i
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS Y DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA DE REINYECCIÓN
DE AGUA EN LA ESTACIÓN SACHA NORTE, PERIODO AÑO
2011“
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGA EN PETRÓLEOS
DORIS PAOLA CACHUMBA CASA
DIRECTOR: ING. VINICIO MELO
ii © Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012
iii
DECLARACIÓN
Yo, DORIS PAOLA CACHUMBA CASA, 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.
Doris Paola Cachumba Casa
iv
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis y Descripción de
la Planta de Reinyección de Agua en la Estación Sacha Norte, Periodo Año 2011”, que, para aspirar al título de Tecnóloga en Petróleos fue desarrollado por
Paola Cachumba, 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.
___________________
Ing. Vinicio Melo
DIRECTOR DEL TRABAJO
v
AGRADECIMIENTO
vi
DEDICATORIA
vii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN xiv
ABSTRACT xv
CAPÍTULO I 1
1.INTRODUCCIÓN 1
1.1.OBJETIVO GENERAL 1
1.2.OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1
1.3.JUSTIFICACIÓN. 1
1.4.IDEA A DEFENDER 2
1.5.VARIABLES. 3
1.5.1.VARIABLE DEPENDIENTE. 3
1.5.2.VARIABLE INDEPENDIENTE. 4
1.6.METODOLOGÍA 4
1.6.1.MÉTODOS 4
CAPÍTULO II 5
2.MARCO TEÓRICO 5
2.1.ANTECEDENTES DEL CAMPO SACHA 5
2.2.UBICACIÓN DEL CAMPO 6
2.3.GEOLOGÍA DEL CAMPO SACHA 9
2.3.1.DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL, ESTRATIGRÁFICA Y LITOLÓGICA DEL CAMPO SACHA 11
viii
2.3.1.2.Descripción Estratigráfica 12
2.3.1.3.Descripción Litológica 15
2.4.PROPIEDADES PETROFÍSICAS 19
2.4.1.POROSIDAD 19
2.4.1.1.Porosidad Absoluta 19
2.4.1.2.Porosidad Efectiva 20
2.4.2.PERMEABILIDAD 21
2.4.2.1.Permeabilidad Absoluta 21
2.4.2.2.Permeabilidad Efectiva (Ke) 21
2.4.2.3.Permeabilidad Relativa 23
2.4.2.4.Factores que influyen en la porosidad y permeabilidad 25
2.4.3.SATURACIÓN 28
2.4.4.HETEROGENEIDAD DEL YACIMIENTO 28
2.4.5.PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS 29
2.4.5.1.Factor volumétrico 29
2.4.5.2.Viscosidad del agua y del petróleo 30
2.4.5.3.Razón de movilidades. 31
2.4.5.4.Compresibilidad 33
2.4.5.5.Factor de recobro de petróleo 33
CAPÍTULO III 35
3.METODOLOGÍA 35
3.1.ANÁLISIS CUANTITATIVO DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN 35
3.1.1.CONSTITUYENTES Y PROPIEDADES PRINCIPALES 36
ix
3.1.2.1.Cationes 37
3.1.2.2.Aniones 39
3.1.2.3.Otras propiedades 40
3.1.3.INCRUSTACIONES EN EL AGUA DE FORMACIÓN 43
3.1.3.1.Incrustaciones comunes 43
3.1.4.EFECTOS SOBRE LA CORROSIÓN 49
3.2.DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN EN LA ESTACIÓN SACHA NORTE 60
3.3.FACILIDADES DE SUPERFICIE INSTALADAS EN EL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE LA ESTACIÓN SACHA NORTE 61
3.4.ESQUEMA DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN 63
3.4.1.ANTECEDENTES 63
3.4.2.EVALUACIÓN DE LA OPERACIÓN DE LA PLANTA 76
3.4.3.TRATAMIENTO QUÍMICO QUE MANTENÍA QUMIPAC S.A. 77
CAPÍTULO IV 79
4.ANÁLISIS DE RESULTADOS 79
4.1.ANÁLISIS DE LOS PARÁMETROS DE REINYECCIÓN DE AGUA EN LA ESTACIÓN SACHA NORTE 79
4.2.TENDENCIA DEL AGUA DE FORMACIÓN. 83
4.3.TRATAMIENTO QUÍMICO APLICADO EN LA REINYECCIÓN DE AGUA DE LA ESTACIÓN SACHA NORTE. 85
4.4.PROBLEMAS OCASIONADOS EN EL PROCESO DE TRATAMIENTO Y REINYECCIÓN DE AGUA MANEJADO POR QUMIPAC. 87
CAPÍTULO V 89
x
5.1.CONCLUSIONES. 89
5.2.RECOMENDACIONES 90
NOMENCLATURA 91
BIBLIOGRAFÍA 93
GLOSARIO DE TÉRMINOS 94
xi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1. La Porosidad en el Yacimiento 20
Tabla 2.2. Clasificación del Factor de Recobro 34
Tabla 3.1. Constituyentes y propiedades principales del agua de los campos
petroleros. 36
Tabla 3.1. Constituyentes y propiedades principales del agua de los campos
petroleros. Continuación. 37
Tabla 3.2. Incrustaciones comunes formadas en el agua de formación. 44
Tabla 3.3. Máxima presión de trabajo permitida de acuerdo a la clase ansi 74
Tabla 3.4. Bombas instaladas en el sistema de reinyección de agua en la
estación Sacha Norte. 74
Tabla 4.1 Inicio de la reinyección de agua de formación en la estación Sacha
Norte. 79
Tabla 4.2. Reportes de agua producida y reinyectada durante los años 2007 a
2011. 80
Tabla 4.3. Datos de presión de inyección, descarga y succión durante los años
2007, 2008, 2009, 2010 y 2011. 82
Tabla 4.4.Tendencia del agua de formación de los pozos reinyectores y el
wash tank 83
Tabla 4.5. Tendencia del agua de formación de los pozos productores. 83
Tabla 4.6. Tratamiento químico aplicado durante los meses de enero a octubre
xii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Ubicación del Campo Sacha. 8
Figura 2.2 Mapa estructural a la Base de la Caliza “A” 10
Figura 2.3 Columna Estratigráfica del Campo Sacha 18
Figura 2.4.Permeabilidad Relativa 24
Figura 2.5 Influencia del tamaño y arreglo de los granos 26
Figura 3.1 Tipos de Corrosión 55
Figura 3.2. Corrosión por CO2 en tubería de 9 5/8” 56
Figura 3.3. Corrosión por CO2 en tubería de 351/14 56
Figura 3.4. Corrosión por H2S en liner de 7” 57
Figura 3.5. Corrosión por H2S en roscas 57
Figura 3.6. Corrosión por H2S en tubería de 9 5/8” 58
Figura 3.7. Corrosión por microorganismo en liner de 7” 59
Figura 3.8. Corrosión por microorganismos de una tubería de 9 5/8” 59
Figura 3.9. Corrosión por microorganismo en liner de 5” 60
Figura 3.10. Diagrama del Sistema Actual de Reinyección de Agua en la
Estación Norte del Campo Sacha 62
Figura 3.11. Sistema de reinyección de agua implantado por la QUMIPAC S.A. 66
Figura 4.1. Reportes de agua producida y reinyectada durante los años 2007
a 2011. 81
Figura 4.2. Datos de presión de inyección, descarga y succión durante los años 2007, 2008, 2009, 2010 y 2011 82
Figura 4.3. Tratamiento químico aplicado durante los meses de enero a octubre
de 2011. 85
Figura 4.4. Tratamiento químico aplicado durante los meses de enero a
xiii
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo Nº 1 97
Cálculo de la Tasa de Corrosión.
Anexo Nº 2 98
Efectos en la salud de sustancias químicas del agua de formación.
Anexo Nº3 101
Producción acumulativa de agua y petróleo.
Anexo Nº4 102
Análisis Físico-Químico del agua de formación del Campo Sacha Norte.
Anexo Nº5 103
Calculo típico para obtener el IS y Tendencia del Agua de Formación.
Anexo Nº6 104
xiv
RESUMEN
El presente proyecto se trata del análisis y descripción de la planta de reinyección de agua de la Estación Sacha Norte.
En el primer capítulo se realiza la introducción seguido de esto los objetivos detallados, justificación, la idea a defender, variables y por último la metodología propuesta para el trabajo a realizar.
En el segundo capítulo se detalla el marco teórico en donde se explica los antecedentes del campo, ubicación del campo, geología del campo Sacha, la detallada descripción estructural, estratigráfica y litológica del campo Sacha y las propiedades petrofísicas.
En el tercer capítulo se presenta la metodología donde se detalla el análisis cuantitativo de las aguas de formación lo cual se lleva a cabo en el laboratorio o en el campo a fin de determinar sus características físicas y químicas asi como el análisis de los efectos sobre la corrosión, la descripción de las facilidades de superficie del sistema de reinyección, facilidades de superficie instaladas en el sistema de reinyección y por último el esquema del sistema de reinyección.
xv
ABSTRACT
The present project is the analysis and description of the plant of reinjection of water of Sacha North station.
In the first chapter is followed by this introduction the detailed objectives, justification, the idea to defend, variables and finally the methodology proposed for the work carried out.
The second chapter details the theoretical framework explains the history of the field, location of the field, the field geology Sacha, detailed structural and stratigraphic lithological description of the field Sacha and Petrophysical properties.
The third chapter presents the methodology where detailed quantitative analysis of formation waters which carried out in the laboratory or in the field in order to determine their physical and chemical characteristics as well as the analysis of the effects on the corrosion, the description of the facilities of area of the system of Reinjection, surface facilities installed on the reinjection system and finally the scheme of the system of Reinjection.
1
CAPÍTULO I
1.
INTRODUCCIÓN
1.1. OBJETIVO GENERAL
Analizar y describir la planta de reinyección de agua de formación en la Estación Sacha Norte en el periodo año 2011.
1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Estudiar las pruebas de laboratorio que nos pretermiten determinar si se cumple con los parámetros determinados por el Reglamento Ambiental RAOHE 1215.
Analizar las normas, requerimientos necesarios para que nuestro proceso sea óptimo y con el mínimo impacto ambiental.
Describir el proceso de tratamiento de agua de formación y el agua que es separada del crudo en la Estación Sacha Norte.
2
Justificación teórica.
Por medio de este trabajo se profundizarán conocimientos en el proceso para el tratamiento de aguas mediante los diferentes procesos que atraviesan para estar en óptimas condiciones para su reinyección esto es de importancia para la perforación de un pozo, para minimizar el impacto ambiental.
Se abarcarán aspectos importantes del proceso como son el equipo que se usa, las características del agua, su composición química y los diversos problemas que se tienen para tratarla.
Justificación metodológica.
Se analizarán las pruebas que se realizaron en los laboratorios para comprobar si el agua de formación cumple con la norma para ser reinyectada.
Se estudiaron las características del proceso de separación de agua libre y agua emulsionada.
Justificación práctica.
Esta tesis se realizó usando los conocimientos adquiridos en la carrera.
Esto ayudará a controlar el impacto ambiental que el agua puede ocasionar si no es reinyectada con los parámetros establecidos.
3
Si se realizan los estudios necesarios y se logra tratar el agua mediante procesos eficientes, se logrará su re inyección adecuada y con ello se evitará el daño ambiental.
El agua que se obtiene de la perforación o producción de un pozo siempre debe ser reinyectada ya sea en el mismo pozo o en un pozo determinado para esto. Para la reinyección de agua se debe cumplir con normas medio ambientales que son las que dan los parámetros a los cuales se debe regir para no contaminar el medio ambiente, en el área petrolera esta norma es muy específica esta es el RAOHE 1215.
Las reformas establecidas en el Reglamento Sustitutivo del Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador establecen un marco claro y coherente para el control y monitoreo ambiental de las actividades petroleras en el país, enfocado en estándares definidos de monitoreo para todos los componentes ambientales y en una estructura clara de generación, manejo y sistematización de la información ambiental hidrocarburífera.
La reforma del Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador implica para las empresas una revisión y eventualmente modificación de su monitoreo ambiental interno, así como la generación de reportes periódicos a presentarse al organismo de control.
1.5. VARIABLES.
1.5.1. VARIABLE DEPENDIENTE.
4 Pruebas de laboratorio que se realiza a los cortes.
1.5.2. VARIABLE INDEPENDIENTE.
Forma de perforar el pozo.
El lodo usado para la perforación.
Pruebas de Campo.
1.6. METODOLOGÍA
1.6.1. MÉTODOS
Método de observación científica: Este método se lleva a cabo mediante pasantías y prácticas realizadas en el campo que son útiles para adquirir experiencia, conocimiento para cumplir con los objetivos planteados en la investigación.
Método deductivo: Este método fue útil ya que se recopilara toda la información posible con respecto al tema de investigación en la
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CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1. ANTECEDENTES DEL CAMPO SACHA
El campo fue descubierto en el año 1969 por el consorcio Texaco Gulf. El primer pozo perforado fue exploratorio, denominado Sacha 1, cuya perforación inició el 21 de enero de 1969, con una torre de perforación helitransportable; alcanzando una profundidad total de 10160 pies. Se inicia la explotación del campo con una producción inicial de 1328 BPPD, con 29.9API de calidad y un BSW de 0.1%.
El campo inició su producción el 6 de julio de 1972 con una tasa promedia de 29269 BPD para ese mes e incrementándose en un 400% hasta 117591 BPD en noviembre del mismo año; tasa que se convirtió en la más alta registrada en la producción del campo.
Para la recolección de datos de producción del Campo Sacha se dispone de 4 estaciones:
Estación Central,
Estación Norte-1 (planta de tratamiento de agua),
Estación Norte-2, y;
6
Desde noviembre de 1986 se implementó la recuperación secundaria mediante inyección de agua para los dos yacimientos de Napo en la parte central del campo con la finalidad de incrementar y/o mantener la presión, y mejorar la recuperación de los fluidos in situ. El modelo de inyección es periférico con un arreglo de seis pozos inyectores (productores convertidos a inyectores) ubicados al flanco de la estructura Sacha, cinco al Este del campo (WIW–02, WIW–03, WIW–04, WIW–05 Y WIW–06) y uno al Oeste (WIW - 01). Estos pozos fueron recomendados basándose en el Estudio de Simulación Matemática del campo realizada en el año 1982.
En el Campo Sacha se han perforado hasta la fecha 187 pozos, de los cuales 113 se encuentran en producción, 52 cerrados (3 esperando workover), 6 pozos inyectores (2 a la arena U y los restantes a Napo U-T), 3 re-inyectores (2 a Tiyuyacu y 1 a Orteguaza) y 11 abandonados (4 por casing colapsado, 2 pescados y 2 inundados). Además, en la estación central del campo se recibe el aporte de producción de otros campos tales como: Pucuna, Huachito, MDC, Paraíso y Biguno. La producción promedia del Campo Sacha es de 44287 BPPD.
2.2. UBICACIÓN DEL CAMPO
7
campo se halla ubicado en la zona del Cantón “La Joya de los Sachas”, a 50 Km. al sur de Lago Agrio, como podemos ver en la figura 2.1.
Geográficamente dentro de las coordenadas: 00º11´00´´ a 00º24´30´´ Latitud Sur y 76º49´40´´ a 76º54´16´´ Longitud Oeste; teniendo una extensión areal alrededor de 124 Km2, presenta un relieve suave, con extensos valles relativamente planos debido a los últimos eventos geológicos.
Geológicamente está ubicado en la parte central y en el eje de la subcuenca del Napo, formando parte del tren de estructuras orientadas en sentido Norte-Sur. El campo Sacha está limitado por:
Al Norte, las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista
Al Sur, los campos Culebra y Yulebra
Al Este, los campos Shushufindi-Aguarico, Limoncocha y Pacay;
8
Figura 2.1 Ubicación del Campo Sacha.
9
2.3. GEOLOGÍA DEL CAMPO SACHA
Geológicamente el Campo Sacha se encuentra ubicado al Oeste del eje axial de la Cuenca Sedimentaria Cretácica Napo, incluido en el corredor Sacha-Shushufindi. La estructura se encuentra en el lado levantado de la falla de tendencia general noreste-suroeste, conectándose en el Sur con la Cuenca Marañón y al Norte con la Cuenca Putumayo, la misma que se encuentra ubicada al Este del Cinturón Andino.
Estructuralmente se define al campo como un anticlinal asimétrico de dirección NNE-SSO, integrado por un sistema de fallas de dirección Norte-Sur, las que cortan en el flanco Oeste a lo largo del campo. Posee un sistema de fallas secundarias de compensación como consecuencia del régimen transgresivo, las que pueden alcanzar a la caliza “B” y un sistema adicional de compartimentos orientados en dirección Suroeste-Noroeste.
El tipo de falla que atraviesa el campo es posiblemente una antigua falla de tipo normal que luego fue invertida en el Cretácico Superior bajo un régimen transgresivo. Esta falla se profundiza en el basamento cristalino, reactivándose por más de una ocasión, conforme a las diversas etapas de deformación que llega hasta la Formación Hollín y, en ocasiones, hasta la Caliza “M-2”.
10 Figura 2.2 Mapa estructural a la Base de la Caliza “A”.
PETROPRODUCCIÓN, 2007, “Ingeniería de Yacimientos”.
1000 0 1000 2000 3000
metres Scale 1:50000
PETROPRODUCCION
CAMPO SACHA
Mapa de Electrofacies "U" Ciclo "T" Inferior
Petroproduccion - Paradigm
MAPA 52
9 9 4 8 0 0 0 9 9 5 0 0 0 0 9 9 5 2 0 0 0 9 9 5 4 0 0 0 9 9 5 6 0 0 0 9 9 5 8 0 0 0 9 9 6 0 0 0 0 9 9 6 2 0 0 0 9 9 6 4 0 0 0 9 9 6 6 0 0 0 9 9 6 8 0 0 0 9 9 7 0 0 0 0 9 9 7 2 0 0 0 9 9 7 4 0 0 0 9 9 7 6 0 0 0 9 9 7 8 0 0 0 9 9 8 0 0 0 0 9 9 8 2 0 0 0 9 9 8 4 0 0 0 9 9 4 8 0 0 0 9 9 5 0 0 0 0 9 9 5 2 0 0 0 9 9 5 4 0 0 0 9 9 5 6 0 0 0 9 9 5 8 0 0 0 9 9 6 0 0 0 0 9 9 6 2 0 0 0 9 9 6 4 0 0 0 9 9 6 6 0 0 0 9 9 6 8 0 0 0 9 9 7 0 0 0 0 9 9 7 2 0 0 0 9 9 7 4 0 0 0 9 9 7 6 0 0 0 9 9 7 8 0 0 0 9 9 8 0 0 0 0 9 9 8 2 0 0 0 9 9 8 4 0 0 0280000 282000 284000 286000 288000 290000 292000 294000 296000 298000 300000 302000 304000 306000 308000
280000 282000 284000 286000 288000 290000 292000 294000 296000 298000 300000 302000 304000 306000 308000
11 2.3.1. DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL, ESTRATIGRÁFICA Y LITOLÓGICA DEL
CAMPO SACHA
Resulta básico poder reconocer la estructura, estratigrafía y litología en los principales yacimientos de los cuales el Campo Sacha está produciendo. Pensando en esta necesidad, a continuación se describe la disposición típica de las estructuras geológicas, estratigrafía y litología del Campo Sacha con las principales características de los yacimientos y arenas de interés para este proyecto.
2.3.1.1. Descripción Estructural
12 2.3.1.2. Descripción Estratigráfica
La Estratigrafía, como parte de la Geología, estudia aquellos estratos constituidos de cuerpos rocosos, reconociendo en ellos formas, composiciones litológicas, propiedades geofísicas y geoquímicas, sucesiones originarias, relaciones de edad, distribución y contenido fosilífero.
El comportamiento estratigráfico del Campo Sacha es generalizado a la Cuenca Oriental Ecuatoriana para la cual se han realizado muchos estudios sobre estratos y sus propiedades que van desde la superficie hasta las zonas de interés, para lo cual se ha diseñado una columna base y de donde se obtiene información como: era y edad geológica, formación a la que pertenece, ambiente de depositación, espesor promedio, litología, etc.
A continuación se describirá los principales estratos de interés dentro del Campo Sacha:
Orteguaza.- Pertenece a la edad del Oligoceno dentro del periodo Paleógeno. Esta formación presenta un espesor aproximado de 50 a 500 pies. El ambiente de depositación en el que se dio esta formación es de agua salobre a Marina, también conocido como “brake”.
13 Tena.- La formación Tena tiene un espesor aproximado de 400 a 3200 pies; cuerpo donde se puede encontrar la subdivisión en dos miembros, que son:
“Tena Superior” que pertenece a la edad del Paleoceno y constituye la base de la era Cenozoica. El ambiente de depositación es Continental.
“Tena Inferior”, el ambiente de depositación de esta parte de la formación es Continental a Marina Somera. La era Mesozoica tiene sus comienzos en la parte inferior de Tena y pertenece a la edad Cretácica.
Napo.- Consiste en alrededor de 500 a 2500 pies de lutitas y calizas con intercalaciones de areniscas. La formación Napo es fácilmente reconocible por la presencia de reflectores fuertes que corresponden a niveles de calizas. Esta formación pertenece al periodo que va desde el Cretácico Medio al Superior y marca el inicio de la era Mesozoica. Muchos autores dan a la formación Napo la categoría de grupo, dividiéndola en cuatro miembros (a los que se les asigna el nombre de formaciones), que corresponde a secuencias marinas de aguas poco profundas:
14
Corresponden respectivamente a la caliza “M-1”, las lutitas M-1, la parte inferior de las areniscas “M-1” y a la parte superior de las areniscas M-1.
Napo Medio.- Esta formación presenta a las calizas “A” y a las calizas “M-2” sin las calizas “M-1”, que tienen una gran extensión geográfica y pasan rápidamente hacia el Este a lutitas y margas laminadas muy similares a las lutitas de la formación Napo Superior. La base de la formación está definida por la base del primer banco calcáreo masivo de la caliza “A” y su tope está definido por el tope del último banco masivo de las calizas “M-2”, bien reconocidas en el campo. La formación Napo Medio corresponde a dos secuencias de transgresión y progradación de plataforma carbonatada (caliza “A” y “M-2”, respectivamente).
Napo Inferior.- En el grupo Napo, la formación Napo Basal se encuentra bajo la formación Napo Inferior, que incluye las calizas “B”, las lutitas “U” y las areniscas “U”. Su base está definida por el tope del último banco masivo de la arenisca “T”, que coinciden generalmente con la base de un nivel lutitico intercalado entre las areniscas “T” y las calizas “B”.
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corresponde más o menos a un primer ciclo sedimentario transgresivo-regresivo, cuyo tope podría coincidir con una buena línea de tiempo.
Hollín.- Es la base de la edad del Cretácico dentro de la edad del Mesozoico; el ambiente de depositación es Marino Transgresivo. Las areniscas gruesas de la parte inferior son Continentales en tanto que la parte superior de grano más fino fue depositada en medio Marino Litoral.
2.3.1.3. Descripción Litológica
Yacimiento “Basal Tena”, posee un espesor neto promedio de 10 a 15 pies, porosidad de 18%, saturación de agua de 31 %, salinidad promedio que va de 24000 a 36000 ppm de NaCl y un °API de 25.1. Mayoritariamente está formado por secuencias de grano fino a muy fino y secuencias de grano fino a medio y ocasionalmente grano grueso; lo que indica un desarrollo en forma irregular, propiciando la formación de estratos lenticulares o trampas estratigráficas en el campo y en la Cuenca Amazónica.
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porosidad de 20%, saturación de agua de 25% y una salinidad promedio de 30000-35000 ppm de NaCl y un °API de 28.6.
Yacimiento “T”, es una arenisca cuarzosa, gris, translúcida, grano muy fino a fino, cemento calcáreo, inclusiones de glauconita, manchas de hidrocarburo café oscuro, corte instantáneo, residuo café claro. Tiene un espesor que oscila entre 30 y 100 pies. “T” Inferior, se trata de una arenisca cuarzosa, café clara, cemento silicio, grano medio a fino, localmente grano grueso, buena saturación de hidrocarburos, corte rápido, residuo café muy claro. Forma la sección arenosa de la secuencia “T” de mayor continuidad vertical y lateral. Con espesor neto saturado de entre 20 y 90 pies y se encuentra más desarrollada en la parte central del campo, siendo menor su desarrollo en el norte y sur del mismo, posee una porosidad promedio de 21%, una saturación de agua de 14.8%, una salinidad promedio de 20000 a 25000 ppm de NaCl y un °API de 28.
17 Yacimiento Hollín Inferior, constituido por una arenisca cuarzosa, parda no
18
Figura 2.3 Columna Estratigráfica del Campo Sacha.
PETROPRODUCCIÓN, 2007, “Ingeniería de Yacimientos”.
19
2.4. PROPIEDADES PETROFÍSICAS
2.4.1. POROSIDAD
Es uno de los principales parámetros empleados para la evaluación del reservorio. Las arenas petrolíferas, como todas las arenas, están compuestas por millones de granos que, por lo general, no son redondos; pues su forma depende de la erosión que les dio origen, los cuales nunca se ajustan completamente unos a otros por su compactación o geometría y los espacios que quedan entre ellos forman la porosidad en la cual se ubican los fluidos. Así pues, se entiende por porosidad a la capacidad de una roca para almacenar un fluido. En los yacimientos de petróleo, la porosidad representa el porcentaje del espacio total que puede ser ocupado por líquidos o gases. Esta propiedad física de la roca determina la capacidad de acumulación o de depósito de la arena y generalmente se la expresa como porcentaje, fracción o decimal. Existen dos clases de porosidad: absoluta y efectiva.
2.4.1.1. Porosidad Absoluta
20 2.4.1.2. Porosidad Efectiva
Es el porcentaje del espacio poroso intercomunicado con respecto al volumen total de la roca; por consiguiente, es una indicación de la conductividad a los fluidos, aunque no una medida de ellos necesariamente.
La porosidad se expresa como porcentaje o como fracción:
100
al VolumenTot
oso VolumenPor
[Ec. 2.1]
Existen rangos en función de la porosidad efectiva para clasificarla de acuerdo a la tabla 2.1.
Tabla 2.1. La Porosidad en el Yacimiento
LA POROSIDAD EN EL YACIMIENTO POROSIDAD (%) CALIFCACION
De 0% a 5% Pésima De 5% a 10% Pobre De 10% a 20% Buena De 20% en adelante Muy buena
21 2.4.2. Permeabilidad
Puede definirse como la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de los de poros interconectados. La unidad usada para medir la permeabilidad es el "Darcy" (D), y por necesidad de una medida menor se emplea el "Milidarcy" (md), que es la milésima parte de un Darcy.
La permeabilidad de la roca, comúnmente representada por la letra "K", puede ser: absoluta, efectiva y relativa.
El estudio de la permeabilidad es como consecuencia de un descubrimiento empírico realizado por Darcy, en el cual se pudo observar que esta propiedad está en directa relación entre el caudal de flujo del fluido en movimiento q, la viscosidad μ que causa el flujo sobre un trayecto de longitud L, e inversamente a la carga hidrostática del fluido sobre una área A de la superficie de un liquido con un diferencial de presión ΔP.
P A
L q k
[Ec. 2.2]
2.4.2.1. Permeabilidad Absoluta
Esta propiedad de la roca se considera cuando un fluido homogéneo satura 100% el espacio poroso de la misma. De esta manera, es el único y absoluto fluido que se podría mover dentro del espacio poroso efectivo.
22
Es la propiedad que permite el paso de los fluidos a través de la roca sin modificar la estructura de ésta ni desplazar las partículas. Una roca es permeable si permite el paso de una cantidad apreciable de fluido en un tiempo determinado.
La velocidad de los fluidos a través de la roca no depende únicamente de las propiedades de la roca en sí, depende también del fluido almacenado y de la presión. La fórmula para el cálculo de la velocidad es:
[Ec. 2.3]
Donde:
V: velocidad aparente de flujo (cm/s) Q: tasa de flujo (cm3/s)
A: área (cm2)
K: permeabilidad (darcys) µ: viscosidad (centipoises)
dP/dL: gradiente de presión (dtm/cm)
La permeabilidad se la puede medir mediante registros de pozos o pruebas de restauración de presión en el campo y mediante el Permeámetro Estándar en
dL dP K A Q V
23
el laboratorio. Las variaciones en la permeabilidad en el campo juegan un papel importante al determinar las cantidades de agua necesarias en las operaciones de inyección de agua.
2.4.2.3. Permeabilidad Relativa
Esta propiedad es la razón de la permeabilidad efectiva a la permeabilidad absoluta. Consecuentemente, habrá permeabilidades relativas al agua (Krw), al petróleo (Kro) y al gas (Krg).
K K
K o
ro
K Kw
Krw [Ec. 2.4]
K Kg Krg
24 Fracción del
espacio poroso que no contribuye a la
permeabilidad
Saturación de agua irreductible
Saturación crítica de petróleo Saturaciòn de agua
connata
Figura 2.4.Permeabilidad Relativa.
25
Así, la forma de las curvas de permeabilidad relativa son funciones de la distribución del fluido en el medio poroso estudiado. La segregación de fluidos en la red porosa de la roca reservorio es función de la saturación de fluidos, así como de las características humectativas; es decir, si es que la roca reservorio es oleófila (humectada por petróleo) o hidrófila (humectada por agua).
En el punto donde se encuentra la saturación de agua con nata se sabe que la movilidad de esta aumenta de tal manera que este fluido comienza a desplazarse en forma continua con el crudo producido
.
Se puede hacer varias observaciones con respecto a la curva de permeabilidad relativa, como son:
La permeabilidad relativa siempre es menor que la unidad.
La suma de las permeabilidades relativas también es siempre menor que la unidad.
La permeabilidad relativa a un determinado fluido es cero en el momento en que se alcanza un cierto valor mínimo de la saturación de dicho fluido, llamada saturación irreductible.
2.4.2.4. Factores que influyen en la porosidad y permeabilidad
26
de arena manteniéndolos unidos. Rara vez se encuentran arenas puras, la mayoría están mezcladas con arcilla u otros elementos que determinan su pureza.
El tamaño de los granos de arena en si mismo no influyen en la porosidad tanto como lo hacen las distribuciones de los tamaños; por ejemplo, el espacio poroso entre esferas de una pulgada, será el mismo que el espacio poroso entre esferas de media pulgada, tomando en cuenta que ambas agrupaciones de esferas están compactada de la misma manera. Si están en un arreglo cúbico, como lo demuestra la figura 2.5, la porosidad será de 48%mientras que en un arreglo romboidal será de 26%
27
Otros factores que influyen en la porosidad y permeabilidad de los granos de arena es su disposición longitudinal y superficial. Cuando son largos y planos de superficies empacadas paralelamente, pueden tener poca porosidad y permeabilidad.
La permeabilidad horizontal, a lo largo de las superficies planas, probablemente sea más alta que la permeabilidad vertical, de arriba hacia abajo, perpendicular a las superficies planas. Esto es lo que generalmente pasa en un yacimiento petrolífero; la permeabilidad horizontal excede a la vertical, ya que los granos de arena depositados en el agua tienden a acomodar horizontalmente sus superficies. Sin embargo, los mismos granos de arena, en otras condiciones, pueden acomodarse de tal manera que las superficies de mayor tamaño se orienten en distintas direcciones logrando mayor porosidad, porque así la forma y el tamaño del espacio poroso será más grande y el paso de los fluidos a través de ellos puede ser mayor.
A más del tamaño de los granos, se debe considerar el tamaño de las aberturas por las cuales los espacios porosos están conectados y dan paso a los fluidos de los yacimientos.
28 2.4.3. Saturación
Dentro de una formación petrolífera, la saturación existente en un determinado volumen de roca puede ser de gas, petróleo o agua. Se determina como la relación del espacio ocupado por el fluido y el espacio poroso total. Es decir, representa el valor del espacio ocupado por los fluidos de la formación.
So+Sw+Sg=1 [Ec.2.5]
Donde:
So = Saturación de Petróleo Sw = Saturación de Agua Sg = Saturación de Gas
2.4.4. Heterogeneidad del yacimiento
29 Variaciones Areales.
Variaciones Verticales.
Fracturas.
2.4.5. Propiedades de los fluidos
2.4.5.1. Factor volumétrico
Debido a la variación que el volumen de un fluido puede presentar, dependiendo de las condiciones a las que se le somete, se ha implantado el factor volumétrico. Este factor se puede definir, a cualquier presión, como el volumen de un fluido a condiciones estándar ocupa en la formación. Esto se puede entender debido a que la temperatura y el gas disuelto aumentan el volumen del fluido, por lo que en superficie el volumen obtenido será mayor que el volumen de yacimiento; por lo tanto, el factor volumétrico siempre será mayor que la unidad.
También se trabaja con el término Factor Volumétrico Total, de dos fases o bifásico, definido como el volumen de barriles que ocupa un barril fiscal junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier presión o temperatura.
[Ec.2.6]
Donde:
Bo = Factor Volumétrico del Petróleo
Vcs Vy
o
30
Vy = Volumen de Yacimiento
Vcs = Volumen a Condiciones Estándar
2.4.5.2. Viscosidad del agua y del petróleo
Se define la viscosidad como la resistencia que tiene un fluido ante el desplazamiento. De acuerdo a la fuerza de atracción en las moléculas de un fluido en particular, esa fuerza puede ser mayor o menor. La fuerza necesaria para poder vencer la resistencia e iniciar el movimiento del fluido se denomina fuerza de corte. La unidad de medida para la viscosidad es el Poise.
Para el caso del petróleo, la viscosidad disminuye cuando la temperatura aumenta debido a que aumenta la actividad molecular. Bajo el punto de burbuja la viscosidad aumenta con la disminución de la presión por la liberación del gas que posee el petróleo y sobre ese punto el aumento de presión provoca un incremento en la viscosidad del petróleo.
La viscosidad del agua aumenta con la disminución de la temperatura, con el aumento de presión y el aumento de salinidad. La tasa de flujo en medios porosos es inversamente proporcional a la viscosidad.
31
los líquidos; no es posible estimar teóricamente las viscosidades para líquidos con exactitud.
El fenómeno de la transferencia de momento por medio de colisiones moleculares parece oscurecerse en líquidos por efecto de los campos de fuerza que interactúan entre las moléculas líquidas apiñadas y muy cercanas unas a otras. Las viscosidades de líquidos son afectadas drásticamente por la temperatura.
De esta manera, cuando la temperatura aumenta, la viscosidad disminuye. Así, el valor de la medida de viscosidad del petróleo se la puede obtener a condiciones de laboratorio asumiendo propiedades y características propias de la formación; con el fin de obtener datos acorde a la realidad de la situación de la zona de interés a ser analizado del yacimiento
[Ec.2.6]
2.4.5.3. Razón de movilidades.
La movilidad de un fluido se obtiene de la razón entre la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido y la viscosidad del mismo. El concepto de razón de movilidades se utiliza cuando en un medio poroso un fluido es desplazado por otro, en ese caso la máxima eficiencia se obtiene cuando la movilidad del fluido desplazado es mayor que la del fluido desplazante.
32
movilidad afecta de forma directa a la eficiencia de desplazamiento de los fluidos en un yacimiento.
Cabe indicar que para una buena movilidad de agua, la movilidad relativa al petróleo debe ser alta; mientras que la movilidad relativa al agua debe ser baja. La razón fluyente agua petróleo depende de la razón de viscosidades y de la razón de permeabilidades efectivas; es decir, de la razón de movilidades, que se la puede deducir así:
o Mw k k L P A k L P A k Q Q o w o o w w o o w w o
w ,
O O W W K K [Ec. 2.7]
Donde:
Mw,o = Razón de movilidad agua-petróleo.
Kw = Permeabilidad al agua.
w
= Viscosidad al agua.
Ko = Permeabilidad al petróleo.
O
= Viscosidad al petróleo.
O
K , KW y O, w se miden a condiciones promedio en la zona invadida
33 2.4.5.4. Compresibilidad
La compresibilidad o módulo volumétrico de elasticidad, se define como el cambio en volumen por unidad de presión, aumentando a medida que la presión disminuye. La expresión que representa a las compresibilidades promedias y desde la que se parte para obtener las diferentes ecuaciones de compresibilidad para las diferentes clases de fluidos, es:
T
dP dV V
C
1 [Ec. 2.8]
Donde:
C = Compresibilidad
dV = Variación de Volumen dP = Variación de Presión V = Volumen del fluido
2.4.5.5. Factor de recobro de petróleo
34
Al Factor de Recobro se lo puede dividir en función de las etapas de recuperación de hidrocarburo como se muestra en la Tabla 2.2.
Tabla 2.2. Clasificación del Factor de Recobro
CLASIFICACIÒN DEL FACTOR DE RECOBRO SEGÚN LA ETAPA DE RECUPERACIÒN
Factor de Recobro Primario
POES
PRIMARIAS RESERVAS
Factor de Recobro Secundario
POES
S SECUNDARIA RESERVAS
Factor de Recobro Terciario
POES
TERCIARIAS RESERVAS
35
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA
GENERALIDADES
La expresión “agua de formación” es una clasificación de aguas que pueden producirse en las operaciones petrolíferas o gasíferas. Otra clasificación de uso frecuente, como descripción general del tipo de agua es: agua producida (agua de formación) y agua de inyección. Estas expresiones generales “producida” o de “inyección” usualmente son los únicos adjetivos requeridos en discusiones o informes en la mayoría de operaciones de campo.
Los puntos de interés específico pueden ser: la fuente de agua, contaminantes arrastrados, pH, volúmenes que deben manejarse y las variaciones de todos los factores que pueden anticiparse durante la operación.
Los estudios del agua producida pueden clasificarse en dos categorías: estudios específicos de solución rápida como: incrustaciones, corrosión, problemas causados por bacterias, obstrucción de la formación, etc. Otros estudios requeridos son de detalle para proyectar las operaciones futuras del agua. Con este tipo de estudio puede estimarse el equipo, los procedimientos y los costos que permitan determinar la factibilidad económica de un proyecto.
3.1. ANÁLISIS CUANTITATIVO DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN
36
encuentran las siguientes: pH, temperatura, contenido de gas disuelto, sólidos suspendidos y población bacterial. Es de gran importancia, entonces, medir las variables en el campo para obtener mayor precisión
3.1.1. CONSTITUYENTES Y PROPIEDADES PRINCIPALES
En operaciones que requieren el manejo de agua producida, la principal preocupación son los iones y propiedades físicas; los cuales son importantes desde el punto de vista del taponamiento o corrosión. En la tabla 3.1., se presenta la lista de los más importantes.
Tabla 3.1. Constituyentes y propiedades principales del agua de los campos
petroleros.
Cationes Aniones Otras propiedades Sodio (Na) Cloro (Cl) pH
Calcio (Ca) Sulfato (SO4) Población bacterial
Magnesio
Mg
Bicarbonato
3 HCO
Sólidos suspendidos: cantidad, tamaño, forma y composición. Hierro (Fe, Fe
)
Carbonato
(CO3) Turbidez
Bario (Ba) Calidad del agua Estroncio (Sr) Oxígeno disuelto (O2)
Dióxido de carbono disuelto (CO2)
Sulfuro total (H2S)
Contenido de petróleo en agua Temperatura
Presión
37
Tabla 3.1. Constituyentes y propiedades principales del agua de los campos
petroleros. Continuación.
Cationes Aniones Otras Propiedades
Gravedad específica o densidad. Resistividad (Conductividad) Sílice
Fuente: Patton C., “Applied Water Technology”, Segunda Edición, Septiembre
1995.
3.1.2. SIGNIFICADO DE CONSTITUYENTES Y PROPIEDADES
3.1.2.1. Cationes
Ión Sodio, es el mayor constituyente en las aguas de formación, pero no causa problemas, excepto por la precipitación de cloruro sódico en aguas extremadamente saladas.
Ión Calcio, es el mayor constituyente en formaciones saladas y puede alcanzar valores de hasta 30,000 mg/L, aunque su concentración normalmente es más baja. El ión calcio es importante debido a su capacidad de combinación con los iones bicarbonato, carbonato o sulfato y precipita para formar incrustaciones adherentes o sólidos suspendidos.
38
cantidad de incrustaciones de CaSO4, BaSO4 y SrSO4. Los iones sulfato que están ligados al magnesio no están disponibles para formar escalas de sulfato. El ión magnesio tiene la habilidad de formar un compuesto que permanece en solución.
Hierro, el contenido natural del mismo en aguas de formación normalmente es muy bajo y su presencia es un indicativo de corrosión. Puede estar presente como ión férrico Fe, o ferroso Fe, también se lo puede encontrar en suspensión como un compuesto de hierro precipitado.
Los valores de concentración de hierro se usan para monitorear la corrosión en el sistema, y su presencia es considerada como la principal causa de taponamientos.
Bario, es de gran importancia debido a su habilidad para combinarse con el ión sulfato y así formar sulfato de bario, el cual es extremadamente insoluble. Aún la presencia de pequeñas cantidades puede causar daños severos.
39 3.1.2.2. Aniones
Ión Cloruro, es el mayor constituyente en aguas de formación producida y su ausencia es notoria en aguas dulces. La mayor fuente del ión cloruro es el NaCl, de modo que la concentración del ión cloruro es usada como una medida de la salinidad del agua. El principal problema que presenta el ión cloruro es la relación del grado de corrosión con el incremento de la salinidad en el agua, es decir, mientras más salada es el agua de formación mayor es la corrosión. Así, la determinación de la concentración de cloruro es una de las formas más fáciles para identificar el tipo de agua.
Ión Sulfato, su presencia es un problema debido a su habilidad para reaccionar con el calcio, bario o estroncio y formar incrustaciones insolubles. Sirve además como alimento para las bacterias reductoras de sulfato.
Ión Bicarbonato, está presente en casi todas las aguas de formación, puede reaccionar con los iones calcio, magnesio, hierro, bario y estroncio para formar incrustaciones insolubles. La concentración del ión bicarbonato es algunas veces llamada alcalinidad al anaranjado de metilo.
Ión Carbonato, puede también reaccionar con los iones calcio, magnesio, hierro, bario y estroncio para formar incrustaciones insolubles.
40 3.1.2.3. Otras propiedades
pH, es un indicador semicuantitativo de la acidez o alcalinidad del agua. Su importancia se da debido a que la solubilidad del carbonato de calcio y de los compuestos de hierro depende del pH. De tal forma que un pH alto proporciona una mayor tendencia a la precipitación y cuando el pH es bajo surgen problemas de corrosión. En Sacha, el pH del agua de reinyección varía entre 6.5 y 8.5.
El sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono son gases ácidos que tienden a bajar el pH del agua cuando se disuelven en la misma, se ionizan parcialmente y el grado de ionización se refleja por el pH, el cual sirve para predecir su efecto sobre la corrosión y los sólidos suspendidos.
Dado que los valores de pH varían inmediatamente después de retirada la muestra (por el escape de gases disueltos), su medición debe realizarse de forma rápida.
Presencia de Bacterias, la población de bacterias causa corrosión en el sistema y/o el taponamiento, el problema se vuelve aún más severo con la presencia de bacterias sulfato-reductoras.
Sólidos suspendidos, la cantidad de sólidos presentes en un volumen de agua que puede pasar a través de un filtro de membrana, es una de las bases para la estimación del taponamiento del sistema. Comúnmente se usa un filtro de diámetro de poro de 0.45 µm.
41
grado de oscurecimiento del agua e indica el posible taponamiento en operaciones de reinyección de agua.
Calidad del agua, es una medida del grado de taponamiento relativo, el cual se lo puede obtener cuando un volumen de agua pasa a través de un filtro de un tamaño que normalmente es de 0.45 µm.
Oxígeno disuelto, la presencia de este elemento contribuye significativamente a la corrosividad del agua. Es así que al encontrar hierro disuelto en el agua, el oxígeno facilita su precipitación en óxidos de hierro insolubles que pueden resultar en taponamientos y facilita el crecimiento de bacterias aeróbicas.
Dióxido de Carbono disuelto, genera corrosión al formar ácido carbónico, además de influir en el pH y la tendencia de incrustación de carbonato de calcio presente en el agua.
Sulfuros totales, su presencia incrementa la corrosión. Se presenta como una mezcla de iones HS y sulfuro de hidrógeno gaseoso.
El sulfuro de hidrógeno puede estar presente en forma natural en el agua o puede ser generado por bacterias reductoras de sulfato. Adicionalmente, el sulfuro de hidrógeno será generado como producto de la corrosión y es un agente de taponamiento muy efectivo.
42
bloques de emulsión, los cuales actúan como adherentes para ciertos sólidos como el sulfuro de hierro.
Cuando se inyecta agua dentro de un acuífero sin saturación de petróleo inicial se puede taponar los poros de la formación rocosa en los alrededores del pozo, lo que crea una saturación de petróleo y/o aceite que a su vez reduce la inyectividad.
Temperatura, afecta principalmente a la tendencia de incrustación, el pH y la solubilidad de los gases presentes en el agua.
Sólidos totales disueltos, simplemente son aquellos que forman la cantidad total de materia disuelta en un volumen dado de agua y se pueden medir sumando las concentraciones de todos los aniones y cationes que se obtienen de los análisis de los reportes, o también haciendo evaporar una muestra de agua hasta el secado y pesando los residuos.
43
m) Resistencia, es una función del número de iones disueltos en el agua. Una baja resistencia indica una alta concentración de iones. La medida de la resistividad en aguas frescas es mucho más sensible a cambios en la cantidad de sólidos totales disueltos que a la variación de la gravedad específica.
n) Conductividad, son valores inversos a la resistividad y se los puede obtener de:
Conductividad µmho = 10000 [Ec. 3.1] cm Resistividad(Ω – m)
3.1.3. INCRUSTACIONES EN EL AGUA DE FORMACIÓN
3.1.3.1. INCRUSTACIONES COMUNES
44
Tabla 3.2. Incrustaciones comunes formadas en el agua de formación.
Nombre Fórmula Variables
Carbonato de calcio CaCO3
Presión parcial de CO2, pH,
temperatura, presión total, sólidos totales disueltos Sulfato de Calcio
Anhidrita hidrato -Hemi común más
Yeso CaSO4 2H2O
Temperatura, sólidos totales disueltos, presión
O H 2 1 CaSO4 2
4
CaSO
Sulfato de Bario BaSO4 Temperatura, sólidos totales
disueltos, presión
Sulfato de Estroncio SrSO4 Temperatura, sólidos totales
disueltos, presión Compuestos de
hierro férrico Oxido férrico Hidróxido ferroso Hidróxido ferroso Sulfuro ferroso Carbonato 3 FeCO FeS
Gases disueltos, corrosión, temperatura, presión, pH
OH2
Fe
OH3
Fe
3 2O
Fe
.
Fuente: Patton C., “Applied Water Technology”, Segunda Edicion, Septiembre
45 Carbonato de calcio
Es afectado por la presión parcial del dióxido de carbono, puesto que su presencia aumenta la solubilidad del carbonato de calcio. Cuando el dióxido de carbono se disuelve en agua se forma ácido carbónico, que se ioniza de acuerdo con la siguiente serie de ecuaciones. Sólo un pequeño porcentaje de iones bicarbonato se disocia para la mayoría de aguas de inyección para formar H y
3 CO . [Ec. 3.2] [Ec. 3.3] [Ec. 3.4]
La solubilidad del carbonato de calcio se incrementa cuando aumenta la presión parcial del dióxido de carbono. El efecto es menos pronunciado cuando se incrementa la temperatura.
La cantidad de dióxido de carbono presente afecta el pH del agua y la solubilidad del carbonato de calcio. Sin embargo, un pH más alto presenta una mayor probabilidad a la precipitación.
La solubilidad del carbonato de calcio en un sistema de dos fases se incrementa con el aumento de la presión por las razones que se indican a continuación:
El incremento de la presión total aumenta la presión parcial del dióxido de carbono e incrementa la solubilidad del carbonato de calcio en el agua.
46 El incremento de la presión hace que la solubilidad aumente debido a
consideraciones termodinámicas.
La caída de presión es una de las causas principales de depositación de incrustaciones en los sistemas de producción. Disminuye la solubilidad del carbonato de calcio debido a las pérdidas de dióxido de carbono y al efecto de la disminución de presión.
Contrario a la mayoría de compuestos el carbonato de calcio se vuelve menos soluble con el incremento de la temperatura.
Sulfato de calcio
La precipitación de sulfato de calcio resulta de:
Ca SO4 CaSO4 [Ec. 3.5]
La mayoría de los depósitos de sulfato de calcio son yeso, los cuales se forman en las aguas de formación a temperaturas menores que 176ºF (80ºC), según Oddo-Tomson. (1)
47
El incremento de la presión aumenta la solubilidad de todas las formas de sulfato de calcio debido a las consideraciones termodinámicas. La caída de presión es una de las principales causas de depositación de las incrustaciones de sulfato de calcio en los sistemas de reinyección.
Sulfato de bario
Es la incrustación menos soluble (aproximadamente 2.3 mg/L a 77oF (25oC) en agua destilada) y se obtiene de:
[Ec. 3.6]
La extrema insolubilidad del sulfato de bario hace poco probable que la incrustación ocurra aún si los iones Ba y SO4 están presentes. La solubilidad
del sulfato de bario se incrementa con la temperatura hasta cuando se alcanzan los 212ºF, pero muy lentamente, lo que conlleva a que el sulfato de bario sea insoluble aún cuando se tienen altas temperaturas, pero tiene un aumento importante en la solubilidad con la presencia de sales diferentes, tal como el carbonato de calcio, el sulfato de calcio y el cloruro de sodio. Sin embargo, las caídas de presión son la principal causa de los depósitos de incrustación de sulfato de bario en los sistemas de reinyección.
El pH no presenta efecto sobre la solubilidad del sulfato de bario.
BaSO4 SO
48 Sulfato de estroncio
Es considerablemente más soluble que el sulfato de bario, con una solubilidad de aproximadamente 129 mg/L en agua pura a una temperatura de 77ºF (25ºC), se obtiene de:
[Ec.3.7]
La solubilidad del sulfato de estroncio disminuye cuando la temperatura aumenta. Con la presencia de cloruro de sodio (NaCl), la solubilidad se incrementa hasta un máximo de alrededor de 175,000 mg/L.
La solubilidad del sulfato de estroncio se incrementa con la presión pero de una forma leve hasta 3,000 psig y sólo tiene un ligero incremento por encima de los 3,000 psig, las caídas de presión son una causa principal del depósito de incrustaciones de sulfato de estroncio en los sistemas de reinyección.
Al igual que en los otros casos el pH no tiene efecto sobre la solubilidad del sulfato de estroncio.
Compuestos de hierro
Los iones de hierro pueden estar presentes en el agua de forma natural o por producto de la corrosión. Las aguas de formación normalmente contienen pocos mg/L de hierro natural y valores altos como 100 mg/L son raros de encontrar. Sin embargo, estos valores altos son el resultado de la corrosión. Así como los compuestos de hierro precipitado son causas comunes de formación de
SrSO4 SO
49
incrustaciones y del taponamiento de pozos de inyección, también son un indicativo de problemas de corrosión serios. La corrosión es normalmente el resultado del dióxido de carbono, del sulfuro de hidrógeno o del oxígeno, disueltos en el agua. La formación o no de incrustaciones dependerá del pH del sistema y la formación de las mismas es más probable con un valor de pH superior a 7. El sulfuro de hidrógeno formará sulfuro de hierro como un producto de la corrosión, el cual es bastante insoluble y usualmente forma incrustaciones adherentes delgadas. El oxígeno se combina para formar hidróxido ferroso, hidróxido férrico y óxido férrico que resultan al entrar en contacto con el aire.
3.1.4. EFECTOS SOBRE LA CORROSIÓN
Efecto de la composición del agua
La corrosividad del agua se incrementa con el aumento de la conductividad. También, incrementa cuando el pH decrece. Los valores de pH altos hacen que la corrosión se vuelva más lenta, ya que las incrustaciones de hidróxido de hierro o incrustaciones de carbonato pueden formarse sobre la superficie del acero retardando la corrosión. El oxígeno, dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno disueltos en agua incrementan la corrosividad.
Ácidos orgánicos
50
Variables físicas
1) Temperatura del agua, la velocidad de corrosión se incrementa con el aumento de la temperatura.
2) Presión del sistema, en el caso de los sistemas de agua de dos fases (agua+gas), la presión es importante debido a su efecto sobre la solubilidad de los gases disueltos. La mayoría de los gases entra en solución a medida que la presión se incrementa dando por resultado el incremento de la velocidad de corrosión.
Velocidad del agua, el agua estancada o de velocidad baja tiene una velocidad de corrosión baja, pero se puede presentar picadura. Al incrementarse la velocidad del fluido se incrementa también la velocidad de corrosión. Si la velocidad es demasiado alta, la erosión o la erosión-corrosión pueden provocar el desgaste por los choques.
Estos problemas se vuelven aún más severos si existen sólidos suspendidos, con cambios en la dirección del flujo.
GENERALIDADES DE LA CORROSIÓN
Es un proceso electroquímico a través del cual el metal regresa a un estado más estable, asemejándose al hierro mineral del cual fue producido. Esta acción es similar al proceso metalúrgico de extracción del metal desde el mineral en la naturaleza, pero en reversa.
51
petróleo), por lo tanto, los efectos de desgaste son mucho más complejos y consecuentemente requieren mayor cuidado por las situaciones que traen en sí. Las instalaciones petroleras requieren protección contra la corrosión para evitar pérdidas directas e indirectas, que incluyen las paradas de equipos, pérdidas de productos a través de las tuberías corroídas, pérdidas de producción durante paro por reparaciones, pérdida de materiales, pérdida de tiempo, costos prohibitivos de reparaciones de emergencia, costo adicional por almacenamiento imprevisto de productos y productos de derrame, costo por precauciones de seguridad adicionales, afectaciones y atentados serios al medio y a las personas involucradas.
La mayoría de las fallas mecánicas son el resultado de la corrosión, pero puede haber otros factores adicionales que pueden destruir los metales e incluyen problemas de manipulación de tuberías y equipos, las presiones, las temperaturas y los gases agresivos que han creado ambientes más adversos para facilitar la corrosión.
La corrosión describe los cambios no deseados en las propiedades físicas de un metal a través de reacciones químicas o electroquímicas. En las facilidades petroleras los puntos de mayor vulnerabilidad a efectos corrosivos son las uniones, codos, Ts y Ys debido a que en los puntos con accesorios se produce la mayor turbulencia de los fluidos que se transportan, desprendiendo el material corroído y dejando una superficie fresca para corrosión, lo que resulta en el debilitamiento y futuros puntos críticos de ruptura del material.
La corrosión puede ocurrir por ataque uniforme, indentación local o por agrietamiento debido a la tensión. Los requisitos básicos para que exista corrosión son:
Una célula corrosiva consistente en un ánodo y un cátodo
52 Flujo de la corriente directa
Tipos de corrosión:
Corrosión por fluidos no sulfurosos
Corrosión por fluidos sulfurosos
Agrietamiento por corrosión y tensión
Corrosión por oxígeno
Corrosión por ataque a la célula de concentración
Corrosión galvánica
Corrosión por Bacterias Sulfato Reductoras
Para la prevención o control de la corrosión se pueden manejar los siguientes parámetros:
Cambio en las condiciones ambientales
Uso de materiales resistentes a la corrosión
Uso de revestimientos
Uso de inhibidores
Protección catódica/anódica
53
Para petróleo los más usados son los que contienen compuestos orgánicos (aminas) debido a su efectividad y disponibilidad. Estos contienen un extremo polar que se adhiere al metal y un extremo apolar que atrae los hidrocarburos lo cual incrementa la efectividad de la película del inhibidor.
Usualmente contienen tres elementos: uno o más componentes inhibidores, un disolvente base y ciertos aditivos como: surfactantes, dispersantes, demulsificantes y antiespumantes.
Los factores que se utilizan en la selección de los inhibidores son: identificación del problema a ser resuelto, corrosivos presentes, tipo de sistema, presión y temperatura, velocidad y caracterización del hidrocarburo.
Siendo la corrosión un proceso dinámico al igual que la calidad de los fluidos que se manipulan, varía con el tiempo durante el período de producción del pozo, y por lo tanto, la prevención de la corrosión debe ser tratada de la misma manera, es decir, debe controlarse frecuentemente debido a que la calidad de los fluidos es cambiante, lo que demanda dedicación, trabajo constante y monitoreo permanente. En el anexo N° 1 se presenta la forma típica utilizada para cuantificar la corrosión.
La selección de los métodos de control de la corrosión son dependientes de la calidad del crudo y fluidos asociados (gas y agua de formación) y sobre todo del corte de agua (BSW). Las normas de recepción en oleoducto son: 1% BSW, 0% emulsión, 0.2% sedimentación, máximo 1% de agua libre (considerando como óptimo un valor de 0.5%).
54
explosiones e incendios, cuyo costo de remediación en muchos casos es imposible de cuantificar.
El tipo de agua de formación también influye en los problemas de corrosión en las instalaciones, debido a que en el agua están los elementos indeseables como son sólidos suspendidos, sólidos disueltos (1,500 a 75,000 mg/L), areniscas abrasivas de la formación, las que provocan el desgaste de las tuberías, velocidad de transporte y agresividad per-sé y principalmente en los tanques de lavado y almacenamiento de la acción de bacterias.
Los químicos inhibidores de corrosión son generalmente biodegradables, compatibles con otros químicos de inyección, estables térmicamente, son solubles y dispersables y sus dosificaciones son mínimas en relación al volumen de fluidos tratados. De ocurrir incidentes en los tanques dosificadores, sean de proceso continuo o periódico, los problemas asociados no son relevantes.
Un plan de prevención simple contiene los siguientes puntos:
1.- Un diagnóstico del problema de corrosión.
2.- Selección del tratamiento más eficiente al menor costo.
3.- Selección de los puntos estratégicos de inyección de los químicos inhibidores. 4.- Evaluación del tratamiento con medidas de:
Espesores
Cupones de corrosión
55
5.- Remediar el problema de corrosión por:
Inyección de químicos adecuados
Inyección de las dosis efectivas
Inyección en puntos estratégicos
CORROSIÓN DE TUBERÍAS
En las figuras 3.1. a 3.9., se presentan algunos tipos de corrosión:
Figura 3.1 Tipos de Corrosión
56
Corrosión por CO2
Figura 3.2. Corrosión por CO2 en tubería de 9 5/8”
QUIMIPAC S.A. 2003, “Estudio Corrosión”.
Figura 3.3. Corrosión por CO2 en tubería de 351/14
57
Corrosión por H2S
Figura 3.4. Corrosión por H2S en liner de 7”
QUIMIPAC S.A. 2003, “Estudio Corrosión”.
Figura 3.5. Corrosión por H2S en roscas
58
Figura 3.6. Corrosión por H2S en tubería de 9 5/8”
59
Corrosión por microorganismo
Figura 3.7. Corrosión por microorganismo en liner de 7”
QUIMIPAC S.A. 2003, “Estudio Corrosión”.
Figura 3.8. Corrosión por microorganismos de una tubería de 9 5/8”