UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS DEL PROCESO DE REINYECCIÓN DEL AGUA DE
FORMACIÓN APLICADO EN LAS ARENAS U y T EN EL POZO
CJC-01 EN EL DISTRITO AMAZÓNICO DEL ECUADOR.
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
CRISTIAN BLADIMIR ESPÍN MOSQUERA
DIRECTOR: MSC. RAÚL DARÍO BALDEÓN LÓPEZ
DECLARACIÓN
Yo, CRISTIAN BLADIMIR ESPÍN MOSQUERA, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________
CRISTIAN BLADIMIR ESPÍN MOSQUERA
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS DEL PROCESO DE REINYECCIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN APLICADO EN LAS ARENAS U y T EN EL POZO CJC-01 EN EL DISTRITO AMAZÓNICO DEL ECUADOR”, que, para aspirar al título de Tecnólogo de petróleos fue desarrollado por Cristian Bladimir Espín Mosquera, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
___________________
Msc. Raúl Darío Baldeón López
DIRECTOR DEL TRABAJO
AGRADECIMIENTO
A mi Dios que con su bendición he logrado alcanzar las metas que me he propuesto en la vida.
A mis padres, Lucas y Martha que con su amor, apoyo, esfuerzo y trabajo permitieron que se haga posible mi sueño, la culminación de mi carrera.
Al Msc. Raúl Darío Baldeón López, por su asesoría apoyo y dirección en el presenta trabajo de investigación.
DEDICATORIA
Este trabajo de tesis está dedicado a mi Dios que con su bendición he logrado alcanzar las metas que me he propuesto en la vida, a mis padres: Lucas y Martha, que incondicionalmente apoyaron totalmente mi esfuerzo.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN XIII
ABSTRACT XIV
1. CAPÍTULO 1 A
1.1. ANTECEDENTES 1
1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 2
1.3. JUSTIFICACIÓN 2
1.4. OBJETIVOS DEL PROYECTO 3
1.4.1. OBJETIVO GENERAL 3
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3
1.5. METODOLOGÍA 4
1.5.1. Fase 1 4
1.5.2. Fase 2 4
1.5.3. Fase 3 4
1.5.4. Fase 4 4
1.6. ALCANCE 4
ii
CAPÍTULO 2 B
2. AGUAS DE FORMACIÓN 6
2.1. COMPOSICIÓN DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN 7
2.2. COMPUESTOS ORGÁNICOS 8
2.3. COMPUESTOS INORGÁNICOS 8
2.4. CATIONES 8
2.5. ANIONES 9
2.6. PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN 9
2.6.1. PROPIEDADES QUÍMICAS 9
2.6.2. DENSIDAD 10
2.6.3. GRAVEDAD ESPECÍFICA 10
2.6.4. PESO ESPECÍFICO 11
2.6.5. COMPRESIBILIDAD 12
2.6.6. DENSIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN 12
2.6.7. FACTOR DE VOLUMEN DE AGUA DE
FORMACIÓN (FVF) 12
2.6.8. RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN 13
2.6.9. VISCOSIDAD 13
2.6.10. PH 14
iii
2.6.12. LA DUREZA 14
2.7. TIPOS DE POZOS PETROLEROS 15
2.8. EQUIPOS DE REINYECCIÓN 18
2.9. BOMBAS 19
2.9.1. BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO 19
2.9.2. BOMBAS CENTRÍFUGAS 21
2.10. MOTORES 22
2.10.1. MOTORES TÉRMICOS 22
2.10.2. MOTORES DE COMBUSTIÓN
INTERNA 23
2.10.3. MOTORES DE COMBUSTION
EXTERNA 24
2.10.4. MOTORES ELÉCTRICOS 25
2.11. CABEZAL DE POZO INYECTOR 26
2.12. TUBERIA 28
2.13. CAISING O TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 28
2.14. TUBING O TUBERIA DE PRODUCCIÓN 29
2.15. CAMISA DESLIZABLE O SLANDING SLEEVE 30
2.16. NO-GO 31
iv
CAPÍTULO 3 C
3. INTRODUCCIÓN 34
3.1. CONTROL DE INYECCIÓN EN SUPERFICIE 35
3.2. CALIDAD DEL AGUA DE INYECCIÓN 37
3.3. RESUMEN 37
3.4. PROCESO DE TRATAMIENTO DE AGUA DE
REINYECCIÓN EN RECUPERACIÓN MEJORADA 39
3.5. CONTROL DE LA INYECCIÓN A NIVEL DE
YACIMIENTO 40
3.6. COMPLETACIÓN DUAL DEL POZO CJC-01 (POZO INYECTOR CJC-01D –DIAGRAMA FINAL DUAL
PARALELA) 42
3.7. CONTROL DE LA RESPUESTA DE LA INYECIÓN
EN LOS POZOS PRODUCTORES 43
3.8. COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN A NIVEL
DE YACIMIENTO 43
CAPÍTULO 4 D
4. RESULTADOS 44
4.1. CONTROL Y ANALISIS DEL AGUA DEL TANQUE
DE LAVADO 44
4.2. CONTROL Y ANÁLISIS DEL AGUA EN TANQUE
v
4.3. CONTROL Y ANÁLISI DEL AGUA EN LA UNIDAD
DE FILTRACIÓN 48
4.3.1. CONTROL PERIÓDICO DE PARÁMETROS
PRIMER GRUPO 48
4.3.2. CONTROL PERIÓDICO DE PARÁMETROS
SEGUNDO GRUPO 50
4.3.3. CONTROL Y ANÁLISIS DEL AGUA EN LA
CABEZA DEL POZO 51
4.3.4. CONTROL Y ANÁLISIS QUÍMICO DEL AGUA
DE REINYECCIÓN 54
4.4. EFECTO DE LA INYECCIÓN EN POZO
PRODUCTOR DE LA ARENA “U” 56
4.5. EFECTO DE LA INYECCIÓN EN EL POZO
PRODUCTOR DE LA ARENA “T” 56
4.6. PROCESO DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE INYECCIÓN DE RECUPERACION MEJORADA
CJC-01 58
4.7. RESULTADOS GENERALES EN LA ARENA U 59
4.8. RESULTADOS GENERALES EN LA ARENA T 59
4.9. CONTROL DE SALINIDAD DEL AGUA
PRODUCIDA 60
CAPÍTULO 5 E
vi
5.1. CONCLUSIONES 62
5.2. RECOMENDACIONES 64
SIMBOLOGIA O SIGLAS 65
GLOSARIO 67
BIBLIOGRAFIA 75
vii
ÍNDICE DE FIGURAS
PAGINA
Figura 1.1 Formas de pozos desviados generales 17
Figura 1.2 Diferentes ángulos de tipos de pozos desviados 18
Figura 1.3 Principio básico de bomba de desplazamiento positivo
20
Figura 1.4 Principio básico de bomba centrífuga 21
Figura 1.5 Principio de funcionamiento de motor térmico 22
Figura 1.6 Movimiento de pistón de motor de combustión interna
23
Figura 1.7 Principio de funcionamiento de motor de combustión externa
24
Figura 1.8 Motor eléctrico 26
Figura 1.9 Cabezal de pozo 27
Figura 1.10 Líneas de tubería de diferentes diámetros 28
Figura 1.11 Tubería de revestimiento 29
Figura 1.12 Tubería de producción 30
viii
Figura 1.14 NO-GO corte transversal 32
ix
ÍNDICE DE TABLAS
PAGINA
Tabla 2.1 Producción promedio de arena T y U 37
Tabla 2.2 Parámetros promedio en la cabeza del pozo CJC-01.
40
Tabla 3.1 análisis químico del agua de reinyección Campo CJC -entrada tanque de
lavado-45
Tabla 3.2 análisis químico del agua de reinyección Campo CJC -salida del tanque de
lavado-47
Tabla 3.3 análisis químico del agua de reinyección Campo CJC -salinidad de la unidad de
Filtración-49
Tabla 3.4 análisis químico del agua de reinyección Campo CJC -Salida planta de
agua-50
Tabla 3.5 Análisis químico del agua de reinyección Campo CJC, pozo CJC-01 –cabeza del pozo inyector- (1/2)
52
Tabla 3.6 Análisis químico del agua de reinyección Campo CJC, pozo CJC-01 –cabeza del pozo inyector- (2/2)
53
Tabla 3.7 Análisis químico del agua de reinyección Campo CJC, pozo CJC-01 –fondo de pozo- (1/2)
54
Tabla 3.8 Análisis químico del agua de reinyección Campo CJC, pozo CJC-01 –fondo de pozo- (2/2)
x
Tabla 3.9 Control de salinidad del agua producida Campo CJC, pozo CJC-01- arenas T y U -fondo del pozo- (1/2)
60
Tabla 3.10 Control de salinidad del agua producida Campo CJC, pozo CJC-01- arenas T y U-fondo de pozo- (2/2)
xi
ÍNDICE DE ANEXOS
PAGINA
ANEXO 1
Análisis químico del agua de inyección –Tanque de lavado-
77
ANEXO 2
Análisis químico del agua de inyección –Salida del tanque de lavado-
81
ANEXO 3
Análisis químico del agua de inyección –Salida planta de agua-
84
ANEXO 4
Análisis químico del agua de inyección en los filtros de la planta –Salida filtros-
87
ANEXO 5
Análisis químico del agua de inyección –ingreso del pozo
CJC-01-88
ANEXO 6
Control de salinidad del agua producida en el pozo inyector
93
ANEXO 7
Control de salinidad del agua producida en el pozo productor
xii
ANEXO 8
Control de salinidad del agua producida en el pozo productor –referenciales
base-95
ANEXO 9
Acumulado a 25 días de pruebas
96
ANEXO 10
Consumo de químicos
100
ANEXO 11
Producción Acumulada
xiii
RESUMEN
Trabajo de graduación sobre métodos de recuperación mejorada, específicamente reinyección de agua de formación.
El objetivo fundamental es realizar un análisis del proceso de reinyección de agua de formación aplicado en las arenas “U” Y “T” en el pozo CJC-01 en el Distrito Amazónico del Ecuador, para que se pueda aprovechar dicho proceso de la manera más eficiente y su posterior implementación en pozos con similares características, previo su estudio independiente.
Problemas identificados: declinación progresiva en la producción del pozo CJC-01 respectivamente en sus arenas U y T. con estudios previos sobre propiedades y características de la formación. Con estudios teóricos sobre: aguas de formación y sistemas de reinyección. Marco metodológico: evaluación de pozos reinyectores, análisis de aguas e formación.
xiv
ABSTRACT
The following graduation proyect on enhanced recovery methods , specifically reinjection of produced water .
The main objective is to analyze the process of formation water reinjection applied in the sands "U " and " T" in the CJC -01 well in the District Ecuador Amazon , so you can take advantage of this process in the most efficient and its implementation in wells with similar characteristics, previous independent study .
Problems identified: progressive decline in well production CJC -01 respectively in their arenas U and T. with previous studies on the properties and characteristics of training. With theoretical studies : formation water reinjection systems . Methodological framework : assessment reinyectores wells, water testing and training.
The general conclusion concerns the study of a reinjection process applied to the U and T sands downhole CJC -01 to help improve production. With the recommendation that the study shows indications of being reliable , permanent and stable in order to implement it in other wells in the field CJC
1
1.1.
ANTECEDENTES
El contenido de agua de formación está presente en la actividad de producción de petróleo y siendo una industria dedicada al negocio de un recurso natural con alto costo, nos vemos en la necesidad de aprovechar de la mejor manera todos los recursos disponibles, es por esto que se reutiliza el agua de formación.
El agua de formación se la considera como un fluido liquido asociado a la producción de petróleo y gas desde el yacimiento. Podemos definirla como el fluido (agua) que sale del yacimiento en producción durante este proceso, la cual está compuesta de diferentes componentes entre ellos: agua y residuos de procesos químicos anteriormente aplicados a nuestro pozo, entre otros que se pueden analizar luego de un estudio de laboratorio.
Luego de un análisis y un posterior tratamiento físico-químico de la menciona agua se realiza el análisis de disponerla en el medio ambiente o de ser el caso ser consignada para su posterior uso en procesos de reinyección. La mayoría de procesos de producción convencionales implican tratar el agua en superficie para así tratarla y posteriormente poder disponerla de la manera requerida.
2
1.2.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
La técnica de la reinyección de agua de formación hacia arenas no productoras o con baja producción, mediante la aplicación de reinyección de aguas de formación es frecuentemente usada en los campos petrolíferos, actualmente en el distrito Amazónico del Ecuador esta técnica ha venido ganando más espacio como un método cuyo objetivo es mejorar la producción petrolera de pozos con ciertas características; estas características son las que generan el problema en la producción; por lo que la necesidad económica principalmente, ha obligado a que esta técnica se perfeccione con el transcurso del tiempo.
El agua de formación que se usara en el proceso de reinyección viene acompañada al producir el petróleo y gas del yacimiento; las características que forman parte de su composición dependen del tipo de petróleo con el que coexiste, del tipo de roca que proviene, de las condiciones del yacimiento, de la arena productora, de las propiedades de los fluidos, entre otras.
1.3.
JUSTIFICACIÓN
3
que son determinados al momento de realizar una caracterización del agua producida que taponan los yacimientos utilizados para la reinyección.
1.4.
OBJETIVOS DEL PROYECTO
1.4.1. OBJETIVO GENERAL
Realizar un análisis del proceso de reinyección de agua de formación aplicado en las arenas “U” Y “T” en el pozo CJC-01 en el Distrito Amazónico del Ecuador, para que se pueda aprovechar dicho proceso de la manera más eficiente
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Análisis físico-químico del agua de formación a ser reinyectada.
Estudio de la arena "U" y "T" a la cual se reinyectan las aguas de formación.
Realizar un análisis químico y de producción de la operación de reinyección.
4 Análisis de influencia de la reinyección del agua de formación en el mejoramiento de producción del pozo en el que se aplica
1.5. METODOLOGÍA
1.5.1. Fase 1.- identificar los pozos que tienen implementado la operación de reinyección de aguas de formación mediante el análisis de su historial y recopilación de información respecto al pozo lo que permitirá obtener todos los datos necesarios.
1.5.2. Fase 2.- Organizar todos los datos necesarios del proceso de la operación de reinyección de aguas de formación para su posterior clasificación.
1.5.3. Fase 3.- Realizar la comparación y análisis necesario de todos los datos obtenidos respecto a los procesos de reinyección de aguas de formación en el pozo CJC-01 en estudio.
1.5.4. Fase 4.- presentar el informe del análisis realizado con los mejoramientos que se obtiene luego de haber implementado el proceso de reinyección de aguas de formación en base a la información estructurada.
1.6. ALCANCE
5
Cuando se presente los resultados se podrá establecer las necesidades, facilidades, factibilidades, beneficios, entro otros parámetros correspondientes al proceso de Reinyección de aguas de formación.
1.7. MÉTODOS
La Observación y toma de datos de campo
Análisis documental
Evaluación de la información mediante tablas, gráficos y curvas que faciliten la comprensión de los resultados de la Reinyección de aguas de formación
Revisión bibliográfica
6
2. AGUAS DE FORMACIÓN
El agua de formación esta conocida dentro de la industria petrolera generalmente, como el agua que se encuentra presente en los yacimientos petrolíferos, esta agua puede estar emulsionada o no en el crudo. Las rocas o formaciones que se encuentran a cierta profundidad del subsuelo tiene la característica de contener algún tipo de fluido que es su mayoría está constituido por agua; para que un fluido de cualquier tipo se encuentre en estas rocas, este roca debe poseer ciertas características pero la principal es el espacio en donde el fluido va a estar contenido el cual es denominado POROSIDAD y algo que va de la mano con esta propiedad es la permeabilidad la misma que permite contener esos fluidos en ese espacio poroso posterior a esta característica este fluido puede moverse o no por lo que hablaremos de otra propiedad denominada capilaridad.
El agua de formación se encuentra generalmente en los yacimientos productivos; esta agua tiene en su composición diferentes minerales que con el transcurso del tiempo geológico y con la movilidad dentro de la roca ha ido adquiriendo, esto se debe a que esta agua se encuentra sometida a cierta presión y temperatura determinada que junto con el paso del tiempo ha permitido que estos minerales se disuelvan de manera armónica con el petróleo y el gas en la formación productora generando cierto equilibrio químico. Todas las características del agua de formación dependen de la naturaleza química de las diferentes formaciones geológicas.
7
variables disminuyen con el avance del fluido hacia la superficie, por lo que la presión y temperatura es cada vez menor bajo. El agua se convierte en agua sobresaturada. Dichas condiciones cambiantes, más la distancia que recorre el fluido y entre otros factores (presión y temperatura a superficie), ocasionan una emulsión inversa junto con el petróleo que va saliendo a la par en el proceso de extracción.
Tomando en cuenta todo lo anterior, podemos encontrar dos formas características denominadas: agua libre o fuera de emulsión y emulsión en el crudo.
2.1. COMPOSICIÓN DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN
Las aguas de formación se producen al mismo tiempo que el petróleo y el gas en solución, estas aguas contienen diferentes sales disueltas entre las principales podemos mencionar: el magnesio, el calcio, el potasio, el estroncio, el bario, el hierro, sulfatos, bicarbonato, el carbonato, el hidróxido, el bromuro; y ácidos débiles no volátiles. El agua de formación también puede contener gases disueltos como el: dióxido de carbono, el ácido sulfhídrico, el nitrógeno, ácidos orgánicos, bacterias sulfato-reductoras y algunas trazas de compuestos de hidrocarburos.
Las concentraciones de los componentes pueden variar a medida que el agua es expulsada por la compactación y reacciona con los minerales del petróleo en la formación. Las propiedades del agua, tales como el pH y la concentración iónica, son algunos de los factores que controlan o inciden en las interacciones entre el agua y la formación rocosa.
8
producidos en la temperatura, la presión y la profundidad, pueden alterar el equilibrio, como lo hacen la migración y la acumulación de petróleo y gas, que empujan el agua a mayor profundidad a medida que los hidrocarburos más livianos se elevan a través de las formaciones.
2.2. COMPUESTOS ORGÁNICOS
No existe no lista definitiva de los componentes que podemos encontrar en el agua de formación, el gran número de estos componentes que puede existir conllevaría a una investigación con un gran tiempo de dedicación y debido a que los pozos son siempre diferentes incluso cuando se encuentra dentro de un mismo campo o dentro de una misma arena productora, se puede establecer de manera general ciertos componentes. Es por esto que el análisis de aguas de formación se hace individualmente de cada pozo que se requiera.
2.3. COMPUESTOS INORGÁNICOS
Varios compuestos inorgánicos son muy comunes en las aguas de formación y de manera general se los puede considerar que siempre estarán presentes, estos son por ejemplo. Sodio, cloro, magnesio, bicarbonato y sulfato.
2.4. CATIONES
9
constituyentes. La mayoría de cationes en la mayoría de las aguas de formación son: sodio, calcio y magnesio. Las concentraciones de estos iones pueden estar presentes desde menos de 10000mg/L para el sodio y desde menos de 1000 mg / L. A más de 30000 mg / L para el calcio y/o el magnesio.
2.5. ANIONES
La mayoría de aniones que encontramos en las aguas de formación son los cloruros, cuya concentración puede estar desde: menos de 10000 a más de 200000 mg/L.
Otros aniones altamente concentrados que constituyen el agua de formación en general son: arsenato, borato, carbonato, fluoruro, hidróxido, sales y fosfatos.
2.6. PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN
Podemos encontrar las siguientes.
2.6.1. PROPIEDADES QUÍMICAS
10
2.6.2. DENSIDAD
La densidad se define como el cociente entre la masa de un cuerpo y el volumen que ocupa.
La densidad de un cuerpo está relacionada con su flotabilidad, una sustancia flotará sobre otra si su densidad es menor. Por eso la madera flota sobre el agua y el plomo se hunde en ella, porque el plomo posee mayor densidad que el agua mientras que la densidad de la madera es menor, pero ambas sustancias se hundirán en la gasolina, de densidad más baja.
La masa y el volumen son propiedades generales o extensivas de la materia, es decir son comunes a todos los cuerpos materiales y además dependen de la cantidad o extensión del cuerpo. En cambio la densidad es una propiedad característica, ya que nos permite identificar distintas sustancias. Por ejemplo, muestras de cobre de diferentes pesos 1,00 g, 10,5 g, 264 g, todas tienen la misma densidad, 8,96 g/cm3.
La densidad se puede calcular de forma directa midiendo, independientemente, la masa y el volumen de una muestra.
2.6.3. GRAVEDAD ESPECÍFICA
11
Las sustancias con una gravedad específica mayor que son más densas, y tan (no haciendo caso tensión de superficie los efectos) se hundirán en él, y ésos con una gravedad específica de menos de una son menos densos que riegan, y así que flotarán en ella. La gravedad específica es un caso especial, o en de algunos usos sinónimos con, densidad relativa, con el último término preferido a menudo en la escritura científica moderna.
El uso de la gravedad específica se desalienta en uso técnico en los campos científicos que requieren la alta precisión - se prefiere la densidad real (en dimensiones de la masa por volumen de unidad).
2.6.4. PESO ESPECÍFICO
Relación entre la densidad de una sustancia y la de otra, tomada como patrón, generalmente para sólidos y líquidos se emplea el agua destilada y para gases, el aire o el hidrógeno. También llamado gravedad específica.
El peso específico de una sustancia se define como su peso por unidad de volumen.
12
2.6.5. COMPRESIBILIDAD
La compresibilidad del agua de formación a presiones por encima del punto de burbuja es definida como el cambio en el volumen de agua por unidad de volumen de agua por el cambio de presión en psi. El contenido de sal presente en el agua de formación es incidente sobre la compresibilidad de esta.
2.6.6. DENSIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN
La densidad del agua de formación es función de la presión, temperatura, y de los componentes disueltos. Este es determinado con mayor precisión en el laboratorio en una muestra representativa de agua. La densidad del agua de formación es definida como la masa sobre el volumen.
2.6.7. FACTOR DE VOLUMEN DE AGUA DE FORMACIÓN (FVF)
Este factor se da por la consecuencia del cambio de escenario que afecta a las condiciones primarias o in-situ del agua de formación cuando se la manipula en ambientes distintos a esta, es decir en superficie, Se evidencia los cambios en una disminución de volumen. Las unidades son bbl/STB (barriles del reservorio por barriles de superficie a condiciones estándar).
13
Si se reduce la presión:
Se produce la liberación de los gases disueltos
Expansión del agua
Si se reduce la temperatura:
Se contrae el agua
2.6.8. RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN
Tomando el principio de la resistencia u oposición que presenta el agua a dejar fluir la corriente eléctrica a través de esta, en esta propiedad se deja pasar cierta cantidad de corriente a través del agua de formación ya que por su contenido de sales disueltas los iones de estas permiten el flujo de la corriente o conductividad que luego es medida y determinada.
2.6.9. VISCOSIDAD
Se entiende por viscosidad a la oposición a fluir que presentan los líquidos cuando se les aplica una fuerza en este caso el agua de formación. El centipoise es la medida más usada frecuentemente para los estudios en petróleos.
14 Si aumenta la presión aumenta la viscosidad
Si aumenta la temperatura disminuye la viscosidad
Si aumenta la salinidad aumenta la viscosidad
2.6.10. pH
El pH es un indicador de la acidez de una sustancia. Está determinado por el número de iones libres de hidrógeno (H+) en una sustancia. El pH es un factor muy importante, porque determinados procesos químicos solamente pueden tener lugar a un determinado pH. Por ejemplo, las reacciones del cloro solo tienen lugar cuando el pH tiene un valor de entre 6,5 y 8.
2.6.11. EL POTENCIAL REDOX
El potencial redox es una medida de la actividad de los electrones.
Está relacionado con el pH y con el contenido de oxígeno. Es análogo al pH ya que el pH mide la actividad de protones y el potencial redox mide la de los electrones.
2.6.12. LA DUREZA
15
2.7. TIPOS DE POZOS PETROLEROS
Toda perforación o excavación que se realiza en un determinado terreno con el propósito de localizar y extraer petróleo, se denomina pozo petrolero o petrolífero.
En el pozo de petróleo resulta interesante saber que, desde que comenzó esta práctica, el modo de realizar esta clase de huecos en la tierra se fue modificando con el paso de los años. Los más antiguos se lograban con la técnica de la percusión al martillar una herramienta que se sujetaba a un cable, pero para facilitar la tarea y agilizar los tiempos tiempo después se priorizó la opción de perforación rotatoria. Después llegarían las alternativas de la perforación desviada y la perforación direccional. Esta última modalidad, dicen quienes se especializan en cuestiones relacionadas al petróleo, puede describirse a su vez de manera específica según el grado de inclinación de los ángulos considerados para trabajar. Así, entonces, es posible diferenciar a los pozos petroleros direccionales de tipo tangencial (con estructura de ‘S’) y a los que recuerdan la apariencia de la letra ‘J’.
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Los principales factores: técnicos y geológicos, son los que influyen en la construcción de un pozo petrolero, dependiendo de estas y varias características adicionales se puede construir pozos verticales o direccionales, la profundidad del yacimiento es el principal factor a tomar en cuenta mientras avanzamos en la perforación del pozo debido a que mientras más profundo se encuentre el yacimiento, vamos a necesitar mayor exactitud en el control del proceso de perforación.
Con el pasar de los años y los avances tecnológicos se vio en la necesidad de cambiar el pozo tradicional denominado vertical; por pozos más eficientes denominados direccionales o desviados.
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Figura 1.1 Formas de pozos desviados generales
Fuente:
http://www.pdvsa.com/PESP/Pages_pesp/aspectostecnicos/producci on/tipos_pozos.html
Elaborado por: Cristian Espín
Los avances en la fabricación de equipos, la computación y la electrónica en el campo petrolero, han hecho posible que actualmente los expertos perforen y terminen pozos direccionales, inclinados y horizontales.
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cuyo(s) estrato(s) productor(es) puede(n) ser terminado(s) como sencillo y/o doble, con la ventaja de que el intervalo productor penetrado horizontalmente logra tener varias veces el espesor natural del estrato.
Figura 1.2 Diferentes ángulos de tipos de pozos desviados
Fuente:
http://www.pdvsa.com/PESP/Pages_pesp/aspectostecnicos/producci on/tipos_pozos.html
Elaborado por: Cristian Espín
2.8. EQUIPOS DE REINYECCIÓN
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clasificar principalmente en dos tipos: los equipos de fondo y los equipos de superficie
2.9. BOMBAS
Las bombas en general sea cual sea su tipo por lo general están involucradas en todo proceso que tenga que proceder con circulación de fluidos. El principio general de una bomba es el de convertidor de energía, es decir, transformarla energía mecánica en energía cinética generando así mayor presión y velocidad en el fluido con el que vamos a trabajar.
Existen gran variedad de bombas dependiendo de las diferentes aplicaciones en las que se vaya a usar, por lo que los factores más importantes que permiten escoger un sistema de bombeo son: presión de salida, presión de proceso, velocidad de bombeo, tipo de fluidos a bombear entre otras.
Las bombas más usadas dentro del campo petrolero y en la mayoría de procesos se las puede generalizar en: bombas de desplazamiento positivo y bombas centrifugas, tomando en cuenta que existen gran variedad de modelos y diseños según los diferentes fabricantes pero el principio es el mismo en general.
2.9.1. BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO
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impulsor, que por lo general es un embolo o aspa; y la carcasa o cilindro.
El movimiento se describe consiste en el movimiento de un fluido causado por la disminución del volumen de una cámara. Es decir el elemento que origina el intercambio de energía no tiene necesariamente movimiento alternativo (embolo), sino que también puede tener movimiento rotatorio (rotor o centrifuga). Por lo que podemos concluir que a pesar de estas características; las máquinas de desplazamiento positivo siempre tendrán una cámara que aumenta el volumen (succión) y disminuye volumen (impulsión).
Figura 1.3 Principio básico de bomba de desplazamiento positivo
Fuente: http://www.todomonografias.com/images/2007/02/100496.gif
21
2.9.2. BOMBAS CENTRÍFUGAS
Este tipo de bombas son de un tipo similar a una bomba hidráulica que transforma la energía mecánica de un impulsor. En este tipo de bomba el fluido entra hacia un conjunto de piezas denominadas alabes para así conducir el fluido, y por la fuerza centrífuga del movimiento que genera, es impulsado hacia el exterior, donde es recogido por el cuerpo de la bomba para posteriormente conducirlo hacia las tuberías o líneas de salida según sea necesario.
La fuerza centrífuga producida depende tanto de la velocidad en la periferia del impulsor como de la densidad del líquido, la energía que se aplica por unidad de más del líquido es independiente de la densidad del líquido.
Figura 1.4 Principio básico de bomba centrifuga
Fuente:
http://fluidos.eia.edu.co/hidraulica/articuloses/flujoentuberias/protecci onymanttuberias/bombacentrif1.gif
22
2.10. MOTORES
Los motores son equipos que generan el movimiento mecánico de los equipos que se transmitirá posteriormente hacia las bombas y por consiguiente al fluido que deseamos aplicar. Al motor se la identifica como la parte sistemática de una maquina capaz de hacer funcionar el sistema requerido, transformando algún tipo de energía (eléctrica, combustibles fósiles, etc.) en energía mecánica capaz de realizar un trabajo determinado.
2.10.1. MOTORES TÉRMICOS
Son aquellos que cuando el trabajo se obtiene a partir de energía calórica.
Figura 1.5 Principio de funcionamiento de motor térmico
Fuente:
http://www.mmt.ehu.es/s0148-con/es/contenidos/informacion/00148_docencia/es_00148_do/image s/Motores%20termicos.gif
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2.10.2. MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA
Aquellos motores térmicos en los cuales se produce una combustión del fluido del motor, transformando su energía química en energía térmica, a partir de la cual se obtiene energía mecánica. El fluido motor antes de iniciar la combustión es una mezcla de un comburente (como el aire) y un combustible, como los derivados del petróleo y gasolina, los del gas natural o los biocombustibles.
Figura 1.6 Movimiento de pistón de motor de combustión interna
Fuente:
http://datateca.unad.edu.co/contenidos/201619/Maquinaria%20y%20 Mecanizacion/Funcionamiento_Motor_CI.jpg
24
2.10.3. MOTORES DE COMBUSTIÓN EXTERNA
Son aquellos motores térmicos en los cuales se produce una combustión en un fluido distinto al fluido motor. El fluido motor alcanza un estado térmico de mayor fuerza posible de llevar es mediante la transmisión de energía a través de una pared.
Figura 1.7 Principio de funcionamiento de motor de combustión externa
Fuente:
http://historiatecnologiacuartoeso.wikispaces.com/file/view/maquina_ de_vapor_2.gif/170419733/maquina_de_vapor_2.gif
25
2.10.4. MOTORES ELÉCTRICOS
Se los denomina cuando el trabajo se obtiene a partir de una corriente eléctrica.
El motor eléctrico es aquel motor que transforma la energía eléctrica en energía mecánica, por medio de la repulsión que presenta un objeto metálico cargado eléctricamente ante un imán permanente. Son máquinas eléctricas rotatorias.
Algunos de los motores eléctricos son reversibles, ya que pueden transformar energía mecánica en energía eléctrica funcionando como generadores. Los motores eléctricos de tracción usados en locomotoras o en automóviles híbridos realizan a menudo ambas tareas, si se los equipa con frenos regenerativos.
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Figura 1.8 Motor eléctrico
Fuente: http://www.motores-industriales.com/images/motor.gif
Elaborado por: Cristian Espín
2.11. CABEZAL DE POZO INYECTOR
Este cabezal es armado según las necesidades requeridas, pose un sistema de válvulas que permiten controlar la dirección del fluido del pozo para así utilizar el espacio anular o el del tubing según se necesite.
Un cabezal de pozo está constituido de manera general por tres secciones:
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Sección B: constituye la parte intermedia y es donde está sujeta la tubería de producción luego de finalizar la completación del pozo, aquí en esta sección también se encuentran ubicadas las válvulas de espacio anular.
Sección C: es la parte superior conocida como “árbol de navidad”, aquí se encuentra la válvula master del pozo con la que se puede abrir o cerrar las válvulas de producción.
Figura 1.9 Cabezal de pozo
Fuente: Petroproducciòn
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2.12. TUBERÍA
Una tubería o cañería es un conducto que cumple la función de transportar fluidos. Se suele elaborar con materiales muy diversos. Cuando el líquido transportado es petróleo, se utiliza el término oleoducto. Cuando el fluido transportado es gas, se utiliza el término gasoducto.
Figura 1.10 Líneas de tubería de diferentes diámetros
Fuente: http://www.bruck-forgings.com/upload/bilder/oil4.jpg
Elaborado por: Cristian Espín
2.13. CAISING O TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
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Su función principal es aislar la formación de los fluidos en producción, sirve también como soporte para el hueco y sus paredes; junto con el proceso de cementación esta característica es reforzada para dar estabilidad y seguridad al interior del pozo.
Figura 1.11 Tubería de revestimiento
Fuente: http://www.aceroscealco.com/productos/tuberia_acero.jpg
Elaborado por: Cristian Espín
2.14. TUBING O TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
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pozo mediante un colgador “tubing hanger”, dentro del proceso de reinyección esta tubería proporciona la principal vía por donde circulara el fluido de reinyección hacia la formación requerida.
Figura 1.12 Tubería de producción
Fuente:
http://img.alibaba.com/photo/117246329/Casing_and_Tubing_for_Oil _and_Gas_industries.jpg
Elaborado por: Cristian Espín
2.15. CAMISA DESLIZABLE O SLANDING SLEEVE
31
Figura 1.13 Camisa deslizable o slanding sleeve
Fuente: Catalogo productos Sertecpec
Elaborado por: Cristian Espín
2.16. NO-GO
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Figura 1.14 NO-GO corte transversal
Fuente:
http://2.bp.blogspot.com/_5SfFGatdfQs/TPo1EDBZzyI/AAAAAAAABL I/pLB40zNhXjc/s1600/selective%2Bnipple.gif
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2.17. EMPACADURA O PACKER
Es considerado un accesorio de aislamiento, este accesorio se acopla entre dos tuberías diferentes permitiendo la conexión entre sí con la característica de que el diámetro interno entre la conexión no sea distinto al de la tubería para así evitar fugas de fluidos.
Figura 1.15 Empacadura o packer
Fuente: Petroproducción
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3. INTRODUCCIÓN
El análisis de inyección de agua a las arenas U y T del campo CJC, se inicia efectivamente a través del pozo CJC-01. Este análisis está sustentado en los estudios de simulación matemática que se mostraran que un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua da lugar a un mejoramiento de la presión de los yacimientos, un mejor barrido de petróleo y un incremento del factor de recobro final del campo. En las corridas de simulación de los yacimientos, se analizó la inyección de agua a través del pozo CJC-01 observando la respuesta en los pozos productores más cercanos, los resultados obtenidos muestran que los pozos cercanos, efectivamente sienten un incremento de la presión que da lugar a un incremento de la producción.
El estudio ha permitido observar y entender: la sensibilidad de los reservorios (UI y TI) a la Inyección de agua, verificar la capacidad de admisión de las arenas a través de la medición de volúmenes y presiones de inyección en la cabeza del pozo inyector, así como, confirmar las hipótesis sobre las tendencias de desplazamiento del agua dentro de los reservorios y más parámetros incorporados a los estudios de simulación.
Desde el punto de vista operacional ha sido importante la información obtenida, sobre las necesidades de energía y potencia para inyectar a escala de todo un campo, y también relacionado con el manejo del agua y la compatibilidad con los yacimientos.
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El agua que se produce en el campo, es el agua que se inyecta en forma continua, lo cual permite confirmar que los procesos de tratamiento, el control del contenido de sólidos y petróleo y en general la calidad del agua están dentro de los parámetros previstos y no causan problemas durante la inyección.
3.1. CONTROL DE INYECCIÓN EN SUPERFICIE
Las operaciones de inyección de agua se realizan desde el CPF del campo CJC, hasta el pozo Inyector CJC-01.
En el CPF se cuenta con todas las facilidades de producción y tratamiento de crudo, los manifolds de los pozos de producción, un conjunto de 3 separadores bifásicos, un tanque de lavado, un tanque de surgencia, un tanque de almacenamiento, un mechero de gas, un calentador de agua, los equipos de generación eléctrica, sistemas de bombeo y transferencia y más equipos propios de una estación central de producción.
Además de los equipos requeridos para la producción y tratamiento del crudo producido, existen las facilidades necesarias para la inyección de agua, que consisten de una planta de tratamiento, tanque de almacenamiento, unidades de filtración, bomba booster, bombas HPS, líneas de inyección, manifold, y cabezal del pozo inyector.
El campo CJC produce +/- 11650 BPPD, y +/- 5,482 BAPD (CORTE DE AGUA = 32%) que son valores promedios.
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El proceso de inyección consiste en tomar el agua proveniente del tanque de lavado, con capacidad de 10000 BLS, dirigirla hacia la planta de tratamiento, y pasarla a través de varios paquetes de placas corrugadas para retener los sólidos presentes en el agua, posteriormente se dirige hacia la unidad de flotación donde mediante un proceso de agitación se eliminan las partículas de crudo contenidas en el agua.
A la salida de la planta de tratamiento se inyectan químicos (anticorrosivo, anti escala, surfactante y biosida) al agua, para trasladarla hacia el tanque de almacenamiento T-203 con capacidad de 2000 BLS. Luego se dirige hacia una unidad de filtración (5 micras), donde sale con un mínimo porcentaje de sólidos, para dirigirse hacia la bomba booster que alimenta con 60 psi a la unidad HPS la cual, finalmente envía el agua hacia el pozo inyector CJC-12, a una presión de descarga de 1250 psi, e inyectando a una presión de cabeza promedio de 590 psi para la arena U y 690 psi para la arena T, valores promedios.
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Tabla 2.1 Producción promedio de arena T y U
yacimiento Fluido (BFPD) Petróleo (BPPD) Agua (BAPD) CORTE DE AGUA
(%)
T 6.931 5.545 1.386 20
U 9.071 5.352 3.719 41
TOTAL 16.002 10.897 5.105 61
Elaborado por: Cristian Espín
3.2. CALIDAD DEL AGUA DE INYECCIÓN
El agua separada del petróleo producido, antes de inyectarse, es sometida a tratamiento y control de parámetros, con el objeto de que éstos cumplan con los requerimientos de calidad y aseguren una inyección sin problemas.
Los parámetros se determinan mediante el análisis de muestras tomadas en diferentes puntos del sistema de inyección, y se asientan en reportes que reflejan los resultados obtenidos y la calidad del dato.
3.3. RESUMEN
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El agua que se inyecta es la producida en el campo y que se separa en las facilidades mencionadas, está en el orden de +/- 7200 BAPD con una salinidad promedio de 49300 ppm de ClNa y corresponde al agua que producen los yacimientos U y T.
El agua producto de la separación del crudo, es transportada, almacenada y tratada antes de ser inyectada, realizándose muestreos y mediciones periódicos en diferentes puntos del sistema de inyección, que van desde el tanque de lavado hasta la cabeza del pozo inyector.
En este trayecto se realiza un control de calidad mediante la medición de parámetros relacionados con el pH, alcalinidad, dureza total, salinidad, contenido de hierro, contenido de oxígeno, contenido de aceite en agua, residuales de fosfato, turbidez, y más parámetros que deben estar en rangos óptimos, con el objeto de tener una inyección sin problemas.
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3.4. PROCESO DE TRATAMIENTO DE AGUA DE INYECCION EN RECUPERACION MEJORADA
Elaborado por: Cristian Espín
Leyenda.
1. Mechero 2. Generación
3. Calentador de agua 4. Manifold
5. Planta de tratamiento 6. Tanque estabilizador 7. Tanque de lavado 8. Tanque de oleoducto 9. Bomba horizontal 10. Separador
11. Pozo CJC-01 (arena T/U) 12. Agua
Gas
Liquido
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3.5. CONTROL DE LA INYECCIÓN A NIVEL DE YACIMIENTO
La Inyección de agua se realiza a través del pozo CJC-01, completado para inyectar agua a las arenas UI y TI en forma separada.
Mediante contadores de caudal y manómetros de presión se registran diariamente los volúmenes que se inyectan y las presiones de operación, desde la descarga de la bomba horizontal, hasta la cabeza del pozo.
El agua inyectada a la arena UI es la misma en parámetros y calidad de la que se inyecta a la arena TI.
Los parámetros promedios medidos en la cabeza del pozo CJC-01 durante el tiempo de la inyección son:
Tabla 2.2 Parámetros promedio en la cabeza del pozo CJC-01 durante el tiempo de inyección
Cloruro de sodio 50.800 ppm de NaCl (+/-60.000ppm)
Contenido de aceite en agua Menos de 5 ppm Oxígeno disuelto (O2) 0 ppb
pH promedio 6.8 %
Dureza total 8000 ppm CaCO3 Contenido de hierro 20.8 Fe++ ppm
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La inyección a la arena UI como a la arena TI, se realiza a través de tuberías de inyección separadas, que permiten un control de inyección por arena, el pozo CJC-01 esta completado con tubería dual paralela como se muestra en el diagrama de completación del pozo.
En general las formaciones han aceptado agua sin problemas.
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3.6. COMPLETACIÓN DUAL DEL POZO CJC-01 (POZO INYECTOR CJC-01D –DIAGRAMA FINAL DUAL PARALELA)
Fuente: enap sipec
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3.7. CONTROL DE LA RESPUESTA DE LA INYECIÓN EN LOS POZOS PRODUCTORES
En los pozos productores la inyección se controla mediante el análisis de parámetros de superficie y de fondo tales como:
Parámetros de superficie relacionados con la producción diaria de petróleo, el corte de agua, la salinidad del agua producida, volumen de fluidos producidos y presiones de cabeza que son controlados por el personal de operación, y se los obtiene de los registradores de presión en la cabeza, medición de pruebas de pozos y muestreo y análisis de laboratorio.
Parámetros de fondo asociados al funcionamiento de las BES como son: la presión y la temperatura de fondo a la altura del sensor, temperatura del motor, vibración, frecuencia, amperaje, voltaje, de los cuales los más importantes para efectos del control de la inyección son la presión y temperatura del intake.
3.8. COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN A NIVEL DE YACIMIENTO
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4. RESULTADOS
En base a los resultados obtenidos se podrá representar en tablas y gráficos donde demostremos la funcionalidad de cada análisis realizado.
4.1. CONTROL Y ANÁLISIS DEL AGUA DEL TANQUE DE LAVADO
En este punto se realizan muestreos del agua en forma periódica, controlándose los siguientes parámetros:
• PH.
• Temperatura.
• Alcalinidad ppm CaCO3. • Dureza total ppm CaCO3. • O2 disuelto (ppb).
• CO2 disuelto ppm.
• Salinidad ppm Cl- y ppm (ClNa). • Hierro ppm Fe++
• Sulfatos ppm SO4. • Calcio ppm Ca++. • Magnesio ppm Mg++. • Bicarbonato ppm HCO3-. • Sólidos Totales Disueltos. • Sólidos Totales en suspensión • Aceite en agua.
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Tabla 3.1 Análisis químico del agua de reinyección Campo CJC – Entrada Tanque de lavado-
Elaborado por: Cristian Espín CAMPO CJC - Tanque de lavado -
ANALISIS QUÍMICO DEL AGUA DE REINYECCIÓN
N° de muestra
pH Temp
(°F) Alcalinidad ppm aCO3 Dureza total ppm CaCO3 O2 disuelto ppb CO2 disuelto ppm salinidad ppm Cl- salinidad ppm ClNa Hierro ppm Fe++ Sulfatos ppm So4= Calcio ppm Ca++ Magnesio ppm Mg++ Bicarbonat o ppm HCO3 Sol. Totales Dis. (STD) Tk Lavado Sol. Totale s Susp. (SST) H2S en agua % (vol) Aceite en agua ppm Residual Fosfonato (ppm) Turbidez (NTU)
1 6,6 131 390 6,900 10 290 30,400 50,160 17,25 24 2512 365 476 32,150 20 - 6 7,54 5,1
2 6,4 145 330 7,200 40 450 27,300 45,045 18 0 2440 264 403 30,425 32 - 4 - 5,1
3 6,9 135 240 7,680 40 350 29,300 48,345 20 0 2512 336 293 32,461 25 1 8 - 5,1
4 6,2 140 310 7,350 25 450 29,000 47,850 24 0 2492 268,8 378 32,163 32 1 5 - 5,1
5 7,5 134 230 7,800 30 480 31,800 52,470 21 75 2560 336 281 35,073 28 2 7 - 5,1
6 7,5 138 250 8,120 10 390 28,900 47,685 19 10 2720 316,8 305 32,271 24 0,5 6 - 5,1
7 7,3 142 230 8,000 10 350 29,200 48,180 19 20 2464 441,6 281 32,425 27 2 8 - -
46
4.2. CONTROL Y ANÁLISIS DEL AGUA EN TANQUE DE ALMACENAMIENTO
En este punto se realiza un control periódico de los siguientes parámetros:
• O2 disuelto (ppb) • CO2 disuelto (ppm) • Hierro ppm Fe++
• Residual fosfonato ( ppm) • H2S Disuelto
• Turbidez (NTU)
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Tabla 3.2 Análisis químico del agua de reinyección Campo CJC –Salida del Tanque de lavado-
Elaborado por: Cristian Espín
CAMPO CJC -Salida de tanque de lavado- ANÁLISIS QUÍMICO DEL AGUA DE INYECCIÓN
N° de muestra O2 disuelto
ppb CO2 disuelto ppm Hierros ppm Fe++ Residual Fosfonato (ppm)
H2S disuelto % (volumen)
Turbidez (NTU) Sol. Total susp. (sst) ppm
1 20 310 14 - - - -
2 20 348 15 - - - -
3 20 348 14 - - - -
4 25 350 15 3 0,3 - -
5 30 340 20 4 0,2 - -
6 30 350 20 3 0,3 120 170
7 30 350 19 3 0,3 10,02 25
8 30 340 17 3 0,7 9,38 22
9 35 340 20 3 0,5 5,56 24
10 35 310 21 3 0,3 5,22 23
11 30 330 20 4 0,3 4,35 26
12 25 350 30 5 0,3 10,32 24
13 20 355 28 5 0,2 9,59 24
14 25 355 22 8 0,2 10,3 18
15 25 350 28 7 0,2 6,29 21
16 15 300 22 5 0,2 15,3 23
48
4.3. CONTROL Y ANÁLISIS DEL AGUA EN LA UNIDAD DE FILTRACIÓN
4.3.1. CONTROL PERIÓDICO DE PARÁMETROS PRIMER GRUPO
• Temperatura
49
Tabla 3.3 Análisis químico del agua de reinyección Campo CJC –
Salida de la unidad de filtración.
CAMPO CJC –salida unidad de filtración-
ANÁLISIS QUÍMICO DEL AGUA DE REINYECCIÓN EN FILTROS DE LA PLANTA
N° de muestra
Temp (°F) Sol. Totales Dis. (STD) ppm
Sol. Totales Susp. (SST) ppm
Turbidez (NTU)
1 127 - 17 -
2 129 - 12 -
3 126 35,540 14 -
4 128 31,364 18 6,7
5 122 33,450 12 7,4
6 124 32,235 20 69,7
7 128 34,112 17 7,35
8 130 32,120 16 6,22
9 131 32,773 22 5,22
10 130 33,059 18 3,12
11 125 32,456 21 2,15
12 128 33,597 22 1,85
13 130 33,830 16 1,76
14 129 33,760 14 3,1
15 128 32,472 16 2,52
16 132 35,830 20 3,75
17 132 34,060 19 8,7
18 130 33,309 19 7,1
19 124 31,220 11 2,13
20 134 33,364 21 6,29
21 130 31,220 20 10,8
22 128 30,280 14 6,4
23 134 32,204 15 0
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4.3.2. CONTROL PERIODICO DE PARAMETROS SEGUNDO GRUPO
• PH.
• Dureza total ppm CaCO3. • O2 disuelto (ppb).
• CO2 disuelto ppm. • Hierro ppm Fe++ • Magnesio ppm Mg++. • Sólidos Totales Disueltos. • Sólidos Totales en suspensión • Aceite en agua.
• Turbidez (ntu)
Tabla 3.4 Análisis químico del agua de reinyección Campo CJC –
salida planta de agua-
CAMPO CJC –Salida planta de agua-
ANÁLISIS QUÍMICO DEL AGUA DE REINYECCIÓN A LA SALIDA DE LA PLANTA DE AGUA
N° de muestra
pH Dureza total ppm CaCO3 O2 disuelto ppb CO2 disuelto ppm Hierros ppm Fe++ Magnesio ppm Mg++ Sol. Totales Dis. (STD) ppm Sol. Totales Susp. (SST) ppm Aceite en agua (ppm) Turbidez (NTU)
1 6,3 9987,000 20 364 12 595 35738,000 22 6 -
2 6 9120,000 60 352 11,7 355 33050,000 24 5 -
3 6,5 7700,000 60 360 16,5 400 37030,000 44 4 -
4 6,3 7667,000 60 350 20 302 33240,000 60 6 81,3
51
4.3.3. CONTROL Y ANÁLISIS DEL AGUA EN LA CABEZA DEL POZO
El muestreo del agua se realiza en la cabeza del pozo en forma periódica, midiéndose los siguientes parámetros:
• PH.
• Temperatura.
• Alcalinidad ppm CaCO3. • Dureza total ppm CaCO3. • O2 disuelto ppb.
• CO2 disuelto ppm.
• Salinidad ppm Cl- y ppm ClNa • Hierro ppm Fe++
• Sulfatos ppm SO4= • Calcio ppm Ca++. • Magnesio ppm Mg++. • Bicarbonato ppm HCO3-. • Sólidos Totales Disueltos. • Sólidos Totales en suspensión. • Aceite en agua.
• Residual fosfonato ppm. • Turbidez (NTU).
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Tabla 3.5 Análisis químico del agua de reinyección Campo CJC, pozo CJC-01 –cabeza del pozo inyector- (1/2)
CAMPO CJC -Ingreso de pozo CJC-01-
ANÁLISIS QUÍMICO DEL AGUA DE REINYECCIÓN EN LA CABEZA DEL POZO INYECTOR
N° de muestra pH
Temp (°F) Alcalinidad ppm aCO3 Dureza total ppm CaCO3 O2 disuelto ppb CO2 disuelto ppm salinidad ppm Cl- salinidad ppm ClNa Hierros ppm Fe++ Sulfatos ppm So4= Calcio ppm Ca++ Magnesio ppm Mg++ Bicarbonato ppm HCO3 Sol. Totales Dis. (STD) ppm Sol. Totales Susp. (SST) ppm H2S Disuelto (%) vol. Aceite en agua (ppm) Residual Fosfonato (ppm)
1 5,7 128 410 4,020 25 350 31,197 51,475 16,7 0 1,296 187 500 31,369 16 0,2 4 2,75 2 5,7 128 410 4,020 25 350 31,197 51,475 16,7 0 1,296 187 500 31,369 16 0,2 4 2,75 3 5,9 128 200 4,200 60 360 26,470 43,676 17 5 1,396 160 244 34,380 11 0,3 6 3
4 6 128 300 4,180 30 360 31,006 51,160 22 17 1,427 147 366 32,900 11 0,3 4 3 5 6,2 128 250 7,500 25 350 31,520 52,008 19 24 2,456 326 281 34,112 17 0,2 4 3 6 6,5 128 217 7,000 30 350 30,673 50,610 26 18 2,24 216 265 33,438 29 0 4 3 7 6,6 130 125 7,150 30 350 29,710 49,022 25 26 2,448 247 262 32,773 22 0,3 4 3
8 5,9 130 330 8,280 25 340 29,673 48,960 21 15 2,4 547 403 33,059 18 0,2 3 3 9 7,3 124,5 300 7,600 25 320 28,945 47,759 22 15 2,448 355 366 32,151 21 0,2 3 3 10 7,2 127 310 7,380 20 315 30,470 50,276 25 15 2,344 365 378 33,597 22 0,3 3 3 11 7,6 128 320 7,700 20 330 32,180 53,097 30,5 19 2,355 435 390 35,409 14 0,1 2 3
12 6,5 128 320 8,100 25 320 30,999 51,148 28 15 2,33 435 390 35,123 14 0,1 3 4 13 7,6 128 240 8,000 25 350 29,200 48,180 33 15 2,528 403 293 32,472 16 0,1 3 4 14 7,2 128 260 8,040 10 340 32,700 53,955 25 15 2,43 471 317 35,958 16 0,1 3 3
53
Tabla 3.6 Análisis químico del agua de reinyección Campo CJC, pozo CJC-01 –cabeza del pozo inyector- (2/2) CAMPO CJC -Ingreso de pozo
CJC-01-ANÁLISIS QUÍMICO DEL AGUA DE REINYECCIÓN EN LA CABEZA DEL POZO INYECTOR
N° de muestra pH
Temp (°F) Alcalinidad ppm aCO3 Dureza total ppm CaCO3 O2 disuelto ppb CO2 disuelto ppm salinidad ppm Cl- salinidad ppm ClNa Hierros ppm Fe++ Sulfatos ppm So4= Calcio ppm Ca++ Magnesio ppm Mg++ Bicarbonato ppm HCO3 Sol. Totales Dis. (STD) ppm Sol. Totales Susp. (SST) ppm H2S Disuelto (%) vol. Aceite en agua ppm Residual Fosfonato (ppm)
15 7,3 130 270 8,010 25 350 30,750 50,738 30 15 2,532 403 329 34,060 19 0,1 3 4
16 7,3 130 270 8,050 30 355 29,973 49,455 32 17 2,564 394 329 33,309 19 0,1 3 4
17 7,3 130 290 8,035 25 340 29,987 49,479 30 15 2,528 411,6 353,8 33,325 13 0,1 4 4
18 7,6 130 290 7,800 15 300 28,000 46,200 24 5 2,496 374 354 31,253 20 0,1 3 4
19 6,9 128 320 6,700 10 260 30,100 49,665 16,2 18 2,35 340 390 32,100 13 0,1 4 6,9
20 6,2 142 300 7,120 25 400 28,600 47,190 20,4 0 2,36 292,8 366 31,639 30 0,3 3 -
21 7,2 133 310 7,680 25 320 29,000 47,850 10 0 2,476 357,6 378 32,222 15 1 4 -
22 6,5 135 290 7,280 25 400 29,000 47,850 19 0 2,472 264 354 32,109 30 0,3 3 -
23 7,3 134 230 7,680 25 480 32,000 52,800 43 50 2,56 307,2 281 35,241 23 2 4 -
24 7,2 136 250 8,120 10 390 29,000 47,850 23 0 2,704 326,4 305 32,358 21 0,5 3 -
25 7,2 142 230 8,000 10 350 29,200 48,180 15 10 2,464 441,6 290,6 32,411 22 2 4 -
26 7,2 136 240 7,490 10 270 29,500 48,675 21 18 2,448 328,8 292,8 32,609 24 0,7 4 -
54
4.3.4. CONTROL Y ANÁLISIS QUÍMICO DEL AGUA DE REINYECCIÓN
Tabla 3.7 Análisis químico del agua de reinyección Campo CJC, pozo CJC-01 –fondo de pozo- (1/2)
CAMPO CJC -Ingreso de pozo CJC-01-
ANALISIS QUIMICO DEL AGUA DE REINYECCION EN LA CABEZA DEL POZO INYECTOR
N° de muestra pH
Temp (°F) Alcalinidad ppm aCO3 Dureza total ppm CaCO3 O2 disuelto ppb CO2 disuelto ppm salinidad ppm Cl- salinidad ppm ClNa Hierros ppm Fe++ Sulfatos ppm So4= Calcio ppm Ca++ Magnesio ppm Mg++ Bicarbonato ppm HCO3 Sol. Totales Dis. (STD) ppm Sol. Totales Susp. (SST) ppm Turbidez (ntu) Aceite en agua (ppm) Residual Fosfonato (ppm)
1 6,3 130 273 9,300 20 380 - - 10 0 - - 333 - 33 - 10 -
2 6,2 130 290 10,350 20 380 31,840 52,536 10 0 3200 564 354 35,968 30 - 8 -
3 6,2 132 300 9,981 35 310 30,547 50,403 10 0 2858 681 366 34,451 30 14 8 3
4 6,3 128 208 7,700 30 330 33,415 55,135 19 25 7300 400 254 37,898 36 22 10 4
5 6,3 130 230 7,667 35 320 31,490 51,959 18 26 2448 371 281 34,627 40 28 8 4
6 6,3 132 250 7,520 30 320 31,520 52,008 16 24 2480 317 281 34,637 21 7,85 8 4
7 6,6 136 236 7,650 60 320 28,350 46,778 20 26 2560 300 288 32,494 24 5 6 3
8 6,8 132 210 7,710 60 340 29,657 48,934 20 30 2480 362 256 32,830 24 5,1 6 3
9 6,2 132 310 8,090 60 340 30,339 50,060 19 10 2390 508 378 33,644 21 4,7 6 3
10 7,3 130 310 7,720 60 350 29,673 48,960 18 15 2464 374 378 32,923 24 5,64 6 4
11 7,1 132 315 7,560 60 350 30,673 50,610 22 30 2368 394 384 33,871 26 5,34 5 4
12 6,2 134 320 8,500 60 340 31,173 51,435 28 18 2840 336 390 34,785 20 5,08 4 3
13 6,7 132 310 8,350 60 360 30,987 51,129 22 15 2790 370 378 34,120 22 6,45 5 5
14 7,3 130 350 8,080 25 350 29,200 48,180 31 15 2544 413 427 32,630 20 5,1 5 5
55
Tabla 3.8 Análisis químico del agua de reinyección Campo CJC, pozo CJC-01 –fondo de pozo- (2/2)
CAMPO CJC -Ingreso de pozo CJC-01-
ANÁLISIS QUÍMICO DEL AGUA DE REINYECCIÓN EN LA CABEZA DEL POZO INYECTOR
N° de muestra pH
Temp (°F) Alcalinidad ppm aCO3 Dureza total ppm CaCO3 O2 disuelto ppb CO2 disuelto ppm salinidad ppm Cl- salinidad ppm ClNa Hierros ppm Fe++ Sulfatos ppm So4= Calcio ppm Ca++ Magnesio ppm Mg++ Bicarbonato ppm HCO3 Sol. Totales Dis. (STD) ppm Sol. Totales Susp. (SST) ppm Turbidez (ntu) Aceite en agua (ppm) Residual Fosfonato (ppm)
15 6,8 134 330 8,060 20 340 32,700 53,955 28 15 2530 416 403 36,091 22 4,8 6 5
16 7,2 132 345 8,050 25 360 30,560 50,424 30 17 2524 417 421 33,970 23 6,25 5 8
17 7,2 134 330 8,040 15 355 30,768 50,767 28 15 2544 403 403 34,161 20 6,94 4 8
18 7,1 132 310 8,100 10 350 29,973 49,455 25 17 2568 403 378 33,364 22 6,29 5 7
19 7,2 134 300 8,050 10 350 30,005 49,508 28 15 2544 405 366 33,364 21 6,29 4 7
20 7,4 138 300 7,800 10 240 28,000 46,200 27 21 2512 365 366 31,291 20 5,25 8 5
21 6,6 131 390 6,900 10 290 30,400 50,160 17,25 24 2512 365 476 32,150 20 5,1 6 7
22 6,4 146 330 7,200 40 450 27,300 45,045 18 0 2440 264 403 30,425 32 - 4 -
23 6,9 135 240 7,680 40 350 29,300 48,345 20 0 2512 336 293 32,461 25 - 8 -
24 6,2 140 310 7,350 25 450 29,000 47,850 24 0 2492 268 378 32,163 32 - 5 -
25 7,5 134 230 7,800 30 480 31,800 52,470 21 75 2560 336 281 35,073 28 - 7 -
26 7,5 138 250 8,120 10 390 28,900 47,685 19 10 2720 316 305 32,271 24 - 6 -
15 6,8 134 330 8,060 20 340 32,700 53,955 28 15 2530 416 403 36,091 22 4,8 6 5
16 7,2 132 345 8,050 25 360 30,560 50,424 30 17 2524 417 421 33,970 23 6,25 5 8
56
4.4.
EFECTO
DE
LA
INYECCIÓN
EN
POZO
PRODUCTOR DE LA ARENA “U”
En el Pozo CJC-01, se observa una variación de la presión de fondo fluyente, que cambió progresivamente de un valor de 1205 PSIA al inicio de la inyección a un valor actual de 1456 PSIA, esto es un incremento de +/- 251 PSIA, que a su vez ha dado lugar a un incremento de la producción de fluidos, así al inicio se midió una producción de +/- 1240 BFPD y a la fecha produce +/- 1614 BFPD, la producción de petróleo y corte de agua se incrementaron pasando de 40% a 52% y la salinidad con ligera tendencia a disminuir.
Se controlan de manera periódica, otros parámetros tales como la salinidad del agua producida, que se compara con la salinidad del agua inyectada.
El seguimiento de la salinidad del agua, por el contraste de valores entre lo inyectado y producido, es un parámetro confiable en el control del avance del frente de agua, se realiza mediante gráficos de salinidad del agua inyectada vs salinidad del agua en el pozo productor.