Inyeccion de Agua Final+Datos

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Universidad Mayor de San Andrés Producción Petrolera IV Carrera de Ing. Petrolera Inyección de Agua PRESENTACION Es para mi un verdadero placer poder hacer entrega de este trabajo, el cual fue realizado con mucho esfuerzo y dedicación. Una vez más quiero hacerle llegar querido Ing. Raúl Maldonado mis más sinceras felicitaciones por la labor que viene cumpliendo, ya que cada vez me deja mas convencido de la excelencia académica que tiene y también de la calidad humana que lo caracteriza. En este pequeño trabajo mostrare claramente todo lo concerniente a la inyección de agua, principalmente con la aplicación en nuestro país, ya que es de suma importancia que todos nosotros como estudiantes podamos conocer esta parte, ya que la inyección de agua es muy importante sobre todo cuando queremos realizar una explotación racional de nuestros hidrocarburos. Debemos tener muy claro todos estos conceptos, ya que como sabemos nosotros, encontraremos en el subsuelo al gas en primera instancia, seguido inmediatamente por el petróleo, para concluir con el agua, agua que si no es extraída mediante algunos métodos, como podremos ver en este trabajo, no será posible una extracción adecuada y racional de los hidrocarburos. Univ. Pérez Ortiz Gabriel Alejandro Pet-211 1

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PRESENTACION

Es para mi un verdadero placer poder hacer entrega de este trabajo, el cual fue realizado con mucho esfuerzo y dedicación.

Una vez más quiero hacerle llegar querido Ing. Raúl Maldonado mis más sinceras felicitaciones por la labor que viene cumpliendo, ya que cada vez me deja mas convencido de la excelencia académica que tiene y también de la calidad humana que lo caracteriza.

En este pequeño trabajo mostrare claramente todo lo concerniente a la inyección de agua, principalmente con la aplicación en nuestro país, ya que es de suma importancia que todos nosotros como estudiantes podamos conocer esta parte, ya que la inyección de agua es muy importante sobre todo cuando queremos realizar una explotación racional de nuestros hidrocarburos.

Debemos tener muy claro todos estos conceptos, ya que como sabemos nosotros, encontraremos en el subsuelo al gas en primera instancia, seguido inmediatamente por el petróleo, para concluir con el agua, agua que si no es extraída mediante algunos métodos, como podremos ver en este trabajo, no será posible una extracción adecuada y racional de los hidrocarburos.

El campo de la inyección de agua es bastante amplio, sobre todo si hablamos a nivel mundial, pero en este trabajo principalmente nos vamos a limitar a lo nacional, ya que se pudo obtener datos muy importantes que serán plasmados en dicho trabajo, ya que debemos conocer exactamente como futuros Ing. Petroleros los campo en los cuales se esta realizando la inyección de agua, para así poder tener una idea clara de lo que se quiere mostrar y aprender.

Vamos a poder ver en este trabajo una serie de datos y parámetros muy importantes que nos van a ayudar a poder inclusive a pensar en una tesis al respecto, tomando en cuenta que hay pocos campos que están produciendo por inyección de agua en la actualidad y seria de mucha utilidad que podamos ponernos al tanto de esa información, para así poder ayudar y aportar con información valiosa a otros campos para que estos también opten por la inyección de agua, y vean de esta manera los beneficios que esta trae.

1.- INTRODUCCION

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Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamientoy una gran extensiòn areal. a fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productoresMétodo de recuperación de hidrocarburos a partir de una formación subterránea porosa portadora de hidrocarburos, caracterizado porque comprende las etapas de:

(a) Alimentar una primera corriente que comprende un agua de alta salinidad a un primer lado de una membrana semipermeable de al menos una unidad de ósmosis directa de una planta de desalinización, y alimentar una segunda corriente que comprende una solución acuosa de un soluto separable a un segundo lado de la membrana semipermeable, en donde la concentración de soluto de la solución acuosa del soluto separable es suficientemente más grande que la concentración de soluto del agua de alta salinidad, de manera que el, agua pasa a través de la membrana semipermeable desde el agua de alta salinidad a la solución acuosa del soluto separable para formar una solución acuosa diluida del soluto separable;

Figura 1: Ciclo operativo para la inyección de aguaFuente : Ministerio de Hidrocarburos

(b) Extraer una tercera corriente que comprende una salmuera concentrada y una cuarta corriente que comprende una solución acuosa diluida del soluto separable desde el primero y segundo lados respectivamente de la membrana semipermeable de la unidad de ósmosis directa;

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(c) separar sustancialmente el soluto separable de la cuarta corriente que comprende la solución acuosa diluida del soluto separable, para formar una corriente de agua de baja salinidad que tiene un contenido total en sólidos disueltos menor de 5.000 Ppm;

(d) si es necesario, aumentar la salinidad de la corriente de agua de baja salinidad a un contenido total en sólidos disueltos de al menos 200 ppm, con preferencia al menos 500 ppm;

1.1.- Inyección de agua

La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros año de 1980, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción.

Figura 2 : Esquema de una planta con inyección de aguaFuente : Energy Press

Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciable impacto en la producción de petróleo del Campo Bradford. El primer patrón de flujo, denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo, a medida que aumentaba la zona invadida y que los pozos productores que la rodeaban eran invadidos con agua, estos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente circular más amplio. Este método se expandió lentamente

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en otras provincias productoras de petróleo debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operadores estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena. Además, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrollo la inyección de gas, generándose en algunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos métodos.

En 1921, la invasión circular se cambio por un arreglo en línea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una línea igual de pozos inyectores. Para 1928, el patrón de línea se reemplazo por un arreglo de 5 pozos. Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección. En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de recuperación secundaria, constituyéndose en el proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo extra. Hoy en día, mas de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.

1.1.2.- Tipos de inyección

De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes.

1.1.2.1.- Inyección periférica o externa.

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua petróleo.

Características.

1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y7o la estructura del mismo favorece la inyección de agua.

2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.

Ventajas.

1. Se utilizan pocos pozos.

2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande.

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3. No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión de agua.

4. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. En este tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la última fila de pozos productores. Esto disminuye los costos de las instalaciones de producción de superficie para la separación agua-petróleo.

Desventajas.

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

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

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

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

5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento, y por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo.

1.1.2.2.- Inyección en arreglos o dispersa.

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores.

Características

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

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

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3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores

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

Ventajas.

1. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector es pequeña.

Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.

2. Rápida respuesta del yacimiento.

3. Elevadas eficiencias de barrido areal.

4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.

5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.

6. Rápida y respuesta de presiones.

7. El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.

Desventaja.

1. En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores.

2. Es más riesgosa.

3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos.

Es importante señalar que la práctica de arreglos geométricos regulares para ubicar los pozos inyectores es algo que cada día se usa menos, ya que con los avances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las características de flujo y la descripción sedimentalógica.

Es posible ubicar productores e inyectores en forma irregular, pero aprovechando al máximo el conocimiento de las característica del yacimiento y optimizando el numero de pozos.

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2.- OBJETIVOS 2.1.- Objetivo General

El objetivo principal que se pretende alcanzar con este trabajo es el de poder dar a conocer las principales características de los campos que se encuentran produciendo sus campos mediante la inyección de agua, donde nuestro margen de análisis estará dirigido principalmente a lo que es nuestra querida patria Bolivia.

2.2.- Objetivos Específicos

Dar a conocer la ubicación de los campos productores donde se aplica recuperación secundaria por inyección de agua.

Mostrar el número de pozos en cada campo con inyección de agua, así como las fuentes de abastecimiento de agua para la inyección de los campos.

Encontrar las capacidades de las plantas, así como el control de calidad del agua para la inyección, es decir sus características.

Conocer los volúmenes y presiones de inyección de los campos que se encuentran produciendo por inyección de agua.

Mostrar un proyecto piloto de inyección de agua, así como el rendimiento.

Poder analizar los caudales de recuperación en los campos de aplicación.

Consolidar los conocimientos de toda el área de la producción, para que de esta manera podamos darle un mejor y adecuado enfoque a la realización de este trabajo en cuanto a la inyección de agua.

3.- FUNDAMENTO TEORICO

3.1.- Definición

En un campo petrolero explotado en su totalidad, los pozos pueden perforarse a una distancia de entre 50 y 500 metros, según la naturaleza del yacimiento. Si se bombea agua en uno de cada dos pozos, puede mantenerse o incluso incrementarse la presión del yacimiento en su conjunto. Con ello también puede aumentarse el ritmo de producción de crudo; además, el agua desplaza físicamente al petróleo, por lo que aumenta la eficiencia de recuperación. En algunos depósitos con un alto grado de uniformidad y un bajo contenido en

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arcilla o barro, la inundación con agua puede aumentar la eficiencia de recuperación hasta alcanzar el 60% o más del petróleo existente. La inyección de agua se introdujo por primera vez en los campos petroleros de Pennsylvania a finales del siglo XIX, de forma más o menos accidental y desde entonces se ha extendido por todo el mundo.El movimiento del agua estimula el desplazamiento del petróleo y afecta el barrido vertical y areal, determinando de ese modo el factor de de recuperación de petróleo de un campo.

Si bien el agua a menudo se considera un problema, el agua buena es crítica para el proceso de producción de petróleo. El agua mala, por el contrario es agua que aporta poco valor a la operación de producción.El primer paso en lo que respecta al manejo del agua es la evaluación y el diagnostico del sistema de

agua. Debido a la complejidad de este sistema, la Figura 3 : Volúmenes porales de agua definición del problema suele ser la parte mas complicada del proceso.

Figura 4: Origen del agua y mezcla con el petróleoFuente : Ministerio de Hidrocarburos

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El agua forma parte integrante y a menudo necesaria, del proceso de producción. Durante la producción el petróleo es barrido del yacimiento y es reemplazado por agua natural o inyectada. Este proceso raramente es uniforme. La heterogeneidad de la formación puede conducir a al incursión prematura de agua y a problemas relacionados con el agua de fondo. Los pozos de producción e inyección son vigilados rutinariamente y manejados para minimizar la relación agua/petróleo, maximizar la eficiencia de barrido vertical y optimizar la producción de petróleo.

Los sistemas de superficie pueden ser complejos y deben ser diseñados para manejar y tratar los volúmenes de agua que entren y salen del sistema de producción. La calidad del agua es controlada y vigilada rutinariamente.

Las arenas petrolíferas son barridas por el agua, desplazando al petróleo y generando su flujo. No obstante, el agua se convierte en problema cuando el volumen de petróleo producido que se lleva a la superficie disminuye y los sistemas de tratamiento del agua en superficie se sobrecargan. Al generarse en la superficie mas agua que la necesaria para el proceso de reinyección, el tratamiento y la eliminación de este exceso de agua producida se suma a los costos de producción de petróleo.

Figura 5: Formación de agua en el ReservorioFuente: Practicas de campo Pcam-079

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3.2.- Formación del agua en el Reservorio

El descubrimiento del petróleo en los diferentes campos pertenecientes a una nación es actualmente una de las bendiciones más grandes que se pueden recibir. Nuestra Patria Bolivia ha sido bendecida de gran manera con estas riquezas de índole energético.

Figura 6: Tipos de yacimiento en la formación de aguaFuente : Wikipedia

La responsabilidad de la explotación de nuestros recursos hidrocarburíferos recayó durante mucho tiempo en las manos de nuestra empresa estatal YPFB, la cual estaba encargada de velar por la adecuada explotación y maximización de los volúmenes de hidrocarburos recuperables del subsuelo.

No es sino hasta cursar materias de especialización como “Recuperación Mejorada” que se entiende que es lo que ocurrió con nuestros campos tradicionalmente productores y el porqué de su pronto “agotamiento” y su “resurrección” a manos de empresas extranjeras luego de la tan mentada Capitalización de YPFB.

Los campos productores de Hidrocarburos presentan dos etapas fácilmente diferenciables durante toda su vida:

La etapa de Recuperación Primaria que comprende la explotación por Flujo Natural o descompresión de los fluidos contenidos en el interior de la corteza terrestre1, y una vez llegado un punto en que la energía de dichos fluidos es insuficiente para que los mismos alcancen la superficie “por si solos” se acude a métodos de bombeo artificial dándose un tiempo de explotación conocido como Producción por Métodos Artificiales 2 . Durante esta primera etapa pueden surgir problemas con las formaciones productoras los cuales

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son atendidos mediante intervenciones o reacondicionamientos de los pozos y la utilización de técnicas adecuadas3.

La Etapa de Recuperación Secundaria la cual da comienzo cuando los métodos artificiales de producción llegan a ser insuficientes para propiciar un flujo de los hidrocarburos. Esta etapa está comprendida por los Métodos de Inyección de Gas, Agua, Fluidos miscibles y Polímeros4. Dichos métodos consisten en “empujar” los fluidos hidrocarburíferos remanentes en el Reservorio luego de la etapa de Recuperación primaria con la inyección de otros materiales para llenar así el espacio poral vacío dejado por el desalojo de los fluidos en la primera etapa.

Al final de la primera etapa de explotación o Recuperación Primaria, ocurre que en la mayoría de los yacimientos queda atrapado bajo tierra un volumen considerable de hidrocarburos que no tienen la energía suficiente para salir ni por flujo natural ni para ser bombeados por métodos artificiales, dicho volumen llega a ser en algunos casos superior al 50% de las reservas totales del yacimiento.

Tenemos entonces un panorama que exige la aplicación de los métodos de Recuperación Secundaria para poder explotar ese gran volumen remanente en el Reservorio. Es por este motivo que en la mayor parte (sino en todos) los grandes yacimientos del mundo se aplican desde hace mucho tiempo métodos de inyección ya sea de agua, gas u otros fluidos para poder explotar la mayor cantidad posible de hidrocarburos.

Surge de este sencillo análisis la conclusión de que nuestros campos tradicionalmente productores no llegaron a agotarse en ningún momento, sino que no se realizó una evaluación seria de las reservas que contenían, y de esa forma se realizó solamente una explotación primaria de los mismos, dejando volúmenes considerables entrampados en el interior de los reservorios. Al llegar las empresas extranjeras, lo único que hicieron en muchos casos fue aplicar técnicas de Recuperación Secundaria y así aprovecharon y siguen aprovechando esos grandes volúmenes dejados atrás por nuestra empresa estatal.

Queda de esta manera, y por demás, establecida la importancia que tienen los métodos de Recuperación Secundaria para la adecuada explotación de los campos hidrocarburíferos. Es cierto que por tratarse de proyectos multidisciplinarios, las malas decisiones tomadas para la explotación de nuestros campos tradicionales pudieron haber tenido orígenes en el análisis de los yacimientos o apreciación de las Reservas, pero debemos aceptar nuestra responsabilidad para que esta situación no vuelva a ocurrir, ya que debemos

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aprovechar al máximo todos los recursos con los cuales nuestra tierra ha sido bendecida para así, propiciar su desarrollo.

La recuperación asistida es generalmente considerada como la tercer o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, en ciertos casos se la considera como una producción terciaria. El primer paso o etapa inicial del procesamiento del petróleo comienza con el descubrimiento del yacimiento, utilizando los mismo recursos que la naturaleza provee para facilitar la extracción y la salida del crudo a la superficie (generalmente se utiliza la expansión de los componentes volátiles y/o el pumping o bombeo forzado para removerlo hacia la superficie.

Figura 7 : Instalaciones de Recuperación de AguaFuente: Practicas de campo Vibora Pcam – 046

Cuando se produce una considerable disminución de esta energía, la producción declina y se ingresa en la etapa secundaria donde energía adicional es administrada al reservorio por inyección de agua. Cuando la inyección de agua deja de ser efectiva por la evaluación entre una pequeña extracción de crudo y un elevado costo de la operación, se considera de mayor provecho el tratamiento del pozo. Se inicia en este punto el tratamiento terciario o recuperación asistida del pozo de petróleo. El pozo se encuentra en la etapa final de su historia utilizable y por lo tanto se comienza a entregarle al mismo energía química y térmica con el fin de aprovecharlo y recuperar al máximo la producción. Actualmente el desarrollo de la técnica de recuperación permite aplicar este método en cualquier momento

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de la historia útil del pozo, siempre y cuando sea obvia la necesidad de estimular la producción.

El total de la producción de petróleo, combinando el proceso o etapa primaria y secundaria es del orden del 40 % respecto dela cantidad original de materia prima en el lugar. Por eso, la recuperación asistida es de trascendental importancia en el trabajo con el pozo para aprovechar al máximo el rendimiento económico y útil del mismo.

Antes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe recoger tanta información como le sea posible acerca del pozo y del estatus y de las condiciones de saturación del reservorio. Este estudio se realiza mediante ensayos que involucran técnicas analíticas y geológicas acerca de la morfología del terreno. Toda esta cadena de información fundamenta las bases racionales para la predicción de reservas recuperables de petróleo mediante las distintas técnicas que puede involucrar una recuperación asistida. Los procedimiento de recuperación involucran la inyección de compuestos químicos disueltos en agua, inyección de gases miscibles en alternación con las aplicaciones de agua, la inyección de las denominadas micellar solutions (que son microemulsiones compuestas por sulfactantes, alcoholes y aceites crudos.), la inyección de vapor, y la combustión in-situ.

Figura 8 : Desplazamiento del petróleo por el agua en un canal de flujoFuente : www.elaguavital.com

En principio los pozos de hidrocarburos producen de manera natural gracias a la energía interna del yacimiento hasta llegar a un punto en el que la energía presente en el yacimiento es menor a la necesaria para llevar el crudo hasta la superficie, por lo que es necesario implementar métodos secundarios de producción o recuperación con el fin de mantener el pozo produciendo a una taza fija y aumentando el factor de recobro del yacimiento. El método de recuperación por bombeo de agua es uno de estos metidos y por lo general la

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inyección de agua se realiza por medio de pozos llamados inyectores que se pueden encontrar en medio de varios pozos productores o al rededor de ellos con el fin de facilitar el desplazamiento de crudo por el medio poroso hasta el pozo y posteriormente hasta la superficie.

Figura9: Sección esquemática de Inyección de AguaFuente: Energy Press

La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente

de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas

superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al

intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de

petróleo en los pozos vecinos. En esa época se pensó que la función principal de

la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino

hasta los primeros año de 1980, cuando los operadores notaron que el agua que

había entrado a la zona productora había mejorado la producción.

En 1921, la invasión circular se cambio por un arreglo en línea, en el cual

dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una línea igual

de pozos inyectores. Para 1928, el patrón de línea se reemplazo por un arreglo de

5 pozos. Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió

rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección. En la actualidad, es el

principal y más conocido de los métodos de recuperación secundaria,

constituyéndose en el proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo

extra. Hoy en día, mas de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a

la inyección de agua.

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3.3 INYECCION DE AGUA

La inyección de agua tiene origen en el año 1865, curiosamente se produjo

de forma accidental cuando el flujo de, agua de acuíferos poco profundos

relacionados a yacimientos y acumulaciones de aguas superficiales, a través de

las formaciones petrolíferas penetraba hasta el intervalo productor en los pozos

que ya se habían perforado y aumentaba la producción de pozos vecinos.

Cabe destacar que hoy en día mas de la mitad de la producción mundial de

petróleo se logra gracias a la inyección de agua, siendo este el principal método de

recuperación secundaria. En la formación básicamente lo que ocurre es lo

siguiente, como se puede observar en la figura:

Figura 10: Migración del agua en el petróleo

Fuente: Wikipedio.org

El agua proveniente de un pozo inyector penetra entre los poros de la roca

saturada con petróleo y lo empuja hacia las zonas de menor presión, es decir

hacia el pozo productor. De esta forma se logra la producción a través de la

inyección de agua.

Figura 11: Post Flujo de polímetros en el agua

Fuente: www.aguanet.com

Profundizando mas en el tema, se puede resaltar que la inyección de agua puede

llevarse a cabo de dos formas de acuerdo con la posición de los pozos inyectores

y los productores:

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a) Inyección Periférica: este método consiste en la inyección de agua en el

área externa de la zona de petróleo a través de pozos inyectores cuya

profundidad debe ser la adecuada para que el agua sea añadida al acuífero

relacionado al yacimiento y de esta forma aumentar su influencia en la

producción como se muestra en la siguiente gráfica:

Figura 12: Yacimiento anticlinal de un pozo inyector

Fuente: Wikipedia

Este tipo de inyección se realiza cuando no se tiene una buena descripción

del yacimiento, por esta razón presenta varias desventajas como la incapacidad de

realizar un seguimiento detallado del flujo de la invasión, el lento proceso invasión-

desplazamiento y en el peor de los casos el método puede fallar por no existir una

conexión adecuada entre la periferia y la zona de petróleo.

Por otro lado presenta varias ventajas como la mínima cantidad de pozos

usados puesto que viejos pozos pueden ser usados como inyectores recudiendo

así la inversión económica, además de la excelente relación de producción

petróleo-agua que se logra si existe una conexión adecuada entre la periferia y la

zona de petróleo.

Características.

1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y7o la

estructura del mismo favorece la inyección de agua.

2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.

Ventajas.

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1. Se utilizan pocos pozos.

2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar

pozos productores viejos como inyectores.

Esto disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma

irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande.

3. No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de

invasión de agua.

4. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. En

este tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que el

agua llegue a la última fila de pozos productores.

Esto disminuye los costos de las instalaciones de producción de superficie para la

separación agua-petróleo.

Figura 13: Inyector de agua en campo

Fuente : Ministerio de Hidrocarburos

Desventajas.

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

2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como si es

posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos.

3. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central

del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de

yacimientos.

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

del yacimiento.

5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento, y por lo tanto, la recuperación

de la inversión es a largo plazo.

b) Inyección Dispersa: este método consiste en la inyección de agua dentro de la

zona de petróleo, generando así el desplazamiento de los fluidos presentes en el

área hacia los pozos productores que están posicionados en arreglo geométrico

con respecto a los inyectores como se muestra en la siguiente gráfica:

Figura14: Pozo de InyecciónFuente: Blog del petróleo

El arreglo de pozos tanto productores como inyectores dependerá de los

límites del yacimiento así como de propiedades tales como permeabilidad y

porosidad que presente el mismo.

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Este método presenta una serie de ventajas bastante interesantes como la

rápida respuesta a la estimación del yacimiento, volumen considerable de petróleo

recuperado en poco tiempo y el fácil control y seguimiento del flujo de invasión en

la formación.

Pero como todo método también tiene sus desventajas, la principal es la

considerable inversión económica que requiere debido a la cantidad de pozos

usados, además de mayor requerimiento de recursos humanos puesto que se

debe tener un mayor control y seguimiento en todo el proceso.

Característica.

1. La selección del arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento, de la

continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del numero y

posición de los pozos existentes.

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

extensión areal.

3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre

los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores

interespaciados.

En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos,

similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.

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Figura15: Inyección de agua en un arreglo de 5 pozos

Fuente: Blog del petroleo

Ventajas.

1. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos

buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos,

debido a que la distancia inyector es pequeña. Esto es muy importante en

yacimientos de baja permeabilidad.

2. Rápida respuesta del yacimiento.

3. Elevadas eficiencias de barrido areal.

4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.

5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.

6. Rápida y respuesta de presiones.

7. El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.

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Desventaja.

1. En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor

inversión, debido al alto número de pozos inyectores.

2. Es más riesgosa.

3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de

recursos humanos.

Es importante señalar que la práctica de arreglos geométricos regulares

para ubicar los pozos inyectores es algo que cada día se usa menos, ya que con

los avances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las

características de flujo y la descripción sedimentalógica, es posible ubicar

productores e inyectores en forma irregular, pero aprovechando al máximo el

conocimiento de las característica del yacimiento y optimizando el numero de

pozos.

Figura 16 : El pozo de Inyección y producciónFuente : Blog del Petróleo

El procedimiento químico general de una recuperación asistida se ilustra en la figura 17, utilizando el método específico de polímeros alcalinos. Por lo

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general ,la introducción de productos químicos a un pozo se encuentra precedidas por un preflush (esto consiste en la inyección de agua de baja salinidad o de contenidos salinos determinados por adición a la misma de cantidades específicas.

Figura 17: Recuperación asistida para inyección de aguaFuente : Oil reservoir and energy

Los aditivos químicos son del tipo de detergentes (generalmente petróleosulfonados.), polímeros orgánicos (para incrementar la eficacia del removido en un reservorio heterogéneo.) y micellar solutions.

La solución alcalina u otras soluciones son inyectadas luego de que se halla realizado el preflush del pozo.

Dicha inyección se halla proseguida por la inyección de una solución de polímeros (usualmente un poliacrilamida o polisacárido) para incrementar la viscosidad del fluido, ganar espacio y minimizar pérdidas por dilución o channeling.

Finalmente, la salinidad del agua adicionada que siga a la inyección del polímero es aumentada respecto de la concentración normal que caracterizan a los fluidos petroquímicos.

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Figura 18: Inyección de agua a los pozos productoresFuente: Wikipedia.org

3.4.- PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUA PARA INYECCIÓN

Como ya se estableció con anterioridad, las técnicas de recuperación mejorada o secundaria de hidrocarburos se utilizan para propiciar la extracción de volúmenes de hidrocarburos que quedaron atrapados en el seno terrestre luego de que una parte de las reservas originales fuesen producidas mediante flujo natural.

Para la aplicación de los proyectos de inyección de agua o gas correspondientes a la etapa de recuperación secundaria del yacimiento se deben tener en cuenta muchos factores que influyen en el diseño y selección de la técnica de aplicación a un campo individual, y es más, a un Reservorio o formación específica dentro del campo.

Además se debe mencionar que en los reservorios con gran producción de agua se deberá implementar un nuevo método de producción de agua implementando nuevas tecnología y metodologías útiles a la hora de realizar los cálculos de volúmenes y presiones de inyección.

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Figura 19 : Distribución de capas en la inyección de aguaFuente : BP production

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

Figura 20: Diagrama de procesos de InyecciónFuente : BP Production

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Luego de analizada la factibilidad del proyecto de Recuperación Mejorada, se procede al análisis de la parte técnica del mismo. Se observan los distintos parámetros petrofísicos del campo y del reservorio y se realiza, casi como una obligación, un nuevo modelo geológico del campo para facilitar su evaluación.

Cuando, después de haber dado los pasos pertinentes, se decide realizar una inyección de agua 5 al reservorio, se entra en una de las fases más importantes del proyecto, la cual consiste en el diseño de la planta donde se tratará el agua a ser inyectada al yacimiento, para adecuar sus propiedades a

aquellas de la Roca, este proceso contempla un análisis del agua de formación originalmente entrampada junto al petróleo en el subsuelo y que fue producida junto con el mismo, luego se tendrán parámetros de densidad, salinidad, etc. y se tratará que el agua “nueva” que proviene de otras fuentes y servirá para la inyección, se parezca lo más posible en sus propiedades al agua original o cognata.

Este trabajo se lo realiza con motivo de evitar posibles daños que se pueda ocasionar a la formación al ser incompatible el agua inyectada con los minerales que conforman dicha formación y para tratar de maximizar la efectividad de desplazamiento de hidrocarburos con la inyección del agua. En algunos depósitos con un alto grado de uniformidad y un bajo contenido en arcilla o barro, la inundación con agua puede aumentar la eficiencia de recuperación hasta alcanzar el 60% o más del petróleo existente.

Figura 21: Inyección de agua en pozos productoresFuente: La energía del mundo.com

5

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El objeto de una planta de inyección de agua (PIA) es suministrar el agua necesaria para realizar la recuperación secundaria de los pozos en donde se observa una declinación en la producción.

Se deberá tener una fuente de agua de suficiente volumen para proveer las cantidades adecuadas y calculadas para la inyección. Estas fuentes pueden ser pozos de agua especialmente perforados para el propósito o cuerpos de agua superficiales (ríos, lagos), sin embargo la utilización estos últimos implica un estudio cuidadosos de Impacto Ambiental.

Ocurre a veces que el agua que se encuentra en los pozos de agua no tiene la suficiente fuerza para salir por si sola del seno terrestre, entonces se puede optar por inyectar gas al reservorio acuífero con el propósito de hacerlo fluir. Se tendrá en cuenta que si se opta por esto, se deberá luego transportar el agua hasta un sistema de separación gas – agua antes de realizar el tratamiento de la misma en la planta propiamente dicha.

Figura 22: Flujo de estratos en la inyección de aguaFuente : Energy Press

Una vez que se cuenta con la fuente o fuentes de suministro, el próximo paso es determinar el tipo de tratamiento que ha de ser aplicado al agua. La eficiencia del tratamiento del agua, y consecuentemente, la calidad del agua empleada, depende directamente de la clase de equipo, de la manera que en el que este es utilizado y de las substancias químicas empleadas en el tratamiento.

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Por tanto, es esencial conocer aspectos relacionados con el diseño y operación de la futura planta de tratamiento.

3.5.- Diseño y Operación de la Planta de Tratamiento de Agua

El adecuado diseño de la planta en la que el agua tiene que ser tratada para la inyección al subsuelo y el método de operación de esta planta, determinará grandemente el éxito de un proyecto de inyección.

Figura 23 : Sistema de inyección inversaFuente : Energy Press

Generalmente, las plantas de simple diseño (sistemas cerrados) son mas adecuados para el tratamiento de aguas de campos petrolíferos, por su relativamente bajo costo original y porque el mantenimiento y supervisión son menores que los requeridos son una planta de diseño mas complejo (sistemas abiertos).

Las diferencias en los requerimientos de una planta en la que el agua tiene que ser tratada para altas o bajas presiones son despreciables, a causa de los factores físicos y químicos básicos involucrados en los mismos. Así mismo no hay diferencias fundamentales en el diseño del equipo para el tratamiento de aguas dulces o saladas, excepto el hecho de que las aguas saladas son más corrosivas que las dulces.

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Figura 24 : Nueva tecnología BP para inyección de aguaFuente : BP Production

Los factores que se deben considerar y evaluar cuidadosamente en el diseño de una planta son:

Características del agua a ser tratada.

Calidad del agua tratada necesaria para lograra el objetivo deseado

Localización optima.

Capacidad de la planta.

Tipo de planta.

A continuación veremos unos pocos detalles relativos a cada punto señalado:

Características del Agua

Una evaluación cuidadosa se realiza, esta debería ser efectuada antes de que cualquier plan sea desarrollado para la construcción de la planta, o aun antes de que el tipo de planta sea determinado.

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Figura 25: Planta Convencional de inyección de aguaFuente: Ministerio de Hidrocarburos

Las muestras agua de la fuente principal de aprovisionamiento no deberían ser analizadas para detectar las cantidades aproximadas y el tipo de microorganismos presentes. La posibilidad de usar agua de un suministro auxiliara o de reserva debería ser también considerada, y las características de esta agua deben así mismo ser determinadas.

Deben considerarse los efectos de mezclar aguas y la consecuente y posible formación de compuestos insolubles que puedan obstruir la arena en el pozo o dentro de la formación petrolera. Así mismo, la posibilidad de corrosión causada por los varios constituyentes de las aguas.

El método mas simple y confiable para determinar la compatibilidad de dos o mas aguas, es mezclarlas y observar los componentes formados y los precipitados resultantes, para luego proceder al análisis de tales precipitados.

Calidad del Agua

Después de que las características del agua han sido determinadas, se debe considerar el tratamiento al que el agua debe ser sometida para obtener la calidad deseada.

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El tipo y la cantidad de gases disueltos son factores importantes. El agua puede contener bióxido de carbono, acido sulfhídrico y oxigeno. El problema mayor es el de la corrección. Los gases disueltos pueden ser eliminados por aeración y tratamiento químico, siendo muchas veces necesario el empleo de inhibidores de corrosión.

Si el acido sulfhídrico y el bióxido de carbono libre están presentes en apreciables cantidades, es necesario eliminar estos gases por aireamiento y tratamiento químico. El agua que contiene una alta cantidad de bióxido de carbono libre, pero no oxigeno ni acido sulfhídrico, puede ser inyectada a través de sistemas cerrados con resultados satisfactorios,; sin embargo, cuando el aire llega a introducirse en el sistema, la potencia corrosiva del bióxido de carbono será intensificada por la presencia de oxigeno. Muchas aguas superficiales que pueden ser usadas para la inyección están casi saturadas con aire. Esta agua deberían ser tratadas en sistemas abiertos para volverlas menos corrosivas y mas estables.

Figura 26: Planta convencional de tratamiento de inyección de aguaFuente: Evans & Nelson

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La materia suspendida debe ser eliminada por sedimentación o filtración. El agua puede incluir una variedad de materiales tales como: bario, estroncio, hierro y calcio, en solución con sulfatos, sulfuros carbonatos y radicales óxidos. Los compuestos mas problemáticos son los de hierro, principalmente en la forma de hidróxido férrico y sulfuro ferroso.

Cuando dos aguas son mezcladas en la superficie o en el subsuelo pueden causar la formación de compuestos insolubles, pudiéndose requerir el empleo de un equipo de tratamiento diseñado para eliminar dichos compuestos. Así por ejemplo, si contiene apreciable cantidad de bario o estroncio soluble y es mezclada con otra que tiene excesivos sulfatos solubles, sulfato de bario o estroncio insoluble será precipitado. Este hecho puede ocurrir en la planta de tratamiento, dentro del sistema de distribución e inyección, o en el yacimiento a menos que un ión sea separado antes de la inyección.

Una de las principales causas del taponamiento de los poros de la arena es la presencia de microorganismos en el agua de inyección, algas, bacterias y otras materias orgánicas introducidas o fomentadas dentro de un yacimiento petrolífero, pueden multiplicarse rápidamente hasta que los poros en la cara de la arena o dentro la formación sean parcialmente taponados, reduciendo de este modo la inyección del agua y la consecuente recuperación de petróleo.

El material suspendido es efectivamente eliminado por filtración. El crecimiento de las baterías puede ser controlado por la adición de agentes esterilizantes o bactericidas.

Localización de la Planta.

Los factores dignos de consideración en la selección del sitio para una planta de tratamiento son: adecuado espacio, proximidad a una fuente principal, y disposición de puntos de inyección.

El factor determinante en la selección de la ubicación de una planta es probable que sea la proximidad del suministro principal del agua, y no los puntos de inyección, que estarán, en lo posible, esparcidos razonable y uniformemente a través del área de inyección. Sin embargo, una planta situada cerca del centro del área puede ser mas económica, a causa del costo original mas bajo y del mantenimiento mas barato del sistema de cañerías.

El siguiente factor de importancia en la selección de la ubicación es la topografía del terreno. Un ahorro substancial en el costo original y

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en la operación y mantenimiento de la planta puede ser efectuado, minimizando el número de bombas, a causa de los efectos de la gravedad sobre el agua de la instalación.

Capacidad de la Planta.

Muchos proyectos de inyección de agua son iniciados como operaciones piloto y frecuentemente de 10 a 80 acres son desarrollados para la inyección. Si llega a ser evidente la inyección piloto es un éxito económico, el proyecto puede ser extendido al termino del periodo experimental, incluyendo la superficie total disponible y adecuada para la inyección.

Es económicamente impracticable emplear un equipo de tratamiento a toda su capacidad para una pequeña cantidad de agua requerida en una inyección piloto. En lo posible, el equipo debe tener la precisa capacidad para tratar y manejar el agua necesaria para la inyección piloto.

Cuando el proyecto es extendido al término de la operación piloto, el equipo original puede ser empleado agregando unidades Standard conforme se necesiten. Es una práctica enteramente económica utilizar los mismos filtros, bombas, tratadores, y otras unidades, durante todo el tiempo que dura el proyecto.

Tipos de Plantas

Después de que las características del agua a ser tratada han sido determinadas, la decisión será efectuada en cuanto a si se empleará un sistema de tratamiento abierto o cerrado.

Sistemas Cerrados.- Los sistemas cerrados pueden ser definidos como aquellos en los cuales la planta es diseñada para evitar el contacto del agua con el aire, impidiendo de este modo reacciones de oxidación-reducción, con la consecuente precipitación de sólidos y la subsiguiente solución de excesos atmosféricos de oxigeno en el agua.

En el sistema cerrado, el agua del suministro es descargada en un tanque de almacenamiento que tiene un sello de petróleo en el tope del agua o gas natural encima, la presión de agua es reducida a la atmosférica, permitiendo que parte de los gases escapen. Del tanque de almacenamiento el agua es bombeada a los pozos inyectores mediante bombas de alta presión.

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Figura 27: Producción de la fuente de Inyección de AguaFuente: Ministerio de Hidrocarburos

Cuando el agua del aprovisionamiento y la del yacimiento son compatibles y estables, y cuando el problema es solamente de filtración, separación y esterilización, entonces el sistema cerrado es usado sin peligro.

En este sistema todos los tanques, bombas, tratadores, y sistema de cañerías deben ser a prueba de escapes o filtraciones. Además, es bueno minimizar el número de unidades mecánicas y emplear un sistema de cañerías tan simple como sea posible.

Las ventajas de este sistema son la baja inversión inicial, el mantenimiento barato y la fácil operabilidad.

Sistemas Abiertos.- En estos sistemas, no se hace ningún esfuerzo para excluir el aire de la planta. Por el contrario, en la mayoría de tales plantas el agua es aireada intencionalmente para oxidar los compuestos ferrosos y manganosos a los estados de férrico y mangánico insolubles. Los gases acidificados disueltos son liberados, el valor del pH se eleva y la súper saturación de carbonatos del agua es reducida.

El agua procedente del suministro es introducida en un estanque de sedimentación, pasando previamente a través de un aireador. Para acelerar el proceso de sedimentación coagulantes son agregados: el alumbre combinado con bicarbonatos en el agua forma el hidróxido de aluminio, el cloruro férrico es usado como coagulantes cuando el bario esta presente; un álcali generalmente cal, puede ser añadido en cantidades controladas para que reaccione con el bióxido de carbono libre y los bicarbonatos, formándose precipitados de carbono, y por tanto estabilizándose el agua. Las substancias químicas son mezcladas con el agua mediante un alimentador dosificador en una cámara de mezcla. Esta cámara de mezcla esta situada entre el arreador y el estanque de sedimentación.

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H2O

Petróleo

De la Fuente Al pozo para inyección

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La coagulación efectiva reduce el tamaño del estanque de sedimentación requerido para la carga de agua dada. La adecuada dimensión del estanque de sedimentación, el uso efectivo de substancias

químicas, y la estratégica colocación de los tabiques, detienen el agua por suficiente tiempo como para que la mayoría de los sólidos suspendidos se asienten. Esto es de vital importancia, puesto que de no suceder así, se corre con el riesgo de que los filtros sean sobrecargados o no operen a su máxima eficiencia.

Del estanque de sedimentación el agua va hacia los filtros para completar el trabajo realizado en el estanque. Los filtros pueden ser del tipo rápido o a presión que son mas empleados o bien, estar constituidos por depósitos abiertos donde el agua fluye por gravedad. Típicamente el filtro esta rellenado con roca triturada, grava y arena o antracita.

Figura 28: Batería de producción campo CamiriFuente: Practicas de campo Chaco

Cuando los filtros llegan a ser taponados pierden su eficiencia y requieren un “relevado” para eliminar los residuos depositados.

El “relevado” es el proceso de invertir la dirección del flujo, bombeando agua desde el “tanque de agua tratada o limpia” (clear tank) hacia los filtros, para luego descargarla a un “estanque de relevado” (backwash pond) o estanque de sedimentación.

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El agua procedente de los filtros va por gravedad al “tanque de agua tratada o limpia”, donde es almacenada y luego bombeada a los pozos de inyección por medio de bombas de alta presión.

3.6.- Instalaciones de Recuperación de Agua

Figura 29: Plantas de inyección de agua de Caranda y PatujusalFuente : Practicas de Campo Chaco

Servipetrol/ Petrobras Bolivia

Instaló unidades de recuperación de vapores en Caranda, Bolivia a finales de este año.2,000 bopd; 40 gravedad API del crudo; presión del separador 50 psig

Estimación promedio de captura de gas por 141 Mcfd

Retorno anual de US$257,800 más el valor del condensado producido

Figura 30: Plantas de Tratamiento de Colpa y CarandaFuente: Practicas de Campo Chaco

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3.7.- Generación de agua bajo presión

Se da básicamente en la etapa de la explotación de yacimientos

Figura 31: Inyección de agua bajo presiónFuente: BP Production

Normalmente se inyecta algún fluido, gas o agua, para mantener la presión del yacimiento y aumentar la recuperación de aceite.

Figura 32: Inyección de agua en multietapasFuente: BP Production

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Figura 33: Pozos Inyectores de agua en BoliviaFuente: Practicas de Campo de Victor Chipana Kergua

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Figura 34: Planta de tratamiento de agua de InyecciónFuente: Prácticas de Campo de la Vertiente

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4.- UBICACIÓN DE CAMPOS PRODUCTORES DONDE SE APLICA LA RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA

Figura 35: Ubicación Geográfica de los campos de inyección de aguaFuente: Ministerio de Hidrocarburos

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Figura 36: Ubicación del campo YapacaniFuente: Ministerio de Hidrocarburos

5.- NUMERO DE POZOS INYECTORES DE AGUA EN CADA CAMPO

Empresa Andina

CAMPO Pozos inyectadosCAM Camiri Nuevo 17,58,72,82,16CCB Cascabel Nuevo 12LPN La Peña Nuevo 43T,45T,53T,54RGD Rio Grande Existente 20T,44,46,53,61SIR Sirari Existente 3L y C,8LTDY Tundy Nuevo 2,10-HVBR Vibora Existente 4C,5L,11L,12L,13T,17CYPC Yapacani Existente 10T,11T

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Empresa Chaco

CAMPO Pozos inyectadosCRC Carrasco Nuevo 12WHSR H Suarez R Nuevo 7W,10WVGR Vuelta Grande Existente 13S,14,16,19,21

Empresa Maxus

CAMPO Pozos inyectadosPLM Paloma Nuevo A31,X1,A61SRB Surubi Existente A1CSG,E1i,E2i,A3i,D3i,D4i,D5i

Empresa Perez company

CAMPO Pozos inyectadosCAR Caranda Existente 68CLP Colpa Existente 45,50,51

Empresa Andina

Campo La Peña

Pozo Tipo Pozo Sistema de Extracción

Presión Tubing

Presión Separador

LPÑ-56 Inyector - Agua

Gas Lift

LPÑ-044 INY Inyector - Agua

Gas Lift 1620 1800

PLÑ-045 Inyector - Agua

Gas Lift 0 1420

LPÑ-048 INY Inyector - Agua

Gas Lift 1590 1800

LPÑ-053 INY Inyector - Agua

Gas Lift 1760 1800

LPÑ-056 INY Inyector - Agua

Gas Lift 1760 1800

LPÑ-054 INY Inyector - Agua

Gas Lift 1605 1800

LPÑ-062 INY Inyector - Agua

Gas Lift 1790 1800

LPÑ-070 INY Inyector - Agua

Gas Lift 0 1800

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LPÑ-073 INY Inyector - Agua

Gas Lift 1700 1800

LPÑ-087 INY Inyector - Agua

Gas Lift 1540 1800

Campo Rio Grande

Pozo Tipo Pozo Sistema de Extracción

Presión Tubing

Presión Separador

RGD-024 INY Inyector - Agua

Surg. Nat. 0  

RGD-028 INY Inyector - Agua

  0  

Empresa Repsol – YPF

Campo Surubi

Pozo Tipo Pozo Sistema de Extraccion

Presion Tubing

Presion Separador

SRB-A1 SUMIDERO

Inyector - Agua

     

SRB-A3 SUMIDERO

Inyector - Agua

     

SRB-D1 Inyector - Agua

    12

SRB-I1 Inyector - Agua

     

SRB-I2 Inyector - Agua

     

SRB-I3 Inyector - Agua

     

SRB-I4 Inyector - Agua

     

SRB-I5 Inyector - Agua

     

SRB-BB-X102-LPT

SUMIDERO

Inyector - Agua

  0  

TABLA 1: ESTADO DE LOS POZOS CON PRODUCCION DE AGUAFuente : Ministerio de Hidrocarburos

A continuación señalaremos los resultados obtenidos en pozos donde se aplico el método de inyección de agua.

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a) Reservorio Cambeiti

Prácticamente no existe mantenimiento de presión, a excepción de un punto de presurización aislada sin incidentes en el sistema, el punto de presurización indicado corresponde más bien a un pozo nuevo perforado en el campo y cuyo rango de presión medida oscila en el intervalo de niveles previstos y encontrados al iniciar la producción natural de reservorio.No existe producción adicional de petróleo por efecto de la inyección de agua.

b) Reservorio Paloma

Se observo un mínimo mantenimiento de la presión la cual se debe mas que todo a la rehabilitación de pozos cerrados y que luego de ser reacondicionado muestra una leve mejoría por la energía natural acumulada. La inyección de agua a este reservorio no contribuyo a mejorar la recuperación adicional del crudo por no cumplir normas previstas en el modelo matemático de su diseño y al mismo tiempo debido a problemas de permeabilidad y heterogeneidad en este formación.

c) Reservorio Tatiqui

Se observo excesiva fluctuación en rangos propios de reservorios con baja relación de solubilidad por falta de represurización del sistema, que permite en algún modo atenuar dichas fluctuaciones de la RGP de producción, no existe mantenimiento significativo de ka presión del yacimiento.

El leve incremento en la producción del petróleo que se observa en la curva correspondiente se debe al pozo CAR-102T cuyo aporte era esencialmente acuífero lo cual anulaba el flujo relativo de la fase petrolífera proveniente de otras líneas de flujo.

d) Reservorio Surubi-BB

En este reservorio se inyecto primero gas, si bien existió una cierta estabilización de la presión de fondo la curva de producción mostró una fuerte caída sin opción a una posible recuperación adicional de crudo.

A continuación mostramos le historial de producción del campo Caranda:

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Producción Mensual Producción Acumulada Caudal diario

MES Pet Gas Agua RGP Agua % Pet Gas Agua Pet Gas Agua1987Ene. 60 70 1166 3865 2.5 2 2Feb. 70 81 1157 3935 2.6 2.5 2.9Mar. 2268 2258 1000 6223 4.9 74 74Abril 5566 5238 941 11789 10.1 185 1746Mayo 32766 30975 945 44555 41 1057 999Jun. 36713 33472 912 81273 47.5 1221 1116Jul. 44259 41342 934 125532 115.8 1428 1333Agos. 29509 31484 3801 1067 1.3 155041 147.3 402 952 1016 12Sep. 17754 19189 1080 172795 166.5 592 639Oct. 18555 21092 600 1137 3.1 19135 187.6 1001 598 680 19Nov. 16800 17996 594 1071 3.4 20815 205.6 1595 560 600 20Dic. 24759 29630 389 1197 7.5 232909 235.5 1984 799 955 121988Ene. 24462 25686 1490 0.105 5.7 257.371 261.0 3474 789 828 48Feb. 20531 23127 439 1127 2 277.902 284.1 3913 708 797 15Mar. 18903 10563 2148 296.805 324.7 610 1311Abril 19409 41069 2115 316.214 365.8 647 1369Mayo 37811 82607 2185 354.025 448.4 1220 26665Jun. 36467 79404 2177 390.492 527.8 1215 2647Jul. 37683 86187 287 428.775 614.0 1215 2780Agos. 32171 76266 2370 460.346 690.3 1038 2460Sep. 29570 77113 2608 489.916 767.4 986 2570Oct. 33017 78346 2370 522.963 845.7 1066 2527Nov. 28358 75454 2660 551.321 921.1 945 2515Dic. 31462 81426 2588 582.783 1002.6 3913 1015 26271989Ene. 27685 75576 2730 610.468 1078.2 893 2135Feb. 24673 73553 2980 635.141 1151.7 881 2627Mar. 21741 100696 3172 666.882 1252.4 1024 3248Abril 32960 103421 322 3138 1 699.842 1355.8 4235 1099 2447 11Mayo 31011 126893 1087 730.883 1482.7 1001 4093 35Jun. 26960 111037 1042 4123 3.7 757.559 1593.7 5477 897 301 21Jul. 25748 102797 661 3992 25 783.559 1696.5 5938 830 3315Agos. 22066 71901 3258 805.625 1768.4 712 2319Sep. 26359 87364 3314 831.987 1855.8 879 2912Oct. 26672 86366 3280 858.656 1942.2 860 2786Nov. 27314 89088 3261 885.97 2031.3 910 2670Dic. 26685 89105 3339 912.655 2120.4 5938 861 28741990Ene. 23613 82138 3474 936298 2202.5 763 2649Feb. 21643 19851 3689 957941 2282.3 773 3851Mar. 22164 83540 3769 980105 2365.8 715 2695

Univ. Pérez Ortiz Gabriel Alejandro Pet-21144

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Abril 23008 91095 3959 1003113 2456.9 767 3036Mayo 22737 85246 3749 1025850 2542.1 733 2750Jun. 20254 80281 3964 1046104 2622.4 675 2686Jul. 22705 74431 3278 1068809 2696.8 732 2401Agos. 21249 81772 3848 1090058 2778.6 675 2638Sep. 19572 75154 3839 1109630 2927.1 651 2505Oct. 19687 73436 3730 1129217 2778.6 635 2369Nov. 17906 65966 3684 1147223 2993.1 597 2198Dic. 16212 73230 4517 1163435 3066.5 5938 522 23621991Ene. 16606 80673 4858 1180041 3147.2 536 2602Feb. 12270 60773 4580 1193311 3208.0 474 2170Mar. 15135 7339 4849 1208446 3281.4 488 2367Abril 14286 67838 181 4748 1.2 1222732 3349.2 6119 476 2261 6Mayo 13207 65566 302 4964 2.2 1235939 3414.8 6421 426 2115 10Jun. 13143 65776 145 5004 1.1 1249082 3480.6 6566 438 2192 5Jul. 13615 71364 241 5242 1.7 1262697 3552.0 6801 439 2302 8Agos. 13122 75266 210 5736 1.6 1275819 3627.0 7017 423 2428 7Sep. 12697 68830 192 5420 1.5 1288516 3696.1 7209 423 2294 6Oct. 14543 37101 234 4614 1.6 1303059 3763.2 7443 469 2164 7Nov. 13305 67575 285 5079 2.0 1316364 3830.8 7728 443 2252 9Dic. 13081 70547 359 5393 2.7 1329445 3900.9 8087 422 2276 111992Ene. 12399 71228 381 5744 3.0 1341844 3972.1 8468 400 2298 12Feb. 12029 70402 444 5852 3.5 1353873 4042.5 8912 424 2427 15Mar. 12051 65331 453 5421 3.6 1365924 4107.5 9365 389 2107 15Abril 11410 63944 508 5607 4.3 1377334 4171.7 9873 380 2132 17Mayo 12096 66673 558 5511 4.4 1389430 4238.4 10431 390 2151 18Jun. 12327 66583 510 5401 4.0 1401757 4305.0 40941 411 2219 17Jul. 11872 66423 629 5594 5.0 1413629 4371.4 11570 393 2146 20Agos. 11783 63118 673 5356 5.4 1325412 4434.5 12243 380 2036 22Sep. 10360 58780 611 5673 5.6 1435772 4493.4 12854 345 1959 20Oct. 10106 55407 655 5483 6.1 1445938 4549.2 13509 326 1757 21Nov. 19008 55280 701 6136 7.2 1554946 4604464 14210 300 1842 23Dic. 18755 57790 903 6600 9.3 1463101 4662254 15113 282 1864 241993Ene. 18429 50497 904 6031 9.6 1472130 4713195 16107 271 1643 29Feb. 16639 49934 956 7524 12.5 1478767 1763132 16973 237 1783 34Mar. 19112 59912 1110 8424 13.5 1485879 1823044 18083 229 1932 35Abril 17003 57560 9320 8219 11.7 1492882 4880604 19013 233 1918 31Mayo 16519 65560 1225 10056 15.8 1499401 4946164 20238 210 2114 39Jun. 17164 75560 1444 10549 16.7 1506565 5021924 21682 238 1518 48Jul. 19125 93209 1805 10214 16.5 1515690 5114933 23487 294 3006 58Agos. 19617 82336 1514 8531 13.6 1525307 5197269 25001 310 2656 48Sep. 19026 60957 1513 7638 14.3 1534335 5266226 26514 300 2298 50Oct. 18031 67250 1466 7446 13.5 1543366 5333476 27980 291 2169 47

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Nov. 18333 64259 969 4711 10.4 1551699 5397735 28949 277 2141 32Dic. 18122 65141 2336 8020 22.3 1559821 5462876 31285 262 2101 751994Ene. 8789 66558 1077 7570 10.9 1568618 5529414 32365 283 2146 34Feb. 8050 56162 738 6976 8.4 1526660 5585576 33100 287 2005 26Mar. 8804 63659 1268 7230 12.5 1585464 5649235 34368 284 2053 40Abril 8216 67288 1304 7575 13.7 1593680 5711479 35677 273 2074 43Mayo 8835 85783 1377 9409 13.4 1602515 5797262 37054 285 2767 44Jun. 6933 79188 342 11421 4.7 1609448 5876450 37396 237 2639 11Jul. 7260 72849 1325 10031 15.4 1616708 5949299 38721 234 2346 42Agos. 7671 81528 1561 10628 17.0 1684379 6030827 40282 247 2629 50Sep. 6725 70711 995 10514 13.0 1631104 6101538 41277 224 2357 33Oct. 6148 74789 1300 12164 17.4 1637252 6176327 42577 198 2412 42Nov. 5957 71696 964 12035 14.0 1643204 6248023 43541 198 2389 32Dic. 6088 73631 1166 12094 16.0 1649297 6321654 44707 196 2375 371995Ene. 7364 74713 1251 10145 14.5 1656661 6396367 45958 237 2410 40Feb. 10068 78036 1737 7750 15.0 1666679 6474403 47695 359 2787 62Mar. 11043 94615 1731 8591 13.0 1677772 6569278 49426 356 3060 55Abril 11372 66335 1238 5833 10.0 1689144 6635613 50664 379 2211 41Mayo 10209 70908 1905 6945 15.7 1699353 6706521 52569 329 2287 61Jun. 7340 78538 2006 9059 15.5 1708023 6785059 54575 289 2618 67Jul. 7863 85767 1827 10653 15.5 1715886 6838826 56402 254 2702 59Agos. 7223 98697 1979 12003 16.4 1724109 6967526 58381 265 3184 64Sep. 7877 65319 7273 7466 12.0 1732897 7033142 59654 292 2187 42Oct. 10009 76987 1718 7692 14.6 1742906 7110129 61372 323 2483 55Nov. 9621 71895 1374 7473 12.5 1752527 7182024 62746 321 2396 46Dic. 9633 101801 1356 10505 12.3 1762160 7283225 64102 310 3264 431996Ene. 7693 119452 1204 15527 13.5 1769853 7402677 65306 248 3853 39Feb. 7395 105591 1157 14725 13.5 1777248 7511568 66463 255 3755 40Mar. 8411 109730 1966 13046 18.9 1785659 7621298 68429 271 3540 63Abril 8829 104265 2102 11809 19.2 1794488 7725563 70531 294 3475 70Mayo 8343 74826 2294 8969 21.5 1802831 7800389 72825 269 2414 74Jun. 8107 82248 2004 10145 19.8 1810938 7882637 74829 280 2742 67Jul. 8281 83299 2047 10059 19.8 1819219 7965936 76876 267 2687 66Agos. 8516 103157 1954 12113 18.7 1827735 8069093 78860 295 3328 63Sep. 8964 124672 2445 13908 21.4 1836699 8193765 81275 299 4156 81Oct. 8590 127856 2343 14186 21.4 1845289 8315621 83618 288 3931 76Nov. 7064 74782 2489 10556 26.0 1852373 8390403 86107 239 2493 83Dic. 5308 98696 2413 18594 31.2 1857681 8489099 88520 171 3184 781997Ene. 5339 86352 2576 16174 32.5 1863020 8575451 91096 172 3785 83Feb. 3213 81662 1984 25416 38.2 1866233 8657113 93080 115 2916 71Mar. 4606 73732 3056 16008 39.9 1870839 8730846 96136 149 2378 99Abril 5386 40236 2379 7470 30.6 1876225 8771081 98515 180 1341 79

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Mayo 6833 67053 2987 9873 30.4 1883058 8838134 101502 220 5163 96Jun. 6094 74435 3115 12223 33.8 1889152 8912613 104617 203 5483 104Jul. 6813 76692 2936 11257 30.1 1895965 8989311 107553 210 5474 95Agos. 6525 65379 3121 10018 32.3 1902490 9054681 110674 210 5109 101Sep. 4586 65459 14274 1907076 9120140 153 2182Oct. 6278 59940 77 9548 1.2 1913354 9180080 110751 203 1933 2Nov. 4261 42373 9937 1717618 9222453 142 1412Dic. 5105 51298 10048 1822723 9273751 165 16551998Ene. 4514 51454 39 11399 0.9 1927237 9325205 110790 146 1660 1Feb. 3889 43823 157 11268 3.9 1931126 9369028 110947 139 1565 0Mar. 5313 48526 317 11238 5.6 1936444 9417554 111264 171 1565 10Abril 4158 45037 254 10831 5.7 1940602 9462591 111518 139 1501 8Mayo 3400 39502 1159 11618 25.4 1944002 9505093 112677 110 1274 37Jun. 1337 6174 100 4618 6.9 1945339 9518267 112777 45 206 3Jul. 1298 4862 79 3746 5.7 1946637 9513130 112856 42 157 2Agos. 1138 5298 113 4691 9.1 1947765 9518438 112969 36 171 4Sep. 1198 3846 75 3218 5.9 1948960 9522274 113044 40 128 2Oct. 1205 2833 136 2351 10.1 1950165 9525107 113180 39 91 4Nov. 1221 3217 158 2635 10.8 1951386 9528324 113328 41 107 5Dic. 1045 3785 229 3622 18.0 1958431 9532109 113557 34 122 71999Ene. 1166 4202 214 3604 15.5 1953597 9536311 113771 38 135 7Feb. 906 2281 216 2518 19.2 1954503 9538592 113987 32 81 8Mar. 1100 3127 322 3115 22.6 1955603 9542019 117309 35 110 10Abril 691 3109 315 4499 31.3 1956294 9545128 114624 23 104 10Mayo 679 5028 453 7405 40.0 1956973 9550156 115077 22 162 15Jun. 618 4142 495 6702 44.5 1957591 9554295 115572 21 138 16Jul. 311 4503 747 14479 70.6 1957902 9558801 116319 10 145 24Agos. 380 5924 651 15589 63.1 1958282 9564725 116970 12 191 21Sep. 464 4180 765 9009 62.2 1958746 9468905 117735 15 139 25Oct. 264 7080 887 26818 77.1 1959010 9575985 118622 8 228 29Nov. 215 5136 859 23888 80.0 1959225 9582221 119481 7 171 29Dic. 3205 602 100.1 1959225 9584326 120083 103 19

Tabla 2: Estado de los pozos por cada mes y compañíaFuente: Ministerio de Hidrocarburos

Tabla3 : Ubicación de los pozos inyectados por inyección de aguaFuente: YPFB Andina

CAMPO Pozos inyectados

CAM Camiri Nuevo 17,58,72,82,16

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LPN La Peña Nuevo 43T,45T,53T,54

RGD Rio Grande Existente 20T,44,46,53,61

SIR Sirari Existente 3L y C,8L

TDY Tundy Nuevo 2,10-H

VBR Vibora Existente 4C,5L,11L,12L,13T,17C

YPC Yapacani Existente 10T,11T

6.- FUENTES DE ABASTECIMIENTO PARA LA INYECCION DE AGUA

Fuentes de abastecimiento

La planta de inyección de agua recibe el agua de producción de los separadores de inyección y los drenajes de las plantas de inyección, compresión y absorción para totalizar un volumen de líquido de 2100Bbl/día. Lo que hace la PIA es tratar esta agua (con algo de condensado y suciedades) y acondicionarla par su posterior envío a La Peña) donde se la reinyecta a pozo.

Figura 37: Fuente de abastecimientos de agua en el campo PalomaFuente : Practicas de Campo

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Existen en la actualidad 15 campos en los cuales se aplican métodos de Recuperación Secundaria:

1. Camiri2. Cascabel3. La Peña4. Río Grande5. Sirari6. Tundy7. Víbora8. Yapacaní9. Carrasco

En los 15 campos mencionados se llevan a cabo proyectos de inyección de Gas, Agua u otros fluidos, ya sea en proyectos piloto (Cascabel) o ya en aplicación total o parcial para ciertos reservorios de los campos.

Estos campos están bajo la jurisdicción de las empresas Andina, Chaco, Maxus y Perez Company.

Al realizar el presente trabajo se tropezó con ciertas dificultades ya que las autoridades entrevistadas6 nos dieron a entender que los datos con referencia a los proyectos de Recuperación Secundaria son manejados con extrema reserva; sin embargo se pudo acceder a algunos de los proyectos y se averiguaron los resultados que a continuación se presentan.

TABLA 4ESTADO DE LOS POZOS EN BOLIVIA POR COMPAÑÍA

CAMPOPOZOS

No. TOTAL PRODUCTORES CERRADOSINYECTORES GAS/AGUA

ANDINABOQUERON 3 0 3 0COBRA 2 0 2 0CAMIRI 166 23 138 5CASCABEL 14 0 14 1ARROYO NEGRO 3 1 2 0GUAIRUY 21 6 15 0LA PEÑA 83 18 59 4LOS SAUCES 3 2 1 0LOS PENOCOS 4 3 1 0PATUJU 3 0 3 0RIO GRANDE 80 34 40 5

6 Ing. Fernando Cuevas - Ministerio de Hidrocarburos

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SIRARI 16 10 4 3TUNDY 11 0 9 2VIBORA 34 18 10 7YAPACANI 18 9 8 2TOTAL ANDINA 461 124 309 29CHACOBULO BULO 9 4 5 0BUENA VISTA 9 0 9 0CARRASCO 12 4 6 1CAMATINDI 17 0 17 0H. SUAREZ R. 10 3 5 2KATARI 4 0 4 0KANATA 1 1 0 0LOS CUSIS 11 5 6 0MONTECRISTO 8 1 7 0PATUJUSAL 15 11 4 0PATUJUSAL OESTE 2 2 0 0SAN ROQUE 21 11 10 2VUELTA GRANDE 36 26 2 3TOTAL CHACO 155 68 75 8Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

TABLA 5ESTADO DE LOS POZOS EN BOLIVIA POR COMPAÑÍA

CAMPOPOZOS

No. TOTAL PRODUCTORES CERRADOSINYECTORES GAS/AGUA

VINTAJE PETROLEUMÑUPUCO 8 2 6 0PORVENIR 14 1 13 0NARANJILLOS 36 9 27 0CHACO SUR 2 1 1 0TOTAL VINTAJE 60 13 47 0MAXUSCAMBEITI 11 7 4 0MARGARITA 3 0 3 0MONTEAGUDO 56 19 36 0PALOMA 24 16 5 3SURUBI 23 13 8 7BLOQUE BAJO 9 7 2 0TOTAL MAXUS 126 62 58 10PEREZ COMPANC

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CARANDA 121 38 83 1COLPA 59 10 49 3TOTAL PEREZ 180 48 132 4PLUSPETROLBERMEJO 41 4 37 0TORO 35 13 22 0MADREJONES 8 1 7 0TIGRE 10 0 10 0TOTAL PLUSPETROL 94 18 76 0DONG WONPALMAR 16 0 15 0TOTAL DONG WON 16 0 15 0BRITISH GAS BOLIVIAESCONDIDO 7 4 3 0LA VERTIENTE 10 2 8 0LOS SURIS 4 3 1 0TAIGUATI 3 0 3 0TOTAL BRITISH 24 9 15 0CEE CANADIANTATARENDA 56 9 47 0TOTAL CEE CANADIAN 56 9 47 0Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

TABLA 6ESTADO DE LOS POZOS EN BOLIVIA POR COMPAÑÍA

CAMPOPOZOS

No. TOTAL PRODUCTORES CERRADOSINYECTORES GAS/AGUA

PETROBRASSABALO 4 1 3 0SAN ALBERTO 13 4 6 0TOTAL PETROBRAS 17 5 9 0MATPETROL S.A.VILLAMONTES 6 1 5 0TOTAL MATPETROL 6 1 5 0TOTAL 1195 357 788 51Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Tabla7: Estado de los campos por empresaFuente: Ministerio de Hidrocarburos

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Tabla 8 : Estado de los pozos inyectores por companiaFuente : YPFB

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A continuación se presenta un pequeño gráfico comparativo en el cual se ilustra la distribución porcentual de los pozos existentes en el territorio nacional según el estado en el que se encuentran.

Figura 39: Distribución Porcentual según estado de pozosFuente: Ministerio de Hidrocarburos

La tabla siguiente ilustra los volúmenes de inyección de gas/agua en los diferentes campos y los volúmenes de hidrocarburos que se recuperan de los mismos; vale la pena hacer notar que en el caso específico de inyección de gas los volúmenes recuperados se evalúan con la siguiente ecuación de balance de materia:

Gas remanente = Reserva Probada – Gas Producido + Gas Inyectado

Esta ecuación representa el flujo de ciclos de reinyección de gas al reservorio, haciendo notar que la cantidad de gas que queda todavía dentro del reservorio corresponde a la cantidad que se tenía como reserva probada remanente menos la cantidad de gas que se extraerá de dicha reserva y adicionándole la cantidad de gas que se inyectara al reservorio para dicha ocasionar dicha extracción de hidrocarburo.

La cantidad de agua inyectada variara en función a la cantidad de pozos inyectados que se tenga, tomando en cuenta que en cada uno de los pozos se debió aplicar previamente estudios de petrofisica.

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Figura 40: Incremento de la producción de aguaFuente: YPFB Andina

Cabe también mencionar que a decir de la autoridad consultada, no se cuenta con datos cabales acerca de los proyectos de inyección de agua en los archivos del Ministerio de Hidrocarburos, puesto que el agua no es un recurso que este ente pueda fiscalizar; es por este motivo que se cuenta con los datos de volúmenes de inyección de los proyectos de inyección de gas solamente, tal como lo refleja la tabla siguiente:

Se observa que se cuentan con pocos datos acerca de los campos en los cuales se aplica actualmente la inyección o reinyección de gas, esto es debido, vale la pena recalcar, a la confidencialidad con la cual se manejan estros datos incluso a nivel del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

Se puede también observar que como se estableció en la introducción al presente trabajo la aplicación de los proyectos de recuperación secundaria no pasa en el mejor de los casos de los 10 años (proyectados) y según información verbal recibida el más antiguo de estos se remonta no más de 5 años en el pasado, dejando por conclusión que en tiempos de YPFB no se hizo ni siquiera el intento por aplicar la recuperación secundaria a los campos tradicionales.

Se adjunta como anexo al final del presente trabajo el “Proyecto de Reinyección de Gas Natural al Campo Víbora” a cargo de la empresa Andina SA, en el cual se encuentra en detalle la información de los reservorios a los cuales se aplica la recuperación secundaria, así como los pormenores de los cálculos realizados para los mismos correspondientes a dicho proyecto.

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Para concluir con esta primera parte de la investigación, se presenta a continuación algunos datos de unos cuantos campos a los cuales se aplica la recuperación secundaria por inyección de gas o agua en nuestro país.

Campo Carrasco

Departamento: CochabambaProvincia: CarrascoUbicación Fisiográfica: Pie de MonteUbicación Estructural: Corresponde al lineamineto de las estructuras de Katari – Bulo Bulo, con orientación ESE-ONO. Tectónicamente está afectado por una falla Inversa.Descubierto: 1991 por YPFBReservorios: Productor de Gas y CondensadoEdad: Terciario, Cretácico y DevónicoProfundidad: 2855 m hasta 4461 m

Figura 41: Fotografía de la planta CarrascoFuente: Prácticas de Campo

Campo Tundy

Departamento: Santa CruzProvincia: Andrés IbañezUbicación Fisiográfica: Llanura CentroUbicación Estructural: El anticlinal Tundy esta comprendido en el lineamiento estructural de dirección SE-NO formado por las estructuras Rio Grande, La Peña y Paurito.Descubierto: 1992 por YPFBReservorios: Productor de PetróleoEdad: CarboníferoProfundidad: 2256 m

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Figura 42: Fotografía de la planta TundyFuente: Prácticas de Campo

Campo Caranda

El 23 de mayo de 1956 se firma entre YPFB y Bolivian Gulf iol Co. Los contratos de operación y financiamiento de oleoductos. Dentro de estos contratos figura la concesión de 1500000 hectáreas de área de YPFB, quedando comprendido en esta concesión el Campo Caranda.

En 1962 se produce una baja en la producción y que provoca un déficit del 22 % en el aprovisionamiento del consumo interno, lo que obliga a YPFB a comprar crudo de la Argentina y a Bolivian Gulf Oil co. a fines del mismo año, la producción se incrementa y cesan las compras.

Con el fin de aprovisionarse del petróleo suministrado por la Gulf se extiende el oleoducto Caranda-Santa Cruz de 60 Km de extensión, con cañerías de 8 5/8 y 10 ¾.El 31 de agosto de 1960 la Gulf , descubre el campo Caranda con el pozos Caranada N1 el que alcanza la profundidad de 4272 metros.

Figura 43: Fotografía de la planta CarandaFuente: Prácticas de Campo

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El aspecto fundamental de este descubrimiento consiste, en que la producción proviene de sedimentos cretácicos y terciarios. Este hecho fue nuevo y amplio totalmente el horizonte de los geólogos que en base a los resultados obtenidos de la Standard Oil, se avocaron fundamentalmente a la búsqueda del petróleo en sedimentos del devoniano.

El 17 de octubre de 1969 se dicta el decreto supremo 8956 por el que se dispone la reversión al Estado de todas las concesiones otorgadas a la Gulf y la nacionalización de todas sus instalaciones, medios de transporte, estudios geológicos, planos proyectos y todo otro bien sin excepción alguna.

Campo Víbora

En el Campo Víbora están presentes las formaciones Tariquía, Yecua y Petaca del Terciario, Yantata del Cretácico, Ichoa del Jurásico, Limoncito y Roboré del Devoniano y El Carmen donde se encuentra el reservorio Sara perteneciente al Siluriano.

La Formación El Carmen esta representado por un potente paquete arenoso de 140 m de espesor denominado Arenisca Sara en el área del Boomerang. Esta constituida por arenisca gris blanquecina, grano fino a medio, subredondeado a redondeado, buena selección, escasa matriz arcillosa, cemento silíceo, en partes calcáreos, contiene minerales pesados como mica, magnetita, ilmenita. Presenta escasas intercalaciones delutita gris oscura, micácea y físil. Los análisis petrográficos clasifican estas rocas comoarenitas cuarzosas.

La arenisca Sara tiene un ambiente de depósito marino silicoclástico de pocaprofundidad en facies de playa. La expresión diagráfíca de los registros, la litología de los testigos, estructuras internas, la selección, el redondeamiento de los granos de cuarzo corroboran la interpretación del ambiente sedimentario. Este ambiente sedimentario significa que, esta arena, tiene continuidad lateral sin cambios petrofísicos grandes.

La estructura de Víbora está ubicada en el sector occidental de las colinas del Boomerang Hills y tiene una orientación general E - O tal como ocurre con la tendencia de esta serranía.

La evolución tectónica de la estructura de Víbora tiene su origen en la forma del basamento y la yuxtaposición de las rampas del basamento. A esto se suma elfallamiento por esfuerzos compresivos que tienen sus despegues en lutitas del Silúrico, formándose los pliegues por propagación de falla.

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La estructura de Víbora, para el nivel Sara, es un anticlinal simétrico con flancos y hundimientos bien conformados. La dirección general es E - O. Este pliegue no esta cortado por ninguna falla y los pliegues superiores tales como el Yántala y Petaca fueron formados por propagación de falla con despegues en el Devónico sin afectar la Arenisca Sara.

En general la roca es compacta, tiene una porosidad delorden de 14% y una permeabilidad 26 md. El reservorio esta constituido de dos fases, una fase inferior de unos 20 m de espesor saturado de petróleo de 45° API y un casquete de gas, medido en la parte central, de unos 90 m de espesor.

La formación Yantata esta ubicada en el tope de la sección de edad Cretácica en el Campo Víbora. Esta formación esta representada por un potente paquete arenoso de 139 m de espesor, con variaciones en el espesor que van desde 130 m a 147 m. La formación Yantata ha sido dividida en tres miembros designados como Yantata Inferior, Yantata Medio y Yantata Superi. Esta división principalmente se ha efectuado por las diferencias en las características formasde las curvas de los registros eléctricos que responden a las variaciones litológicas de esta formación.

El Miembro Inferior de la formación Yantata tiene un promedio de 53 m deespesor. Descansa en contacto transicional con la formación Ichoa infrayacente. Se trata de un cuerpo de arenisca de grano fino a medio. El Miembro Medio tiene un promedio de 40 metros de espesor. El tope del miembro corresponde a una superficie que presenta cambios sutiles distinguibles y correlacionables en las respuestas de los registros de gamma ray y resistividad. Estecuerpo está constituido por areniscas finas y medias, se asume también para este nivel un paleoambiente de depósito eólico. El Miembro Superior de la formación Yantata tiene 47 m de espesor promedio. Esta constituido por areniscas de grano fino a grueso. Estudios de laboratorio efectuados en distintos testigos tomados en este cuerpo definen que la roca corresponde a cuarzo arenita feldespática principalmente cuyos componentes promedio son: Cuarzo 80%, feldespato 18% y líticos 2%. El ambiente de deposito sugerido es fluvio-deltaico.

En cuanto a presencia de hidrocarburos, que principalmente es gas condensado, podemos decir que existe en los tres miembros, todo depende de la posición estructural del pozo. En los pozos más altos estructuralmente existe gas en los tres miembros, mientras que en los pozos más bajos sólo existe en el miembro inferior.

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La estructura de Víbora esta conformada por un anticlinal fallado en su flanco norte, en una dirección general NEE - SOO, la falla corre paralela al eje de la estructura, como consecuencia de esta falla el flanco norte es algo más comprimido que el flanco sur, sin embargo la falla no tiene gran rechazo, por consiguiente no afecta la distribución de los hidrocarburos en ambos bloques.

7.- PLANTAS DE TRATAMIENTO Y CAPACIDAD DE LAS PLANTAS

Una vez que se cuenta con la fuente o fuentes de suministro, el próximo paso es determinar el tipo de tratamiento que ha de ser aplicado al agua, la eficiencia del tratamiento del agua, y consecuentemente la calidad del agua empleada, depende directamente de la clase de equipo de la manera de que este es utilizado y de las sustancias químicas empleadas en el tratamiento. Por tanto, es esencial conocer aspectos relacionados con el diseño y operación de la futura planta de tratamiento.

El adecuado diseño de la planta en la que el agua tiene que ser tratada para la inyección al bus suelo y el método de operación de esta planta, determina grandemente el éxito de un proyecto de inyección.Generalmente las plantas de diseño (sistemas cerrados) son más adecuados para el tratamiento de aguas de campos petrolíferos, por su relativamente bajo costo original y porque el manteniendo y supervisión son menores que los requeridos con una planta de diseño más complejo ( sistemas abiertos).

Las diferencias en los requerimientos de una planta en la que el agua tiene que ser tratada apara altas o bajas presiones de inyección son despreciables, a causa de los factores físicos y químicos básicos involucrados son los mismos. Así , no hay diferencia fundamentales en el diseño del equipo para el tratamiento de aguas dulces o saladas, excepto por el hecho de que las aguas saladas son mas corrosivas que las dulces.Muchos proyectos de inyección de agua son iniciados como operaciones piloto y frecuentemente de 10 a 80 acres son desarrollados para la inyección . Si llega a ser evidentemente que la inyección piloto es un éxito económico, el proyecto puede ser extendido al término del periodo experimental, incluyendo la superficie total disponible y adecuada para la inyección.

Es económicamente impracticable emplear un equipo de tratamiento a toda su capacidad para una pequeña cantidad de agua requerida en una inyección piloto. En lo posible, el equipo debe tener la precisa capacidad para tratar y manejar el agua necesaria para la inyección piloto.Cuando el proyecto es extendido al término de la operación piloto, el equipo original puede ser empleado agregando unidades standard conforme se necesiten. Es una práctica enteramente económica utilizar los mismos filtros, bombas, tratadores y otras unidades, durante todo el tiempo que dura el proyecto.

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7.1.- Esquema actual tratamiento de agua

El agua producida en el campo RGD es bombeada, previo tratamiento: Biocida, filtrado e inhibidor de corrosión, al campo LPÑ, a través de un ducto de PVC de 6” a una presión máxima de 120 psi

Actualmente el agua es recibida en LPÑ en un tanque de 250 Bls junto al agua drenada de la pileta API de dicho campo y bombeada a la PIA de Satélite, ingresando allí al separador Free water; donde empieza el tratamiento junto al agua producida en Satélite. Con la dosificación de rompedor de emulsión, biocidas y clarificador se inicia el tratamiento hasta el TK 1, de este pasa por los filtros de arena y posteriormente se dosifica inhibidor de corrosión, inhibidor de incrustación y secuestrante de oxígeno. El agua filtrada y tratada químicamente es almacenada en el TK 2 para su posterior bombeo a los pozos inyectores, mediante bombas de desplazamiento positivo y 1400 psi

Figura 44: Descarga de bombas para la inyección de aguaFuente: Ministerio de Hidrocarburos

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El proceso inicia cuando el agua llega a una primera piscina de Pileta API donde se filtran todas las impurezas sólidas que el agua pueda contener, dichas impurezas principalmente provienen de los drenajes y se puede encontrar desde tierra hasta insectos.

Posteriormente los líquidos, mediante una bomba centrífuga, pasan a un segundo tanque dentro de la pileta el cual tiene como función principal separar el agua del condensado gracias a la diferencia de densidad entre ambos. En este mismo lugar se trata el agua con biocidas y se puede enviar el condensado separado al tanque de alimento mediante una bomba de pistón triplex.

Desde la pileta, el agua se envía al tanque Desnatador (S-120) cuya función principal es terminar de separar todo el condensado que hay podido pasar, aprovechando una vez mas el hecho de que el aceite flota sobre el nivel del agua como lo hace la nata en la leche.

Antes de pasar al segundo tanque, el agua primero va a un filtro que separa las impurezas del agua mediante un empaque de arena de diferentes diámetros. Dicho filtro se limpia todos los días mediante un “retrolavado” o flujo en contracorriente y las impurezas pasan a la Fosa de Membrana.

A partir del filtro, toda el agua tratada pasa al segundo tanque (S-205) desde donde se bombea hasta La Peña mediante una bomba centrifuga de 5 HP y una de pistón triples de 30 HP.

Toda el agua que se acumula en la Fosa de membrana se bombea de nuevo a la Pileta API para así completar un ciclo y el condensado y algo de sólidos que vienen del retrolavado se envían a Land Farming donde se hace el tratamiento a toda la tierra contaminada.

Las bombas que conectan la piscina con el S-120, el S-120 con el S-205 y finalmente el S-205 con la Peña, son de encendido y apagado automático y trabajan de acuerdo a niveles mínimos y máximos dentro de los tanques de agua. Estos datos mas los valores asignados para alarmas del sistema de control son mostrados a continuación para cada tanque:

Tanque S-120:

Alarma por bajo nivel: 2mAlarma por alto nivel:5.8 mParo por alto nivel: 6 mArranque de la bomba de descarga por alto nivel: 3.5 mParo de la bomba de entrada por bajo nivel: 3.1m

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S-120S-205

filtro

Fosa de Membrana

Pileta API

LaPeña

Drenajes +Aguas de Producción

Retrolavado

Tanque de Alimento

PLANTA DE INYECCION DE AGUA – PLANTA DE INYECCION RIO GRANDE

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7.2.- Campo La Peña

De manera general podemos decir que los volúmenes promedio que actualmente se producen en el campo La Peña: 2000 BPD.

Adicionalmente a estos volúmenes de producción, la Planta de La Peña también separa, procesa y trata volúmenes de agua que llegan de los campos Rió Grande y Los Sauces. El volumen de agua que llega es de 2000 BPD de agua proveniente de Rió Grande y 400 BPD que llegan de Los Sauces.

Figura 46: Área de Separadores de la planta La PeñaFuente: Ministerio de Hidrocarburos

El volumen total de 4400 BPD de agua es reinyectado a los pozos: 44, 48, 53, 54, 62, 70 y 87 de La Peña con el fin de lograr recuperación secundaria.

7.2.1.- Sistema de tratamiento y envío de agua

4.2.1.a Fuentes de AbastecimientoEn La Peña se recibe y trata agua de producción de los campos Rió Grande y Los Sauces además del agua separada de los pozos de La Peña que llegan a La Planta (8, 10, 12, 16, 24, 30 y 81 ).El agua recibida primero pasa por una pileta API donde se le separa del petróleo que pueda contener, por diferencia de densidad. El petróleo separado se bombea al Tanque 1 y al agua va a la Fosa de membrana 1 en total existen 3 fosas de membrana interconectadas entre si y en ellas se acumula toda el agua de la Planta.El agua que se bombea hasta Satélite generalmente viene del Tanque 250 barriles que se encuentra entre las fosas 2 y 3, aunque también existe la

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alternativa de bombear agua desde la Fosa 2. Para el bombeo se utilizan 2 bombas centrifugas de succión y una bomba triples grande con la que se descarga el agua a mas de 1200 psi.

Antes que el agua entre a la bomba triplex, se le inyectan agentes químicos como inhibidor de corrosión, biocidas y un químico anti-incrustaciones.Existen 7 pozos inyectores de agua: 44, 48, 53, 54, 62, 70 y 87.

Figura 47: Planta de Inyección de agua La PeñaFuente: Practicas de campo Luciana Aguirre

7.2.2.- Planta Satélite

68

Pla

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gua

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La Planta Satélite del campo La Peña es una pequeña planta que cumple 2 funciones principales:

1. Sirve como batería de recolección y separación de la producción de ciertos pozos de La Peña, enviando los hidrocarburos separados a la Planta de la La Peña.

2. Inyecta a pozo toda el agua separada en la misma planta, más el agua proveniente de la planta de La Peña para lograr una recuperación secundaria.

El agua que se logra separar en el separador tetrafasico ( free Water) se filtra y se trata para acondicionarla y reinyectarla a pozo. Los químicos que se inyectan al agua son: un biocida, un clarificante y un secuestrante de acido sulfhídrico. El tratamiento de aguas esta a cargo de la empresa MI SWACO.

El agua se trata con el objeto de evitar que esta corroa todo el equipo y herramientas en su recorrido y, principalmente, para evitar la formación de bacterias que si llegan a entrar a pozo forman una capa impermeable que no permite que se siga inyectando agua.

El agua se inyecta gracias a la acción simultánea de 3 bombas triples que descargan el agua a una presión aproximada de 1740 psi. Las bombas triples se alimentan con 2 bombas booster de 30 HP cada una.

Figura 48: Vista de planta del tratamiento para la inyección de aguaFuente: Practicas de Campo

69

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7.2.3.- ESTACIÓN SATELITE

Figura 49: Estación Satélite del Campo La PeñaFuente: Practicas de Campo

La Peña

Estación

Satélite

Refinería Reficruz

Campo RíoGrande

PIA

CampoTundy

Gasoducto de Transredes

PIA2.7/8"

2.3/8"

6"

Pozos de Inyecciónde Agua

Pozos de Inyecciónde Agua

Pozos con Gas Lift

Pozos con Gas Lift

Línea de gas Producido

Línea de Iny. gas LiftLínea de Hidrocarburo

Línea de Agua e Iny. de Agua

Pozo Productor

Pz.Prod. (Gas Lift)

Pz. Prod. Agua

Pz. Iny. Agua

Los Sauces

La Peña 12

La Peña 4

70

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Figura 50: Diagrama de flujo de la estación SatéliteFuente: Prácticas de Campo

Línea de Prueba

Línea de Prod. Auxiliar

Lìnea deProducción

Tanque deA gua

Fre

e W

ater

Knc

k O

ut D

rum

Sep

. P

rueb

a

Sep

. Pro

d.A

ux.

Tanque 5000B b ls .

Tanque deA gua p /

consum oTanque

200B b ls .

D esarenador

P IA

A iny. deAgua

Petró leo haciaLa Peña

G as aLa Peña

D ia g ra m a d e F lu jo" E sta c ió n S a té lite"

M

Gas Com b.Generador

G as Comb.LíneaG as L ift

G asde

Tundy

Pet.deTundy

M ásico

71

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PLANTA A FUTURO DE PLANTA LA PEÑA

1 Pileta API LPÑ 5 Tanque # 250 Barriles 8 Cañeria de 2-7/8" - 4 kilometros aprox.2 Fosa # 1 6 Bomba Centrifugas3 Fosa # 2 7 Bomba Reciprocante4 Fosa # 3

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7.3.- PLANTA CAMPO RÍO GRANDE

74.- . PLANTA CAMPO LA PEÑAPLANTA ACTUAL DE PURGA DE CAMPO RIO GRANDE

1 Pilteta API 3 Tanque de 1000 Barriles 5 Filtro de Arena 7 Bomba Centrifuga 8 Bomba Reciprocante12.6 * 2.5 m 4 Bomba Centrifuga Capacidad : 2000 bpd Caudal : 2900 bpd Caudal : 2000bpd

2 Bomba Centrifuga Caudal : 2900 bpd 6 Tanque de 1000 barriles Delta Presion : 30 psig Delta Presion : 900 psigCaudal : Delta Presion : 50 psig Potencia : 5 HP Potencia : 30 HPDelta Presion : Potencia : 5 HP 9 Acueducto RGD-LPÑPotencia : 5 HP Cañeria 6" PVC

23 kilometros

72

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7.5.- PLANTA CAMPO LA PEÑA

1 Separador 4 Dos Bombas Centrifugas2 Free Water Knockout 5 Dos Filtros de Arena3 Tanque de 5000 barriles 6 Tanque de 5000 barriles

DE PLANTA LA PEÑA

A POZOS INYECTORES

73

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7.6.- DIAGRAMA DE FLUJO “PLANTA LA PEÑA” REPORTE SEMANAL

Diagrama de FlujoPlanta La Peña

Separador de PruebaTrifásico (70 Psi.)

Separador deProducción

Bifásico (70 Psi.)

Tanque Nº15000 Bbls

Tanque Nº 22000 Bbls 1000 Bbls

MTriplex

M

M

MTorr

e D

esh

idra

tado

ra

Des

are

nad

or

Co

lect

or

M

Cilindro 1 Cilindro 2

Cilindro 3Cilindro 4

Cilindro 1 Cilindro 2

Cilindro 3Cilindro 4

Compresor 1Compresor 3

AJAX

70 Psi.

1250 Psi.

170 Psi.

540Psi. 250 Psi.

Petróleo al Oleoducto(Transredes)

Petróleo aOro

Negro

Petróleo deSatélite y Tdy.

Gas aGasoductoGas

Lift

OroNegro

Reficruz

Depurador de 70 Psi.

Depurador de 500 Psi.

Depurador de 170 Psi.

Depurador de250 Psi.

Quemador

Agua yPetróleo

Petróleo

Filtro

180ºF

110ºF100ºF120ºF215ºF

120ºF

MTriplex

Petróleo aReficruz

Gas aSatélite

Gas de Satélite yTdy.

Cooler

Cooler

PIA

74

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7.7.- MEJORAS EN LA TECNOLOGIA DE TRATAMIENTO DEL AGUA

Un nuevo proceso de limpieza del agua producida esta siento probado en el campo en estos momentos con resultados prometedores. La unidad de tratamiento de agua liviana (LWTU, por sus siglas en ingles) utiliza técnicas de coalescencia y separación para reducir la cantidad de petróleo en agua a niveles inferiores a 20 ppm con velocidades de flujo de hasta 477 m3/d [3000 BPD].

La LWTU se basa en la tecnología de recuperación y remediación total de petróleo TORR desarrollada por EARTH (Canadá), proceso en el cual el agua cargada de petróleo circula a través de una sucesión de capas de coalescencia cargadas con material RPA (absorbente de petróleo reutilizable) Las gotitas de petróleo dispersadas cuyo tamaño varia hasta un mínimo de 2 micrones, se adhieren a la superficie del material RPA oleofico donde coalescen y rellenan los espacios intersticiales.

A medida que el flujo continua, las capas RPA se saturan consecutivamente con petróleo. El flujo continuo de fluido a través de las capas comienza a separar el petróleo fusionado de las superficies RPA saturadas, formándose gotas de varios milímetros de diámetro. El sistema forma un estado de equilibrio constante de cada capa, entre la emulsión que coalesce sobre la superficie RPA saturada y el flujo que separa las grandes gotas de petróleo en la sección siguiente del tanque.

El comportamiento de las gotas de petróleo mas grandes se rige por la ley de Stokes cuanto mas grande es el diámetro de la gota de petróleo mayor es la tendencia de este a separarse y flotar.

Figura 55: Sección de Separación en la Inyección de AguaFuente: BP Production

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Las gotas de petróleo mas grandes se agregan en el espacio entre capas superior, donde forman una capa libre de petróleo que es purgada desde el recipiente LWTU. A lo largo de la unidad se encuentran espaciadas varias capas RPA; cada capa sucesiva intercepta gotas de petróleo cada vez más pequeñas no eliminadas en las etapas previas del proceso.

En agosto de 2002, los ingenieros probaron en el campo una unidad piloto de 120 m3/ d [750BPD], en una concesión de producción situada en el Oeste de Texas, EUA. El agua de producción proveniente de un separador de petróleo y gas de campo implicaba un volumen de 5320 m3 [33.500 Bbl] de agua que se enviaba a la unidad LWTU. A un gasto o tasa de flujo promedio de 107 m3/d [670BPD], la concentración de petróleo se redujo de 300 a 10 ppm.

Unidad de tratamiento de agua liviana (LWTU), recientemente se realizaron pruebas de campo en el Mar del Norte con esta LWTU cuya capacidad de tratamiento es de 795 m3/d [5000 BPD]. La unidad de 7.3 m [24pies] de largo, pesa 15 toneladas cuando esta seca.

Se ha construido una unidad más grande que fue desplegada en julio de 200ª en la Cuenca de Campos, en el área marina de Brasil, en la

unidad de deshidratación SEDCO. La unidad mas grande posee una capacidad de procesamiento de

3970 m3/d [25000 BPD] tiene una longitud de 10 m [34 pies] y pesa aproximadamente 32 toneladas.

Figura 56: Nuevas tecnologías en la Inyección de aguaFuente: BP Production

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8.- CONTROL DE CALIDAD DEL AGUA PARA LA INYECCION

Una evaluación cuidadosa del agua que será manejada, debería ser efectuada antes que cualquier plan sea desarrollado para la construcción de la planta, o aun antes de que el tipo de planta sea determinando.

Las muestras de agua de la fuente principal de aprovisionamiento deberían ser analizadas para detectar las cantidades aproximadas y tipos de mico-organismo presentes. La posibilidad de usar agua de un suministro auxiliar o de reserva debería también ser considerada, y las características de esta agua deben así mismo ser determinadas.

Deben considerarse los efectos de mezclar aguas y la consecuente y posible formación de compuesta insolubles que pueden obstruir la arena en el pozo o dentro la formación petrolífera. Así mismo la posibilidad de corrosión acusada por los varios constituyentes de las aguas.

Figura 57: Sistema de refrigeración en la planta de gas ColpaFuente: Prácticas de Campo

El método más simple y confiable para determinar la compatibilidad de dos o más aguas es mezclarlas y observa los componentes formados y los precipitados resultan para luego proceder al análisis de tales precipitados.

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8.1.- CALIDAD DEL AGUA

Después de que las características del agua han sido determinadas, el tratamiento al que el agua debe ser sometida para obtener la calidad deseable debe ser sometido.

El tipo y la cantidad de gases disueltos son factores importantes. El agua puede contener bióxido carbono, acido sulfhídrico y oxigeno. El problema mayor es el de la corrosión. Los gases disueltos pueden ser eliminados para aeración y tratamiento químico, siendo muchas veces necesarios el empleo de inhibidores de corrosión.

Si el acido sulfhídrico y el bióxido de carbono libre están presentes a apreciables cantidade4s, es necesario eliminar estos gases por aireación y tratamiento químico. El agua que contiene una alta cantidad de bióxido de carbono libre, pero no oxigeno ni acido sulfhídrico, puede ser inyectada a través de sistemas cerrados con resultados satisfactorios; sin embargo, cuando el aire llega a introducirse en el sistema, la potencia corrosiva del bióxido de carbono será intensificada por la presencia del oxigeno. Muchas aguas superficiales que pueden ser usadas para la inyección están casi saturadas con aire. Esta agua deberían ser tratadas en sistemas abiertos para volverlas menos corrosivas y más estables.

La materia suspendida debe ser eliminada por sedimentación o filtración. El agua puede incluir una variedad de materiales tales como. Bario, estroncio, hierro y calcio, en solución con sulfatos, sulfuros, carbonatos y radicales óxidos. Los compuestos más problemáticos son los del hierro, principalmente en la forma de hidróxido férrico y sulfuro ferroso.

Cuando dos aguas son mezcladas en la superficie en el subsuelo pueden causar la formación de compuestos insolubles, pudiéndose requerir el empleo de un equipo de tratamiento diseñado para eliminar dichos compuestos. Así por ejemplo, si un agua contiene apreciable cantidad de bario o estroncio soluble y es mezclada con otra que tiene excesivos sulfatos solubles, sulfato de bario o estroncio insoluble será precipitado. Este hecho puede ocurrir en la planta de tratamiento dentro del sistema de distribución e inyección, o en el yacimiento, a menos que un ion sea separado antes de la inyección.

Una de las principales causas del taponamiento de los poros de la arena es la presencia de microorganismo en el agua de inyección. Algas, bacterias y otras materias orgánicas introducidas o fomentadas dentro de un yacimiento petrolífero, pueden multiplicarse rápidamente hasta que los poros en la cara de la arena o dentro la formación sean parcialmente taponados, reduciendo de este modo la inyectividad del agua y la consecuente recuperación de petróleo.

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El material suspendido es efectivamente elimado por filtración. El crecimiento de las bacterias puede ser controlado por la adición de agentes esterilizantes o bactericidas.

Figura 58: Distribución porcentual según el estado de pozosFuente: Ministerio de Hidrocarburos

La tabla siguiente ilustra los volúmenes de inyección de gas/agua en los diferentes campos y los volúmenes de hidrocarburos que se recuperan de los mismos; vale la pena hacer notar que en el caso específico de inyección de gas los volúmenes recuperados se evalúan con la siguiente ecuación de balance de materia:

Gas remanente = Reserva Probada – Gas Producido + Gas Inyectado

Esta ecuación representa el flujo de ciclos de reinyección de gas al reservorio, haciendo notar que la cantidad de gas que queda todavía dentro del reservorio corresponde a la cantidad que se tenía como reserva probada remanente menos la cantidad de gas que se extraerá de dicha reserva y adicionándole la cantidad de gas que se inyectara al reservorio para dicha ocasionar dicha extracción de hidrocarburo.

Cabe también mencionar que a decir de la autoridad consultada, no se cuenta con datos cabales acerca de los proyectos de inyección de agua en los archivos del Ministerio de Hidrocarburos, puesto que el agua no es un recurso que este ente pueda fiscalizar; es por este motivo que se cuenta con los datos de volúmenes de inyección de los proyectos de inyección de gas solamente, tal como lo refleja la tabla siguiente:

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Se observa que se cuentan con pocos datos acerca de los campos en los cuales se aplica actualmente la inyección o reinyección de gas, esto es debido, vale la pena recalcar, a la confidencialidad con la cual se manejan estros datos incluso a nivel del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

Se puede también observar que como se estableció en la introducción al presente trabajo la aplicación de los proyectos de recuperación secundaria no pasa en el mejor de los casos de los 10 años (proyectados) y según información verbal recibida el más antiguo de estos se remonta no más de 5 años en el pasado, dejando por conclusión que en tiempos de YPFB no se hizo ni siquiera el intento por aplicar la recuperación secundaria a los campos tradicionales.

Se adjunta como anexo al final del presente trabajo el “Proyecto de Reinyección de Gas Natural al Campo Víbora” a cargo de la empresa Andina SA, en el cual se encuentra en detalle la información de los reservorios a los cuales se aplica la recuperación secundaria, así como los pormenores de los cálculos realizados para los mismos correspondientes a dicho proyecto.

Para concluir con esta primera parte de la investigación, se presenta a continuación algunos datos de unos cuantos campos a los cuales se aplica la recuperación secundaria por inyección de gas o agua en nuestro país.

Campo Carrasco

Departamento: CochabambaProvincia: CarrascoUbicación Fisiográfica: Pie de MonteUbicación Estructural: Corresponde al lineamineto de las estructuras de Katari – Bulo Bulo, con orientación ESE-ONO. Tectónicamente está afectado por una falla Inversa.Descubierto: 1991 por YPFBReservorios: Productor de Gas y CondensadoEdad: Terciario, Cretácico y DevónicoProfundidad: 2855 m hasta 4461 m

Campo Tundy

Departamento: Santa CruzProvincia: Andrés IbañezUbicación Fisiográfica: Llanura CentroUbicación Estructural: El anticlinal Tundy esta comprendido en el lineamiento estructural de dirección SE-NO formado por las estructuras Rio Grande, La Peña y Paurito.Descubierto: 1992 por YPFBReservorios: Productor de Petróleo

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Edad: CarboníferoProfundidad: 2256 m

Campo Caranda

El 23 de mayo de 1956 se firma entre YPFB y Bolivian Gulf iol Co. Los contratos de operación y financiamiento de oleoductos.

Dentro de estos contratos figura la concesión de 1500000 hectáreas de área de YPFB, quedando comprendido en esta concesión el Campo Caranda.

En 1962 se produce una baja en la producción y que provoca un déficit del 22 % en el aprovisionamiento del consumo interno, lo que obliga a YPFB a comprar crudo de la Argentina y a Bolivian Gulf Oil co. a fines del mismo año, la producción se incrementa y cesan las compras.

Con el fin de aprovisionarse del petróleo suministrado por la Gulf se extiende el oleoducto Caranda-Santa Cruz de 60 Km de extensión, con cañerías de 8 5/8 y 10 ¾.

El 31 de agosto de 1960 la Gulf , descubre el campo Caranda con el pozos Caranada N1 el que alcanza la profundidad de 4272 metros.

El aspecto fundamental de este descubrimiento consiste, en que la producción proviene de sedimentos cretácicos y terciarios. Este hecho fue nuevo y amplio totalmente el horizonte de los geólogos que en base a los resultados obtenidos de la Standard Oil, se avocaron fundamentalmente a la búsqueda del petróleo en sedimentos del devoniano.

El 17 de octubre de 1969 se dicta el decreto supremo 8956 por el que se dispone la reversión al Estado de todas las concesiones otorgadas a la Gulf y la nacionalización de todas sus instalaciones, medios de transporte, estudios geológicos, planos proyectos y todo otro bien sin excepción alguna.

Campo Víbora

En el Campo Víbora están presentes las formaciones Tariquía, Yecua y Petaca del Terciario, Yantata del Cretácico, Ichoa del Jurásico, Limoncito y Roboré del Devoniano y El Carmen donde se encuentra el reservorio Sara perteneciente al Siluriano.

La Formación El Carmen esta representado por un potente paquete arenoso de 140 m de espesor denominado Arenisca Sara en el área del Boomerang. Esta constituida por arenisca gris blanquecina, grano fino a medio, subredondeado a redondeado, buena selección, escasa matriz arcillosa, cemento

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silíceo, en partes calcáreos, contiene minerales pesados como mica, magnetita, ilmenita. Presenta escasas intercalaciones delutita gris oscura, micácea y físil. Los análisis petrográficos clasifican estas rocas comoarenitas cuarzosas.

La arenisca Sara tiene un ambiente de depósito marino silicoclástico de pocaprofundidad en facies de playa. La expresión diagráfíca de los registros, la litología de los testigos, estructuras internas, la selección, el redondeamiento de los granos de cuarzo corroboran la interpretación del ambiente sedimentario. Este ambiente sedimentario significa que, esta arena, tiene continuidad lateral sin cambios petrofísicos grandes.

La estructura de Víbora está ubicada en el sector occidental de las colinas del Boomerang Hills y tiene una orientación general E - O tal como ocurre con la tendencia de esta serranía.

La evolución tectónica de la estructura de Víbora tiene su origen en la forma del basamento y la yuxtaposición de las rampas del basamento. A esto se suma elfallamiento por esfuerzos compresivos que tienen sus despegues en lutitas del Silúrico, formándose los pliegues por propagación de falla.

La estructura de Víbora, para el nivel Sara, es un anticlinal simétrico con flancos y hundimientos bien conformados. La dirección general es E - O. Este pliegue no esta cortado por ninguna falla y los pliegues superiores tales como el Yántala y Petaca fueron formados por propagación de falla con despegues en el Devónico sin afectar la Arenisca Sara.

En general la roca es compacta, tiene una porosidad delorden de 14% y una permeabilidad 26 md. El reservorio esta constituido de dos fases, una fase inferior de unos 20 m de espesor saturado de petróleo de 45° API y un casquete de gas, medido en la parte central, de unos 90 m de espesor.

La formación Yantata esta ubicada en el tope de la sección de edad Cretácica en el Campo Víbora. Esta formación esta representada por un potente paquete arenoso de 139 m de espesor, con variaciones en el espesor que van desde 130 m a 147 m. La formación Yantata ha sido dividida en tres miembros designados como Yantata Inferior, Yantata Medio y Yantata Superi. Esta división principalmente se ha efectuado por las diferencias en las características formasde las curvas de los registros eléctricos que responden a las variaciones litológicas de esta formación.

El Miembro Inferior de la formación Yantata tiene un promedio de 53 m deespesor. Descansa en contacto transicional con la formación Ichoa infrayacente. Se trata de un cuerpo de arenisca de grano fino a medio. El Miembro Medio tiene un promedio de 40 metros de espesor. El tope del miembro corresponde a una

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superficie que presenta cambios sutiles distinguibles y correlacionables en las respuestas de los registros de gamma ray y resistividad. Estecuerpo está constituido por areniscas finas y medias, se asume también para este nivel un paleoambiente de depósito eólico. El Miembro Superior de la formación Yantata tiene 47 m de espesor promedio. Esta constituido por areniscas de grano fino a grueso. Estudios de laboratorio efectuados en distintos testigos tomados en este cuerpo definen que la roca corresponde a cuarzo arenita feldespática principalmente cuyos componentes promedio son: Cuarzo 80%, feldespato 18% y líticos 2%. El ambiente de deposito sugerido es fluvio-deltaico.

En cuanto a presencia de hidrocarburos, que principalmente es gas condensado, podemos decir que existe en los tres miembros, todo depende de la posición estructural del pozo. En los pozos más altos estructuralmente existe gas en los tres miembros, mientras que en los pozos más bajos sólo existe en el miembro inferior.

La estructura de Víbora esta conformada por un anticlinal fallado en su flanco norte, en una dirección general NEE - SOO, la falla corre paralela al eje de la estructura, como consecuencia de esta falla el flanco norte es algo más comprimido que el flanco sur, sin embargo la falla no tiene gran rechazo, por consiguiente no afecta la distribución de los hidrocarburos en ambos bloques.

TABLA 9

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

CAMPO RESERVORIO

CAUDAL DE

INYECCION [MMPCD]

VOLUMEN RECUPERADO

[MMPCD]

TIEMPO DEL

PROYECTO [años]

VOLUMEN TOTAL

INYECTADO [MMPC]

ANDINA

Sirari Petaca 19,5   5 26113

  Yantata 10,5     14061

Yapacaní Sara 10   5 13391Río

Grande Taiguaty 50   5 67947

Vibora Yantata 42 5650 5 91250

  Sara 8 9430    

CHACO

Carrasco Roboré I 40   5 14730

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PEREZ COMPANC

Colpa Tarija Gas 14,9 1937 10 3066

  Petaca Medio 5,1      

MAXUS

Paloma Paloma   15902 5  

8.2.- Historia de la producción de pozos donde se aplica reservorios por inyección de agua

Donde señalaremos los resultados obtenidos en pozos donde se aplico el método de inyección de agua

e) Reservorio CambeitiPrácticamente no existe mantenimiento de presión, a excepción de un punto de presurización aislada sin incidentes en el sistema, el punto de presurización indicado corresponde más bien a un pozo nuevo perforado en el campo y cuyo rango de presión medida oscila en el intervalo de niveles previstos y encontrados al iniciar la producción natural de reservorio.No existe producción adicional de petróleo por efecto de la inyección de agua.

f) Reservorio PalomaSe observo un mínimo mantenimiento de la presión la cual se debe mas que todo a la rehabilitación de pozos cerrados y que luego de ser reacondicionado muestra una leve mejoría por la energía natural acumulada. La inyección de agua a este reservorio no contribuyo a mejorar la recuperación adicional del crudo por no cumplir normas previstas en el modelo matemático de su diseño y al mismo tiempo debido a problemas de permeabilidad y heterogeneidad en este formación.

g) Reservorio TatiquiSe observo excesiva fluctuación en rangos propios de reservorios con baja relación de solubilidad por falta de represurización del sistema, que permite en algún modo atenuar dichas fluctuaciones de la RGP de producción, no existe mantenimiento significativo de ka presión del yacimiento.

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El leve incremento en la producción del petróleo que se observa en la curva correspondiente se debe al pozo CAR-102T cuyo aporte era esencialmente acuífero lo cual anulaba el flujo relativo de la fase petrolífera proveniente de otras líneas de flujo.

h) Reservorio Surubi-BBEn este reservorio se inyecto primero gas, si bien existió una cierta estabilización de la presión de fondo la curva de producción mostró una fuerte caída sin opción a una posible recuperación adicional de crudo.

A continuación mostramos le historial de producción del campo Caranda:

Producción Mensual Producción Acumulada Caudal diario

MES Pet Gas Agua RGP Agua % Pet Gas Agua Pet Gas Agua

1987Ene. 60 70 1166 3865 2.5 2 2Feb. 70 81 1157 3935 2.6 2.5 2.9Mar. 2268 2258 1000 6223 4.9 74 74Abril 5566 5238 941 11789 10.1 185 1746Mayo 32766 30975 945 44555 41 1057 999Jun. 36713 33472 912 81273 47.5 1221 1116Jul. 44259 41342 934 125532 115.8 1428 1333Agos. 29509 31484 3801 1067 1.3 155041 147.3 402 952 1016 12Sep. 17754 19189 1080 172795 166.5 592 639Oct. 18555 21092 600 1137 3.1 19135 187.6 1001 598 680 19Nov. 16800 17996 594 1071 3.4 20815 205.6 1595 560 600 20Dic. 24759 29630 389 1197 7.5 232909 235.5 1984 799 955 121988Ene. 24462 25686 1490 0.105 5.7 257.371 261.0 3474 789 828 48Feb. 20531 23127 439 1127 2 277.902 284.1 3913 708 797 15Mar. 18903 10563 2148 296.805 324.7 610 1311Abril 19409 41069 2115 316.214 365.8 647 1369Mayo 37811 82607 2185 354.025 448.4 1220 26665Jun. 36467 79404 2177 390.492 527.8 1215 2647Jul. 37683 86187 287 428.775 614.0 1215 2780Agos. 32171 76266 2370 460.346 690.3 1038 2460Sep. 29570 77113 2608 489.916 767.4 986 2570Oct. 33017 78346 2370 522.963 845.7 1066 2527Nov. 28358 75454 2660 551.321 921.1 945 2515

Univ. Pérez Ortiz Gabriel PET-21190

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Dic. 31462 81426 2588 582.783 1002.6 3913 1015 26271989Ene. 27685 75576 2730 610.468 1078.2 893 2135Feb. 24673 73553 2980 635.141 1151.7 881 2627Mar. 21741 100696 3172 666.882 1252.4 1024 3248Abril 32960 103421 322 3138 1 699.842 1355.8 4235 1099 2447 11Mayo 31011 126893 1087 730.883 1482.7 1001 4093 35Jun. 26960 111037 1042 4123 3.7 757.559 1593.7 5477 897 301 21Jul. 25748 102797 661 3992 25 783.559 1696.5 5938 830 3315Agos. 22066 71901 3258 805.625 1768.4 712 2319Sep. 26359 87364 3314 831.987 1855.8 879 2912Oct. 26672 86366 3280 858.656 1942.2 860 2786Nov. 27314 89088 3261 885.97 2031.3 910 2670Dic. 26685 89105 3339 912.655 2120.4 5938 861 28741990Ene. 23613 82138 3474 936298 2202.5 763 2649Feb. 21643 19851 3689 957941 2282.3 773 3851Mar. 22164 83540 3769 980105 2365.8 715 2695Abril 23008 91095 3959 1003113 2456.9 767 3036Mayo 22737 85246 3749 1025850 2542.1 733 2750Jun. 20254 80281 3964 1046104 2622.4 675 2686Jul. 22705 74431 3278 1068809 2696.8 732 2401Agos. 21249 81772 3848 1090058 2778.6 675 2638Sep. 19572 75154 3839 1109630 2927.1 651 2505Oct. 19687 73436 3730 1129217 2778.6 635 2369Nov. 17906 65966 3684 1147223 2993.1 597 2198Dic. 16212 73230 4517 1163435 3066.5 5938 522 23621991Ene. 16606 80673 4858 1180041 3147.2 536 2602Feb. 12270 60773 4580 1193311 3208.0 474 2170Mar. 15135 7339 4849 1208446 3281.4 488 2367Abril 14286 67838 181 4748 1.2 1222732 3349.2 6119 476 2261 6Mayo 13207 65566 302 4964 2.2 1235939 3414.8 6421 426 2115 10Jun. 13143 65776 145 5004 1.1 1249082 3480.6 6566 438 2192 5Jul. 13615 71364 241 5242 1.7 1262697 3552.0 6801 439 2302 8Agos. 13122 75266 210 5736 1.6 1275819 3627.0 7017 423 2428 7Sep. 12697 68830 192 5420 1.5 1288516 3696.1 7209 423 2294 6Oct. 14543 37101 234 4614 1.6 1303059 3763.2 7443 469 2164 7Nov. 13305 67575 285 5079 2.0 1316364 3830.8 7728 443 2252 9Dic. 13081 70547 359 5393 2.7 1329445 3900.9 8087 422 2276 11

Univ. Pérez Ortiz Gabriel PET-21191

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1992Ene. 12399 71228 381 5744 3.0 1341844 3972.1 8468 400 2298 12Feb. 12029 70402 444 5852 3.5 1353873 4042.5 8912 424 2427 15Mar. 12051 65331 453 5421 3.6 1365924 4107.5 9365 389 2107 15Abril 11410 63944 508 5607 4.3 1377334 4171.7 9873 380 2132 17Mayo 12096 66673 558 5511 4.4 1389430 4238.4 10431 390 2151 18Jun. 12327 66583 510 5401 4.0 1401757 4305.0 40941 411 2219 17Jul. 11872 66423 629 5594 5.0 1413629 4371.4 11570 393 2146 20Agos. 11783 63118 673 5356 5.4 1325412 4434.5 12243 380 2036 22Sep. 10360 58780 611 5673 5.6 1435772 4493.4 12854 345 1959 20Oct. 10106 55407 655 5483 6.1 1445938 4549.2 13509 326 1757 21Nov. 19008 55280 701 6136 7.2 1554946 4604464 14210 300 1842 23Dic. 18755 57790 903 6600 9.3 1463101 4662254 15113 282 1864 241993Ene. 18429 50497 904 6031 9.6 1472130 4713195 16107 271 1643 29Feb. 16639 49934 956 7524 12.5 1478767 1763132 16973 237 1783 34Mar. 19112 59912 1110 8424 13.5 1485879 1823044 18083 229 1932 35Abril 17003 57560 9320 8219 11.7 1492882 4880604 19013 233 1918 31Mayo 16519 65560 1225 10056 15.8 1499401 4946164 20238 210 2114 39Jun. 17164 75560 1444 10549 16.7 1506565 5021924 21682 238 1518 48Jul. 19125 93209 1805 10214 16.5 1515690 5114933 23487 294 3006 58Agos. 19617 82336 1514 8531 13.6 1525307 5197269 25001 310 2656 48Sep. 19026 60957 1513 7638 14.3 1534335 5266226 26514 300 2298 50Oct. 18031 67250 1466 7446 13.5 1543366 5333476 27980 291 2169 47Nov. 18333 64259 969 4711 10.4 1551699 5397735 28949 277 2141 32Dic. 18122 65141 2336 8020 22.3 1559821 5462876 31285 262 2101 751994Ene. 8789 66558 1077 7570 10.9 1568618 5529414 32365 283 2146 34Feb. 8050 56162 738 6976 8.4 1526660 5585576 33100 287 2005 26Mar. 8804 63659 1268 7230 12.5 1585464 5649235 34368 284 2053 40Abril 8216 67288 1304 7575 13.7 1593680 5711479 35677 273 2074 43Mayo 8835 85783 1377 9409 13.4 1602515 5797262 37054 285 2767 44Jun. 6933 79188 342 11421 4.7 1609448 5876450 37396 237 2639 11Jul. 7260 72849 1325 10031 15.4 1616708 5949299 38721 234 2346 42Agos. 7671 81528 1561 10628 17.0 1684379 6030827 40282 247 2629 50Sep. 6725 70711 995 10514 13.0 1631104 6101538 41277 224 2357 33Oct. 6148 74789 1300 12164 17.4 1637252 6176327 42577 198 2412 42Nov. 5957 71696 964 12035 14.0 1643204 6248023 43541 198 2389 32Dic. 6088 73631 1166 12094 16.0 1649297 6321654 44707 196 2375 371995

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Ene. 7364 74713 1251 10145 14.5 1656661 6396367 45958 237 2410 40Feb. 10068 78036 1737 7750 15.0 1666679 6474403 47695 359 2787 62Mar. 11043 94615 1731 8591 13.0 1677772 6569278 49426 356 3060 55Abril 11372 66335 1238 5833 10.0 1689144 6635613 50664 379 2211 41Mayo 10209 70908 1905 6945 15.7 1699353 6706521 52569 329 2287 61Jun. 7340 78538 2006 9059 15.5 1708023 6785059 54575 289 2618 67Jul. 7863 85767 1827 10653 15.5 1715886 6838826 56402 254 2702 59Agos. 7223 98697 1979 12003 16.4 1724109 6967526 58381 265 3184 64Sep. 7877 65319 7273 7466 12.0 1732897 7033142 59654 292 2187 42Oct. 10009 76987 1718 7692 14.6 1742906 7110129 61372 323 2483 55Nov. 9621 71895 1374 7473 12.5 1752527 7182024 62746 321 2396 46Dic. 9633 101801 1356 10505 12.3 1762160 7283225 64102 310 3264 431996Ene. 7693 119452 1204 15527 13.5 1769853 7402677 65306 248 3853 39Feb. 7395 105591 1157 14725 13.5 1777248 7511568 66463 255 3755 40Mar. 8411 109730 1966 13046 18.9 1785659 7621298 68429 271 3540 63Abril 8829 104265 2102 11809 19.2 1794488 7725563 70531 294 3475 70Mayo 8343 74826 2294 8969 21.5 1802831 7800389 72825 269 2414 74Jun. 8107 82248 2004 10145 19.8 1810938 7882637 74829 280 2742 67Jul. 8281 83299 2047 10059 19.8 1819219 7965936 76876 267 2687 66Agos. 8516 103157 1954 12113 18.7 1827735 8069093 78860 295 3328 63Sep. 8964 124672 2445 13908 21.4 1836699 8193765 81275 299 4156 81Oct. 8590 127856 2343 14186 21.4 1845289 8315621 83618 288 3931 76Nov. 7064 74782 2489 10556 26.0 1852373 8390403 86107 239 2493 83Dic. 5308 98696 2413 18594 31.2 1857681 8489099 88520 171 3184 781997Ene. 5339 86352 2576 16174 32.5 1863020 8575451 91096 172 3785 83Feb. 3213 81662 1984 25416 38.2 1866233 8657113 93080 115 2916 71Mar. 4606 73732 3056 16008 39.9 1870839 8730846 96136 149 2378 99Abril 5386 40236 2379 7470 30.6 1876225 8771081 98515 180 1341 79Mayo 6833 67053 2987 9873 30.4 1883058 8838134 101502 220 5163 96Jun. 6094 74435 3115 12223 33.8 1889152 8912613 104617 203 5483 104Jul. 6813 76692 2936 11257 30.1 1895965 8989311 107553 210 5474 95Agos. 6525 65379 3121 10018 32.3 1902490 9054681 110674 210 5109 101Sep. 4586 65459 14274 1907076 9120140 153 2182Oct. 6278 59940 77 9548 1.2 1913354 9180080 110751 203 1933 2Nov. 4261 42373 9937 1717618 9222453 142 1412Dic. 5105 51298 10048 1822723 9273751 165 16551998Ene. 4514 51454 39 11399 0.9 1927237 9325205 110790 146 1660 1

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Feb. 3889 43823 157 11268 3.9 1931126 9369028 110947 139 1565 0Mar. 5313 48526 317 11238 5.6 1936444 9417554 111264 171 1565 10Abril 4158 45037 254 10831 5.7 1940602 9462591 111518 139 1501 8Mayo 3400 39502 1159 11618 25.4 1944002 9505093 112677 110 1274 37Jun. 1337 6174 100 4618 6.9 1945339 9518267 112777 45 206 3Jul. 1298 4862 79 3746 5.7 1946637 9513130 112856 42 157 2Agos. 1138 5298 113 4691 9.1 1947765 9518438 112969 36 171 4Sep. 1198 3846 75 3218 5.9 1948960 9522274 113044 40 128 2Oct. 1205 2833 136 2351 10.1 1950165 9525107 113180 39 91 4Nov. 1221 3217 158 2635 10.8 1951386 9528324 113328 41 107 5Dic. 1045 3785 229 3622 18.0 1958431 9532109 113557 34 122 71999Ene. 1166 4202 214 3604 15.5 1953597 9536311 113771 38 135 7Feb. 906 2281 216 2518 19.2 1954503 9538592 113987 32 81 8Mar. 1100 3127 322 3115 22.6 1955603 9542019 117309 35 110 10Abril 691 3109 315 4499 31.3 1956294 9545128 114624 23 104 10Mayo 679 5028 453 7405 40.0 1956973 9550156 115077 22 162 15Jun. 618 4142 495 6702 44.5 1957591 9554295 115572 21 138 16Jul. 311 4503 747 14479 70.6 1957902 9558801 116319 10 145 24Agos. 380 5924 651 15589 63.1 1958282 9564725 116970 12 191 21Sep. 464 4180 765 9009 62.2 1958746 9468905 117735 15 139 25Oct. 264 7080 887 26818 77.1 1959010 9575985 118622 8 228 29Nov. 215 5136 859 23888 80.0 1959225 9582221 119481 7 171 29Dic. 3205 602 100.1 1959225 9584326 120083 103 19

Para un mejor entendimiento mostramos a continuación los volúmenes de petróleo y gas natural que se obtienen una vez realizada la inyección de agua:

Maxus

CAMPO Tipo de Hidrocarburo

Producción de petróleo (Bbl)

Producción de G. N. (MPC)

Cambeiti Nuevo 21.713 268.031Monteagudo Nuevo 225.467 825.870

Paloma Nuevo 1.826.695 15.902.466Surubi Existente 772.902 0.071.120Surubi Nuevo 85.086 436.492

Surubi-BB Nuevo 574.480 1.642.688

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Margarita Nuevo 0 0Tatiqui Nuevo 0 0

TOTAL EXISTENTE 772.902 1.071.120TOTAL NUEVO 2.733.441 19.075.547

TOTAL EMPRESA 3.506.343 20.146.667

Pecom Energia

CAMPO Tipo de Hidrocarburo

Producción de petróleo (Bbl)

Producción de G. N. (MPC)

Colpa Existente 51.843 1.936.998Colpa Nuevo 5.752 107.384

Caranda Existente 192.862 9.938.205Caranda Nuevo 8.985 3.578.252

TOTAL EXISTENTE 224.705 11875.203TOTAL NUEVO 14.737 3.685.636

TOTAL EMPRESA 259.442 15.560.839

8.3.- Análisis del agua de inyección

La calidad del agua de inyección en el proyecto de recuperación de petróleo es una aspecto fundamental, donde se realizo una filtración mecánica previa a la inyección de los pozos, además de mantener un circuito cerrado para evitar el contacto de agua con la atmósfera a través de todo el sistema, los resultados obtenidos del análisis fueron:

Análisis inorgánico

Agua pozo Agua inyectada

Turbidez (ppm) 75 2.6Oxigeno (ppm) - -

CO2 (ppm) 0 2.0H2S (ppm) - -

Carbonatos (ppm) 21.5 2.3Hierro (ppm) 1.2 0.2

PH 8.3 7.8

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Análisis orgánico

Se encontró la presencia de bacterias aeróbicas, según referencias las dos muestras analizadas no presentaron bacterias reductoras de sulfatos lo cual indicaba eliminar el ítem de tratamiento de bacterias. El control del crecimiento de las colonias aeróbicas se consiguió manteniendo el sistema completamente cerrado, evitando así el contacto del agua con el oxigeno que es vital para su crecimiento y en consecuencia evitar la corrosión, pues caso contrario las partículas producto de la corrosión contribuyen al taponamiento de los pozos inyectores. El oxigeno disuelto en el agua es elemento más corrosivo, si el yacimiento es de pocos milidarcys de permeabilidad la necesidad de inyectar agua tratada es imperativo. El material orgánico se encuentra como sólidos suspendidos en el agua de inyección el cual es e gran volumen y poca intensidad.

Como conclusión de este tipo de tratamiento, se debe indicar que el mismo fue realizado de acuerdo a normas vigentes y cuyos resultados merecieron un buen control de calidad.

9.- PRESIONES Y VOLÚMENES DE INYECCIÓN DE LAS PLANTAS DE TRATAMIENTO

En el caso particular que nos ocupa, el factor de recuperación es el porcentaje del volumen de petróleo que puede ser recuperado por inyección de agua a los pozos productores, con relación al volumen de petróleo que se tiene en la estructura al comenzar el proyecto.Con los datos disponibles y los calculados obtenemos un factor de recuperación de : Fr=54%

9.1.- RECUPERACION SECUNADARIA

Volumen de petróleo remanente en el área experimental= 58044.44 m3 @c.a.Factor de recuperación secundario: Fr=54%

Volumen de petróleo a ser recuperado por inyección de agua:31344.0 m3 = 197 153.76 BBl @C.A.

Viscosidad del petróleo @C.Y :uo=5.5 cpViscosidad del agua @cy: uw=0.71 cpRelación viscosidad petróleo – agua: c=7.81

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Saturación actual de petróleo : so=0.51Saturación actual de gas: sg=0.19Factor gas: f=0.028

Saturación residual de petróleo después del barrido: Sor=0.41Saturación de agua promedio detrás del frente de invasión: Swav=0.51Saturación residual de petróleo inmediatamente detrás del frente de invasión: Sor av =0.49

Fracción de agua en el frente de invasión. Fw=0.85Fracción de petróleo en el fr4ente: Fo= 0.15Permeabilidad efectiva al agua: Kw=0.59mdPermeabilidad relativa al petróleo: Kro=0.040Permeabilidad relativa al agua: Krw=0.026Relación de permeabilidad relativa petróleo-agua: Kro/Krw=1.54Distancia entre pozos diferentes (PRODUCTOR-INYECTOR):d=175mRadio efectivo del pozo: rw=0.5 m=1.64ftRadio eficiente de barrido areal: Ef=0.71Area del modelo de inyección: A1=55200 m2Presion de inyección en superficie: Pic=1297 psiPresion de inyección frente a la arena: Pi= 3139 psiPresion diferencial frente a la arena: Dp=1611 psi

Datos del yacimiento

Area probada 1578000.00m2Presión media 1500 psigProfundidad media 1100 mEspesor neto medio 800 mTemperatura media 114 FPorosidad media 0.15Permeabilidad 14 mdTextura grano fino a grueso

9.2.- .- Presiones de inyección

Presion de inyección en superficie: Pic=1297 psiPresion de inyección frente a la arena: Pi= 3139 psiPresion diferencial frente a la arena: Dp=1611 psi

Planta de tratamiento Volumen de inyeccion [BPD]

Presión de inyección [PSI]

Rio Grande 2100 1400La Peña 4400 1200Satelite 2000 1740

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10.- PROYECTOS PILOTO DE INYECCION DE AGUA

Los criterios que han primado en la selección del área apara la “operación piloto” HAN SIDO: (1) que el área ocupe, en lo posible, las partes más altas de la estructura; y (29 que los pozos bajo consideración estén distribuidos en forma geométrica. En este sentido, se ha visto que la parte más conveniente del campo es la formada por el paralelogramo ABCD, puesto que satisface a los requisitos exigidos.

10.1.- Inyección de agua en el Campo Caranda

Entre los objetivos del proyecto piloto de aplicación de inyección de agua podemos señalar los siguientes:

Determinar los barriles adicionales de petróleo obtenidos con inyección de agua Frenara la declinación natural del reservorio debido al agotamiento de presión del sistema por la liberación excesiva y prematura de su gas en solución. Evaluar el grado de inyectabilidad a las areniscas receptoras. Analizar la competibilidad desde el punto de vista de su composición mineral entre el agua de inyección.

10.2.- Descripción del reservorio

El campo Caranda se encuentra localizado en la provincia Ichilo del departamento de Santa Cruz a una distancia aproximada de 45 kilómetros en la dirección Noroeste.

La formación del campo Caranda constituye una unidad litológica que corresponde al sistema cretácico y cuya correlación estratigráfica y estructural es evidenciable por medio de las secciones geológicas disponibles en dicho reservorio, donde la característica más destacable es que en dicha formación esta presente una arenisca almacén de naturaleza calcárea de alta resistividad principalmente en la culminación de la estructura.

10.3.- Análisis del agua de inyección

La calidad del agua de inyección en el proyecto de recuperación de petróleo es un aspecto fundamental, donde se realizó una filtración mecánica previa a la inyección de los pozos, además de mantener un circuito cerrado para evitar el

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contacto de agua con la atmósfera a través de todo el sistema, los resultados obtenidos del análisis fueron:

- Análisis inorgánico

Agua pozo Agua inyectada

Turbidez (ppm) 75 2.6

Oxigeno (ppm) - -

CO2 (ppm) 0 2.0

H2S (ppm) - -

Carbonatos (ppm) 21.5 2.3

Hierro (ppm) 1.2 0.2

PH 8.3 7.8

- Análisis orgánico

Se encontró la presencia de bacterias aeróbicas, según referencias las dos muestras analizadas no presentaron bacterias reductoras de sulfatos lo cual indicaba eliminar el ítem de tratamiento de bacterias. El control del crecimiento de las colonias aeróbicas se consiguió manteniendo el sistema completamente cerrado, evitando así el contacto del agua con el oxigeno que es vital para su crecimiento y en consecuencia evitar la corrosión, pues caso contrario las partículas producto de la corrosión contribuyen al taponamiento de los pozos inyectores.

El oxigeno disuelto en el agua es elemento más corrosivo, si el yacimiento es de pocos milidarcys de permeabilidad la necesidad de inyectar agua tratada es imperativo. El material orgánico se encuentra como sólidos suspendidos en el agua de inyección el cual es e gran volumen y poca intensidad. Como conclusión de este tipo de tratamiento, se debe indicar que el mismo fue realizado de acuerdo a normas vigentes y cuyos resultados merecieron un buen control de calidad.

10.3.- Proyecto planta Piloto Patujusal Una de las actividades importantes desarrolladas en el área de producción de líquidos, que

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contribuyen a la obtención de diesel oil, es la desarrollada en la zona de Santa Rosa y específicamente en el campo Patujusal, campo maduro productor de petróleo 31° API.Figura 59 : Planta PatujusalFuente: Practicas de Campo

Aquí se implementó un proyecto piloto de recuperación secundaria mediante la inyección de agua al reservorio para mejorar la recuperación de petróleo.

10.4.- Presión y volumen de inyección

La planta de tratamiento de agua, considerada una de las mejores instaladas en el país, tiene una capacidad de tratamiento de 5000 bbls de agua de los cuales 2500 se inyectan al reservorio a través de 3 pozos inyectores desde Noviembre del 2003.

Los resultados obtenidos en esta primera etapa se reflejan en un incremento de la presión del yacimiento en los pozos inyectores así como en los pozos productores y una marcada disminución en la declinación del mismo.

Asimismo, pozos que se encontraban cerrados, han sido nuevamente puestos en producción al tener energía adicional.

Alcance

El Sistema de Inyección de Agua que se ha implementado en la planta Patujusal se lo esta llevando a cabo para incrementar la Recuperación de Petróleo del Campo, de tal manera de ayudar al sistema de recuperación GLS (Inyección de gas) que actualmente presenta el Campo; y que en esta última temporada esta declinando en una relación de 19 Bbls/día, mientras que la producción de agua se esta incrementando.

El campo está situado a 170 Km. al nordeste de la Ciudad de Santa Cruz en la Provincia Sara. El camino de acceso al lugar esta conformado de la siguiente manera:

Tramo Distancia Estado del Camino

Santa Cruz – Cruce a Santa Rosa 82 Km. Pavimento asfaltado

Cruce – Santa Rosa 41 Km. Suelo estable Compactado con ripio

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Produccion de Agua Inyectada (Bbls) PJS

y = 3,5681x + 1534,9

0

1000

2000

3000

4000

5000

Del 16/10/02 al 23/08/03

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Santa Rosa - Batería HSR 30 Km. Suelo en sectores Arcilloso parcialmente Compactado

Batería HSR – Batería Patujusal 17 Km. Suelo Arcilloso

La Planta de Patujusal comprende las siguientes Áreas:

Área de Colectores de Producción Área de Manifold - Inyección GLS Área de Separación (Líquidos Totales - Gas) Área de Separación Agua-Petróleo (Tanque Separador) Área de Almacenamiento Petróleo Área de Bombeo de Petróleo PJS-HSR Área de Transferencia (Agua), Área de Tratamiento de Agua Área de Compresión Área de Generadores

Univ. Pérez Ortiz Gabriel PET-211101

Produccion de Agua (Bbls) PJS

y = 2,1318x + 4217,9

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

Del 16/10/02 al 23/08/03

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Figura 60: Producción de agua InyectadaFuente: Ministerio de Hidrocarburos

Desarrollo

La producción del Campo Patujusal, mediante el sistema de recuperación GLS, es recolectado en un colector, y posteriormente trasportado a los separadores de producción, en donde se separa la fase gaseosa y la fase líquida. El agua y el petróleo que sale de los 4 separadores de producción a través de un “Header” (línea matriz) de 6”, es enviado al TK-Separador; de 5037 Bbls; el cual tiene la función de separar el petróleo del agua, mediante un sistema de distribución y rebalse; utilizando un tiempo de residencia de 5 Hrs.

10.5.- Equipos

Bomba de Transferencia (BBA-03):Presión Descarga: 60 – 65 PSICaudal: 85GPM Desgasificador : 45 PSI Skud: 30 – 40 PSI TK-Skimer:Nivel 6.1 – 6.3 metros.Presión de Columna Hidrostática : 8.9 PSI Bomba de Filtrado:Descarga: 40 - 45 PSI.P. Diferencial: 10 – 15 PSI. Bomba de Retrolavado:Descarga: 40 - 45 PSI.P. Diferencial: 5 – 0 PSI.

Tanque Pulmón (1500 Bbls.):Nivel: 6.0 – 6.6 metros.Presión de Columna Hidrostática: 8.5 – 9.4 PSI. Bomba Inyección Peroni (pistones de 2 ½”):Presión Descarga: 1600 PSICaudal: 3000 BPD. (Cap. Max.)Velocidad: 300 RPM Filtro de Elementos (Marca Cuno):Cantidad de Elementos: 7 pzas.Medida de la Malla: 1 Micrón (Disponible 50 pzas.)Medida de la Malla: 2 Micrón (Disponible 50 pzas.)Presión Diferencial : 10 PSI (Hacer verificado con AnálisisQuímico de Sólidos y Turbidez). Filtro de Elementos (Marca Nowata):Cantidad de Elementos: 7 pzas.

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Medida de la Malla: 2 MicrónPresión Diferencial : 10 PSI (Hacer verificado con AnálisisQuímico de Sólidos y Turbidez). Caudalímetro Magnético Krohne:Diámetro de Orificio : 1 ½”. Pozo PJS-06:Presión de inyección en cabeza de pozo: 1500 PSI.

10.6.- Procedimiento de Arranque Sistema de Inyección de Agua PJS-6W

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

Primeramente proceder con Limpieza de cañería de 2” (40 mtrs) en Planchada de pozo PJS-6.

Instalación de Bomba dosificadora de Surfactante a la salida de los Filtros de Elementos (Cuno y Nowata) en Planchada de PJS-6 y 20W.

Realizar la limpieza de línea primeramente con Agua.

Para luego posteriormente continuar la limpieza con Agua mas Surfactante (10 litros); todo esto sin ingresar el flujo al pozo PJS-6 y eliminar el agua. (NO AL POZO).

Continuar con este procedimiento hasta comprobar mediante análisis químico la calidad del agua.

Proceder a la inyección de Inhibidor de hinchamiento de arcilla, de acuerdo alas dos siguientes opciones (volumen de químico 8.5 galones):

o En caso de que exista presión en pozo, realizar la dosificación de Inhibidor de Arcilla mediante bomba dosificadora a caudal constante con la ayuda de agua de inyección.

o En caso de que no exista presión realizar la dosificación mediante sistema Batch.

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Una vez habilitado el Sistema de Inyección de Agua que comprende: Poner en servicio el TK-Separador, Habilitar Filtros de Empaque, bombas de inyección, entonces proceder a hacer pasar el flujo de agua por el filtro Nowata (Elementos de 5 micrones) e ingresar todo el flujo al Pozo PJS-20W; hasta obtener las condiciones adecuadas de calidad en el agua.

Después de obtener agua en condiciones adecuadas de calidad, hacer pasar el flujo de agua por el filtro Cuno (elementos de 1 micrón) para poder inyectar agua al pozo PJS-6.

Los parámetros de calidad de agua se definen a continuación:

Parámetros Valores máximos

Unidades

Oxígeno Disuelto < 20 ppb como O2

Sólidos Suspendidos < 10 ppm SólidosGrasas y aceites <7 ppmTurbidez <5 NTUCorrosión < 2 mpy

10.7.- Cálculo de las reservas con el proyecto piloto

Lo primero que realizamos es el calculo de la permeabilidad para la arenisca del reservorio:

Este valor de permeabilidades relativas corresponde según el grafico de So vs. Kg/ko a una saturación de 62.5. luego Calculamos la presión y el caudal de inyección por flujo lineal directo:

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Donde:a = d = 1353 (pies)k = 100 (md)h = 29 (pies) = 0.8 (cp)

Presión superficial

Presión en la planta

Para 6800 (BPD) –140HP como máximo. Arreglo de 2 pozos inyectores.

Presión y caudal del flujo radial

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Finalmente determinamos la relación de movilidad

11.- CAUDALES DE RECUPERACIÓN EN CAMPOS DE APLICACIÓN

Si la operación de inyección piloto se hiciera extensiva a todo el campo, el volumen de petróleo que podría ser recuperado sería:

Nrec= 829206.36 *0.54=447771.40 m3@CANrec=447771.40 m3=2816482.11 BBl.

Para un mejor entendimiento mostramos a continuación los volúmenes de petróleo y gas natural que se obtienen una vez realizada la inyección de agua:

Maxus

CAMPO Tipo de Hidrocarburo

Producción de petróleo (Bbl)

Producción de G. N. (MPC)

Cambeiti Nuevo 21.713 268.031

Monteagudo Nuevo 225.467 825.870

Paloma Nuevo 1.826.695 15.902.466

Surubi Existente 772.902 0.071.120

Surubi Nuevo 85.086 436.492

Surubi-BB Nuevo 574.480 1.642.688

Margarita Nuevo 0 0

Tatiqui Nuevo 0 0

TOTAL EXISTENTE 772.902 1.071.120

TOTAL NUEVO 2.733.441 19.075.547

TOTAL EMPRESA 3.506.343 20.146.667

Pecom Energia

CAMPO Tipo de Hidrocarburo

Producción de petróleo (Bbl)

Producción de G. N. (MPC)

Colpa Existente 51.843 1.936.998

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Colpa Nuevo 5.752 107.384

Caranda Existente 192.862 9.938.205

Caranda Nuevo 8.985 3.578.252

TOTAL EXISTENTE 224.705 11875.203

TOTAL NUEVO 14.737 3.685.636

TOTAL EMPRESA 259.442 15.560.839

11.1. Curvas de producción

A continuación mostramos los gráficos de las curvas de producción de los reservorios explicados anteriormente:

Figura 61: Reducción de Producción de aguaFuente: Ministerio de Hidrocarburos

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Figura 62: Efecto de las fracturas en la inyección de aguaFuente: Rakoil

Figura 63: Producción Primaria Vs Producción SecundariaFuente: Rakoil

12.- RENDIMIENTO DE LOS PROYECTOS DE POZOS DONDE SE APLICA RESERVORIOS POR INYECCIÓN DE AGUA

Donde señalaremos los resultados obtenidos en pozos donde se aplico el método de inyección de agua.

- Reservorio Cambeiti

Prácticamente no existe mantenimiento de presión, a excepción de un punto de presurización aislada sin incidentes en el sistema, el punto de presurización indicado corresponde más bien a un pozo nuevo perforado en el campo y cuyo rango de presión medida oscila en el intervalo de niveles previstos y encontrados al iniciar la producción natural de reservorio.No existe producción adicional de petróleo por efecto de la inyección de agua.

- Reservorio Paloma

Se observo un mínimo mantenimiento de la presión la cual se debe más que todo a la rehabilitación de pozos cerrados y que luego de ser reacondicionado muestra

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una leve mejoría por la energía natural acumulada. La inyección de agua a este reservorio no contribuyo a mejorar la recuperación adicional del crudo por no cumplir normas previstas en el modelo matemático de su diseño y al mismo tiempo debido a problemas de permeabilidad y heterogeneidad en esta formación.

- Reservorio Tatiqui

Se observo excesiva fluctuación en rangos propios de reservorios con baja relación de solubilidad por falta de represurización del sistema, que permite en algún modo atenuar dichas fluctuaciones de la RGP de producción, no existe mantenimiento significativo de ka presión del yacimiento.

- Reservorio Surubi-BB

En este reservorio se inyecto primero gas, si bien existió una cierta estabilización de la presión de fondo la curva de producción mostró una fuerte caída sin opción a una posible recuperación adicional de crudo.

- Reservorio Patujusal

Los resultados obtenidos en esta primera etapa se reflejan en un incremento de la presión del yacimiento en los pozos inyectores así como en los pozos productores y una marcada disminución en la declinación del mismo.

Asimismo, pozos que se encontraban cerrados, han sido nuevamente puestos en

producción al tener energía adicional.

13.- CONCLUSIONES

Dimos a conocer las principales características de los campos que se encuentran produciendo sus campos mediante la inyección de agua, donde nuestro margen de análisis estuvo dirigido principalmente a lo que es nuestra querida patria Bolivia.

Dimos a conocer la ubicación de los campos productores donde se aplica recuperación secundaria por inyección de agua.

Mostramos el número de pozos en cada campo con inyección de agua, así como las fuentes de abastecimiento de agua para la inyección de los campos.

Encontramos las capacidades de las plantas, así como el control de calidad del agua para la inyección, es decir sus características.

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Conocimos los volúmenes y presiones de inyección de los campos que se encuentran produciendo por inyección de agua.

Mostramos un proyecto piloto de inyección de agua, así como el rendimiento.

Pudimos analizar los caudales de recuperación en los campos de aplicación.

Consolidamos los conocimientos de toda el área de la producción, para que de esta manera podamos darle un mejor y adecuado enfoque a la realización de este trabajo en cuanto a la inyección de agua.

14.- BIBLIOGRAFIA

Practicas de Campo “Campos Rio Grande - La Peña - Adolfo Soria www.Chaco.com www.RepsolYPF.com www.managing_water.com www.ypfb.gov.bo www.supernet.com.bo Ministerio de hidrocarburos y Energia Practicas de campo de varios reservorios.

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