UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
ESCUELA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
TESIS PARA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNOLOGO DE PETRÓLEOS
TEMA
“DISPOSICION DEL AGUA DE FORMACION PARA INYECCION EN EL BLOQUE 16 CAMPO AMO”
AUTOR:
WILLIAM SUAREZ
DIRECTOR
DR. EDMUNDO GUERRA
- 2 - CESIÓN DE DERECHOS DE AUTOR
En reconocimiento a la prestigiosa Universidad Tecnológica Equinoccial, institución que me
acogió y brindó el soporte científico, técnico y humano para desarrollar ejemplarmente mis
estudios superiores, yo, WILLIAM STALIN SUAREZ AGUAS, cedo voluntariamente los derechos
de autoría sobre mi Proyecto de Tesis de Grado titulada: “DISPOSICION DEL AGUA DE
FORMACION PARA INYECCION EN EL BLOQUE 16 CAMPO AMO”, a favor de la Escuela de
DECLARACIÓN DE ORIGINALIDAD
En calidad de miembros del tribunal de grado, designado por la Facultad de Ingeniería en
Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Tecnológica Equinoccial, declaramos
que:
El presente Proyecto: “DISPOSICION DEL AGUA DE FORMACION PARA INYECCION EN EL
BLOQUE 16 CAMPO AMO”, fue elaborada íntegramente por el Señor WILLIAM STALYN
SUAREZ, la misma que ha sido revisada y verificada.
Por lo tanto, damos fe de la originalidad del presente trabajo de investigación.
____________________ ____________________
Dr. Edmundo Guerra Ing. Polibio Alulema
- 4 - DEDICATORIA
A mi Familia, Mi Esposa Wendy Cuero, mi Hijo Darikson Suarez, mi madre Zoila Aguas, a
quienes les dedico este trabajo por su apoyo incondicional día a día, durante el lapso que duro
esta carrera gracias les doy por haber infundado en mí la fuerza para seguir adelante.
Con mucho cariño
AGRADECIMIENTO
Gracias a Dios por todo.
A quienes desde el inicio de mi vida me llevaron por un buen camino, y aunque es una forma
mínima de agradecer por todo su esfuerzo y dedicación, y solo quiero que sepan que todos mis
logros son sus logros. Gracias a mi madre y esposa por el apoyo que me brindaron durante
todos mis estudios y aun en los momentos difíciles ellos supieron como motivarme para seguir
adelante.
A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr este objetivo, gracias a todos mis
familiares, amigos, la empresa que me ayudo tanto para seguir esta carrera y me brindo todas
las facilidades para el desarrollo de este proyecto.
A la Universidad y en especial a la Facultad de Educación a Distancia Tegnologia de Petroleos
por la oportunidad, de estudiar esta carrera.
A todos y cada uno de los profesores que me impartieron su cátedra, en gran parte es por ellos
que adquirí los conocimientos sobre la carrera de Tegnología de Petróleo.
A mi director de tesis, el Doctor Edmundo Guerra, quien mostró mucho interés, por su tiempo
- 6 - RESUMEN
Hoy en día podemos apreciar en la industria de los hidrocarburos, los ingenieros en
petróleos entre otros profesionales son los encargados de la producción de los yacimientos y
de pronosticar el comportamiento de los mismos con la finalidad de recuperar mejor sus
reservas. Además, deben tener un buen conocimiento en lo referente a la protección del
medio ambiente en las diferentes actividades hidrocarburíferas que se está prestando cada vez
más atención en todo el mundo, y uno de los elementos más problemáticos es el agua de
formación por su contenido de distintas sales que dañan el entorno. Por lo que es necesario
dar alternativas de solución a este problema como la que planteamos en este proyecto a
traves de la reinyección del agua de formación producida, la misma que evita que el agua se
deseche al medio ambiente.
Por este motivo mi interés y el interés de la compañía es el dar soluciones al uso del agua de
formación e bloque 16. Para esto, describiremos el bloque en estudio para tener una visión
clara del sector en el que se desarrolla el presente proyecto.
Se expondrá el concepto y métodos de la reinyección de agua de formación para tener un
conocimiento más profundo sobre este proceso, se determinarán las razones y criterios
técnicos de este proyecto por los cuales se decidió recompletar un pozo productor para
reinyectar el agua de formación.
Repsol YPF es una compañía petrolera internacional, integrada verticalmente en todas
las áreas del negocio, desde la exploración hasta la comercialización de productos derivados.
Trabaja activamente en más de 30 países, siendo líder en España y Argentina. Es considerada
una de las diez mayores petroleras privadas y la mayor compañía energética en Latinoamérica
ABSTRACT
Today we can see in the oil industry, petroleum engineers and other professionals are responsible for the production of the reservoir and predict their behavior in order to recover more reserves.
They must have good knowledge regarding environmental protection in various oil and gas activities being given increasing attention worldwide, and one of the most problematic is the formation water for its content various salts that damage the environment.
Therefore it is necessary to provide alternative solutions to this problem as we raised in this project through the reinjection of produced formation water, it prevents the water is disposed into the environment.
That is why my interest and the interest of the company is providing solutions to water use training and Block 16. For this study we describe the block to have a clear vision of the sector in which this project develops.
It will present the concept and methods of re-injection of formation water to have a deeper understanding of this process identify the reasons and technical criteria of this project for which it was decided recompletions a producing well to re-inject produced water.
Repsol YPF is an international oil company, vertically integrated in all areas of the business, from exploration to marketing products. Active in over 30 countries, being the leader in Spain and Argentina.
- 8 -
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN………..……-6-
ABSTRACT ... - 7 -
CAPITULO I ... - 12 -
1. MARCO REFERENCIAL ... -12-
1.1.1. DEFINICIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ... -12-
1.1.2. ANTECEDENTES.- ... -12-
2. OBJETIVO DEL PROYECTO : ... -12-
2.1.1. General .- ... - 12 -
2.1.2. Específico.- ... - 13 -
FIGURA 1 SISTEMA DE INYECCIÓN ... -13-
3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA... -14-
3.1 Hipótesis de la Investigación . ... - 14 -
3.1.2 Justificación e Importancia .- ... - 14 -
4. SOLUCIÓN ... -14-
CAPITULO II ... - 16 -
MARCO CONCEPTUAL ... -16-
DESCRIPCIÓN Y RECOPILACIÓN DE DATOS DEL BLOQUE 16 ... -16-
FIGURA 2 MAPA DEL BLOQUE 16 ... -16-
FIGFIGURA 3 MAPA UBICACIÓN ... -17-
FIGURA 4 MAPA UBICACIÓN CAMPOS DEL BLOQUE 16 ... 19
FIGURA 5 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA CUENCA ORIENTE... 20
CAPITULO III ... 21
MARCO TEÓRICO ... 21
REGLAMENTOSUSTITUTIVODELREGLAMENTOAMBIENTALPARALASOPERACIONES HIDROCARBURÍFERASENELECUADOR ... 21
Disposiciones Generales ... 21
CAPITULO IV ... 27
MÉTODOS ... 27
FIGURA 6 DESCARGA DE AGUA SIN CONTROL AL MEDIO AMBIENTE ... 28
CAPITULO V ... 33
TÉCNICAS ... 33
REACONDICIONAMIENTO DEL POZO ... 33
FIGURA 8REGISTRO ELÉCTRICO ... 34
FIGURA 9 REGISTRO DE CEMENTACIÓN ... 36
ESTADO MECÁNICO ACTUAL Y PROPUESTO PARA EL WORKOVER DEL POZO AMO B24 ... 37
FIGURA 10ESTADO ACTUAL DE POZO ... 39
FIGURA 11 POZO INYECTOR PROPUESTO ... 40
CAPITULO VI ... 42
MONTAJE DELINEASYBOMBADEALTACAPACIDADPARAINYECCIONDEAGUA ... 42
FIGURA 12BOMBA SULSER... 42
FIGURA 13FACILIDADES ZONA DE MONTAJE DE LA BOMBA ... 43
FIGURA 14TIE NO 1 ... 44
FIGURA 15TIE N2 ... 44
FIGURA 16TIE N3 ... 45
FIGURA 17TIE N4 ... 45
FIGURA 18TIE N5 ... 46
FIGURA 19TIE N6 ... 46
CAPITULO VII ... 47
PRUEBAS DE LABORATORIO ... 47
FIGURA 20 MÉTODO DE CENTRIFUGACIÓN ... 50
FIGURA 21DETERMINACIÓN DE SÓLIDOS ... 53
FIGURA 22DETERMINACIÓN DE SÓLIDOS ... 57
CAPITULO VIII ... 64
MINIMIZACIONDELOSIMPACTOSAMBIENTALES... 64
CAPITULO IX ... 69
- 10 -
TRATAMIENTOALAGUADEREINYECCION ... 77
SISTEMACOMPLETODEREINYECCIONDEAGUA ... 78
CAPITULO X ... 79
COSTO DE TRABAJO WORKOVER ... 79
CONCLUCIONES ... 83
RECOMENDACIONES ... 86
GLOSARIO ... 89
ANEXOS ... 95
ANEXO 1.CERTIFICACIÓN ISO9001:2008.REPSOLECUADOR S.A. ... 95
ANEXO 2.CERTIFICACIÓN ISO14001:2004.REPSOLECUADOR S.A. ... 96
ANEXO 3MAPA BASE BLOQUE 16BOGI CAPIRON Y TIVACUNO... 97
Indice de Tablas Tabla 1 Efluente ( Punto de Descarga) ……….. 22
Tabla 2 Inmisión ( Punto de Control ) ………. 23
Tabla 3 Limites Permisible ( Aguas Grises ………. 23
- 12 - CAPITULO I
1. Marco Referencial
1.1.1. Definición de la Investigación
1.1.2. Antecedentes.-
No mucho tiempo atrás, cuando el boom de los Modelos Integrales de
Producción, navegaba el mercado, la unidad operativa consideró que, disponer de uno de tales
modelos podría suponer algún avance significativo en la optimización de las operaciones.
Inmediatamente, nos pusimos manos a la obra en la construcción del mismo pero, tras muchos
meses desde su conclusión, su aporte aún es cuestionable.
Por este motivo, y convencidos de la valiosa utilidad de estas herramientas, se tomó la
decisión de analizar nuevamente las necesidades de la operación, cayendo inmediatamente en
la cuenta de que, nuestras mayores posibilidades de optimización no se encuentran en las
redes de producción, sino en las de inyección, donde diariamente manejamos más de 950,000
barriles de agua.
Al momento, un modelo tal del sistema de inyección está siendo desarrollado por etapas y, las
valiosas conclusiones sobre la utilidad del mismo resultan completamente opuestas a las del
modelo de producción anteriormente desarrollado y, ahora, en el olvido.
2. Objetivo del Proyecto :
2.1.1. General .-
Debido a la cantidad de agua que se maneja hoy en día en el Bloque 16 y en especial en el
Campo Amo hemos implementado el método de disposición de agua de formación, mediante
la inyección considerando la subida de corte de agua detectado mediante el análisis ( BSW . 95
% ), asi como también el incremento de producción teniendo actualmente una Inyeccion de
2.1.2. Específico.-
El objetivo de este proyecto es de disponer del agua de formación creando un nuevo
pozo inyector (Amo B24) , ubicando un nuevo equipo de Inyeccion ( Bomba Sulser ) 1500 HP. y
incrementar la rata de Inyección en el Campo Amo.
Figura 1 Sistema de Inyección
- 14 - 3. Planteamiento del Problema
Sin necesidad de elaborar modelo alguno, se puede concluir rápidamente que el sistema de
inyección de agua no está adecuadamente balanceado, debido principalmente a un
crecimiento extraordinario durante los últimos años. El ramal principal, aquel que lleva el agua
hacia los pads WIPS1 y AMO, se encuentra saturado con más de 500,000 bwpd mientras que,
el ramal que lleva agua hacia los pads de DAIMI, GINTA e IRO no transporta más de 250,000
bwpd
3.1 Hipótesis de la Investigación .
Una vez identificados los inconconvenientes que se presentan se plantean como posible mejoramiento el de implementar equipos y readecuaciones para que el Agua de Formación sea inyectada y no dispuesta al medio ambiente, como el tema de este proyecto esperando lograr el objetivo deseado que este dispone para los diferentes trabajos y usuarios que asi lo requieran.
3.1.2 Justificación e Importancia .-
Es importante contar con un reglamento establecido y con las herramientas necesarios, la misma servirá para controlar cualquier eventualidad con respecto a la utilización del agua de formación que surge de los trabajos de Exploración, Produccion, Transporte en el Bloque 16.
4. Solución
La solución que se propone para este proyecto es de disponer del agua de formación
realizando un trabajo Workover, implentar una nueva bomba de alta capacidad , instalación de
Producción actual de Amo Well Oil (BPD) Water (BOP) Water Cut (%)
AMO A10HM1 184,40 8.857,99 97,86
AMO A11BT 66,35 144,37 68,10
AMO A4BT 434,20 225,23 33,00
AMO A4HRE1M1 520,59 9.092,41 94,30
AMO A7M1 401,72 6.627,63 94,00
AMO-A-12:BT 303,57 259,20 45,00
AMO-A-9-HM1C 476,64 9.548,64 95,00
Total AMO A 2.387,47 34.755,47 93,57
AMO 2Us 370,17 2.205,44 84,89
AMO B11BT 363,36 216,81 36,50
AMO B19Ui 207,23 2.971,49 93,15
AMO B22HM1 323,66 3.707,21 91,57
AMO B2M1 366,16 6.050,91 94,04
AMO B4U 374,54 5.460,61 93,21
AMO B7HM1 400,76 12.657,52 96,77
AMO B8HM1 565,77 17.466,34 96,70
AMO B9HBT 498,05 244,48 32,00
AMO-B-20 Us 276,70 2.610,06 89,94
AMO-B-21Us 439,93 1.799,24 79,50
AMO-B-26:Ui 752,14 692,29 46,74
AMO-B-29:Ui 579,93 4.526,95 88,09
Total AMO B 5.518,40 60.609,35 91,65
AMO C-13M1-C 454,35 9.804,16 95,35
AMO C-14HM1-C 643,73 16.138,32 95,97
AMO C-16HM1 468,85 9.712,03 95,16
AMO-C-21-HM1 982,57 7.064,01 87,21
AMO-C-22-H:M1C 482,21 10.164,01 95,24
AMO-C-23-H:M1C 666,16 10.363,79 93,66
AMO-C-24-H:M1 798,17 10.344,08 92,49
AMO-C-6-H-RE1:M1 2.002,91 8.979,62 80,95
Total AMO C 6.498,95 82.570,02 92,70
- 16 - CAPITULO II
Marco Conceptual
Es importante conocer el lugar en donde se desarrolla el presente estudio para poder
cumplir con mayor facilidad el objetivo.
Descripción y Recopilación de datos del Bloque 16
Ubicación de Bloque
El bloque, lugar donde se desarrolla el presente proyecto, se encuentra ubicado en la
región del Oriente del Ecuador. Más específicamente, se encuentra ubicado en la
Provincia Oriental de Orellana al noreste del país, como se ve en la figura
Figura 2 Mapa del Bloque 16
MAPA DE UBICACION DEL BLOQUE
F
i
g
18 UBICACION DE LOS CAMPOS EN EL BLOQUE
En el Bloque 16 y Área Tivacuno se considera habitualmente un total de 7 estructuras principales
(Tivacuno, Capirón, Bogi, Amo, Daimi, Ginta, Iro) y algunas otras de menor importancia o
desarrollo (Dabo, Wati). Al momento en que este artículo fue desarrollado, un total de 221 pozos
habían sido perforadosy, la condición de los mismos es la siguiente:
• 169 pozos productores (todos con levantamiento ESP).
• 27 pozos inyectores.
• El resto de pozos han sido cerrados, abandonados o reemplazados.
Debido a la ubicación en el interior de una de las más importantes reservas ecológicas del páis,
la operación se encuentra centralizada en cierta forma mediante wellpads, agrupaciones de
pozos que pretenden drenar una determinada región de cada yacimiento. Esta producción es
transportada por líneas de fluido hasta las plantas centrales de proceso (SPF, NPF) donde tiene
lugar la separación de las tres fases: el gas es utilizado en un 99% para la generación eléctrica
(96 MW de consumo diario promedio), el crudo en especificación es bombeado hacia los puntos
de fiscalización y el agua es tratada y devuelta nuevamente a aquellos wellpads con facilidades
Figura 4 Mapa Ubicación Campos del Bloque 16
La Formación Napo es una de las más prolíficas rocas madre en Sudamérica (White et al.
1995), limitada inferiormente por la Formación Hollín (fluvial-marginal marino, contiene areniscas
marginalmente productoras) y superiormente por la Formación Tena (fluvial, contiene un delgado
paquete de areniscas productoras en su sección basal). El intervalo comprende tres paquetes de
arenisca productores de crudo (T, U y M1). Más detalles pueden apreciarse en la columna
20
W E
EDAD LITOLOGIA
BREVE DESCRIPCION LITOLOGICA
A M B IE N T E P R O D U C .. .
COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE
F A S E O R O G E N IC A T A R D IO A N D IN A F A S E O R O G E N IC A T E M P R A N A A N D IN A PLIOCENO MIOCENO N E O G E N O P A L E O G E N O C E N O Z O IC O C Z OLIGOCENO EOCENO PALEOCENO MAESTRICHTIANO CAMPANIANO SANTONIANO CONIACIANO TURONIANO CENOMANIANO
FM. MESA
ARCILLAS ROJAS
C O N T IN E N T A L
ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO
CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS
ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS
F M ARAJUNO
FM ORTEGUAZA HIATO HIATO HIATO FM TIYUYACU F L U V IA L C O N T
CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS ALBIANO APTIANO NEOCOMIANO C R E T A C IC O J U R A S IC O M E S O Z O IC O M Z SUPERIOR MEDIO INFERIOR P A L E O Z O IC O P Z PERMICO CARBONIFERO (PENSILVIANO) DEVONICO SILURICO ORDOVICICO/CAMBRICO
PRECAMBRICO PE
FM TENA ARN BT C O N T IN E HIATO
ARCILLAS ROJAS ARENISCAS CONCLOMERADOS
M1 / VIVIAN CLZ M-1 CLZ M-2 CLZ A
N a p o S u p . N a p o M e d . N a p o I n f. ARENISCAS "U" CLZ B
ARENISCAS " T "
LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS
ARENISCAS CUARZOSAS
ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS
ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADAS CON ANHIDRITA.
CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCAS CUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS FM CURARAY
CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS
ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS BASAMENTO CRISTALINO C O N T IN E N T A M A R IN O N a p o B a s a l. HIATO HIATO HIATO M A R IN O D E A G U A S O M E R O M A R IN O C O N T IN M A R IN O M A R IN O FM SANTIAGO FM MACUMA METAMORFICOS
LUTITAS GRIS VERDOSAS
F O R M A C IO N N A P O
CLZ C ZONA HOLLÍN SUPERIOR
FM CHAPIZA
MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI
FM PUMBUIZA
ARN M-2
FM CHAMBIRA
Realizado por:
Juan Chiriboga / Omar Corozo
FM HOLLIN
1 2 3 4 5 Tapi Vista Auca JIVINO/LAGUNA Armadillo/Auca Puma Yuralpa/Dayuno
Colaboracion: Pierre Kummert MODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS
Ma 1.75 5.30 23.5 33.7 28 53 40 65 72 83 87 88 92 96 108 113 135 154 175 203 250 295 355 410 435 540 2400
CAPITULO III
Marco Teórico
Otro de los motivos por lo cuales se reinyecta el agua de formación es para preservar el medio
ambiente según dispone :
REGLAMENTO SUSTITUTIVO DEL REGLAMENTO AMBIENTAL PARA LAS OPERACIONES HIDROCARBURÍFERAS EN EL ECUADOR
Este reglamento en su Art 29 dice lo siguiente:
Disposiciones Generales
ART. 29.– Manejo y tratamiento de descargas líquidas.–
Toda instalación, incluyendo centros de distribución, sean nuevos o remodelados, así como las
plataformas off-shore, deberán contar con un sistema convenientemente segregado de drenaje,
de forma que se realice un tratamiento específico por separado de aguas lluvias y de escorrentías,
aguas grises y negras y efluentes residuales para garantizar su adecuada disposición. Deberán
disponer de separadores agua-aceite o separadores API ubicados estratégicamente y piscinas de
recolección, para contener y tratar cualquier derrame así como para tratar las aguas contaminadas
que salen de los servicios de lavado, lubricación y cambio de aceites, y evitar la contaminación del
ambiente. En las plataformas off-shore, el sistema de drenaje de cubierta contará en cada piso con
válvulas que permitirán controlar eventuales derrames en la cubierta y evitar que estos se
descarguen al ambiente. Se deberá dar mantenimiento permanente a los canales de drenaje y
separadores.
Desechos líquidos industriales, aguas de producción, descargas líquidas y aguas de formación.-
Toda estación de producción y demás instalaciones industriales dispondrán de un sistema de
22
No se descargará el agua de formación a cuerpos de agua mientras no cumpla con los límites
permisibles constantes .
Disposición.- Todo efluente líquido, proveniente de las diferentes fases de operación, que deba
ser descargado al entorno, deberá cumplir antes de la descarga con los límites permisibles
establecidos .
Los desechos líquidos, las aguas de producción y las aguas de formación deberán ser tratadas y
podrán ser inyectadas y dispuestas, conforme lo establecido en el literal c) de este mismo artículo,
siempre que se cuente con el estudio de la formación receptora aprobado por la Dirección
Nacional de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas en coordinación con la Subsecretaría
de Protección Ambiental del mismo Ministerio.
Si estos fluidos se dispusieren en otra forma que no sea a cuerpos de agua ni mediante inyección,
en el Plan de Manejo Ambiental se establecerán los métodos, alternativas y técnicas que se
utilizarán para su disposición con indicación de su justificación técnica y ambiental; los parámetros
a cumplir serán los aprobados en el Plan de Manejo Ambiental.
Reinyección de aguas y desechos líquidos.- Cualquier empresa para disponer de desechos
líquidos por medio de inyección en una formación porosa tradicionalmente no productora de
petróleo, gas o recursos geotérmicos, deberá contar con el estudio aprobado por la
Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas que identifique la
formación receptora y demuestre técnicamente:
Que la formación receptora está separada de formaciones de agua dulce por estratos
impermeables que brindarán adecuada protección a estas formaciones.
Que el uso de tal formación no pondrá en peligro capas de agua dulce en el área. Que las formaciones a ser usadas para la disposición no contienen agua dulce.
Que la formación seleccionada no es fuente de agua dulce para consumo humano ni
riego, esto es que contenga sólidos totales disueltos mayor a 5,000 (cinco mil) ppm.
Manejo de desechos líquidos costa afuera o en áreas de transición.- Toda plataforma costa
afuera y en áreas de transición, dispondrá de una capacidad adecuada de tanquería, en la que se
receptarán los fluidos provenientes de la perforación y/o producción, para que sean eliminados
sus componentes tóxicos y contaminantes previa su descarga, para la cual tiene que cumplir con
los límites dispuestos .
En operaciones costa afuera, se prohibe la descarga de lodos de perforación en base de aceite, los
mismos que deberán ser tratados y dispuestos en tierra. En las plataformas off-shore se instalarán
circuitos cerrados para el tratamiento de todos los desechos líquidos.
Aguas negras y grises.- Todas las aguas servidas (negras) y grises producidas en las instalaciones y
durante todas las fases de las operaciones hidrocarburíferas, deberán ser tratadas antes de su
descarga a cuerpos de agua, de acuerdo a los parámetros y límites constantes .
En los casos en que dichas descargas de aguas negras sean consideradas como útiles para
complementar los procesos de tratamiento de aguas industriales residuales, se especificará
técnicamente su aplicación en el Plan de Manejo Ambiental. Los parámetros y límites permisibles
a cumplirse en estos casos para las descargas serán los que se establecen.
Los parámetros y límites permisibles establecidos, de este Reglamento se aplicarán en los casos
que el monitoreo rutinario especificado en el presente Reglamento indique anomalías en las
descargas para profundizar la información previo a la toma de acciones correctivas, o cuando la
Subsecretaría de Protección Ambiental lo requiera, así como cada seis meses para una
caracterización completa de los efluentes.
Para la caracterización de las aguas superficiales en Estudios de Línea Base – Diagnóstico
Ambiental, se aplicarán los parámetros establecidos. Los resultados de dichos análisis se
reportarán en el respectivo Estudio Ambiental con las coordenadas UTM y geográficas de cada
24
Parámetros, valores máximos referenciales y límites permisibles para el monitoreo ambiental
interno rutinario y control ambiental.
Límites permisibles para el monitoreo ambiental permanente de aguas y descargas líquidas en la
exploración, producción, industrialización, transporte, almacenamiento y comercialización de
hidrocarburos y sus derivados, inclusive lavado y mantenimiento de tanques y vehículos.
límites permisibles en el punto de descarga de efluentes (descargas líquidas).
límites permisibles en el punto de control en el cuerpo receptor (inmisión).
Tienen que cumplirse los límites establecidos en los dos puntos; quiere decir que si el efluente
cumple con los límites establecidos pero en el punto de control se sobrepasan los límites, tienen
que tomarse las respectivas medidas para disminuir los valores en el efluente hasta cumplir con la
calidad exigida en el punto de control (inmisión).
Cualquier efluente debe ser oxigenado (aireación) previo a su descarga.
La periodicidad de los muestreos y análisis deberá cumplir con lo siguiente:
Diario en refinerías y para descargas de perforación durante todo el periodo de perforación; Mínimo una vez al mes en todas las demás instalaciones hidrocarburíferas que generan
descar-gas líquidas y en todas las fases de operación, excepto aquellos referidos en el
siguiente punto;
Semestralmente para las fases, instalaciones y actividades de almacenamiento, transporte,
comercialización y venta de hidrocarburos que generen descargas líquidas.
Tabla 1
a) EFLUENTE (punto de descarga)
Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible1)
Promedio anual2)
Destino de descarga Potencial hidrógeno pH --- 5<pH<9 5.0<pH<9.0 Todos
Conductividad eléctrica CE µS/cm <2500 <2000 Continente
Hidrocarburos totales TPH mg/l <20 <15 Continente
Hidrocarburos totales TPH mg/l <30 <20 Mar abierto
Demanda química de oxígeno DQO mg/l <120 <80 Continente
Demanda química de oxígeno DQO mg/l <350 <300 Mar
abierto
Sólidos totales ST mg/l <1700 <1500 Todos
Bario Ba mg/l <5 <3 Todos
Cromo (total) Cr mg/l <0.5 <0.4 Todos
Plomo Pb mg/l <0.5 <0.4 Todos
Vanadio V mg/l <1 <0.8 Todos
Nitrógeno global (incluye N orgánico, amoniacal y óxidos)3)
NH4-N mg/l <20 <15 Todos
Fenoles3) mg/l <0.15 <0.10 Todos
Tabla 2
b) INMISIÓN (punto de control en el cuerpo receptor)
Parámetro Expresado en
Unidad Valor límite permisible1)
Promedio anual2)
Aplicación
Temperatura4) °C +3°C General
Potencial hidrógeno5) pH --- 6.0<pH<8.0 6.0<pH<8.0 General
Conductividad eléctrica6) CE µS/cm <170 <120 Continente
Hidrocarburos totales TPH mg/l <0.5 <0.3 General
Demanda química de oxígeno7)
DQO mg/l <30 <20 General
Hidrocarburos aromáticos policíclicos (HAPs)
C mg/l <0.0003 <0.0002 General
26 Límites permisibles para descargas de aguas negras y grises.
La periodicidad de los muestreos y análisis será por lo menos semanal, excepto para las fases,
instalaciones y actividades de almacenamiento, transporte, comercialización y venta de
hidrocarburos, para las cuales se deberá realizar semestralmente.
Tabla 3
Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible
Potencial hidrógeno pH --- 5<pH<9
Demanda química de oxígeno DQO mg/l <80
Coliformes fecales Colonias Col/100 ml <1000
Cloro residual Cl2 mg/l <2.0
En el caso de que no se llegase a cumplir con los parámetros establecidos, el tratamiento de
- aguas lluvias,
- aguas industriales
- aguas grises y negras
deberá realizarse por separado, salvo para los casos establecidos en el artículo 29, literal e, de este
Reglamento.
Parámetros adicionales y límites permisibles para aguas y descargas líquidas en la exploración,
producción, industrialización, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y
sus derivados.
Tabla 4
Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible
Cloruros Cl- mg/l <2,500
Sulfatos SO42- mg/l <1,200
Fluoruros F- mg/l <5.0
Cadmio Cd mg/l <0.1
Mercurio Hg mg/l <0.01
Níquel Ni mg/l <2.0
Selenio Se mg/l <0.5
Cianuros libres CN- mg/l <0.05
Sulfuro de hidrógeno H2S mg/l <0.0002
Demanda bioquímica de oxígeno DBO5 mg/l <40
CAPITULO IV
Métodos
Anteriormente, se disponía del agua salada o producida de forma tal que causaba serios
problemas ambientales. Los efectos de muchos de los problemas no fueron notados rápidamente
debido a la naturaleza de la descarga del producto ( agua) y porque muchas de las descargas
ocurrieron en zonas remotas y de poca población. A continuación citaremos algunos métodos de
disposición empleados sin considerar su efecto en el medio ambiente y que no se debe
interpretarse como una recomendación de los mismos.
Los métodos recomendados aceptables los trataremos más adelante
Descarga sin control a la superficie
En este caso el agua producida fue simplemente descargada de las intalaciones de producción al
suelo, el contenido del petróleo no fue medido o controlado y los efectos no fueron considerados.
Esta costumbre llevó a la contaminación de las capas freáticas superficiales y del agua potable y a
28
Ejemplo: como se muestra en la fotografía siguiente
Figura 6 Descarga de agua sin control al medio ambiente
Descarga sin control en cuerpos agua dulce
La descarga producida en arroyos, ríos y lagos han conducido a la destrucción de estos cuerpos de
agua, a la destrucción de peces y especies, la contaminación de esas corrientes también ha llevado
a la polución de las aguas freáticas y de otras fuentes de agua potable
Evaporación
En las zonas áridas donde la tasa de evaporación es alta, el agua producida se coloca en fosas y se
deja para que se evapore. El agua se purifica por la evaporación pero las sales y sólidos disueltos
permanecen en la fosa de evaporación. Eventualmente se deberá disponer de estos solidos de
una forma segura .
Inyección por el Espacio Anular
Se ha practicado la inyección de agua por el espacio anular de pozos productivos en varios
campos, es lo mismo que la inyección en un pozo somero o poco profundo pues el fluido se dirije
a la primera zona permeable debajo de la tubería de revestimiento. Además, los controles de la
cementación de la primera tubería de revestimiento no se adecúan a la disposición de las aguas, y
la tubería de revestimiento se perforó hace algún tiempo y bien podría ser desgastada hasta el
punto de falla.
Inyección en pozo poco profundo
La inyección en pozos pocos profundos es popular en algunas zonas, el riesgo de contaminación
de las capas freáticas poco profundas y del agua potable subterránea aumenta obviamente a
medida que disminuye la profundidad de inyección.
Inyección en pozo profundo
La inyección de agua a zonas profundas, no asociadas ( a una profundidad de más 600 pies se ha
utilizados por varios años en muchas zonas).
30
Los fluidos son reinyectados para apoyar la recuperación adicional de petróleo de campo cuando
la disposición produce daño al medio ambiente se exigen programas correctivos a la industria.
Estos programas probablemente requerirán altos niveles de desembolso, multas y otras medidas,
la demostración de que los métodos de disposición propuestos evitarán problemas adicionales y
de que las opciones de tratamiento para la corrección de los problemas causados, son las más
adecuadas.
Métodos de disposición recomendados
La recuperación de hidrocarburos de cualquier yacimiento dado, en la mayoría de los casos, puede
ser mejorada al inyectar agua de yacimiento- sea en el acuìfero ( mantenimiento de presión ) o en
toda la zona para barrer al petróleo hacia los pozos productores ( inundación de agua). En estos
casos, especialmente en las zonas donde no es fácil conseguir agua dulce o esta es costosa, el agua
producida tiene un valor comercial apreciable. La reinyección también tiene, generalmente, menor
impacto ambiental.
Antes de comenzar a inyectar el yacimiento debe ser estudiado detalladamente para asegurar de
que esté apto para el plan y el método específico de recuperación asistida que se propone. No
todos los yacimientos pueden recibir inyección de agua y este factor debe reconocerse de
inmediato: si se inyecta a yacimiento no aptos o incompatibles puede causar el abandono
Los datos para el estudio completo de yacimientos deberán obtenerse a a partir de los pozos
productivos existentes y deberán incluir :
Propiedades de las Rocas:
Porosidad
Premeabilidad
Capilaridad
Humectabilidad
Heterogeneidad del yacimiento
Saturaciones Iniciales
Efectos de permeabilidad direccional
Propiedades del fluido:
Viscosidad
Miscibilidad
Movilidad
Compatividad
Saturaciones irreducibles
El estudio del yacimiento deberá ser llevado a cabo por un grupo competente de ingeniería, y
deberá considerar:
Mecanismos de desplazamiento
Movimiento Frontal
32
Efectos de la gravedad
Potencial para la canalización del agua a través del petróleo
Efecto sobre las capas gasíferas, si las hubiera
El estudio deberá considerar.
El mantenimiento de la presión versus la inyección
Diferentes esquemas de inyección
Efectos de distintas velocidades de inyección
Variaciones de inyectividad y de conductividad
Finalmente, el estudio deberá producir una serie de pronósticos de producción de petróleo, gas y
agua para diferentes situaciones de inyección. Se deberá incluir en estos pronósticos una medida
de la recuperación total del yacimiento. Existen varios procedimientros para realizar estos
cálculos, los cuales varían en cuanto a disponibilidad, complejidad y costo.
Hasta ahora se ha considerado muy poco el factor económico. La decisión de inyectar se basará,
por supuesto, en este factor, el cual deberá considerar la operación de producción que se
obtendrá sin la inyección, e incluyendo el costo de un plan alternativo para la eliminación de agua
producida, las diferentes alternativas posibles propuestas por los estudios del yacimiento, y todos
CAPITULO V
Técnicas
Reacondicionamiento del Pozo
Despues de realizar un estudio, analizaremos el pozo candidato a ser Inyector para lo cual
se propone realizar un Workover, que al momento cuenta con las siguientes
características y su conversión a pozo inyector
Estado Actual de Pozo.- Amo B24
Pozo temporalmente abandonado.
Objetivo.-
Optimizar el manejo de Agua de Formacion del Bloque 16 mediante la inyección de agua
travez del pozo Amo B24 en la arena “M1”
Descripción de la Zona de Reinyección
Arenisca M-1
El reservorio M1 esta en una etapa de alto corte de agua, con la producción diaria
de petróleo de 46700 bbls y el corte de agua total de 94%. El agua producida es
re-inyectada en esta formación .
La arenisca es generalmente de origen fluvial a la base, pasando por ambientes estuariano
y marino transicional hacia el tope.
Las areniscas de la base conforman trampas estructurales, con mecanismos de producción
34
estructural relativa al contacto agua-petróleo. En las areniscas del tope de la secuencia, el
mecanismo de entrampamiento tiene componentes estratigráficos, y el mecanismo de
producción es principalemente de empuje de fondo.
Antecedentes.-
Completación Inicial (23-Sep-2003) en el reservorio Ui, el pozo acumula 30,000 Barriles , el
reservorio se depleta.
Cambio de zona (30-Sep-2004) en el reservorio Us, el pozo acumula 84,000 Barriles , el
pozo alcanza su límite económico
En septiembre del 2008 se ejecuta el abandono temporal autorizado por la DNH
Registro eléctrico a nivel del resrvorio M1 Amo B24
El intervalo propuesto a cañonear en la arena M1: 8676’8756’ MD
Operaciones de Cañoneo .
El cañoneo tiene como función establecer una via entre la formación y el interior del pozo .
Esta operación debe dejar unos huecos ( perforados ) que tengan las siguientes características:
1. Que los huecos lleguen hasta la zona virgen de la formacion.
2. Que el area de flujo sea suficiente para que fluya a traves de ellos los fluidos producidos
por el pozo.
3. Que las paredes de los huecos no presenten disminucion apreciable de la porosidad y la
permeabilidad de la formacion.
4. Que el numero de huecos sea adecuado al potencial del pozo.
5. Que la caida de presion a traves de los huecos sea pequeña.
6. La Zona saturada de agua presenta ecxelentes propiedades petrofísicas
36
El registro de
cementación muestra
un buen aislamiento
tanto al tope como a la
base del reservorio M1
Estado Mecánico Actual y Propuesto para el Workover del Pozo Amo B24
Procedimiento para el workover del amo b24
• Sacar 2556 pies de tuberia 4 1/2" punta libre.
• Armar y bajar cañones y punzonar el intervalo de m1 desde 8676’-8756’ (80 pies) @ 12
dpp
• Bajar ensamblaje de fondo con casing de 7" y packer de 9 5/8" x 7" tipo monobore
• Asentar empacadura @ +/- 5500 pies
Consiste en asentar un empaque recuperable por encima de intervalo a aislar y forzar el
cemento e inmediatamente despues soltar empaque, circular y sacar sarta.
Ventajas.
• Se ahorra la perforación del retenedor.
• Es un metodo bueno para aislar formaciones de baja presión y buena permeabilidad y
porosidad.
Desventajas.
• Cuando la presion de la formación es alta y la permeabilidad y porosidad son bajas, al
quitar la presión de forzamiento, el pozo regresa todo el cemento.
• Existe la posibilidad de que los fluidos se muevan antes de que el cemento se frague,
ocasionando malas cementaciones.
• La operación de desasentar empaques es riesgosa.
38
La prueba de inyectividad se realiza en la zona inyectora es primordial para el diseño y
desempeño de la separacion de fluidos en el fondo del pozo, garantiza el contenido y
confinamiento del agua de formacion en la zona de inyecion, evitando que el fluido migre
fuera de la zona de inyeccion es asi que la zona de inyeccion debe tener una buena
inyectividad.
• En caso de ser necesario realizar estimulacion o limpieza de la arenisca m1
• Limpieza de arena con coiler tubing.
• Si la arena es muy suelta se puede limpiar con una reduccion en la punta.
• Si la arena esta consolidada, se requiere broca y motor de fondo.
• Por tener un anular pequeño, se requiere menos caudal, pero tambien se puede presentar
pegas por empaquetamiento.
• Si el pozo presenta pérdida de circulación la limpieza se debe hacer utilizando nitrogeno y
espuma.
• Siempre coloque el respectivo bop, puesto que al utilizar nitrogeno, el pozo puede
dispararse.
40
Terminos del Workover
Tubing Tuberia Shoe flotador
New Perforate Nueva perforación Reperforate Reperforar
Landing collar Cuello de Acentamiento Well Head Boca del Pozo
One Master Valve Una Válvula Master String Sarta de Producción
Reservoir Lower Reservorio Inferior Reservoir Upper Reservorio Superior
42 CAPITULO VI
MONTAJE DE LINEAS Y BOMBA DE ALTA CAPACIDAD PARA INYECCION DE AGUA
Despues de realizar el trabajo Workover del Pozo se va a revisar brevemente la instalación de la
Bomba de alta presión capacidad 1500 HP
Figura 12 Bomba Sulser
Fuente: Compañía Pec
La nueva bomba de inyección de agua estará ubicada en el área entre las bombas Sultzer ,
instaladas en el well Pad de Amo B con un costo de 37,000 dólares aproximadamente
condiderando que la empresa proveerá de algunos materiales.
El diseño considera que la nueva bomba de inyección succionará el agua de la línea existente ( 10¨
de diámetro nominal )
Base del Diseño
Criterios y Condiciones
Tiempo de Vida del Proyecto ( 15 años )
Caudal de diseño para colectores de succión y descarga de bomba de inyección 80.000 bwpd
Temperatura de diseño de tuberías 200 ºF
Salinidad : aproximada 18.000 ppm
Presion de ingreso de agua a la plataforma 1200 psig
Presion de inyección en cabeza de pozo 2500 psig – 2800 psig.
Sistema de Bombeo para Inyección
Marca SULTZER
Tipo de bomba : horizontal centrifuga multi- etapas
Numero de etapas 8
Capacidad 1200 GPM
Presion diferencial :1542 psi
Tipo accionador : Motor eléctrico
Potencia accionador : 1500 HP
44
Figura 14 Tie No 1
f
Figura 16 Tie N 3
46
Figura 18 Tie N 5
CAPITULO VII
Pruebas de Laboratorio
Muestreo de Agua
El manejar rutinariamente grandes cantidades de agua de una variedad de distintas composiciones
a un mínimo costo y sin problemas operacionales siempre presenta problemas enormes.
Propiedades Físicas y Químicas
El agua es llamada el solvente universal porque tiene el poder de disolver todas las substancias
inorgánicas. En su estado puro presenta las propiedades físicas dadas en la tabla a continuación
Propiedades Físicas del Agua
Propiedad Valor
Peso Molecular 18
Densidad a 4 .C 1 g/ml
Punto de Congelamiento 0 .C Punto de Ebullición 100 .C
Toda agua que se maneja tiene problemas en el campo comenzando desde el hecho que el agua
es un supersolvente. Tanto el agua producida como la superficial contienen cantidades
considerables de impurezas. Además, usualmente contiene muchos sólidos suspendidos y gases
disueltos. El agua disuelve el metal. Los microorganismos crecen siempre rápidamente en el
agua. Como las condiciones de temperatura y presión cambian, muchos de los componentes
48
Antes de que un pozo sea perforado y completado para producirlo, los fluidos en la formación
están en equilibrio con los alrededores y este balance una vez alterado, los sólidos (sedimentos
minerales) comienzan a depositarse.
La escala o comúnmente llamadas incrustaciones, pueden depositarse a lo largo de toda la
trayectoria que sigue el agua, desde los pozos inyectores hasta los equipos de superficie, pasando
por los yacimientos.
En el campo se usa agua para muchos propósitos:
Inyección o reinyección en formaciones subsuperficiales para incrementar la recuperación
de petróleo y/o mantener la presión del reservorio.
Reinyección en formaciones subsuperficiales para desechar el agua de formación.
Desechar el agua de formación en el agua superficial.
Enfriar cilindros compresores, gas natural y otros procesos.
Alimentar a los generadores de vapor.
Para su aplicación, se tienen dos objetivos principales desde un punto operacional:
Disminuir el taponamiento y deposición de sólidos en líneas, separadores y pozos.
Análisis del Agua de Formación
Uno de los principales puntos de interés en el manejo de agua es el análisis y determinación de su
composición. Esta es la mejor manera de detectar problemas presentes y futuros. Sin embargo, el
agua muestreada debe ser representativa del agua de interés o el análisis conduciría a falsas
conclusiones.
Anális de laboratorio Utilizado para este Proyecto.
Determinacion del Agua y Sedimentos en el Crudo de Bombeo por el método de Centrifugación.
Materiales
Frasco de Polietileno de 250 ml.
JP1 (solvente).
Campana absobedoras de vapores.
Demulsificante de acción rápida.
Probetas para centrífuga (zanahorias de vidrio).e
Centrífuga.
Toma de Muestra
Abrir la válvula de toma muestras del bombeo, dejar drenar hasta que se observe un flujo
homogéneo, aprox 15seg.
Tomar una muestra representativa de fluido en el envase de polietileno adecuado (200ml), tapar
50 Figura 20 Método de Centrifugación
PONER 50 o 100 ML DE JP1 (DEPENDIENDO DEL VOL. DEL TUBO) EN UN TUBO DE
CENTRÍFUGA
HOMEGENIZAR LA MUESTRA Y LLENAR EL TUBO DE LA CENTRÍFUGA HASTA
COMPLETARLA
TAPONAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE POR UN MINUTO APROX.
CENTRIFUGAR POR CINCO O MAS MINUTOS CON CALENTAMIENTO
REGISTRAR
ADICIONAR DEMULSIFICANTE Y REPETIR EL PASO ANTERIOR
NO EMULSION
Determinación de Aceite Resudual en Aguas de Reinyección
Materiales Reactivos
Botella Winkler de vidrio de 300 ml.
Vaso de precipitación de 50 ml.
Solvente (Cloroformo-JP1)
Acido nítrico (concentrado)
Campana extractora de vapores.
Papel Filtro.
Pinza para botellas Winkler.
Embudo de separación 500 ml.
Celdas de vidrio HACH de 10 o 25 ml.
Espectrofotómetro HACH
Toma de Muestra
1. Colocar 0.5 ml de ácido nítrico en la botella Winkler, para conservar la muestra.
2. De los sitios asignados como puntos de monitoreo abrir lentamente la válvula del toma
muestras. Dejar drenar 2 minutos hasta que se observe un flujo homogéneo.
3. Tomar una muestra representativa sin dejar que se derrame la capa de aceite que se
forma en la superficie.
52
COLOCAR 0.5 ML DE ACIDO NITRICO (c) EN LA BOTELLA WINKLER
TOMAR UNA MUESTRA REPRESENTATIVA EN LA BOTELLA, DEJAR ENFRIAR
COLOCAR SOLVENTE EN LA BOTELLA, TAPAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE
COLOCAR EL CONTENIDO DE LA BOTELLA EN EL EMBUDO.
VERTER LA MUESTRA EN EL EMBUDO DE SEPARACION.
COLOCAR UN TAPON-FILTRO EN EL VASTAGO DE EMBUDO; ENCENDER EL ESPECTROFOTOMETRO, RECOGER LA FASE
ORGANICA EN LA CELDA HACH (25 O 10 mlL).
TAPAR EL EMBUDO Y AGITAR ENERGICAMENTE POR 1 MINUTO, ABRIR LA
VÁLVULA DE VENTEO PERIODICAMENTE
ENCERAR EL EQUIPO UTILIZANDO UN BLANCO (SOLVENTE PURO)
COLOCAR LA MUESTRA EN EL ESPECTROFOTOMETRO, MEDIR; PARA OBTENER EL VALOR EN PPM APLICAR LA
Determinación de Solidos Suspendidos
Figura 21 Determinación de Sólidos
Materiales Reactívos
Botella Winkler de vidrio de 300 ml.
Probeta 100 ml..
Solvente (Cloroformo-JP1)
Acido nítrico (concentrado)
Campana extractora de vapores.
Papel Filtro Milipore Tipo: 0.45 um, White gridded. 47 mm
Pinza para botellas Winkler.
Pinza de metal para membranas
Embudo de separación 500 ml.
Matraz Kitasato 1000 ml
Equipo para filtración al vacío
54
Estufa Fisher Scientific MOD: MODELO 281A
Desecador
Toma de Muestra
1. Colocar 0.5 ml de ácido nítrico en la botella Winkler, para conservar la muestra.
2. De los sitios asignados como puntos de monitoreo abrir lentamente la válvula del toma
muestras. Dejar drenar 2 minutos hasta que se observe un flujo homogéneo.
3. Tomar una muestra representativa sin dejar que se derrame la capa de aceite que se
forma en la superficie.
4. Tapar la muestra y dejar que se enfríe.
Procedimiento
1. Pasar la muestra al embudo se separación.
2. Poner solvente en la botella Winkler en una relación de 10% del total de la muestra, tapar
y agitar vigorosamente. Trasvasar este contenido al embudo de separación, observar que
en las paredes de la botella no queden residuos de crudo.
3. Tapar el embudo y agitar enérgicamente por un minuto, abrir periódicamente la válvula de
venteo del embudo para desfogue de vapores. Dejar en reposo aproximadamente 15
minutos, hasta que se observe la separación de las fases.
4. Si el solvente utilizado es cloroformo, la fase orgánica se localiza en la parte inferior del
embudo. Si es JP1 se localiza en la parte superior, se toma la fase acuosa para el análisis de
Sólidos Suspendidos Totales.
6. Pesar una membrana de celulosa (milipore) de 45 um para colocarla en el equipo de
filtración (filtración al vacio). Anotar Pi.
7. Una vez colocada la membrana, ajustar embudo metálico y asegurar
8. Colocar los 200 ml de muestra en el embudo y prender la bomba de vacío hasta
9. que se filtre toda la muestra.
10. Extraer la membrana del equipo de filtración y dejar secar en la estufa por 30 min. a 110
°C.
11. Llevar al desecador la membrana por 30 minutos.
12. Pesar membrana. Anotar Pf.
CALCULOS
Los ppm de sólidos suspendidos totales SST. Se calcula con la siguiente ecuación:
1000000
*
V
Pf
Pi
SST
Ejemplo : SST= ( 70-30 ) * 100000/250000
56 COLOCAR 0.5 ML DE ACIDO NITRICO (c) EN
LA BOTELLA WINKLER
TOMAR UNA MUESTRA REPRESENTATIVA EN LA BOTELLA, DEJAR ENFRIAR
COLOCAR SOLVENTE EN LA BOTELLA, TAPAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE
COLOCAR EL CONTENIDO DE LA BOTELLA EN EL EMBUDO.
VERTER LA MUESTRA EN EL EMBUDO DE SEPARACION.
PESAR MEMBRANA MILIPORE Y LLEVAR AL EQUIPO DE FILTRACION AL VACIO
TAPAR EL EMBUDO Y AGITAR ENERGICAMENTE POR 1 MINUTO, ABRIR LA
VÁLVULA DE VENTEO PERIODICAMENTE
RECOLECTAR 200 ml DE LA FASE ACUOSA Y FILTRAR AL VACIO
SECAR MEMBRANA EN ESTUFA A 110°C 3º MIN
LLEVAR A DESECADOR MEMBRANA 30 MIN Y PESAR.
Determinacion de Hiérro em Aguas de Reinyección
Figura 22 Determinación de Sólidos
Materiales Reactivos
Botella Winkler de vidrio de 300 ml.
Acido nítrico (concentrado).
Campana extractora de vapores.
Papel Filtro.
Celdas de vidrio HACH de 10 o 25 ml.
Espectrofotómetro HACH DR 2010 o DR 2800
58 Toma de Muesta
1. Colocar 0.5 ml de ácido nítrico en la botella Winkler, para conservar la muestra.
2. De los sitios asignados como puntos de monitoreo abrir lentamente la válvula del toma
muestras. Dejar drenar 2 minutos hasta que se observe un flujo homogéneo.
3. Tomar una muestra representativa sin dejar que se derrame la capa de aceite que se
forma en la superficie.
4. Tapar la muestra y dejar que se enfríe.
Procedimiento
1. Tomar la fase acuosa separada como resultado del procedimiento de aceite en agua y
filtrarla usando un papel filtro.
2. Encender el espectrofotómetro, introducir el número de programa 265, mover la perilla
del equipo hasta alcanzar una longitud de onda de 510 nm.
3. Colocar agua destilada en la celda HACH y realizar la lectura del blanco.
4. Presionar SHIFT TIMER
5. Medir pH de la muestra, por la adición del ácido estará entre 2 o menos. Ajustar pH entre
3 y 4 con Sólución de Hidróxido de Sodio 5 N. No exceder pH de 5 pues el hierro puede
precipitar.
6. Colocar la muestra de agua en la celda HACH y agregar el reactivo ferrover iron, disolverlo
bien dando suaves giros a la celda, una coloración naranja aparecerá si el hierro está
presente, espere tres minutos para que se produzca la reacción.
7. Realizar la lectura concentración de hierro, en el caso de que el equipo no lea la
concentración, proceda a efectuar una dilución caso contrario registre directamente el
8. En el caso de haberse efectuado una dilución, realice el siguiente cálculo:
dilucion para
tomada alícuota
aforo de volumen FD
FD equipo el
en observado valor
CFe
*
2
CFe= concentración de hierro en mg/L
FD = factor de dilución
Alícuota: cantidad de muestra tomada con una jeringa o una pipeta.
Reportar en mg/l de hierro con la siguiente apreciación: 0.01 mg/l
60 COLOCAR 0.5 ML DE ACIDO NITRICO (c) EN
LA BOTELLA WINKLER
TOMAR UNA MUESTRA REPRESENTATIVA EN LA BOTELLA, DEJAR ENFRIAR
COLOCAR SOLVENTE EN LA BOTELLA, TAPAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE
COLOCAR EL CONTENIDO DE LA BOTELLA EN EL EMBUDO.
VERTER LA MUESTRA EN EL EMBUDO DE SEPARACION.
COLOCAR UN TAPON-FILTRO EN EL VASTAGO DE EMBUDO; ENCENDER EL ESPECTROFOTOMETRO, RECOGER LA FASE ACUOSA EN LA CELDA HACH (25 O 10 mlL).
TAPAR EL EMBUDO Y AGITAR ENERGICAMENTE POR 1 MINUTO, ABRIR LA
VÁLVULA DE VENTEO PERIODICAMENTE
FILTRAR LA FASE ACUOSA
PERMEABILIDADES DE LAS ZONAS DE REINYECCION
Zona de Reinyección Permeabildad [milidarcies]
Hollín 500-1.500
T 1.000-3.000
U 1.500-5.000
M-1 2.000-8.000
REALIZAR LECTURA DE BLANCO CON AGUA DESTILADA
PRESIONAR SHIFT TIMER
REALIZAR LECTURA DE CONCENTRACION DE HIERRO EN ppm
EFECTUAR UNA DILUCUION SI ES NECESARIO.
AGREGAR A LA MUESTRA REACTIVO IRON FERROVER Y ESPERAR 3 MINUTOS DE LA
62 Datos de Análisis del Campo
El análisis del agua de formación se lo hace todos los días de todos los pozos inyectores, y
determinar los diferentes parámetros para su tratamiento y llevar un control diario
ANALISIS FISICO QUIMICO AGUA DE INYECCION SPF
DATE: FEBRERO 2010
PARAMETRO INY. SPF
pH 7
TEMP. oC 25
CONDUCTIVITY mS/cm 31200
SALINITY ClNa- (mg/l) 18909
TOTAL ALKAL. (CaCO3 mg/l) 810
TOTAL HARDNESS (CaCO3 mg/l) 970
CALCIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 730
MAGNESIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 240
SO4-- (mg/l) 375
HCO3- (mg/l) 988,2
Ca++ (mg/l) 225
Mg++ (mg/l) 57,6
Cl-(mg/l) 11345,4
Na+ (mg/) 7563,6
Fe++ (mg/l) 3,65
STD (mg/l) 20904
ANALISIS FISICO QUIMICO AGUA DE INYECCION LINEA SPF-AMO MUESTRA TOMADA EN EL POZO INYECTOR AMO A6
FECHA: OCTUBRE 2010
PARAMETRO INY. SPF
pH 8
TEMP. oC 27,5
CONDUCTIVITY mS/cm 34120
SALINITY ClNa- (mg/l) 20300
TOTAL ALKAL. (CaCO3 mg/l) 870
TOTAL HARDNESS (CaCO3 mg/l) 1180
CALCIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 970
MAGNESIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 210
Un Stra dSO4-- (mg/l) 275
HCO3- (mg/l) 1061,4
Ca++ (mg/l) 388
Mg++ (mg/l) 50,4
Cl-(mg/l) 12180
Na+ (mg/) 8120
Fe++ (mg/l) 0,5
STD (mg/l) 22860,4
En este hemos tomado una muestra de un pozo del campo Amo para cual debe cumplir con los
parámetros principales según la norma del cuadro adjunto.
PARAMETRO
NORMA
Temperatura (ºC)
< 40
Ph 5 - 9
DBO5 (mg/l) Remoción > 80%
Sólidos Suspendidos (mg/l) Remoción > 80%
Aceites y Grasas (mg/l) Remoción > 80%
Fenoles (mg/l) < 0.2
64 CAPITULO VIII
MINIMIZACION DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
El agua producida en los campos de producción de petróleo crudo que contiene
cantidades variables de sales disueltas y de gases disueltos, pueden ser algunos sólidos en
suspensión que podrán contener trazas de metales pesados y, posiblemente, niveles excesivos de
radiación de estroncio y radio. Generalmente, el agua producida contiene niveles inaceptables de
gotitas de petróleo suspendidas y emulsificadas dentro de las mismas. Las salmueras de
yacimientos petrolíferos no son aptas para el consumo humano ni para el uso de los animales. El
agua producida puede aparecer relativamente clara y a menudo es difícil distinguirla de otras
aguas.
Uno de los problemas potenciales mayores del agua salada es la contaminación de las fuentes de
agua potable, lo que no se produce al reinyectarla en el subsuelo. La mayoría de las aguas
potables mundiales se hallan bajo tierra pero a pocos metros de la superficie, o en ríos y arroyos.
La mayoría de estas capas freáticas de agua dulce son alimentadas por filtración desde la
superficie; y son muy suceptibles a la contaminación por otros fluidos. El agua producida en un
campo petrolero es un contaminante ideal.
Para las compañías es tentadora la idea de descargar el fluido en las cercanías sin hacer ningún
control por la baja producción de agua salada en el inicio de los proyectos, pero esto es
totalmente inaceptable ya que es extremadamente improbable que los volúmenes disminuyan.
De hecho es bastante normal que la razón agua-petróleo aumente muy rápidamente inicialmente
a medida que la saturación de agua en la vecindad del pozo continua aumentando. En el campo
La razón por la cual se reinyecta el agua de formación en el bloque es la preservación de la
naturaleza, en especial de los recursos hídricos, a través de la minimización de los impactos
ambientales que se producirían si el agua producida es vertida en superficie.
El agua de formación producida contamina al medio ambiente principalmente por:
Las sales y sólidos en suspensión que contiene.
La concentración salina de la misma. 2300 mg/l
La temperatura a la que se encuentra. 27.5 °C
A continuación se detallan los impactos ambientales que se minimizan al reinyectar el agua de
formación en las distintas formaciones subsuperficiales en el bloque.
Sales y Solidos en Suspención ( 25 ppm)
El agua producida contiene una variedad amplia de sales disueltas (como cationes y aniones),
sólidos suspendidos y gases. Algunos de los cuales son simplemente no tóxicas mientras otros son
tóxicos y pueden concentrarse en la cadena alimenticia.
Los efectos de varios de los compuestos de las aguas de formación que se previenen a través de la
reinyección de la misma se notan a continuación:
Sodio y Cloruros ( 10.000 ppm)
El sodio en particular es perjudicial para la calidad del agua, en forma de cloruro de sodio
especialmente donde se usa el agua para la irrigación ya que conduce a una acumulación severa
66 Solidos en Suspención ( 24 ppm)
Esta es una medida que excede el tamaño coloidal. Estos sólidos interfieren con la
autopurificación, conducen a los depósitos de lodos y dañan las pesquerías.
Metales Pesados
El metal pesado primario en el agua producida es el bario, pero pueden presentarse vestigios de
mercurio, arsénico y selenio. Estos elementos son extremadamente tóxicos para los seres
humanos en cantidades diminutas, y son concentrados por varios organismos como los crustáceos
en particular.
Sulfuros ( 12.74 ppm )
Los sulfuros matan a los peces, producen sabores y olores y son perjudiciales para el uso en
proceso industriales.
Aceites y Grasas ( 20 ppm)
Los aceites y grasas son tóxicos para los peces, reducen la aereación, producen sabor y son
estéticamente inaceptables.
Radioactividad
Tanto el Radio 226 como el Estroncio 90 son radioactivos y a menudo se presentan en el agua
producida. Ambos son concentrados por los mismos organismos que concentran a los otros
