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JUAN SEBASTIÁN OTÁLORA VARGASUD18229SCH26062
AIU CURRICULUM DESING – WATER PRODUCTION
Student’s Profile
My Life in Buenos Aires, Argentina
ATLANTIC INTERNATIONAL UNIVERSITYHONOLULU, HAWAI
FALL 2012
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INDICE
1. INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………………………………..………………………….……….4
2. DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS GENERAL…………………………………………………………………………..………………………………….4
2.1 PRODUCCIÓN DE AGUA………………………………………………………………………………………….……………………………….…..4
2.1.1 Evolución del agua de producción en la vida de un yacimiento de petróleo……………………………………………..4
2.1.2 Distribución inicial de los fluidos en el reservorio……………………………………………………………………………………..5
2.1.3 Mojabilidad de la roca reservorio……………………………………………………………………………………………………………..5
2.1.4 Características del agua de formación………………………………………………………………………………………………………6
2.1.4.1 Características de los principales cationes. …………………………………………………………………………………….……..7
2.1.4.2 Características de los principales aniones………………………………………………………………………………………………7
2.1.4.3 Diferentes composiciones químicas de aguas de formación. …………………………………………………………………8
3 ACTUALIZACIÓN, DISCUSIÓN Y RECOMENDACIÓN.………………………………………………………………………………………8
3.2 DESTINOS DEL AGUA DE PRODUCCIÓN. ………………………………………………………………………………………………………8
3.2.1 Inyección de agua para la recuperación de petróleo. ……………………………………………………………………………....9
3.2.2 Inyección de aguas de calidad inapropiada. ……………………………………………………………………………………………..9
3.2.3 La presencia de petróleo en aguas de inyección. ……………………………………………………………………………………10
3.3 CALIDAD DE AGUA PARA INYECTAR EN EL SUBSUELO. ………………………………………………………………………………11
3.4 FACTIBILIDAD DE INYECCIÓN. ……………………………………………………………………………………………………………………11
3.4.1 Hinchamiento de arcillas. ……………………………………………………………………………………………………………………….12
3.4.2 Formación y deposición de material insoluble en la formación. …………………………………………………………….14
3.4.3 Aumento de la Saturación de Petróleo. ………………………………………………………………………………………………….15
3.4.4 Movimiento de partículas finas de la formación. …………………………………………………………………………………..16
3.4.5 Sólidos Suspendidos. …………………………………………………………………………………………………………………………..…17
3.4.5.1 Fuentes de los sólidos en suspensión. ………………………………………………………………………………………………..18
3.4.6 Incrustaciones. ……………………………………………………………………………………………………………………………………….20
3.4.6.1 Incrustaciones de carbonato de calcio. ……………………………………………………………………………………………….21
3.4.6.2 Incrustaciones de sulfatos……………………………………………………………………………………………………………………22
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4. CONCLUSIONES…………..……………………………………………………………………………………………………………………………..23
5. BIBLIOGRAFIA……………..…………………………………………………………………………………………………………………………….23
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1. INTRODUCCIÓN.La materia a desarrollar es “Water Production”, el mismo tiene los siguientes objetivos: Evaluar diversos aspectos de la problemática del agua en su vinculación con la explotación del petróleo
y gas. Conocer los estudios que se realizan al agua que se separa del petróleo, para luego inyectarla
nuevamente en la formación. Estudio de Sólidos Suspendidos Calidad de Agua de Producción
2. DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS GENERAL.
2.1 PRODUCCIÓN DE AGUA.
Todos los pozos producen algo de agua, inicialmente cantidades pequeñas y en etapas posteriores de la vida del yacimiento varias veces el volumen de petróleo producido hasta alcanzar el límite económico.
En una recuperación secundaria donde se inyectan grandes volúmenes de agua, el límite máximo económico podría ser de 50:1, 50 barriles de agua producida por cada barril de petróleo. en otros casos donde la eliminación de agua es limitada y costosa y las regalías sobre el petróleo son altas, los límites económicos serán menores , quizás como de 2 ó 3:1.
Los pozos de gas también producen agua, aunque en cantidades generalmente bastante menores que los de petróleo se pueden anticipar volúmenes en una escala de 0.5 a 5 barriles por millón de pies cúbicos y aunque bajos pueden crear problemas severos en el manejo, corrosión y/ hidratos.
2.1.1 Evolución del agua de producción en la vida de un yacimiento de petróleo.A continuación se muestra en el gráfico 1, el perfil de producción de un yacimiento.
Grafico 1: Perfil de Producción
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El volumen de agua de producción en el mundo fue estimado en 280MM bpd, aproximadamente el 350% de la producción de petróleo.
Esta relación continuará en aumento con el transcurso del tiempo. El costo de disposición continuará incrementándose. Consecuentemente: Si no se gestiona adecuadamente el agua no se podrá producir rentablemente el
petróleo.
2.1.2 Distribución inicial de los fluidos en el reservorio.
A continuación en la figura 1 se muestra la distribución general de los fluidos en un reservorio.
Fig 1: Fluidos en reservorio
2.1.3 Mojabilidad de la roca reservorio.
El agua avanza por la pared de los espacios porales empujando petróleo.Srow = 25%- 40 %
El agua avanza por El centro de los poros empujando Petróleo.Srow = 30%-45%
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Por encima del nivel de petróleo libre, la saturación del agua se encuentra en su valor irreducible.
La zona de transición entre los niveles de petróleo libre y de agua libre se caracteriza por un aumento gradual de la saturación de agua hasta alcanzar el 100%. En esta zona, tanto el petróleo como el agua son parcialmente móviles.
El espesor de la zona de transición depende de factores tales como el tamaño de los poros, la presión capilar y la mojabilidad.
El agua que existe naturalmente en espacios porales del reservorio se llama agua de formación o agua intersticial , son restos de antiguos mares que fueron sepultados conjuntamente con los sedimentos.
Por haber estado asociada por largos períodos con la roca del reservorio y el petróleo, el agua se encuentra en un estado de completo equilibrio químico.
Los componentes de interés son:Las sales disueltas.
Cationes: Na+, K+, Ca++, Mg++,Ba++, Sr++, Fe++,NH4+.Aniones:Cl-, Br-,OH-, HCO3--, CO3--, SO4--,PO4--.Acidos grasos : Fórmico, Acético.
Compuestos radiactivos naturales (NORM) Naturally Occurring Radioactive Material ( Radio 226 y Estroncio 90)Los gases disueltos: CO2, H2S, CH4.Los sólidos suspendidos: en diferentes tamaños y concentraciones.Valor del pH.
2.1.4 Características del agua de formación.
Temperatura del agua producida, depende de la profundidad del yacimiento y el gradiente geotérmico. Varía entre 25 °C a > 95°C.
Salinidad puede variar de 1 a 250 gr/lt. pH puede variar de 5.5 a 8.5. Resulta mas bajo cuando el gas asociado es rico en CO2 y H2S. Sólidos en suspensión, de origen mineral que provienen del reservorio y son arrastrados con la
producción (arcillas/arenas/precipitados) o de origen orgánico como las parafinas que puedan precipitar por enfriamientos.
Densidad depende de la salinidad y temperatura, varia de 1 a 1.15 gr/cm3 . Viscosidad depende de la salinidad y temperatura varía de 1.2 a 0.3 cP.
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2.1.4.1 Características de los principales cationes.
Sodio: es uno de los mayores constituyentes del agua de formación, normalmente no causa problemas; excepto en aguas de extrema salinidad donde puede precipitar como NaCl.
Calcio: es uno de los iones más importes ya que se combina fácilmente con los iones bicarbonatos o sulfatos y según las condiciones puede precipitar como carbonatos o sulfatos generando fuertes incrustaciones.
Magnesio: presente en concentraciones menores que el Calcio, con el cual tiende a coprecipitar generando problemas de incrustaciones. Es común encontrar Magnesio en incrustaciones de Carbonatos de Calcio.
Bario: es de importancia por su avidez en combinarse con el Sulfato para formar Sulfato de Bario que es un precipitado extremadamente insoluble. Aún pequeñas cantidades puede ocasionar problemas severos .
Estroncio: semejante al Ca, Mg., Ba, puede combinarse con el sulfato para formar Sulfato de Estroncio insoluble, el que suele encontrarse mezclado en incrustaciones de Sulfato de Bario.
Hierro: el contenido natural en aguas de formación es bastante bajo, su presencia en cantidades mayores es indicativo de problemas de corrosión en las instalaciones
2.1.4.2 Características de los principales aniones.
Cloruros : es casi siempre el anión de mayor concentración en aguas de formación encontrándose en forma de NaCl y suele utilizarse como una medida de la salinidad del agua. A mayor concentración la corrosión es más probable.
Sulfatos: son un problema por su afinidad con el Ca,Mg, Ba, Sr para formar compuestos insolubles . También es un elemento imprescindible para el desarrollo de las Bacterias Reductoras de Sulfatos.
Bicarbonatos: puede reaccionar con iones de Ca, Mg, Fe, Ba, Sr formando compuestos insolubles e incrustantes. Está presente en casi todas las aguas y a veces el ión es denominado como Alcalinidad al Naranja de Metilo.
Carbonatos : puede reaccionar con iones de Ca, Mg, Fe, Ba, Sr formando compuestos insolubles e incrustantes. Raramente el ión Carbonato está presente en aguas de producción ,ya que solo puede estarlo si el pH es mayor a 8.3. El ión Carbonato , de estar presente se suele también expresar como Alcalinidad a la Fenolftaleína.
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2.1.4.3 Diferentes composiciones químicas de aguas de formación.
A continuación en la tabla 1, se muestras los diferentes componentes presentes en el agua de formación.
Componentes(mg/lt).
BAT. DB. Este CHLS 1080 PTC Norte E.P.
Sodio. 10875 23724 39875
Calcio. 40 3852 1332
Magnesio. 223 1823 506
Potasio. 0 106547 680
Bario. 0 0 <4
Cloruros. 13522 160995 68733
Sulfatos. 97 550 2529
Bicarbonatos. 6710 102 807
Carbonatos 0 0 0
pH. 7 7.2 6.1
S.T.D 31467 297611 115600
Tabla 1: Composiciones de agua de formación
3 ACTUALIZACIÓN, DISCUSIÓN Y RECOMENDACIÓN.
3.2 DESTINOS DEL AGUA DE PRODUCCIÓN.
En el mundo, aproximadamente el 91% del agua producida se reinyecta.
70% para la Recuperación Secundaria del Petróleo. 21% en pozos de disposición a subsuelo.
Tratamientos opcionales. Descarga al mar. Evaporación. Separación por membranas.
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¿El agua producida puede transformarse en un nuevo recurso?
Una purificación efectiva del agua de producción podría destinarse a:
Generación de Potencia. Irrigación Agrícola. Ganadería . Consumo humano.
3.2.1 Inyección de agua para la recuperación de petróleo.
El SPE define “waterflooding” como la inyección de agua en un reservorio de petróleo para “empujar” petróleo adicional fuera de la roca del reservorio y hacia los pozos productores. El agua de los pozos inyectores barre el petróleo desplazándolo a pozos productores adyacentes. El propósito del waterflooding incluye el mantenimiento de la presión del reservorio y el desplazamiento del hidrocarburo a los pozos productores.
La combinación de recuperación primaria y recuperación secundaria en un reservorio puede producir 40% o más del petróleo original existente (Oil in place).
El primer reconocimiento formal del potencial del “waterflooding” se tuvo en la patente U.S 308522 emitida en 1884 a William Richards , quién además sugiere que la inyección intencional de agua comienza en 1864.Richards reconoció que la presión sobre el agua inyectada fuerza al petroleo hacia los pozos cercanos.
Uno de los primeros proyectos documentados de waterflooding data de 1905 en el campo Bradford , Pennsylvania, seis años después de haberse iniciado la producción del yacimiento. En 1921 fue cuando operadores de U.S y Canadá instituyen formalmente la operación de inyección intencional de agua , denominándola “circle floods” debido al modelo de avance del agua en la zona invadida y cuando los productores se acuatizaban se convertían a inyectores para la expansión del proyecto.
En 1924 fue intentado en una zona del campo Bradford el primer “pattern five spot” y por 1937 adoptado ampliamente por los operadores . En el período de expansión del waterflooding comprendido entre 1944 y 1949 se toma real conciencia de las ventajas del control de presión del reservorio a través de la reinyección del agua de producción.
3.2.2 Inyección de aguas de calidad inapropiada.La inyección de agua de calidad inadecuada puede ocasionar taponamientos del reservorio que derivan en:
Declinación de los caudales de inyección (inyectividad) y la subsecuente disminución de la producción. Incremento en la presión requerida (energía) para sostener la inyección. Incrementos en OPEX debido a Work Over o re-perforaciones de inyectores.
Factores que determinan y afectan negativamente la calidad del agua de producción : Petróleo disperso. Sólidos suspendidos.
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Microorganismos. Gases disueltos. Sólidos disueltos.
3.2.3 La presencia de petróleo en aguas de inyección. La presencia de petróleo en aguas de inyección es perjudicial por las siguientes razones: Las bacterias lo utilizan como fuente de alimento. El petróleo es adsorbido fuertemente por sulfuros y otros sólidos haciendo dificultoso la limpieza de inyectores por tratamientos ácidos.
El petróleo reduce la permeabilidad relativa al agua, requiriendo mayor presión para inyectar igual volumen de agua. “Slugs" de petróleo pueden causan una inmediata y prolongada reducción de la permeabilidad, que solo se recuperará lentamente por subsiguiente y continua inyección de agua limpia.
El petróleo disperso que es recuperado se entrega a venta.
Fig 2: Esquema del daño a formación por petróleo disperso en el agua inyectada
3.4 CALIDAD DE AGUA PARA INYECTAR EN EL SUBSUELO.
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Existe un rápido crecimiento en la utilización de agua con propósitos de recuperación secundaria. En 1965 se estimaba que el 33 % de la producción de petróleo de los Estados Unidos era por inyección de agua. Se estima que para 2013 el 65 % de la producción de ese país se deberá a recuperación secundaria.
Hay una regla estimativa que dice que deben inyectarse diez metros cúbicos de agua en la arenisca por cada metro cúbico de petróleo producido. De acuerdo a esta regla, uno se encuentra con un sorprendente volumen total de agua a inyectar en la arenisca. Este rápido Incremento en la inyección de agua hace que se dirija la atención sobre la calidad del agua para inyectar en el subsuelo.
El objetivo de la calidad del agua fue expuesto en forma simple por Hockaday (1958): "La principal consideración sobre la calidad del agua para Inyectar en el subsuelo es que el agua debe ser solo lo suficientemente buena como para que pueda cumplirse el programa de inyección de agua hasta la finalización a un costo mínimo". Esto significa simplemente que el agua debe tener una calidad que permita su inyección en formaciones subterráneas al caudal deseado sin presiones prohibitivas. El agua no debe causar más corrosión que la que pueda tolerarse económicamente durante el tiempo necesario para recuperar el petróleo. Bajo esta definición la calidad del agua puede dividirse en dos aspectos principales:
1) posibilidad de inyección y
2) control de corrosión.
Las especificaciones son importantes para mantener una calidad dada necesaria para completar un proyecto específico. Cuando se fijan especificaciones de la calidad del agua, uno debe cuidarse de no perder de vista el objeto primario de la calidad del agua, ya que standards innecesariamente rigurosos resultan en costos extras que no son compensados con mayor producción.
3.4 FACTIBILIDAD DE INYECCIÓN.
Factibilidad de inyección significa que el volumen deseado de agua puede inyectarse en la formación subterránea a presiones económicas.
El aumento de las presiones de inyección puede ser causado por uno o más de las siguientes Condiciones:
1.- Fill-up de la formación (llenado de los espacios vacíos).
2.- Hinchamiento de las arcillas de formación, resultante en una reducción de la permeabilidad.
3.- Formación y deposición de material insoluble en la formación.
4.- Aumento en la saturación de petróleo, resultante en una reducción de permeabilidad, debido al efecto de permeabilidad relativa.
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5.- Movimiento de material fino de la formación causado por solubilización de agentes cementantes. Este material fino se aloja subsecuentemente en restricciones de los canales porales, causando una reducción de la permeabilidad.
6.- La presencia de sólidos suspendidos en el agua, los que pueden alojarse en las restricciones de los canales porales o ser retenidos por la cara de la formación, y por lo tanto causan una reducción en la permeabilidad.
La consideración de la primera condición está fuera del alcance de este capítulo, pero es conveniente recordar que los aumentos de presión no siempre son causados por la calidad del agua. Las restantes condiciones serán tratadas en detalle.
3.4.1 Hinchamiento de arcillas.
Probablemente existe más información errónea sobre el hinchamiento de las arcillas en las rocas reservorio que en cualquier otra fase de la inyección de agua. Esta situación se ha producido debido a lo siguiente.
1.- Cada especie de mineral arcilloso reacciona en diferente grado con aguas extrañas.
2.- El grado de hinchamiento de un mineral arcilloso es función de (Grim 1953):
a) La fuerza iónica total del agua
b) La relación de cationes monovalentes a divalentes
c) El pH del agua
d) Los cationes específicos presentes
e) La presencia de compuestos orgánicos polares.
3.- La velocidad de cambio desde un agua de gran fuerza iónica a un agua de fuerza iónica baja (Crawford, 1966).
4.- La determinación analítica de la presencia de minerales arcillosos y su tiempo en una roca reservorio no son determinaciones simples (Hewitt, 1963; Morris Etal 1959).
5.- El movimiento de las partículas finas da la misma reducción de permeabilidad que el hinchamiento de las arcillas (Hewitt, 1963).
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El trabajo de Von Engelhart y Tunn (1955, ver fig1) muestra el efecto de la variación de salinidad sobre tres tipos básicos de arcilla. La montmorillonita sódica muestra la mayor reducción en la permeabilidad (mayor hinchamiento) mientras que las illita y caolinita sódicas muestran una reducción de permeabilidad mucho menor a medida que se disminuye la salinidad del agua que fluye.
Cloruro de Sodio mg/l
Grafico 2: Efecto de las aguas salinas sobre la permeabilidad de arena de cuarzo con 4 % de arcilla
(de Von Engelhardt y Tunn, 1955).
Jones y Neil (1960) y Jones (1964) mostraron la importancia de que la reducción de salinidad sea un cambio por etapas que no signifiquen una dilución mayor de 1:10, aun cuando la du-reza se mantenga en el 10 % del ión sodio (Tabla l).
Jones(en Crawford, 1966) sostenía que ocurre un mínimo de hinchamiento en las arcillas si por lo menos el 10 de las sales en solución consiste en sales de cationes divalentes. A veces hasta un 5 % es efectivo para Inhibir el hinchamiento de las arcillas. Esto es cierto aun cuando el agua sea dulce.
Per
mea
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3
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Tabla 2. Efecto de la sallnidad del agua sobre la permeabilidadde un testigo.
Agua Permeabilidad del Testigo
MdSerie Cloruro de Sodio
ppmCloruro de Calcioppm
1 52.600 5.500 2255.260 550 235526 55 215263 27 220105 11 215
2 52.600 5.500 220105 11 40
3.4.2 Formación y deposición de material insoluble en la formación.
Los dos mecanismos por los que puede formarse y depositarse material insoluble dentro de la formación son:
1.- La reacción del agua de inyección con el agua de formación para producir precipitados; y
2.- Una reacción dependiente del tiempo en la propia agua de inyección, que resulta en la formación de un material insoluble después que el agua ha entrado en la formación.
Estos mecanismos no son importantes cuando existe una permeabilidad razonable en la formación. Los precipitados se depositarán suficientemente lejos del pozo inyector por lo que tendrán un efecto despreciable sobre la inyectividad. Esto se debe a que el proceso está gobernado por la dispersión radial.
Una formación de baja permeabilidad puede ser dañada por estos mecanismos ya que la deposición Tendrá lugar en o cerca del pozo inyector.
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3.4.3 Aumento de la Saturación de Petróleo.
El problema principal del petróleo que entra en la formación reside en su efecto extremo sobre la permeabilidad al agua en las regiones de baja saturación de petróleo. Una curva típica de permeabilidad relativa, se muestra en la Fig. 2.
Grafico 3: Curvas típicas de permeabilidad relativa
El aumento de la saturación de petróleo en los pozos Inyectores es un hecho más común de lo que se piensa (Tabla 2). Este petróleo adicional puede tener uno o más de los siguientes orígenes: (1) Petróleo suspendido en el Agua de Inyección; (2) aceite de lubricación del émbolo buzo; (3) petróleo usado como carrier en tratamientos químicos; (4) Petróleo de la formación que refluye durante los períodos de paro; (5) petróleo o hidrocarburos utilizados como colchón en los tanques para evitar el contacto con aire; y (6) petróleo removido del tubing utilizado en un pozo productor y transferido a un proyector.
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Tabla 3: Volumen acumulativo de petróleo que entra en un pozo inyector con un caudal de 1000 barriles por día
Contenido del petróleo del agua ppm
Período de tiempo
1 Día 1 Mes 1 Año 5 Años
1 0,048 gal. 1,4 gal 18 gal 2,1 barril10 0,48 gal 14 gal 180 gal 21 barril100 4,80 gal 140 gal 1800 gal 210 barril
*Se ha supuesto: densidad del agua, 1,02 y del petróleo 0,9
Es importante determinar la fuente del petróleo que entra en un pozo inyector para, de ser posible, evitar su entrada. Como se mencionara anteriormente el principal inconveniente del petróleo que penetra en la formación reside en el efecto pronunciado que tiene sobre la permeabilidad al agua en las zonas de baja saturación de petróleo.
La experiencia de campo, en algunas áreas, indica que pueden tolerarse de 20 a 30 ppm de petróleo en el agua de inyección (Amstutz, 1956). Otras áreas muestran incrementos de presión en cuanto se permite que una pequeña cantidad de petróleo alcance la formación en los pozos inyectores. Deben establecerse procedimientos operativos que resulten en la entrada de la menor cantidad posible de petróleo a los pozos inyectores (Lewelling y Kaplan, 1959).
Se ha encontrado que el aceite lubricante de los émbolos buzo de una bomba bien mantenida entra en el agua en una proporción de 0,02 ppm. Esta condición, sin embargo, no se aplica siempre. Es común encontrar varios galones de aceite lubricante en la cañería corriente abajo de la bomba de desplazamiento positivo después de haber estado corriente arriba durante unos meses. Existen varias causas que permiten la entrada de más aceite al agua, algunas de ellas son: sobrelubricación, escurridores mal ajustados ó gastados, etc.
3.4.4 Movimiento de partículas finas de la formación.
Los canales porales de las formaciones arenosas son tortuosos y de diámetro Irregular a lo largo de su recorrido. Frecuentemente, las partículas finas de la formación (fragmentos minerales, cristales, arcillas, etc.) se encuentran pobremente cementadas a los canales porales. Cualquier cambio que perturbe esta cementación puede permitir a estas partículas viajar a lo largo de canal poral hasta que alcanzan una
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restricción. Las partículas se alojarán en la restricción, reduciendo efectivamente la permeabilidad. El efecto acumulativo de movimiento de muchas partículas es una pérdida drástica de inyectividad.
Algunas de las causas de la destrucción de la cementación de las partículas finas de la formación son:
1.- Cambios significativos en la salinidad del agua, sea aumento o disminución
2.- Cambios en el PH
3.- Excesivas velocidades de inyección.
3.4.5 Sólidos Suspendidos.
Los sólidos en suspensión son definidos como el material suspendido a diferencia de los sólidos disueltos que se encuentran en solución verdadera en el agua.
Entre los muchos materiales encontrados entre los sólidos en suspención en el agua están:
1.- Petróleo
2.- Arcilla
3.- Silt
4.- Arena
5.- Algas
6.- Incrustaciones
7.- Productos de corrosión (a) sulfuro de hierro (b) hidróxido férrico,
8.- Bacterias
9.- Crecimiento de bacterias
10.- Productos químicos incompatibles (ver Amstutz 1956; Cerini et Al, 1946; y Wright 1965).
Estos sólidos suspendidos pueden clasificarse por:
1.- Material Inorgánico (no hidrocarburos)
2.- Material orgánico (hidrocarburos)
Esta clasificación es conveniente porque la diferenciación se realiza fácilmente determinando la solubilidad del material en un buen solvente de hidrocarburos.
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También hay un sistema de clasificación que es difícil de aplicar, pero que indica cuan perjudiciales pueden ser los sólidos suspendidos:
1.- Sólidos adherentes
2.- Sólidos no adherentes.
Los sólidos adherentes se definen como aquellos materiales que o bien se pegan a otras superficies sólidas en contacto, tal como petróleo, o forman una película cubierta sobre las superficies sólidas, tal como incrustaciones. Esta clasificación es muy valiosa en la determinación de la calidad del agua, ya que un sólido adherente lleva a la formación de un deposito que está en relación directa con la cantidad de material disponible para formarlo. Usando este criterio pueden clasificarse los sólidos en suspensión de la siguiente forma:
1.- Sólidos adherentes: a) Petróleo, b) Incrustación.
2.- Sólidos no adherentes: a) Silt, b) Arena.
3.- Sólidos que pueden ser adherentes o no dependiendo de la composición o de las circunstancias: a) Arcillas, b) Algas, c) Productos de corrosión, d) Bacterias, e)Crecimiento de bacterias, y f) Compuestos químicos incompatibles.
3.4.5.1 Fuentes de los sólidos en suspensión.
Algunas de las fuentes de los sólidos en suspensión incluyen:
1.- Fallas en las medidas para el control de arena en los pozos productores de agua;
2.- Sobretratamiento con aditivos químicos;
3.- Un producto químico incompatible con el agua o con otro aditivo en uso en la misma;
4.- Entrada de aire en un sistema cerrado, dando lugar a la formación de hidróxido férrico y al crecimiento de bacterias aerobias,
5.- La mezcla de aguas incompatibles;
6.- Sobrecarga u operación inadecuada de tanques lavadores cuando se utiliza agua de purga como fuente de agua, resultando en un contenido excesivo de petróleo en la misma;
7.- Posfloculación luego de la filtración y
8.- Ruptura de los filtros.
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Los sólidos suspendidos causan los siguientes problemas:
1.- Son la materia prima para la formación de depósitos en las superficies interiores de un sistema; 2.- Pueden ser lo suficientemente grandes como para taponar los canales porales, causando una disminución
de permeabilidad y el consecuente incremento de la presión o disminución de volumen inyectado; 3.- En un tiempo determinado, los sólidos en suspensión suficientemente grandes como para separarse del
agua sobre la arena o cara de la formación, porosa, producirán un revoque y disminución de permeabilidad, dando un aumento de presión o una reducción de los volúmenes inyectados.
En los tres casos los sólidos adherentes son los más perjudiciales. Los sólidos no adherentes, sin embargo, son también muy perjudiciales si son acompañados de suficiente cantidad de sólidos adherentes como para aglutinarlos. Se ha dicho frecuentemente que los sóIidos en suspensión no causan perjuicios si son lo suficientemente pequeños como para entrar en la formación (Amstutz, 1956). Esta observación sólo es válida si no hay presentes sólidos adherentes.
Puede tenerse una apreciación del volumen acumulado de sólidos suspendidos en una cañería si ninguno de los sólidos entra en la formación, observando la Tabla III. Sin embargo este es el caso extremo. La caída de inyectividad se produce mucho antes de llegar a la altura de llenado anotada en la Tabla 4, para el caudal de 2.500 bbl/día. Los factores involucrados en la capacidad de los sólidos suspendidos para entrar en la formación incluyen:
1.- El tamaño de los canales porales de la formación, 2.- El tamaño y distribución de los sólidos en suspensión, 3.- La tendencia a aglomerarse de los sólidos en suspensión, y 4.- La presencia de petróleo, grasa, o productos químicos filmógenos que unen o aglomeran las partículas
sólidas.
TABLA 4: VOLUMEN ACUMULATIVO DE LOS SÓLIDOS SUSPENDIDOS *
Concentración de los sólidos suspendidos en el agua de inyección
Altura de llenado ft luego de un año en caño de 5, ½”, 15, lb/ft
500 bbl/día 1000 bbl/día 2500 bbl/día
1 5,3 10,5 26,3
5 26,2 52,3 131
10 52,5 105 263
*Supuestos:(1) Los sólidos no entran a la formación, (2) los sólidos tienen un peso específico de 2,5 g/ml,(3) los sólidos sedimentan hasta una porosidad del 40 %
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Estos ejemplos ilustran la naturaleza del problema.
1.- Los sólidos en suspensión consistentes solamente en arena, son filtrados por la cara de la formación y no causan pérdida de inyectividad hasta que la misma no se cubre apreciablemente por relleno.
2.- Los sólidos en suspensión consistentes en arcilla y silt son filtrados por la cara de la formación y forman un revoque, causando muy serias pérdidas de inyectividad.
3.- Los sólidos suspendidos consistentes en sift fino y petróleo pesado tienen el mismo efecto que el sitt y la arcilla.
La mejor generalización que puede hacerse sobre los sólidos en suspensión es que cuantos menos haya mejor será el agua. Si fuera posible el agua mantenerse completamente libre de partículas sólidas en suspensión salvo que se sepa que éstas entrarán a la formación y que no hay sólidos adherentes. En ausencia de información en contrarío, siempre debe suponerse que los sólidos en suspensión serán tamizados por la cara de la formación y que por lo tanto causarán un incremento de la presión de inyección (Baker, 1958; Spencer y Harding, 1959).
3.4.6 Incrustaciones.
El término incrustación se refiere a un sólido duro adherente depositado sobre una superficie. Las siguientes formas de incrustación son posibles en los sistemas de inyección de agua, dependiendo de las circunstancias:
Causa de la formación Nombre Químico Nombre mineralde incrustación1.- Pérdida de gases disueltosCarbonato de calcio Calcita, aragonita
2.- Solución de gases Hidróxido férrico GoethítaSulfuro ferroso Sulfuro de hierro
Amorfo.
3.- Mezcla de aguas Sulfato de bario BarítaSulfato de estroncio CelestítaSulfato de calcio YesoCarbonato de calcio Calcita, aragonita
4.- Calentamiento sin Carbonato de calcio Calcita, aragonita evaporación Sulfato de calcio Yeso, anhidrita
Oxido mixto de hierro Magnetita
5.-.Aditivos incompatibles Fosfato de calcio HidroxiapatitaFerricianuro ferroso
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Las incrustaciones pueden encontrarse en cualquier punto de un sistema de inyección de agua. Es una buena generalización que la prevención de la formación de incrustaciones es el procedimiento más prudente. Las incrustaciones formadas por carbonatos, hidróxidos, óxidos y sulfuros pueden eliminarse por acidificación, mientras que los de sulfatos, fosfatos y ferricianuros no son solubles en ácidos. Es muy difícil si no imposible eliminarlas por otros métodos que el mecánico.
3.4.6.1 Incrustaciones de carbonato de calcio.
La formación de incrustaciones de carbonato de calcio es función de pH, temperatura, fuerza iónica de la solución y de las concentraciones de los iones calcio y bicarbonato. La química de la deposición de carbonato de calcio puede mostrarse por las siguientes fórmulas:
H2 C03 C02 + H2O (1)
Acido carbónico Dióxido de carbono Agua
H+ + H CO3 H2 CO3 (2)
Ion hidrógeno Ion bicarbonato Ácido carbónico
H+ + C03= H CO3 (3)
Ión hidrógeno Ión carbonato Ión bicarbonato
Ca(H CO3)2 Ca C03 + H2CO3 (4)
Bicarbonato de calcio Carbonato de calcio ácido carbónico
Ca++ CO3= Ca C03 (5)
Ión calcio Ión carbonato Carbonato de calcio
Cualquier acción que provoque el desplazamiento hacia la derecha de las ecuaciones (1), (2), (4) y (5) pueden causar la deposición de carbonato de calcio. Uno o más de los equilibrios citados pueden ser desplazados hacia la derecha por alguna de las siguientes causas:
1.- una pérdida del dióxido de carbono disuelto, y
2.- un aumento de temperatura
3.- un aumento de pH.
Stiff y Davis (1952) han extendido el excelente trabajo previo de Langelier (1946) sobre el índice de estabilidad de las aguas respecto a su tendencia a depositar incrustaciones de carbonato de calcio.
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El índice de estabilidad (SI) se define como:
Si = pH - pCa - pALk - K
donde: pCa= - log (Ca++) PAIK= -log (alcalinidad), y K es la actividad iónica a la temperatura en cuestión. Un índice de estabilidad positivo denota una tendencia a la incrustación, mientras que un índice negativo denota una tendencia corrosiva. El índice de estabilidad predice el comportamiento futuro del agua. Sin embargo, no puede hacerse ninguna estimación sobre Incrustaciones anteriores.
La formación de incrustaciones de carbonato de calcio puede evitarse por alguno de los siguientes métodos:
1.- Bajar el pH hasta que el índice de estabilidad se haga cero o ligeramente negativo.
2.- Agregar un inhibidor de incrustaciones efectivo.
3.- Eliminar el ión calcio por alguno de los siguientes medios:
a) Intercambio iónico, si es un agua dulce;
b) Precipitación;
c) Complejándolo;
d) Dilución por debajo del límite, de solubilidad.
e) por debajo de] límite, de solubilidad.
3.4.6.2 Incrustaciones de sulfatos.
Las incrustaciones de sulfatos que se producen en operaciones de inyección de agua son:
(1) sulfato de bario
(2) sulfato de calcio (anhidrita o yeso)
(3) sulfato de estroncio
Estos tres tipos de incrustaciones son normalmente causadas por la mezcla de dos aguas: una conteniendo ion sulfato y la otra conteniendo iones bario, estroncio o calcio. La presencia de incrustaciones de sulfato de calcio puede ocurrir cuando la temperatura ha subido lo suficiente para disminuir la solubilidad del sulfato de calcio hasta el punto en que se produce la precipitación.
La prevención de las incrustaciones de sulfatos en el primer caso se hace normalmente no mezclando aguas incompatibles. Cuando esto no puede evitarse, puede seguirse uno de los siguientes procedimientos:
(1) permitir la precipitación, y luego filtrar el precipitado
(2) agregar un inhibidor de incrustaciones
(3) eliminar el bario, estroncio o calcio por Intercambio iónico, si el agua es dulce
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(4) completando el ión bario, estroncio o calcio
(5) diluyendo el ión problema por debajo del límite de solubilidad
4. CONCLUSIONES
Con el presente estudio se analiza las características del agua de producción en un sistema de petróleo, las propiedades de los mismos y cuál es su influencia en el proceso de separación entre petróleo/agua, con el fin de deshidratar el petróleo en las plantas, para posteriormente toda el agua separada, tratarlo y dejarlos en buenas condiciones para poder inyectarlo al yacimiento, como recuperación secundaria. Es importante realizar permanentes controles en la calidad del agua y el petróleo, ya que con el pasar del tiempo el yacimiento puede sufrir el a agriamiento del mismo, por formación de bacterias que se van formando en las instalaciones y en el propio reservorio.
Por lo cual es importante que cuando se realicen los ensayos de botella para seleccionar biocidas, inhibidores de incrustación, inhibidores de corrosión, puedan realizarse en laboratorios competitivos, para que luego esas pruebas de laboratorio se pase al ensayo de campo, donde se verán el verdadero comportamiento de los químicos, apuntando que el sistema este libre de bacterias, corrosión e incrustaciones.
6. BIBLIOGRAFIA. LYNOS, Willam. Standard Handbook of Petroleum & Natural Gas Engineering. Editorial Elsevier, May, 2009
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LAVORSER, May. Geología del Petróleo, Editorial Eudeba, Argentina, Buenos Aires, Enero de 2009.
WC, Martin. Water Analytical Data as a Tool in Drilling and Production Economics, EBSCOhost Mexico, D.F. Mayo de 2009.
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Recuperación Secundaria, 2008. Sitio Web: http://yacimientos-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2008/10/mtodos-de-recuperacin-secundaria-y.html
