presión, temperatura, cantidad de gas en solución y solidos disueltos. Se presenta una revisión de las propiedades físicas del agua y las correlaciones que se han desarrollado para su determinación (Bidner, 2001).

a) Presión de Burbujeo La presión de burbujeo de una salmuera (agua de formación) saturada con gas, es igual a la presión de burbujeo del crudo coexistente debido al equilibrio termodinámico entre la salmuera y el crudo (Banzer, 1996). Cuando la presión de yacimiento disminuye por debajo de la presión de burbujeo del crudo, la salmuera libera parte de su gas disuelto, por tanto, la presión de saturación de la salmuera iguala la presión del yacimiento. En un yacimiento de gas, la salmuera se considera saturada a todas las presiones del yacimiento (Banzer, 1996).

b) Razón de Gas Disuelto-Agua La razón de gas disuelto (o gas en solución)-agua o solubilidad del gas en el agua, se define como el número de pies cúbicos normales (PCN) de gas que pueden disolverse en un barril normal (BN) de agua cuando ambos son llevados a las condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento (Banzer, 1996). 30


El agua de formación contiene gases disueltos, la mayoría de estos gases son hidrocarburos, sin embargo, otros gases como CO2, N2 Y H2S normalmente están presentes. Existen correlaciones que permiten determinar la solubilidad del gas natural en el agua (Banzer, 1996).

c) Factor Volumétrico del Agua El factor volumétrico del agua en BY/BN, en forma similar al petróleo, se define como el volumen que ocupa en el yacimiento la unidad volumétrica de agua a condiciones normales más su gas en solución. El factor volumétrico depende lógicamente de la presión, temperatura y de la salinidad del agua que afecta la solubilidad. La variación de Bw con presión es diferente a la del petróleo (Banzer, 1996).

d) Compresibilidad del Agua La compresibilidad isotérmica del agua en (1/psi), a presiones mayores que la presión del punto de burbujeo se defina de manera similar que para el petróleo. Esta propiedad es afectada por presión, temperatura y solubilidad del gas en el agua, la cual a su vez es afectada por la salinidad. Un aumento de presión causa una reducción en la compresibilidad, mientras que un aumento de temperatura produce un aumento en esta propiedad. Por medio de correlaciones se puede determinar la compresibilidad del agua a presiones mayores que la presión del punto de burbujeo (Banzer, 1996).

2.2.2

Parámetros petrofísicos

2.2.2.1 Porosidad Es la capacidad que tiene una roca de contener fluidos. Para que un yacimiento sea atractivo comercialmente, deberá tenner una porosidad suficiente para almacenar un volumen appreciable de hidrocarburos (Propiedades petrofisicas).

∅ = 

Ec.15

Dónde: Ø = Porosidad, %

VO: Volumen de los huecos, cm 31


VT: Volumen total de la roca,cm 2.2.2.2 Permeabilidad Es una propiedad de la roca que representa la capacidad que presenta la roca para permitir el flujo de fluidos a través de la misma, cuando se le aplica un gradiente de presión sin deteriorar la estructura interna o desplazar las partículas. Los factores que afectan a la permeabilidad son: el tamaño y distribución de las partículas, y la porosidad efectiva de las rocas. La unidad de la permeabilidad es en Darcy y se simboliza con k (Silva, Facultad de Inginieria en geologia minas de petroleo y ambiental) .

krel =  

Ec. 16

Dónde:

krel: Permeabilidad relativa. kefet: Permeabilidad efectiva, (Darcy) kabso: Permeabilidad absoluta, (Darcy)

Figura 13: Permeabilidad de una roca 32


Fuente: Abdus, S y Ganesh Takur: “Integrated Petroleum Reservoir Management”

2.2.2.2.1 Ley de Darcy En un medio poroso tiene una Permeabilidad (K) de un Darcy cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad ( μ) de un centipoise y que llena el espacio intergranular, fluye a través del mismo bajo condiciones de flujo viscoso, a una tasa (q) de un centímetro cúbico por un segundo por un área transversal (A) de un centímetro cuadrado por un centímetro de longitud dx (L) y bajo un diferencial de presión ( ΔP) de una atmósfera (Silva, Facultad de Inginieria en geologia minas de petroleo y ambiental)

  = ∗∗  =  ℎ ℎ 

Ec.17

Dónde: Q: Caudal, (m3/s) L: Longitud, (m)

: Coeficiente de permeabilidad de Darcy, (m/s) A: Área de la sección transversal de la muestra, (m 2) 

Permeabilidad absoluta (k)

La permeabilidad absoluta considera que en el medio poroso está presente un solo fluido que se encuentra fluyendo a través de la misma y representa la capacidad que presenta la roca para permitir el paso del fluido (Silva, Facultad de Inginieria en geologia minas de 33


petroleo y ambiental). (Silva, Facultad de Inginieria en geologia minas de petroleo y ambiental) 

Permeabilidad relativa (ke)

Es la relación entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. Esta medida es importante toda vez que muestra la forma como un fluido se desplaza en el medio poroso. La permeabilidad relativa es adimensional, positiva y será menor o igual a la unidad. La permeabilidad relativa es el factor más importante en lo que respecta al movimiento de las fases inmiscibles (petróleo, agua y gas) dentro del medio poroso (Silva, Facultad de Inginieria en geologia minas de petroleo y ambiental) 

Permeabilidad Efectiva

La permeabilidad efectiva considera que en el medio poroso existe más de un fluido y se la define como la facilidad que presenta al flujo el medio poroso a un determinado fluido en presencia de otros fluidos bajo ciertas condiciones de saturación. La permeabilidad efectiva es función de la saturación de los fluidos, la humectabilidad de la roca y de la geometría del medio poroso (Silva, Facultad de Inginieria en geologia minas de petroleo y ambiental).

2.2.2.3 Viscosidad Es una medida de la resistencia del fluido a fluir, resultante de los efectos combinados de la cohesión y la adherencia, que se presenta en fluidos en movimiento. Es una característica de todos los fluidos, tanto liquido como gases. La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos en los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La viscosidad, se obtiene por varios métodos y se le designa por varios valores de medición. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a crudos pesados y extra pesados (Ferrer, 2001). 

Clasificación de la Viscosidad

Viscosidad aparente: Es una función de la viscosidad plástica con respecto al punto cedente.

34


Viscosidad cinemática: Viscosidad en centipois dividida por la densidad a la misma temperatura y se designa en unidades stokes o centistokes.

Viscosidad relativa . Es la relación de la viscosidad de un fluido con respecto a la del agua.

2.2.2.4 Saturación Es la fracción del volumen poroso ocupado por un fluido. La saturación de agua es la fracción o porcentaje del volumen poroso de la roca que contiene agua de formación. El espacio vacío de un medio poroso puede estar ocupado por uno o más fluidos, lo importante es conocer que fracción del espacio poroso está ocupada por cada fluido. La saturación de un fluido se define como la fracción del volumen poroso ocupado por un fluido en particular (Silva, Facultad de Inginieria en geologia minas de petroleo y ambiental)

≡  ∗100

Ec.18

Sfluidos = Porcentaje del fluido que satura el espacio poroso Vf = Volumen del fluido dentro del espacio poroso Vp = Volumen Poroso

2.1.6.5 Mojabilidad Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él a extenderse o adherirse a una superficie sólida. Los compuestos polares orgánicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtiéndola en mojable por petróleo. Geológicamente el agua es mojable. El grado de mojabilidad está relacionado de la siguiente forma: Gas < Oil < Agua. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, el ángulo formado por ellos (medido sobre el agua) se llama ángulo de contacto (Macualo).

2.2.2.5 Presión capilar El hecho de que el agua y el petróleo sean inmiscibles es muy importante. Cuando tales fluidos están en contactos una interface bien definida existe. Las moléculas cerca de la interface están desigualmente atraídas por las moléculas vecinas y esto da un incremento en el nivel de energía libre en la superficie por unidad de área o tensión 35


interfacial. Si la interface es curva la presión en el lado cóncavo excede el convexo y esta diferencia es conocida como presión capilar (Levorsen, 1973). Figura 14: Equipamiento de agua entre dos granos esféricos de arenicas en un reservorio de roca mejorada

Fuente: [Ferrer, 2001] Dónde: Pc= Presión capilar σ =Tensión Superficial

₁ ₂

r y r = Radios de curvatura en cualquier punto de la interface donde las presiones en el Petróleo y en el agua son Po y Pw respectivamente. Existe una relación inversa entre la presión capilar y la saturación de agua, dicha relación es llamada curva de presión capilar, la cual es medida rutinariamente en laboratorio. Para tal experimento típicamente se emplea aire vs salmuera o aire vs mercurio y la curva resultante se convierte al sistema agua-petróleo del yacimiento.

36


2.3

Metodología de la técnica de inyección de agua

2.3.1 Etapas de la producción de hidrocarburos Figura 15: Etapas de producción de hidrocarburos

Fuente [Ferrer, 2001]

2.3.2 Recuperación secundaria La recuperación secundaria resulta del aumento de la energía natural, al inyectar agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores. En el caso del gas, se inyecta en la capa de gas para mantener la presión y expandirla, o dentro de la columna de petróleo en los pozos para el desplazamiento inmiscible del petróleo, de acuerdo con las condiciones de permeabilidad relativa y barrido volumétrico (Ferrer, 2001)

2.3.3 Inyección de agua La inyección de agua es el principal y más conocido de los métodos de recuperación secundaria, constituyéndose en el proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo extra. Hoy en día, más de la mitad de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.

37


Figura 16: Ciclo del agua de yacimiento

. Fuente: [ Universidad nacional autónoma de México]

2.3.4 Migración del agua en el petróleo El agua proveniente de un pozo inyector penetra entre los poros de la roca saturada con petróleo y lo empuja hacia las zonas de menor presión, es decir hacia el pozo productor. De esta forma se logra la producción a través de la inyección de agua. Figura 17: Flujo de polímeros en el agua

Fuente: [Ferrer, 2001] 38


2.3.4.1 Tipos de inyección de agua La inyección de agua puede llevarse a cabo de dos formas de acuerdo con la posición de los pozos inyectores los productores:

a) Inyección Periférica: este método consiste en la inyección de agua en el área externa de la zona de petróleo a través de pozos inyectores cuya profundidad debe ser la adecuada para que el agua sea añadida al acuífero relacionado al yacimiento y de esta forma aumentar su influencia en la producción como se muestra en la siguiente gráfica: Figura 18: Yacimiento anticlinal de un pozo inyector

Fuente [Ferrer, 2001]

Características. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y la estructura del mismo favorece la inyección de agua. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo (Escobar, 2000).

Ventajas. -

Se utilizan pocos pozos.

- No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. -

Esto disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande.

- No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión de agua (Escobar, 2000).

39


-

Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. En este tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la última fila de pozos productores (Escobar, 2000).

Esto disminuye los costos de las instalaciones de producción de superficie para la Separación agua-petróleo. Figura 19: Inyector de agua en campo


Desventajas. -

Una porción de agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.

- No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como si es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos. -

En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de yacimientos.

-

Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento.

-

El proceso de invasión y desplazamiento es lento, y por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo (Escobar, 2000).

b) Inyección Dispersa: este método consiste en la inyección de agua dentro de la zona de petróleo, generando así el desplazamiento de los fluidos presentes en el área hacia los pozos productores que están posicionados en arreglo geométrico con respecto a los inyectores como se muestra en la siguiente gráfica:

40


Figura 20: Inyección de agua en un arreglo de pozos

Fuente: [Ferrer, 2001] El arreglo de pozos tanto productores como inyectores dependerá de los límites del yacimiento así como de propiedades tales como permeabilidad y porosidad que presente el mismo.

Característica. -

La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del número y posición de los pozos existentes. existentes.

-

Se emplea, particularmente, en yacimientos con pozo buzamiento y una gran extensión areal.

-

Los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados (Escobar, 2000).

Ventajas. 1. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad. 2. Rápida respuesta del yacimiento. 3. Elevadas eficiencias de barrido areal. 4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo. 5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro. 41


6. Rápida y respuesta de presiones. 7. El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto (Escobar, 2000).

Desventaja. 1. En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores. 2. Es más riesgosa. 3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos. Es importante señalar que la práctica de arreglos geométricos regulares para ubicar los pozos inyectores es algo que cada día se usa menos, ya que con los avances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las características de flujo y la descripción sedimentológica, es posible ubicar productores e inyectores en forma irregular, pero aprovechando al máximo el conocimiento de las característica del yacimiento y optimizando el número de pozos (Escobar, 2000). Figura 21: El pozo inyector y productor product or


42


2.3.4.2 Factores que controlan la recuperación recuperación de agua 2.3.4.3 Desplazamiento Un fluido pasa a ocupar el lugar de otro en el medio poroso. Requiere entrada de un fluido y salida de otros. Para la existencia de movimiento la energía del fluido desplazante debe ser mayor a la energía del fluido desplazado (Taquichiri).

2.3.4.3.1 Tipos de desplazamiento El desplazamiento de dos fluidos inmiscibles en el medio poroso puede ser de dos tipos: ti pos: 

Pistón sin fugas



Pistón con fugas Figura 22: Tipos de desplazamiento


a) Desplazamiento pistón sin fugas: Ocurre cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad. En esta zona la saturación del fluido desplazante es máxima y la del petróleo es la residual. Cuando el fluido desplazante llega a los pozos productores, se dice que se ha producido la ruptura (Taquichiri).

b) Desplazamiento pistón con fugas: El petróleo remanente tiene cierta movilidad y ocurre flujo de dos fases en la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor que la residual (Taquichiri). (Taquichiri).

2.3.4.4 Mecanismo de desplazamiento El desplazamiento de un fluido por otro fluido es un proceso de flujo no continuo, debido a que las saturaciones de los fluidos cambian con el tiempo. Esto causa cambios

43


en las permeabilidades relativas, en las presiones y en las viscosidades de las fases (Ferrer, 2001) El mecanismo de desplazamiento de una inyección de agua en un yacimiento homogéneo, se puede presentar en cuatro etapas que son: 

Condiciones iniciales (antes de la inyección)



La invasión



La ruptura del agua



Posterior a la ruptura

a) Condiciones iniciales antes de la invasión: Consideremos un yacimiento homogéneo en el cual los fluidos se mueven horizontalmente. Supongamos que a través del yacimiento las saturaciones son constantes y que, al momento de iniciarse la inyección de agua, nos encontramos con un yacimiento que ha sido producido por agotamiento natural durante la primera fase de su producción primaria (Ferrer, 2001). En la figura 17, se observa que existe una fase de gas presente, la cual de acuerdo con las suposiciones será uniforme a través del yacimiento. Figura 23: Distribución de fluidos


44


b) La invasión a un determinado tiempo El comienzo de la inyección de agua está acompañado por un aumento de la presión en el yacimiento, que es mayor alrededor de los pozos inyectores y declina hacia los pozos productores (Ferrer, 2001). A medida que continúa la inyección de agua, parte del petróleo se desplaza hacia adelante para formar un banco de petróleo. Este empuja con efectividad el gas altamente móvil hacia adelante, aunque bajo ciertas condiciones parte del gas puede ser atrapado por dicho banco, ocupando un espacio que de otra manera contendría petróleo residual. Detrás del banco de petróleo se forma el banco de agua, donde únicamente están presentes el agua inyectada y el petróleo residual (Ferrer, 2001). Figura24: Distribución de los fluidos a un cierto durante la inyección de agua


c) Llene Todo el gas, excepto el atrapado, se desplaza de la porción inundada del yacimiento antes de que se produzca el petróleo. A esto se denomina llene y para lograrlo, la acumulación de agua inyectada debe ser igual al volumen del espacio ocupado por el gas móvil en el yacimiento (Ferrer, 2001). Durante este periodo, parte del gas se redisuelve con el petróleo que va contactando, mientras que el remanente fluye hacia los pozos productores. El llene puede representarse por un frente de petróleo que viaja más rápido que el frente de agua y 45


detrás del cual, la saturación de gas se encuentra en valor residual. La llegada del frente de petróleo a los pozos productores marca el final del periodo de llene (Ferrer, 2001).

d) Ruptura Cuando se alcanza el llene, el avance del frente continua, pero la tasa de producción de petróleo aumenta y eventualmente es igual a la tasa de inyección de agua. Si la saturación de agua inicial de la formación es menor que la requerida para fluir, la producción del petróleo durante esta fase está libre de agua (Ferrer, 2001). La figura 19 muestra las saturaciones de los fluidos en el momento en que se alcanza la ruptura (Ferrer, 2001). Figura25: Distribución de los fluidos en el momento de la ruptura


e) Posterior a la ruptura Durante esta etapa, la producción de agua aumenta a expensas de la producción de petróleo. En esta fase final de inyección, el área barrida aumentará y esto puede proveer suficiente producción de petróleo para justificar la continuación de la inyección. Finalmente, al llegar la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la porción inundada del yacimiento contendrá únicamente petróleo residual y agua.

46


Figura 26: Distribución de los fluidos en el momento del abandono


2.3.4.5 Arreglos de pozos y eficiencia de barrido La eficiencia de desplazamiento es un factor microscópico determinado mediante pruebas de laboratorio de desplazamiento en sistemas lineales, y se calcula para determinar la saturación de petróleo residual que queda detrás del frente de invasión (Ferrer, 2001) El barrido de una invasión se define como la fracción del volumen total en el patrón de invasión que es barrido o contactado por el fluido inyectado a un determinado tiempo. Si el barrido es horizontal, esta fracción se define como eficiencia de barrido areal, y si es vertical, como eficiencia de barrido vertical, y siempre se interpretara como la eficiencia a la ruptura, a menos que se indique lo contrario (Ferrer, 2001) 

Principales parámetros que caracterizan los Arreglos de Pozos.

Los principales parámetros que caracterizan los arreglos de pozo se ilustran a continuación: a) La Relación d/a, donde: -

Distancia más corta entre líneas de pozos de distintos tipos, situadas una a continuación de la otra que se encuentra en una misma columna.

-

Distancia más corta entre pozos del mismo tipo que se encuentra en una misma fila, uno a continuación del otro. 

La razón pozos de inyección a pozos productores RPVPP:

47


Esta razón se calcula dividiendo el número de pozos inyectores que afectan directamente a cada productor, entre el número de pozos productores que reciben efecto directo de un inyector, esta relación es uno, puesto que la inyección de un pozo se reparte hacia los 6 pozos productores, mientras que a cada pozos productor lo afectan 6 pozos de inyección como se muestra en el siguiente gráfico (Ferrer, 2001).

2.3.4.6 Arreglos de pozos En el momento de planificar el proceso de recuperación secundaria, el campo que estará desarrollado sobre la base de un arreglo regular donde los pozos inyectores y productores forman figuras geométricas conocidas y muy variadas. Figura27: Tipos de arreglos de pozos

Fuente: [Ferrer, 2001] Los factores que más influyen en la sección del tipo de arreglo son: la forma original en que ha sido producido el yacimiento, la permeabilidad del yacimiento, la viscosidad de los fluidos, la razón de movilidad, la razón de pozos inyectores a pozos productores, la estructura del yacimiento y las características geológicas del mismo; por ellos en la figura 30 se muestra arreglos irregulares en los yacimientos (Ferrer, 2001)

48


Figura28: Arreglos irregulares

Fuente: (Ferrer, 2001) 

Empuje en línea directa

Para alcanzar una eficiencia de barrido del 100% en el momento de la ruptura, se debe inyectar el fluido sobre un plano vertical. Esto físicamente no es posible, pero se puede aproximar a un arreglo donde los pozos productores e inyectores directamente se balanceen unos con otros, tal como se muestra en la figura 23. La eficiencia en este modelo se mejora a medida que la relación d/a aumenta (Ferrer, 2001). Figura 29: Arreglos de empuje en línea directa


49


Empuje en línea alterna

Este tipo de arreglo es una modificación del arreglo de empuje en línea directa. Se origina al desplazar los pozos inyectores a lo largo de su línea una distancia igual a a/2. En la figura 24 se muestra, que un pozo productor es ubicado en el centro de un rectángulo con inyectores en los vértices (Ferrer, 2001) . Figura 30: Arreglos de empuje en línea alterna

Fuente: [Ferrer, 2001] 

Arreglo de 5 pozos

El arreglo de 5 pozos que se muestra en la figura 33 es un caso especial del empuje en línea alterna cuando d/a=0.5. Este tipo de arreglo es el más usado, es altamente conductivo, ya que la vía de flujo más corta es una línea recta entre el inyector y el productor, proporciona una buena eficiencia de barrido (Ferrer, 2001). Figura 31: Arreglo de cinco pozos


50


2.3.4.7 Eficiencia de barrido areal La eficiencia de barrido areal, se define como la fracción del área horizontal del yacimiento donde ha ocurrido el proceso de recuperación secundaria (Ferrer, 2001).

   =   

Ec.13

Figura 32: Área horizontal barrida a diferentes tiempos para un arreglo de cinco pozos

Fuente: [Ferrer, 2001] La eficiencia de barrido areal se relaciona con factores que se dan en la naturaleza, por lo tanto, son incontrolables; entre ellos: las propiedades de la roca y las propiedades del sistema roca-fluidos, las cuales tienen influencia directa sobre el volumen de roca invadida por el fluido inyectado así como también la dirección y velocidad del movimiento de los fluidos (Ferrer, 2001).

2.3.5 Análisis nodal El análisis nodal es una de las técnicas más utilizadas para optimizar sistemas de producción, dada su comprobada efectividad y confiabilidad a nivel mundial. Con la aplicación de esta técnica se adecua la infraestructura tanto de superficie como de subsuelo, para reflejar en el tanque el verdadero potencial de producción de los pozos asociados a los yacimientos del sistema total de producción. En otras palabras, se logra cerrar la brecha existente entre la producción real de los pozos y la producción que debería exhibir de acuerdo a su potencial real de producción. El Análisis Nodal

51


básicamente consiste en detectar restricciones al flujo y cuantificar su impacto sobre la capacidad de producción total del sistema (Maggiolo, 2008).

2.3.5.1 Razones de movilidad Es una característica importante de la inyección de fluidos. Se define como la razón entre la movilidad de la fase desplazante (agua o gas) y la movilidad de la fase desplazada (petróleo), y puede relacionarse en términos de la permeabilidad efectiva y la viscosidad de los fluidos desplazante y desplazado. El uso más importante de la razón de movilidad es para determinar la eficiencia de barrido areal. En general la razón de movilidad entre la fase desplazante (agua) y la fase desplazada (petróleo) se usa para estimar la eficiencia de barrido areal (Ferrer, 2001)

2.3.5.2 Magnitud y distribución de la saturación 2.3.5.3 Tipos de arreglo para el pozo

2.3.5.4 Pozos inyectores y productores Pozos inyectores y productores Se presentan varios problemas como: * Altos caudales de producción de agua y gas en los pozos de inyección. * Fallas mecánicas. * Perforaciones. * Fallas de cementación que originan baja eficiencia de barrido. En la práctica se considera a los pozos inyectores de importancia secundaria y se prefiere convertir pozos productores viejos en lugar de perforar pozos inyectores. La decisión más conveniente debe pasar por un análisis económico.

2.3.5.4.1 Correlación estratigráfica de su pozo inyector y pozo productor 2.4

Aplicación de la técnica de inyección de agua

Las técnicas de recuperación mejorada o secundaria de hidrocarburos se utilizan para propiciar la extracción de volúmenes de hidrocarburos que quedaron atrapados en el 52


seno terrestre luego de que una parte de las reservas originales fuesen producidas mediante flujo natural. Para la aplicación de los proyectos de inyección de agua o gas correspondientes a la etapa de recuperación secundaria del yacimiento se deben tener en cuenta muchos factores que influyen en el diseño y selección de la técnica de aplicación a un campo individual, y es más, a un Reservorio o formación específica dentro del campo. Además se debe mencionar que en los reservorios con gran producción de agua se deberá implementar un nuevo método de producción de agua implementando nuevas tecnología y metodologías útiles a la hora de realizar los cálculos de volúmenes y presiones de inyección. Figura33: Distribución de capas en la inyección de agua

Fuente: [BP producción] Se debe evaluar primero las reservas que la formación en cuestión contiene, para verificar la factibilidad del proyecto de inyección de agua o gas. Se tendrá siempre en cuenta que la recuperación secundaria posibilita la explotación de los volúmenes de hidrocarburos remanentes en el subsuelo, pero no sin el costo que significa proporcionar una energía adicional al reservorio. Cuando el reservorio en análisis prueba contener importantes volúmenes comerciales de fluidos hidrocarburíferos se dice que el proyecto de Recu peración Mejorada es “factible” (Macualo). 53


Figura 34: Diagrama de inyección

Fuente: [BP producción] Luego de analizada la factibilidad del proyecto de Recuperación Mejorada, se procede al análisis de la parte técnica del mismo. Se observan los distintos parámetros petrofísicos del campo y del reservorio y se realiza, casi como una obligación, un nuevo modelo geológico del campo para facilitar su evaluación. Cuando, después de haber dado los pasos pertinentes, se decide realizar una inyección de agua 5 al reservorio, se entra en una de las fases más importantes del proyecto, la cual consiste en el diseño de la planta donde se tratará el agua a ser inyectada al yacimiento, para adecuar sus propiedades a aquellas de la Roca, este proceso contempla un análisis del agua de formación originalmente entrampada junto al petróleo en el subsuelo y que fue producida junto con el mismo, luego se tendrán parámetros de densidad, salinidad, etc. y se trat ará que el agua “nueva” que proviene de otras fuentes y servirá para la inyección, se parezca lo más posible en sus propiedades al agua original o cognata. Este trabajo se lo realiza con motivo de evitar posibles daños que se pueda ocasionar a la formación al ser incompatible el agua inyectada con los minerales que conforman dicha formación y para tratar de maximizar la efectividad de desplazamiento de hidrocarburos con la inyección del agua. En algunos depósitos con un alto grado de uniformidad y un bajo contenido en arcilla o barro, la inundación con agua puede

54


aumentar la eficiencia de recuperación hasta alcanzar el 60% o más del petróleo existente (BP producción). Figura 35: Inyección de agua en pozos productores

Fuente: [BP producción]

2.4.1.1 Diseño y operación de inyección de agua El adecuado diseño de la planta en la que el agua tiene que ser tratada para la inyección al subsuelo y el método de operación de esta planta, determinará grandemente el éxito de un proyecto de inyección. Generalmente, las plantas de simple diseño (sistemas cerrados) son más adecuados para el tratamiento de aguas de campos petrolíferos, por su relativamente bajo costo original y porque el mantenimiento y supervisión son menores que los requeridos son una planta de diseño más complejo (sistemas abiertos) (Prodccion Petrolera IV, 2004). Las diferencias en los requerimientos de una planta en la que el agua tiene que ser tratada para altas o bajas presiones son despreciables, a causa de los factores físicos y químicos básicos involucrados en los mismos. Así mismo no hay diferencias fundamentales en el diseño del equipo para el tratamiento de aguas dulces o saladas, excepto el hecho de que las aguas saladas son más corrosivas que las dulces (Prodccion Petrolera IV, 2004). Los factores que se deben considerar y evaluar cuidadosamente en el diseño de una planta son:

55


a) Características del Agua Una evaluación cuidadosa se realiza, esta debería ser efectuada antes de que cualquier plan sea desarrollado para la construcción de la planta, o aun antes de que el tipo de planta sea determinado (Prodccion Petrolera IV, 2004).

b) Calidad del Agua Después de que las características del agua han sido determinadas, se debe considerar el tratamiento al que el agua debe ser sometida para obtener la calidad deseada. El tipo y la cantidad de gases disueltos son factores importantes. El agua puede contener bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y oxígeno. El problema mayor es el de la corrección. Los gases disueltos pueden ser eliminados por aeración y tratamiento químico, siendo muchas veces necesario el empleo de inhibidores de corrosión (Prodccion Petrolera IV, 2004) .

2.4.2 Diseño de la técnica de inyección de agua 2.4.2.1 Problemas Presentes en el Agua a Tratar 

El agua presenta un PH = 7 por lo tanto inicialmente es considerada neutra (no será corrosiva).



Exhibe una coloración (120 UNC) y turbidez (102 NTU) alta, parámetros que nos indican visualmente lo contaminada que se encuentra.



Manifiesta una cantidad apreciable de hidrocarburos presentes en el agua (TPH = 100 mgr/lt).



Contiene una gran cantidad de solidos suspendidos (72 mgr/lt).



Contiene una gran cantidad de solidos disueltos (4041 mgr/lt).



Presenta poca cantidad de gases disueltos (CO2 y H2S).



Contenido alto de microrganismos (bacterias = 10000 col/ml).



Índice de langelier (Is) de 1.49

Si Is > 0 el pH real del agua es superior al de saturación. El agua tiene carácter incrustante Si Is < 0 el pH real del agua es inferior al de saturación. El agua tiene carácter agresivo.

56


Si Is = 0 el pH real del agua es igual al de saturación. El agua tiene carácter equilibrado. Por lo tanto 1.49 > 0 entonces tiene carácter incrustante.

2.5

Equipos a Utilizar en el Tratamiento 

Bombas.



Filtros (lecho) antes de la entrada al tanque.



Tanques de almacenamiento de agua.



Tanque de clarificación (con coagulantes y clarificantes).



Desaireación mecánica (para remoción de CO2 y H2S).



Productos dispersantes para incrustaciones (Fosfonatos).



Productos antibacterianos (Biocidas).

2.5.1 Descripción de Equipos 2.5.1.1 Filtros de lecho (cáscara de nuez) Son tanques cerrados y a presión, que se usan para filtrar sólidos y aceites contenidos en el agua los cuales son indeseables o perjudiciales en la operación de inyección y /o vertimiento. Al pasar el fluido sucio a través del filtro, la mayoría de los sólidos y aceites son removidos (Villarroel, 2010).

2.5.1.2 Lecho filtrante Como lecho filtrante se utiliza la cáscara de nuez del fruto de la palma africana, el cual es un producto resultado de la molienda tipo industrial que se realiza a la cáscara de la palma africana o coco, la cual es seleccionada con una malla especial, dando como resultado una malla ASTM. Esta cáscara es utilizada como lecho en estos filtros, ya que gracias a sus propiedades oleofílicas permite la remoción de aceite de las aguas residuales producto de la industria petrolera principalmente (venezuela, 2004) .

2.5.1.3 Tanque de almacenamiento de agua Estos tanques tienen como función principal suministrar la cabeza hidrostática de succión que requieren las bombas de inyección de agua. Pueden ser fabricados de fibra de vidrio, acero al carbón, galvanizado u otro material resistente a la corrosión. 57


A estos tanques llega el agua ya tratada del proceso con una calidad óptima para la inyección, es decir, libre de aceite (menor de 2ppm), libre de sólidos (menor de 2 ppm), y con productos químicos que previenen los problemas de corrosión e incrustaciones (venezuela, 2004) .

2.5.1.4 Desaireación mecánica Este equipo consta de un Domo o Torre de Desaireación donde el agua ingresa a la torre a través de pulverizadores y se encuentra, a contracorriente, con el vapor que abandona el tanque de almacenamiento, luego de recorrer los platos o relleno de la torre. La salida del agua hacia el resto del proceso se hace a través de la salida, en el extremo opuesto del ingreso, mientras que el vapor con los gases incondensables (O2 y CO2) mezclados salen por la parte superior de la torre para calentarse y mediante condensación separar y recuperar el vapor para reutilizarlo, mientras que el oxígeno y/o el dióxido de carbono son desechados por un orificio (venezuela, 2004)

2.5.2 Descripción y Funcionamiento del Proceso El sistema de tratamiento tiene como finalidad la optimización de la calidad del agua, para que sea lo más compatible con las formaciones a la que va a ser inyectada o vertida. Para ello se requiere de todo un proceso y una serie de equipos necesarios para cumplir este cometido. A continuación se describirá brevemente cada parte y equipo que constituyen el proceso de tratamiento del agua. Antes de la entrada al proceso se tiene un tanque de almacenamiento para acopiar parte del agua que se tiene a disposición y que posteriormente demandara ser tratada y acondicionada para su utilización, en este caso destinada a la inyección de un pozo para darse con esto e iniciar así la recuperación secundaria de aquellos hidrocarburos (petróleo) que en primera instancia no pudo ser extraído del yacimiento, debido a que este quedo sin la energía necesaria para poder cumplir esta función. Posterior al tanque de almacenamiento o recolección de agua se tiene una bomba que por la cantidad y/o disponibilidad de agua puede ser de baja o media potencia para poder impulsar la misma que sale del tanque y llevar así de esta manera a que esta empiece su recorrido, entrando en la etapa de su tratamiento. Pasando primero por una 58


unidad de filtración comprendida por un par de filtros de tipo cascara de nuez donde se dará la remoción de gran parte de los sólidos suspendidos y de aceites (TPH) presentes en el agua. Una vez el agua franquea esta unidad el agua pasa al tanque de clarificación lugar donde se realizara el contacto o la mezcla del agua con coagulantes y floculantes que son inyectados al tanque para reducir la turbidez y bajar el nivel de sólidos en suspensión que aún se encuentren presentes en el agua. Seguido a esto el agua es succionada por una bomba ubicada en la parte inferior a la salida del tanque clarificador y enviada por la misma hacia la siguiente unidad de tratamiento denominada Desaireación mecánica donde por medio de la adición de vapor al sistema calienta el agua y se divide en finas gotas, dándose así la separación de gran parte del oxígeno (en caso de que tenga presente) y del dióxido de carbono (CO2), completándose este proceso de desaireación con la adición de un eliminador químico/secuestrante de oxigeno (Bisulfito de sodio o de amonio). Por la parte superior de esta unidad salen los gases removidos, mientras que por la parte inferior sale el agua libre de oxígeno. Posteriormente sigue su recorrido llegando a un punto de la línea de flujo ubicado estratégicamente donde mediante el uso de una bomba (de bajo caudal pero de alta potencia) se inyectara un producto químico conocido también como dispersante de incrustaciones (Fosfonato), cuya función principal es la precipitación química y quelación de iones, inhibición y/o dispersión para evitar la formación de incrustaciones procedentes de las sales disueltas en el agua. A continuación de eso y de igual forma pero en una zona más abajo sobre la misma línea de flujo, se le inyectara mediante el uso de una bomba (de bajo caudal pero de alta potencia) un biocida destinado a destruir, contrarrestar o neutralizar cualquier microorganismo presente en el agua, procurando con esto dejarla lo más inerte posible para que al ser inyectada a un pozo esta no cambie ni altere las condiciones físicas y/o químicas del mismo .Concluyendo de esta manera el proceso de tratamiento, enviando esta agua tratada (inerte) a un tanque de almacenamiento con una configuración y/o características de 59


diseño especiales, donde se depositara, almacenara y permanecerá ahí quedando a disposición y en condiciones óptimas necesarias requeridas para la inyección a un pozo (Bidner, 2001).

2.6

Factores que afecta al agua de inyección

Hierro (Fe+++): naturalmente se halla en concentraciones muy bajas. Su presencia muchas veces indica problemas de corrosión. El hierro también se combina con los sulfatos y materias orgánicas para formar un lodo de hierro, y

es particularmente

susceptible de formar lodos si hay ácidos presentes. La presencia de este ión puede afectar la potabilidad del agua y, en general, es un inconveniente en las aguas industriales por dar lugar a depósitos e incrustaciones.

Bario (Ba++): es uno de los metales pesados, y se puede combinar con los sulfatos para formar sulfato de bario insoluble. Aún en cantidades pequeñas logra causar grandes problemas. El bario se queda en la superficie por mucho tiempo, por ende se debe evitar su descarga. En un sistema de tratamiento llega a formar incrustaciones en las líneas de flujo o dentro de la formación receptora si el caso es reinyección. Todos los metales pesados tienden a ser tóxicos para los seres humanos en cantidades muy pequeñas y concentrarse en la población marina (crustáceos, camarones, etc.) (Bidner, 2001).

Cloruro (Cl-): es casi siempre uno de los componentes principales de las salmueras. El problema principal del manejo de los cloruros es que la corrosividad de la salmuera aumenta drásticamente con el contenido de cloruro (Bidner, 2001).

Sulfatos (SO4=): este ión, corresponde a las sales moderadamente solubles a muy solubles. También forman costras pero además son la fuente alimenticia para las bacterias reductoras de sulfatos que pueden llevar a la formación de H 2S en el yacimiento. Las aguas dulces contienen de 2 a 150 ppm y el agua de mar cerca de 3,000 ppm (Bidner, 2001).

Sulfuro de Hidrogeno (H2S): las salmueras de yacimientos petrolíferos que contienen H2S se conocen como aguas amargas. En contacto con el hierro produce el sulfuro de hierro, el cual acelera la corrosión y actúa como un serio agente taponador. El ácido 60


sulfhídrico, también conocido como sulfuro de hidrógeno, tiene la característica de tener un desagradable olor y ser muy tóxico (Bidner, 2001).

Dióxido de Carbono (CO2): se conoce como gas ácido, porque en presencia de agua forman ácidos. Se presenta corrosión por presencia de este gas. El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante puede ser ácida como resultado de la formación de ácido carbonilo, he aquí la propiedad corrosiva que el CO2 presenta en presencia de agua. Por su parte el dióxido de carbono es un gas (Bidner, 2001).

2.7

Propiedades que afectan el agua

2.7.1 Color y turbidez El color en los cuerpos de agua surge naturalmente a través de la degradación de materiales orgánicos e inorgánicos. Tales materiales incluyen compuestos de hierro y manganeso, humus, turba, tanino, algas, malezas y organismos. Estos materiales, como también los sólidos suspendidos, no sólo dan color sino también turbidez, lo que hacen que el agua no sea clara y previene la penetración de la luz. La turbidez también se podría decir que es la dificultad del agua para transmitir la luz, ósea que a mayor sea esta, mayor serán las partículas que impiden el paso de la luz y menor visibilidad a través de ella (Bidner, 2001).

2.7.2

Temperatura

La temperatura de los yacimientos es una función de la profundidad. Las temperaturas de las aguas producidas reflejan la temperatura del yacimiento, la tasa de flujo, la geometría del agujero del pozo, la temperatura ambiente y el método de procesamiento en la superficie. En el punto de eliminación las aguas producidas tienen todavía temperaturas elevadas. Las descargas en aguas de superficie elevará su temperatura y este cambio disminuirá los niveles de oxígeno disuelto, causando mortandad de peces, interferirá con la procreación y propagación de las especies, aumentará las tasas de crecimiento de las bacterias, de organismos benéficos y perjudiciales, acelerará las reacciones químicas y conducirá a la eutroficación (Bidner, 2001).

2.7.3

Dureza

La dureza es una característica química del agua que está determinada por el contenido de carbonatos, bicarbonatos, cloruros, sulfatos y ocasionalmente nitratos de calcio y 61


magnesio. El grado de dureza es directamente proporcional a la concentración de sales metálicas. Existen dos tipos: dureza temporal la cual está determinada por el contenido de carbonatos y bicarbonatos de calcio y magnesio. Puede ser eliminada por ebullición del agua y posterior eliminación de precipitados formados por filtración, también se le conoce como dureza de carbonatos. Y la dureza permanente está determinada por todas las sales de calcio y magnesio excepto carbonatos y bicarbonatos. No puede ser eliminada por ebullición del agua y también se le conoce como dureza de no carbonatos (Bidner, 2001).

2.7.4

Contenido de ph

El pH es una medida del complejo equilibrio químico que existe en un cuerpo de agua, o de otra manera es una medida de acidez o alcalinidad. Las aguas superficiales normales contienen químicos disueltos tales como carbonatos, que ayudan al agua a amortiguar cambios rápidos en las concentraciones de iones de hidrógeno e hidroxilos. La vida acuática, las plantas y la vida silvestre sólo pueden sobrevivir dentro de un rango de pH entre 5 y 8.5. En ocasiones niveles excesivos de pH pueden causar problemas de corrosión en la industria (Malaga).

2.7.5

Contenido de sólidos suspendidos (tss)

Es la cantidad de sólidos que pueden separarse por filtrado de un volumen dado, y la cantidad de estos sólidos sirven para estimar la tendencia de taponamiento de los sistemas de inyección. Los TSS son uno de los parámetros para el diseño de equipos de filtración y separación de aguas de producción (Ferrer, 2001).

2.7.6

Contenido de sólidos disueltos (tds)

El TDS es simplemente la suma de las concentraciones de todos los iones individuales.

2.7.7 Alcalinidad Indicación de los compuestos alcalinos o básicos que están presentes en el agua. Regularmente se presentan en forma de hidróxidos, carbonatos y bicarbonatos: de calcio, potasio, sodio y magnesio. Los límites razonables de la alcalinidad están entre 30 mg/l y 250 mg/l. Una alcalinidad inferior a 10 mg/l no es deseable porque convierte el agua en muy corrosiva (Camargo, 2006).

62

inyección de agua

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