Julio de 2014

TRATAMIENTO DE PROBLEMAS TPICOS EN UN PROCESO DE INYECCIN DE AGUA

TRATAMIENTO DE PROBLEMAS TPICOS EN UN PROCESO DE

INYECCIN DE AGUA

DIDIER JAHIR ARCILA JIMENEZ Cd. 2104663

MONICA MARIO MORENO BAEZ Cd. 2104080

ANA CRISTINA OTERO PACHECO Cd. 2083384

Trabajo presentado al Ingeniero JORGE MARIO PALMA BUSTAMANTE como

requisito parcial del curso Mtodos de Recobro

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

FACULTAD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS

BUCARAMANGA SANTANDER

JULIO DE 2014

CONTENIDO

INTRODUCCIN ................................................................................................ 4

OBJETIVOS ........................................................................................................ 5

Objetivo general .............................................................................................. 5

Objetivos especficos ....................................................................................... 5

1. INYECCIN DE AGUA ................................................................................ 6

2. TIPOS DE INYECCIN ................................................................................ 7

2.1. Inyeccin perifrica o externa ................................................................ 7

2.1.1. Caractersticas: ............................................................................... 7

2.1.2. Ventajas: ......................................................................................... 7

2.1.3. Desventajas: ................................................................................... 7

2.2. Inyeccin en arreglos o dispersa ........................................................... 8

2.2.1. Caractersticas: ............................................................................... 9

2.2.2. Ventajas: ......................................................................................... 9

2.2.3. Desventajas: ................................................................................... 9

3. PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN Y POSIBLES SOLUCIONES ......... 10

3.1. Tasa de Inyeccin ................................................................................ 10

3.2. Barrido del Yacimiento ......................................................................... 10

3.2.1. Heterogeneidades del yacimiento ................................................. 11

3.2.2. Razn de Movilidad ....................................................................... 11

3.2.3. Segregacin gravitacional ............................................................. 11

3.3. Eficiencia de desplazamiento .............................................................. 12

3.4. Propiedades petrofsicas ..................................................................... 12

3.5. Saturacin de agua connata ................................................................ 12

3.6. Zona de alta permeabilidad ................................................................. 12

3.7. Profundidad del yacimiento .................................................................. 13

3.8. Resaturacin ........................................................................................ 13

3.9. Presencia de acuferos ........................................................................ 13

3.10. Presencia de capa de gas ................................................................ 13

3.11. Segregacin gravitacional ................................................................ 14

3.11.1. Yacimientos horizontales .............................................................. 14

3.11.2. Yacimientos inclinados .................................................................. 14

3.11.3. Yacimientos mojados por petrleo ................................................ 15

3.12. Saturacin de gas inicial ................................................................... 15

3.13. Contenido de arcilla .......................................................................... 16

3.14. Alta relacin Agua-Petrleo .............................................................. 16

3.15. Fracturas artificiales profundas ......................................................... 17

3.16. Corrosin de la tubera ..................................................................... 17

4. PROBLEMAS EN PROCESOS DE INYECCIN DE AGUA OFFSHORE . 18

4.1. Efecto de solidos suspendidos ............................................................ 18

4.1.1. Control de solidos suspendidos .................................................... 18

4.2. Efecto de la inyeccin de agua en el sistema de inyeccin ................. 19

4.2.1. Problemas de corrosin y mtodos de control .............................. 19

4.2.2. Materiales resistentes a la corrosin. ............................................ 19

4.2.3. Control de la corrosin por oxigeno ............................................... 20

4.2.4. Corrosin por CO2 ........................................................................ 20

4.2.5. Corrosin por cloro ........................................................................ 20

4.2.6. Corrosin Bacterial ........................................................................ 20

5. CONCLUSIONES ....................................................................................... 21

6. REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS ........................................................... 22

4

INTRODUCCIN Aspectos tales como, zonas sin drenar en las formaciones productoras de

hidrocarburos y la prdida de energa intrnseca de los yacimientos para poder

continuar con la produccin de los campos maduros, hacen necesaria la

implementacin de tecnologas, que garanticen el mximo aprovechamiento de

los hidrocarburos que se encuentran en el subsuelo para obtener el mayor

porcentaje de ganancias posibles.

La inyeccin de agua es un proceso de recobro secundario, aplicado para

mantener la presin del yacimiento y/o para desplazar el petrleo remanente de

la formacin, es el mtodo dominante entre los de inyeccin de fluidos y es

indudablemente a este mtodo que se debe el elevado nivel actual de los ritmos

de produccin y de reservas en el mundo. Su popularidad se explica por la

disponibilidad general de agua, la relativa facilidad con la que se inyecta debido

a la carga hidrosttica que se logra en el pozo de inyeccin, la facilidad con que

el agua se transporta a travs de una formacin y la eficiencia del agua para el

desplazamiento de aceite.

Existen dos escenarios posibles en los que se pueden identificar problemas para

aplicar el mtodo de recuperacin secundaria inyeccin de agua, uno de estos y

el ms comn es la inyeccin de agua Onshore, en donde problemas sobre el

tratamiento de agua a inyectar quedan minimizados comparado con el segundo

escenario que corresponde a la inyeccin de agua offshore, en este ltimo

adems de los problemas que se pueden presentar en fondo correspondientes a

la litologa, estructura del yacimiento, saturaciones de fluidos al inicio del proceso

de inyeccin, caractersticas petrofsicas de la roca. Se encuentran problemas

con el tipo de agua que se dispone para la inyeccin y su tratamiento.

Los problemas que se presentan durante la inyeccin de fluidos son muy diversos

y sera prcticamente imposible un anlisis exhaustivo. Adems cada yacimiento

y cada proyecto es nico, por lo cual se requieren consideraciones y soluciones

particulares. En general, los problemas y su posible solucin estn relacionados

con algunos factores que se describen en el siguiente documento.

5

OBJETIVOS

Objetivo general Presentar el tratamiento que se le puede aplicar a los problemas ms comunes

en un proceso de inyeccin de agua.

Objetivos especficos - Identificar los escenarios en los que se presentan los problemas ms

comunes en un proceso de inyeccin de agua.

- Identificar los problemas ms comunes que se presentan en un proceso

de inyeccin de agua

- Describir de forma general el tratamiento ms adecuado a los problemas

que se presentan en un proceso de inyeccin de agua.

6

1. INYECCIN DE AGUA La inyeccin de agua tuvo sus comienzos en la ciudad de Pithole, al oeste de

Pennsylvania, en el ao 1865. Como sucede frecuentemente en el desarrollo de

nuevas tecnologas, la primera inyeccin ocurri accidentalmente cuando el

agua, proveniente de algunas arenas acuferas poco profundas o de

acumulaciones de aguas superficiales, se mova a travs de las formaciones

petrolferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e

incrementaba la produccin de petrleo en los pozos vecinos. En esa poca se

pens que la funcin principal de la inyeccin de agua era la de mantener la

presin del yacimiento y no fue sino hasta los primeros aos de 1890, cuando los

operadores notaron que el agua que haba entrado a la zona productora haba

mejorado la produccin.

Para 1907, la prctica de la inyeccin de agua tuvo un apreciable impacto en la

produccin de petrleo del Campo Bradford. El primer patrn de flujo,

denominado una invasin circular, consisti en inyectar agua en un solo pozo; a

medida que aumentaba la zona invadida y que los pozos productores que la

rodeaban eran invadidos con agua, stos se iban convirtiendo en inyectores para

crear un frente ms amplio. Este mtodo se expandi lentamente en otras

provincias productoras de petrleo debido a varios factores, especialmente a que

se entenda muy poco y a que muchos operadores estuvieron en contra de la

inyeccin de agua dentro de la arena. Adems, al mismo tiempo que la inyeccin

de agua, se desarroll la inyeccin de gas, generndose en algunos yacimientos

un proceso competitivo entre ambos mtodos.

En 1921, la invasin circular se cambi por un arreglo en lnea, en el cual dos

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

pozos inyectores. Para 1928, el patrn de lnea se reemplaz por un arreglo de

5 pozos. Despus de 1940, la prctica de la inyeccin de agua se expandi

rpidamente y se permitieron mayores tasas de inyeccin-produccin. En la

actualidad, es el principal y ms conocido de los mtodos de recuperacin

secundaria, constituyndose en el proceso que ms ha contribuido al recobro del

petrleo extra. Hoy en da, ms de la mitad de la produccin mundial de petrleo

se debe a la inyeccin de agua. La Figura 1 presenta un esquema del

desplazamiento de petrleo por agua en un canal de flujo.

7

Figura 1. Esquema del

desplazamiento de petrleo

por agua en un canal de

flujo (Segn Clark)

2. TIPOS DE INYECCIN De acuerdo con la posicin de los pozos inyectores y productores, la inyeccin

de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes:

2.1. Inyeccin perifrica o externa Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petrleo, en los flancos del

yacimiento. Se conoce tambin como inyeccin tradicional y en este caso, como

se observa en la Figura 2 el agua se inyecta en el acufero cerca del contacto

agua-petrleo.

2.1.1. Caractersticas:

Se utiliza cuando no se posee una buena descripcin del yacimiento y/o

la estructura del mismo favorece la inyeccin de agua.

Los pozos de inyeccin se colocan en el acufero, fuera de la zona de

petrleo.

2.1.2. Ventajas:

Se utilizan pocos pozos.

No requiere de la perforacin de pozos adicionales, ya que se pueden usar

pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversin en

reas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el

espaciamiento de los pozos es muy grande.

No es indispensable una buena descripcin del yacimiento para iniciar el

proceso de invasin con agua por flancos.

Rinde un recobro alto de petrleo con un mnimo de produccin de agua.

En este tipo de proyecto, la produccin de agua puede ser retrasada hasta

que el agua llegue a la ltima fila de pozos productores. Esto disminuye

los costos de las instalaciones de produccin de superficie para la

separacin agua-petrleo.

2.1.3. Desventajas:

Una porcin del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petrleo.

8

No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasin, como

s es posible hacerlo en la inyeccin de agua en arreglos.

En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presin de la parte

central del mismo y es necesario hacer una inyeccin en arreglos en esa

parte de los yacimientos.

Puede fallar por no existir una buena comunicacin entre la periferia y el

yacimiento.

El proceso de invasin y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la

recuperacin de la inversin es a largo plazo.

Figura 2. Inyeccin de Agua externa o perifrica (Segn Latil)

2.2. Inyeccin en arreglos o dispersa Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petrleo. El agua invade esta

zona y desplaza los fluidos (petrleo/gas) del volumen invadido hacia los pozos

productores. Este tipo de inyeccin tambin se conoce como inyeccin de agua

interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petrleo a travs de un nmero

apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geomtrico con los pozos

productores, como se observa en la Figura 3.

9

Figura 3. Inyeccin de agua en un arreglo 5 pozos

(segn Craig y Col.).

2.2.1. Caractersticas:

La seleccin del arreglo depende

de la estructura y lmites del

yacimiento, de la continuidad de las

arenas, de la permeabilidad (k), de

la porosidad y del nmero y

posicin de los pozos existentes.

Se emplea, particularmente, en

yacimientos con poco buzamiento y

una gran extensin areal.

A fin de obtener un barrido

uniforme, los pozos inyectores se

distribuyen entre los pozos

productores, para lo cual se

convierten los pozos productores

existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados.

En ambos casos, el propsito es obtener una distribucin uniforme de los

pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.

2.2.2. Ventajas:

Produce una invasin ms rpida en yacimientos homogneos, de bajos

buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los

pozos, debido a que la distancia inyector-productor es pequea. Esto es

muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.

Rpida respuesta del yacimiento.

Elevada eficiencia de barrido areal.

Permite un buen control del frente de invasin y del factor de reemplazo.

Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.

Rpida respuesta en presiones.

El volumen de la zona de petrleo es grande en un perodo corto.

2.2.3. Desventajas:

En comparacin con la inyeccin externa, este mtodo requiere una mayor

inversin, debido al alto nmero de pozos inyectores.

Requiere mejor descripcin del yacimiento.

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

recursos humanos. Es ms riesgosa.

Es importante sealar que la prctica de arreglos geomtricos regulares para

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

10

avances en descripcin de yacimientos, al tener una buena idea de las

caractersticas de flujo y la descripcin sedimentolgica, es posible ubicar

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

conocimiento de las caractersticas del yacimiento y optimizando el nmero de

pozos.

3. PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN Y POSIBLES SOLUCIONES Los problemas que se presentan durante la inyeccin de fluidos son muy diversos

y sera prcticamente imposible un anlisis exhaustivo. Adems cada yacimiento

y cada proyecto es nico, por lo cual requieren consideraciones y soluciones

particulares. En general, los problemas y su posible solucin estn relacionados

con algunos factores que se describen a continuacin.

3.1. Tasa de Inyeccin En yacimientos horizontales, las altas tasas de inyeccin disminuyen el efecto

negativo de la segregacin gravitacional sobre la eficiencia de barrido vertical,

pero pueden producir inestabilidad viscosa del frente que se manifiesta por una

rpida canalizacin del flujo desplazante.

En yacimientos inclinados y naturalmente fracturados es recomendable inyectar

a tasas bajas por las siguientes razones:

Favorecen la segregacin gravitacional e impiden la inestabilidad viscosa

del frente de invasin.

Favorecen la imbibicin del agua en la matriz y su segregacin

gravitacional en las fracturas.

Sin embargo, debe tenerse presente que las tasas bajas de inyeccin pueden

afectar negativamente la economa de un proyecto porque retardan la

recuperacin de la inversin.

3.2. Barrido del Yacimiento En la seleccin del fluido para inyectar se debe considerar cul de las opciones

disponibles genera un mejor barrido del yacimiento. A tal efecto, se deben tener

presentes las heterogeneidades del yacimiento, la razn de movilidad y la

segregacin gravitacional de los fluidos.

11

3.2.1. Heterogeneidades del yacimiento

Principalmente la razn por la cual fallan muchos proyectos de inyeccin de

fluidos es el desconocimiento de las heterogeneidades ms comunes que se

encuentran en los yacimientos:

Variacin areal y vertical de la permeabilidad

Lenticularidad de las arenas

Fracturas naturales e inducidas

Permeabilidad direccional

Falta de comunicacin entre los pozos de inyeccin y produccin

Cuando el yacimiento es muy heterogneo es preferible no someterlo a procesos

de desplazamiento pozo a pozo, pero si realizar estimulacin de los pozos

productores. Si la heterogeneidad es limitada, se puede intentar la inyeccin

selectiva en las arenas ms continuas y de mejor desarrollo, y perforar pozos

interespaciados.

3.2.2. Razn de Movilidad

Una razn de movilidad desfavorable (M>1) produce:

Inestabilidad viscosa del frente de invasin

Pronta irrupcin del fluido desplazante en los pozos de produccin

Bajas eficiencias de barrido

Para evitar la Inestabilidad viscosa, se recomienda tener en cuenta los siguientes

lmites de viscosidad en proyectos de inyeccin:

Para agua viscosidad del petrleo < 50 a 60 cp

Existen varios mtodos para mejorar la relacin de movilidad en proyectos de

inyeccin de agua o gas. Los ms usados en particular son:

Inyeccin de soluciones polimricas

Inyeccin de dixido de carbono

Inyeccin de tapones alternados de agua y gas

Procesos trmicos

3.2.3. Segregacin gravitacional

Es recomendable seguir algunas recomendaciones para la inyeccin y

produccin selectiva que contrarrestan el efecto negativo de la segregacin

gravitacional sobre la eficiencia de barrido vertical. Las mismas se presentan a

continuacin.

12

Tipo de yacimiento Recomendaciones para la inyeccin de agua

Horizontales de espesor medio

Realizar una inyeccin y produccin selectiva por la parte superior de la arena

Delgados No se justifica

Horizontales de gran espesor

Inyectar el agua por la base y producir el petrleo por el tope

3.3. Eficiencia de desplazamiento Para que un proyecto de recuperacin mejorada de petrleo genere mejores

resultados, es necesario que el fluido de inyeccin produzca una elevada

eficiencia de desplazamiento, para lo cual se deben tener en cuenta los

siguientes factores:

Mojabilidad de la roca con respecto al fluido de inyeccin

La tensin interfacial fluido desplazante/desplazado

Viscosidades de los fluidos

Transferencia de masa entre los fluidos

3.4. Propiedades petrofsicas En yacimientos con baja permeabilidad (15%) se puede inyectar agua sin dificultades.

3.5. Saturacin de agua connata La inyeccin de agua en yacimientos con alta saturacin de agua connata (>30%)

rinde bajos recobros de petrleo. El agua inyectada tiende afluir por los canales

ms pequeos en donde est acumulada el agua connata, canalizndose

rpidamente hacia los pozos productores.

3.6. Zona de alta permeabilidad La presencia de zonas o estratos de alta permeabilidad en un yacimiento es ms

desfavorable en proyectos de inyeccin de agua que de gas, ya que para

recuperar el petrleo es necesario producir grandes cantidades de agua, las

tasas de corte de agua van hasta el punto que el lmite econmico lo permita,

aunque existen mtodos como la inyeccin de polmeros que permiten aislar este

tipo de zonas, en estos casos se debe tener un conocimiento bastante amplio de

las heterogeneidades que posea el yacimiento.

13

3.7. Profundidad del yacimiento En yacimientos profundos (>10.000 ft) puede resultar mas econmica la

inyeccin de agua. Esto se debe a la menor presin de cabezal que se requiere

al inyectar agua, por cuanto el peso de la columna de fluido ayuda a alcanzar las

altas presiones de fondo exigidas en los pozos inyectores.

As, en un pozo inyector de 10.000 ft de profundidad, una columna hidrosttica

de agua ejercera una presin del orden de 4000 psi.

3.8. Resaturacin El espacio ocupado por el gas en zonas no barridas por agua se resatura con

petrleo durante la invasin, lo cual disminuye el banco de petrleo. Estas

porciones no barridas pueden ser de baja permeabilidad o zonas sin drenaje

adecuado.

De acuerdo con Craig, las condiciones las condiciones necesarias para que

ocurra la resaturacin y disminuya significativamente el recobro de petrleo son:

Que exista una saturacin de gas libre previa a la inyeccin de agua.

Que el yacimiento sea heterogneo.

Que exista una porcin grande del yacimiento sin drenaje detrs de la

ltima fila de los pozos productores.

3.9. Presencia de acuferos Cuando un yacimiento tiene un acufero pequeo, de energa limitada, se

recomienda aumentarla por medio de inyeccin de agua en los flancos. Pero si

es grande, un proceso de inyeccin sera contraproducente para el yacimiento,

puesto que la inyeccin interna limita la accin del acufero y se corre el riesgo

de obtener recobros muy poco atractivos. Por eso, antes de considerar un

proceso de recuperacin como la inyeccin de agua es necesario prever que la

inyeccin no contrarreste los mecanismos naturales de recobro.

3.10. Presencia de capa de gas En yacimientos horizontales, el agua inyectada tiende a ocupar la base de la

arena, y el gas, el tope, lo que causa bajas eficiencias de barrido vertical debido

a la segregacin. Este problema se puede resolver parcialmente con la inyeccin

y produccin selectiva, mediante la perforacin interespaciada.

La presencia de una capa grande de gas es contraproducente en un proyecto de

inyeccin de agua, pues sta ltima puede empujar el petrleo hacia la capa de

gas y reducir la recuperacin.

14

3.11. Segregacin gravitacional En la figura 4 se muestra el efecto de esta variable en yacimientos horizontales

e inclinados. En general, la segregacin gravitacional es mayor en la inyeccin

de gas que en la de agua debido a que la diferencia de densidad petrleo-gas es

alrededor de cinco veces mayor que la de agua-petrleo lo cual en algunos casos,

beneficia la inyeccin de gas y en otros, la perjudica. Comnmente, los mejores

resultados de los proyectos de inyeccin de gas se han obtenido en yacimientos

con buena segregacin gravitacional.

3.11.1. Yacimientos horizontales

En estos yacimientos cuando se inyecta y se produce por todo el espesor de la

formacin, el efecto negativo de la segregacin gravitacional sobre la eficiencia

de barrido vertical es mayor en la inyeccin de gas que en la de agua aunque

hay que resaltar que para que se produzca este efecto el yacimiento debe tener

una permeabilidad vertical superior a los 200 md

Figura 4. Efecto de la segregacin vertical sobre el desplazamiento de petrleo (Segn Rojas).

3.11.2. Yacimientos inclinados

Debido a la segregacin gravitacional es ms eficiente el desplazamiento

buzamiento abajo del petrleo por gas que el desplazamiento buzamiento arriba

de petrleo por agua.

15

3.11.3. Yacimientos mojados por petrleo

En estos yacimientos el petrleo ocupa los canales porosos ms pequeos y

moja la superficie de los

granos, mientras que el agua

ocupa los canales porosos

ms grandes tal como se

observa en la figura 5. Por

esta razn, la inyeccin de

agua es menos efectiva que

la de gas en recuperacin de

yacimientos subsaturados y

mojados por petrleo.

Figura 5. Yacimiento mojado por

Petrleo

3.12. Saturacin de gas inicial Estudios realizados por Land comprueban que la presencia de una saturacin de

gas inicial al inicio de la inyeccin de agua reduce la saturacin de petrleo

residual y aumenta la eficiencia de desplazamiento tal como se muestra en la

figura 6.

Figura 6. Efecto de la Saturacin de gas sobre la saturacin de petrleo residual (Segn Rojas).

Este fenmeno se debe al gas atrapado en la zona invadida, lo cual ocurre por la

imbibicin de la fase mojante (agua) que deja las fases no mojantes (petrleo y

gas) en forma discontinua en los canales porosos ms grandes. De esta manera,

el gas libre residual ocupa espacios porosos que de otra forma serian ocupados

por el petrleo residual, aunque el incremento del recobro solo se observa en la

fase subordinada. Los mayores beneficios en el recobro ocasionados por la

16

presencia de una saturacin de gas inicial, se obtienen en crudos con baja

presin de burbuja y alta gravedad API

El beneficio del gas atrapado sobre la eficiencia de desplazamiento se elimina

por el crecimiento de la presin durante la inyeccin de agua, que obliga al gas a

entrar en solucin con el petrleo.

3.13. Contenido de arcilla La presencia de arcilla en los yacimientos constituye un factor crtico en la

decisin de implementar un proyecto de inyeccin de agua, pues la inyectividad

de estas formaciones petrolferas se reduce por expansin y/o dispersin de las

arcillas. Este problema no se presenta en la inyeccin de gas.

Otros efectos son los siguientes:

Reduccin de la permeabilidad por expansin y dispersin-migracin de

las arcillas.

Aumento de la saturacin irreducible de agua.

Alteracin de la respuesta de los registros elctricos.

Declinacin de las tasas de inyeccin y produccin en proyectos de

inyeccin de agua.

3.14. Alta relacin Agua-Petrleo Son muchos los problemas que se presentan por la alta produccin de agua de

los pozos. A continuacin se mencionan los ms importantes:

Rpida declinacin de la produccin de los pozos.

Aumento de los costos de manejo del agua producida.

Aumento de los problemas de deshidratacin del petrleo.

Deterioro de la productividad de los pozos por la migracin de finos.

Arenamiento de los pozos.

Produccin de arena que deteriora las instalaciones de produccin.

Cierre prematuro de los pozos, que convierte en antieconmica su

produccin.

Las altas relaciones agua-petrleo se pueden controlar de la siguiente manera:

Si la produccin de agua y petrleo proviene de lentes o zonas diferentes,

el tratamiento ms adecuado es taponar las zonas productoras de agua

con cemento, resinas o geles de silicato o polmeros.

Si el agua y el petrleo provienen de las mismas arenas, o de zonas en

donde es difcil distinguir cules producen agua y cules producen

petrleo, es preferible crear barreras selectivas en todas las zonas por

medio de polmeros hidrosolubles que bloquean la produccin de agua sin

17

afectar la produccin de petrleo y gas. Tambin, la produccin simultanea

de agua y petrleo puede ser una buena alternativa, caoneando ambas

zonas en lugar de hacerlo solo en el tope petrolfero.

3.15. Fracturas artificiales profundas Las fracturas artificiales profundas menores

de 250 ft de extensin lateral inducidas por

altas presiones de inyeccin, producen bajas

eficiencias de barrido, ya que el fluido de

inyeccin tiende a canalizarse rpidamente a

travs de las fracturas hacia los pozos de

produccin, como se ilustra en la figura 7.

En los pozos de inyeccin se pueden instalar

controles para evitar que la presin alcance la

de la fractura de la formacin. Si se logran

crear fracturas perpendiculares a las lneas

de flujo, entre el pozo inyector y el productor,

se mejora la eficiencia de barrido, pues la

fractura se comportara como un surtidor que

distribuira arealmente el fluido inyectado.

Figura 7. Efectos de las fracturas sobre la eficiencia de

barrido (Segn Rojas)

3.16. Corrosin de la tubera Un problema que se presenta en la inyeccin de agua, es la corrosin en las

tuberas de inyeccin por la presencia de oxgeno y sales en el agua. Por esta

razn es necesario usar sulfito de sodio, bactericidas e inhibidores de corrosin

para aumentar la vida til de estos pozos.

18

4. PROBLEMAS EN PROCESOS DE INYECCIN DE AGUA OFFSHORE Los sistemas de inyeccin deben ser diseados para cumplir los requisitos del

yacimiento, estos deben ser evaluados por el efecto del agua de inyeccin y de

los slidos en suspensin.

El agua que se inyecta ser de una composicin diferente de la que se encuentra

en el yacimiento. Cuando se inyecta agua de mar pueden surgir

incompatibilidades sustanciales, por ejemplo, el agua de mar contiene grandes

cantidades de iones de sulfato, y muchas aguas de formacin contienen poco o

nada de sulfato pero contienen bario o estroncio. El resultado es incrustaciones

de sulfato de bario, en particular cuando el frente de inyeccin de agua de mar

"rompe a travs de" en los pozos de produccin. Por lo tanto, las pruebas de agua

se deben hacer en los ncleos de formacin y estudios de compatibilidad se

deben ejecutar entre las diferentes aguas antes de comenzar la inyeccin de

agua.

4.1. Efecto de solidos suspendidos El agua de mar y el agua superficial contiene slidos en suspensin. Ellos son

partculas inorgnicas tales como silicatos finamente divididos, arcillas y limo, y

materiales orgnicos. Estos incluyen slidos derivados de residuos orgnicos,

microorganismos, algas, plancton, y productos de degradacin de organismos

vivos o muertos.

Estos organismos pueden causar taponamiento y otros problemas. Por ejemplo,

un pequeo camarn-como coppodos, Calanus, almacena energa en forma de

cidos grasos insaturados. Durante ciertas pocas del ao se vuelven muy

numerosos y son absorbidos por los sistemas de inyeccin. El cido graso pasar

a travs de un filtro y se formar una capa hmeda de aceite-en la cara de

formacin. Esta capa de alta tensin superficial puede reducir seriamente la

inyectividad.

4.1.1. Control de solidos suspendidos

Estudios de ncleo puede determinar los tamaos de los poros de la garganta y

permitir algn clculo sobre tendencias de taponamiento. El agua de inyeccin

se puede procesar con tcnicas de filtracin convencionales, tales como la

prueba de filtro de membrana para identificar problemas potenciales. Si se

determina que los slidos puede causar obstrucciones se debe disear e instalar

un sistema de filtracin

El mtodo de control habitual es instalar un filtro aguas arriba de las bombas de

elevacin de agua de mar para eliminar grandes trozos de materia y de pescado,

y un filtro corriente abajo de la bomba. Este filtro debe ser diseado en base a

las caractersticas del yacimiento. La remocin de slidos de ms del 95% de

19

partculas y tamaos de menos de 2 micras puede ser necesario para algunas

formaciones de baja porosidad-permeabilidad.

Coadyuvantes de filtracin (floculantes y coagulantes) se pueden utilizar para

aumentar la vida til del filtro entre el lavado a contracorriente. El uso de un

agente tensoactivo puede aumentar la eficiencia de la operacin de lavado a

contracorriente.

4.2. Efecto de la inyeccin de agua en el sistema de inyeccin El agua de mar tambin afecta a los materiales de construccin del sistema de

inyeccin de agua. Acero al carbono es el componente principal, por lo que se

debe tomar medidas para evitar la corrosin. La corrosin severa de acero al

carbono puede ser causada por el oxgeno, C02 de gas de arrastre, y la accin

galvnica de metales diferentes en contacto. La accin bacteriana puede causar

la corrosin severa por los cidos orgnicos, y por la generacin de sulfuro de

hidrgeno; por las bacterias reductoras de sulfato. Si el sistema fue diseado

originalmente para un entorno que no sea amargo, el sulfuro de hidrgeno

generado por las bacterias puede causar problemas de corrosin y agrietamiento

severo, y es un peligro para la seguridad real.

Problemas a escala pueden ocurrir cuando el agua de mar se mezcla con el agua

de formacin. Esto suele ocurrir cuando el frente de inyeccin de agua de mar

llega a los pozos productores.

4.2.1. Problemas de corrosin y mtodos de control

El control de la corrosin implica materiales resistentes a la corrosin, la

eliminacin de pares galvnicos, eliminacin mecnica de oxgeno, tratamiento

qumico para eliminar el oxgeno remanente, el uso de inhibidores para controlar

la corrosin causada por el C02 resultante de gas utilizado para el decapado de

oxgeno, manteniendo bajos los niveles de cloro y controlando el crecimiento de

bacterias.

4.2.2. Materiales resistentes a la corrosin.

Materiales resistentes a la corrosin se utilizan en algunas reas. Estos incluyen

aleaciones y materiales compuestos. El uso de materiales resistentes a la

corrosin como el cobre y aleaciones con base de acero inoxidable puede reducir

la corrosin. Se deben hacer esfuerzos para eliminar la accin galvnica por el

diseo adecuado del sistema. Por ejemplo, una aleacin de cobre basada

estrechamente acoplado a acero dulce podra causar problemas.

El uso de plsticos reforzados con vidrio y otros materiales compuestos est

ganando aceptacin como un material de construccin para los sistemas de

inyeccin de agua de mar. Probar programas est actualmente en curso para

20

evaluar los efectos de la velocidad, la presin y la temperatura sobre el

rendimiento de los materiales compuestos.

4.2.3. Control de la corrosin por oxigeno

El factor ms importante en la corrosin es la presencia de oxgeno. El agua de

mar contiene aproximadamente entre 3 y 10 ppm de oxgeno dependiendo de la

temperatura. El oxgeno puede causar la prdida de metal rpidamente y la

picadura de las bombas, recipientes, tuberas de inyeccin de agua y equipos de

pozo de inyeccin de fondo. Tambin promueve el crecimiento de bacterias

aerobias, la formacin de una biopelcula. La corrosin de oxgeno se controla

por el uso de materiales no corrosivos o mediante la eliminacin de oxgeno.

Inhibidores de la corrosin de oxgeno no son rentables en los sistemas de

inyeccin.

El oxgeno se elimina por purga en una torre de relleno o de placa de gas

contracorriente o vaco. El sistema de gas contracorriente inyecta el agua en la

parte superior de la torre, y el gas en la parte inferior. El oxgeno disuelto se saca

con el gas. En un sistema de vaco la torre de vaco reduce la presin hasta que

el oxgeno disuelto sale de la solucin.

4.2.4. Corrosin por CO2

Gas utilizado para decapado de oxgeno puede contener dixido de carbono. La

corrosin del cido carbnico puede tener lugar. Si el problema es sustancial, se

puede aadir inhibidor de corrosin soluble en agua.

4.2.5. Corrosin por cloro

El cloro se aade al sistema para controlar el crecimiento biolgico en el sistema

antes de la torre de decapado. Por lo general, se genera electrolticamente y se

inyecta en las bombas de elevacin de agua de mar. El contenido de cloro libre

normalmente se mantiene en 0,5 ppm o menos, pero se puede ejecutar en los

niveles superiores con frecuencia. El cloro es corrosivo para el acero al carbono,

y pueden aumentar las tasas de corrosin sustancialmente a niveles de cloro

altos.

En algunos casos, un inhibidor puede ser aadido para controlar la corrosin de

cloro. Si se utiliza un inhibidor de la corrosin debe ser evaluada a fondo para

asegurarse de que no afecte negativamente el captador de oxgeno

4.2.6. Corrosin Bacterial

MIC (corrosin microbiana inducida) comn en los sistemas de inyeccin de

agua. El agua de mar contiene tanto bacterias aerobias como anaerobias.

Aerobios forman un biofilm en los interiores de tuberas y recipientes,

proporcionando una zona anaerbica debajo de donde las bacterias reductoras

21

de sulfato pueden vivir. Ellos generan sulfuro de hidrgeno que reacciona con el

acero para producir picaduras graves.

4.2.6.1. Tratamiento alternativo bacterial

Un tratamiento alternativo a los biocidas qumicos es el uso de lmparas de alta

intensidad ultravioleta para esterilizar el agua de mar. Un sistema actualmente

est en uso en la inyeccin de agua del campo Ekofisk.

5. CONCLUSIONES - Antes de entrar a valorar alguna accin correctiva respecto a los problemas

que se puedan presentar en el sistema de fondo en una inyeccin de agua se

deben tener unos conocimientos mnimos de litologa, geologa estructural,

petrofsica y caractersticas de los fluidos presentes en yacimiento,

informacin permitir entender el sistema.

- El cambio de las viscosidades tanto del agua como del petrleo, cambios en

las tasas de inyeccin, perforacin estratgica de pozos de inyeccin, uso de

polmeros, surfactantes y geles son algunos de los mtodos ms usados para

la correccin de problemas producidos cuando la inyeccin de agua es usada

como mtodo de recuperacin secundario.

- Cada yacimiento es un sistema totalmente nuevo, si bien los anlisis se hacen

en funcin de experiencias en otros campos la implantacin de un mtodo de

remediacin a un problema puede o no traer buenos resultados, se debe tener

cuidado con el manejo de cada variable.

- Antes de implementar una accin correctiva a un problema en un yacimiento

se deben realizar las pruebas de laboratorio pertinentes las cuales avalaran o

no la decisin que se va a tomar.

- Aunque los problemas en fondo fueron el eje y objetivo del anterior documento

vale la pena resaltar que en sistemas offshore existe una gran cantidad de

problemas por consiguiente acciones correctivas que tomar respecto al

sistema de inyeccin, debido a que el agua disponible para la inyeccin es

agua de mar.

- A fin de tener xito con el mtodo de recuperacin secundario inyeccin de

agua, se requiere un sistema de inyeccin que funcione correctamente. La

corrosin debe ser controlada y reducir el nivel de slidos a un valor

aceptable. El crecimiento biolgico debe tambin reducirse al nivel ms bajo

posible.

- El tratamiento qumico es uno de los mtodos utilizados para cumplir con los

requisitos del sistema, y si se aplica correctamente es eficaz y econmico.

Los productos qumicos deben ser seleccionados para el correcto

cumplimiento de los requisitos del sistema, la relacin coste-eficacia, y para

obtener el mnimo impacto ambiental.

22

- El sistema debe ser monitoreado para valorar el efecto de las sustancias

qumicas, los procedimientos de tratamiento, y para evaluar el desempeo

global del sistema de inyeccin de agua.

6. REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS J.E,Donham Intl,Service Co.Inc. Offshore water injection system:

problems and solutions. Offshore Technology Conference 6782-MS.

1991.

A.G Ostroff, Mobil Oil Corporation. Injection water problems identified.

SPE 9632. 1981.

R.Castro, G Maya, J. Mantilla, V. Daz, R. Amaya, A Lobo, A. Ordoez,

and A. Villar, Ecopetrol. Waterflooding in Colombia: past, present and

future. SPE 169459-MS. 2014.

Magdalena, Paris de Ferrer. Eds.2008. Fundamentos De Ingeniera De

Yacimientos. Venezuela. Editorial: Coordinacin del Estado Zulia

(Priv.).11-19,287-295(P).