DERECHOS RESERVADOS - Universidad Rafael...
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA
SISTEMA DE DISPOSICION DE AGUAS PRODUCIDAS
EN EL CAMPO CABIMAS TRABAJO ESPECIAL DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO QUíMICO
REALIZADO POR:
BR. ENDERXON RINCÓN
C.I. 15.766.154
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DEDICATORIA
Le dedico este trabajo Principalmente al todo poderoso Dios que
de verdad no se olvida de nadie.
A mis padres que no fue fácil para ellos traerme hasta aquí.
A mis Tíos luz marina, Heberto, Irama y Nixon.
A mis tres Últimos profesores de mi carrera universitaria de pre-
grado:
Lorena López persona muy especial para mí.
Emilio Bastidas de quien tuve un gran apoyo en las cosas
académicas y personales
Rómulo Soto, La persona que siempre presto atención a mis
dudas y errores, además de ser uno de los modelos a seguir
como persona y como profesional.
A mi primo Ingeniero José Chávez el que siempre me dijo dale
que falta poco.
A mi primo Próximo ingeniero Carlos Chávez Por su apoyo
durante toda la carrera.
A mi primo Wilmer Ferrer por decirme donde estaba por su
apoyo y compañía.
A uno de los que se le puede decir amigo sin dudas Sergio
Núñez.
A Andreina Gill por brindarme su amistad dentro de la Empresa
persona en la que me apoye además de ser una excelente
profesional.
Enderxon Rincón
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AGRADECIMIENTOS
Le agradezco la mitad de todo este trabajo, de mi carrera, y de todo lo demás a dios.
La otra mitad a mis padres los que lucharon siempre con migo.
A mis tíos Heberto, Luz marina, Irama y Nixon por todo el respaldo y el animo que me dieron.
A mis primos Carlos Chávez, José Chávez, wilmer Ferrer
A mi asesor académico Edición Alcántara.
A mi asesora Metodologica Milagros Quijada
A mis tres últimos profesores Emilio Bastidas, Rómulo Soto, Lorena López.
A Carlota Meléndez por permitirme Realizar este trabajo en Suelopetrol.
A Mis Amigos de Suelopetrol Sergio Núñez, Martín Guedez, Wilmer Hernández.
A Mauricio Mastrolorenzo por brindarme su apoyo dentro de la empresa.
A las personas que colaboraron con este trabajo
Nisael solano siempre dispuesto a ayudarme
Al Ingeniero Kelvin Perea por enseñarme un poco del área más Importante de la Industria Petrolera Perforación y llevarme a la perforación de los nuevos pozos de la Empresa Suelopetrol.
Enderxon Rincón
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VIII
Universidad Rafael Urdaneta Programa de Ingeniería Químico
Trabajo Especial de Grado Para optar al título de Ingeniero Químico
“SISTEMA DE DISPOSICION DE AGUAS PRODUCIDAS
EN EL CAMPO CABIMAS”
Autor Enderxón. E.Rincón. F
C.I 15.766.154 Resumen El propósito de la presente Investigación, es evaluar las opciones más efectivas, técnica para la disposición de las aguas producidas por los pozos R-853 y R -858, los cuales incrementan los cortes de agua de la producción total del campo creando una posible problemática debida a los requerimientos del convenio operativo PDVSA-Suelopetrol los cuales exigen un máximo de agua permitida de 15% del total de la producción, el hecho de superar dicho porcentaje exigido por el convenio será obligatorio cancelar a PDVSA penalizaciones por entrega de crudo fuera de especificaciones. La selección de las opciones adecuadas para llevar a cabo este estudio se basa en parámetros técnicos como lo fue los análisis de pruebas de laboratorios efectuadas para evaluar los diferentes clarificantes y seleccionar el mas efectivo para el tratamiento de esta agua, rompiendo emulsiones y eliminando la turbidez, Así como también la selección de los pozos candidatos a inyectores estudiando sus historias de perforación, producción, completación, arenas productora, intervalos productores entre otros. También se realizo pruebas de compatibilidad de las aguas de los pozos fuentes con pozos inyectores, de observarse algún tipo de fenómenos aplicarles un tratamiento químico, todo esto sin dejar atrás el lugar mas adecuado para la instalación de la planta de tratamiento. De los resultados obtenidos en las pruebas de laboratorio se concluye que el químico clarificante evaluado en el agua del Eoceno muestra eficiencia reduciendo los ppm de crudo a una cantidad por debajo de los requerimientos exigidos para agua de inyección por el Ministerio de Energía y Petróleo. También se concluye que la mezcla de las agua del Eoceno con aguas del Mioceno son compatibles Por lo que no presentan problema operacional. Adicionalmente el agua inyectada no invadirá los pozos productores a corto plazo. Con base a los resultados las conclusiones obtenida indican la factibilidad del uso de los productos evaluados e inyectar el agua del Eoceno en el Pozo R-466 debido a que la infraestructura permite la operación sin costosas modificaciones. Palabras claves: pozos, clarificante, turbidez, compatibilidad
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IX
University Rafael Urdaneta Program of Chemical Engineering
Special work of Degree In order to opt to the title of Chemical Engineer
"SYSTEM OF SPOSICION DE PRODUCED WATERS N THE CABIMAS FIELD"
AUTHOR Enderxón. E.Rincón. F
C.I 15.766.154 Astrac The purpose of this letter Investigation, to is evaluate the most effect options, for the disposition of the waters produced by the wells R-853 and R- 858, they increase the cuts of water of the total production of the field creating a possible problems to the requirements of the agreement operative PDVSA-Suelopetrol which they demand a maximum of water permitted of 15% of the total of the production, the fact of overcoming said percentage demanded by the agreement he it will be obligatory cancel PDVSA penalizations for delivery of oil out of specifications. The selection of the appropriate options in order to carry out this study is based on technical parameters how it was the analysis of tests of laboratories made in order to evaluate the several clarification and select the most effective treatment of this water, breaking emulsions and eliminating the turbid, as well as the selection of the candidates wells to injectors studying their histories of perforation, production, completatión, sands producer, producing intervals between another. Also carried out a compatibility test of the waters of the wells sources with wells injectors, of observing any type of phenomenon apply them a chemical treatment, all this without leaving behind the most appropriate place for the installation of the plant of treatment. It from the results obtained in the tests of laboratory are concluded that the chemical clarifications evaluated in the water of the Eocene shows efficiency reducing the [ppm] of raw to an amount below the requirements demanded for water of injection for the Ministry of Energy and Petroleum. They are also concluded that the mixture of the water of the Eocene with waters of the Miocene is compatible for what they don't present operational problem. Additionally the injected water won't invade the producing short term wells. With base on the results and the final his posibility to indicate the feasibility of the use of the evaluated products and inject the water of the Eocene in the Well R-466 because the infrastructure permits the operation without expensive modifications. Key words: wells, clarification, [turbid], compatibility
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Introducción
El agua afecta todas las etapas de la vida del campo petrolero, cuyo manejo
comienza con el flujo en el yacimiento prosigue con la producción y luego
con el procesamiento en la superficie, por ultimo el agua se desecha o se
inyecta con el objetivo de mantener presión en el yacimiento o para su
eliminación.
En el campo Cabimas operado por la empresa de Suelopetrol los cortes de
agua total de la producción se han mantenido bajos pero con la apertura del
pozo R-853 el cual produce 172 barriles por día con un corte de agua de
80% ha incrementado el corte de agua total del campo en un 9% el cual
podría aumentar con la reactivación de los pozos R-858 pozo en condición
de inactivo con pruebas hechas en años anteriores que reflejan un 40% de
agua de su producción. Haciendo mención a planes de futuras
rehabilitaciones lo cual superarían los requerimientos exigido por el convenio
operativo PDVSA-Suelopetrol el cual especifica que el máximo de agua
permitido es el 15% de la producción total del campo y de ser sobre pasado
la empresa Suelopetrol estaría obligada a pagar penalizaciones por la
entrega de crudo fuera de especificaciones.
Este trabajo de investigación, desglosado por capítulos, está estructurado de
una manera sencilla para facilitar la interpretación y comprensión del lector,
comenzando por el capitulo 1 planteamiento del problema y la justificación de
la investigación; seguida del capitulo 2 el cual contiene la plataforma teórica,
que permite indagar sobre las causas, consecuencias y métodos de
tratamiento de las aguas provenientes del Eoceno y su inyección en los
pozos del Mioceno.
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XI
El capitulo 3 muestra la metodología utilizada, que incluye la descripción del
tratamiento seleccionado, sus componentes y la justificación de su uso.
Además de los equipo utilizado, entre otros; el capitulo 4 muestra los
resultados obtenidos con sus respectivos análisis; y finalmente, las
conclusiones y recomendaciones.
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ÍNDICE GENERAL Pág. DEDICATORIA I
AGRADECIMIENTOS II
INDICE GENERAL III
INDICE DE TABLAS V
INDICE DE GRAFICAS VII
ÍNDICE DE FIGURAS VII
RESUMEN VIII
ABSTRACT IX
INTRODUCCIÓN X CAPÍTULO I. EL PROBLEMA
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1
FORMULACIÓN DEL PROBLEMA 2
OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 2
DELIMITACIÓN DEL ESTUDIO 3
JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN 4
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO
ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN 6
BASES TEÓRICAS 8
TIPO DE INYECCIÓN DE AGUA 8
FACTORES CONTROLANTES POR INYECCIÓN DE AGUA 9
QUÍMICA Y ANÁLISIS DEL AGUA 15
EMULSIÓN 20
DESHIDRATACIÓN 29
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DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS 34
MAPA DE VARIABLES 38
CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO
TIPO DE INVESTIGACIÓN 41
DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN 42
POBLACIÓN 42
MUESTRA 43
TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN DE DATOS 43
FASES DE LA INVESTIGACIÓN 44
CAPÍTULO IV. ANÁLISIS DE RESULTADOS
ESTUDIOS RELACIONADOS CON INYECCIÓN DE AGUA EN
EL CAMPO CABIMAS
60
PRUEBAS DE COMPATIBILIDAD AGUA YACIMIENTO 71
UBICACIÓN POZOS CANDIDATOS A INYECTORES 76
PRUEBA DE INYECTIVIDAD 85
SISTEMA DE SEPARACIÓN CRUDO – AGUA 87
PRUEBAS DE BOTELLAS 87
PROPUESTAS 101
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES 102
RECOMENDACIONES 104
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 105
ANEXOS
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INDICE DE TABLAS
(CAPÍTULO II)
Tabla No. DESCRIPCIÓN Pág. 1 ANALISIS DE AGUA 15
2 TIPO DE CRUDOS 27
(CAPÍTULO IV)
3 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD DEL POZO R-853
CON EL POZO R-419 71
4 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD DEL POZO R-853
CON EL POZO R-419 72
5 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD DEL POZO R-853
CON EL POZO R-419 72
6 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD DEL POZO R-853
CON EL POZO R-420 73
7 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD DEL POZO R-853 CON
EL POZO R-420 73
8 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD DEL POZO R-853 CON
EL POZO R-420 74
9 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD DEL POZO R-853 CON
R-419 Y R-420 74
10 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD DEL POZO R-853 CON
R-419 Y R-420 75
11 INTERVALOS POZO R – 446 77
12 RESUMEN CRONOLÓGICO DE ACTIVIDADES R – 446 77
13 RADIO DE INVASIÓN R – 446 77
14 INTERVALOS POZO R – 443 79
15 RESUMEN CRONOLÓGICO DE ACTIVIDADES R – 443 79
DERECHOS RESERVADOS
16 RADIO DE INVASIÓN R – 443 79
17 INTERVALOS POZO R – 455 81
18 RESUMEN CRONOLÓGICO DE ACTIVIDADES R – 455 81
19 RADIO DE INVASIÓN R – 455 81
20 INTERVALOS POZO R – 467ST 83
21 RESUMEN CRONOLÓGICO DE ACTIVIDADES R– 467ST 83
22 RADIO DE INVASIÓN R – 467ST 83
23 PRUEBA DE FLOW – METER 85
24 CONDICIONES DE OPERACIÓN 86
25 PRODUCTOS PROBADOS 87
26 OBSERVACIONES 88
27 OBSERVACIONES 89
28 MEZCLA E 89
29 MEZCLA H 90
30 MEZCLA I 90
31 MEZCLA CLA-SP- 01 91
32 MEZCLA CLA-SP- 02 91
33 MEZCLA CLA-SP- 03 92
34 CONTENIDO DE CRUDO EN EL AGUA DEL POZO R-
853 SUELOPETROL 92
35 CURVA DE CALIBRACIÓN 93
36 SELECCIÓN DE SEPARAROR TRIFASICO 95
37 SELECCIÓN DE BOMBA RECIPROCANTE 95
38 CAÍDA DE PRESIÓN DE LA LÍNEA AL POZO R-433 96
39 CAÍDA DE PRESIÓN DE LA LÍNEA AL POZO R-467ST 96
40 CAÍDA DE PRESIÓN DE LA LÍNEA AL POZO R-455 97
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ÍNDICE DE GRÁFICAS
GRÁFICA No.
DESCRIPCIÓN Pág.
1 PPM DE CRUDO 93
2 CURVA DE CALIBRACIÓN R-853 SUELOPETROL 94
ÍNDICE DE FIGURAS
CAPÍTULO II Fig. N°. DESCRIPCIÓN Pág.
1 INYECCIÓN DE AGUA 8
2 POZO INYECTOR 12
3 COMPATIBILIDAD FLUIDO/FLUIDO 14
4 PARTÍCULA DE ARENA EN LA FASE VISCOSA 18
5 EMULSIONES AGUA EN PETRÓLEO ALTAMENTE
ESTABLES DENTRO DE UNA MUESTRA DE CRUDO
20
6 EMULSIÓN AGUA EN ACEITE 22
7 TRATADOR ELECTROESTÁTICOS DE CORRIENTE
ALTERNA
31
8 SEPARADOR CICLÓNICO 32
9 PRUEBAS DE BOTELLAS 33
10 MAPA BASE DEL PROYECTO 61
11 ADEDAMIENTOS 62
12 FRACTURA DE LA FORMACIÓN 62
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13 CONDICIÓN DE LOS POZOS PRODUCTORES EN EL TERCER AÑO DEL PROYECTO 1856
63
14 AREA DEL PROYECTO 64
15 VISTA AÉREA DEL ÁREA DE PROYECTO 65
16 SIMULACIÓN DE INYECCIÓN EN POZO R- 437 67
17 MAPA BASE DEL PROYECTO 68
18 SIMULACIÓN DE INYECCIÓN EN POZO R- 443 69
19 SIMULACIÓN DE INYECCIÓN EN POZO R- 439 69
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1
CAPITULO I EL PROBLEMA
Planteamiento del Problema
Entre los problemas mas complejos encontrados por los ingenieros encargados
del desarrollo de los campos petroleros están los relativos a la exclusión de las
aguas subterráneas de los pozos y de las formaciones productoras de
hidrocarburo.
Además de influir en la producción de gas y crudo, la presencia de agua en un
pozo, aumenta los costos operacionales, requiriendo el bombeo de un gran
volumen de líquido sin valor a la operadora, el cual debe separarse del crudo una
ves este llegue a superficie. La mezcla de crudo y agua en el pozo frecuentemente
forman emulsiones las cuales solo se pueden separar del crudo a través de
tratamientos con desmulsificante con un costo adicional asociado. Las aguas
subterráneas son, a veces, corrosivas limitando la vida útil de las tuberías.
Las necesidades de excluir el agua son sabidas por los productores de petróleo y
están reguladas por leyes en la mayoría de los estados y países productores de
petróleo. Los métodos para excluir el agua han recibido mucha atención y
actualmente están bien desarrollados especialmente en ciertas regiones donde la
amenaza de incursión de agua se reconoce como un problema de vital
importancia.
Los estudios realizados en el pasado por la empresa Shell para definir los
diferentes yacimientos productores del Campo Cabimas, demuestran que su
clasificación está dada por Mioceno, Misoa B- Superior y Misoa B- Inferior, cada
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2
uno con característica diferentes, tales como porosidad, permeabilidad y tipos de
fluidos producidos en especial el alto corte de agua en los pozos del yacimiento B
– Superior.
Actualmente la empresa Suelopetrol tiene en producción un pozo de alto
contenido de agua, el R-853 y un pozo con alto corte de agua en condición de
inactivo el cual será reactivado, R- 858. Esto representa un inconveniente a la
empresa debido a las exigencias del convenio operativo PDVSA-Suelopetrol el
cual exige un total de aguas permitido del 15% de la producción total del campo.
A raíz de la reactivación del pozo R-853 siendo productor de 200 BFPD con 80 %
de agua y sedimento. Los porcentajes de agua producida del campo han
aumentado aproximadamente entre 7% a 10%. Todo esto refleja problemas
futuros para la Empresa Suelopetrol debido que pueden recibirse penalizaciones
por entregar crudo fuera de especificaciones.
Con la finalidad de lograr una posible solución al problema se presenta la
discusión de los datos de la investigación.
Formulación del problema
¿Como realizar un análisis de factibilidad del sistema de disposición de aguas producidas asociadas del Campo Cabimas de la empresa Suelopetrol?
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Objetivos de la Investigación
Objetivos Generales
Realizar un análisis de factibilidad técnica del sistema de disposición de aguas
producidas asociadas del Campo Cabimas Miembro Misoa B-Inferior de la
Empresa Suelopetrol.
Objetivos Específicos
1. Estudiar los antecedentes de proyectos implementados y recomendados
relacionados a la técnica de inyección de agua a yacimientos del Campo
Cabimas de la Empresa Suelopetrol.
2. Probar la compatibilidad Agua - Yacimiento para identificar el requerimiento
de tratamiento químico en aguas producidas asociadas al Yacimiento Misoa
B-Inferior del Campo Cabimas.
3. Ubicar pozos candidatos a inyectores y realizar prueba de inyectividad para
la empresa Suelopetrol.
4. Diseñar un de sistema de separación Crudo – Agua, según parámetros
mínimos de calidad de aguas producidas asociadas por el Yacimiento
Misoa B- Inferior del campo Cabimas de la empresa Suelopetrol.
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4
Delimitación del Estudio
El área de estudio será el Campo Cabimas, el cual se encuentra ubicado en
una extensión de 78 km2 y está ubicada en la Costa Oriental del Lago de
Maracaibo, Estado Zulia, al noroeste de Venezuela.
Delimitación Temporal El presente trabajo se realizará en un lapso comprendido de seis meses a partir
del 20/05/05 hasta el 20/11/05.
Justificación de la investigación Según el convenio operativo PDVSA – Suelopetrol el porcentaje de agua
máximo permitido es 15 % de la producción total entregada. El Campo Cabimas
por lo general ha tenido una producción de agua muy baja, pues la mayoría de sus
pozos operativos están en la formación Mioceno cuya formación no es productora
de altos porcentajes de aguas.
Por otra parte, el campo tiene en operación el pozo R-853 y próximamente
rehabilitado el R-858, los cuales están en la formación Misoa B-inferior, Las
formaciones productoras del Campo Cabimas se clasifican en Mioceno, Misoa B-
superior y Misoa B-Inferior, siendo la formación Misoa B-Inferior la más productora
de agua y a su vez es la formación productora de agua de los pozo R-853 y R-
858.
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5
La importancia del presente trabajo especial de grado en Suelopetrol es
realizar un estudio el cual permita a la empresa considerar las posibles soluciones
técnicas y económicas a la problemática de producción de agua de los
yacimientos así como también evaluar los recursos propuestos para la
disposición de las aguas producidas por el campo.
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CAPITULO II MARCO TEÓRICO
Antecedentes de la Investigación
Para la investigación planteada se efectúo la revisión documental que permitió
conocer los trabajos relacionados con los objetivos establecidos, se contó con
varios trabajos de grados que brindaron un aporte a esta investigación.
Dietz. D. (1954) Realizaron un proyecto piloto de ingeniería de la empresa
(SHELL) donde se implemento un proyecto de inyección de agua en el área
nort-este del Campo Cabimas para recuperación secundaria de reservas de
petróleo. El proyecto encerró un total de 76 pozos de los cuales 10 fueron
inyectores y 66 productores en 10 arreglos de 7 puntos invertidos.
Espinosa, Mastrolorenzo, Tantow, (2003). Realizaron un trabajo de ingeniería
conceptual para el Campo Cabimas (PREUSSAG ENERGIE) donde se propuso
la inyección de agua y polímeros la cual involucraba 3 pozos inyectores y un
total de 7 pozos productores.
Soto (2001) realizo una nota técnica denominada Evaluación de los sistemas de
crudo recuperado de la unidad de clarificación del patio de tanques ULE y F- 6.
En la deshidratación generan volúmenes apreciables de aguas de formación,
de las cuales no se puede disponer debido a los altos niveles de crudo
remanente y por ellos son necesario unidades de clarificación o desnatación
para tratar el agua donde se pueda recuperar volúmenes de crudos. Para ser
enviado a la producción nuevamente.
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7
Borrero (2004) Titulo: Desmulsificante y su concentración óptima para la
deshidratación de crudos en la estaciones de flujo Sinco D y Silva de Campo
Barinas.
“Se determino el desmulsificante y su concentración óptima para la Realización
del diseño del proceso, selección y dimencionamiento de equipos mas efectivos
de acuerdo a criterios económico para la deshidratación del crudo en las
estaciones de flujo Sinco D y Silva del Campo Barinas.”
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8
Bases Teórica Inyección de Agua
Según Ferrer, (2001) es un proceso de recuperación secundaria para mantener
o aumentar la presión del yacimiento. Consiste en introducir agua con una alta
presión al fondo de los pozos, originando un movimiento de fluido a través de la
roca a otros pozos en los cuales fluye o se bombea el crudo en la forma usual,
esto permite continuar con la vida de producción del yacimiento, haciendo
eficiente el buen recobro de los fluidos.
Figura 1
Inyección de Agua
Fuente: Rincón (2005)
Tipos de inyección de agua Inyección Periférica o Externa
De acuerdo con el mismo autor la inyección Periférica o Externa consiste en
inyectar el agua en el acuífero, fuera de la zona de petróleo. Se utiliza cuando
no se posee una buena descripción del yacimiento y la estructura del mismo
favorece la inyección de agua.
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9
Inyección en Arreglo o Dispersa También Ferrer, (2002) afirma que la inyección en arreglo o dispersa es el
proceso mediante el cual se inyecta agua dentro del área de petróleo. El agua
invade la zona y desplaza los fluidos hacia los pozos productores, este tipo de
inyección también se conoce como inyección interna, debido a la inyección de
fluido en la zona del petróleo a través de un número apreciable de pozos
inyectores, los cuales conforman un arreglo geométrico con pozos productores.
Para llevar a cabo este tipo de inyección es necesario la selección del arreglo y
esto depende de la estructura, límites, continuidad de las arenas, permeabilidad
y porosidad del yacimiento. El número y posición de los pozos existentes, se
emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento (inclinación del
yacimiento) y una gran extensión áreal.
A fin de obtener un desplazamiento uniforme de los fluidos, los pozos inyectores
se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos
productores en inyectores, o se perforaran pozos inyectores ínter espaciado.
Factores controlantes por inyección de agua En este orden de ideas Ferrer, (2002) plantea los principales factores que
controlan el proceso de inyección de fluidos, se definen en:
Permeabilidad La permeabilidad es una propiedad inherente a la roca, da una idea de la
habilidad a dejar fluir un fluido a través de los canales constituyentes del
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10
volumen poroso interconectado. La permeabilidad se expresa mediante una
unidad denominada DARCY, en honor al francés Henry Darcy, quién fue el
primero en estudiar el paso del fluido (agua) a través de un medio poroso.
Continuidad de las propiedades de la roca Como el flujo de fluidos en el yacimiento esta esencialmente en la dirección
de los planos de estratificación, la continuidad es de interés primordial. Si el
cuerpo del yacimiento está dividido en estratos separados por lutitas o por
rocas densas, el estudio de la sección trasversal de un horizonte productor
podría indicar si los estratos individuales tienen tendencia a reducirse en
espesor y distancias laterales.
También a partir de núcleos se puede tener evidencias de estratigrafía
cruzadas y de fracturamiento. La presencia de lutita no es necesariamente un
problema, los estratos individuales de las rocas del yacimiento pueden mostrar
un grado razonable de continuidad y uniformidad con permeabilidad, porosidad
y la saturación de petróleo.
Cuando existan discontinuidades verticales, como lo son cuerpos de agua y de
gas en la formación productora, las partes de lutitas permitirán algunas veces
realizar completaciones selectivas para excluir o reducir las producciones de
agua y gas realizando inyecciones selectivas de aguas.
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11
Petróleo Residual Es el petróleo, presente en el yacimiento en la zona barrida, después de un
proceso de desplazamiento. Depende principalmente de la humectabilidad de la
roca y el tipo de fluido desplazante.
Humectabilida o mojabilidad de la roca Es la tendencia de un fluido a adherirse sobre una superficie sólida en presencia
de otros fluidos inmiscibles. La superficie sólida es la roca del yacimiento:
arenisca, caliza o dolomita. Los fluidos existentes en los espacios de los poros
durante la inyección de agua son petróleo, agua y gas.
Pozo Inyector
Ferrer, (2002) define a los pozos Inyectores como pozos utilizados para ser
receptores de los fluidos que se desean inyectar al yacimiento, estos pozos
requieren consideraciones particulares en los proyectos de inyección de fluidos.
Estos suelen presentar varios problemas como lo son Rotura de revestidores,
fallas mecánicas, perforaciones, conificación de agua - gas y fallas del cemento
que originan baja eficiencia de barrido y alta producción de fluidos inyectados.
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12
Figura 2 Pozo inyector
Fuente: Rincón 2005
Pozo de Disposición para fluidos de Desecho El CIED en el año 2002 afirma que estos pozos son seleccionados para inyectar
fluidos de desechos previamente tratados para evitar posibles daños o
taponamiento a los yacimientos. Este tipo de inyección no tiene reservas
asociadas.
Integridad del Revestidor y del Cemento
De acuerdo al CIED, (2002) Antes de bombear un fluido, debe comprobarse el
estado del revestidor, ya que si hay fugas, el fluido puede ser inyectado en una
zona diferente de la que se desea. A sí mismo, el estado del cemento detrás de
la zona en que se desea inyectar debe garantizar el aislamiento de estas
respecto a otras zonas, para que el fluido no penetre zonas no programadas.
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13
Tasa de inyección También CIED, (1997) Asegura que mediante una prueba de inyectividad
puede se puede determinar la máxima tasa de inyección, Sin embargo hay que
tomar en cuenta que generalmente, cuando el fluido llega a la formación se
observa un descenso de la presión de inyección por efecto de la eliminación de
daño o restricción, En este caso, es conveniente aumentar la tasa de inyección
para mantener la presión constante, y obligar al fluido a abrirse nuevos caminos.
Presión de inyección El CIED, en su adiestramiento titulado tratamiento quimico (1997) afirma que
inyectar a presiones por debajo de la presión del fracturamiento. Para lograr
esto, hay que determinar cual es el gradiente de presión de fractura de la
formación a la que se va a inyectar. El gradiente de fractura puede hallarse de
una prueba de inyectividad a tasas crecientes, en el cual la presión aumentara
linealmente con la tasa hasta el punto de fractura.
Incompatibilidad Fluido/ Fluido. Jiménez en su nota técnica del año (2004). Escribe que las interacciones
fluido/fluido pueden traer como consecuencia varios mecanismos de daño como
son: bloqueos por emulsión, así como la precipitación de ciertos compuestos
sólidos inorgánicos por incompatibilidad entre aguas, u orgánicos por
incompatibilidad entre fluidos inyectados y el crudo.
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14
Los problemas de deposición de escamas durante el desarrollo de un pozo
(perforación, terminación y reparación), y durante la inyección de fluidos se
deben principalmente a la mezcla de fluidos incompatibles, mientras la
deposición durante la producción del pozo se debe a cambios en la presión y
temperatura.
Figura 3
Compatibilidad fluido/fluido
Fuente: Rincón 2005
La Dureza
La dureza de acuerdo Kemmer, Mc. Callion. (1992) es la solución de calcio y
magnesio en agua en forma de cationes, independientemente de la naturaleza de
los aniones presentes. Esta se ha expresado, por lo general, en función del
carbono de calcio, CaCo3. Es una selección fortuita puesto que el peso molecular
del CaCo3 es 100 y su peso equivalente es 50, proporcionando una unidad
conveniente de intercambio para expresar a todos los iones de agua, en vez de
mostrar a cada uno de ellos con su peso equivalente.
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Química y análisis del agua
Simsa de Venezuela en su material técnico relata que los análisis de aguas están
basados en el concepto de equivalencia a carbonato de calcio, una forma
ampliamente utilizada, aunque no universal, de describir los análisis de agua. Hay
otra forma de utilizar los análisis, la mayor parte de los análisis Geológis Survey
describen los iones en la forma en que existen en la realidad, generalmente en
ppm o Mg/L. Algunos químicos presentan los componentes iónicos en
equivalentes por millón, a los cuales se llega tomando la concentración de cada
uno en ppm.
Tabla 1.
Análisis de agua
En los análisis de agua es importante la determinación de: Cationes Aniones Otras propiedades
Sodio Cloruros PH
Calcio Sulfatos Sólidos Suspendidos
Magnesio Bicarbonatos Turbiedad
Hierro Carbonatos Oxigeno disuelto
Bario Hidróxidos Dióxido de carbono disuelto
Estroncio Contenido de H2S
Contenido de crudo/agua
Temperatura
Tds
Gravedad específica
Resistividad
Sólidos totales disueltos
Conductividad
Fuente: Simsa de Venezuela C.A 2005.
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Cationes
De acuerdo a la empresa Simsa de Venezuela alguno de los cationes que
generan problemas en las aguas son los siguientes:
Calcio
Se combina fácilmente con iones bicarbonatos, carbonatos o sulfatos formando
precipitados.
Magnesio
Se presenta generalmente en concentraciones muchos menores, presenta
tendencia a formación de mgco3, su solubilidad es aproximadamente 50 veces
mayor que la del caco3.
Hierro
Puede estar en suspensión como precipitado, por lo tanto puede causar
problemas de taponamiento. Los contenidos de hierro son usados para detectar
y monitorear la corrosión en sistemas de manejo de agua, si la muestra va a
hacer en el laboratorio la muestra debe acidificarse.
Aniones
La empresa Simsa de Venezuela ha demostrado a través de sus
investigaciones que Algunos de los aniones que generan problemas en las
aguas son:
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Cloruro Es el mayor constituyente en las salmueras producidas y aguas frescas, la
mayor fuente del Ion cloruro es el NaCl, usado como una medida de la
salinidad, la deposición puede ser un problema de menor consecuencia, el
mayor problema es la corrosividad.
Sulfato
Este Ion es un problema por su habilidad con el calcio, bario o estroncio para
formar incrustaciones altamente insolubles. Sirve también como alimento para
las bacterias sulfatos reductoras (BSR).
Turbidez Según Kemmer, Mc. Callion. (1992). En su obra Manual del agua redacta que la
turbidez es observada cuando el agua no presenta una claridad total, contiene
materia no disuelta como sólidos suspendidos, petróleo dispersado o burbujas
de gas. Indica posibilidad de taponamiento en operaciones de inyección usado
para monitorear eficiencia de filtrado.
Separación Sólidos – Líquidos El manual del agua escrito por los autores Kemmer, Mc. Callion. (1992) Relatan
que La separación sólidos de líquidos en el tratamiento de aguas incluyen los
procesos para remover los sólidos suspendidos en el agua mediante
sedimentación, colado, flotación, y filtrado; también incluye, para los sólidos
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espaciamiento y desecamiento por gravedad, sedimentación, flotación,
centrifugación y filtración.
Figura 4
Partícula de arena en la fase viscosa
Fuente: Espinosa – Mastrolorenzo 2003.
Coagulación
Coagulación es definido por los autores Kemmer, Mc. Callion. (1992). Como el
proceso el cual es utilizado para extraer del agua los sólidos que en ella se
encuentran suspendidos siempre que su rapidez natural de asentamiento sea
demasiado baja para proporcionar una clarificación efectiva. La clarificación del
agua, el ablandamiento con cal, el espaciamiento de lodo y el desecamiento,
depende de una correcta aplicación de la teoría de la coagulación para que
puedan efectuarse con éxito.
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Floculación La Floculación también es definida por Kemmer, Mc. Callion (1992) es el
proceso utilizado para extraer del agua los sólidos que en ella se encuentra
suspendido siempre que su rapidez natural de asentamiento sea demasiado
baja para proporcionar clarificación efectiva.
Método de H.STIFF Y L.DAVIS
Kemmer, Mc. Callion. (1992) escribieron en su obra que H.STIFF Y L.DAVIS presentaron un método que permite predecir la formación de depósitos de
carbonato de calcio en las aguas que se producen asociadas al crudo. Para
ellos la condición de equilibrio en el agua permite saber cuando la tendencia es
escamante o corrosiva.
Incrustaciones
Jiménez en su nota técnica del año (2004) redacta que se entiende por
incrustaciones, las capas pedregosas que se forman alrededor de ciertos
cuerpos que permanecen en un agua calcárea.
Existen dos condiciones, que guían a la formación de incrustaciones.
La primera es que el agua este sobresaturada de mineral incrustante.
La segunda razón que produce precipitación es el cambio en algunas
condiciones del agua; estos pueden ser físicos y químicos.
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Emulsión Mary Contreras, (2002) en su publicación “Estimulación de pozos” define como
una mezcla de dos líquidos inmiscibles, es decir, en condiciones normales no
se mezclan, y cuando lo hacen, uno de ellos se dispersa en el otro en forma de
pequeñas gotas y es estabilizado por un agente emulsionante. Figura 5
Emulsiones Agua en Petróleo Altamente Estables Dentro de una Muestra de Crudo
Fuente: Simsa de Venezuela C.A
Fases de una emulsión El mismo autor afirma que para el estudio de las emulsiones es necesario
distinguir cada una de las fases constituyentes de éstas. Estas fases son: Fase
Continua y Fase Dispersa:
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Fase continua o externa
Es el líquido alrededor de las gotas, es decir, es la matriz en la cual las gotas
(Fase interna) están suspendidas. Las propiedades físicas de todo el sistema
están determinadas principalmente por la naturaleza de la fase externa o
continua, si el porcentaje en volumen de la fase interna es menor al 20 %.
Fase Dispersa o Interna La fase dispersa de una emulsión es aquella representada por partículas
finamente divididas, se puede considerar la existencia de poca interacción de
las gotas entre sí. En una emulsión de petróleo y agua, la fase dispersa puede
ser cualquiera de las dos dependiendo de las característica del emulsificante,
aunque en la mayoría de los casos de agua aparecen como pequeñas gotas en
el petróleo.
Agente Emulsionante
Sustancia la cual permite estabilidad a la emulsión actuando de forma de una
película envolvente.
Tipo de Emulsiones También Mary Contreras, (2002) explica la necesidad de distinguir claramente,
los Tipos de emulsiones. Estos son:
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Agua en petróleo Es el tipo de emulsión más común en la industria petrolera, en ella la fase
continua es el petróleo. Generalmente su contenido de agua oscila entre 10 y
40 por ciento.
Petróleo en Agua
En esta emulsión la fase dispersa la constituye el petróleo y la fase continua, el
agua normalmente se da en el agua drenada de los tanques de reposo,
posterior al tratamiento químico.
Figura 6
Emulsión agua en aceite
Fuente: Laurier (1992)
Petróleo en Agua en Petróleo Este tipo no se encuentra con frecuencia y tiene una forma compleja, por lo
tanto está constituida por una fase continua de petróleo, en cuyo seno se
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encuentra dispersos glóbulos de agua, los cuales a su vez forman una fase
continua, en la cual se encuentran glóbulos dispersos pequeños de petróleo.
Agua en Petróleo en Agua Este tipo la constituye una fase continua de agua, en la cual una primera fase
dispersa de petróleo, a su vez esta le sirve de fase continua a una segunda fase
dispersa de agua. Este tipo de emulsión se obtiene principalmente en los
laboratorios. Según el tamaño de las partículas dispersas se dividen en
Macro emulsiones y Micro emulsiones.
Formación de emulsiones
Según Marcano, (2001). La formación de emulsiones se debe a la influencia de
efectos mecánicos en los sistemas de producción, además de la presencia de
sustancias químicas; sin embargo los efectos mecánicos, están constituidos por
el movimiento del crudo a través de las líneas de producción, en las cuales,
debido a los accesorios involucrados, se producen efectos de agitación. En
cuanto a las sustancias químicas, éstas se pueden encontrar tanto en el agua
asociada al crudo, como en el propio crudo (Asfáltenos y parafinas) y pueden
ser solubles, como jabones de sólidos, magnesio, calcio y bitúmenes; e
insolubles, como sílice, negro de humo y arcillas. Se sabe que los líquidos puros
no producen emulsiones estables pero están en capacidad de formar
dispersiones inestables.
Existen tres condiciones al nivel de laboratorio necesarias para la formación de
una emulsión estable, éstas son:
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1. Deben estar presente dos líquidos inmiscibles, como lo son el agua y el
petróleo.
2. Debe haber un agente emulsificante presente. Este agente emulsificante es
algún compuesto orgánico o inorgánico y se encuentra presente en el petróleo
crudo, como por ejemplo, asfáltenos, ácido orgánicos, resinas, sólidos
finamente divididos, sílicas y sulfatos.
3. Debe haber suficiente agitación para dispersar un líquido en forma de gotas
en el otro. Las emulsiones no se forman espontáneamente, por lo tanto es
necesario generar cierto trabajo en el sistema. Este trabajo es efectuado
por la turbulencia o agitación, la cual ocurre por el movimiento de los
fluidos.
Prevención de la Emulsión
De acuerdo a Contreras, (2002) Las emulsiones se forman en el aparejo de
producción del pozo y en las instalaciones superficiales, debido al golpeteo
(turbulencia) y a la presencia del agua, por lo que es recomendables eliminar el
golpeteo (turbulencia) y remover el agua del aceite lo mas alejado posible de las
instalaciones de producción.
Las recomendaciones anteriores no siempre son posibles lograrlas, por lo que en
muchos casos es necesario preparase para el rompimiento de las emulsiones
inevitablemente formadas.
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Factores que Intervienen en el Tratamiento de las Emulsiones
Eduardo Ríos, (1997). Redacta que los principales tratamientos a las
emulsiones se logran con el uso de:
Demulsificantes Son productos químicos utilizado para romper emulsiones presentes en crudos,
estos productos poseen formulaciones adecuadas las cuales representan
patentes de la empresa proveedora, no obstante todo los productos
desmulsificante son a base de resinas oxialquiladas y la variación entre unos y
otros se encuentra en los componentes y proporciones de mezclado, algunos de
éstos son fundamentalmente, naftaromática y diesel.
El comportamiento exacto de los productos desmulsificante sobre el surfactante
es desconocido, sin embargo, de alguna manera el desmulsificante desplaza al
emulsificante natural y estimula la coalescencia de las gotas.
Surfactantes
La presencia de surfactantes permite controlar los diferentes fenómenos
involucrado en la etapa de drenaje / floculación, donde la variación del tiempo
va desde unos segundo hasta varios años de meta estables; así mismo, el
surfactante es susceptible de contribuir a la carga absorbida, bien sea
neutralizado lo existente o aumentándolo. Por definición, los desmulsificante
están incluidos dentro del género de los surfactantes. Son compuestos
químicos, de estos una parte de la molécula es soluble en aceite (lipofílica) y la
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otra en agua (hidrófílica) este carácter anfilico (doble afinidad) le da a la
molécula su actividad superficial.
El mecanismo mediante el cual, actúan los desmulsificante no está bien
conocido, el hecho, permite la migración de estas sustancias químicas a la
zona donde se encuentra la película emulsionada, la desplaza dejando el agua
libre para unirse a otras gotas.
Clasificación de los surfactantes
Desde el punto de vista comercial los surfactantes se clasifican según su
aplicación. Sin embargo en su mayoría, poseen propiedades dispersantes,
humectantes, entre otros y por lo tanto una clasificación de este tipo sería muy
confusa. Se prefiere clasificar los surfactantes de acuerdo a su tipo molecular,
más particularmente basándose en el tipo de disociación de su molécula en
solución:
Surfactantes Aniónicos Son aquellos los cuales en solución acuosa se disocian en un anión anfífilo y
un catión, el cual es generalmente un metal o un anión cuaternario. A éste
pertenecen los surfactantes de mayor producción tales como: detergentes como
bencenos sulfonados, jabones o sales de ácido carboxílicos grasos, espumante
como el alqui éster sulfanato y otros.
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Surfactantes no Iónico Son moléculas no orgánicas, que no se ionizan o sea no se cargan
electroestaticamente. Un ejemplo de estos surfactante son los alcoholes.
Surfactantes Anfotéricos Son aquellas moléculas orgánicas, cuyos grupos solubles en agua pueden
cargarse positivamente, negativamente o permanecer neutro.
Clasificación de los crudos El CIED (2000) en su manual tratamiento de crudo expresa que la clasificación
de los crudos por rango de grado API que utiliza el ministerio de energía y
petróleo de Venezuela es la siguiente:
Tabla 2
Tipo de Crudos
Tipo de crudo Gravedad API
Liviano 30.0 a 40.0
Mediano 22.0 a 29.9
Pesado 10.0 a 21.9
Extra Pesado 9.9 o menos. Visc.>de 10.000cp. a cond. de yac Fuente: (Manual de tratamiento de crudo y agua efluentes CIED 2000)
Otra modalidad, la cual es utilizada para clasificar crudo es su composición, por
la cual, se catalogan como de base parafínica, nafténica y mixta o intermedia,
de acuerdo con la naturaleza de los hidrocarburos deben contener:
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Crudos de Bases Parafínica Contiene parafinas o muy poco o ningún material asfáltico. Son aptos para
obtener gasolina de bajo octanaje.
Crudos de base nafténica Contiene poca o ninguna parafina, pero si contiene material asfáltico en grandes
proporciones. Producen aceites lubricantes.
Crudos de Base Mixta o Intermedia Contienen material asfáltico y parafínico. En su composición entran
hidrocarburos aromáticos.
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Deshidratación Deshidratación del Crudo
Tomando en cuenta las conclusiones de Soto, (2001). Se puede definir como el
proceso mediante el cual se separa el agua presente en el crudo hasta los
niveles de contenido de agua y sedimento establecido en las especificaciones
de mercado y refinación
En el proceso de rompimiento/separación de las emulsiones de agua en
petróleo se presentan dos fuerzas oponentes constantemente:
La tensión superficial del agua, lo cual permite a las gotas pequeñas formar
gotas mayores, estas gotas se asientan por gravedad cuando están lo
suficientemente grandes.
La película del agente emulsificador rodea al agua y tiende a evitar la
unión de las gotas y aún en el choque de dos o mas gotas, e impiden la
formación de gotas mas grandes.
Como se observa, la única opción es la de romper la película del agente
emulsionante, produciéndose la unión de las gotas de agua (coalescencia) y
finalmente la separación del agua y el petróleo.
La presencia de agua en el crudo es indispensable no solo porque es una
impureza sin valor, sino porque el agua contiene sales inorgánicas tales como
cloruros, sulfatos y carbonatos de sodio o magnesio, susceptibles de provocar la
corrosión e incrustaciones en las instalaciones de transporte y refinación.
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Métodos de Deshidratación Hernandez, L (1996) redacta en su nota técnica titulada “Estudio de la formación
de emulsión O/ W en el separador 103-F de oleofinas 1 de Pequiven” que los
métodos de deshidratación combinan efectos cuyo propósito es eliminar los
agente emulsionantes naturales o modificar suficientemente sus propiedades,
con lo cual promueven el acercamiento de las gotas para facilitar su
coalescencia. Varias teorías tratan de explicar el efecto producido por los
compuestos químicos demulsionantes sobre las emulsiones. Las más
importantes son:
Con la adición de productos químicos se trata de invertir la emulsión; es
decir, una emulsión de agua–petróleo se trataría de convertir una emulsión de
petróleo–agua. Durante este proceso se alcanzaría la condición intermedia de
separación completa de las dos fases.
La acción de los compuestos químico desmulsificante hacen a la película
del agente emulsionante, la cual rodea las gotas de agua, que adquieran una
rigidez quebradiza hasta provocar una concentración a causa del rompimiento
de la película, por esto las gotas de agua se juntan y decantan.
La adición de surfactantes a una emulsión causa una reducción notable de
la tensión superficial entre los líquidos en contacto, permitiendo a las diminutas
gotas de la fase dispersa se junte y decanten.
Los diferentes métodos de deshidratación se clasifican en:
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Método Mecánico
La aplicación exclusiva de los métodos mecánicos para romper las emulsiones
es bastante limitada. Sin embargo, cada día aumenta el uso del dispositivo
basado en agente mecánico para ayudar a deshidratar el crudo con los
demulsificantes químicos. Alguno de estos se citan a continuación:
Aplicación de Calor El calentamiento produce una disminución exponencial de la viscosidad del
crudo, y aumenta la diferencia de densidades entre las fases. Al elevarse la
temperatura y prácticamente permanece constante; además aumenta la
cantidad de energía del sistema y causa un movimiento de las gotas de aguas,
debido principalmente a corrientes térmicas.
Figura 7
Tratador electrostáticos de corriente alterna
Fuentes: Lucas (1976)
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Figura 8 Separador Ciclónico
Fuente: Rincón 2005
Pruebas de Deshidratación en Laboratorio Soto, M. (2001). Adicionalmente expone la necesidad de realizar pruebas de
laboratorios para los procesos de deshidratación, entre estas pruebas tenemos
las pruebas de botellas.
Pruebas de botellas. Éstas se utilizan para determinar la eficiencia en la deshidratación del crudo
mediante diferentes productos químicos y concentraciones de dosificación, así
como la temperatura óptima de tratamiento y tiempo de reposo.
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Figura 9 Pruebas de botellas
Fuente: Rincón 2005
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Definición de términos Básicos
Acuífero
Cuerpo de agua en el subsuelo conexo o no a una acumulación de
hidrocarburos.
Agua de Formación
Son las aguas que provienen de los yacimientos producto de la producción de
petróleo esta agua pueden estar en estado de agua libre, agua emulsionada.
Agua Emulsionada
Es la permanece mezclada con el crudo sin separarse cuando se deja en
reposo formando una emulsión.
Agua Libre
Estas aguas se incorporan al crudo a causa de la agitación a la cual están
sometidas mediante el proceso de producción desde el subsuelo. La mezcla es
muy inestable y se mantendrá mientras exista turbulencia. Dado que las fases
no están en intimo contacto, su separación requiere un poco de reposo.
Arcilla
Las arcillas son silicatos de aluminio hidratados. Su estructura está formada
por capas tetraédricas de silicio - oxígeno y capas octaédricas de aluminio-
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oxígeno-hidróxilo. En la red cristalina de la arcilla, los cationes divalentes
sustituyen en las capas octaédricas del aluminio. El efecto produce una carga
neta superficial negativa, la cual es compensada por cationes intercambiables,
como K, Na y Ca, los cuales se adhieren a la superficie.
Buzamiento
Ángulo de inclinación de una capa de roca o una falla medido desde la
horizontal. El ángulo de buzamiento es perpendicular al rumbo.
Colado
Método para la eliminación de sólidos suspendidos.
Condensados Hidrocarburo liquido, liviano, obtenido por la condensación de vapores de
hidrocarburo.
Decantación Proceso de precipitación de sólidos suspendidos en los fluidos
Estratos
Unidad lito estratigráfica formal más pequeña, de origen sedimentario, que
puede distinguirse litológicamente de otras. Cuerpo de roca tabular –
sedimentaria, ígnea o metamórfica - con rasgos distintivos en composición,
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textura o estructura del material constituyente, y cuyo espesor alcanza desde
un centímetro hasta pocos metros.
Extrapesado
Crudos con API menores a 10 grados.
Factor de recobro Se define como factor de recobro aquella fracción de los volúmenes de
hidrocarburos en sitio que se espera haber producido para el momento en que
se abandone la explotación del yacimiento.
Geología
Es la ciencia que estudia la tierra, las rocas que la constituyen, los procesos
que las formaron y los cambios que ellas sufren para dar origen a los paisajes
actuales.
Liviano
Crudo con API mayores a 30 grados.
Mediano
Crudo que van desde 22 ° API a 29.9 ° API
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Método de recuperación secundaria Es el proceso de aumentar la energía natural, al inyectar agua o gas para
desplazar el petróleo hacia los pozos productores.
Permeabilidad Efectiva
Es la capacidad de la formación para permitir el flujo de un fluido específico a
través de ella.
Permeabilidad Relativa
Es la razón de la permeabilidad efectiva sobre la absoluta.
Pesado
Crudo que van desde 10 ° API a 22 ° API
Roca
Se definen como agregados sólidos de minerales. Dependiendo de su origen,
las rocas se dividen en tres grandes grupos ígneas, metamórfica, sedimentaria.
Salmuera Fluido en base a sal utilizado como fluido de completación y reparación.
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Sedimentos Material que se asienta en el fondo de líquido, bien sea de forma natural o con
el uso de una centrifugadora.
Yacimiento Someros
Son rocas con contenidos de hidrocarburos confinados encontrados a poca
prefundida.
Yacimiento
Son rocas con contenidos de hidrocarburos confinados, económicamente
explotables.
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Mapa de variables
Realizar un análisis de factibilidad del sistema de disposición de aguas producida asociada al Campo Cabimas
Objetivos General
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-Fase II Estudio de pozoscandidatos.
-Fase III
Prueba de Compatibilidad
-Revision Bibliografica
-ObservaciónDirecta
-Porcentaje de crudo separado.-Partículas suspendidas.-Interfase agua-crudo.-Calidad del agua.-Paredes brillantes.
Incompatibilidad Fluido/Fluido.
Las interacciones fluido/fluidopueden traer como consecuencia varios mecanismos de daño como son: bloqueos Por emulsión, asicomo la Precipitación de Ciertos compuestos sólidos Inorgánicos por Incompatibilidad entre aguas, y orgánicos por incompatibilidad entre fluidos inyectados y el crudo.
Compatibilidad agua – yacimiento para identificar el requerimiento de tratamiento químico en aguas producidas.
Probar la compatibilidad agua – yacimiento para identificar el requerimiento de tratamiento químico en aguas producidas asociadas del campo al yacimiento Misoa B- Inferior del Campo CabimasSuelopetrol
-Fase IRecopilación y análisis de la información
-Revision Bibliografica
-Observacióndocumental
-Tasa de Inyección.
-Tipos de Arreglos.
-Objetivo de laIinyección
Trabajos realizados que consisten en inyección de agua a yacimientos mediante arreglos geométricos con el objetivo de mantener presión en el yacimiento y recuperar producción
Antecedentes de proyectos implementado y recomendados relacionados a la técnica de inyección de agua
Estudiar los antecedentes de proyectos implementado y recomendados relacionados a la técnica de inyección de agua a yacimientos del campo Cabimas de la empresa Suelopetrol
FasesTécnicas de recolección de
datos
IndicadoresDefinición de variablesVariableObjetivos específicos
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- Fase VPruebas de Botellas.
-Diseño de planta de tratamiento
-Observación
-Entrevista
-Tabla de Recolecciónde datos
-Productos probados.-Dosis del producto.-Calidad del agua.-Paredes Brillantes.-Interfase.-Partículas suspendidas.-Porcentaje de separación.-Tramitancia.-Separador:-Diámetro.-Presión.-Diámetro tubo de fuego.-Capacidad del equipo.-Bomba Reciprocante:-Diámetrode piston. -Presión de descarga.-Potencia.-Caudal.-Hp
Sistema de separación Crudo – Agua: Es el proceso mediante el cual se separa el crudo del agua (Emulsion) por diferentes métodos. Este proceso es denominado deshidratación
sistema de separación Crudo – Agua según parámetros mínimos de calidad
Diseñar un de sistema de separación Crudo -Agua según, parámetros mínimos de calidad de aguas producidas asociadas por el Yacimiento Misoa B- Inferior del campo Cabimas de la empresa Suelopetrol
- Fase IV
Pruebas de campo
-Revision Bibliografica
-Observaciondirecta
-Pozo inyector cercano a pozo fuente.
-Pozo Inactivo.
-El agua inyectada no debe invadir pozo vecino.-Presión de inyección-Tasa de inyección.-Arenas receptoras.
Selección de pozos quepresenten características aceptables para convertirse en Inyector de agua de Formación.Prueba de inyectividadEs una prueba realizada al pozo candidato a inyector para conocer cual es la presión de inyección y cuales son las cantidades de fluido recibidas por las arenas que se desea inyectar.
pozos candidatos a inyectores y Realizarprueba de inyectividad
Ubicar pozos candidatos a inyectores y realizar prueba deinyectividad para la empresa Suelopetrol
FasesTécnicas de recolección
de datos
IndicadoresDefinición de variablesVariableObjetivos específicos
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CAPITULO III MARCO METODOLOGICO
Tipo de Investigación Ésta investigación esta clasificada como descriptiva, según los señalamiento
de los siguientes autores.
Según Acevedo (1985) La investigación descriptiva busca especificar las
propiedades importantes de fenómenos o procesos los cuales sean
sometidos a análisis, para describir sus implicaciones, sin interesarse mucho
(o muy poco) en conocer el origen o causa de la situación.
Fundamentalmente, está dirigida a dar una visión de cómo opera y cuales
son sus características.
En un estudio descriptivo se selecciona una serie de variables y se mide
cada una independientemente, para describir lo investigado. Además
identifica características del universo de investigación, señala formas de
conductas y actitudes del universo investigado, establece comportamientos
concretos, descubre y comprueba la asociación entre variables de
investigación.
Además Bavaresco. M (1995), indica que la investigación descriptiva
persigue el conocimiento de las características de una situación dada,
plantea objetivos concretos y formula hipótesis sin usar laboratorios.
Para esta investigación fue necesario recoger datos en tiempo real, como lo
fueron la realización de pruebas de inyectividad en el campo y en los pozos
seleccionados como inyectores, además de obtención de resultados para el
DERECHOS RESERVADOS
42
tratamiento de las aguas, tomando en cuenta las características a analizar
para la selección de los pozos candidatos.
Diseño de la Investigación En la organización de la estrategia de investigación utilizó un diseño de
campo, el cual de acuerdo a Acevedo, (1985), dice textualmente “Cuando la
estrategia cumplida por el investigador se basa en métodos los cuales
permitan recoger los datos en forma directa de la realidad donde se
presentan. Estos datos así obtenidos son llamados primarios”. Aunado a
esto, se realizaron con una serie de pasos, los cuales van a estar
conjuntamente relacionados entre sí; los cuales permitieron llegar a las
conclusiones.
Este tipo de investigación, se caracterizó por ser un proceso sistematizado,
recolección, tratamiento, análisis y presentación de datos; basados en
estrategias para permitir realizar la selección bajo criterios técnicamente
analizados de los diferentes compuestos químicos mas óptimos para la
deshidratación de las aguas sometidas a estudio y la selección adecuada en
base a criterios técnicos y económicos de los equipos de tratamiento de
agua. Así como también la selección del pozo inyector a recibir las aguas
previamente tratadas.
Población.
La población o universo es el conjunto finitos o infinito de elementos, persona
cosas pertinentes, a la investigación que se desea realizar. (Arquimedes,
1992).
DERECHOS RESERVADOS
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Con base a lo antes expuesto se tiene una población objeto de estudio
conformado por un universo de 2 pozos altos productores de aguas (activo e
inactivo), y 4 pozos estudiados como inyectores (inactivos) ubicados en el
Campo Cabimas.
Muestra.
La muestra es definida por Arquímedes, (1992) una parte representativa de
la población. Es un subconjunto de elementos perteneciente a un conjunto
definido en sus características como población.
Basándose en el universo de estudio, la muestra de esta investigación es
tipo opinatico no probabilistica la cual es definida por ARIAS, (1997, pag 53),
como el procedimiento de selección en el que se desconoce la probabilidad
para integrar la muestra porque la selección de los elementos está hecho con
base en criterios o juicios del investigador.
La muestra esta representada por la misma población, es decir, los pozos
estudiados corresponden a los 2 pozos productores de alto corte de agua
(activo e inactivo) y 4 pozos estudiados razonable y circunstancialmente
como inyectores.
Técnicas de Recolección de Datos
Para Arquimedes, (1992, pag 50) “Las técnicas de recolección de
información son, las que permiten obtener información de fuentes primarias y
secundarias. Entre las técnicas mas utilizadas por los investigadores se
pueden mencionar: encuestas, entrevistas, observación, análisis de
contenidos y documentos.
DERECHOS RESERVADOS
44
Fase de la Investigación Revisión Bibliográfica
La revisión bibliográfica es definida de acuerdo a Bavaresco, (1994)con el
objeto de obtener los conocimientos teóricos necesarios para el desarrollo
del trabajo especial de grado, se consultó una gran variedad de material
bibliográfico, relacionados con la situación a estudiar, libros tales como
inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, notas técnicas,
manuales, charlas, cursos brindados a personal de la empresa como lo es
“Daños a formación” y “ gerencia de yacimientos de campos maduros”
dictados por el CIED, Internet, entre otros. Esta fase ayuda a la recolección
de información para la elaboración de todos los objetivos.
Fue necesaria la revisión de las fuentes bibliografía mencionadas
Anteriormente además de otras para tener idea del desarrollo del trabajo y
cuales eran los pasos a seguir para su elaboración.
La Observación
De acuerdo a (Bavaresco, 1994), la observación directa y documental, la
es la técnica de mayor importancia, por ser el conector entre el investigador y
la realidad, es decir al sujeto con el objeto del problema.
Está usando el método científico, el cual fue necesario para el entendimiento
de los procesos desarrollados en el área de estudio, lo cual es un factor
importante para conocer los procedimientos a seguir en la elaboración de
cada prueba de laboratorio o de campo hecha para la realización de este
trabajo. Este es el caso de las prueba de inyectividad para la selección del
pozo inyector, pruebas de compatibilidad para conocer si el pozo inyector no
DERECHOS RESERVADOS
45
presentabas problemas de taponamientos, emulsiones y precipitados de
sólidos, así como también las pruebas de botellas por medio de las cuales se
pudo conocer el producto químico mas eficientes para el tratamiento de esta
agua.
Entrevistas. Para el desarrollo del trabajo de investigación se realizaron una serie de
entrevistas de tipo no estructurada.
La entrevista en forma no estructurada según (Bavaresco, 1994). Con el
objeto de obtener todos los conceptos básicos relacionados al proceso que
se llevara a cabo en el Campo Cabimas. Las entrevistas fueron realizadas al
personal de yacimiento, producción y perforación.
Los entrevistados fueron:
Ing. Rómulo Soto (asesor).
Ing. Emilio bastidas. (Geólogo)
Ing. Edixon Alcántara (asesor académico)
Ing. Lorena López. (Ing. Yacimiento).
Geologo Maurizio Mastrolorenzo. (Geólogo)
Con el fin de recopilar información relacionada al estado actual de los pozos
candidatos a inyectores, realización de las pruebas de botellas y
compatibilidad, y los principios básicos de los diseños de la planta de
tratamiento de las aguas en estudio.
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Tablas de recolección.
Bavaresco, (1994). Define tablas de recolección como la elaboración de
formatos con forma de tablas con la finalidad de recopilar la información
necesaria para el desarrollo del trabajo especial de grado.
En estos formatos se recolectaron todos los resultados provenientes de las
pruebas realizadas primero en laboratorio como lo fueron las pruebas de
botellas y compatibilidad así como las pruebas de inyectividad realizadas en
el campo.
Fases de la investigación.
Fase I. Recopilación y Análisis de la información.
En ésta fase de la investigación se trabajó en base a notas técnicas
mencionadas a los antecedentes, las cuales reflejan trabajos similares
realizados en otros campos petroleros en años anteriores. De la misma
manera se revisaron trabajos relacionados con la técnica de inyección de
agua en el campo Cabimas, el cual es el primer objetivo planteado en esta
investigación. También tuvo lugar la revisión bibliografía que proporcionó la
información teórica con relación al tema a tratar en esta investigación.
Fase II. Selección del pozo.
Esta etapa tuvo como finalidad, estudiar de manera técnica los posibles
candidatos a inyectores, partiendo desde su perforación, vida productiva,
trabajos realizados y su estado final.
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Este estudio fue realizado bajos criterios técnicamente establecido como lo
fueron:
A. Cercanía de los candidatos a inyectores con los pozos fuentes
R-853 y R-858.
B. Condición Inactiva.
C. El agua inyectada en el pozo seleccionado no debe invadir el área
de drenaje de los pozos activos e incrementar sus cortes de agua
debido a que la inyección tiene como objetivo desechar agua y no
recuperar reservas ni mantener energía en el yacimiento.
Fase III. Pruebas de Compatibilidad. En ésta fase de la investigación se realizó el estudio analítico, el cual es de
gran importancia para obtener los criterios de trabajo en esta investigación.
En esta fase se realizaron los siguientes pasos:
A. Se tomaron muestra de crudo del siguiente pozo R-853, esta agua
es químicamente igual a la del pozo R-858 por pertenecer al
mismo acuífero.
B. Se separó el agua del petróleo del pozo R-853 por métodos de
destilación a una temperatura ambiente de (25°C - 77°F) y una
temperatura de calentamiento a (160°F- 71°C) con un tiempo de
calentamiento menor de 6 horas.
DERECHOS RESERVADOS
48
C. Se realizaron pruebas de compatibilidad las cuales consisten en
mezclarse las aguas de los pozos R-853 con la de los pozos R-420
y R-419 en diferentes cantidades y luego se dosifico el producto
seleccionado como óptimo en las pruebas de botellas.
Esta prueba se realizo con estos pozos y no con los candidatos a inyectores
por las siguientes razones:
A. Los pozos seleccionados como inyectores están en condición de
inactivos.
B. Los posos R-419 y R-420 son productores de las mismas arenas
de los pozos R-446, R-443, R-467ST, R-455 y la separación
entre pozos es Pequeña.
Fase IV. Pruebas de campo. En esta parte se procedió a realizar algunas pruebas de campo como lo son las pruebas de inyectividad por medio de las cuales pudo conocer cuanto agua podía recibir cada candidato a inyector, que arenas eran mas receptoras y que presión era necesaria para la inyección.
DERECHOS RESERVADOS
49
Fase V.Pruebas de Botellas. En esta fase se realizaron los siguientes pasos:
A. Se tomaron muestra de crudo del siguiente pozo R-853, esta agua
es químicamente igual a la del pozo R-858 por pertenecer al
mismo acuífero.
B. Se separó el agua del petróleo del pozo R-853 por métodos de
destilación a una temperatura ambiente de (25°C - 77°F) y una
temperatura de calentamiento a (160°F- 71°C) con un tiempo de
calentamiento menor de 6 horas.
C. Se probaron diferentes clarificantes hasta conseguir el mas óptimo,
cuanta dosis es necesaria y cuanto PPM de crudo deja el
clarificante en el agua.
Fase VI. Diseño de planta de tratamiento Una ves obtenidos los resultados de las pruebas de botellas y prueba de inyectividad junto con el pozos inyector elegido. Se procedió a diseñar los equipos necesarios para el tratamiento de las aguas.
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
60
CAPITULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
Estudiar los antecedentes de proyectos implementados y recomendados relacionados a la técnica de inyección de agua a yacimientos del Campo Cabimas de la Empresa Suelopetrol.
Piloto de Inyección de Agua en el área norte – este del Campo Cabimas del año 1953 a 1959
El proyecto se realizo con la intención de recuperar crudo por el método de
recuperación secundaria.
El proyecto consta de una planta de tratamiento de agua ubicada en la actual
estación de flujo del Campo Cabimas H-5, alimentada de 2400 M3 / d de agua a
través de una línea de 10” desde el lago de Maracaibo, Dicha agua seria
tratada y luego se inyectaría en el bloque H-5 a través de una línea de 4”.
La inyección se realizo en 10 arreglos de 7 puntos invertidos, para lo cual fue
necesario convertir en inyectores los siguientes pozos R-742, R-745, R-748,
R-683, R-681, R-685, R-714, R-719, R-727, R-722. Estos pozos estaban cada
uno rodeado por 6 pozos productores espaciado 230 m que hacían un total de
66 pozos con la intención de que el agua inyectada lograra empujar el petróleo
residual del yacimiento y incrementar la producción de los pozos productores.
• La tasa de inyección fue de 2400 M3 / d con descrecimiento de + - 150
M3 / d.
• El volumen de agua inyectada en los cinco años de operación fue
2,7 *106 m³
• El incremento de la producción de petróleo fue: 0,12* 106 m³
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
61
Figura 10
Mapa Base del Proyecto
Fuente: Rincón (2005)
Causas del la suspensión del proyecto.
El proyecto tuvo que ser suspendido y declarado no exitoso debido a las
siguientes razones:
1. Las altas diferencia entre las viscosidades del agua inyectada y el
petróleo producido incremento los adedamientos del agua inyectada
dejando el crudo atrás en la formación.
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
62
Figura 11 Adedamientos
Fuente: Diezt (1958)
2. Los altos caudales de inyección y las altas tasas de presión de inyección
(850 PSI) en el cabezal fracturaron las formaciones y esto produjo que el
agua dejara atrás el crudo.
Figura 12
Fractura de la Formación
Fuente: Rincón (2005)
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
63
3. Se obtuvo una irrupción del agua muy rápidamente en los pozos
Productores
Figura 13
Condición de los pozos Productores en el tercer año del proyecto 1856
Fuente: Diezt (1958)
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
64
Proyecto piloto de inyección de agua y polímero en el bloque sur este del Campo Cabimas, Septiembre del 2003. El proyecto proponía la inyección de una mezcla de polímetros y agua con el
objetivo de mantener presión en el yacimiento.
El bloque seleccionado ubicado en el área sur este del Campo Cabimas tiene
23 pozos, de los cuales en ese momento había un total de 9 activos, 9 cerrados
y 5 abandonados. Los 9 activos tenían una producción de 270 bopd. Figura 14
Área del proyecto
Fuente: Espinoza, Mastrolorenzo, Tantow (2003)
Se propuso tomar el pozo R–853 como pozo fuente el cual aportaría una
producción asociada de 200 bopd con una producción 600 bwpd, la cual sería
la tasa de inyección. Esta agua sería transportada, separada y tratada en la
locación R-446, Todo esto a través de una línea de 4 “ con una longitud de
1600 mts. Una ves separada y tratada se inyectaría en uno de tres pozos
seleccionados como Inyectores R- 437, R-439, R-443.
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
65
Figura 15
Vista aérea del Área de proyecto
Fuente: Espinoza, Mastrolorenzo, Tantow (2003)
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
66
Para la selección del Área piloto se siguieron los siguientes argumentos:
A. Bloque aislado del Mioceno: Fue seleccionado como bloque
aislado el área entre la falla del límite de Cabimas y la falla principal
de Cabimas. De esta manera se garantizara el fluido inyectado
dentro del área piloto. B. Fuente de agua: El agua del Lago de Maracaibo fue inmediatamente
descartada debido a su incompatibilidad con el agua del yacimiento y
la larga distancia del área piloto. Los pozos fuentes de agua son el
R-851 y el R-853 (condición inactivo). De estos dos pozos fue
seleccionado el R-853 debido al hecho de producir 200 bopd.
C. Facilidades de Superficie: El área piloto propuesta esta rodeada
por casas. Debido a esto, es limitada el área para la instalación de
líneas adicionales y planta de tratamiento para el agua.
D. Completación: los tres pozos propuestos para inyectores estan
completados en toda la formación Santa Bárbara y Icotea.
Pozos Candidatos a inyectores Los pozos candidatos a inyectores son los siguientes R-437, R-443, R-439
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
67
R–437 Pozo Inyector Este es el candidato más atractivo debido a las siguientes razones:
1. R-437 estuvo en ese momento inactivo por razones económicas, por
consiguiente, no tiene producción diferida asociada.
2. Esta localizado en un punto invertido hexagonal espaciado 400 mts.
3. No Fueron detectadas obstrucciones de permeabilidad entre el pozo
inyector y el productor.
4. Solo 1 de los productores estaba inactivo, el resto 5 pozos estaban en
producción.
5. Los puntos están localizado en un bloque aislado horizontalmente, por esta
razón, los pozos de otras áreas no serian afectados por la inyección
incontrolada.
Figura 16 Simulación de inyección en pozo R- 437
Fuente: Espinoza, Mastrolorenzo, Tantow (2003)
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
68
Figura 17 Mapa Base del Proyecto
Fuente: Espinoza, Mastrolorenzo, Tantow (2003)
R-443 Pozo Inyector
1. El pozo R-443 estaba en ese momento inactivo el cual no tenia producción
diferida asociada.
2. Los puntos están localizado por un bloque aislado, por consiguiente, pozos
fuera del área no se verían afectados por una inyección incontrolada.
3. La forma estrecha del bloque, forzaría al fluido de inyección hacia los
pozos productores.
4. No se detectaron fallas ni obstrucciones de permeabilidad entre los
inyectores y los productores (R-416 y R- 798st).
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
69
Figura 18 Simulación de inyección en pozo R- 443
Fuente: Espinoza, Mastrolorenzo, Tantow (2003)
R-439 Pozo Inyector
El R-439 estaba en ese momento en producción además este pozo estaba
rodeado por 3 pozos inactivo y solo 1 activo. Por estas razones, el pozo fue
descartado.
Figura 19 Simulación de inyección en pozo R- 439
Fuente: Espinoza, Mastrolorenzo, Tantow (2003)
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
70
Los polímeros como lo son Poliacrilamida y Polisacaridos son comúnmente
usados para inyección y en este caso se proponían sus usos por las siguientes
razones:
A. Disminuir la movilidad del radio entre el fluido desplazante (Solución
agua –polímeros) y el fluido desplazado (Crudo).
B. Dará una mejor eficiencia de barrido.
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
71
Probar la compatibilidad Agua - Yacimiento para identificar el requerimiento de tratamiento químico en aguas producidas asociadas al Yacimiento Misoa B-Inferior del Campo Cabimas. Las muestras de agua se tomaron de los pozos R- 420 y R-419 vecinos de los
pozos R-446, R-443, R-467st, R-455 los cuales correlacionan perfectamente
entres ellos. Las aguas de todos estos pozos tienen similares propiedades.
El producto CLA-SP-03 es un producto clarificante evaluado con el agua del
pozo R-853 para tratarla reduciendo o eliminando la cantidad de crudo
emulsionado en el agua y logrando la floculación de los sólidos en suspensión.
Procedimientos
1. Se coloca 100 ml de agua en la botella de los cuales el 75% son del agua
del pozo R-853, con 25% de agua del pozo R- 419 y se aplica el producto
CLA-SP-03 a 60 PPM.
Tabla Nº 3
Prueba de compatibilidad del Pozo R-853 con el pozo R-419
Fuente: Rincón (1995)
100%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua - Crudo
95 %% de crudo Separado
Mezcla No.1
Productos
100%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua - Crudo
95 %% de crudo Separado
Mezcla No.1
Productos
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
72
2. Se coloca 100 ml de agua en la botella de los cuales el 50 % son del agua
del pozo R-853, con 50 % de agua del pozo R- 419 y se aplica el producto
CLA-SP-03 a 60 PPM.
Tabla Nº 4
Prueba de compatibilidad del Pozo R-853 con el pozo R-419
Fuente: Rincón (1995)
3. Se coloca 100 ml de agua en la botella de los cuales el 25% son del agua
del pozo R-853, con 75% de agua del pozo R- 419 y se aplica el producto
CLA-SP-03 a 60 PPM.
Tabla Nº 5 Prueba de compatibilidad del Pozo R-853 con el pozo R-419
Fuente: Rincón (1995)
100%Paredes brillantes
TurbiaCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
70 %% de crudo Separado
Mezcla No.2
Productos
100%Paredes brillantes
TurbiaCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
70 %% de crudo Separado
Mezcla No.2
Productos
100%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
85 %% de crudo Separado
Mezcla No.3
Productos
100%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
85 %% de crudo Separado
Mezcla No.3
Productos
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
73
4. Se coloca 100 ml de agua en la botella de los cuales el 75% son del agua
del pozo R-853, con 25% de agua del pozo R- 420 y se aplica el producto
CLA-SP-03 a 60 PPM.
Tabla Nº 6 Prueba de compatibilidad del Pozo R-853 con el pozo R-420
Fuente: Rincón (1995)
5. Se coloca 100 ml de agua en la botella de los cuales el 50 % son del agua
del pozo R-853, con 50 % de agua del pozo R- 420 y se aplica el producto
CLA-SP-03 a 60 PPM.
Tabla Nº 7
Prueba de compatibilidad del Pozo R-853 con el pozo R-420
Fuente: Rincón (1995)
85%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
95 %% de crudo Separado
Mezcla No.4
Productos
85%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
95 %% de crudo Separado
Mezcla No.4
Productos
95%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
95 %% de crudo Separado
Mezcla No.5
Productos
95%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
95 %% de crudo Separado
Mezcla No.5
Productos
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
74
6. Se coloca 100 ml de agua en la botella de los cuales el 25 % son del agua
del pozo R-853, con 75 % de agua del pozo R- 420 y se aplica el producto
CLA-SP-03 a 60 PPM.
Tabla Nº 8
Prueba de compatibilidad del Pozo R-853 con el pozo R-420
Fuente: Rincón (1995)
7. Se coloca 100 ml de agua en la botella de los cuales el 60% son del agua
del pozo R-853, con 20% de agua del pozo R- 419 y 20 % de agua del pozo
R-420 se aplica el producto CLA-SP-03 a 60 PPM.
Tabla Nº 9
Prueba de compatibilidad del Pozo R-853 con el pozo R-420 y el Pozo R-419
Fuente: Rincón (1995)
95%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
98 %% de crudo Separado
Mezcla No.6
Productos
95%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
98 %% de crudo Separado
Mezcla No.6
Productos
100%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
98 %% de crudo Separado
Mezcla No.7
Productos
100%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
98 %% de crudo Separado
Mezcla No.7
Productos
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
75
8. Se coloca 100 ml de agua en la botella de los cuales el 50 % son del agua
del pozo R-853, con 25% de agua del pozo R- 419 y 25% de agua del pozo
R-420, luego se aplica el producto CLA-SP-03 a 60 PPM.
Tabla Nº 10
Prueba de compatibilidad del Pozo R-853 con el pozo R-420 y el Pozo R-419
Fuente: Rincón (1995)
100%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
96 %% de crudo Separado
Mezcla No.7
Productos
100%Paredes brillantes
ClaraCalidad del agua
BuenaInterfase Agua -Crudo
96 %% de crudo Separado
Mezcla No.7
Productos
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
76
Ubicación pozos candidatos a inyectores y realizar prueba de Inyectividad para la empresa Suelopetrol.
Los pozos se seleccionaron en base a criterios técnicos.
A. El mas importante de estos criterios se basa en la cercanía de los pozos
inyectores a los pozos fuente de agua, esto debido a evitar posibles
tendidos de tubería, rupturas de calles y problemas con la comunidad
difícil de tratar para la empresa. También para llevar el agua de los
pozos fuentes a los pozos inyectores es una gran ventaja debido a que
los pozos seleccionados fueran productores del Mioceno y los pozos
fuentes son productores del Eoceno.
B. Los pozos seleccionados como inyectores deben estar en condición de
inactivo con el objetivo de no afectar la producción de algunos pozos en
condición de activos cercanos a los pozos fuentes de agua.
C. El agua inyectada en el pozo seleccionado no debe invadir el área de
drenaje de los pozos activos e incrementar sus cortes de agua debido a
que la inyección tiene como objetivo desechar agua y no recuperar
reservas ni mantener energía en el yacimiento.
Los pozos seleccionados para inyectores fueron R - 446, R - 443, R - 467st,
R - 455
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
77
Intervalos del Pozo R – 446 Tabla Nº 11
Fuente: Rincón (1995)
Tabla Nº 12 Resumen Cronológico de Actividades
Fuente: Rincón (1995)
Tabla Nº 13
Radio de invasión Pozo Cercano R-439 ---- 398 mts
Fuente: Rincón (1995)
IC11341114
RB_210841065
RB210651002
ArenasBASE (PIES)
TOPE (PIES)
IC11341114
RB_210841065
RB210651002
ArenasBASE (PIES)
TOPE (PIES)
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
78
DIAGRAMA MECÁNICO R-446
XX
Tubería de producción 2-3/8 “ 0 Ft –50 Ft
291Ft Revestidor 13-3/8” K-55
945 Ft
979 Ft
1174 Ft
Revestidor 8-5/8Ft J55
Colgador del forro
1125 Ft
Forro Ranurado 6- 5/8
Fuente: Enderxon Rincón (2005)
Perforación en el forro 1135FT DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
79
Intervalos de Pozo R-443
Tabla Nº 14
Fuente: Rincón (1995)
Tabla Nº 15 Resumen Cronológico de Actividades
Fuente: Rincón (1995)
Tabla Nº 16 Radio de invasión
Pozo Cercano R-416 ------ 399 mts
Fuente: Rincón (1995)
78.62076287257.942135460.453650005 A Ñ OS R - 443 70.32054809230.710459660.452920004 A Ñ OS R - 443 60.89938105199.801118960.452190003 A Ñ OS R - 443 49.72413641163.136930560.451460002 A Ñ OS R - 443 52.32016205115.355229860.45730001 a ñ o R - 443
Radio de invasi ó n (MTS)Radio de invasión
(FT)Espesor
(FT)Volumen
Bls Tiempo Inyección Pozo
96.427 316.36360.453650005 A Ñ OS R - 443 86.32 283.20860.452920004 A Ñ OS R - 443 74.756 245.26560.452190003 A Ñ OS R - 443 61.037 200.25360.451460002 A Ñ OS R - 443 43.1608 141.60460.45730001 AÑO R - 443
Radio de invasi ó n (MTS)Radio de invasión
(FT)Espesor
(FT)Volumen
Bls Tiempo InyeccióPozo
IC11171096
RB21061991
RI991872
ARENASBASE (PIES)
TOPE (PIES)
IC11171096
RB21061991
RI991872
ARENASBASE (PIES)
TOPE (PIES)
LIMP./RINST. BOMBAÚnica1182954Mioceno22/05/1998
LIMP./RINST. BOMBAÚnica1182954Mioceno13/05/1998
LIMP./RINST. BOMBAÚnica1182954Mioceno2/7/1949
LIMP./RINST. BOMBAÚnica1182954Mioceno12/11/1948
LIMP./RINST. BOMBAÚnica1182954Mioceno18/07/1947
DESDE - HASTA
OBSERVACIONESZONAINTERVALO (PIES)FORMACIÓNFECHA
LIMP./RINST. BOMBAÚnica1182954Mioceno22/05/1998
LIMP./RINST. BOMBAÚnica1182954Mioceno13/05/1998
LIMP./RINST. BOMBAÚnica1182954Mioceno2/7/1949
LIMP./RINST. BOMBAÚnica1182954Mioceno12/11/1948
LIMP./RINST. BOMBAÚnica1182954Mioceno18/07/1947
DESDE - HASTA
OBSERVACIONESZONAINTERVALO (PIES)FORMACIÓNFECHA
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
80
Fuente: Enderxon Rincón (2005)
302 Ft REVESTIDOR 13-3/8” K-55
DIAGRAMA MECÁNICO ACTUAL R - 443
REVESTIDOR 8-5/8” N-80
1182 Ft
Forro rasurado 6- 5/8 N-80
Tope del forro 954 Ft
Tubería de produccion 2 7/8 N- 80 0–1168 Ft
Bomba 2 -1/2” x 2” x 10’ SRWB @ ± 1122’
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
81
Intervalos de Pozo R - 455
Tabla Nº 17
Fuente: Rincón (1995)
Tabla Nº 18 Resumen Cronológico de Actividades
Fuente: Rincón (1995)
Tabla Nº 19 Radio de invasión
Pozo Cercano R-431St ----- 400 mts
Fuente: Rincón (1995)
69.66105437228.5467663773650005 A ÑOS R - 455
62.30674118204.4184422772920004 A ÑOS R - 455
53.95922069177.031564772190003 A ÑOS R - 455
44.0575192144.5456667771460002 A ÑOS R - 455
31.15337059102.209221177730001 añ o R - 455
Radio de invasi ó n (MTS)Radio de
invasi ón (FT)Espesor
(FT)Volumen
Bls Tiempo
inyecci ó n Pozo
90.9952 298.541683650005 A ÑOS R - 455
81.388 267.023682920004 A ÑOS R - 455
70.484 231.249682190003 A ÑOS R - 455
57.55 188.814681460002 A ÑOS R - 455
40.694 133.51168730001 AÑO R - 455
Radio de invasi ó n (MTS)Radio de
invasi ón (FT)Espesor
(FT)Volumen
Bls Tiempo
inyecci ó n
RS730670
LLC670635
ARENASBASE (PIES)
TOPE (PIES)
RS730670
LLC670635
ARENASBASE (PIES)
TOPE (PIES)
AISLO LR /AAA-EMP(LLC/RS)11161940Mioceno28/07/1998
LIMP / CT/INST. BOM. MEC11161940Mioceno22/11/1949
LIMP/RINST.CHAMBER LIFT11161940Mioceno14/12/1946
LIMP/RINST.CHAMBER LIFT11161940Mioceno30/08/1946
LIMP/RINST.CHAMBER LIFT11161940Mioceno10-04-1946
DESD - HASTA
OBSERVACIONESNº DE ZONAS
INTERVALO (PIES)
FORMACIÓNFECHA
AISLO LR /AAA-EMP(LLC/RS)11161940Mioceno28/07/1998
LIMP / CT/INST. BOM. MEC11161940Mioceno22/11/1949
LIMP/RINST.CHAMBER LIFT11161940Mioceno14/12/1946
LIMP/RINST.CHAMBER LIFT11161940Mioceno30/08/1946
LIMP/RINST.CHAMBER LIFT11161940Mioceno10-04-1946
DESD - HASTA
OBSERVACIONESNº DE ZONAS
INTERVALO (PIES)
FORMACIÓNFECHA
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
82
DIAGRAMA MECÁNICO ACTUAL R - 455
Fuente: Enderxon Rincón (2005)
XX
X X
250 Ft
Tubería de producción 2-7/8” 0 – 595 Ft
Revestidor 8 – 5/8” J-55 837 Ft
Pantalla Pre-empacada Centro 5 1/2"x4“ Tope – 600 Ft
Tapón de cemento a 750 Ft
Tope del forro 755 Ft
1031 FtForro rasurado 6–5/8” J-55
Intervalo Cañoneado (640 – 680 Ft)
Revestidor 13 – 3/8 K - 55
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
83
Intervalos de Pozo R-467st
Tabla Nº 20
Fuente: Rincón (1995)
Tabla Nº 21 Resumen Cronológico de Actividades
Fuente: Rincón (1995)
Tabla Nº 22 Radio de invasión
Pozo Cercano R-431 ----- 700 mts
Fuente: Rincón (1995)
69.66105437228.5467663773650005 AÑOS R - 455
62.30674118204.4184422772920004 AÑOS R - 455
53.95922069177.031564772190003 AÑOS R - 455
44.0575192144.5456667771460002 AÑOS R - 455
31.15337059102.209221177730001 a ñ o R - 455
Radio de invasi ó n (MTS)Radio de
invasión (FT)Espesor
(FT)Volumen
Bls Tiempo
inyecció nPozo
85.512 250.280773650005 AÑOS R - 467st
76.424 250.933772920004 AÑOS R - 467st
66.23 217.315772190003 AÑOS R - 467st
54.08 177.436771460002 AÑOS R - 467st
38.24 125.4677730001 AÑO R - 467st
Radio de invasi ó n (MTS)Radio de
invasión (FT)Espesor
(FT)Volumen
Bls Tiempo
inyecció
IC1009989
RB_2976958
RB2958902
FORMACIÓNBASE (PIES)TOPE (PIES)
IC1009989
RB_2976958
RB2958902
FORMACIÓNBASE (PIES)TOPE (PIES)
CBUNICAMIOCENO10-01-83
CB.UNICAMIOCENO04-07-77
CERRARON POZOUNICAMIOCENO16-05-77
CBUNICAMIOCENO16-07-75
LIMPUNICA945MIOCENO02-04-75
LIMP. INTEGRIDADUNICAMIOCENO15-11-74
HASTADESDE OBSERVACIÓNNº DE ZONAS
INTERVALO (PIES)
FORMACIÓNFECHA
CBUNICAMIOCENO10-01-83
CB.UNICAMIOCENO04-07-77
CERRARON POZOUNICAMIOCENO16-05-77
CBUNICAMIOCENO16-07-75
LIMPUNICA945MIOCENO02-04-75
LIMP. INTEGRIDADUNICAMIOCENO15-11-74
HASTADESDE OBSERVACIÓNNº DE ZONAS
INTERVALO (PIES)
FORMACIÓNFECHA
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
84
Fuente: Enderxon Rincón (2005)
Prueba de Inyectividad
POZO: R-467ST DIAGRAMA MECANICO
Revestidor 13-3/8“ K -55
Side Track out Window 560' - 590'
“6 5/8 forro 845 Ft- 1045 Ft
o o o
o o o
o o o
o o o
o o o
o o o
o o o
o o o
o o o
o o o
o o o
o o o
o o o
o o o
Revestidor 8-5/8” J -55
951 Ft
Tapón CM 845 - 590´
84 Ft
Tope del forro 620 Ft
865 Ft
610 Ft Area ranurada
“6 5/8 forro DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
85
La prueba se realizó para el pozo R-583 el cual no se seleccionó como
candidato a inyector, cuyo pozo también esta en condición de inactivo. Este
pozo R-583 también se correlacionó con los pozos candidatos a inyectores,
dando como resultado gran similitud entre sus arenas productoras.
• La prueba de inyectividad se realizó con una tasa de 2800 BBW/D
• La arena más receptoras de agua es Icotea la cual recibe 63.9 % del
flujo bombeado al pozo en le intervalo 1843´ a 1868´.
• Tasa de inyección fue de 2800 BBw/D de agua.
• Presión de cabezal 0 PSI.
• Presión de la arena a la que recibio el agua 92 PSI.
Tabla Nº 23 Prueba de Flow – Meter
Fuente: Rincón (1995)
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
86
Tabla Nº 24
Condiciones de Operación
Fuente: Rincón (1995)
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
87
Diseñar un de sistema de separación Crudo – Agua, según parámetros mínimos de calidad de aguas producidas asociadas por el Yacimiento Misoa B- Inferior del campo Cabimas de la Empresa Suelopetrol. Para diseñar un sistema de separación crudo – agua es necesario la
realización de pruebas de laboratorio (pruebas de botellas), las cuales
persiguen un objetivo específico como lo es probar diferentes productos
químicos como Desmulsificantes para la separación agua – crudo, en el caso
de que las emulsiones sean fuertes, y no se separen en condiciones de reposo,
y clarificantes para buscar un producto óptimo los cuales permitan el
tratamiento del agua para eliminar la cantidad de crudo suspendido en ella
(emulsiones inversas) y dejar el agua en condición de inyección.
Pruebas de Botellas
Las muestra de crudo se realizó solo para el pozo R-853 y no para el R-858
bebido a que este pozo se encuentra actualmente inactivo además de ser las
misma arena productoras y el mismo yacimiento Eoceno.
1. Se prepararon 16 botellas con 100 ml de muestra de agua con 50 ppm de
clarificante, se prueban 15 productos diferentes y una botella no se le
aplica producto para que sirva de referencia.
Productos probados
Tabla Nº 25
Fuente: Rincón (1995)
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
88
OBSERVACIONES Tabla Nº 26
Fuente: Rincón (1995)
2. Luego de seleccionados estos productos (2D-025, 2D-026, 2D-027, 2D-
055, 2D-057, 2D-059, SF-571C) y se evaluaron con las siguientes
dosificaciones 10ppm, 20ppm, 30ppm, 40ppm.
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
89
OBSERVACIONES Tabla Nº 27
Fuente: Rincón (1995)
3. Luego de observar los mejores productos se hicieron unas mezclas de
ellos las cuales se denominaron Mezclas (A, B, C, D, E, F, G, H, I, J, K,)
se colocaron en dosis de 50 ppm en todas las muestras y se colocaron las
botellas en un agitador por 1hora a 100 golpes / min.
MEZCLA E Tabla Nº 28
Fuente: Rincón (1995)
80% Paredes Brillante
Clara Calidad del agua
Buena Interfase agua-crudo
95% % Crudo Separado
50 ppm Dosis
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
90
MEZCLA H Tabla Nº 29
Fuente: Rincón (1995)
MEZCLA I
Tabla Nº 30
Fuente: Rincón (1995)
4. Se realizó una mezcla de los productos antes observados y seleccionados
nombradas como CLA-SP-01, CLA-SP-02, CLA-SP-03 se colocaron estos
productos junto con muestras de aguas en las botellas con una dosis de
50 ppm, se agitaron por 1 hora.
100% Paredes Brillante
Clara Calidad del agua
Buena Interfase agua-crudo
90% % Crudo Separado
50 ppm Dosis
100%Paredes Brillante
turbiaCalidad del agua
60%Interfase agua-crudo
70%% Crudo Separado
50 ppmDosis
100%Paredes Brillante
turbiaCalidad del agua
60%Interfase agua-crudo
70%% Crudo Separado
50 ppmDosis
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
91
MEZCLA CLA-SP- 01 Tabla Nº 31
Fuente: Rincón (1995)
MEZCLA CLA-SP- 02
Tabla Nº 32
Fuente: Rincón (1995)
80% Paredes Brillante
Clara Calidad del agua
Buena Interfase agua-crudo
85% % Crudo Separado
50 ppm Dosis
20% Paredes Brillante
Turbia Calidad del agua
Buena Interfase agua-crudo
80% % Crudo Separado
50 ppm Dosis
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
92
Tabla Nº 33 MEZCLA CLA-SP- 03
Fuente: Rincón (1995)
Tabla Nº 34
Contenido de crudo en el Agua del pozo R-853 Suelopetrol
Fuente: Rincón (1995)
• Con una dosis de 60 ppm se tiene un contenido de Crudo en el Agua de 3.1 PPM.
80% Paredes Brillante
Clara Calidad del agua
Buena Interfase agua-crudo
92% % Crudo Separado
50 ppm Dosis
3.160.05
7.550.04
17.340.03
20.230.0CLA-SP- 32
89.50.0Blanco1
% ppm de Crudo
Dosis ppmProductoMuestra
3.160.05
7.550.04
17.340.03
20.230.0CLA-SP- 32
89.50.0Blanco1
% ppm de Crudo
Dosis ppmProductoMuestra
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
93
Grafico Nº 1
Gráfica ppm de Crudo
0.010.020.030.040.050.060.070.080.090.0
100.0
0.0 30.0 40.0 50.0 60.0
Dosis (ppm)
ppm
de
Cru
do
CLA-SP-3
Fuente: Rincón (1995)
Tabla Nº 35
Curva de Calibración
Fuente: Rincón (1995)
94.1010.0
96.507.5
97.105.0
97.602.5
%Transmitanciappm de Crudo
94.1010.0
96.507.5
97.105.0
97.602.5
%Transmitanciappm de CrudoDERECHOS RESERVADOS
tulo 2
94
Grafico Nº 2
Fuente: Rincón (1995)
Luego de realizar pruebas de laboratorio y conocer el químico clarificante mas
optimo para el tratamiento del agua es necesario el diseño de un proceso que
permita la deshidratación del crudo producido por el pozo R – 853 separando el
agua del crudo a través de un equipo de separación (crudo – agua), y luego
tratando el agua con la química clarificante llevándola a los requerimiento de
inyección, y inyectarla a un pozo previamente acondicionado para esta
operación luego de haber seleccionado la bomba adecuada para las
condiciones de operación requeridas.
Todo esto sin olvidar que es imprescindible el diseño y tendido de líneas que
trasportaran el agua desde el lugar donde estén ubicados los equipos de
separación, hasta el pozo seleccionado como inyector.
Curva de Calibración R-853 Suelopetrol
97.697.1
96.5
94.1
y = -0,548x + 99,4
90.0
92.0
94.0
96.0
98.0
100.0
0 2 4 6 8 10 12
% T
rans
mita
ncia
ppm de Crudo
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
95
Tabla Nº 36 SELECCIÓN DE SEPARAROR TRIFASICO
Fuente: Natco (1995)
Tabla Nº 37
Selección de Bomba Reciprocante
Fuente: Kerr Pump (1995)
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
96
Tabla Nº 38
Caída de presión de la línea al pozo R-433
Pozo Diametro Diametros Caudal Visc Dencidad Rug Reinols Friccion K L. Eq ΔP (Kpa) ΔP (PSI) 443 2 3/8 50.67 0.368 1E-04 999 0.0009023 92143.80107 0.00545 2.28 364.00016 2.6024973 0.377362106
2 7/8 62 0.368 1E-04 999 0.0007374 75305.26452 0.00543 2.16 364.00018 0.9451682 0.137049392 3 1/2 90.2 0.368 1E-04 999 0.0005069 51761.93348 0.00944 2.04 364.00043 0.2522594 0.036577612 4 102.2 0.368 1E-04 999 0.0004474 45684.21135 0.00978 2.04 364.00051 0.1399563 0.020293666
Fuente: Rincón (2005)
Tabla Nº 39 Caída de presión de la línea R-467ST
Pozo Diametros Diametros Caudales Visc Dencidad Rug Reinols Friccion K L. Eq ΔP (Kpa) ΔP (PSI) 467St 2 3/8 50.67 0.368 1E-04 999 0.0009023 92143.80107 0.00545 1.71 291.00012 2.0805678 0.301682335
2 7/8 62 0.368 1E-04 999 0.0007374 75305.26452 0.00543 1.62 291.00014 0.7556152 0.109564208 3 1/2 90.2 0.368 1E-04 999 0.0005069 51761.93348 0.00944 1.53 291.00033 0.2016689 0.02924199 4 102.2 0.368 1E-04 999 0.0004474 45684.21135 0.00978 1.53 291.00038 0.1118881 0.016223781
Fuente: Rincón (2005)
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
97
Tabla Nº 40 Caída de presión de la línea R-455
Pozo Diametros Diametros Caudales Visc Dencidad Rug Reinols Friccion K L. Eq ΔP (Kpa) ΔP (PSI) 455 2 3/8 50.67 0.368 1E-04 999 0.0009023 92143.80107 0.00545 2.014 786.00014 5.6196768 0.81485313
2 7/8 62 0.368 1E-04 999 0.0007374 75305.26452 0.00543 1.908 786.00016 2.0409396 0.295936237
3 1/2 90.2 0.368 1E-04 999 0.0005069 51761.93348 0.00944 1.802 786.00038 0.5447136 0.078983469
4 102.2 0.368 1E-04 999 0.0004474 45684.21135 0.00978 1.802 786.00045 0.3022131 0.043820902 Fuente: Rincón (2005)
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
98
DISEÑO DE TRATAMIENTO DE AGUA E INYECCIÓN AL POZO R - 446
• Se propone inyectar el agua de los pozos R-853 y R-858 cuyo caudal
es de 200 bls/d en el pozo R-446 por las arenas de Santa Bárbara (RB2)
e Icotea, las cuales reciben la mayor cantidad de agua según los
resultados de la prueba de inyectividad.
• Se construirá una Planta de Tratamiento de agua, la cual consta de una
bomba centrifuga instalada en el pozo R-853, luego de aplicado el
producto químico clarificante en el inicio de la línea del pozo R-853 y se
mezclará con el flujo de crudo, agua y gas hasta llegar a la locación
R-446.
• En la locación R-446 se instalará un separador especificado
técnicamente. Dicho equipo tiene capacidad para manejar el volumen de
líquido y gas proveniente del pozo R-853, junto con la química aplicada.
Este equipo tendrá como función separar el agua del petróleo, cuya
agua tiene una cantidad de crudo menor a 3.1PPM debido esto, a la
aplicación de la química clarificante CLA-SP-03 con una dosis de 60
PPM y la agitación a la cual es sometida por la longitud recorrida desde
el inicio de la línea la cual parte desde el R-853 hasta la locación R-446.
• El crudo y gas, salen del separador desde la locación R-446 se
transportara por la línea de 4” la cual pasa por la Avenida 32 y va hasta
la Estación Recolectora L 2.
• Se instalará una Bomba reciprocante en la locación R-446 de tres
pistones especificada técnicamente, cuyo objetivo es el bombeo del
agua desde la salida del separador en superficie hasta las arenas
elegidas como receptoras del agua a inyectar en el pozo R-446.
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
99
Costo del proyecto para Pozo R-446
5 Ñ OS R - 45
4 Ñ OS R - 45
3 Ñ OS R - 45
2 Ñ OS R - 45
1 a ñ oR - 45
Tiempo inyecc ó nPoz
R -455 Pozo Separador Trifásico 250.000$ Bomba Reciprocante 200.000$
Tubería
Total 450.000$
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
100
DISEÑO DE TRATAMIENTO DE AGUA E INYECCIÓN AL POZO R - 443
• Se propone inyectar el agua de los pozos R-853 y R-858 cuyo caudal
es de 200 bls/d en el pozo R-443 por las arenas de Santa Bárbara (RB2)
e Icotea las cuales reciben la mayor cantidad de agua según los
resultados de la prueba de inyectividad.
• Se construirá una Planta de Tratamiento de agua, la cual consta de una
bomba centrífuga instalada en el pozo R-853, luego de aplicado el
producto químico clarificante en el inicio de la línea del pozo R-853 y se
mezclara con el flujo de crudo, agua y gas hasta llegar a la locación
R-443.
• Es necesario instalar una línea de 2-3/8” con una longitud de 364 mts la
cual permite transportar la mezcla del pozo R-853 (agua, crudo, gas,
química) desde la línea de 4” de la Avenida 32, pasa por frente de la
locación R-446 hasta la calle 31 del Barrio Lucero, y conectarla con la
línea transportadora el crudo del pozo R-439, la misma pasa por el
frente de la locación R-443.
• En la locación R-443 se instalará un separador especificado
técnicamente, dicho equipo tiene capacidad para manejar el volumen de
líquido y gas proveniente del pozo R-853 junto con la química aplicada.
Este equipo tendrá como función separar el agua del petróleo, cuya
agua tiene una cantidad de crudo menor a 3.1PPM debido esto, a la
aplicación de la química clarificante CLA-SP-03 con una dosis de 60
PPM y la agitación a la cual es sometida por la longitud recorrida desde
el inicio de la línea la cual Parte desde el R-853 hasta la locación R-443.
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
101
• El crudo y gas, salen del separador desde la locación R-443 se
transportará por la línea de 4”, la cual pasa por la calle 31del barrio El
Lucero llegando hasta la calle Panamá.
• Se instalará una bomba reciprocante en la locación R-443 de tres
pistones especificada técnicamente, cuyo objetivo es el bombeo del
agua desde la salida del separador en superficie hasta las arenas
elegidas como receptoras del agua a inyectar en el pozo R-443.
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2
102
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2 Capítulo 4
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2 Capítulo 4
101
Costo del proyecto para Pozo R-443
5 Ñ OS R - 45
4 Ñ OS R - 45
3 Ñ OS R - 45
2 Ñ OS R - 45
1 a ñ oR - 45
Tiempo inyecc ó nPoz
R -455 Pozo Separador Trifásico 250.000$ Bomba Reciprocante 200.000$
Tubería
Total 504.600$
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2 Capítulo 4
102
DISEÑO DE TRATAMIENTO DE AGUA E INYECCIÓN AL POZO R-467ST
• Se propone inyectar el agua de los pozos R-853 y R-858 cuyo caudal
es de 200 bls/d en el pozo R-467st por las arenas de Santa Bárbara
(RB2) e Icotea, las cuales reciben la mayor cantidad de agua, según los
resultados de la prueba de inyectividad.
• Se construirá una Planta de Tratamiento de agua, la cual consta de una
bomba centrífuga instalada en el pozo R-853, luego de aplicado el
producto químico clarificante en el inicio de la línea del pozo R-853 y se
mezclará con el flujo de crudo, agua y gas hasta llegar a la locación
R-467st.
• En la locación R-467st se instalará un separador especificado
técnicamente, dicho equipo tiene capacidad para manejar el volumen de
líquido y gas proveniente del pozo R-853 junto con la química aplicada.
Este equipo tendrá como función separar el agua del petróleo, cuya
agua tiene una cantidad de crudo menor a 3.1PPM debido esto, a la
aplicación de la química clarificante CLA-SP-03 con una dosis de 60
PPM y la agitación a la cual es sometida por la longitud recorrida desde
el inicio de la línea la cual Parte desde el R-853 hasta la locación
R-467st.
• Es necesario instalar una línea 2-3/8” con una longitud de 291 mts,
paralela con la línea la cual transportaba el crudo del pozo R-467st hasta
la línea de 4” de la avenida 32 cuya línea pasa por frente de la locación
R-446, esta línea transportara el crudo y gas salientes del separador
para ser enviados a la estación recolectora de crudo L2.
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2 Capítulo 4
103
• Se instalará una Bomba reciprocante en la locación R-467st de tres
pistones especificada técnicamente, cuyo objetivo es el bombeo del
agua desde la salida del separador en superficie hasta las arenas
elegidas como receptoras del agua a inyectar en el pozo R-467st.
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2 Capítulo 4
R-853
R-858
R-467st
R-455
R-446
R-443
Caso 3Caso 3
1483 mts
Inyección de químicaClarificante
Separador Trifásico
Bomba reciprocante 3 pistones
Agua tratadaCrudo y gas
Agua, crudo, gasPozo Activo MiocenoPozo activo Eoceno
R-439
R-416
R-860R-849
R-859
R-815
R-431
R-834
Pozo Inyector
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2 Capítulo 4
103
Costo del proyecto para Pozo R-467st
5 Ñ OS R - 45
4 Ñ OS R - 45
3 Ñ OS R - 45
2 Ñ OS R - 45
1 a ñ oR - 45
Tiempo inyecc ó nPoz
R -455 Pozo Separador Trifásico 250.000$ Bomba Reciprocante 200.000$
Tubería
Total 484.650$
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2 Capítulo 4
104
DISEÑO DE TRATAMIENTO DE AGUA E INYECCIÓN AL POZO R - 455
• Se propone inyectar el agua de los pozos R-853 y R-858 cuyo caudal
es de 200 bls/d en el pozo R-455 por las arenas de Santa Bárbara (RB2)
e Icotea las cuales reciben la mayor cantidad de agua según los
resultados de la prueba de inyectividad.
• Se construirá una Planta de tratamiento de agua la cual consta de una
bomba centrífuga instalada en el pozo R-853, la cual aplicará el producto
químico clarificante y se mezclará con el flujo de crudo, agua y gas hasta
llegar a la locación R-455, un separador trifásico y una bomba
reciprocante.
• Es necesario instalar una línea paralela de 786 mts desde la línea de 4”
de la avenida 32 la cual pasa por frente de la locación R-446 hasta la
locación 455 a través de la calle San Félix 2 del barrio José Félix Rivas,
le permitirá el transporte de Petróleo, agua, gas y química desde el pozo
R-853.
• Se instalará en la locación R-455 un separador especificado
técnicamente, el cual tiene capacidad para manejar el volumen de
líquido y gas, el cual proviene del pozo R-853 junto con la química
aplicada. Este equipo tendrá como función separar el agua del Petróleo,
cuya agua tiene una cantidad de crudo menor a 3.1PPM debido esto a la
aplicación de la química clarificante CLA-SP-03 con una dosis de 60
PPM y la agitación a la cual es sometida por la longitud recorrida.
• La salida de petróleo y gas del separador se conectará con la línea de
transporte los crudos de los pozos R-815, R-152, R-453, R-460 la cual
llega hasta la estación recolectora L2.
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2 Capítulo 4
105
• Se instalará una bomba reciprocante en la locación R-455 de tres
pistones especificada técnicamente, cuyo objetivo es el bombeo del
agua desde la salida del separador en superficie hasta las arenas
elegidas como receptoras del agua a inyectar en el pozo R-455.
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2 Capítulo 4
R-853
R-858
R-467st
R-455
R-443
Caso 4Caso 4
Inyección de químicaClarificante
Separador Trifásico
Bomba reciprocante 3 pistones
Agua tratadaCrudo y gas
Agua, crudo, gas
R-416
R-860R-849
R-466
R-439R-834
R-859
R-815
R-431
Pozo Activo MiocenoPozo Activo EocenoPozo Inyector
DERECHOS RESERVADOS
tulo 2 Capítulo 4
Costo del proyecto para Pozo R-455
5 Ñ OS R - 45
4 Ñ OS R - 45
3 Ñ OS R - 45
2 Ñ OS R - 45
1 a ñ oR - 45
Tiempo inyecc ó nPoz
R -455 Pozo Separador Trifásico 250.000$Bomba Reciprocante 200.000$
Tubería
Total 567.99$
DERECHOS RESERVADOS
102
Conclusiones
1. Para el proyecto Piloto de inyección de agua del año 1953 era de gran
necesidad realizar pruebas de compatibilidad mezclando el agua del
lago de Maracaibo con las de los yacimientos del Mioceno para evitar
los taponamientos en la formación.
2. Una menor presión de inyección hubiese podido evitar fracturas de las
formaciones en el proyecto piloto de inyección de agua del año 1953.
3. De acuerdo al esquema estructural de fluido para el tope de RB2 el
arreglo de pozos inyectores – Productores del proyecto de inyección de
agua propuesto en el año 2003 no se encontraban completamente
aislado los limites este y oeste los cuales están marcados por fallas de
carácter sellante, mientras que en el norte y el sur se tienen fallas de
entre 40 y 50 pies de desplazamiento vertical.
4. Las pruebas de compatibilidad realizadas mezclando agua del Eoceno
con aguas del Mioceno y química clarificante CLA – SP – 03 no
mostraron ningún tipo de formación de precipitados, mostraron aguas
claras y una interfase definida desde la observación visual .
5. Las pruebas de botellas realizadas para evaluar el químico clarificante
mas optimo para el tratamiento de agua mostró que el producto
CLA – SP – 03 redujo el contenido de crudo en agua a 3 PPM de crudo
con una dosis de 60 PPm de tratamiento.
6. La localización ideal para la disposición de esta agua es la R-446 debido
a que el pozo se encuentra inactivo y esta tiene tamaño suficiente para
la instalación de los equipos seleccionados para la separación,
tratamiento y bombeo del agua.
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Adicionalmente no es necesario el tendido de tuberías que representa un
alto costo y reducción de problemas con las comunidades.
7. El agua no invadirá lo pozos productores mas cercano al Pozo Inyector
por un lapso de 5 años.
8. La caída de presión calculada para los posibles tendidos de tubería son
despreciables.
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Recomendaciones
1. Verificar la tendencia de las aguas a formación de precipitados de
sólidos, escamas y corrosión.
2. Se recomienda la aplicación del producto clarificante CLA – SP – 03
debido a la eficiencia que tiene sobre el agua de formación del pozo
R-853 en la eliminación de los ppm de crudo para efectos de inyección.
3. Utilizar la localización del pozo R-446 para la instalación de los equipos
seleccionados para la separación y el tratamiento de las aguas, debido
que esta es la más cercana y todas las líneas necesarias están
tendidas.
4. Reacondicionar el pozo R-446 para recibir agua para inyección.
5. Utilizar los equipos de separación y tratamientos de agua propuestos
debido a que su elección se hizo en base a criterios técnicos.
6. En caso de ser necesario el tendido de nuevas líneas de tubería, utilizar
las que la empresa tiene en su inventario en condición de
inspeccionada.
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