Inyeccion de Agua

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS

PRESENTACION

1.- INTRODUCCION Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamientoy una gran extensiòn areal. a fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores Méto Método do de recu recupe pera raci ción ón de hidr hidroc ocar arbu buro ross a part partir ir de una una form formac ació ión n subt subter errá ráne nea a poro porosa sa porta portado dora ra de hidr hidroc ocar arbu buro ros, s, cara caract cter eriz izad ado o porq porque ue comprende las etapas de

(a) !limentar una primera corriente que comprende un agua de alta salinidad a un primer lado de una membrana semipermeable de al menos una unidad de ósmosis directa de una planta de desalinización, y alimentar una segunda corriente que comprende una solución acuosa de un soluto separable a un segundo lado de la membrana semipermeable, en donde la concentración de soluto de la solución acuosa del soluto separable es suficientemente más grande que la concentración de soluto del agua de alta salinidad, de manera que el, agua pasa a tra"és de la membrana semipermea semipermeable ble desde el agua de alta alta salini salinidad dad a la soluc solución ión acuosa acuosa del del solut soluto o separa separable ble para para formar formar una solución acuosa diluida del soluto separable#

Figura 1: Ciclo operatio para la i!"ecci#! $e agua


Fue!te : %i!i&terio $e 'i$rocaruro& () $xtraer una tercera corriente que comprende una salmuera concentrada y una cuarta corriente que comprende una solución acuosa diluida del soluto separable desde el primero y segundo lados respecti"amente de la membrana semipermeable de la unidad de ósmosis directa# (c) separar sustancialmente el soluto separable de la cuarta corriente que comprende la solución acuosa diluida del soluto separable, para formar una corriente de agua de ba%a salinidad que tiene un contenido total en sólidos disueltos menor de &.''' (pm# ($) si es necesario, aumentar la salinidad de la corriente de agua de ba%a salinidad a un contenido total en sólidos disueltos de al menos )'' ppm, con preferencia al menos &'' ppm# 1.1.- I!"ecci#! $e agua *a primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, pro"eniente de alguna algunass arenas arenas acu+fe acu+feras ras poco poco profun profunda dass o de acumul acumulaci acione oness de aguas aguas superficiales, se mo"+a a tra"és de las formaciones petrol+feras, entraba al inter"alo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos "ecinos. $n esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros ao de -/', cuando los operadores notaron que el agua que hab+a entrado a la zona productora hab+a me%orado la producción.

Figura  : E&*ue+a $e u!a pla!ta co! i!"ecci#! $e agua Fue!te : E!erg" Pre&& (ara -'0, la práctica de la inyección de agua tu"o un apreciable impacto en la prod produc ucci ción ón de petr petról óleo eo del del 1amp 1ampo o 2rad 2radfo ford rd.. $l prim primer er patró patrón n de flu% flu%o, o,


denominado una in"asión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo, a medida que aumentaba la zona in"adida y que los pozos productores que la rodeaban eran in"adidos con agua, estos se iban con"irtiendo en inyectores para crear un frente circular más amplio. $ste método se expandió lentamente en otra otrass pro" pro"in inci cias as prod produc ucto tora rass de petr petról óleo eo debi debido do a "ari "arios os fact factor ores es,, especialmente a que se entend+a muy poco y a que muchos operadores estu"ieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena. !demás, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrollo la inyección de gas, generá generándo ndose se en alguno algunoss yacimi yacimient entos os un proces proceso o compe competiti titi"o "o entre entre ambos ambos métodos. $n -)-, la in"asión circular se cambio por un arreglo en l+nea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una l+nea igual de pozos inyectores. (ara -)/, el patrón de l+nea se reemplazo por un arreglo de & pozos. 3espués de -4', la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección. $n la actualidad, es el princi principa pall y más conocido conocido de los método métodoss de recupe recuperac ración ión secun secundar daria, ia, constituyéndose en el proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo extra. 5oy en d+a, mas de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.

1.1..- Tipo& $e i!"ecci#! 3e acuerdo con la posición de los pozos inyectores i nyectores y productores, la inyección de agua se puede lle"ar a cabo de dos formas diferentes.

1.1..1.- I!"ecci#! peri,rica o eter!a. 1onsiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, el agua se inyecta en el acu+fero cerca del contacto agua petróleo.

Caracter/&tica&. -. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y0o la estructura del mismo fa"orece la inyección de agua. ). *os pozos de inyección se colocan en el acu+fero, fuera de la zona de petróleo.

0e!taa&. -. Se utilizan pocos pozos. ). 6o requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores "ie%os como inyectores. $sto disminuye la in"ersión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande.


7. 6o se requiere buena descripción del yacimiento para i niciar el proceso de in"asión de agua. 4. 8inde un recobro alto de petróleo con un m+nimo de producción de agua. $n este tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la 9ltima fila de pozos productores. $sto disminuye los costos de las instalaciones de producción de superficie para la separación agua:petróleo.

De&e!taa&. -. ;na porción de agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. ). 6o es posible lograr un seguimiento detallado del frente de in"asión, como si es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos. 7. $n 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. 4. (uede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento. &. $l proceso de in"asión y desplazamiento es lento, y por lo tanto, la recuperación de la in"ersión es a largo plazo.

1.1...- I!"ecci#! e! arreglo& o $i&per&a. 1onsiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. $l agua in"ade esta zona y desplaza los fluidos del "olumen in"adido hacia los pozos productores. $ste tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a tra"és de un n9mero apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores.

Caracter/&tica& -. *a selección del arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del numero y posición de los pozos existentes. ). Se emplea, particularmente, en yacimientos con pozo buzamiento y una gran extensión areal. 7. ! fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores


interespaciados. $n ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.

0e!taa&. -. (roduce una in"asión más rápida en yacimientos homogéneos, de ba%os buzamientos y ba%as permeabilidades efecti"as con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector es pequea. $sto es muy importante en yacimientos de ba%a permeabilidad. ). 8ápida respuesta del yacimiento. 7. $le"adas eficiencias de barrido areal. 4. (ermite un buen control del frente de in"asión y del factor de reemplazo. &. 3isminuye el efecto negati"o de las heterogeneidades sobre sobre el recobro. <. 8ápida y respuesta de presiones. 0. $l "olumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.

De&e!taa. -. $n comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor in"ersión, debido al alto n9mero de pozos inyectores. ). $s más riesgosa. 7. $xige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos. $s importante sealar que la práctica de arreglos geométricos regulares para ubicar los pozos inyectores es algo que cada d+a se usa menos, ya que con los a"ances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las caracter+sticas de flu%o y la descripción sedimentalógica. sedimentalógica. $s posible ubicar productores e inyectores in yectores en forma irregular, pero apro"echando al máximo el conocimiento de las caracter+stica del yacimiento y optimizando el numero de pozos. .- O23ETI0OS

.1.- Oetio 4e!eral •

$l ob%eti"o principal que se pretende alcanzar con este traba%o es el de poder dar a conocer las principales caracter+sticas de los campos que se encuentran produciendo sus campos mediante la inyección de agua, donde nuestro margen de análisis estará dirigido principalmente a lo que es nuestra querida patria 2oli"ia.


..- Oetio& E&pec/,ico& •

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3ar a conocer la ubicación de los campos productores donde se aplica recuperación secundaria por inyección de agua. Mostrar el n9mero de pozos en cada campo con inyección de agua, as+ como las fuentes de abastecimiento de agua para la inyección de los campos. $ncontrar las capacidades de las plantas, as+ como el control de calidad del agua para la inyección, es decir sus caracter+sticas. 1onocer los "ol9menes y presiones de inyección de los campos que se encuentran produciendo por inyección de agua. Mostr ostra ar un proy royecto ecto pilot iloto o de iny inyecció cción n de agua gua, as+ como omo el rendimiento. (ode (oderr anal analiz izar ar los los caud caudal ales es de recu recupe pera raci ción ón en los los camp campos os de aplicación. 1onsolidar los conocimientos de toda el área de la producción, para que de esta manera podamos darle un me%or y adecuado enfoque a la realización de este traba%o en cuanto a la inyección de agua.

5.- FUNDA%ENTO TEORICO 5.1.- De,i!ici#! $n un campo petrolero explotado en su totalidad, los pozos pueden perforarse a una distancia distancia de entre &' y &'' metros, metros, seg9n la naturaleza naturaleza del yacimiento. yacimiento. Si se bombea agua en uno de cada dos pozos, puede mantenerse o incluso increm increment entars arse e la presió presión n del del yacim yacimien iento to en su con%un con%unto. to. 1on ello ello tambié también n puede aumentarse el ritmo de producción de crudo# además, el agua desplaza f+sicamente al petróleo, por lo que aumenta la eficiencia de recuperación. $n algunos depósitos con un alto grado de uniformidad y un ba%o contenido en arci arcilllla a o barr barro, o, la inun inunda daci ción ón con con agua agua pued puede e aume aument ntar ar la efic eficie ienc ncia ia de recuperación hasta alcanzar el <'= o más del petróleo existente. *a inyección de agua se introdu%o por primera "ez en los campos petroleros de (ennsyl"ania a finales del siglo >?>, de forma más o menos accidental y desde entonces se ha extendido por todo el mundo. $l mo"imiento del agua estimula el desplazamiento del petróleo y afecta el barrido "ertical y areal, determinando de ese modo el factor de de recuperación de petróleo de un campo. Si bien el agua a menudo se considera un problema, el


agua buena es cr+tica para el proceso de producción de petróleo. petróleo. $l agua mala, por el contrario es agua que aporta poco "alor a la operación de producción. $l primer paso en lo que respecta al mane%o del agua es la e"aluación y el diagnostico del sistema de agua. 3ebido a la comple%idad de este sistema, la Figura 5 : 0ol6+e!e& porale& $e agua definición del del problema suele ser ser la parte mas complicada del proceso. proceso.

Figura 7: Orige! $el agua " +e8cla co! el petr#leo Fue!te : %i!i&terio $e 'i$rocaruro& $l agua forma parte integrante y a menudo necesaria, del proceso de producción. 3urante la producción el petróleo es barrido del yacimiento y es reemplazado por agua natural o inyectada. $ste proceso raramente es uniforme. *a heterogeneidad de la formación puede conducir a al incursión prematura de agua y a problemas relacionados con el agua de fondo. *os pozos de producción e inyección son "igilados rutinariamente y mane%ados para minimizar la relación agua@petróleo, maximizar la eficiencia de barrido "ertical y optimizar la producción de petróleo. *os sistemas de superficie pueden ser comple%os y deben ser diseados para mane%ar y tratar los "ol9menes de agua que entren y salen del sistema de producción. *a calidad del agua agua es controlada y "igilada rutinariamente. rutinariamente. *as arenas petrol+feras son barridas por el agua, desplazando al petróleo y generando su flu%o. 6o obstante, el agua se con"ierte en problema cuando el "olumen de petróleo producido que se lle"a a la l a superficie disminuye y los sistemas de tratamiento del agua en superficie se sobrecargan. !l generarse en la superficie mas agua que la necesaria para el proceso de reinyección, el tratamiento y la eliminación de este exceso de agua producida se suma a los costos de producción de petróleo.


Figura 9: For+aci#! $e agua e! el Re&erorio Fue!te: Practica& $e ca+po Pca+-;< 5..- For+aci#! $el agua e! el Re&erorio $l descubrimiento del petróleo en los diferentes campos pertenecientes a una nación es actualmente una de las bendiciones más grandes que se pueden recibir. 6uestra (atria 2oli"ia ha sido bendecida de gran manera con estas riquezas de +ndole energético.

Figura =: Tipo& $e "aci+ie!to e! la ,or+aci#! $e agua Fue!te : >i?ipe$ia *a res responsabili ilidad de la explotación ión de nuestros recurso rsos hidroc hidrocarb arbur+ ur+fer feros os recay recayó ó durant durante e mucho mucho tiempo tiempo en las manos manos de nuestr nuestra a empresa estatal A(B2, la cual estaba encargada de "elar por la adecuada explotación y maximización de los "ol9menes de hidrocarburos recuperables del subsuelo.


6o es sino hasta cursar materias de especial ialización como C8ecuperación Me%oradaD que se entiende que es lo que ocurrió con nuestros campos tradicionalmente productores y el porqué de su pronto CagotamientoD y su CresurrecciónD a manos de empresas extran%eras luego de la tan mentada 1apitalización de A(B2. *os *os camp campos os prod produc ucto tore ress de 5idr 5idroc ocar arbu buro ross pres presen enta tan n dos dos etap etapas as fácilmente diferenciables durante toda su "ida 

@a etapa $e Recuperaci#! Pri+aria que comprende la explotación por Blu%o 6atural o descompresión de los fluidos contenidos en el interior de la corteza terrestre -, y una "ez llegado un punto en que la energ+a de dichos fluidos es insuficiente para que los mismos alcancen la superficie Cpor si solosD se acude a métodos de bombeo bombeo artific artificial ial dándos dándose e un tiempo tiempo de explota explotació ción n conoc conocido ido ) como (roducción por Métodos !rtificiales . 3urante esta primera etapa pueden surgir problemas con las formaciones productoras los cuales

son atendidos mediante inter"enciones o reacondicionamientos de los pozos y la utilización de técnicas adecuadas 7. 

@a Etap Etapaa $e Re Recu cupe pera raci ci#! #! Secu Secu!$ !$ar aria ia la cual cual da comie comienz nzo o cuan cuando do los los méto método doss arti artific ficia iale less de prod produc ucci ción ón lleg llegan an a ser ser insuficientes para propiciar un flu%o de los hidrocarburos. $sta etapa está comprendida por los Métodos de ?nyección de Eas, !gua, Bluidos miscibles y (ol+meros 4. 3ichos métodos consisten en Cemp Cempu% u%ar arDD los los fluid fluidos os hidr hidroc ocar arbu bur+f r+fer eros os rema remane nent ntes es en el 8eser"orio luego de la etapa de 8ecuperación primaria con la inyección de otros materiales para llenar as+ el espacio poral "ac+o de%ado por el desalo%o de los fluidos en la primera etapa.

!l final de la primera etapa de explotación o 8ecuperación (rimaria, ocurre que en la mayor+a de los yacimientos queda atrapado ba%o tierra un "olumen considerable de hidrocarburos hidrocarburos que no tienen la energ+a suficiente para salir ni por flu%o natural ni para ser bombeados por métodos artificiales, dicho "olumen llega a ser en algunos casos superior al &'= de las reser"as totales del yacimiento. Fenemos entonces un panorama que exige la aplicación de los métodos de 8ecuperación Secundaria para poder explotar ese gran "olumen remanente en el 8eser"orio. $s por este moti"o que en la mayor parte Gsino en todosH los grandes yacimientos del mundo se aplican desde hace mucho tiempo métodos de inyección ya sea de agua, gas u otros fluidos para poder explotar la mayor cantidad posible de hidrocarburos. 1 2 3


Surge de este sencillo análisis la conclusión de que nuestros campos tradicionalmente productores no llegaron a agotarse en ning9n momento, sino que no se realizó una e"aluación seria de las reser"as que conten+an, y de esa forma se realizó solamente una explotación primaria de los mismos, de%ando "ol9menes considerables entrampados en el interior de los reser"orios. !l llegar las empresas extran%eras, lo 9nico que hicieron en muchos casos fue aplicar técnicas de 8ecuperación Secundaria y as+ apro"echaron y siguen apro"echando esos grandes "ol9menes de%ados atrás por nuestra empresa estatal. Iueda de esta manera, y por demás, establecida la importancia que tienen los métodos de 8ecuperación Secundaria para la adecuada explotación de los campos campos hidroc hidrocarb arbur+ ur+fer feros. os. $s cierto cierto que por tratarse tratarse de proye proyecto ctoss multid multidisc iscipl iplina inario rios, s, las malas malas decisi decisione oness tomada tomadass para para la explo explotac tación ión de nuestros campos tradicionales pudieron haber tenido or+genes en el análisis de los yacimientos o apreciación de las 8eser"as, pero debemos aceptar nuestra responsabilidad para que esta situación no "uel"a a ocurrir, ya que debemos apro"echar al máximo todos los recursos con los cuales nuestra tierra ha sido bendecida para as+, propiciar su desarrollo. *a recuperación asistida es generalmente considerada como la tercer o 9ltima etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, en ciertos casos se la considera como una producción terciaria. $l primer paso o etapa inicial del procesamiento del petróleo comienza con el descubrimiento del yacimiento, util utiliz izan ando do los los mism mismo o recu recurs rsos os que que la natu natura rale leza za pro" pro"ee ee para para faci facilit litar ar la extracción y la salida del crudo a la superficie Ggeneralmente se utiliza la expansión de los componentes "olátiles y@o el pumping o bombeo forzado para remo"erlo hacia la superficie.

Figura ; : I!&talacio!e& $e Recuperaci#! $e Agua Fue!te: Practica& $e ca+po 0iora Pca+  7=


1uando se produce una considerable disminución de esta energ+a, la producción declina y se ingresa en la etapa secundaria donde energ+a adicional adicional es administrada al reser"orio por inyección de agua. 1uando la inyección de agua de%a de ser efecti"a por la e"aluación entre una pequea extracción de crudo y un ele"ado ele"ado costo de la operación, operación, se considera considera de mayor mayor pro"echo el trata tratamie mient nto o del del pozo pozo.. Se inic inicia ia en este este punt punto o el trat tratam amie ient nto o terc tercia iari rio o o recuperación asistida del pozo de petróleo. $l pozo se encuentra en la etapa final de su historia utilizable y por lo tanto se comienza a entregarle al mismo energ+a qu+mica y térmica con el fin de apro"echarlo y recuperar al máximo la producción. !ctualmente el desarrollo de la técnica de recuperación permite aplicar este método en cualquier momento de la historia 9til del pozo, siempre y cuando sea ob"ia la necesidad de estimular la producción. $l total de la producción de petróleo, combinando el proceso o etapa primaria y secundaria es del orden del 4' = respecto dela cantidad original de materia prima en el lugar. (or eso, la recuperación asistida es de trascendental importancia en el traba%o con el pozo para apro"echar al máximo el rendimiento económico y 9til del mismo. !ntes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe recoger tanta información como le sea posible acerca del pozo y del estatus y de las condiciones de saturación del reser"orio. $ste estudio se realiza mediante ensa ensayyos que que in"o in"olu lucr cran an técn técnic icas as anal anal+ti +tica cass y geol geológ ógic icas as acer acerca ca de la morfolog+a del terreno. Foda esta cadena de información fundamenta las bases racionales para la predicción de reser"as recuperables de petróleo mediante las distintas técnicas que puede in"olucrar una recuperación asistida. *os procedimiento de recuperación in"olucran la inyección de compuestos qu+micos disu disuel elto toss en agua agua,, iny inyecci ección ón de gase gasess misc miscib ible less en alte altern rnac ació ión n con con las las aplicaciones de agua, la inyección de las denominadas micellar solutions Gque son son micr microe oemu muls lsio ione ness comp compue uest stas as por por sulfa sulfact ctan ante tes, s, alco alcoho hole less y acei aceite tess crudos.H, la inyección de "apor, y la combustión in:situ.

Figura B : De&pla8a+ie!to $el petr#leo por el agua e! u! ca!al $e ,luo Fue!te : .elagua  .elaguaital.co+ ital.co+


$n principio los pozos de hidrocarburos producen de manera natural gracias a la energ+a interna del yacimiento hasta llegar a un punto en el que la energ+a presente en el yacimiento es menor a la necesaria para lle"ar el crudo hasta la superficie, por lo que es necesario implementar métodos secundarios de producción o recuperación con el fin de mantener el pozo produciendo produciendo a una taza fi%a y aumentando el factor de recobro del yacimiento. $l método de recuperación por bombeo de agua es uno de estos metidos y por lo general la inyección de agua se realiza por medio de pozos llamados inyectores que se pueden pueden encontrar encontrar en medio de "arios "arios pozos pozos productores productores o al rededor de ellos con el fin de facilitar el desplazamiento de crudo por el medio poroso hasta el pozo y posteriormente hasta la superficie.

Figura<: Secci#! e&*ue+tica $e I!"ecci#! $e Agua Fue!te: E!erg" Pre&& *a primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, pro"eniente de alguna algunass arenas arenas acu+f acu+fera erass poco poco profun profunda dass o de acumul acumulac acion iones es de aguas aguas superf superfici iciale ales, s, se mo"+a mo"+a a tra"é tra"éss de las formac formacion iones es petrol petrol+fe +feras ras,, entra entraba ba al inter"alo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos "ecinos. $n esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros ao de -/', cuando los operadores notaron que el agua que hab+a entrado a la zona productora hab+a me%orado la producción. $n -)-, la in"asión circular se cambio por un arreglo en l+nea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una l+nea igual de pozos inyectores. (ara -)/, el patrón de l+nea se reemplazo por un arreglo de & pozos. 3espués de -4', la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección. $n la actualidad, es el prin princi cipa pall y más más cono conoci cido do de los los méto método doss de recu recupe pera raci ción ón secu secund ndar aria ia,,


constituyéndose en el proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo extra. 5oy en d+a, mas de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.

5.5 INECCION DE A4UA *a inyección de agua tiene origen en el ao -/<&, curiosamente se produ%o de form forma a acci accide dent ntal al cuan cuando do el flu%o flu%o de, de, agua agua de acu+ acu+fe fero ross poco poco prof profun undo doss relacionados a yacimientos y acumulaciones de aguas superficiales, a tra"és de las formaciones petrol+feras penetraba hasta el inter"alo productor en los pozos que ya se hab+an perforado y aumentaba la producción de pozos "ecinos. 1abe destacar que hoy en d+a mas de la mitad de la producción mundial de petróleo se logra gracias a la inyección de agua, siendo este el principal método de recu recupe pera ració ción n secu secund ndar aria ia.. $n la form formac ació ión n bási básica came ment nte e lo que que ocur ocurre re es lo siguiente, como se puede obser"ar en la figura

Figura 1: %igraci#! $el agua e! el petr#leo Fue!te: >i?ipe$io.org $l agua pro"eniente de un pozo inyector penetra entre los poros de la roca saturada con petróleo y lo empu%a hacia las zonas de menor presión, es decir hacia el pozo productor. 3e esta forma se logra la producción a tra"és de la inyección de agua.

Figura 11: Po&t Fluo $e pol/+etro& e! el agua Fue!te: .agua!et.co+


(rofundizando mas en el tema, se puede resaltar que la inyección de agua puede lle"arse a cabo de dos formas de acuerdo con la posición de los pozos inyectores y los productores

a) I!"ecci#! Peri,rica: este método consiste en la inyección de agua en el área externa de la zona de petróleo a tra"és de pozos inyectores cuya profundidad debe ser la adecuada para que el agua sea aadida al acu+fero relacionado al yacimiento y de esta forma aumentar su influencia en la producción como se muestra en la siguiente gráfica

Figura 1: aci+ie!to a!ticli!al $e u! po8o i!"ector Fue!te: >i?ipe$ia $ste tipo de inyección se realiza cuando no se tiene una buena descripción del yacimiento, por esta razón presenta "arias des"enta%as como la incapacidad incapacidad de realizar un seguimiento detallado del flu%o de la in"asión, el lento proceso in"asión: desplazamiento y en el peor de los casos el método puede fallar por no existir una conexión adecuada entre la periferia y la zona de petróleo. (or otro lado presenta "arias "enta%as como la m+nima cantidad de pozos usados puesto que "ie%os pozos pueden ser usados como inyectores recudiendo as+ la in"ers in"ersión ión econó económic mica, a, además además de la excel excelent ente e relaci relación ón de produ producci cción ón petróleo:agua que se logra si existe una conexión adecuada entre la periferia y la zona de petróleo. Características.

-. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y0o la estructura del mismo fa"orece la inyección de agua. ). *os pozos de inyección se colocan en el acu+fero, fuera de la zona de petróleo. Ventajas.


-. Se utilizan pocos pozos. ). 6o requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores "ie%os como inyectores. $sto disminuye la in"ersión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande. 7. 6o se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de in"asión de agua. 4. 8inde un recobro alto de petróleo con un m+nimo de producción de agua. $n este tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la 9ltima fila de pozos productores. $sto disminuye los costos de las instalaciones de producción de superficie para la separación agua:petróleo.

Figura 15: I!"ector $e agua e! ca+po Fue!te : %i!i&terio $e 'i$rocaruro&

Desventajas.

-. ;na ;na porc porció ión n de agua agua inye inyect ctad ada a no se util utiliza iza para para desp despla laza zarr el petr petról óleo eo..


). 6o es posible lograr un seguimiento detallado del frente de in"asión, como si es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos. 7. $n 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. 4. (uede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento. &. $l proceso de in"asión y desplazamiento es lento, y por lo tanto, la recuperación de la in"ersión es a largo plazo.

) I!"ecci#! Di&per&a: este método consiste en la inyección de agua dentro de la zona de petróleo, generando as+ 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

Figura17: Po8o $e I!"ecci#! Fue!te: 2log $el petr#leo $l arreglo de pozos tanto productores como inyectores dependerá de los l+mite l+mitess del yacim yacimien iento to as+ como como de propie propiedad dades es tales tales como como permea permeabil bilida idad d y porosidad que presente el mismo. $ste método presenta una serie de "enta%as bastante interesantes como la rápida respuesta a la estimación del yacimiento, "olumen considerable de petróleo

recuperado en poco tiempo y el fácil control y seguimiento del flu%o de in"asión en la formación.


(ero como todo método también tiene sus des"enta%as, la principal es la considerable in"ersión económica que requiere debido a la cantidad de pozos usados, además de mayor requerimiento de recursos humanos puesto que se debe tener un mayor control y seguimiento en todo el proceso.

Característica.

-. *a selección del arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del numero y posición de los pozos existentes.

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

7. ! fin de obtener obtener un barrido barrido uniforme, uniforme, los pozos inyectores inyectores se distribuy distribuyen en entre los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados.

$n ambos ambos casos, casos, el propósito es obtener obtener una distribució distribución n uniforme uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.

Figura19: I!"ecci#! $e agua e! u! arreglo $e 9 po8o& Fue!te: 2log $el petroleo

Ventajas.


-. (rodu (roduce ce una una in"asi in"asión ón más más rápida rápida en yacim yacimien ientos tos homogé homogéneo neos, s, de ba%os ba%os buzamientos y ba%as permeabilidades efecti"as con alta densidad de los pozos, debi debido do a que que la dist distan anci cia a inyec inyecto torr es pequ peque ea. a. $sto $sto es muy muy impo import rtan ante te en yacimientos de ba%a permeabilidad. ). 8ápida respuesta del yacimiento. 7. $le"adas eficiencias de barrido areal. 4. (ermite un buen control del frente de in"asión y del factor de reemplazo. &. 3isminuye el efecto negati"o de las heterogeneidades sobre el recobro. <. 8ápida y respuesta de presiones. 0. $l "olumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.

Desventaja.

-. $n comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor in"ersión, debido al alto n9mero de pozos inyectores. ). $s más riesgosa. 7. $xige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos. $s importante sealar que la práctica de arreglos geométricos regulares para ubicar los pozos inyectores es algo que cada d+a se usa menos, ya que con los los a"an a"ance cess en desc descrip ripció ción n de yacim yacimie ient ntos os,, al tene tenerr una una buen buena a idea idea de las las cara caract cter er+s +stic ticas as de flu% flu%o o y la desc descri ripc pció ión n sedi sedime ment ntal alóg ógica ica,, es posi posibl ble e ubica ubicarr productores e inyectores en forma irregular, pero apro"echando al máximo el conocimiento de las caracter+stica del yacimiento y optimizando el numero de pozos.


Figura 1= : El po8o $e I!"ecci#! " pro$ucci#! Fue!te : 2log $el Petr#leo $l procedimiento qu+mico general de una recuperación asistida se ilustra en la figur figura a -0, -0, utili utiliza zand ndo o el méto método do espe espec+ c+fic fico o de pol+ pol+me mero ross alca alcalilino nos. s. (or (or lo gene genera rall ,la ,la intr introd oduc ucci ción ón de prod produc ucto toss qu+m qu+mic icos os a un pozo pozo se encu encuen entr tra a precedidas por un preflush Gesto consiste en la inyección de agua de ba%a salinidad o de contenidos salinos determinados por adición a la misma de cantidades espec+ficas.

Figura 1;: Recuperaci#! a&i&ti$a para i!"ecci#! $e agua Fue!te : Oil re&eroir a!$ e!erg"


*os aditi diti""os qu+mic +micos os son del del tip tipo de dete eterge rgentes ntes Ggen Ggene eralm ralme ente nte petróleos petróleosulfona ulfonados.H dos.H,, pol+meros pol+meros orgánicos orgánicos Gpara incrementa incrementarr la eficacia eficacia del remo"ido en un reser"orio heterogéneo.H y micellar solutions. *a solución alcalina u otras soluciones son inyectadas luego de que se halla realizado el preflush del pozo. 3icha 3icha inyecc inyección ión se halla halla proseg proseguid uida a por por la inyecc inyección ión de una soluc solución ión de pol+meros Gusualmente un poliacrilamida o polisacáridoH para incrementar la "isc "iscos osid idad ad del del flui fluido do,, gana ganarr espa espaci cio o y minim minimiz izar ar pérd pérdid idas as por por dilu diluci ción ón o channeling. Bina Binalm lmen ente te,, la salin salinid idad ad del del agua agua adic adicio iona nada da que que siga siga a la inye inyecc cció ión n del del pol+mero es aumentada respecto de la concentración normal que caracterizan a los fluidos petroqu+micos.

Figura 1B: I!"ecci#! $e agua a lo& po8o& pro$uctore& Fue!te: >i?ipe$ia.org 5.7.- P@ANTA DE TRATA%IENTO DE A4UA PARA INECCIN


1omo ya se estableció con anterioridad, las técnicas de recuperación me%orada o secundaria de hidrocarburos se utilizan para propiciar la extracción de "ol9menes de hidrocarburos que quedaron atrapados en el seno terrestre luego de que una parte de las reser"as originales fuesen producidas mediante flu%o natural. (ara (ara la apli aplica caci ción ón de los los proy proyec ecto toss de iny inyecci ección ón de agua agua o gas gas correspondientes a la etapa de recuperación secundaria del yacimiento se deben tener en cuenta muchos factores que influyen en el diseo y selección de la técnica de aplicación a un campo indi"idual, y es más, a un 8eser"orio o formación espec+fica dentro del campo. !demás se debe mencionar que en los reser"orios con gran producción de agua agua se debe deberá rá impl implem emen enta tarr un nue" nue"o o métod método o de prod produc ucci ción ón de agua agua implementando nue"as tecnolog+a y metodolog+as 9tiles a la hora de realizar los cálculos de "ol9menes y presiones de inyección.

Figura 1< : Di&triuci#! $e capa& e! la i!"ecci#! $e agua Fue!te : 2P pro$uctio! Se debe e"aluar primero las reser"as que la formación en cuestión contiene, para "erificar la factibilidad del proyecto de inyección de agua o gas. Se tendrá tendrá siempre siempre en cuenta cuenta que que la recupe recuperac ración ión secund secundari aria a posibi posibilita lita la explotación de los "ol9menes de hidrocarburos remanentes en el subsuelo, pero pero no sin sin el cost costo o que que sign signifific ica a prop propor orci cion onar ar una una ener energ+ g+a a adic adicio iona nall al reser" reser"ori orio. o. 1uando 1uando el reser" reser"ori orio o en análisi análisiss prueba prueba conten contener er import important antes es "ol9menes comerciales de fluidos hidrocarbur+feros se dice que el proyecto de 8ecuperación Me%orada es CfactibleD.


Figura : Diagra+a $e proce&o& $e I!"ecci#! Fue!te : 2P Pro$uctio! *ueg *uego o de anal analiz izad ada a la fact factib ibililid idad ad del del proy proyec ecto to de 8ecu 8ecupe pera raci ción ón Me%orada, se procede al análisis de la parte técnica del mismo. Se obser"an los distintos parámetros petrof+sicos del campo y del reser"orio y se realiza, casi como una obligación, un nue"o modelo geológico del campo para facilitar su e"aluación. 1uando, después de haber dado los pasos pertinentes, se decide realizar una inyección inyec ción de agua ag ua & al reser"orio, se entra en una de las fases más importantes del proyecto, la cual consiste en el diseo de la planta donde se tratará el agua a ser inyectada al yacimiento, para adecuar sus propiedades a aquellas de la 8oca, este proceso contempla un análisis del agua de formación originalmente entrampada %unto al petróleo en el subsuelo y que fue producida %unto con el mismo, luego se tendrán parámetros de densidad, salinidad, etc. y se tratará que el agua Cnue"aD que pro"iene de otras fuentes y ser"irá para la inyección, se parezca lo más posible en sus propiedades al agua original o cognata. $ste traba%o se lo realiza con moti"o de e"itar posibles daos que se pueda ocasionar a la formación al ser incompatible el agua inyectada con los mine minera rale less que que conf confor orma man n dich dicha a form formac ació ión n y para para trat tratar ar de maxi maximi miza zarr la efecti"idad de desplazamiento de hidrocarburos con la inyección del agua. $n algunos depósitos con un alto grado de uniformidad y un ba%o contenido en arci arcilllla a o barr barro, o, la inun inunda daci ción ón con con agua agua pued puede e aume aument ntar ar la efic eficie ienc ncia ia de recuperación hasta alcanzar el <'= o más del petróleo existente.


Figura 1: I!"ecci#! $e agua e! po8o& pro$uctore& Fue!te: @a e!erg/a $el +u!$o.co+ $l ob%eto de una planta de inyección de agua G(?!H es suministrar el agua necesaria para realizar la recuperación secundaria de los pozos en donde se obser"a una declinación en la producción. Se deberá tener una fuente de agua de suficiente "olumen para pro"eer las cantidades adecuadas y calculadas para la inyección. $stas fuentes pueden ser pozos de agua especialmente perforados para el propósito o cuerpos de agua superficiales Gr+os, lagosH, sin embargo la utilización estos 9ltimos implica un estudio cuidadosos de ?mpacto !mbiental. Jcurre a "eces que el agua que se encuentra en los pozos de agua no tiene la suficiente fuerza para salir por si sola del seno terrestre, entonces se puede optar por inyectar gas al reser"orio acu+fero con el propósito de hacerlo fluir. Se tendrá en cuenta que si se opta por esto, se deberá luego transportar el agua hasta un sistema de separación gas K agua antes de realizar el tratamiento de la misma en la planta propiamente dicha.


Figura : Fluo $e e&trato& e! la i!"ecci#! $e agua Fue!te : E!erg" Pre&& ;na "ez que se cuenta con la fuente o fuentes de suministro, el próximo paso es determinar el tipo de tratamiento que ha de ser aplicado al agua. *a eficiencia del tratamiento del agua, y consecuentemente, la calidad del agua empleada, depende directamente directamente de la clase de equipo, de la manera que en el que que este este es util utiliz izad ado o y de las las subs substa tanc ncia iass qu+m qu+mic icas as empl emplea eada dass en el tratamiento. (or tanto, es esencial conocer aspectos relacionados con el diseo y operación de la futura planta de tratamiento. 3.5.- Diseño y Operación de la Planta de Tratamiento de A!a

$l adecuado diseo de la planta en la que el agua tiene que ser tratada para para la inyec inyecci ción ón al subs subsue uelo lo y el méto método do de oper operac ació ión n de esta esta plan planta ta,, determinará grandemente el éxito de un proyecto de inyección.

Figura 5 : Si&te+a $e i!"ecci#! i!er&a Fue!te : E!erg" Pre&& Eeneralmente, las plantas de simple diseo Gsistemas cerradosH son mas adecuados para el tratamiento de aguas de campos petrol+feros, por su relati"ame relati"amente nte ba%o costo costo original original y porque porque el mantenimien mantenimiento to y super"isi super"isión ón son menores que los requeridos son una planta de diseo mas comple%o Gsistemas abiertosH. *as diferencias en los requerimientos de una planta en la que el agua


de los factores f+sicos y qu+micos básicos in"olucrados en los mismos. !s+ mismo no hay diferencias fundamentales en el diseo del equipo para el tratamiento de aguas dulces o saladas, excepto el hecho de que las aguas saladas son más corrosi"as que las dulces.

Figura 7 : Nuea tec!olog/a 2P para i!"ecci#! $e agua Fue!te : 2P Pro$uctio! *os factores que se deben considerar y e"aluar cuidadosamente en el diseo de una planta son 

1aracter+sticas del agua a ser tratada.



1alidad del agua tratada necesaria para lograra el ob%eti"o deseado



*ocalización optima.



1apacidad de la planta.



Fipo de planta.

! continuación "eremos "eremos unos pocos detalles detalles relati"os a cada punto sealado sealado 

Caracter/&tica& $el Agua

;na e"aluación cuidadosa se realiza, esta deber+a 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.


Figura 9: Pla!ta Co!e!cio!al $e i!"ecci#! $e agua Fue!te: %i!i&terio $e 'i$rocaruro& 'i$rocaruro& *as muestras agua de la fuente principal de apro"isionamiento no deber+an ser analizadas para detectar las cantidades aproximadas y el tipo de microorganismos presentes. *a posibilidad de usar agua de un suministro auxiliara o de reser"a deber+a ser también considerada, y las caracter+sticas de esta agua deben as+ mismo ser determinadas. 3eben eben cons consid ide erars rarse e los los efec efecto toss de mez mezclar lar aguas guas y la consecuente y posible formación de compuestos insolubles que puedan obstruir la arena en el pozo o dentro de la formación petrolera. !s+ mismo, la posibilidad de corrosión causada por los "arios constituyentes de las aguas. $l mét método mas simple y confiab iable para determinar la comp compat atib ibililid idad ad de dos dos o mas mas agua aguas, s, es mezc mezcla larla rlass y obse obser" r"ar ar los los comp compon onen ente tess form formad ados os y los los prec precip ipititad ados os resu resulta ltant ntes es,, para para lueg luego o proceder al análisis de tales precipitados. 

Cali$a$ $el Agua

3espués de que las caracter+stica icas del agua han sido determinadas, se debe considerar el tratamiento al que el agua debe ser sometida para obtener la calidad deseada. $l tipo y la cantidad de gases disueltos son factores importantes. $l agua puede contener bióxido de carbono, acido sulfh+drico y oxigeno. $l problema mayor es el de la corrección. *os gases disueltos pueden ser eliminados por aeración y tratamiento qu+mico, siendo muchas "eces necesario el empleo de inhibidores de corrosión.


Si el acid acido o sulf sulfh+ h+dr dric ico o y el bióx bióxid ido o de carb carbon ono o libr libre e está están n presentes en apreciables cantidades, es necesario eliminar estos gases por aireamiento y tratamiento qu+mico. $l agua que contiene una alta cant cantid idad ad de bióx bióxid ido o de carb carbon ono o libr libre, e, pero pero no oxig oxigen eno o ni acid acido o sulfh+ sulfh+dri drico, co, puede puede ser ser inyect inyectada ada a tra"és tra"és de sistem sistemas as cerrad cerrados os con resu resultltad ados os sati satisf sfac acto tori rios os,# ,# sin sin emba embarg rgo, o, cuan cuando do el aire aire lleg llega a a introducirse en el sistema, la potencia corrosi"a del bióxido de carbono será será inte intens nsifific icad ada a por por la pres presen enci cia a de oxig oxigen eno. o. Much Muchas as agua aguass supe superf rfic icia iale less que que pued pueden en ser ser usad usadas as para para la inyec inyecci ción ón está están n casi casi satu satura rada dass con con aire aire.. $sta $sta agua agua debe deber+ r+an an ser ser trata tratada dass en sist sistem emas as abiertos para "ol"erlas menos corrosi"as y mas estables.

Figura =: Pla!ta co!e!cio!al $e trata+ie!to $e i!"ecci#! $e agua Fue!te: Ea!& G Nel&o!

*a materia suspendida debe ser eliminada por sedimentación o filtración. $l agua puede incluir una "ariedad de materiales tales como bario bario,, estr estron onci cio, o, hier hierro ro y calc calcio io,, en solu soluci ción ón con con sulfa sulfato tos, s, sulf sulfur uros os carbonatos y radicales óxidos. *os compuestos mas problemáticos son los de hierro, principal principalmente mente en la forma de hidróxido férrico y sulfuro ferroso.

1uan 1uando do dos dos agua aguass son son mezc mezcla lada dass en la super uperfifici cie e o en el subs subsue uelo lo pued pueden en caus causar ar la form formac ació ión n de comp compue uest stos os inso insolu lubl bles es,,


pudiéndose requerir el empleo de un equipo de tratamiento diseado para eliminar dichos compuestos. !s+ por e%emplo, si contiene apreciable cantidad de bario o estroncio soluble y es mezclada con otra que tiene excesi"os sulfatos solubles, sulfato de bario o estroncio insoluble será precipitado. $ste hecho puede ocurrir en la planta de tratamiento, dentro del sistema de distribución e inyección, o en el yacimiento a menos que un ión sea separado antes de la inyección. ;na de las principales causas del taponamiento de los poros de la arena es la presencia de microorganismos en el agua de inyección, algas, bacterias y otras materias orgánicas introducidas o fomentadas dentro de un yacimiento petrol+fero, pueden multiplicarse rápidamente hasta que los poros en la cara de la arena o dentro la formación sean parcialmente taponados, reduciendo de este modo la inyección del agua y la consecuente recuperación de petróleo. $l material suspendido es efecti"amente eliminado por filtración. $l crecimiento de las bater+as puede ser controlado por la adición de agentes esterilizantes o bactericidas. 

@ocali8aci#! $e la Pla!ta.

*os factores dignos de consideración en la selección del sitio para una planta de tratamiento son adecuado espacio, proximidad a una fuente principal, y disposición de puntos de inyección. $l factor determinante en la selección de la ubicación de una planta es probable que sea la proximidad del suministro principal del agua agua,, y no los los punt puntos os de iny inyecci ección ón,, que que esta estará rán, n, en lo posi posibl ble, e, esparcidos razonable y uniformemente a tra"és del área de inyección. Sin embargo, una planta situada cerca del centro del área puede ser mas económica, a causa del costo original mas ba%o y del mantenimiento mas barato del sistema de caer+as. $l siguiente factor de importancia importancia en la selección selección de la ubicación ubicación es la topograf+a del terreno. ;n ahorro substancial en el costo original y en la operación y mantenimiento de la planta puede ser efectuado, mini minimi miza zand ndo o el n9me n9mero ro de bomb bombas as,, a caus causa a de los los efec efecto toss de la gra"edad sobre el agua de la instalación. 

Capaci$a$ $e la Pla!ta.

Muchos Muchos proye proyecto ctoss de inyecc inyección ión de agua agua son son inicia iniciados dos como como operaciones piloto y frecuentemente de -' a /' acres son desarrollados para la inyección. Si llega a ser e"idente la inyección piloto es un éxito económ económico ico,, el proye proyecto cto puede puede ser extend extendido ido al termin termino o del perio periodo do experimental, incluyendo la superficie total disponible y adecuada para la inyección.


$s econ económ ómic icam amen ente te impr imprac actitica cabl ble e empl emplea earr un equi equipo po de tratamiento a toda su capacidad para una pequea cantidad de agua requerida en una inyección piloto. $n lo posible, el equipo debe tener la prec precis isa a capa capaci cida dad d para para trata tratarr y mane mane%a %arr el agua agua nece necesa saria ria para para la inyección piloto. 1uando el proyecto es extendido al término de la operación piloto, el equipo original puede ser empleado agregando unidades Standard conforme se necesiten. $s una práctica enteramente económica utilizar los mismos filtros, bombas, tratadores, y otras unidades, durante todo el tiempo que dura el proyecto. 

Tipo& $e Pla!ta&

3espués de que las caracter+sticas del agua a ser tratada han sido sido dete determ rmin inad adas as,, la deci decisi sión ón será será efec efectu tuad ada a en cuan cuanto to a si se empleará un sistema de tratamiento abierto o cerrado.

Si&te+a& Cerra$o&.- *os sistemas cerrados pueden ser definidos como aquellos en los cuales la planta es diseada para e"itar el contacto del agua con el aire, impidiendo de este modo reacciones de oxidación: reducción, con la consecuente precipitación de sólidos y la subsiguiente solución de excesos atmosféricos de oxigeno en el agua. $n el sistema cerrado, el agua del suministro es descargada en un tanque de almacenamiento que tiene un sello de petróleo en el tope del agua o gas natural encima, la presión de agua es reducida a la atmosférica, permitiendo que parte de los gases escapen. 3el tanque de almacenamiento el agua es bombeada a los pozos inyectores mediante bombas de alta presión.

Petróleo De la Fuente

H2O

Al o!o ara "n#e$$"ón

Figura ;: Pro$ucci#! $e la ,ue!te $e I!"ecci#! $e Agua Fue!te: %i!i&terio $e 'i$rocaruro& 'i$rocaruro& 1uando el agua del apro"isionamiento y la del yacimiento son compatibles y estables, y cuando el problema es solamente de filtración, separación y esterilización, entonces el sistema cerrado es usado sin peligro.


$n este sistema todos los tanques, bombas, tratadores, y sistema de caer+as deben ser a prueba de escapes o filtraciones. !demás, es buen bueno o minim minimiz izar ar el n9me n9mero ro de unid unidad ades es mecá mecáni nica cass y empl emplea earr un sistema de caer+as tan simple como sea posible. *as *as "ent "enta% a%as as de este este sist sistem ema a son son la baja baja invers inversión ión inicia inicial, l, el mantenimiento barato y la fácil operabilidad.

Si&te+a& Aierto&.- $n estos sistemas, no se hace ning9n esfuerzo para excluir el aire de la planta. (or el contrario, en la mayor+a de tales plantas el agua es aireada intencionalmente para oxidar los compuestos ferrosos y manganosos a los estados de férrico y mangánico insolubles. *os gases acidificados disueltos son liberados, el "alor del p5 se ele"a y la s9per saturación de carbonatos del agua es reducida. $l agua procedente del suministro es introducida en un estanque de sedimentación, pasando pre"iamente a tra"és de un aireador. (ara acelerar el proceso de sedimentación coagulantes son agregados el alumbre combinado con bicarbonatos en el agua forma el hidróxido de aluminio, el cloruro férrico es usado como coagulantes cuando el bario esta esta pres presen ente te## un álca álcalili gene genera ralm lmen ente te cal, cal, pued puede e ser ser aad aadid ido o en cantidades controladas para que reaccione con el bióxido de carbono libre y los bicarbonatos, formándose precipitados de carbono, y por tanto estabilizándose el agua. *as substancias qu+micas son mezcladas mezcladas con el agua mediante un alimentador dosificador en una cámara de mezcla. $sta cámara de mezcla esta situada entre el arreador y el estanque de sedimentación. *a coag coagul ulac ació ión n efec efectiti"a "a redu reduce ce el tama tamao o del del esta estanq nque ue de sedime sedimenta ntació ción n requer requerido ido para la carga carga de agua dada. dada. *a adecu adecuada ada dimen imenssión ión del esta stanque nque de sedime diment nta ación, ión, el uso uso efec efecti ti""o de substancias qu+micas, y la estratégica colocación de los tabiques, detienen el agua por por sufi sufici cien ente te tiem tiempo po como como para para que que la may mayor+a or+a de los los sóli sólido doss suspendidos se asienten. $sto es de "ital importancia, puesto que de no suceder as+, se corre con el riesgo de que los filtros sean sobrecargados o no operen a su máxima eficiencia. 3el estanque de sedimentación el agua "a hacia los filtros para completar el traba%o realizado en el estanque. *os filtros pueden ser del tipo rápido o a presión que son mas empleados o bien, estar constituidos por depósitos abiertos donde el agua fluye por gra"edad. F+picamente el filtro esta rellenado con roca triturada, gra"a y arena o antracita.


Figura B: 2ater/a $e pro$ucci#! ca+po Ca+iri Fue!te: Practica& $e ca+po CHaco 1uando los filtros llegan a ser taponados pierden su eficiencia y requieren un Crele"adoD para eliminar los residuos r esiduos depositados. $l Crele Crele"a "ado doDD es el proc proces eso o de in"e in"ert rtir ir la dire direcc cció ión n del del flu% flu%o, o, bombeando agua desde el Ctanque de agua tratada o limpiaD Gclear tanLH hacia los filtros, para luego descargarla a un Cestanque de rele"adoD GbacLash pondH o estanque de sedimentación. $l agua procedente de los filtros "a por gra"edad al Ctanque de agua tratada o limpiaD, donde es almacenada y luego bombeada a los pozos de inyección por medio de bombas de alta presión.

5.=.- I!&talacio!e& $e Recuperaci#! $e Agua

Figura <: Pla!ta& $e i!"ecci#! $e agua $e Cara!$a " Patuu&al Fue!te : Practica& $e Ca+po CHaco Seripetrol Petrora& 2oliia


?nstaló unidades de recuperación de "apores en 1aranda, 2oli"ia a finales de este ao. N),''' bopd# 4' gra"edad !(? del crudo# presión del separador &' psig N$stimación promedio de captura de gas por -4- Mcfd N8etorno anual de ;SO)&0,/'' más el "alor del condensado producido producido

Figura 5: Pla!ta& $e Trata+ie!to $e Colpa " Cara!$a Fue!te: Practica& $e Ca+po CHaco 5.;.- 4e!eraci#! $e agua ao pre&i#! Se da básicamente en la etapa de la explotación de yacimientos

Figura 51: I!"ecci#! $e agua ao pre&i#! Fue!te: 2P Pro$uctio! 6ormalmente se inyecta alg9n fluido, gas o agua, para mantener la presión del yacimiento y aumentar la recuperación de aceite.


Figura 5: I!"ecci#! $e agua e! +ultietapa& Fue!te: 2P Pro$uctio!


Figura 55: Po8o& I!"ectore& $e agua e! 2oliia Fue!te: Practica& $e Ca+po $e 0ictor CHipa!a Jergua


Figura 57: Pla!ta $e trata+ie!to $e agua $e I!"ecci#! Fue!te: Prctica& $e Ca+po $e la 0ertie!te

7.- U2ICACIN DE CA%POS PRODUCTORES DONDE SE AP@ICA @A RECUPERACION RECUPERACION SECUNDARIA POR INECCION DE A4UA


Figura 59: Uicaci#! 4eogr,ica $e lo& ca+po& $e i!"ecci#! $e agua Fue!te: %i!i&terio $e 'i$rocaruro& 'i$rocaruro&


Figura 5=: Uicaci#! $el ca+po apaca!i Fue!te: %i!i&terio $e 'i$rocaruro& 'i$rocaruro& 9.- NU%ERO DE POKOS INECTORES DE A4UA EN CADA CA%PO "mpresa Andina

CA%PO 1!M 1 12 *(6 8E3 S?8 F 3A P28 A(1

1amiri 1ascabel *a (ea 8io Erande Sirari Fundy Pibora Aapacani

6ue"o 6ue"o 6ue"o $xistente $xistente 6ue"o $xistente $xistente

Po8o& i!"ecta$o& -0,&/,0),/),-< -) 47F,4&F,&7F,&4 )'F,44,4<,&7,<7* y 1,/* ),-':5 41,&*,--*,-)*,-7F,-01 -'F,--F

"mpresa C#aco

CA%PO 181

1arrasco

6ue"o

Po8o& i!"ecta$o& -)Q


5S8 PE8

5 Suarez 8 Puelta Erande

6ue"o $xistente

0Q,-'Q -7S,-4,-<,-,)-

"mpresa $a%!s

CA%PO (*M S82

(aloma Surubi

6ue"o $xistente

Po8o& i!"ecta$o& !7-,>-,!
"mpresa Pere& company

CA%PO 1!8 1*(

1aranda 1olpa

$xistente $xistente

Po8o& i!"ecta$o&
"mpresa Andina

Ca+po @a PeLa Po8o

Tipo Po8o

*(R:&<

?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua

*(R:'44 ?6A (*R:'4& *(R:'4/ ?6A *(R:'&7 ?6A *(R:'&< ?6A *(R:'&4 ?6A *(R:'<) ?6A *(R:'0' ?6A *(R:'07 ?6A *(R:'/0 ?6A

Si&te+a $e Etracci#! Eas *ift

Pre&i#! Tui!g

Pre&i#! Separa$or

Eas *ift

-<)'

-/''

Eas *ift

'

-4)'

Eas *ift

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-/''

Eas *ift

-0'

-/''

Eas *ift

'

-/''

Eas *ift

-0''

-/''

Eas *ift

-&4'

-/''

Pre&i#! Tui!g

Pre&i#! Separa$or

Ca+po Rio 4ra!$e Po8o

Tipo Po8o

Si&te+a $e Etracci#!


8E3:')4 ?6A 8E3:')/ ?6A

?nyector : !gua ?nyector : !gua

Surg. 6at.

' '

E+pre&a Rep&ol  PF Ca+po Surui Po8o

Tipo Po8o

S82:!S;M?3$8J S82:!7 S;M?3$8J S82:3-

?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua ?nyector : !gua

S82:?S82:?) S82:?7 S82:?4 S82:?& S82:22:>-'): *(F S;M?3$8J

Si&te+a $e Etraccio!

Pre&io! Tui!g

Pre&io! Separa$or

-)

'

TA2@A 1: ESTADO DE @OS POKOS CON PRODUCCION DE A4UA Fue!te : %i!i&terio $e 'i$rocaruro& ! continuación sealaremos los resultados obtenidos obtenidos en pozos donde se aplico el método de inyección de agua.

a) Re Re&e &er ror orio io Ca+ Ca+ei eiti ti (rácticamente no existe mantenimiento de presión, a excepción de un punto de presurización aislada sin incidentes en el sistema, el punto de presurización indicado corresponde más bien a un pozo nue"o perforado en el campo y cuyo rango de presión medida oscila en el inter"alo de ni"eles pre"istos y encontrados al iniciar la producción natural de reser"orio. 6o existe producción adicional de petróleo por efecto de la inyección de agua.

) Re

io Palo Palo


Se obser"o un m+nimo mantenimiento de la presión la cual se debe mas que todo a la rehabilitación de pozos cerrados y que luego de ser reacon reacondic dicion ionado ado muestr muestra a una le"e le"e me%or+ me%or+a a por la energ+ energ+a a natura naturall acumulad acumulada. a. *a inyección inyección de agua agua a este reser"orio reser"orio no contribuy contribuyo oa me%orar la recuperación adicional del crudo por no cumplir normas pre"istas en el modelo matemático de su diseo y al mismo tiempo debido debido a proble problemas mas de permea permeabil bilida idad d y hetero heterogen geneid eidad ad en este este formación.

c) Re Re&e &er ror orio io Tati* Tati*ui ui Se obser"o excesi"a fluctuación en rangos propios de reser"orios con ba%a relación de solubilidad por falta de represurización del sistema, que permite en alg9n modo atenuar dichas fluctuaciones de la 8E( de producción, no existe mantenimiento significati"o de La presión del yacimiento. $l le"e incremento en la producción del petróleo que se obser"a en la cur"a correspondiente se debe al pozo 1!8:-')F cuyo aporte era esencialmente acu+fero lo cual anulaba el flu%o relati"o de la fase petrol+fera pro"eniente de otras l+neas de flu%o.

$) Re& Re&er erori orio o Suru Surui-22 i-22 $n este reser"orio se inyecto primero gas, si bien existió una cierta estabilización de la presión de fondo la cur"a de producción mostró una fuerte ca+da sin opción a una posible recuperación adicional de crudo. ! continuación mostramos mostramos le historial de producción producción del campo 1aranda

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Tala5 : Uicaci#! $e lo& po8o& i!"ecta$o& por i!"ecci#! $e agua Fue!te: PF2 A!$i!a CA%PO

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*a planta de inyección de agua recibe el agua de producción de los separadores de inyección y los drena%es de las plantas de inyección, compresión y absorción para totalizar un "olumen de l+quido de )-''2bl@d+a. *o que hace la (?! es tratar esta agua Gcon algo de condensado y suciedadesH y acondicionarla par su posterior en"+o a *a (eaH donde se la reinyecta a pozo.


Figura 5;: Fue!te $e aa&teci+ie!to& $e agua e! el ca+po Palo+a Fue!te : Practica& $e Ca+po $xisten en la actualidad -& campos en los cuales se aplican métodos de 8ecuperación Secundaria -. ). 7. 4. &. <. 0. /. .

1amiri 1ascabel *a (ea 8+o Erande Sirari Fundy P+bora Aapacan+ 1arrasco

$n los -& campos mencionados se lle"an a cabo proyectos de inyección de Eas, !gua u otros fluidos, ya sea en proyectos piloto G1ascabelH o ya en aplicación total o parcial para ciertos reser"orios de los campos. $stos campos están ba%o la %urisdicción de las empresas !ndina, 1haco, Maxus y (erez 1ompany. !l realizar el presente traba%o t raba%o se tropezó con ciertas dificultades ya que las autoridad autoridades es entre"istada entre"istadass < nos nos dier dieron on a ente entend nder er que que los los dato datoss con con referencia a los proyectos de 8ecuperación Secundaria son mane%ados con extrema reser"a# sin embargo se pudo acceder a algunos de los proyectos proyectos y se a"eriguaron los resultados que a continuación se presentan.

TA2@A 7 ESTADO DE @OS POKOS EN 2O@I0IA POR CO%PAA POKOS CA%PO ANDINA 2JI;$8J6

No. TOTA@

PRODUCTORES CERRADOS

INECTORES 4ASA4UA

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TA2@A 9 ESTADO DE @OS POKOS EN 2O@I0IA POR CO%PAA POKOS CA%PO

No. TOTA@

0INTA3E PETRO@EU% R;(;1J / (J8P$6?8 -4 6!8!6?**JS 7< 15!1J S;8 ) FJF!* P?6F!$ <' %AUS 1!M2$?F? -M!8E!8?F! 7



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TA2@A = ESTADO DE @OS POKOS EN 2O@I0IA POR CO%PAA POKOS CA%PO PETRO2RAS S!2!*J S!6 !*2$8FJ FJF!* ($F8J28!S %ATPETRO@ S.A. P?**!MJ6F$S FJF!* M!F($F8J* TOTA@

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Fue!te: %i!i&terio $e 'i$rocaruro& " E!erg/a

Tala;: E&ta$o $e lo& ca+po& por e+pre&a Fue!te: %i!i&terio $e 'i$rocaruro& 'i$rocaruro&


Tala B : E&ta$o $e lo& po8o& i!"ectore& por co+pa!ia Fue!te : PF2 ! continuación se presenta un pequeo gráfico comparati"o en el cual se ilustra la distribución porcentual de los pozos existentes en el territorio nacional seg9n el estado en el que se encuentran.


4= 7'=

(8J3;1FJ8$S 1$88!3JS ?6A$1FJ8$S E!S@!E;!

<<=

Figura 5<: Di&triuci#! Porce!tual &eg6! e&ta$o $e po8o& Fue!te: %i!i&terio $e 'i$rocaruro& 'i$rocaruro& *a tabla siguiente ilustra los "ol9menes de inyección de gas@agua en los diferentes campos y los "ol9menes de hidrocarburos que se recuperan de los mismos# "ale la pena hacer notar que en el caso espec+fico de inyección de gas los "ol9menes recuperados se e"al9an con la siguiente ecuación de balance de materia

4a& re+a!e!te Q Re&era Proa$a  4a& Pro$uci$o  4a& I!"ecta$o $sta ecuación representa el flu%o de ciclos de reinyección de gas al reser"orio, haciendo notar que la cantidad de gas que queda queda toda"+a dentro del reser"orio corresponde a la cantidad que se ten+a como reser"a probada remanente menos la cantidad de gas que se extraerá de dicha reser"a y adicionándole la cantidad de gas que se inyectara al reser"orio para dicha ocasionar dicha extracción de hidrocarburo. *a cantidad de agua inyectada "ariara en función a la cantidad de pozos inyectados que se tenga, tomando en cuenta que en cada uno de los pozos se debió aplicar pre"iamente estudios de petrofisica.


Figura 7: I!cre+e!to $e la pro$ucci#! $e agua Fue!te: PF2 A!$i!a 1abe también mencionar que a decir de la autoridad consultada, no se cuenta con datos cabales acerca de los proyectos de inyección de agua en los archi"os del Ministerio de 5idrocarburos, puesto que el agua no es un recurso que este ente pueda fiscalizar# es por este moti"o que se cuenta con los datos de "ol9menes de inyección de los proyectos de inyección de gas solamente, tal como lo refle%a la tabla siguiente Se obser"a que se cuentan con pocos datos acerca de los campos en los cuales se aplica actualmente la inyección o reinyección de gas, esto es debido, "ale la pena recalcar, a la confidencialidad con la cual se mane%an estros datos incluso a ni"el del Ministerio de 5idrocarburos y $nerg+a. Se puede también obser"ar que como se estableció en la introducción al presente traba%o la aplicación de los proyectos de recuperación secundaria no pasa pasa en el me%o me%orr de los los caso casoss de los los -' aos aos Gpro Gproyyecta ectado dosH sH y seg9 seg9n n información "erbal recibida el más antiguo de estos se remonta no más de & aos en el pasado, de%ando por conclusión que que en tiempos de A(B2 no se hizo ni siquiera el intento por aplicar la recuperación secundaria a los campos tradicionales. Se ad%unta como anexo al final del presente traba%o el C(royecto de 8einyección de Eas 6atural al 1ampo P+boraD a cargo de la empresa !ndina S!, en el cual se encuentra en detalle la información de los reser"orios a los cuales se aplica la recuperación secundaria, as+ como los pormenores de los cálculos realizados para los mismos correspondientes a dicho proyecto. (ara concluir con esta primera parte de la in"estigación, se presenta a continuación algunos datos de unos cuantos campos a los cuales se aplica la recuperación secundaria por inyección de gas o agua en nuestro pa+s. Campo Carrasco

Departa+e!to: 1ochabamba Proi!cia: 1arrasco Uicaci#! Fi&iogr,ica: (ie de Monte Uicaci#! E&tructural: 1orresponde al lineamineto de las estructuras de Uatari K 2ulo 2ulo, con orientación $S$:J6J. Fectónicamente está afectado por una falla ?n"ersa. De&cuierto: -- por A(B2 Re&erorio&: (roductor de Eas y 1ondensado E$a$: Ferciario, 1retácico y 3e"ónico


Pro,u!$i$a$: )/&& m hasta 44<- m

Figura 71: Fotogra,/a $e la pla!ta Carra&co Fue!te: Prctica& $e Ca+po Campo T!ndy

Departa+e!to: Santa 1ruz Proi!cia: !ndrés ?baez Uicaci#! Fi&iogr,ica: *lanura 1entro Uicaci#! E&tructural: $l anticlinal Fundy esta comprendido en el lineamiento estructural de dirección S$:6J formado por las estructuras 8io Erande, *a (ea y (aurito. De&cuierto: -) por A(B2 Re&erorio&: (roductor de (etróleo E$a$: 1arbon+fero Pro,u!$i$a$: ))&< m

Figura 7: Fotogra,/a $e la pla!ta Tu!$" Fue!te: Prctica& $e Ca+po Campo Caranda

$l )7 de mayo de -&< se firma entre A(B2 y 2oli"ian Eulf iol 1o. *os contra contratos tos de opera operació ción n y financ financiam iamien iento to de oleodu oleoducto ctos. s. 3entro 3entro de estos estos


cont contra rato toss figur figura a la conc conces esió ión n de -&'' -&'''' ''' ' hect hectár área eass de área área de A(B2 A(B2,, quedando comprendido en esta concesión el 1ampo 1ampo 1aranda. 1aranda. $n -<) se produce una ba%a en la producción y que pro"oca un déficit del )) = en el apro"isionamiento del consumo interno, lo que obliga a A(B2 a comprar comprar crudo de la !rgentina !rgentina y a 2oli"ian 2oli"ian Eulf Jil co. a fines del mismo ao, la producción se incrementa y cesan las compras. 1on el fin de apro"isionarse del petróleo suministrado por la Eulf se exti extien ende de el oleo oleodu duct cto o 1ara 1arand nda: a:Sa Sant nta a 1ruz 1ruz de <' Um de exte extens nsió ión, n, con con caer+as de / &@/ y -' V.$l 7- de agosto de -<' -<' la Eulf , descubre descubre el campo campo 1aranda con el pozos 1aranada 6- el que alcanza la profundidad de 4)0) metros.

Figura 75: Fotogra,/a $e la pla!ta Cara!$a Fue!te: Prctica& $e Ca+po $l aspec aspecto to funda fundamen mental tal de este este descu descubri brimie miento nto consi consiste ste,, en que la producción pro"iene de sedimentos cretácicos y terciarios. $ste hecho fue nue"o nue"o y amplio totalment totalmente e el horizonte horizonte de los geólogos geólogos que que en base a los resultados obtenidos de la Standard Jil, se a"ocaron fundamentalmente a la b9squeda del petróleo en sedimentos del de"oniano. $l -0 de octubre octubre de -< -< se dicta el decreto decreto supremo supremo /&< por por el que se dispone la re"ersión al $stado de todas las concesiones otorgadas a la Eulf y la nacionalización de todas sus instalaciones, medios de transporte, estudios geológicos, planos proyectos y todo otro bien sin excepción alguna. Campo Ví(ora

$n el 1ampo P+bora están presentes las formaciones Fariqu+a, Aecua y (etaca del Ferciario, Aantata del 1retácico, ?choa del urásico, *imoncito y 8oboré del 3e"oniano y $l 1armen donde se encuentra el reser"orio Sara perteneciente al Siluriano. *a Bormación $l 1armen esta representado por un potente paquete arenoso de -4' m de espesor denominado !renisca Sara en el área del 2oomerang. $sta constituida por arenisca gris blanquecina, grano fino a medio, subred subredond ondea eado do a redond redondead eado, o, buena buena selec selecció ción, n, escasa escasa matriz matriz arcillo arcillosa, sa, cemento sil+ceo, en partes calcáreos, contiene minerales pesados como mica,


magnetita, magnetita, ilmenita. ilmenita. (resenta (resenta escasas escasas intercalaci intercalaciones ones delutita delutita gris oscura, oscura, micácea micácea y f+sil. *os análisis análisis petrográfic petrográficos os clasifica clasifican n estas estas rocas rocas comoareni comoarenitas tas cuarzosas. *a arenisca Sara tiene un ambiente de depósito marino silicoclástico de poca profundidad en facies de playa. *a expresión diagráf+ca de los registros, la litolog+a de los testigos, estructuras internas, la selección, el redondeamiento de los los gran granos os de cuarzo arzo corro orrob boran oran la inter nterpr pret eta ación ión del del ambie mbient nte e sedime sedimenta ntario rio.. $ste $ste ambien ambiente te sedime sedimenta ntario rio signif significa ica que, que, esta esta arena, arena, tiene tiene continuidad lateral sin cambios petrof+sicos grandes. *a estructura de P+bora está ubicada en el sector occidental de las colinas del 2oomerang 5ills y tiene una orientación general $ : J tal como ocurre con la tendencia de esta serran+a. *a e"olución tectónica de la estructura de P+bora tiene su origen en la forma del basamento y la yuxtaposición de las rampas del basamento. ! esto se suma el fallamiento por esfuerzos compresi"os que tienen sus despegues en lutitas del Sil9rico, formándose los pliegues por propagación de falla. *a estructura de P+bora, para el ni"el Sara, es un anticlinal simétrico con flancos y hundimientos bien conformados. *a dirección general es $ : J. $ste pliegue no esta cortado por ninguna falla y los pliegues superiores tales como el Aántala y (etaca fueron formados por propagación de falla con despegues en el 3e"ónico sin afectar la !renisca Sara. $n general la roca es compacta, tiene una porosidad del orden de -4= y una permeabilidad )< md. $l reser"orio esta constituido de dos fases, fases, una fase inferior inferior de unos )' m de espesor espesor saturado saturado de petróleo de 4&W !(? y un casquete de gas, medido en la parte central, de unos ' m de espesor. *a formación Aantata esta ubicada en el tope de la sección de edad 1retácica en el 1ampo P+bora. $sta formación esta representada por un potente paquete arenoso de -7 m de espesor, con "ariaciones en el espesor que "an desde -7' m a -40 m. *a formación Aantata ha sido di"idida en tres miembros designados como Aantata ?nferior, Aantata Medio y Aantata Superi. $sta $sta di"i di"isi sión ón prin princi cipa palme lment nte e se ha efec efectu tuad ado o por por las las dife difere renc ncia iass en las las caracter+sticas formas de las cur"as de los registros eléctricos que responden a las "ariaciones litológicas de esta formación. $l Miembro ?nferior de la formación Aantata tiene un promedio de &7 m de espe espeso sor. r. 3esc 3escan ansa sa en cont contac acto to tran transi sici cion onal al con con la form formac ació ión n ?cho ?choa a infrayacente. Se trata de un cuerpo de arenisca de grano fino a medio. $l Miembro Medio tiene un promedio de 4' metros de espesor. $l tope del miem miembr bro o corr corres espo pond nde e a una una supe superf rfic icie ie que que pres presen enta ta camb cambio ioss suti sutile less


distinguibles y correlacionables en las respuestas de los registros de gamma ray y resisti"idad. $ste cuerpo cuerpo está constituido constituido por areniscas finas y medias, medias, se asume también también para este ni"el un paleoambiente de depósito eólico. $l Miembro Superior de la formac formación ión Aanta Aantata ta tiene tiene 40 m de espeso espesorr promed promedio. io. $sta $sta consti constitui tuido do por arenis arenisca cass de grano grano fino fino a grueso grueso.. $studi $studios os de labora laborator torio io efectu efectuado adoss en distintos testigos tomados en este cuerpo definen que la roca corresponde a cuarzo arenita feldespática principalmente cuyos componentes promedio son 1uarzo /'=, feldespato -/= y l+ticos )=. $l ambiente de deposito sugerido es flu"io:deltaico. $n cuanto a presencia de hidrocarburos, que principalmente es gas condensado, podemos decir que existe en los tres miembros, todo depende de la posición estructural del pozo. $n los pozos más altos estructuralmente existe gas en los tres miembros, mientras que en los pozos más ba%os sólo existe en el miembro inferior. *a estructura de P+bora esta conformada por un anticlinal fallado en su flanco norte, en una dirección general 6$$ : SJJ, la falla corre paralela al e%e de la estructura estructura,, como consecue consecuencia ncia de esta falla el flanco norte es algo más comprimido que el flanco sur, sin embargo la falla no tiene gran rechazo, por consiguiente no afecta la distribución de los hidrocarburos en ambos bloques.

;.- P@ANTAS DE TRATA%IENTO TRATA%IENTO  CAPACIDAD DE @AS P@ANTAS ;na "ez que se cuenta con la fuente o fuentes de suministro, suministro, el próximo paso paso es determinar el tipo de tratamiento que ha de ser aplicado al agua, la eficiencia del tratamiento del agua, y consecuentemente la calidad del agua empleada, depende directamente de la clase de equipo de la manera de que este es utilizado y de las sustancias qu+micas empleadas en el tratamiento. (or tanto, es esencial conocer aspectos relacionados con el diseo y operación de la futura planta de tratamiento. $l adecuado adecuado diseo diseo de la planta en la que el el agua tiene que ser tratada para la inyección al bus suelo y el método de operación de esta planta, determina grandemente el éxito de un proyecto de inyección. i nyección. Eeneralmente las plantas de diseo Gsistemas cerradosH son más adecuados adecuados para el tratamiento de aguas de campos petrol+feros, por su relati"amente ba%o costo original y porque el manteniendo y super"isión son menores que los requeridos con una planta de diseo más comple%o G sistemas abiertosH. *as diferencias en los requerimientos de una planta en la que el agua tiene que ser tratada apara altas o ba%as presiones de inyección son despreciables, a causa de los factores f+sicos y qu+micos básicos in"olucrados son los mismos. !s+ , no hay diferencia fundamentales en el diseo del equipo para el tratamiento de aguas dulces o saladas, excepto por el hecho de que las aguas saladas son mas corrosi"as que las dulces. Muchos proyectos de inyección de agua son iniciados como operaciones piloto y frecuentemente de -' a /' acres son desarrollados para la inyección . Si llega a ser e"identeme e"identemente nte que la inyecció inyección n piloto es un éxito éxito económico, económico, el


proyecto puede ser extendido al término del periodo periodo experimental, incluyendo la superficie total disponible disponible y adecuada para la inyección. inyección. $s económicamente impracticable emplear un equipo de tratamiento a toda su capacidad para una pequea cantidad de agua requerida en una inyección piloto. $n lo posible, el equipo debe tener la precisa capacidad para tratar y mane%ar el agua necesaria para la inyección piloto. 1uando el proyecto es extendido al término de la operación piloto, el equipo origin original al puede puede ser emplea empleado do agrega agregando ndo unidade unidadess standa standard rd confor conforme me se necesiten. $s una práctica enteramente económica utilizar los mismos filtros, bombas, tratadores y otras unidades, durante todo el tiempo que dura el proyecto. ).*.- "s+!ema act!al tratamiento de a!a

$l agua producida en el campo 8E3 es bombeada, pre"io tratamiento 2iocida, filtrado e inhibidor de corrosión, al campo *(R, a tra"és de un ducto de (P1 de

Figura 77: De&carga $e o+a& para la i!"ecci#! $e agua Fue!te: %i!i&terio $e 'i$rocaruro& 'i$rocaruro& $l proceso inicia cuando el agua llega a una primera piscina de (ileta !(? donde se filtran todas las impurezas sólidas que el agua pueda contener, dichas impurezas principalmente principalmente pro"ienen de los drena%es y se puede encontrar desde tierra hasta insectos. (osteriormente los l+quidos, mediante una bomba centr+fuga, pasan a un segundo tanque dentro de la pileta el cual tiene como función principal separar el agua del condensado gracias a la diferencia de densidad entre ambos. $n este mismo lugar se trata el agua con biocidas y se puede en"iar el condensado separado al tanque de alimento mediante una bomba de pistón triplex. 3esde la pileta, el agua se en"+a al tanque 3esnatador GS:-)'H cuya función principal es terminar de separar todo el condensado que hay podido pasar, apro"echando una "ez mas el hecho de que el aceite flota sobre el ni"el del agua como lo hace la nata en la leche. !ntes de pasar al segundo segundo tanque, el agua primero "a "a a un filtro que separa las impurezas del agua mediante un empaque de arena de diferentes diámetros.


3icho filtro se limpia todos los d+as mediante un Cretrola"adoD o flu%o en contracorriente y las impurezas pasan a la Bosa de Membrana. ! partir del filtro, toda el agua tratada pasa al al segundo tanque GS:)'&H GS:)'&H desde donde se bombea hasta *a (ea mediante una bomba centrifuga de & 5( y una de pistón triples de 7' 5(. Foda el agua que se acumula en la l a Bosa de membrana se bombea de nue"o a la (ileta !(? para as+ completar un ciclo y el condensado y algo de sólidos que "ienen del retrola"ado se en"+an a *and Barming donde se hace el tratamiento a toda la tierra contaminada. *as bombas que conectan la piscina con el S:-)', el S:-)' con el S:)'& y finalmente el S:)'& S:)'& con la (ea, son de encendido y apagado automático y traba%an de acuerdo a ni"eles m+nimos y máximos m áximos dentro de los tanques de agua. $stos datos mas los "alores asignados para alarmas del sistema de control son mostrados a continuación para cada tanque

Ta!*ue S-1: !larma por ba%o ni"el )m !larma por alto ni"el&./ m (aro por alto ni"el < m !rranque de la bomba de de descarga por alto ni"el 7.& m (aro de la bomba de entrada entrada por ba%o ni"el 7.-m

RECUPERACION RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS

P"leta API

S+2-5

S+12-

0a Pea

."ltro

anue (e Al"/ento

Retrola)a(o

Drenae* A&ua* (e Pro(u$$"ón

PLANTA DE INYECCION DE AGUA – PLANTA DE INYECCION RIO GRANDE

DANIEL WILSON GÓMEZ TRINCADO

Página 61

Fo*a (e Me/,rana

Un")er*"(a( Ma#or (e San An(r6* Carrera (e In&' Petrolera

Pro(u$$"ón Petrolera I7 In#e$$"ón (e A&ua

;..- Ca+po @a PeLa 3e manera general podemos decir que los "ol9menes promedio que actualmente se producen en el el campo *a (ea )''' 2(3. 2(3. !dicionalmente a estos "ol9menes "ol9menes de producción, producción, la (lanta de *a (ea también separa, procesa y trata "ol9menes de agua que llegan de los campos 8ió Erande y *os Sauces. $l "olumen de agua que llega es de )''' 2(3 de agua pro"eniente de 8ió Erande y 4'' 2(3 que llegan de *os Sauces.

Figura 7=: rea $e Separa$ore& $e la pla!ta @a PeLa Fue!te: %i!i&terio $e 'i$rocaruro& 'i$rocaruro& $l "olumen total de 44'' 2(3 de agua es reinyectado a los pozos 44, 4/, &7, &4, <), 0' y /0 de *a (ea con el fin de lograr lograr recuperación secundaria. secundaria. ).,.*.- istema de tratamiento y envío de a!a

4.).-.a Buentes de !bastecimiento $n *a (ea (ea se recibe y trata agua agua de producción producción de los campos 8ió Erande y *os Sauces además además del agua separada separada de los pozos de *a (ea (ea que llegan a *a (lanta G/, -', -), -<, )4, 7' y /- H. $l agua recibida primero pasa por una pileta !(? donde se le separa del petróleo que pueda contener, por diferencia de densidad. $l petróleo separado se bombea al Fanque - y al agua "a a la Bosa de membrana - en total existen %9


7 fosas de membrana interconectadas entre si y en ellas se acumula toda el agua de la (lanta. $l agua que se bombea hasta Satélite generalmente "iene del Fanque )&' barriles que se encuentra entre las fosas ) y 7, aunque también existe la alternati"a de bombear agua desde la Bosa ). (ara el bombeo se utilizan ) bombas centrifugas de succión y una bomba triples grande con la que se descarga el agua a mas de -)'' psi. !ntes que el agua entre entre a la bomba triplex, se le inyectan agentes qu+micos como inhibidor de corrosión, biocidas y un qu+mico anti:incrustaciones. $xisten 0 pozos inyectores de agua 44, 4/, &7, &4, <), 0' y /0.

a  e P a L a u g A e d n ó i c c e y n I e d a t n a l P

Figura 7;: Pla!ta $e I!"ecci#! $e agua @a PeLa Fue!te: Practica& $e ca+po @ucia!a Aguirre


;...- Pla!ta Satlite *a (lanta Satélite del campo *a (ea es una pequea planta que cumple ) funciones principales -. Sir"e Sir"e como bater+a bater+a de recolecció recolección n y separación separación de la produc producción ción de ciertos pozos de *a (ea, en"iando en"iando los hidrocarburos separados separados a la (lanta de la *a (ea. ). ?nyecta ?nyecta a pozo pozo toda el el agua separa separada da en la misma misma planta, planta, más el agua pro"eniente de la planta de *a (ea para lograr una recuperación secundaria. $l agua que se logra separar en el separador tetrafasico G free QaterH se filtra y se trata para acondicionarla y reinyectarla a pozo. *os qu+micos que se inyectan al agua son un biocida, un clarificante y un secuestrante de acido sulfh+drico. $l tratamiento de aguas esta a cargo de la empresa M? SQ!1J. $l agua se trata con el ob%eto de e"itar que esta corroa todo el equipo y herramientas en su recorrido y, principalmente, para e"itar la formación de bacterias que si llegan a entrar a pozo forman una capa impermeable que no permite que se siga inyectando agua. $l agua se inyecta gracias a la l a acción simultánea de 7 bombas triples que descargan el agua a una presión aproximada de -04' psi. *as bombas triples se alimentan con ) bombas booster de 7' 5( cada una.

Figura 7B: 0i&ta $e pla!ta $el trata+ie!to para la i!"ecci#! $e agua Fue!te: Practica& $e Ca+po


;..5.- ESTACIN SATE@ITE Ca$%& Tundy Po8o& $e I!"ecci#! $e Agua

PIA Re,i!er/a Re,icru8

).7@/X
E!tación "at#li te

).0@/X

Po8o& co! 4a& @i,t

Po8o& $e I!"ecci#! $e Agua Po8o& co! 4a& @i,t

PIA

La Pea

0a Pea 4

0a Pea 12

L&! "auce! 4a&o$ucto $e Tra!&re$e& Ca+po R/o 4ra!$e

(ozo (roductor (z.(rod. GEas *iftH (z. (rod. !gua (z. ?ny. !gua

*+nea de gas (roducido *+nea de ?ny. gas *ift *+nea de 5idrocarburo *+nea de !gua e ?ny. de !gua

Figura 7<: E&taci#! Satlite $el Ca+po @a PeLa Fue!te: Practica& $e Ca+po


( e t ró l e o h a c i a *a (e,a

Fanque &''' 2bls. Fanque de !gua p@ consumo

Fanque )'' 2bls.

! iny. de !gua

P IA

Másico

M Fanque de !gua

Eas a *a (e,a

*+nea E a s * i ft

m u r 3 t u J L c n U r e t a Q e e r B

Eas 1omb.

. x u ! . d o r ( . p e S

a b e u r ( . p e S

Eas 1omb. E enerador

3esarenador

* + n e a d e ( r o d . ! u x i l iai a r

*+nea de (rueba

D ia g ' a $ a d e ( lu ) & * E ! ta c i ó n " a t # lit e *

*Ynea de (roducción

Figura 9: Diagra+a $e ,luo $e la e&taci#! Satlite Fue!te: Prctica& $e Ca+po

(et.de Fundy

E as de Fundy


).3.- P@ANTA CA%PO RO 4RANDE

) 7 4

74.- .

(ileta !(? *(R Bosa Z Bosa Z ) Bosa Bosa Z 7

& Fanque Z )&' 2arriles < 2omba 1entrifugas 0 2omba 8eciprocante

/ 1a,eria de ):0@/X : 4 L ilometros apro

PLANTA CA+PO LA PE,A

- (ilteta !(? -). < [ ). & m ) 2 2o omba 1entrif uga 1audal  3elta (resion  (otencia  & 5(

7 Fanque de - ''' 2arriles 4 2omba 1ent rifuga 1audal  )'' bpd 3elta (resion  &' psig (otencia  & 5(

& Biltro de !rena 1a pacidad  )''' bpd < Fa Fanque de -''' barriles

0 2omba 1ent rifuga 1audal  )'' bpd 3elta (resion  7' psig (otencia  & 5(

i l l

i i i il

).5.- P@ANTA CA%PO @A PEA

92


- Se Separador ) B ree Q ater UnocLout 7 Fanque de &''' ba barriles

4 3o 3os 2ombas 1entrifugas & 3 os Biltros de !rena < F anque de &''' barr iles

DE P@ANTA @A PEA

A POKOS INECTORES

93


;.=.- DIA4RA%A DIA4RA%A DE F@U3O P@ANTA @A PEA PEA REPORTE SE%ANA@ (?!

r o d a n e r a s e 3

r o t c e l o 1

Iuemador

Fanque 6\&''' 2bls Separador de (roducción 2ifásico G0' (si.H

(etróleo

Separador de (rueba Frifásico G0' (si.H

Eas de Satélite y Fdy.

(etróleo a Jro 6egro

!gua y (etróleo

a r o d a t a r d i h s e 3 e r r o F

(etróleo de Satélite y Fdy.

Fanque 6\ ) )''' 2bls

-''' 2bls

Filtro

3epurador de &'' (si. M

Friplex

Friplex

M

M

(etróleo a 8eficruz

M

3epurador de 0' (si.

; P&i. 1; P&i. 1ilindro 4

1ilindro 7

97P&i.

1ilindro 4

1ilindro 7

9 P&i.

A3A (etróleo al Jleoducto GFransredesH

19 P&i. Eas a Satélite Eas *ift

1ilindro - 1ilindro )

3epurador de )&' (si. 3epurador de -0' (si.

Co+pre&or 5

Co+pre&or 1 1ooler

-/'\B

1ooler

Jro 6egro

-''\B

--'\B

1ilindro )

1ilindro -

)-&\B

-)'\B -)'\B

M

M 8eficruz

94

Eas a Easoducto

Diag'a$a de (lu& Planta La Pea


1a 1a mpo (la nt nta de Fr at atamiento Becha Muestreo Si Sis tema

*a (ea (?! S Sa atélite :B-,e(-:=

! gua de ?ny ec c ión

Bl Blu%o de ?ny ec ción 2(3 (r es ión de ?ny ecc ión (S? Fe Femp. ! gu gua ?nyec ci ción W 1

(untos

4)<' -04' ).'

Fratamiento anti incr ustante 6o 6o mbre del p roduc to (u (unto de ?ny ecc ión 3o sif ic ac ión lt@dia pp p pm

M? : 0/4' Sal. Biltro 7.' 4.4

Fratamiento anti corr osi"o 6o 6o mbre del p roduc to (unto de ?ny ecc ión 3o sif ic ac ión lt@dia pp ppm

M? : -)0' Sal. Biltro 7.' 4.4

Fratamiento 2ioc ida 6o mbre del p roduc to (u (unto de ?ny ecc ión 3o sif ic ac ión lt@dia ppm ?n ?nter " alo d+as

6ipac ide $nt. FL : <'.' //.< -&

Fratamiento Sec. Jx igeno 6o 6o mbre del p roduc to (u (unto de ?ny ecc ión 3o sif ic ac ión lt@dia 1o 1onc entrac ión ppm

M? : 77'' $nt. FL : ).& 7.0

Contenido de Hierro 4 3

2 1 0 9

10

11

PARA%ETROS FISICOS  VUI%ICOS

12

13

14

15

14

15

Total Sólidos Suspendidos

-

)

7

4

E 8 . c s e 3

( * . c c u S

! S . c s e 3

. p e S l . a S

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7 & : o z o (

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r e ( . m i *

(arametros Iuimicos Be]]] GppmH )./4 ).&-.0 7.) 7.<& )./& ).4/ ).<4 ).-< -.<-.&' -.0 ) -.4/ -.' -./< 51J7 : G ppmH 7/' 7/' 7/' 7<' 7<' 7<' 7<' 7<' 7<' 7<' 7<' 7< ' 7<' 7<' 7< ' ^ 1J 7 Gp G ppmH : : : : : : : : : : : : : : : 3za. Fotal G ppmH ))' ))' ))' )'' )'' )'' )'' )'' )'' )'' )'' )' ' )'' )'' )' ' 3za. 1a ]] GppmH -<& -<& -<& -&' -&' -&' -&' -&' -&' -&' -&' -& ' -&' -&' -& ' 1l: GppmH 0''' 0''' 0''' 7&'' 7&'' 4 &'' 4&'' 4&'' 4&'' 4&'' 4&'' 4&'' 4&'' 4&'' 4&'' SJ4^ GppmH 70 7& )/ -0 -& -0 -& -4 -) -' -' -/ --' ] 6a G ppmH 440< 440& 440 - ))-) ))-- ) &<' )/& )/& )/&/ )/&0 )/&0 )/&0 )/&< )/&0 )/&0 (5 <.<.<.<.<.<.<.- <.- <.- <.<.<.- <.- <.<.(5s <.0' <.0<.0) <./& <./7 <./<.00 <.00 <.00 <.00 <.00 <.0 0 <.00 <.00 <.00 ?ndic e de $stabilid ad '.)'.)' '.- '.'< '.'/ '.-' '.-4 '.-4 '.-4 '.-4 '.-4 '.- 4 '.-4 '.-4 '.-4 (arametros Bisicos FSS GppmH )) )& 7)&7 -<4) -7 -& -& -4 -& -& -& -& -4 Furbidez G BF;H 77 7/ 4< 7/& )4<- )7 )7 )) )) )7 )7 )) )) FS3 Gp pmH --<' --&77 --&4 - <-') &4 0&4) 0 &)- 0&7' 0&)4 0&
40

30

20

10

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10

11

12

13

!marildo Eallardo Eallardo @ $d in d+az .!ími cos $ /-0ACO

95

'.& -' )'

& 7 -' ).&

Un")er*"(a( Ma#or (e San An(r6* Fa$ulta( (e In&en"er

;.;.- %E3ORAS EN @A TECNO@O4IA DE TRATA%IENTO TRATA%IENTO DE@ A4UA A4UA ;n nue"o proceso de limpieza del agua producida esta siento probado en el campo en estos momentos con resultados prometedores. *a unidad de tratamiento de agua li"iana G*QF;, por sus siglas en inglesH utiliza técnicas de coalescencia y separación para reducir la cantidad de petróleo en agua a ni"eles inferiores a )' ppm con "elocidades de flu%o de hasta 400 m 7@d _7''' 2(3`. *a *QF; se basa en la tecnolog+a de recuperación y remediación total de petróleo FJ88 desarrollada por $!8F5 G1anadáH, proceso en el cual el agua cargada de petróleo circula a tra"és de una sucesión de capas de coalescencia cargadas con material 8(! Gabsorbente de petróleo reutilizableH *as gotitas de petróleo dispersadas cuyo tamao "aria hasta un m+nimo de ) micrones, se adhieren a la superficie del material 8(! oleofico donde coalescen y rellenan los espacios intersticiales. ! medida que el flu%o continua, las capas 8(! se saturan consecuti"amente con petróleo. $l flu%o continuo de fluido a tra"és de las capas comienza a separar el petróleo fusionado de las superficies 8(! saturadas, formándose gotas de "arios mil+metros de diámetro. $l sistema forma un estado de equilibrio constante de cada capa, entre la emulsión que coalesce sobre la superficie 8(! saturada y el flu%o que separa las grandes gotas de petróleo en la sección siguiente del tanque. $l comportamiento de las gotas de petróleo mas grandes se rige por la ley de StoLes cuanto mas grande es el diámetro de la gota de petróleo mayor es la tendencia de este a separarse y flotar.

Figura 99: Secci#! $e Separaci#! e! la I!"ecci#! $e Agua Fue!te: 2P Pro$uctio! :Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211


*as gotas de petróleo mas grandes se agregan en el espacio entre capas superior, donde forman una capa libre de petróleo que es purgada desde el recipiente *QF;. ! lo largo de la unidad se encuentran espaciadas "arias capas 8(!# cada capa sucesi"a intercepta gotas de petróleo cada "ez más pequeas no eliminadas en las etapas pre"ias del proceso. $n agosto de )''), los ingenieros probaron en el campo una unidad piloto de -)' m7@ d _0&'2(3`, en una concesión de producción situada en el Jeste de Fexas, $;!. $l agua de producción pro"eniente de un separador de petróleo y gas de campo implicaba un "olumen de &7)' m 7 _77.&'' 2bl` de agua que se en"iaba a la unidad *QF;. ! un gasto o tasa de flu%o promedio de -'0 m7@d _<0'2(3`, la concentración de petróleo se redu%o de 7'' a -' ppm. ;nidad de tratamiento de agua li"iana G*QF;H, recientemente se realizaron pruebas de campo en el Mar del 6orte con esta *QF; cuya capacidad de tratamiento es de 0& m7@d _&''' 2(3`. *a unidad de 0.7 m _)4pies` de largo, pesa -& toneladas cuando esta seca.

Se ha construido una unidad más grande que fue desplegada en %ulio de )'' en la 1uenca de 1ampos, en el área marina de 2rasil, en la unidad de deshidratación S$31J. *a unidad mas grande posee una capacidad de procesamiento de 70' m7@d _)&''' 2(3` tiene una longitud de -' m _74 pies` y pesa aproximadamente 7) toneladas. Figura 9=: Nuea& tec!olog/a& e! la I!"ecci#! $e agua Fue!te: 2P Pro$uctio!

:1 Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211


B.- CONTRO@ DE CA@IDAD DE@ A4UA PARA @A INECCION ;na e"aluación cuidadosa del agua que será mane%ada, deber+a ser efectuada antes que cualquier plan sea desarrollado para la construcción de la planta, o aun antes de que el tipo de planta sea determinando. *as muestras de agua de la fuente principal de apro"isionamiento deber+an ser analizadas para detectar las cantidades aproximadas y tipos de mico:organismo presentes. *a posibilidad de usar agua de un suministro auxiliar o de reser"a deber+a también ser considerada, y las caracter+sticas de esta agua deben as+ mismo ser determinadas. 3eben considerarse los efectos de mezclar aguas y la consecuente y posible formación de compuesta insolubles que pueden obstruir la arena en el pozo o dentro la formación petrol+fera. !s+ mismo la posibilidad de corrosión acusada por los "arios constituyentes de las aguas.

Figura 9;: Si&te+a $e re,rigeraci#! e! la pla!ta $e ga& Colpa Fue!te: Prctica& $e Ca+po $l método más simple y confiable para determinar la compatibilidad de dos o más aguas es mezclarlas y obser"a los componentes formados y los precipitados resultan para luego proceder al análisis de tales precipitados. :2 Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211


B.1.- CA@IDAD DE@ A4UA 3espués de que las caracter+sticas del agua han sido determinadas, el tratamiento al que el agua debe ser sometida para obtener la calidad deseable debe ser sometido. $l tipo y la cantidad de gases disueltos son factores importantes. $l agua puede contener bióxido carbono, acido sulfh+drico y oxigeno. $l problema mayor es el de la corr corros osió ión. n. *os *os gase gasess disu disuel elto toss pued pueden en ser ser elim elimin inad ados os para para aera aeraci ción ón y tratamiento qu+mico, siendo muchas "eces necesarios el empleo de inhibidores de corrosión. Si el acido sulfh+drico y el bióxido de carbono libre están presentes a apreciables cant cantid idad ade4 e4s, s, es neces necesar ario io elim elimin inar ar esto estoss gases gases por por airea aireaci ción ón y trat tratam amie ient nto o qu+mico. $l agua que contiene una alta cantidad de bióxido de carbono libre, pero no oxigeno ni acido sulfh+drico, puede ser inyectada a tra"és de sistemas cerrados con resultados satisfactorios# sin embargo, cuando el aire llega a introducirse en el sistema, la potencia corrosi"a del bióxido de carbono será intensificada por la presencia del oxigeno. Muchas aguas superficiales que pueden ser usadas para la inyección están casi saturadas con aire. $sta agua deber+an ser tratadas en sistemas abiertos para "ol"erlas menos corrosi"as y más estables. *a materia suspendida debe ser eliminada eliminada por sedimentaci sedimentación ón o filtración. filtración. $l agua puede incluir una "ariedad de materiales tales como. 2ario, estroncio, hierro y calcio calcio,, en solución solución con sulfat sulfatos, os, sulfuros sulfuros,, carbonat carbonatos os y radical radicales es óxidos óxidos.. *os compuestos más problemáticos son los del hierro, principalmente en la forma de hidróxido férrico y sulfuro ferroso. 1uando dos aguas son mezcladas en la superficie en el subsuelo pueden causar la formación de compuestos insolubles, pudiéndose requerir el empleo de un equipo de tratamiento diseado para eliminar dichos compuestos. !s+ por e%emplo, si un agua contiene apreciable cantidad de bario o estroncio soluble y es mezclada con con otra otra que que tien tiene e exces excesi" i"os os sulf sulfat atos os solub soluble les, s, sulf sulfat ato o de bario bario o estr estronc oncio io insoluble será precipitado. $ste hecho puede ocurrir en la planta de tratamiento dentro del sistema de distribución e inyección, o en el yacimiento, a menos que un ion sea separado antes de la inyección. ;na de las principales causas del taponamiento de los poros de la arena es la presencia de microorganismo en el agua de inyección. !lgas, bacterias y otras materias orgánicas introducidas o fomentadas dentro de un yacimiento petrol+fero, pueden multiplicarse rápidamente hasta que los poros en la cara de la arena o dentro la formación sean parcialmente taponados, reduciendo de este modo la inyecti"idad del agua y la consecuente recuperación de petróleo.


PE+211


$l material suspendido es efecti"amente elimado por filtración. $l crecimiento de las bacterias puede ser controlado por la adición de agentes esterilizantes o bactericidas.

4= 7'=

(8J3;1FJ8$S 1$88!3JS ?6A$1FJ8$S ?6A$1FJ8$S E!S@! E;!

<<=

Figura 9B: Di&triuci#! porce!tual &eg6! el e&ta$o $e po8o& Fue!te: %i!i&terio $e 'i$rocaruro& *a tabla siguiente ilustra los "ol9menes de inyección de gas@agua en los diferentes campos y los "ol9menes de hidrocarburos que se recuperan de los mismos# "ale la pena hacer notar que en el caso espec+fico de inyección de gas los "ol9menes recuperados se e"al9an con la siguiente ecuación de balance de materia

4a& re+a!e!te Q Re&era Proa$a  4a& Pro$uci$o  4a& I!"ecta$o $sta $sta ecuac ecuació ión n repre represe sent nta a el flu% flu%o o de cicl ciclos os de rein reinye yecci cción ón de gas gas al reser"orio, haciendo notar que la cantidad de gas que queda toda"+a dentro del reser" reser"or orio io corr corresp espon onde de a la cant cantid idad ad que se ten+ ten+a a como como reser reser"a "a proba probada da rema remane nent nte e meno menoss la cant cantid idad ad de gas gas que que se extr extrae aerá rá de dich dicha a rese reser" r"a a y adicionándole la cantidad de gas que se inyectara al reser"orio para dicha ocasionar dicha extracción de hidrocarburo. 1abe también mencionar que a decir de la autoridad consultada, no se cuenta con datos cabales acerca de los proyectos de inyección de agua en los archi"os del Ministerio de 5idrocarburos, puesto que el agua no es un recurso que este ente pueda fiscalizar# es por este moti"o que se cuenta con los datos de "ol9menes de inyección de los proyectos de inyección de gas solamente, tal como lo refle%a la tabla siguiente


PE+211


Se obser"a que se cuentan con pocos datos acerca de los campos en los cuales se aplica actualmente la inyección o reinyección de gas, esto es debido, "ale la pena recalcar, a la confidencialidad con la cual se mane%an estros datos incluso a ni"el del Ministerio de 5idrocarburos y $nerg+a. Se puede también obser"ar que como se estableció en la introducción al presente traba%o la aplicación de los proyectos de recuperación secundaria no pasa en el me%or de los casos de los -' aos GproyectadosH y seg9n información "erbal recibida el más antiguo de estos se remonta no más de & aos en el pasado, de%ando por conclusión que en tiempos de A(B2 no se hizo ni siquiera el intento por aplicar la recuperación secundaria a los campos tradicionales. Se ad%un ad%unta ta como como anex anexo o al final final del prese present nte e trab traba% a%o o el C(roy C(royect ecto o de 8einyección 8einyección de Eas 6atural al 1ampo P+boraD a cargo de la empresa !ndina !ndina S!, en el cual se encuentra en detalle la información de los reser"orios a los cuales se aplica aplica la recupera recuperació ción n secundar secundaria, ia, as+ como como los pormen pormenores ores de los cálcul cálculos os realizados para los mismos correspondientes a dicho proyecto. (ara concluir con esta primera parte de la in"estigación, se presenta a continuación algunos datos de unos cuantos campos a los cuales se aplica la recuperación secundaria por inyección de gas o agua en nuestro pa+s. Campo Carrasco

Departa+e!to: 1ochabamba Proi!cia: 1arrasco Uicaci#! Fi&iogr,ica: (ie de Monte Uicaci#! E&tructural: 1orresponde al lineamineto de las estructuras de Uatari K 2ulo 2ulo, con orientación $S$:J6J. Fectónicamente está afectado por una falla ?n"ersa. De&cuierto: -- por A(B2 Re&erorio&: (roductor de Eas y 1ondensado E$a$: Ferciario, 1retácico y 3e"ónico Pro,u!$i$a$: )/&& m hasta 44<- m Campo T!ndy

Departa+e!to: Santa 1ruz Proi!cia: !ndrés ?baez Uicaci#! Fi&iogr,ica: *lanura 1entro Uicaci#! E&tructural: $l anticlinal Fundy esta comprendido en el lineamiento estructural estructural de dirección S$:6J formado por las estructuras estructuras 8io Erande, *a (ea y (aurito. De&cuierto: -) por A(B2 Re&erorio&: (roductor de (etróleo :5 Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

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E$a$: 1arbon+fero Pro,u!$i$a$: ))&< m Campo Caranda

$l )7 de mayo de -&< se firma entre A(B2 y 2oli"ian Eulf iol 1o. *os contratos de operación y financiamiento de oleoductos. 3entro de estos estos contratos contratos figura figura la concesión concesión de -&''''' -&''''' hectáreas hectáreas de área de A(B2, quedando quedando comprendido en esta concesión el 1ampo 1aranda. $n -<) se produce una ba%a en la producción producción y que pro"oca un déficit del )) = en el apro"isionamiento del consumo interno, lo que obliga a A(B2 a comprar crudo de la !rgentina y a 2oli"ian Eulf Jil co. a fines del mismo ao, la producción se incrementa y cesan las compras. 1on 1on el fin fin de apro" apro"is isio ionar narse se del del petról petróleo eo sumi sumini nist strad rado o por por la Eulf Eulf se extiende el oleoducto 1aranda:Santa 1ruz de <' Um de extensión, con caer+as de / &@/ y -' V. $l 7- de agosto de -<' la Eulf , descubre el campo 1aranda con el pozos 1aranada 6- el que alcanza alcanza la profundidad de 4)0) metros. $l aspec aspecto to fund fundam amen enta tall de este este desc descubr ubrim imie ient nto o consi consist ste, e, en que que la producción producción pro"iene de sedimentos sedimentos cretácicos cretácicos y terciarios. terciarios. $ste hecho fue nue"o y amplio totalmen totalmente te el horizonte horizonte de los geólogos geólogos que en base a los resultados resultados obtenidos de la Standard Jil, se a"ocaron fundamentalmente a la b9squeda del petróleo en sedimentos del de"oniano. $l -0 de octubre octubre de -< se dicta dicta el decreto decreto supremo supremo /&< por el que que se dispone la re"ersión al $stado de todas las concesiones otorgadas a la Eulf y la nacion nacionali alizac zación ión de todas todas sus instal instalaci acione ones, s, medios medios de transp transport orte, e, estudi estudios os geológicos, planos proyectos y todo otro bien sin excepción alguna. Campo Ví(ora

$n el 1ampo P+bora están presentes las formaciones Fariqu+a, Aecua y (etaca (etaca del Ferciar Ferciario, io, Aantat Aantata a del 1retáci 1retácico, co, ?choa ?choa del urásic urásico, o, *imonc *imoncito ito y 8obo 8oboré ré del del 3e"o 3e"oni nian ano o y $l 1arm 1armen en donde donde se encue encuent ntra ra el reser" reser"ori orio o Sara Sara perteneciente al Siluriano. *a Borm Bormaci ación ón $l 1arme 1armen n esta esta repre represen senta tado do por un pote potent nte e paqu paquet ete e aren arenos oso o de -4' -4' m de espe espeso sorr deno denomi mina nado do !ren !renis isca ca Sara Sara en el área área del del 2oomerang. $sta constituida por arenisca gris blanquecina, grano fino a medio, subredondeado a redondeado, buena selección, escasa matriz arcillosa, cemento :% Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

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sil+ceo, en partes calcáreos, contiene minerales pesados como mica, magnetita, ilmenita. (resenta escasas intercalaciones delutita gris oscura, micácea y f+sil. *os análisis petrográficos clasifican estas rocas comoarenitas cuarzosas. *a arenisca Sara tiene un ambiente de depósito marino silicoclástico de poca prof profun undi dida dad d en faci facies es de play playa. a. *a expr expresi esión ón diag diagrá ráf+ f+ca ca de los los regi regist stro ros, s, la litolog+a de los testigos, estructuras internas, la selección, el redondeamiento de los granos de cuarzo corroboran la interpretación del ambiente sedimentario. $ste ambien ambiente te sediment sedimentari ario o signif significa ica que, que, esta esta arena, arena, tiene tiene continu continuida idad d lateral lateral sin cambios petrof+sicos grandes. *a estructura de P+bora está ubicada en el sector occidental de las colinas del 2oomerang 5ills y tiene una orientación general $ : J tal como ocurre con la tendencia de esta serran+a. *a e"olución tectónica de la estructura de P+bora tiene su origen en la forma del basamento y la yuxtaposición de las rampas del basamento. ! esto se suma el fallamiento por esfuerzos compresi"os que tienen sus despegues en lutitas del Sil9rico, formándose los pliegues por propagación de falla. *a estructura de P+bora, para el ni"el Sara, es un anticlinal simétrico con flancos y hundimientos bien conformados. *a dirección general es $ : J. $ste pliegue no esta cortado por ninguna falla y los pliegues superiores tales como el Aántala y (etaca fueron formados por propagación de falla con despegues en el 3e"ónico sin afectar la !renisca Sara. $n general la roca es compacta, tiene una porosidad del orden de -4= y una permeabilidad )< md. $l reser"orio esta constituido de dos fases, una fase inferior de unos )' m de espesor saturado de petróleo de 4&W !(? y un casquete de gas, medido en la parte central, de unos ' m de espesor. *a formación Aantata esta ubicada en el tope de la sección de edad 1retácica en el 1ampo P+bora. $sta formación esta representada por un potente paquete arenoso de -7 m de espesor, con "ariaciones en el espesor que "an desde -7' m a -40 m. *a formación Aantata ha sido di"idida en tres miembros designados designados como Aantata Aantata ?nferior, Aantata Medio y Aantata Aantata Superi. $sta di"isión di"isión principalmente se ha efectuado por las diferencias en las caracter+sticas formas de las las cur" cur"as as de los los regi regist stros ros eléct eléctri rico coss que que resp respond onden en a las las "ari "ariac acio ione ness litológicas de esta formación. $l Miembro ?nferior de la formación Aantata tiene un promedio de &7 m de espesor. espesor. 3escansa 3escansa en contacto contacto transicional transicional con la formación ?choa infrayacente infrayacente.. Se trata de un cuerpo de arenisca de grano fino a medio. $l Miembro Medio tiene un promedio de 4' metros de espesor. $l tope del miembro corresponde a una :9 Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211


superficie que presenta cambios sutiles distinguibles y correlacionables en las respuestas de los registros de gamma ray y resisti"idad. $ste cuerpo está constituido por areniscas finas y medias, se asume también para este ni"el un paleoambiente de depósito eólico. $l Miembro Superior de la formación Aantata tiene 40 m de espesor promedio. $sta constituido por areniscas de grano fino a grueso. $studios de laboratorio efectuados en distintos testigos tomados en este este cuerp cuerpo o defin definen en que que la roca roca corre corresp spon onde de a cuarz cuarzo o aren arenitita a feld feldes espát pátic ica a principalmente cuyos componentes promedio son 1uarzo /'=, feldespato -/= y l+ticos )=. $l ambiente de deposito sugerido es flu"io:deltaico. $n cuan cuanto to a prese presenc ncia ia de hidro hidroca carb rburo uros, s, que que princ princip ipal alme ment nte e es gas condensado, podemos decir que existe en los tres miembros, todo depende de la posición posición estructural del pozo. $n los pozos más altos estructuralme estructuralmente nte existe gas en los tres miembros, mientras que en los pozos más ba%os sólo existe en el miembro inferior. *a estructura de P+bora esta conformada por un anticlinal fallado en su flanco norte, en una dirección general 6$$ : SJJ, la falla corre paralela al e%e de la estructura, como consecuencia de esta falla el flanco norte es algo más comprimido que el flanco sur, sin embargo la falla no tiene gran rechazo, por consiguiente no afecta la distribución de los hidrocarburos en ambos bloques.

TA2@A < Fue!te: %i!i&terio $e 'i$rocaruro& " E!erg/a CA%PO

RESER0ORIO

CAUDA@ TIE%PO 0O@U%EN 0O@U%EN DE DE@ TOTA@ RECUPERADO INECCION PROECTO INECTADO W%%PCDX W%%PCDX WaLo&X W%%PCX ANDINA

Sirari Aapacan+ 8+o Erande Pibora

(etaca Aantata Sara

-,& -',& -'

& &

)<--7 -4'<-77-

Faiguaty Aantata Sa S ar a

&' 4) /

& &

<040 -)&'

&

-407'

&<&' 47'

C'ACO 1arrasco

8oboré ?

4' ::

Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211

1olpa

Fari%a Eas (etaca Medio

(aloma

(aloma


PEREK CO%PANC -4, -70 &,%AUS -&')

-'

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(rácticamente no existe mantenimiento de presión, a excepción de un punto de presurización aislada sin incidentes en el sistema, el punto de presurización indicado corresponde más bien a un pozo nue"o perforado en el campo y cuyo rango de presión medida oscila en el inter"alo de ni"e ni"ele less pre" pre"is isto toss y enco encont ntrad rados os al inic inicia iarr la prod producc ucció ión n natu natura rall de reser"orio. 6o existe producción producción adicional de petróleo por efecto de la inyección inyección de agua. 1 2ese 2eserv rvor orio io Pal Palom oma a

Se obser"o un m+nimo mantenimient mantenimiento o de la presión la cual se debe mas que todo a la rehabilitación de pozos cerrados y que luego de ser reaco reacond ndic icio ionad nado o muest muestra ra una una le"e le"e me%o me%or+ r+a a por por la energ energ+a +a natu natural ral acumul acumulada ada.. *a inyecci inyección ón de agua a este este reser"orio reser"orio no contrib contribuyo uyo a me%o me%ora rarr la recupe recuperac ració ión n adic adicion ional al del del crud crudo o por no cump cumplilirr norm normas as pre"istas en el modelo matemático de su diseo y al mismo tiempo debi debido do a prob proble lema mass de perm permea eabi bililida dad d y hete hetero roge gene neid idad ad en este este formación. 1 2eser 2eservor vorio io Tati+! Tati+!i i

Se obser"o excesi"a fluctuación en rangos propios de reser"orios con ba%a relación de solubilidad por falta de represurización del sistema, que permite en alg9n modo atenuar dichas fluctuaciones de la 8E( de producc producción ión,, no existe existe manten mantenimi imient ento o signif significa icati" ti"o o de La presió presión n del yacimiento.

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$l le"e incremento en la producción del petróleo que se obser"a en la cur"a cur"a corres correspon pondi dient ente e se debe debe al pozo pozo 1!8:1!8:-')F ')F cuyo cuyo aport aporte e era era esen esenci cial alme ment nte e acu+ acu+fe fero ro lo cual cual anul anulab aba a el flu% flu%o o relat relati" i"o o de la fase fase petrol+fera pro"eniente de otras l+neas de flu%o. #1 2eser 2eservor vorio io !r! !r!(i(i-44 44

$n este reser"orio se inyecto primero gas, si bien existió una cierta estabilizac estabilización ión de la presión de fondo la cur"a de producción producción mostró una fuerte ca+da sin opción a una posible recuperación adicional de crudo. ! continuación mostramos le historial de producción del campo 1aranda

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-

(ara un me%or entendimiento mostramos a continuación los "ol9menes de petróleo y gas natural que se obtienen una "ez realizada la inyección de agua •

$a%!s

CA%PO

Tipo $e 'i$rocaruro 1ambeiti 6ue"o Monteagudo 6ue"o (aloma 6ue"o Surubi $xistente Surubi 6ue"o Surubi:22 6ue"o Margarita 6ue"o Fatiqui 6ue"o TOTA@ EISTENTE TOTA@ NUE0O TOTA@ E%PRESA •

Pro$ucci#! $e petr#leo (2l) )-.0-7 ))&.4<0 -./)<.<& 00).') /&.'/< &04.4/' ' ' ;;.< .;55.771 5.9=.575

Pro$ucci#! $e 4. N. (%PC) )
Pro$ucci#! $e petr#leo (2l) &-./47

Pro$ucci#! $e 4. N. (%PC) -.7<./

Pecom "neria

CA%PO 1olpa

Tipo $e 'i$rocaruro $xistente ;%


PE+211


1olpa 6ue"o 1aranda $xistente 1aranda 6ue"o TOTA@ EISTENTE TOTA@ NUE0O TOTA@ E%PRESA

&.0&) -)./<) /./& 7.;9 17.;5; 9<.77

-'0.7/4 .7/.)'& 7.&0/.)&) 11B;9.5 5.=B9.=5= 19.9=.B5<

B.5.- A!li&i& $el agua $e i!"ecci#! *a calidad del agua de inyección inyección en el proyecto proyecto de recuperación recuperación de petróleo es una aspecto fundamental, donde se realizo una filtración mecánica pre"ia a la inyección de los pozos, además de mantener un circuito cerrado para e"itar el contacto de agua con la atmósfera a tra"és de todo el sistema, los resultados obtenidos del análisis fueron •

Anlisis inornico

Furbidez GppmH Jxigeno GppmH 1J) Gp GppmH 5)S GppmH 1arbonatos GppmH 5ierro GppmH (5

•

Agua po8o 0& : ' : )-.& -.) /.7

Agua ii! !"ecta$a ).< : ).' : ).7 '.) 0./

Anlisis ornico

Se encontró la presencia presencia de bacterias bacterias aeróbicas, seg9n referencias referencias las dos muestras analizadas no presentaron bacterias reductoras de sulfatos lo cual indi indica caba ba elim elimin inar ar el +tem +tem de trat tratam amie ient nto o de bacte bacteri rias as.. $l cont control rol del crecimiento de las colonias aeróbicas se consiguió manteniendo el sistema completamente cerrado, e"itando as+ el contacto del agua con el oxigeno que es "ital para su crecimiento y en consecuencia e"itar la corrosión, pues caso caso cont contrar rario io las las part part+c +cul ulas as produ product cto o de la corros corrosió ión n contr contrib ibuy uyen en al taponamient taponamiento o de los pozos inyectores. inyectores. $l oxigeno oxigeno disuelto disuelto en el agua es elem elemen ento to más más corros corrosi" i"o, o, si el yaci yacimi mient ento o es de pocos pocos mili milida darcy rcyss de permeab permeabili ilidad dad la necesi necesidad dad de inyect inyectar ar agua agua tratad tratada a es imperati imperati"o. "o. $l ;9 Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211


material orgánico se encuentra como sólidos suspendidos en el agua de inyección el cual es e gran "olumen y poca intensidad. 1omo conclusión de este tipo de tratamiento, se debe indicar que el mismo fue realizado realizado de acuerdo a normas "igentes y cuyos resultados resultados merecieron merecieron un buen control de calidad.

<.- PRESIONES  0O@Y%ENES DE INECCIN DE @AS P@ANTAS DE TRATA%IENTO $n el caso particular que nos ocupa, el factor de recuperación es el porcenta%e del "olumen de petróleo que puede ser recuperado por por inyección de agua a los pozos productores, con relación al "olumen de petróleo que se tiene en la estructura al comenzar el proyecto. 1on los datos disponibles y los calculados obtenemos un factor de recuperación de  Br^&4=

<.1.- RECUPERACION SECUNADARIA Polumen de petróleo remanente en el área experimental^ &/'44.44 m7 c.a. Bactor de recuperación secundario Br^&4=

0olu+e! $e petr#leo a &er recupera$o por i!"ecci#! $e agua:51577. +5 Q 1<; 195.;= 22l ZC.A. Piscosidad del petróleo 1.A uo^&.& cp Piscosidad del agua cy u^'.0- cp 8elación "iscosidad petróleo K agua c^0./Saturación actual de petróleo  so^'.&Saturación actual de gas sg^'.- Bactor gas f^'.')/ Saturación residual de petróleo después del barrido Sor^'.4Saturación de agua promedio detrás del frente de in"asión Sa"^'.&Saturación residual de petróleo inmediatamente detrás del frente de in"asión in"asión Sor a" ^'.4 Bracción de agua en el frente de in"asión. B^'./& Bracción de petróleo en el fr4ente Bo^ '.-& (ermeabilidad efecti"a al agua U^'.&md (ermeabilidad relati"a al petróleo Uro^'.'4' (ermeabilidad relati"a al agua Ur^'.')< 8elación de permeabilidad relati"a petróleo:agua Uro@Ur^-.&4 ;: Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211


3istancia entre pozos diferentes G(8J3;1FJ8:?6A$1FJ8Hd^-0&m 8adio efecti"o del pozo r^'.& m^-.<4ft 8adio eficiente de barrido areal $f^'.0 !rea del modelo de inyección !-^&&)'' m) (resion de inyección en superficie (ic^-)0 psi (resion de inyección frente a la arena (i^ 7-7 psi (resion diferencial frente a la arena 3p^-<-- psi

Dato& $el "aci+ie!to !rea probada -&0/'''.''m) (resión media -&'' psig (rofundidad media --'' m $spesor neto medio /'' m Femperatura media --4 B (orosidad media '.-& (ermeabilidad -4 md Fextura grano fino a grueso

<..- .- Pre&io!e& $e i!"ecci#! (resion de inyección en superficie (ic^-)0 psi (resion de inyección frente a la arena (i^ 7-7 psi (resion diferencial frente a la arena 3p^-<-- psi

Pla! Pla!ta ta $e trata rata+i +ie! e!to to 8io Erande *a (ea Satelite

0olu 0olu+e +e! ! $e i!"e i!"ecc ccio io! ! W2PDX )-'' 44'' )'''

Pre&i#! $e i!"ecci#! WPSIX -4'' -)'' -04'

1.- PROECTOS PI@OTO DE INECCION DE A4UA *os criterios que han primado en la selección del área apara la Coperación pilotoD 5!6 5!6 S?3J S?3J G-H que que el área área ocup ocupe, e, en lo posib posible le,, las las part partes es más altas altas de la estructura# y G) que los pozos ba%o consideración estén distribuidos en forma geométrica. geométrica. $n este sentido, se ha "isto que la parte más con"eniente con"eniente del campo es la formada por el paralelogramo !213, puesto que satisface a los requisitos exigidos.

1.1.- I!"ecci#! $e agua e! el Ca+po Cara!$a $ntre los ob%eti"os del proyecto piloto de aplicación de inyección de agua podemos sealar los siguientes ;; Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211


3eterminar los barriles adicionales de petróleo obtenidos con inyección de agua  Brenara la declinación natural del reser"orio debido al agotamiento de presión del sistema por la liberación excesi"a y prematura de su gas en solución.  $"aluar el grado de inyectabilidad a las areniscas receptoras. "ista de su composición  !nalizar la competibilidad desde el punto de "ista mineral entre el agua de inyección. 

*6.,.- Descripción del reservorio

$l campo 1aranda se encuentra localizado en la pro"incia ?chilo del departamento de Santa 1ruz a una distancia aproximada de 4& Lilómetros en la dirección 6oroeste. *a formación del campo 1aranda constituye una unidad litológica que corresponde al sistema cretácico y cuya correlación estratigráfica y estructural es e"idenciable por medio de las secciones geológicas disponibles en dicho reser"orio, donde la caracter+stica más destacable es que en dicha formación esta presente una arenisca almacén de naturaleza calcárea de alta resisti"idad principalmente en la culminación de la estructura.

*6.3.- Anlisis del a!a de inyección

*a calidad del agua de inyección en el proyecto de recuperación de petróleo es un aspecto fundamental, donde se realizó una filtración mecánica pre"ia a la inyección de los pozos, además de mantener un circuito cerrado para e"itar el contacto de agua con la atmósfera a tra"és de todo el sistema, los resultados obtenidos del análisis fueron

- A!li&i& i!org!ico

Furbidez GppmH Jxigeno GppmH 1J) Gp G ppmH 5)S GppmH 1arbonatos GppmH

Agua po8o 0& : ' : )-.&

Agua i!"ecta$a ).< : ).' : ).7

1-Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211

5ierro GppmH (5


-.) /.7

'.) 0./

- A!li&i& org!ico Se encontró la presencia de bacterias aeróbicas, seg9n referencias las dos muestras analizadas no presentaron bacterias reductoras de sulfatos lo cual indicaba eliminar el +tem +tem de tratamiento de bacterias. $l control del crecimiento crecimiento de las colonias aeróbicas se consiguió manteniendo el sistema completamente cerrado, e"itando as+ el contacto del agua con el oxigeno que es "ital para su crecimiento y en consecuencia e"itar la corrosión, pues caso contrario las part+culas producto de la corrosión contribuyen al taponamiento de los pozos inyectores. $l oxigeno disuelto en el agua es elemento más corrosi"o, si el yacimiento es de pocos milidarcys de permeabilidad la necesidad de inyectar agua tratada es imperati"o. $l material orgánico se encuentra como sólidos suspendidos en el agua de inyección el cual es e gran "olumen y poca intensidad. 1omo conclusión de este tipo de tratamiento, se debe indicar que el mismo fue realizado de acuerdo a normas "igentes y cuyos resultados merecieron un buen control de calidad.

1.5.- Pro"ecto pla!ta pla!ta Piloto Piloto Patuu&al Patuu&al ;na de las acti"idades importantes desarrolladas en el área de producción de l+quidos, que contribuyen a la obtención de diesel oil, es la desarrollada en la zona de Santa 8osa y espec+ficamente en el campo (atu%usal, campo maduro productor de petróleo 7-W !(?. Figura 9< : Pla!ta Patuu&al Fue!te: Practica& $e Ca+po

1-1 Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211


!qu+ se implementó un proyecto piloto de recuperación secundaria mediante la inyección de agua al reser"orio para me%orar la recuperación de petróleo.

1.7.- Pre&i#! " olu+e! $e i!"ecci#! *a planta de tratamiento de agua, considerada una de las me%ores instaladas en el pa+s, tiene una capacidad de tratamiento de &''' bbls de agua de los cuales )&'' se inyectan al reser"orio a tra"és de 7 pozos inyectores desde 6o"iembre del )''7. *os resultados obtenidos en esta primera etapa se refle%an en un incremento de la presión del yacimiento en los pozos inyectores as+ como en los pozos productores y una marcada disminución en la declinación del mismo. !simismo, pozos que se encontraban cerrados, han sido nue"amente puestos en producción al tener energ+a adicional.

Alca!ce $l Sistema de ?nyección de !gua que se ha implementado en la planta (atu%usal se lo esta lle"ando a cabo para incrementar la 8ecuperación de (etróleo del 1ampo, de tal manera de ayudar al sistema de recuperación E*S G?nyección de gasH que actualmente presenta el 1ampo# y que en esta 9ltima temporada esta declinando en una relación de - 2bls@d+a, mientras que la producción de agua se esta incrementando. $l campo está situado a -0' Um. al nordeste de la 1iudad de Santa 1ruz en la (ro"incia Sara. $l camino de acceso al lugar esta conformado de la siguiente manera

Tra+o

Di&t Di&ta! a!ci ciaa

Santa 1ruz K 1ruce a Santa 8osa asfaltado

E&t E&ta$o a$o $el $el Ca Ca+i +i!o !o

/) Um.

(a"imento

1ruce K Santa 8osa 1ompactado con ripio

4- Um.

Suelo estable

Santa 8osa : 2a 2ater+a 5S8 !rcilloso parcialmente

7' Um.

Suelo en sectores 1ompactado

2ater+a 5S8 K 2ater+a (atu%usal

-0 Um.

Suelo !rcilloso


PE+211


*a (lanta de (atu%usal comprende las siguientes reas          

rea de 1olectores de (roducción rea de Manifold : ?nyección E*S rea de Separación G*+quidos Fotales : EasH rea de Separación !gua:(etróleo GFanque SeparadorH rea de !lmacenamiento (etróleo rea de 2ombeo de (etróleo (S:5S8 rea de Fransferencia G!guaH, rea de Fratamiento de !gua rea de 1ompresión rea $e 4e!era$ore&

Pro$uccio! $e Agua (2l&) P3S y = %,!3!x " #%!&,$ 55'' 5''' #5'' #''' 35'' 3''' %5''

3el -<@-'@')Pro$uccio! al )7@'/@'7 $e Agua I!"ecta$a (2l&) P3S y = 3,56!x " !53#,$

5666 7666 3666 ,666 *666 6

3el -<@-'@') al )7@'/@'7

Figura =: Pro$ucci#! $e agua I!"ecta$a Fue!te: %i!i&terio $e 'i$rocaruro& De&arrollo 1-3 Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211


*a producción del 1ampo (atu%usal, mediante el sistema de recuperación E*S, es recolectado en un colector, y posteriormente trasportado a los separadores de producción, en donde se separa la fase gaseosa y la fase l+quida. $l agua y el petróleo que sale de los 4 separadores de producción a tra"és de un C5eaderD Gl+nea matrizH de
2omba de Fransferencia G22!:'7H (resión )escar*a+ <' K <& (S? audal+ /&E(M  3esgasificador  4& (S?  SLud 7' K 4' (S?  FU:SLimer <.- K <.7 metros. -ivel <.(resión de olumna idrostática  /. (S?  2omba de Biltrado )escar*a+ 4' : 4& (S?. (. )iferencial+ -' K -& (S?.  2omba de 8etrola"ado )escar*a+ 4' : 4& (S?. (. )iferencial  & K ' (S?. 

Fanque (ulmón G-&'' 2bls.H -ivel  <.' K <.< metros. 

(resión de olumna idrostática  /.& K .4 (S?.

2omba ?nyección (eroni Gpistones de ) DH (resión )escar*a -<'' (S? audal  7''' 2(3. G1ap. Max.H /elocidad  7'' 8(M  Biltro de $lementos GMarca 1unoH antidad de 0lementos  0 pzas. 1edida de la 1alla  - Micrón G3isponible &' pzas.H 1edida de la 1alla  ) Micrón G3isponible &' pzas.H  -' (S? G5acer "erificado con !nálisis (resión )iferencial  Iu+mico de Sólidos y FurbidezH.  Biltro de $lementos GMarca 6oataH antidad de 0lementos  0 pzas. 1edida de la 1alla  ) Micrón  -' (S? G5acer "erificado con !nálisis (resión )iferencial  Iu+mico de Sólidos y FurbidezH. 


PE+211


1audal+metro Magnético Urohne 3iámetro de Jrificio  - D.  (ozo (S:'< (resión de inyección en cabeza de pozo -&'' (S?. 

*6.8.- Procedimiento Procedimiento de Arran+!e istema de /nyección de A!a P9-80 P9-80

3entro de lo que "iene a ser el sistema de inyección de agua a formación se debe tener muy en cuenta el tratamiento de agua, y para esto se cuenta con un sistema de filtración mediante sistema de lechos, los cuales presentaran un sistema de control local y en sala de control, en el cual se podrán obser"ar parámetros de caudal a la salida del filtro, mediante un sistema de brida medidora, y también un controlador de diferencial de presión. 

(rimeramente proceder con *impieza de caer+a de )D G4' mtrsH en (lanchada de pozo (S:<.



?nstalación de 2omba dosificadora de Surfactante a la salida de los Biltros de $lementos G1uno y 6oataH en (lanchada de (S:< y )'Q.



8ealizar la limpieza de l+nea primeramente con !gua.



(ara luego posteriormente continuar la limpieza con !gua !gua mas Surfactante G-' litrosH# todo esto sin ingresar el flu%o al pozo (S:< y eliminar el agua. G6J !* (JTJH.



1ontinuar con este procedimiento hasta comprobar mediante análisis qu+mico la calidad del agua.



(roceder a la inyección de ?nhibidor de hinchamiento de arcilla, de acuerdo alas dos siguientes opciones G"olumen de qu+mico /.& galonesH o

o



$n caso de que exista presión en pozo, realizar la dosificación de ?nhibidor de !rcilla mediante bomba dosificadora a caudal constante con la ayuda de agua de inyección. $n caso de que no exista presión realizar la dosificación mediante sistema 2atch. ;na "ez habilitado el Sistema de ?nyección de !gua que comprende (oner en ser"icio el FU:Separador, 5abilitar Biltros de $mpaque, bombas de inyección, entonces proceder a hacer pasar el flu%o de agua por el filtro 6oata G$lementos de & micronesH e ingresar todo todo el 1-5


PE+211


flu%o al (ozo (S:)'Q# hasta obtener las condiciones adecuadas de calidad en el agua. 

3espués de obtener agua en condiciones adecuadas de calidad, hacer pasar el flu%o de agua por el filtro 1uno Gelementos de - micrónH para poder inyectar agua al pozo (S:<.



*os parámetros de calidad de agua se definen a continuación

Par+etro&

0alore& +i+o& Jx+geno 3isuelto  )' Sólidos Suspendidos  -' Erasas y aceites 0 Furbidez & 1orrosión )

U!i$a$e& ppb como J) ppm Sólidos ppm 6F; mpy

*6.).- Clc!lo de las reservas con el proyecto piloto

*o primero que realizamos es el calculo de la permeabilidad para la arenisca del reser"orio koh

=

1%2'% = qo = µ = Bo

koh

m

koh

=

=

1%2'% = 35- = -'3-4

1%2'% = ;%%--- = -'--21 = -'-125; 2; kg ko

=

2;

=

=

2%?md >

5? md >

-'1;2

$ste "alor de permeabilidades relati"as corresponde seg9n el grafico de So "s. Ug@Lo a una saturación de <).&. luego 1alculamos la presión y el caudal de inyección por flu%o lineal directo i

=

3'535 = kh = ? Pi − Pp>

u = ln?a @ rw> =1'591 = ? d @ a > − 2'-9;

3onde a ^ d ^ -7&7 GpiesH L ^ -'' GmdH 1-% Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211


h ^ ) GpiesH µ ^ './ GcpH i

3'535 = -'1 = 2; = ? Pi − Pp >

=

i /aA

=

3---? BPD> Pi

•

=

⇒

? Pi − Pp>

=

i

=

1'19? Pi − Pp >

3--- −1'9

253-? PSI >

Pp

=

=

19%5? PSI >

1-%-? PSI >

Presión s!pericial Ps Ps

•

=

-'': = ln?1353> = 1'591 = −2'-9;

=

=

Pi − -'433 −33--

253- −143-

=

11--? PSI >

Presión en la planta Ppl = Ps @ perdidas perdid as en lineas a 19 ? PSI > @ 1--- pies Ppl = 11-- +19?33-- −1%5-> @ 1--- pies HHp

=

93 = 12-- −1914

=

=

Ppl = 12--? PSI >

51? HP >

(ara
(resión y caudal del flu%o radial Qi

=

9'-: = kh = ? Pi

Pp > @ µ = ln? re @ rw>

−

Qi

=

9'-: = -'1 = 2;? Pi − Pp > @ -': = ln?:-- @ -'95>

Qi

=

-'9-: = 2;? Pi − Pp > @ 5'%

=

3'%9? Pi − Ppl >

Qi /aA ' = 3---? BPD > ? Pi

Pp >

−

=

Ppl = Pi

3--- @ 3'%9 −

=

:2-? PSI >

-'433 = 33-- + :5

Ppl = 535? PSI >

HHP = 3-

Binalmente determinamos la relación de mo"ilidad


PE+211

RM

RM

=

Pro(u$$"ón Petrolera I7 In#e$$"ón (e A&ua kr ? w> = µ o Kr ?o> = µ w

14'2 = -'3 =

=

55'2 = -':

RM

=

-'1-

11.- CAUDA@ES DE RECUPERACIN EN CA%POS DE AP@ICACIN Si la operación de inyección piloto se hiciera extensi"a a todo el campo, el "olumen de petróleo que podr+a ser recuperado ser+a 6rec^ /))'<.7< ['.&4^44000-.4' m71! 6rec^44000-.4' m7^)/-<4/).-- 22l. (ara un me%or entendimiento mostramos a continuación los "ol9menes de petróleo y gas natural que se obtienen una "ez realizada la inyección de agua

%au& CA%PO

Tipo $e 'i$rocaruro 1ambeiti 6ue"o Monteagudo 6ue"o (aloma 6ue"o Surubi $xistente Surubi 6ue"o Surubi:22 6ue"o Margarita 6ue"o Fatiqui 6ue"o TOTA@ EISTENTE TOTA@ NUE0O TOTA@ E%PRESA

Pro$ucci#! $e petr#leo (2l) )-.0-7 ))&.4<0 -./)<.<& 00).') /&.'/< &04.4/' ' ' ;;.< .;55.771 5.9=.575

Pro$ucci#! $e 4. N. (%PC) )
Pro$ucci#! $e petr#leo (2l) &-./47 &.0&) -)./<)

Pro$ucci#! $e 4. N. (%PC) -.7<./ -'0.7/4 .7/.)'&

Peco+ E!ergia CA%PO 1olpa 1olpa 1aranda

Tipo $e 'i$rocaruro $xistente 6ue"o $xistente

1-: Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211

1aranda 6ue"o TOTA@ EISTENTE TOTA@ NUE0O TOTA@ E%PRESA


/./& 7.;9 17.;5; 9<.77

7.&0/.)&) 11B;9.5 5.=B9.=5= 19.9=.B5<

11.1 11 .1.. Cur Cura& a& $e $e pro pro$u $ucci cci#! #! ! continuación mostramos los gráficos de las cur"as de producción de los reser"orios explicados anteriormente

Figura =1: Re$ucci#! $e Pro$ucci#! $e agua Fue!te: %i!i&terio $e 'i$rocaruro&

Figura =: E,ecto $e la& ,ractura& e! la i!"ecci#! $e agua Fue!te: Ra?oil 1-; Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211


Figura =5: Pro$ucci#! Pri+aria 0& Pro$ucci#! Secu!$aria Fue!te: Ra?oil

1.- RENDI%IENTO DE @OS @OS PROECTOS PROECTOS DE POKOS POKOS DONDE SE AP@ICA AP@ICA RESER0ORIOS POR INECCIN DE A4UA 3onde sealaremos los resultados obtenidos en pozos donde se aplico el método de inyección de agua. :

2eservorio Cam(eiti

(rácticamente no existe mantenimiento de presión, a excepción de un punto de presurización aislada sin incidentes en el sistema, el punto de presurización indicado corresponde más bien a un pozo nue"o perforado en el campo y cuyo rango de presión medida oscila en el inter"alo de ni"eles pre"istos y encontrados al iniciar la producción natural de reser"orio. 6o existe producción adicional de petróleo por efecto de la inyección de agua. :

2eservorio 2eservorio Paloma

Se obser"o un m+nimo mantenimiento de la presión la cual se debe más que todo a la rehabilitación de pozos cerrados y que luego de ser reacondicionado muestra una le"e me%or+a por la energ+a natural acumulada. *a inyección de agua a este reser"orio no contribuyo a me%orar la recuperación adicional del crudo por no 11Un")' P6re! Ort"! 8a,r"el

PE+211


cumplir normas pre"istas en el modelo matemático de su diseo y al mismo tiempo debido a problemas de permeabilidad y heterogeneidad en esta formación. :

2eservorio 2eservorio Tati+!i

Se obser"o excesi"a fluctuación en rangos propios de reser"orios con ba%a relación de solubilidad por falta de represurización del sistema, que permite en alg9n modo atenuar dichas fluctuaciones de la 8E( de producción, no existe mantenimiento significati"o de La presión del yacimiento. :

2eservorio 2eservorio !r!(i-44

$n este reser"orio se inyecto primero gas, si bien existió una cierta estabilización de la presión de fondo la cur"a de producción mostró una fuerte ca+da sin opción a una posible recuperación adicional de crudo. :

2eservorio 2eservorio Pat!j!sal

*os resultados obtenidos en esta primera etapa se refle%an en un incremento de la presión del yacimiento en los pozos inyectores as+ como en los pozos productores y una marcada disminución en la declinación del mismo. !simismo, pozos que se encontraban cerrados, han sido nue"amente puestos en producción al tener energ+a adicional.

15.- CONC@USIONES •

•

•

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3imos a conocer las principales caracter+sticas de los campos que se encuentran produciendo sus campos mediante la inyección de agua, donde nuestr nuestro o margen margen de anális análisis is estu"o estu"o dirigi dirigido do princi principal palmen mente te a lo que es nuestra querida patria 2oli"ia. 3imos a conocer la ubicación de los campos productores donde se aplica recuperación secundaria por inyección de agua. Mostramos Mostramos el n9mero de pozos en cada campo con inyección inyección de agua, as+ como las fuentes de abastecimiento de agua para la inyección de los campos. $ncontramos las capacidades de las plantas, as+ como el control de calidad del agua para la inyección, es decir sus caracter+sticas. 1onocimos los "ol9menes y presiones de inyección de los campos que se encuentran produciendo por inyección de agua. 111


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Most ostramo ramoss un proy royect ecto pilot iloto o de iny inyecci ección ón de agu agua, as+ as+ como como el rendimiento. (udi (udimo moss anal analiz izar ar los los caud caudal ales es de recu recupe pera raci ción ón en los los camp campos os de aplicación. 1onsolidamos los conocimientos de toda el área de la producción, para que de esta esta mane manera ra poda podamo moss darl darle e un me%o me%orr y adec adecua uado do enfo enfoqu que e a la realización de este traba%o en cuanto a la inyección de agua.

17.- 2I2@IO4RAFIA        

(racticas de 1ampo C1ampos 8io Erande : *a (ea - !dolfo Soria .1haco.com .8eps .8 epsolA( olA(B.c B.com om .managinga .mana gingater.co ter.com m .ypfb .y pfb.go .go".bo ".bo .supernet.c .supe rnet.com.bo om.bo Ministerio de hidrocarburos y $nergia (racticas de campo de "arios reser"orios.

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Inyeccion de Agua

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