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Este documento presenta un proyecto para disponer del agua de formación mediante su reinyección en el Bloque 16 Campo Amo, Ecuador. El objetivo general es implementar un nuevo pozo inyector (Amo B24) mediante un trabajo de reacondicionamiento y colocar una bomba de alta capacidad para incrementar la tasa de inyección. Se describen los antecedentes del proyecto, el marco legal aplicable, los métodos y técnicas a utilizar como el trabajo de workover, montaje de líneas e instalación de la bomba. Finalmente

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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL ESCUELA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS TESIS PARA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNOLOGO DE PETRÓLEOS TEMA “DISPOSICION DEL AGUA DE FORMACION PARA INYECCION EN EL BLOQUE 16 CAMPO AMO” AUTOR: WILLIAM SUAREZ DIRECTOR DR. EDMUNDO GUERRA QUITO – ECUADOR
- 2 - CESIÓN DE DERECHOS DE AUTOR En reconocimiento a la prestigiosa Universidad Tecnológica Equinoccial, institución que me acogió y brindó el soporte científico, técnico y humano para desarrollar ejemplarmente mis estudios superiores, yo, WILLIAM STALIN SUAREZ AGUAS, cedo voluntariamente los derechos de autoría sobre mi Proyecto de Tesis de Grado titulada: “DISPOSICION DEL AGUA DE FORMACION PARA INYECCION EN EL BLOQUE 16 CAMPO AMO”, a favor de la Escuela de Tecnología en Petróleos de la Universidad Tecnológica Equinoccial.
- 3 - DECLARACIÓN DE ORIGINALIDAD En calidad de miembros del tribunal de grado, designado por la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Tecnológica Equinoccial, declaramos que: El presente Proyecto: “DISPOSICION DEL AGUA DE FORMACION PARA INYECCION EN EL BLOQUE 16 CAMPO AMO”, fue elaborada íntegramente por el Señor WILLIAM STALYN SUAREZ, la misma que ha sido revisada y verificada. Por lo tanto, damos fe de la originalidad del presente trabajo de investigación. ____________________ ____________________ Dr. Edmundo Guerra Ing. Polibio Alulema UTE REPSOL
- 4 - DEDICATORIA A mi Familia, Mi Esposa Wendy Cuero, mi Hijo Darikson Suarez, mi madre Zoila Aguas, a quienes les dedico este trabajo por su apoyo incondicional día a día, durante el lapso que duro esta carrera gracias les doy por haber infundado en mí la fuerza para seguir adelante. Con mucho cariño William
- 5 - AGRADECIMIENTO Gracias a Dios por todo. A quienes desde el inicio de mi vida me llevaron por un buen camino, y aunque es una forma mínima de agradecer por todo su esfuerzo y dedicación, y solo quiero que sepan que todos mis logros son sus logros. Gracias a mi madre y esposa por el apoyo que me brindaron durante todos mis estudios y aun en los momentos difíciles ellos supieron como motivarme para seguir adelante. A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr este objetivo, gracias a todos mis familiares, amigos, la empresa que me ayudo tanto para seguir esta carrera y me brindo todas las facilidades para el desarrollo de este proyecto. A la Universidad y en especial a la Facultad de Educación a Distancia Tegnologia de Petroleos por la oportunidad, de estudiar esta carrera. A todos y cada uno de los profesores que me impartieron su cátedra, en gran parte es por ellos que adquirí los conocimientos sobre la carrera de Tegnología de Petróleo. A mi director de tesis, el Doctor Edmundo Guerra, quien mostró mucho interés, por su tiempo y dedicación en la asesoría del presente trabajo y en especial por los consejos.
- 6 - RESUMEN Hoy en día podemos apreciar en la industria de los hidrocarburos, los ingenieros en petróleos entre otros profesionales son los encargados de la producción de los yacimientos y de pronosticar el comportamiento de los mismos con la finalidad de recuperar mejor sus reservas. Además, deben tener un buen conocimiento en lo referente a la protección del medio ambiente en las diferentes actividades hidrocarburíferas que se está prestando cada vez más atención en todo el mundo, y uno de los elementos más problemáticos es el agua de formación por su contenido de distintas sales que dañan el entorno. Por lo que es necesario dar alternativas de solución a este problema como la que planteamos en este proyecto a traves de la reinyección del agua de formación producida, la misma que evita que el agua se deseche al medio ambiente. Por este motivo mi interés y el interés de la compañía es el dar soluciones al uso del agua de formación e bloque 16. Para esto, describiremos el bloque en estudio para tener una visión clara del sector en el que se desarrolla el presente proyecto. Se expondrá el concepto y métodos de la reinyección de agua de formación para tener un conocimiento más profundo sobre este proceso, se determinarán las razones y criterios técnicos de este proyecto por los cuales se decidió recompletar un pozo productor para reinyectar el agua de formación. Repsol YPF es una compañía petrolera internacional, integrada verticalmente en todas las áreas del negocio, desde la exploración hasta la comercialización de productos derivados. Trabaja activamente en más de 30 países, siendo líder en España y Argentina. Es considerada una de las diez mayores petroleras privadas y la mayor compañía energética en Latinoamérica en función de sus activos.
- 7 - ABSTRACT Today we can see in the oil industry, petroleum engineers and other professionals are responsible for the production of the reservoir and predict their behavior in order to recover more reserves. They must have good knowledge regarding environmental protection in various oil and gas activities being given increasing attention worldwide, and one of the most problematic is the formation water for its content various salts that damage the environment. Therefore it is necessary to provide alternative solutions to this problem as we raised in this project through the reinjection of produced formation water, it prevents the water is disposed into the environment. That is why my interest and the interest of the company is providing solutions to water use training and Block 16. For this study we describe the block to have a clear vision of the sector in which this project develops. It will present the concept and methods of re-injection of formation water to have a deeper understanding of this process identify the reasons and technical criteria of this project for which it was decided recompletions a producing well to re-inject produced water. Repsol YPF is an international oil company, vertically integrated in all areas of the business, from exploration to marketing products. Active in over 30 countries, being the leader in Spain and Argentina. It is considered one of the ten largest private oil companies and the largest energy company in Latin America by assets
- 8 - TABLA DE CONTENIDO RESUMEN…………………………………………………………………………………………………………………..……-6- ABSTRACT .......................................................................................................................- 7 - CAPITULO I ....................................................................................................................- 12 - 1. MARCO REFERENCIAL ........................................................................................................ - 12 - 1.1.1. DEFINICIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ................................................................................ - 12 - 1.1.2. ANTECEDENTES.-....................................................................................................... - 12 - 2. OBJETIVO DEL PROYECTO :................................................................................................. - 12 - 2.1.1. General .-...........................................................................................................- 12 - 2.1.2. Específico.-.........................................................................................................- 13 - FIGURA 1 SISTEMA DE INYECCIÓN............................................................................................... - 13 - 3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA......................................................................................... - 14 - 3.1 Hipótesis de la Investigación ........................................................................................- 14 - 3.1.2 Justificación e Importancia .- .....................................................................................- 14 - 4. SOLUCIÓN........................................................................................................................ - 14 - CAPITULO II ...................................................................................................................- 16 - MARCO CONCEPTUAL............................................................................................................... - 16 - DESCRIPCIÓN Y RECOPILACIÓN DE DATOS DEL BLOQUE 16............................................................... - 16 - FIGURA 2 MAPA DEL BLOQUE 16............................................................................................... - 16 - FIGFIGURA 3 MAPA UBICACIÓN................................................................................................ - 17 - FIGURA 4 MAPA UBICACIÓN CAMPOS DEL BLOQUE 16 .................................................................... 19 FIGURA 5 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA CUENCA ORIENTE.................................................................... 20 CAPITULO III ......................................................................................................................21 MARCO TEÓRICO ......................................................................................................................... 21 REGLAMENTO SUSTITUTIVO DEL REGLAMENTO AMBIENTAL PARA LAS OPERACIONES HIDROCARBURÍFERAS EN EL ECUADOR ................................................................................... 21 Disposiciones Generales ........................................................................................................... 21 CAPITULO IV......................................................................................................................27 MÉTODOS .................................................................................................................................. 27 FIGURA 6 DESCARGA DE AGUA SIN CONTROL AL MEDIO AMBIENTE....................................................... 28 FIGURA 7 DESCARGA DE AGUA SIN CONTROL CUERPOS DE AGUA DULCE ................................................ 28
- 9 - CAPITULO V.......................................................................................................................33 TÉCNICAS.................................................................................................................................... 33 REACONDICIONAMIENTO DEL POZO................................................................................................. 33 FIGURA 8 REGISTRO ELÉCTRICO ...................................................................................................... 34 FIGURA 9 REGISTRO DE CEMENTACIÓN........................................................................................... 36 ESTADO MECÁNICO ACTUAL Y PROPUESTO PARA EL WORKOVER DEL POZO AMO B24............................. 37 FIGURA 10 ESTADO ACTUAL DE POZO ............................................................................................. 39 FIGURA 11 POZO INYECTOR PROPUESTO......................................................................................... 40 CAPITULO VI......................................................................................................................42 MONTAJE DE LINEAS Y BOMBA DE ALTA CAPACIDAD PARA INYECCION DE AGUA ................. 42 FIGURA 12 BOMBA SULSER............................................................................................................ 42 FIGURA 13 FACILIDADES ZONA DE MONTAJE DE LA BOMBA................................................................ 43 FIGURA 14 TIE NO 1..................................................................................................................... 44 FIGURA 15 TIE N 2....................................................................................................................... 44 FIGURA 16 TIE N 3....................................................................................................................... 45 FIGURA 17 TIE N 4....................................................................................................................... 45 FIGURA 18 TIE N 5....................................................................................................................... 46 FIGURA 19 TIE N 6....................................................................................................................... 46 CAPITULO VII.....................................................................................................................47 PRUEBAS DE LABORATORIO............................................................................................................ 47 FIGURA 20 MÉTODO DE CENTRIFUGACIÓN ..................................................................................... 50 FIGURA 21 DETERMINACIÓN DE SÓLIDOS ........................................................................................ 53 FIGURA 22 DETERMINACIÓN DE SÓLIDOS......................................................................................... 57 CAPITULO VIII....................................................................................................................64 MINIMIZACION DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES................................................................... 64 CAPITULO IX......................................................................................................................69 DESCRIPCION DEL PROCESO DE REINYECCION DE AGUA DE.................................................... 69
- 10 - TRATAMIENTO AL AGUA DE REINYECCION.............................................................................. 77 SISTEMA COMPLETO DE REINYECCION DE AGUA .................................................................... 78 CAPITULO X.......................................................................................................................79 COSTO DE TRABAJO WORKOVER..................................................................................................... 79 CONCLUCIONES............................................................................................................................ 83 RECOMENDACIONES ............................................................................................................86 GLOSARIO .........................................................................................................................89 ANEXOS.............................................................................................................................95 ANEXO 1. CERTIFICACIÓN ISO 9001:2008. REPSOL ECUADOR S.A. .................................................. 95 ANEXO 2. CERTIFICACIÓN ISO 14001:2004. REPSOL ECUADOR S.A. ................................................ 96 ANEXO 3 MAPA BASE BLOQUE 16 BOGI CAPIRON Y TIVACUNO........................................................... 97 Indice de Tablas Tabla 1 Efluente ( Punto de Descarga) …………………………………………………………………………….. 22 Tabla 2 Inmisión ( Punto de Control ) ………………………………………………………………………………. 23 Tabla 3 Limites Permisible ( Aguas Grises ………………………………………………………………………. 23 Tabla 4 Parametros Adicionales …………………………………………………………………………………….. 24
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- 12 - CAPITULO I 1. Marco Referencial 1.1.1. Definición de la Investigación 1.1.2. Antecedentes.- No mucho tiempo atrás, cuando el boom de los Modelos Integrales de Producción, navegaba el mercado, la unidad operativa consideró que, disponer de uno de tales modelos podría suponer algún avance significativo en la optimización de las operaciones. Inmediatamente, nos pusimos manos a la obra en la construcción del mismo pero, tras muchos meses desde su conclusión, su aporte aún es cuestionable. Por este motivo, y convencidos de la valiosa utilidad de estas herramientas, se tomó la decisión de analizar nuevamente las necesidades de la operación, cayendo inmediatamente en la cuenta de que, nuestras mayores posibilidades de optimización no se encuentran en las redes de producción, sino en las de inyección, donde diariamente manejamos más de 950,000 barriles de agua. Al momento, un modelo tal del sistema de inyección está siendo desarrollado por etapas y, las valiosas conclusiones sobre la utilidad del mismo resultan completamente opuestas a las del modelo de producción anteriormente desarrollado y, ahora, en el olvido. 2. Objetivo del Proyecto : 2.1.1. General .- Debido a la cantidad de agua que se maneja hoy en día en el Bloque 16 y en especial en el Campo Amo hemos implementado el método de disposición de agua de formación, mediante la inyección considerando la subida de corte de agua detectado mediante el análisis ( BSW . 95 % ), asi como también el incremento de producción teniendo actualmente una Inyeccion de 250.000 BPD.
- 13 - 2.1.2. Específico.- El objetivo de este proyecto es de disponer del agua de formación creando un nuevo pozo inyector (Amo B24) , ubicando un nuevo equipo de Inyeccion ( Bomba Sulser ) 1500 HP. y incrementar la rata de Inyección en el Campo Amo. Figura 1 Sistema de Inyección Fuente : Dep de Ingenieria Repsol Ypf Elaborado por: Cesar Correa
- 14 - 3. Planteamiento del Problema Sin necesidad de elaborar modelo alguno, se puede concluir rápidamente que el sistema de inyección de agua no está adecuadamente balanceado, debido principalmente a un crecimiento extraordinario durante los últimos años. El ramal principal, aquel que lleva el agua hacia los pads WIPS1 y AMO, se encuentra saturado con más de 500,000 bwpd mientras que, el ramal que lleva agua hacia los pads de DAIMI, GINTA e IRO no transporta más de 250,000 bwpd 3.1 Hipótesis de la Investigación . Una vez identificados los inconconvenientes que se presentan se plantean como posible mejoramiento el de implementar equipos y readecuaciones para que el Agua de Formación sea inyectada y no dispuesta al medio ambiente, como el tema de este proyecto esperando lograr el objetivo deseado que este dispone para los diferentes trabajos y usuarios que asi lo requieran. 3.1.2 Justificación e Importancia .- Es importante contar con un reglamento establecido y con las herramientas necesarios, la misma servirá para controlar cualquier eventualidad con respecto a la utilización del agua de formación que surge de los trabajos de Exploración, Produccion, Transporte en el Bloque 16. 4. Solución La solución que se propone para este proyecto es de disponer del agua de formación realizando un trabajo Workover, implentar una nueva bomba de alta capacidad , instalación de nuevas líneas, y realizar pruebas de inyectividad para comprobar el aumento de inyección.
- 15 - Producción actual de Amo Well Oil (BPD) Water (BOP) Water Cut (%) AMO A10HM1 184,40 8.857,99 97,86 AMO A11BT 66,35 144,37 68,10 AMO A4BT 434,20 225,23 33,00 AMO A4HRE1M1 520,59 9.092,41 94,30 AMO A7M1 401,72 6.627,63 94,00 AMO-A-12:BT 303,57 259,20 45,00 AMO-A-9-HM1C 476,64 9.548,64 95,00 Total AMO A 2.387,47 34.755,47 93,57 AMO 2Us 370,17 2.205,44 84,89 AMO B11BT 363,36 216,81 36,50 AMO B19Ui 207,23 2.971,49 93,15 AMO B22HM1 323,66 3.707,21 91,57 AMO B2M1 366,16 6.050,91 94,04 AMO B4U 374,54 5.460,61 93,21 AMO B7HM1 400,76 12.657,52 96,77 AMO B8HM1 565,77 17.466,34 96,70 AMO B9HBT 498,05 244,48 32,00 AMO-B-20 Us 276,70 2.610,06 89,94 AMO-B-21Us 439,93 1.799,24 79,50 AMO-B-26:Ui 752,14 692,29 46,74 AMO-B-29:Ui 579,93 4.526,95 88,09 Total AMO B 5.518,40 60.609,35 91,65 AMO C-13M1-C 454,35 9.804,16 95,35 AMO C-14HM1-C 643,73 16.138,32 95,97 AMO C-16HM1 468,85 9.712,03 95,16 AMO-C-21-HM1 982,57 7.064,01 87,21 AMO-C-22-H:M1C 482,21 10.164,01 95,24 AMO-C-23-H:M1C 666,16 10.363,79 93,66 AMO-C-24-H:M1 798,17 10.344,08 92,49 AMO-C-6-H-RE1:M1 2.002,91 8.979,62 80,95 Total AMO C 6.498,95 82.570,02 92,70 Fuente : Reporte de producción Repsol
- 16 - CAPITULO II Marco Conceptual Es importante conocer el lugar en donde se desarrolla el presente estudio para poder cumplir con mayor facilidad el objetivo. Descripción y Recopilación de datos del Bloque 16 Ubicación de Bloque El bloque, lugar donde se desarrolla el presente proyecto, se encuentra ubicado en la región del Oriente del Ecuador. Más específicamente, se encuentra ubicado en la Provincia Oriental de Orellana al noreste del país, como se ve en la figura Figura 2 Mapa del Bloque 16 Ubicación del Bloque 16
- 17 - MAPA DE UBICACION DEL BLOQUE F i g Figura 3 Mapa Ubicación
18 UBICACION DE LOS CAMPOS EN EL BLOQUE En el Bloque 16 y Área Tivacuno se considera habitualmente un total de 7 estructuras principales (Tivacuno, Capirón, Bogi, Amo, Daimi, Ginta, Iro) y algunas otras de menor importancia o desarrollo (Dabo, Wati). Al momento en que este artículo fue desarrollado, un total de 221 pozos habían sido perforadosy, la condición de los mismos es la siguiente: • 169 pozos productores (todos con levantamiento ESP). • 27 pozos inyectores. • El resto de pozos han sido cerrados, abandonados o reemplazados. Debido a la ubicación en el interior de una de las más importantes reservas ecológicas del páis, la operación se encuentra centralizada en cierta forma mediante wellpads, agrupaciones de pozos que pretenden drenar una determinada región de cada yacimiento. Esta producción es transportada por líneas de fluido hasta las plantas centrales de proceso (SPF, NPF) donde tiene lugar la separación de las tres fases: el gas es utilizado en un 99% para la generación eléctrica (96 MW de consumo diario promedio), el crudo en especificación es bombeado hacia los puntos de fiscalización y el agua es tratada y devuelta nuevamente a aquellos wellpads con facilidades de inyección para su desecho.
19 Figura 4 Mapa Ubicación Campos del Bloque 16 La Formación Napo es una de las más prolíficas rocas madre en Sudamérica (White et al. 1995), limitada inferiormente por la Formación Hollín (fluvial-marginal marino, contiene areniscas marginalmente productoras) y superiormente por la Formación Tena (fluvial, contiene un delgado paquete de areniscas productoras en su sección basal). El intervalo comprende tres paquetes de arenisca productores de crudo (T, U y M1). Más detalles pueden apreciarse en la columna estratigráfica adjunto .
20 W E EDAD LITOLOGIA BREVE DESCRIPCION LITOLOGICA AMBIENTE PRODUC... COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE FASEOROGENICA TARDIOANDINA FASEOROGENICA TEMPRANAANDINA PLIOCENO MIOCENO NEOGENOPALEOGENO CENOZOICOCZ OLIGOCENO EOCENO PALEOCENO MAESTRICHTIANO CAMPANIANO SANTONIANO CONIACIANO TURONIANO CENOMANIANO FM. MESA ARCILLAS ROJAS CONTINENTAL ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS F M ARAJUNO FM ORTEGUAZA HIATO HIATO HIATO FM TIYUYACU FLUVIALCONT CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS ALBIANO APTIANO NEOCOMIANO CRETACICOJURASICO MESOZOICOMZ SUPERIOR MEDIO INFERIOR PALEOZOICOPZ PERMICO CARBONIFERO (PENSILVIANO) DEVONICO SILURICO ORDOVICICO/CAMBRICO PRECAMBRICO PE FM TENA ARN BT CONTINE HIATO ARCILLAS ROJAS ARENISCAS CONCLOMERADOS M1 / VIVIAN CLZ M-1 CLZ M-2 CLZ A NapoSup.NapoMed.NapoInf. ARENISCAS "U" CLZ B ARENISCAS " T " LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS ARENISCAS CUARZOSAS ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADAS CON ANHIDRITA. CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCAS CUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS FM CURARAY CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS BASAMENTO CRISTALINO CONTINENT AMARINO NapoBasal. HIATO HIATO HIATO MARINODEAGUASOMEROMARINOCONTINMARINOMARINO FM SANTIAGO FM MACUMA METAMORFICOS LUTITAS GRIS VERDOSAS FORMACIONNAPO CLZ C ZONA HOLLÍN SUPERIOR FM CHAPIZA MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI FM PUMBUIZA ARN M-2 FM CHAMBIRA Realizado por: Juan Chiriboga / Omar Corozo FM HOLLIN 1 2 3 4 5 Tapi Vista Auca JIVINO/LAGUNA Armadillo/Auca Puma Yuralpa/Dayuno Colaboracion: Pierre KummertMODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS Ma 1.75 5.30 23.5 33.7 28 53 40 65 72 83 87 88 92 96 108 113 135 154 175 203 250 295 355 410 435 540 2400 Figura 5 Columna Estratigráfica Cuenca Oriente
21 CAPITULO III Marco Teórico Otro de los motivos por lo cuales se reinyecta el agua de formación es para preservar el medio ambiente según dispone : REGLAMENTO SUSTITUTIVO DEL REGLAMENTO AMBIENTAL PARA LAS OPERACIONES HIDROCARBURÍFERAS EN EL ECUADOR Este reglamento en su Art 29 dice lo siguiente: Disposiciones Generales ART. 29.– Manejo y tratamiento de descargas líquidas.– Toda instalación, incluyendo centros de distribución, sean nuevos o remodelados, así como las plataformas off-shore, deberán contar con un sistema convenientemente segregado de drenaje, de forma que se realice un tratamiento específico por separado de aguas lluvias y de escorrentías, aguas grises y negras y efluentes residuales para garantizar su adecuada disposición. Deberán disponer de separadores agua-aceite o separadores API ubicados estratégicamente y piscinas de recolección, para contener y tratar cualquier derrame así como para tratar las aguas contaminadas que salen de los servicios de lavado, lubricación y cambio de aceites, y evitar la contaminación del ambiente. En las plataformas off-shore, el sistema de drenaje de cubierta contará en cada piso con válvulas que permitirán controlar eventuales derrames en la cubierta y evitar que estos se descarguen al ambiente. Se deberá dar mantenimiento permanente a los canales de drenaje y separadores. Desechos líquidos industriales, aguas de producción, descargas líquidas y aguas de formación.- Toda estación de producción y demás instalaciones industriales dispondrán de un sistema de tratamiento de fluidos resultantes de los procesos.
22 No se descargará el agua de formación a cuerpos de agua mientras no cumpla con los límites permisibles constantes . Disposición.- Todo efluente líquido, proveniente de las diferentes fases de operación, que deba ser descargado al entorno, deberá cumplir antes de la descarga con los límites permisibles establecidos . Los desechos líquidos, las aguas de producción y las aguas de formación deberán ser tratadas y podrán ser inyectadas y dispuestas, conforme lo establecido en el literal c) de este mismo artículo, siempre que se cuente con el estudio de la formación receptora aprobado por la Dirección Nacional de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas en coordinación con la Subsecretaría de Protección Ambiental del mismo Ministerio. Si estos fluidos se dispusieren en otra forma que no sea a cuerpos de agua ni mediante inyección, en el Plan de Manejo Ambiental se establecerán los métodos, alternativas y técnicas que se utilizarán para su disposición con indicación de su justificación técnica y ambiental; los parámetros a cumplir serán los aprobados en el Plan de Manejo Ambiental. Reinyección de aguas y desechos líquidos.- Cualquier empresa para disponer de desechos líquidos por medio de inyección en una formación porosa tradicionalmente no productora de petróleo, gas o recursos geotérmicos, deberá contar con el estudio aprobado por la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas que identifique la formación receptora y demuestre técnicamente:  Que la formación receptora está separada de formaciones de agua dulce por estratos impermeables que brindarán adecuada protección a estas formaciones.  Que el uso de tal formación no pondrá en peligro capas de agua dulce en el área.  Que las formaciones a ser usadas para la disposición no contienen agua dulce.  Que la formación seleccionada no es fuente de agua dulce para consumo humano ni riego, esto es que contenga sólidos totales disueltos mayor a 5,000 (cinco mil) ppm. El indicado estudio deberá incorporarse al respectivo Plan de Manejo Ambiental.
23 Manejo de desechos líquidos costa afuera o en áreas de transición.- Toda plataforma costa afuera y en áreas de transición, dispondrá de una capacidad adecuada de tanquería, en la que se receptarán los fluidos provenientes de la perforación y/o producción, para que sean eliminados sus componentes tóxicos y contaminantes previa su descarga, para la cual tiene que cumplir con los límites dispuestos . En operaciones costa afuera, se prohibe la descarga de lodos de perforación en base de aceite, los mismos que deberán ser tratados y dispuestos en tierra. En las plataformas off-shore se instalarán circuitos cerrados para el tratamiento de todos los desechos líquidos. Aguas negras y grises.- Todas las aguas servidas (negras) y grises producidas en las instalaciones y durante todas las fases de las operaciones hidrocarburíferas, deberán ser tratadas antes de su descarga a cuerpos de agua, de acuerdo a los parámetros y límites constantes . En los casos en que dichas descargas de aguas negras sean consideradas como útiles para complementar los procesos de tratamiento de aguas industriales residuales, se especificará técnicamente su aplicación en el Plan de Manejo Ambiental. Los parámetros y límites permisibles a cumplirse en estos casos para las descargas serán los que se establecen. Los parámetros y límites permisibles establecidos, de este Reglamento se aplicarán en los casos que el monitoreo rutinario especificado en el presente Reglamento indique anomalías en las descargas para profundizar la información previo a la toma de acciones correctivas, o cuando la Subsecretaría de Protección Ambiental lo requiera, así como cada seis meses para una caracterización completa de los efluentes. Para la caracterización de las aguas superficiales en Estudios de Línea Base – Diagnóstico Ambiental, se aplicarán los parámetros establecidos. Los resultados de dichos análisis se reportarán en el respectivo Estudio Ambiental con las coordenadas UTM y geográficas de cada punto de muestreo, incluyendo una interpretación de los datos.
24 Parámetros, valores máximos referenciales y límites permisibles para el monitoreo ambiental interno rutinario y control ambiental. Límites permisibles para el monitoreo ambiental permanente de aguas y descargas líquidas en la exploración, producción, industrialización, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, inclusive lavado y mantenimiento de tanques y vehículos. límites permisibles en el punto de descarga de efluentes (descargas líquidas). límites permisibles en el punto de control en el cuerpo receptor (inmisión). Tienen que cumplirse los límites establecidos en los dos puntos; quiere decir que si el efluente cumple con los límites establecidos pero en el punto de control se sobrepasan los límites, tienen que tomarse las respectivas medidas para disminuir los valores en el efluente hasta cumplir con la calidad exigida en el punto de control (inmisión). Cualquier efluente debe ser oxigenado (aireación) previo a su descarga. La periodicidad de los muestreos y análisis deberá cumplir con lo siguiente:  Diario en refinerías y para descargas de perforación durante todo el periodo de perforación;  Mínimo una vez al mes en todas las demás instalaciones hidrocarburíferas que generan descar-gas líquidas y en todas las fases de operación, excepto aquellos referidos en el siguiente punto;  Semestralmente para las fases, instalaciones y actividades de almacenamiento, transporte, comercialización y venta de hidrocarburos que generen descargas líquidas. Tabla 1 a) EFLUENTE (punto de descarga) Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible1) Promedio anual2) Destino de descarga Potencial hidrógeno pH --- 5<pH<9 5.0<pH<9.0 Todos Conductividad eléctrica CE µS/cm <2500 <2000 Continente Hidrocarburos totales TPH mg/l <20 <15 Continente
25 Hidrocarburos totales TPH mg/l <30 <20 Mar abierto Demanda química de oxígeno DQO mg/l <120 <80 Continente Demanda química de oxígeno DQO mg/l <350 <300 Mar abierto Sólidos totales ST mg/l <1700 <1500 Todos Bario Ba mg/l <5 <3 Todos Cromo (total) Cr mg/l <0.5 <0.4 Todos Plomo Pb mg/l <0.5 <0.4 Todos Vanadio V mg/l <1 <0.8 Todos Nitrógeno global (incluye N orgánico, amoniacal y óxidos)3) NH4-N mg/l <20 <15 Todos Fenoles3) mg/l <0.15 <0.10 Todos Tabla 2 b) INMISIÓN (punto de control en el cuerpo receptor) Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible1) Promedio anual2) Aplicación Temperatura4) °C +3°C General Potencial hidrógeno5) pH --- 6.0<pH<8.0 6.0<pH<8.0 General Conductividad eléctrica6) CE µS/cm <170 <120 Continente Hidrocarburos totales TPH mg/l <0.5 <0.3 General Demanda química de oxígeno7) DQO mg/l <30 <20 General Hidrocarburos aromáticos policíclicos (HAPs) C mg/l <0.0003 <0.0002 General
26 Límites permisibles para descargas de aguas negras y grises. La periodicidad de los muestreos y análisis será por lo menos semanal, excepto para las fases, instalaciones y actividades de almacenamiento, transporte, comercialización y venta de hidrocarburos, para las cuales se deberá realizar semestralmente. Tabla 3 Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible Potencial hidrógeno pH --- 5<pH<9 Demanda química de oxígeno DQO mg/l <80 Coliformes fecales Colonias Col/100 ml <1000 Cloro residual Cl2 mg/l <2.0 En el caso de que no se llegase a cumplir con los parámetros establecidos, el tratamiento de - aguas lluvias, - aguas industriales - aguas grises y negras deberá realizarse por separado, salvo para los casos establecidos en el artículo 29, literal e, de este Reglamento. Parámetros adicionales y límites permisibles para aguas y descargas líquidas en la exploración, producción, industrialización, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados. Tabla 4 Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible Cloruros Cl- mg/l <2,500 Sulfatos SO4 2- mg/l <1,200 Fluoruros F- mg/l <5.0 Cadmio Cd mg/l <0.1 Mercurio Hg mg/l <0.01 Níquel Ni mg/l <2.0 Selenio Se mg/l <0.5 Cianuros libres CN- mg/l <0.05 Sulfuro de hidrógeno H2S mg/l <0.0002 Demanda bioquímica de oxígeno DBO5 mg/l <40 Fenoles mg/l <0.15
27 CAPITULO IV Métodos Anteriormente, se disponía del agua salada o producida de forma tal que causaba serios problemas ambientales. Los efectos de muchos de los problemas no fueron notados rápidamente debido a la naturaleza de la descarga del producto ( agua) y porque muchas de las descargas ocurrieron en zonas remotas y de poca población. A continuación citaremos algunos métodos de disposición empleados sin considerar su efecto en el medio ambiente y que no se debe interpretarse como una recomendación de los mismos. Los métodos recomendados aceptables los trataremos más adelante Descarga sin control a la superficie En este caso el agua producida fue simplemente descargada de las intalaciones de producción al suelo, el contenido del petróleo no fue medido o controlado y los efectos no fueron considerados. Esta costumbre llevó a la contaminación de las capas freáticas superficiales y del agua potable y a la acumulación de grandes cantidades de sal en el suelo, tomandolo inutilizable.
28 Ejemplo: como se muestra en la fotografía siguiente Figura 6 Descarga de agua sin control al medio ambiente Descarga sin control en cuerpos agua dulce La descarga producida en arroyos, ríos y lagos han conducido a la destrucción de estos cuerpos de agua, a la destrucción de peces y especies, la contaminación de esas corrientes también ha llevado a la polución de las aguas freáticas y de otras fuentes de agua potable Figura 7 Descarga de agua sin control cuerpos de agua dulce
29 Evaporación En las zonas áridas donde la tasa de evaporación es alta, el agua producida se coloca en fosas y se deja para que se evapore. El agua se purifica por la evaporación pero las sales y sólidos disueltos permanecen en la fosa de evaporación. Eventualmente se deberá disponer de estos solidos de una forma segura . Inyección por el Espacio Anular Se ha practicado la inyección de agua por el espacio anular de pozos productivos en varios campos, es lo mismo que la inyección en un pozo somero o poco profundo pues el fluido se dirije a la primera zona permeable debajo de la tubería de revestimiento. Además, los controles de la cementación de la primera tubería de revestimiento no se adecúan a la disposición de las aguas, y la tubería de revestimiento se perforó hace algún tiempo y bien podría ser desgastada hasta el punto de falla. Inyección en pozo poco profundo La inyección en pozos pocos profundos es popular en algunas zonas, el riesgo de contaminación de las capas freáticas poco profundas y del agua potable subterránea aumenta obviamente a medida que disminuye la profundidad de inyección. Inyección en pozo profundo La inyección de agua a zonas profundas, no asociadas ( a una profundidad de más 600 pies se ha utilizados por varios años en muchas zonas). Inyección para mantenimiento de presión, recuperación secundaria de petróleo.
30 Los fluidos son reinyectados para apoyar la recuperación adicional de petróleo de campo cuando la disposición produce daño al medio ambiente se exigen programas correctivos a la industria. Estos programas probablemente requerirán altos niveles de desembolso, multas y otras medidas, la demostración de que los métodos de disposición propuestos evitarán problemas adicionales y de que las opciones de tratamiento para la corrección de los problemas causados, son las más adecuadas. Métodos de disposición recomendados La recuperación de hidrocarburos de cualquier yacimiento dado, en la mayoría de los casos, puede ser mejorada al inyectar agua de yacimiento- sea en el acuìfero ( mantenimiento de presión ) o en toda la zona para barrer al petróleo hacia los pozos productores ( inundación de agua). En estos casos, especialmente en las zonas donde no es fácil conseguir agua dulce o esta es costosa, el agua producida tiene un valor comercial apreciable. La reinyección también tiene, generalmente, menor impacto ambiental. Antes de comenzar a inyectar el yacimiento debe ser estudiado detalladamente para asegurar de que esté apto para el plan y el método específico de recuperación asistida que se propone. No todos los yacimientos pueden recibir inyección de agua y este factor debe reconocerse de inmediato: si se inyecta a yacimiento no aptos o incompatibles puede causar el abandono prematuro del pozo y una pèrdida económica importante.
31 Los datos para el estudio completo de yacimientos deberán obtenerse a a partir de los pozos productivos existentes y deberán incluir : Propiedades de las Rocas:  Porosidad  Premeabilidad  Capilaridad  Humectabilidad  Heterogeneidad del yacimiento  Saturaciones Iniciales  Efectos de permeabilidad direccional Propiedades del fluido:  Viscosidad  Miscibilidad  Movilidad  Compatividad  Saturaciones irreducibles El estudio del yacimiento deberá ser llevado a cabo por un grupo competente de ingeniería, y deberá considerar:  Mecanismos de desplazamiento  Movimiento Frontal  Movimiento de contacto petróleo- agua
32  Efectos de la gravedad  Potencial para la canalización del agua a través del petróleo  Efecto sobre las capas gasíferas, si las hubiera El estudio deberá considerar.  El mantenimiento de la presión versus la inyección  Diferentes esquemas de inyección  Efectos de distintas velocidades de inyección  Variaciones de inyectividad y de conductividad Finalmente, el estudio deberá producir una serie de pronósticos de producción de petróleo, gas y agua para diferentes situaciones de inyección. Se deberá incluir en estos pronósticos una medida de la recuperación total del yacimiento. Existen varios procedimientros para realizar estos cálculos, los cuales varían en cuanto a disponibilidad, complejidad y costo. Hasta ahora se ha considerado muy poco el factor económico. La decisión de inyectar se basará, por supuesto, en este factor, el cual deberá considerar la operación de producción que se obtendrá sin la inyección, e incluyendo el costo de un plan alternativo para la eliminación de agua producida, las diferentes alternativas posibles propuestas por los estudios del yacimiento, y todos los costos de capital y de operación .
33 CAPITULO V Técnicas Reacondicionamiento del Pozo Despues de realizar un estudio, analizaremos el pozo candidato a ser Inyector para lo cual se propone realizar un Workover, que al momento cuenta con las siguientes características y su conversión a pozo inyector Estado Actual de Pozo.- Amo B24 Pozo temporalmente abandonado. Objetivo.- Optimizar el manejo de Agua de Formacion del Bloque 16 mediante la inyección de agua travez del pozo Amo B24 en la arena “M1” Descripción de la Zona de Reinyección Arenisca M-1 El reservorio M1 esta en una etapa de alto corte de agua, con la producción diaria de petróleo de 46700 bbls y el corte de agua total de 94%. El agua producida es re- inyectada en esta formación . La arenisca es generalmente de origen fluvial a la base, pasando por ambientes estuariano y marino transicional hacia el tope. Las areniscas de la base conforman trampas estructurales, con mecanismos de producción de empuje lateral y/o de fondo dependiendo del espesor de la unidad y su posición
34 estructural relativa al contacto agua-petróleo. En las areniscas del tope de la secuencia, el mecanismo de entrampamiento tiene componentes estratigráficos, y el mecanismo de producción es principalemente de empuje de fondo. Antecedentes.- Completación Inicial (23-Sep-2003) en el reservorio Ui, el pozo acumula 30,000 Barriles , el reservorio se depleta. Cambio de zona (30-Sep-2004) en el reservorio Us, el pozo acumula 84,000 Barriles , el pozo alcanza su límite económico En septiembre del 2008 se ejecuta el abandono temporal autorizado por la DNH Registro eléctrico a nivel del resrvorio M1 Amo B24 Figura 8 Registro Eléctrico
35 El intervalo propuesto a cañonear en la arena M1: 8676’8756’ MD Operaciones de Cañoneo . El cañoneo tiene como función establecer una via entre la formación y el interior del pozo . Esta operación debe dejar unos huecos ( perforados ) que tengan las siguientes características: 1. Que los huecos lleguen hasta la zona virgen de la formacion. 2. Que el area de flujo sea suficiente para que fluya a traves de ellos los fluidos producidos por el pozo. 3. Que las paredes de los huecos no presenten disminucion apreciable de la porosidad y la permeabilidad de la formacion. 4. Que el numero de huecos sea adecuado al potencial del pozo. 5. Que la caida de presion a traves de los huecos sea pequeña. 6. La Zona saturada de agua presenta ecxelentes propiedades petrofísicas 7. Registro de cementación USIT CBL pozo Amo B24
36 El registro de cementación muestra un buen aislamiento tanto al tope como a la base del reservorio M1 Figura 9 Registro de Cementación
37 Estado Mecánico Actual y Propuesto para el Workover del Pozo Amo B24 Procedimiento para el workover del amo b24 • Sacar 2556 pies de tuberia 4 1/2" punta libre. • Armar y bajar cañones y punzonar el intervalo de m1 desde 8676’-8756’ (80 pies) @ 12 dpp • Bajar ensamblaje de fondo con casing de 7" y packer de 9 5/8" x 7" tipo monobore • Asentar empacadura @ +/- 5500 pies Consiste en asentar un empaque recuperable por encima de intervalo a aislar y forzar el cemento e inmediatamente despues soltar empaque, circular y sacar sarta. Ventajas. • Se ahorra la perforación del retenedor. • Es un metodo bueno para aislar formaciones de baja presión y buena permeabilidad y porosidad. Desventajas. • Cuando la presion de la formación es alta y la permeabilidad y porosidad son bajas, al quitar la presión de forzamiento, el pozo regresa todo el cemento. • Existe la posibilidad de que los fluidos se muevan antes de que el cemento se frague, ocasionando malas cementaciones. • La operación de desasentar empaques es riesgosa. • Realizar prueba de inyectividad a ratas multiples
38 La prueba de inyectividad se realiza en la zona inyectora es primordial para el diseño y desempeño de la separacion de fluidos en el fondo del pozo, garantiza el contenido y confinamiento del agua de formacion en la zona de inyecion, evitando que el fluido migre fuera de la zona de inyeccion es asi que la zona de inyeccion debe tener una buena inyectividad. • En caso de ser necesario realizar estimulacion o limpieza de la arenisca m1 • Limpieza de arena con coiler tubing. • Si la arena es muy suelta se puede limpiar con una reduccion en la punta. • Si la arena esta consolidada, se requiere broca y motor de fondo. • Por tener un anular pequeño, se requiere menos caudal, pero tambien se puede presentar pegas por empaquetamiento. • Si el pozo presenta pérdida de circulación la limpieza se debe hacer utilizando nitrogeno y espuma. • Siempre coloque el respectivo bop, puesto que al utilizar nitrogeno, el pozo puede dispararse. • Desarmar preventor y armar cabezal inyector
39 Figura 10 Estado en Abandono del Pozo
40 Figura 11 Estado del Pozo Inyector
41 Terminos del Workover Tubing Tuberia Shoe flotador New Perforate Nueva perforación Reperforate Reperforar Landing collar Cuello de Acentamiento Well Head Boca del Pozo One Master Valve Una Válvula Master String Sarta de Producción Reservoir Lower Reservorio Inferior Reservoir Upper Reservorio Superior Injection Reservoir Inyección del Reservorio
42 CAPITULO VI MONTAJE DE LINEAS Y BOMBA DE ALTA CAPACIDAD PARA INYECCION DE AGUA Despues de realizar el trabajo Workover del Pozo se va a revisar brevemente la instalación de la Bomba de alta presión capacidad 1500 HP Figura 12 Bomba Sulser Fuente: Compañía Pec La nueva bomba de inyección de agua estará ubicada en el área entre las bombas Sultzer , instaladas en el well Pad de Amo B con un costo de 37,000 dólares aproximadamente condiderando que la empresa proveerá de algunos materiales. El diseño considera que la nueva bomba de inyección succionará el agua de la línea existente ( 10¨ de diámetro nominal ) Base del Diseño Criterios y Condiciones Tiempo de Vida del Proyecto ( 15 años ) Condiciones del diseño
43 Caudal de diseño para colectores de succión y descarga de bomba de inyección 80.000 bwpd Temperatura de diseño de tuberías 200 ºF Salinidad : aproximada 18.000 ppm Presion de ingreso de agua a la plataforma 1200 psig Presion de inyección en cabeza de pozo 2500 psig – 2800 psig. Sistema de Bombeo para Inyección Marca SULTZER Tipo de bomba : horizontal centrifuga multi- etapas Numero de etapas 8 Capacidad 1200 GPM Presion diferencial :1542 psi Tipo accionador : Motor eléctrico Potencia accionador : 1500 HP Figura 13 Facilidades Zona de Montaje de la Bomba
44 Figura 14 Tie No 1 f Figura 15 Tie N 2
45 Figura 16 Tie N 3 Figura 17 Tie N 4
46 Figura 18 Tie N 5 Figura 19 Tie N 6
47 CAPITULO VII Pruebas de Laboratorio Muestreo de Agua El manejar rutinariamente grandes cantidades de agua de una variedad de distintas composiciones a un mínimo costo y sin problemas operacionales siempre presenta problemas enormes. Propiedades Físicas y Químicas El agua es llamada el solvente universal porque tiene el poder de disolver todas las substancias inorgánicas. En su estado puro presenta las propiedades físicas dadas en la tabla a continuación Propiedades Físicas del Agua Propiedad Valor Peso Molecular 18 Densidad a 4 .C 1 g/ml Punto de Congelamiento 0 .C Punto de Ebullición 100 .C Toda agua que se maneja tiene problemas en el campo comenzando desde el hecho que el agua es un supersolvente. Tanto el agua producida como la superficial contienen cantidades considerables de impurezas. Además, usualmente contiene muchos sólidos suspendidos y gases disueltos. El agua disuelve el metal. Los microorganismos crecen siempre rápidamente en el agua. Como las condiciones de temperatura y presión cambian, muchos de los componentes solubles pueden convertirse en insolubles a un cierto grado, precipitarse del agua y formar escala.
48 Antes de que un pozo sea perforado y completado para producirlo, los fluidos en la formación están en equilibrio con los alrededores y este balance una vez alterado, los sólidos (sedimentos minerales) comienzan a depositarse. La escala o comúnmente llamadas incrustaciones, pueden depositarse a lo largo de toda la trayectoria que sigue el agua, desde los pozos inyectores hasta los equipos de superficie, pasando por los yacimientos. En el campo se usa agua para muchos propósitos:  Inyección o reinyección en formaciones subsuperficiales para incrementar la recuperación de petróleo y/o mantener la presión del reservorio.  Reinyección en formaciones subsuperficiales para desechar el agua de formación.  Desechar el agua de formación en el agua superficial.  Enfriar cilindros compresores, gas natural y otros procesos.  Alimentar a los generadores de vapor.  Para su aplicación, se tienen dos objetivos principales desde un punto operacional:  Disminuir el taponamiento y deposición de sólidos en líneas, separadores y pozos.  Prevenir la corrosión en superficie y equipo subsuperficial.
49 Análisis del Agua de Formación Uno de los principales puntos de interés en el manejo de agua es el análisis y determinación de su composición. Esta es la mejor manera de detectar problemas presentes y futuros. Sin embargo, el agua muestreada debe ser representativa del agua de interés o el análisis conduciría a falsas conclusiones. Anális de laboratorio Utilizado para este Proyecto. Determinacion del Agua y Sedimentos en el Crudo de Bombeo por el método de Centrifugación. Materiales  Frasco de Polietileno de 250 ml.  JP1 (solvente).  Campana absobedoras de vapores.  Demulsificante de acción rápida.  Probetas para centrífuga (zanahorias de vidrio).e  Centrífuga. Toma de Muestra Abrir la válvula de toma muestras del bombeo, dejar drenar hasta que se observe un flujo homogéneo, aprox 15seg. Tomar una muestra representativa de fluido en el envase de polietileno adecuado (200ml), tapar bien y agitar para mantener homogénea la muestra.
50 Figura 20 Método de Centrifugación PONER 50 o 100 ML DE JP1 (DEPENDIENDO DEL VOL. DEL TUBO) EN UN TUBO DE CENTRÍFUGA HOMEGENIZAR LA MUESTRA Y LLENAR EL TUBO DE LA CENTRÍFUGA HASTA COMPLETARLA TAPONAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE POR UN MINUTO APROX. CENTRIFUGAR POR CINCO O MAS MINUTOS CON CALENTAMIENTO REGISTRAR ADICIONAR DEMULSIFICANTE Y REPETIR EL PASO ANTERIOR NO EMULSION SI EMULSION
51 Determinación de Aceite Resudual en Aguas de Reinyección Materiales Reactivos  Botella Winkler de vidrio de 300 ml.  Vaso de precipitación de 50 ml.  Solvente (Cloroformo-JP1)  Acido nítrico (concentrado)  Campana extractora de vapores.  Papel Filtro.  Pinza para botellas Winkler.  Embudo de separación 500 ml.  Celdas de vidrio HACH de 10 o 25 ml.  Espectrofotómetro HACH Toma de Muestra 1. Colocar 0.5 ml de ácido nítrico en la botella Winkler, para conservar la muestra. 2. De los sitios asignados como puntos de monitoreo abrir lentamente la válvula del toma muestras. Dejar drenar 2 minutos hasta que se observe un flujo homogéneo. 3. Tomar una muestra representativa sin dejar que se derrame la capa de aceite que se forma en la superficie. 4. Tapar la muestra y dejar que se enfríe.
52 COLOCAR 0.5 ML DE ACIDO NITRICO (c) EN LA BOTELLA WINKLER TOMAR UNA MUESTRA REPRESENTATIVA EN LA BOTELLA, DEJAR ENFRIAR COLOCAR SOLVENTE EN LA BOTELLA, TAPAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE COLOCAR EL CONTENIDO DE LA BOTELLA EN EL EMBUDO. VERTER LA MUESTRA EN EL EMBUDO DE SEPARACION. COLOCAR UN TAPON-FILTRO EN EL VASTAGO DE EMBUDO; ENCENDER EL ESPECTROFOTOMETRO, RECOGER LA FASE ORGANICA EN LA CELDA HACH (25 O 10 mlL). TAPAR EL EMBUDO Y AGITAR ENERGICAMENTE POR 1 MINUTO, ABRIR LA VÁLVULA DE VENTEO PERIODICAMENTE ENCERAR EL EQUIPO UTILIZANDO UN BLANCO (SOLVENTE PURO) COLOCAR LA MUESTRA EN EL ESPECTROFOTOMETRO, MEDIR; PARA OBTENER EL VALOR EN PPM APLICAR LA RESPECTIVA ECUACION
53 Determinación de Solidos Suspendidos Figura 21 Determinación de Sólidos Materiales Reactívos  Botella Winkler de vidrio de 300 ml.  Probeta 100 ml..  Solvente (Cloroformo-JP1)  Acido nítrico (concentrado)  Campana extractora de vapores.  Papel Filtro Milipore Tipo: 0.45 um, White gridded. 47 mm  Pinza para botellas Winkler.  Pinza de metal para membranas  Embudo de separación 500 ml.  Matraz Kitasato 1000 ml  Equipo para filtración al vacío  Bomba de vacío MOD. DOA-P704A-AA  Balanza Mettler Toledo AB104
54  Estufa Fisher Scientific MOD: MODELO 281A  Desecador Toma de Muestra 1. Colocar 0.5 ml de ácido nítrico en la botella Winkler, para conservar la muestra. 2. De los sitios asignados como puntos de monitoreo abrir lentamente la válvula del toma muestras. Dejar drenar 2 minutos hasta que se observe un flujo homogéneo. 3. Tomar una muestra representativa sin dejar que se derrame la capa de aceite que se forma en la superficie. 4. Tapar la muestra y dejar que se enfríe. Procedimiento 1. Pasar la muestra al embudo se separación. 2. Poner solvente en la botella Winkler en una relación de 10% del total de la muestra, tapar y agitar vigorosamente. Trasvasar este contenido al embudo de separación, observar que en las paredes de la botella no queden residuos de crudo. 3. Tapar el embudo y agitar enérgicamente por un minuto, abrir periódicamente la válvula de venteo del embudo para desfogue de vapores. Dejar en reposo aproximadamente 15 minutos, hasta que se observe la separación de las fases. 4. Si el solvente utilizado es cloroformo, la fase orgánica se localiza en la parte inferior del embudo. Si es JP1 se localiza en la parte superior, se toma la fase acuosa para el análisis de Sólidos Suspendidos Totales. 5. Recoger 200 ml de la fase acuosa. Anotar Volumen de muestra: V
55 6. Pesar una membrana de celulosa (milipore) de 45 um para colocarla en el equipo de filtración (filtración al vacio). Anotar Pi. 7. Una vez colocada la membrana, ajustar embudo metálico y asegurar 8. Colocar los 200 ml de muestra en el embudo y prender la bomba de vacío hasta 9. que se filtre toda la muestra. 10. Extraer la membrana del equipo de filtración y dejar secar en la estufa por 30 min. a 110 °C. 11. Llevar al desecador la membrana por 30 minutos. 12. Pesar membrana. Anotar Pf. CALCULOS Los ppm de sólidos suspendidos totales SST. Se calcula con la siguiente ecuación:   1000000* V PfPi SST   Ejemplo : SST= ( 70-30 ) * 100000/250000 SST= 80 ppm
56 COLOCAR 0.5 ML DE ACIDO NITRICO (c) EN LA BOTELLA WINKLER TOMAR UNA MUESTRA REPRESENTATIVA EN LA BOTELLA, DEJAR ENFRIAR COLOCAR SOLVENTE EN LA BOTELLA, TAPAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE COLOCAR EL CONTENIDO DE LA BOTELLA EN EL EMBUDO. VERTER LA MUESTRA EN EL EMBUDO DE SEPARACION. PESAR MEMBRANA MILIPORE Y LLEVAR AL EQUIPO DE FILTRACION AL VACIO TAPAR EL EMBUDO Y AGITAR ENERGICAMENTE POR 1 MINUTO, ABRIR LA VÁLVULA DE VENTEO PERIODICAMENTE RECOLECTAR 200 ml DE LA FASE ACUOSA Y FILTRAR AL VACIO SECAR MEMBRANA EN ESTUFA A 110°C 3º MIN LLEVAR A DESECADOR MEMBRANA 30 MIN Y PESAR. CALCULAR SST Y REPORTAR.
57 Determinacion de Hiérro em Aguas de Reinyección Figura 22 Determinación de Sólidos Materiales Reactivos  Botella Winkler de vidrio de 300 ml.  Acido nítrico (concentrado).  Campana extractora de vapores.  Papel Filtro.  Celdas de vidrio HACH de 10 o 25 ml.  Espectrofotómetro HACH DR 2010 o DR 2800  Reactivo Ferrover Iron.
58 Toma de Muesta 1. Colocar 0.5 ml de ácido nítrico en la botella Winkler, para conservar la muestra. 2. De los sitios asignados como puntos de monitoreo abrir lentamente la válvula del toma muestras. Dejar drenar 2 minutos hasta que se observe un flujo homogéneo. 3. Tomar una muestra representativa sin dejar que se derrame la capa de aceite que se forma en la superficie. 4. Tapar la muestra y dejar que se enfríe. Procedimiento 1. Tomar la fase acuosa separada como resultado del procedimiento de aceite en agua y filtrarla usando un papel filtro. 2. Encender el espectrofotómetro, introducir el número de programa 265, mover la perilla del equipo hasta alcanzar una longitud de onda de 510 nm. 3. Colocar agua destilada en la celda HACH y realizar la lectura del blanco. 4. Presionar SHIFT TIMER 5. Medir pH de la muestra, por la adición del ácido estará entre 2 o menos. Ajustar pH entre 3 y 4 con Sólución de Hidróxido de Sodio 5 N. No exceder pH de 5 pues el hierro puede precipitar. 6. Colocar la muestra de agua en la celda HACH y agregar el reactivo ferrover iron, disolverlo bien dando suaves giros a la celda, una coloración naranja aparecerá si el hierro está presente, espere tres minutos para que se produzca la reacción. 7. Realizar la lectura concentración de hierro, en el caso de que el equipo no lea la concentración, proceda a efectuar una dilución caso contrario registre directamente el valor observado en el equipo.
59 8. En el caso de haberse efectuado una dilución, realice el siguiente cálculo: dilucionparatomadaalícuota aforodevolumen FD FDequipoelenobservadovalorCFe    * 2 CFe= concentración de hierro en mg/L FD = factor de dilución Alícuota: cantidad de muestra tomada con una jeringa o una pipeta. Reportar en mg/l de hierro con la siguiente apreciación: 0.01 mg/l Lavar adecuadamente todo el material utilizado.
60 COLOCAR 0.5 ML DE ACIDO NITRICO (c) EN LA BOTELLA WINKLER TOMAR UNA MUESTRA REPRESENTATIVA EN LA BOTELLA, DEJAR ENFRIAR COLOCAR SOLVENTE EN LA BOTELLA, TAPAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE COLOCAR EL CONTENIDO DE LA BOTELLA EN EL EMBUDO. VERTER LA MUESTRA EN EL EMBUDO DE SEPARACION. COLOCAR UN TAPON-FILTRO EN EL VASTAGO DE EMBUDO; ENCENDER EL ESPECTROFOTOMETRO, RECOGER LA FASE ACUOSA EN LA CELDA HACH (25 O 10 mlL). TAPAR EL EMBUDO Y AGITAR ENERGICAMENTE POR 1 MINUTO, ABRIR LA VÁLVULA DE VENTEO PERIODICAMENTE FILTRAR LA FASE ACUOSA ENCENDER ESPECTROFOTOMETRO HACH Y SELECCIONAR PROGRAMA 265 Y LONGITUID DE ONDA 510 nm
61 PERMEABILIDADES DE LAS ZONAS DE REINYECCION Zona de Reinyección Permeabildad [milidarcies] Hollín 500-1.500 T 1.000-3.000 U 1.500-5.000 M-1 2.000-8.000 REALIZAR LECTURA DE BLANCO CON AGUA DESTILADA PRESIONAR SHIFT TIMER REALIZAR LECTURA DE CONCENTRACION DE HIERRO EN ppm EFECTUAR UNA DILUCUION SI ES NECESARIO. AGREGAR A LA MUESTRA REACTIVO IRON FERROVER Y ESPERAR 3 MINUTOS DE LA REACCION.
62 Datos de Análisis del Campo El análisis del agua de formación se lo hace todos los días de todos los pozos inyectores, y determinar los diferentes parámetros para su tratamiento y llevar un control diario ANALISIS FISICO QUIMICO AGUA DE INYECCION SPF DATE: FEBRERO 2010 PARAMETRO INY. SPF pH 7 TEMP. oC 25 CONDUCTIVITY mS/cm 31200 SALINITY ClNa- (mg/l) 18909 TOTAL ALKAL. (CaCO3 mg/l) 810 TOTAL HARDNESS (CaCO3 mg/l) 970 CALCIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 730 MAGNESIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 240 SO4-- (mg/l) 375 HCO3- (mg/l) 988,2 Ca++ (mg/l) 225 Mg++ (mg/l) 57,6 Cl-(mg/l) 11345,4 Na+ (mg/) 7563,6 Fe++ (mg/l) 3,65 STD (mg/l) 20904
63 ANALISIS FISICO QUIMICO AGUA DE INYECCION LINEA SPF-AMO MUESTRA TOMADA EN EL POZO INYECTOR AMO A6 FECHA: OCTUBRE 2010 PARAMETRO INY. SPF pH 8 TEMP. oC 27,5 CONDUCTIVITY mS/cm 34120 SALINITY ClNa- (mg/l) 20300 TOTAL ALKAL. (CaCO3 mg/l) 870 TOTAL HARDNESS (CaCO3 mg/l) 1180 CALCIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 970 MAGNESIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 210 Un Stra dSO4-- (mg/l) 275 HCO3- (mg/l) 1061,4 Ca++ (mg/l) 388 Mg++ (mg/l) 50,4 Cl-(mg/l) 12180 Na+ (mg/) 8120 Fe++ (mg/l) 0,5 STD (mg/l) 22860,4 En este hemos tomado una muestra de un pozo del campo Amo para cual debe cumplir con los parámetros principales según la norma del cuadro adjunto. PARAMETRO NORMA Temperatura (ºC) < 40 Ph 5 - 9 DBO5 (mg/l) Remoción > 80% Sólidos Suspendidos (mg/l) Remoción > 80% Aceites y Grasas (mg/l) Remoción > 80% Fenoles (mg/l) < 0.2 Bario (mg/l) < 5
64 CAPITULO VIII MINIMIZACION DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES El agua producida en los campos de producción de petróleo crudo que contiene cantidades variables de sales disueltas y de gases disueltos, pueden ser algunos sólidos en suspensión que podrán contener trazas de metales pesados y, posiblemente, niveles excesivos de radiación de estroncio y radio. Generalmente, el agua producida contiene niveles inaceptables de gotitas de petróleo suspendidas y emulsificadas dentro de las mismas. Las salmueras de yacimientos petrolíferos no son aptas para el consumo humano ni para el uso de los animales. El agua producida puede aparecer relativamente clara y a menudo es difícil distinguirla de otras aguas. Uno de los problemas potenciales mayores del agua salada es la contaminación de las fuentes de agua potable, lo que no se produce al reinyectarla en el subsuelo. La mayoría de las aguas potables mundiales se hallan bajo tierra pero a pocos metros de la superficie, o en ríos y arroyos. La mayoría de estas capas freáticas de agua dulce son alimentadas por filtración desde la superficie; y son muy suceptibles a la contaminación por otros fluidos. El agua producida en un campo petrolero es un contaminante ideal. Para las compañías es tentadora la idea de descargar el fluido en las cercanías sin hacer ningún control por la baja producción de agua salada en el inicio de los proyectos, pero esto es totalmente inaceptable ya que es extremadamente improbable que los volúmenes disminuyan. De hecho es bastante normal que la razón agua-petróleo aumente muy rápidamente inicialmente a medida que la saturación de agua en la vecindad del pozo continua aumentando. En el campo Amo hay incremento de agua debido al aumento de bs&w y nuevos pozos.
65 La razón por la cual se reinyecta el agua de formación en el bloque es la preservación de la naturaleza, en especial de los recursos hídricos, a través de la minimización de los impactos ambientales que se producirían si el agua producida es vertida en superficie. El agua de formación producida contamina al medio ambiente principalmente por:  Las sales y sólidos en suspensión que contiene.  La concentración salina de la misma. 2300 mg/l  La temperatura a la que se encuentra. 27.5 °C A continuación se detallan los impactos ambientales que se minimizan al reinyectar el agua de formación en las distintas formaciones subsuperficiales en el bloque. Sales y Solidos en Suspención ( 25 ppm) El agua producida contiene una variedad amplia de sales disueltas (como cationes y aniones), sólidos suspendidos y gases. Algunos de los cuales son simplemente no tóxicas mientras otros son tóxicos y pueden concentrarse en la cadena alimenticia. Los efectos de varios de los compuestos de las aguas de formación que se previenen a través de la reinyección de la misma se notan a continuación: Sodio y Cloruros ( 10.000 ppm) El sodio en particular es perjudicial para la calidad del agua, en forma de cloruro de sodio especialmente donde se usa el agua para la irrigación ya que conduce a una acumulación severa de sal y daño a medida que se evapora el agua. El sodio en combinación con sulfatos también causa problemas de salud como la diarrea.
66 Solidos en Suspención ( 24 ppm) Esta es una medida que excede el tamaño coloidal. Estos sólidos interfieren con la autopurificación, conducen a los depósitos de lodos y dañan las pesquerías. Metales Pesados El metal pesado primario en el agua producida es el bario, pero pueden presentarse vestigios de mercurio, arsénico y selenio. Estos elementos son extremadamente tóxicos para los seres humanos en cantidades diminutas, y son concentrados por varios organismos como los crustáceos en particular. Sulfuros ( 12.74 ppm ) Los sulfuros matan a los peces, producen sabores y olores y son perjudiciales para el uso en proceso industriales. Aceites y Grasas ( 20 ppm) Los aceites y grasas son tóxicos para los peces, reducen la aereación, producen sabor y son estéticamente inaceptables. Radioactividad Tanto el Radio 226 como el Estroncio 90 son radioactivos y a menudo se presentan en el agua producida. Ambos son concentrados por los mismos organismos que concentran a los otros metales pesados.
67 Concentración de Salina La mayoría de las aguas producidas contienen concentraciones salinas muy altas. A estos niveles el agua producida es tóxica para casi todas las formas de vida, a menos que el agua producida sea destinada a volver a la formación productiva. Debe notarse que aún cuando se usa la descarga al mar, habrá una zona en la vecindad inmediata al punto de descarga donde las concentraciones serán excesivas, y donde se notará una reducción marcada en los organismos marinos. El área de la zona afectada será una función del volumen de descarga, la concentración de sales y de la forma de dispersión. Temperatura 200 °f aproximadamente Las temperaturas de los yacimientos son una función de la profundidad. Las temperaturas de las aguas producidas reflejan la temperatura del yacimiento, la tasa de flujo, la geometría del agujero del pozo, la temperatura ambiente y el método de procesamiento en la superficie. En el punto de eliminación las aguas producidas están aún a temperaturas elevadas. Las descargas dentro de las aguas superficiales elevará su temperatura y este cambio disminuirá los niveles de oxígeno disuelto causando mortandad de peces, interferirá con la procreación y propagación de los peces, aumentará las tasas de crecimiento de las bacterias, de organismos benéficos y perjudiciales, acelerará las reacciones químicas y conducirá a la eutrofización. Si bien la eutrofización es un lento proceso natural dado por el aporte desde la cuenca de nutrientes a los sistemas acuáticos, el uso de fertilizantes, detergentes y el vertido directo de materia orgánica, han acelerado increíblemente el proceso. Este fenómeno se ha denominado "eutrofización antrópica" o de origen humano.
68 Ejemplo: antes de la eutrofización después de la eutrofización Experimento de fertilización (eutrofización artificial) de un lago. Las fotos muestran el aspecto anterior y posterior al agregado del nutriente limitante (fósforo).
69 CAPITULO IX DESCRIPCION DEL PROCESO DE REINYECCION DE AGUA DE FORMACION Recepción de fluido de los wellpads a la estación de tratamiento El fluido proveniente de los Well Pads: crudo, agua y gas, ingresa a la estación de tratamiento en SPF a través de los recibidores y posteriormente, mediante un manifold se direcciona el fluido hacia los trenes A / B / C y al FWKO de separación en SPF. La condición de los equipos se encuentra asegurada a través del sistema de Mantenimiento: RBM (Reliabilty Based Maintenace).
70 Sistema de tratamiento de crudo Cada tren de tratamiento consta de: separador de agua libre, intercambiador de calor, separador de producción y deshidratador electrostático. Separador de agua libre Este es un separador trifásico el cual separa por diferencia de densidades el crudo, agua que se encuentra en estado libre y el gas, manteniendo parámetros adecuados de niveles a través del controlador de nivel LIC, así como la presión con un controlador PIC. El gas liberado en este equipo es utilizado como combustible para los generadores de energía eléctrica (Generadores Waukesha) SPF, en SPF además de estos generadores se dispone de la turbina que es dual de tal manera que la mayoría de gas es utilizado por esta turbina para la generación eléctrica, y el gas remanente es quemado en la tea. El crudo pasa al siguiente equipo de tratamiento realizando un control del porcentaje de agua contenida en el aceite BS&W. El agua separada del crudo es conducida hacia un sistema de tratamiento Intercambiador de calor El crudo que sale del separador de agua libre pasa por el intercambiador de calor, con la finalidad de incrementar la temperatura manteniendo el control a través del TIC y facilitar la deshidratación. Separador de Producción Al igual que el separador de agua libre, es un separador trifásico el cual separa crudo, agua y gas, pero con ayuda de temperatura adquirida en el intercambiador de calor, es decir, habrá separación termoquímica. El control de niveles se realiza con un LIC, y el control de presión con un PIC. El gas liberado en este equipo es utilizado como combustible para los generadores de energía eléctrica (Generadores Waukesha y turbina en el SPF), y el gas remanente es quemado en la tea. El crudo pasa al siguiente equipo de tratamiento realizando un control del porcentaje de agua contenida en el aceite BS&W. El agua separada del crudo es conducida hacia un sistema de tratamiento.
71 Deshidratador electrostático El separador electrostático separa crudo y agua mediante el funcionamiento de un sistema de transformadores que elevan a un alto potencial, el cual se rectifica obteniendo corriente continua que alimenta a dos parrillas de polaridad opuesta; y debido a la bipolaridad de las moléculas de agua, estas son atraídas a los polos opuestos ocasionando un choque entre si, lo que permite formar moléculas de mayor peso y facilitar la precipitación, formando un nivel que es controlado por un LIC. El crudo que sale de éste separador debe ser con un BS&W igual o menor a 0.5 %. y es conducido a los tanques de almacenamiento y posteriormente bombeado hacia Shushufindi. (Estación de mezcla), realizando la contabilidad e inventarios de tanques para el cálculo de producción y ser reportado. El agua separada del crudo es conducida hacia un sistema de tratamiento Tratamiento de agua de formación El agua que sale de los equipos de deshidratación de crudo, es conducida hacia un sistema de tratamiento (scrubber de agua), el cual tiene la finalidad de extraer la mayor cantidad de aceite contenida en el agua. Este sistema consta de separadores que forman niveles de agua y la pequeña cantidad de crudo, los cuales son controlados por un LIC, así como la presión con un controlador PIC y conducida a los tanques de almacenamiento para posteriormente ser inyectada. El agua producida y la inyectada en cada pozo es contabilizada y reportada En condiciones normales y anormales, los desechos sólidos generados serán gestionados según el procedimiento Manejo de desechos sólidos. Los residuos líquidos generados en condiciones normales y anormales provenientes de los pozos de inyección, serán colectados en el cellar y luego evacuados mediante el camión succionador para finalmente ser reinyectados al proceso.
72 V-1101 FREE WATER KNOCK OUT SEPARADOR DE AGUA LIBRE FW.KO RECIBIDOR SCRUBBER DE AGUA INT. CALOR GENERACIÓN TEA OBJETIVO: Separar la mayor cantidad de agua de formación y gas. El valor del BSW del crudo saliente esta alrededor de un 20% INTERCAMBIADOR DE CALOR E-1104 INTERCAMBIADOR DE CALOR OBJETIVO: Elevar la temperatura del crudo con el fin de reducir su viscosidad y mejorar la separación de la emulsion tanto para el separador de producción como para la Deshidratadora. El fluido utilizado es aceite térmico el que ingresa con una temperatura de 260 a 265 F y a una presión de 35 -38 PSI y sale con una temperatura de 200 - 205 F y a una presión de 30 a 35 PSI. FW. KO SEPARADORACEITE TÉRMICO Sis. CALENTAMIENTO
73 V-1105 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN SEPARADOR DE PRODUCCIÓN INT. CALOR SCRUBBER DE AGUA DESHIDRATADOR GENERACIÓN TEA OBJETIVO: Separar mas cantidad de agua de formación y gas. El valor del BSW del crudo saliente esta alrededor de un 10% DESHIDRATADOR ELECTROESTÁTICO OBJETIVO: Extraer la mayor cantidad de agua de formación del crudo. Es la última etapa en la que se puede extraer agua del crudo. El valor del BSW a la salida dede ser menor al 1%. MÉTODO: A través de Transformadores, generan energía electroestática, la cual agrupa las moléculas de agua haciendolas mas grandes, con el objetivo de que estas caigan por su densidad. V-1106 DESHIDRATADOR ELECTROESTÁTICO SEPARADOR BOTAS 1107 SCRUBBER DE AGUA
74 BOTAS DE DESGASIFICACIÓN OBJETIVO: Extraer el gas que se encuentra disuelto en el crudo que proviene de la deshidratadora. METODO: A través de placas colocadas alternadamente dentro de la bota, se produce una liberación de gas, la misma que es producida por un proceso de expansión brusca. DESHIDRATADOR E 1063 / E 2063 TANQUES V-1107 T-1108 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO LANZADOR BOTAS 1107 ACEITE TÉRMICO Sis. CALENTAMIENTO MOV MOV BUSTER TRANSFERENCIA PV 1150 PSI
75 SCRUBBER DE AGUA OBJETIVO: Extraer la mayor cantidad de aceite contenida en el agua. METODO: La utilización de dos separadores, que forman niveles de agua, los que permiten extraer por la parte superior del vessel el aceite residual. V-1111 SCRUBBER DE AGUA SEPARADOR DESHIDRATADOR FW. KO CLOSE DRAIN TANQUES RECOVERY GAS TEA SCRUBBER DE AGUA V-1111 SCRUBBER DE AGUA SEPARADOR DESHIDRATADOR FW. KO CLOSE DRAIN TANQUES LOCALIZACIÓN DE ELEMENTOS DE CONTROL RECOVERY GAS TEA 144’’ 100% 132’’ 0% 130’’ 100% 118’’ 0% LV AGUA LT AGUA PV GAS LV CRUDO LT CRUDO
76 SCRUBBER DE AGUA V-1111 SCRUBBER DE AGUA PARTES IMPORTANTES UBICADAS EN EL INTERIOR DEL VESSEL Nata deCrudo Gas Separador T-1118 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA LANZADOR SCRUBBER BUSTER PRESIÓN INTERMEDIA PV 120 PSI PV 1190 PSI
77 TRATAMIENTO AL AGUA DE REINYECCION En el proceso de reinyección del agua de formación, mediante un sistema de desecho del agua producida se están usando antiescalas para prevenir la formación de escalas. Los antiescalas usados son los fosfonatos como el ácido fosfórico, éstos se inyectan antes y después del tanque de almacenamiento. Los antiescalas se inyectan en forma continua y previenen la formación de escalas en los equipos superficiales, subsuperficiales y en la formación. Para el control de la corrosión se usan inhibidores de corrosión conocidos como aminas cuaternarias. Estos inhibidores se inyectan en forma continua después del tanque de almacenamiento del agua. Para el control de las bacterias que se presentan en el sistema de desecho de agua producida se usan baches de biocidas. Estos se aplican a las líneas por 3 o 4 horas al día. Las bacterias que más afectan son las sulfato reductoras. Para remover los depósitos que pueden ser escalas, arenas, se usan los raspadores o cerdos. Estos facilitan a su vez la acción de los biocidas que tienen que entrar en contacto con las bacterias que en ocasiones se encuentran bajo los depósitos. Estos se corren en las líneas superficiales. Se usan clarificadores antes de los tanques de almacenamiento para remover el aceite residual del agua de formación para desecho a fin de evitar problemas posteriores.
78 SISTEMA COMPLETO DE REINYECCION DE AGUA En la figura se presenta un esquema del sistema completo de reinyección de agua de formación en el bloque. Figura 23 Sistema de Reinyeccion de Agua
79 CAPITULO X Costo de Trabajo Workover Una vez que en el capítulo anterior se ha evaluado la propuesta técnica para inyectar agua de formación, es necesario analizar si desde el punto de vista económico resulta rentable la implementación de este proyecto, cabe mencionar que en cuanto a facilidades y equipos se utilizaran los ya existentes en el campo lo que representa un ahorro para la empresa a continuación detallamos el costo de conversión de un pozo productor a inyector Costo de un pozo Producto es de : Costo Aproximado de un Workover o Recompletacion es COSTO DIA 1 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 1 Report Date: 4/21/2010 Start: 4/20/2010 Printed: 4/21/2010 5:58:07 AM INT 0726 ALQUILER DE EQUIPOS 197,92 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO RIG – DIA DE TRABAJO 4229,88 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 12,36 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 1,52 INT 0768 TRABAJO Y SUPERVISION DE EMPRESA 562,88 INT 0774 OTROS SERVICIOS Y ANALYSIS 34,54 TOTAL 5039,1
80 DIA 2 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 2 Report Date: 4/22/2010 Start:: 4/20/2010 INT 0726 ALQUILER DE EQUIPOS 250,000 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO 5343,00 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 15,81 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 1,92 INT 0768 TRABAJO Y SUPERVISION DE EMPRESA 711,00 INT 0774 OTROS SERVICIOS Y ANALYSIS 43,67 TOTAL 6365,40 DIA 3 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 3 Report Date: 4/23/2010 Start: 4/20/2010 INT 0726 ALQUILER DE EQUIPO 250,000 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO 5343,00 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 15,81 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 1,92 INT 0768 LABOR & SUPERVISION DE LA EMPRESA 711 INT 0774 OTROS SERVICIOS SERVICES & ANALYSIS 43,67 TOTAL 6365,40
81 DIA 4 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 4 Report Date: 4/25/2010 Start: 4/20/2010 INT 0726 ALQUILER DE EQUIPO / 250,000 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO 5343,00 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 15,81 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 1,92 INT 0768 LABOR & SUPERVISION – DE EMPRESA 711 INT 0774 OTROS SERVISIOS & ANALYSIS 43,67 TOTAL 6365,40 DIA 5 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 5Report Date: 4/25/2010 Start: 4/20/2010 INT 0726 ALQUILER DE EQUIPO A GRUAS ATLAS 250,000 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO SINOPEC CORP. 5343,00 INT 0736 PRODUCCION DE FIJO PERFORACION SCHLUMBERGER 81871,24 INT 0738 TRABAJO ELECTRICO Y LOGISTICO SCHLUMBERGER 11668,27 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE)SERAMIN 15,81 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE)SERAMIN 1,92 INT 0768 LABOR & SUPERVISION – DE EMPRESA BARDELCAS 711 INT 0774 OTROS SERVICIOS & ANALYSIS GRUAS ATLAS 43,67 TOTAL 99904,91
82 DIA 6 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 6 Report Date: 4/26/2010 Start: 4/20/2010 INT 0726 ALQUILER DEL EQUIPO 250,000 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO 5343,00 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 15,81 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 1,92 INT 0768 LABOR & SUPERVISION – DE EMPRESA 711 INT 0774 OTROAS SERVICIOS Y ANALYSIS 43,67 TOTAL 6365,40 DIA 7 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 6 Report Date: 4/27/2010 Start: 4/20/2010 INT 0726 ALQUILER DE EQUIPO GRUAS ATLAS / 20.83 20,83 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO SINOPEC CORP. / 443.25 443,25 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE)SERAMIN / 1.32 1,32 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE)SERAMIN / 0.16 0,16 INT 0768 LABOR & SUPERVISION – EMPRESA BARDELCAS / 29.25 29,25 INT 0774 OTROS SERVICIOS & ANALYSIS GRUAS ATLAS / 3.64 3,64 INT 0784CONECTAR Y RETIRAR TIW / 29,115.52 29115,52 TOTAL 29613,97 CUMULATIVE TOTAL 160,019.58 160,019.58
83 Conclusiones y Recomendaciones Concluciones 1. Las zonas de las distintas formaciones en donde se reinyecta el agua de formación producida presenta excelentes propiedades petrofísicas como grandes espesores con buenas porosidades, altas permeabilidades y bajos volúmenes de arcillas. Las mejores zonas de reinyección son las que se encuentran en la arenisca M-1 Principal de la formación Napo. 2. En el bloque solo se reinyecta el agua de formación producida ( 990 mil bls ) para desecharla en las formaciones subsuperficiales minimizando de esta manera el impacto ambiental y no para incrementar la recuperación de petróleo y/o mantener la presión del reservorio. 3. Del análisis del agua de reinyección en el bloque se concluye que esta agua es de buena calidad para la reinyección. Sin embargo, se aplican químicos como demulsificante antiescala biocida Inhibridor de corroción que disminuyen el taponamiento y deposición de sólidos en líneas y tanques; se excluye al oxígeno y se usan anticorrosivos para prevenir la corrosión en superficie y equipo subsuperficial. 4. Las aguas de reinyección es buena por lo que el sistema de reinyección en el bloque no presenta problemas de formación de escala en la pared del pozo o taponamiento del mismo por filtración de sólidos suspendidos y/o precipitación de sólidos en la formación.
84 5. Es necesario el uso de baches de biocida para eliminar las bacterias sulfato-reductoras en el sistema de reinyección para reducir la posibilidad de incrementar la corrosividad del agua y taponar el sistema que estas bacterias ocasionan. 6. La reinyección de agua de formación en el bloque se ve favorecida por las altas presiones usadas para reinyección lo que permite tener altos caudales de reinyección debido a las presiones con las que se reinyecta el agua de alrededor de 2.600psi. 7. Es necesario un desnatador para cumplir con una doble función en la planta de tratamiento de crudo. La primera es constituir una última etapa de separación de crudo y la segunda es reducir la concentración del petróleo en el agua de formación para evitar problemas operacionales del sistema de reinyección. 8. Económicamente la recompletación de un pozo productor en reinyector de agua de formación es mucho menos costosa que la perforación de un pozo para reinyectar el agua de formación producida. 9. Los impactos ambientales que produce el agua producida al ser desechada al medioambiente se deben principalmente a las sales y sólidos suspendidos que contiene, a su concentración salina y temperatura y el costo de la reinyección viene a constituir un minimo valor al lado de la protección y preservación del medio ambiente cuyo valor es invaluable.
85 10. Los impactos ambientales que se minimizan a través de la reinyección de toda el agua de formación en las formaciones subsuperficiales del bloque son:  La contaminación de las fuentes de agua potable como capas freáticas de agua dulce, ríos y arroyos especialmente por la alta salinidad del agua producida.  La disminución de la calidad del agua usada para la irrigación por acumulación de sal.  Los problemas de salud como la diarrea por la combinación del sodio con los sulfatos.  La disminución de la capacidad de autopurificación del agua, la formación de depósitos de lodos, el daño a las comunidades por la presencia de sólidos en suspensión.  La concentración de metales pesados como el bario, extremadamente tóxicos para los seres humanos, en organismos como los crustáceos.  La muerte de las especies y la producción de olores y sabores del agua por la presencia de sulfuros.  La muerte de las especies y la reducción en la aereación del agua por los aceites y grasas que son altamente tóxicos.  La acumulación de metales pesados radioactivos como el radio y estroncio por organismos como los crustáceos que son significativos para los seres humanos.  El aumento de la toxicidad para casi todas las formas de vida del agua por la excesiva salinidad del agua producida.  La disminución de los niveles de oxígeno disuelto que causa la mortandad en las especies, el aumento de las tasas de crecimiento de las bacterias y organismos perjudiciales que junto a la aceleración de las reacciones químicas conducirán a la eutrofización por el aumento de la temperatura.
86 Recomendaciones 1. En el caso de disponer de pozos cerrados horizontales, verticales y direccionales, se recomienda escoger como candidatos para ser recompletados como reinyectores. De la misma forma, se recomienda en el caso de perforar un pozo para reinyección hacerlo en forma direccional o vertical debido a las bajas tasas de reinyección presentadas por el pozos horizontales en el Bloque 2. En el sistema de reinyección en el bloque se recomienda inyectar un clarificador más potente antes del desnatador con el fin de reducir la concentración de petróleo en el agua de formación para evitar problemas operacionales en el futuro. 3. Se recomienda que antes de la aplicación de un bache de biocida siempre se corra por la línea un raspador con el objetivo de que entren en contacto las bacterias con el biocida aplicado ya que si no se lo hace el biocida es estéril. 4. Se recomienda en el caso de tener pozos productores cerrados en el bloque aptos para ser recompletados como reinyectores, recompletarlos en lugar de perforar nuevos pozos reinyectores debido a su menor costo y similares resultados que se han obtenido en el bloque. 5. Se recomienda en el caso de decidir perforar un pozo para reinyectar el agua de formación en el bloque tomar en cuenta las siguientes consideraciones:
87  Que el pozo a perforarse se encuentre en un área cercana a donde estén ubicadas las facilidades de producción para disminuir los costos de líneas y equipo superficial usados en el sistema de reinyección.  Que el pozo a perforarse se encuentre en un área que esté fuera de las estructuras de los campos productores por ser el sistema de reinyección usado para desechar el agua de formación producida y no para mejorar la recuperación de petróleo y/o mantener la presión del reservorio.  Que el pozo a perforarse se encuentre en un área en donde las formaciones subsuperficiales tengan un buen desarrollo (espesores grandes, porosidades buenas, permeabilidades altas, volúmenes de arcilla bajos) para poder reinyectar altos caudales de agua de formación 6. En el caso de decidir recompletar un pozo productor como reinyector de agua de formación producida, se recomienda tomar en cuenta las siguientes consideraciones para la selección del pozo más apto de entre los posibles candidatos:  Que sea un pozo que esté cerrado por su baja rentabilidad económica debido especialmente a la poca producción de petróleo y a la imposibilidad de incrementarla.  Que sea un pozo en el cual no se pueda poner a producir ninguna otra arenisca reservorio del bloque.  Que sea un pozo que presente excelentes propiedades petrofísicas en una o varias zonas de las formaciones como son grandes espesores con buenas porosidades y permeabilidades y bajos volúmenes de arcillas para tener una mayor certeza de que el pozo reinyectará grandes volúmenes de agua de formación.
88  Que sea un pozo cuya posible zona de reinyección se encuentre en una formación no productora del campo en el cual se encuentra ubicado.  En el caso de que su zona de reinyección se encuentre ubicada en la arenisca productora del campo, el pozo debe estar lo más flanqueado posible para evitar problemas con la Dirección Nacional de Hidrocarburos. 7. Se recomienda implantar en futuros proyectos los sistemas reinyectores de agua de formación al ser estos atractivos económicamente para las empresas por su bajo costo en comparación al gasto que se haría al remediar el medio ambiente por el desecho del agua de formación al medio ambiente y a la vez por ser una forma efectiva de proteger al medioambiente en especial a los recursos hídricos a través de la minimización de los distintos impactos ambientales que su descarga en superficie ocasionarían.
89 Glosario Acidificación (acidize).- Es la práctica de tratar una formación con ácido para mejorar la permeabilidad de la zona petrolífera. La técnica es también conocida como estimulación o tratamiento ácido y es muy efectiva en rocas de carbonatos. El ácido clorhídrico u otro ácido es inyectado bajo presión a la formación. El ácido agranda el espacio poroso a través del cual fluyen los fluidos del reservorio. El ácido también remueve el daño a la formación al disolver el material obturante de la roca alrededor del pozo. El ácido es mantenido bajo presión por un período de tiempo y entoces retirado del pozo, después del cual el pozo es suabeado y puesto en producción. Se combina con el ácido algunos inhibidores químicos para prevenir la corrosión de la tubería. Acido, lavado (acid wash).- Es un tratamiento ácido en el cual una mezcla de ácido es circulada a través del pozo para limpiarlo. Acuífero.- Roca permeable saturada con agua a presión. En su estado natural un acuífero puede ser la zona de agua de un reservorio de petróleo o gas, proporcionando el empuje para hacer llegar el petróleo al pozo. Agua Intersticial.- Conocida también como agua connata. Es el agua retenida en el espacio poral o instersticios de una formación desde que fue creada. Angulo de buzamiento o inclinación (angle of dip).- El ángulo al cual una formación buza o se inclina hacia abajo a partir de una horizontal. API.- American Petroleum Institute, formada en 1917 para organizar la industria a fin de ordenar la demanda de petróleo durante la primera guerra mundial. Es una organización sin fines de lucro, que sirve para coordinar y promover el interés de la industria petrolera en su relación con gobiernos y otros. Barril (Barrel).- Una medida del volumen para productos hidrocarburos. Un barril es equivalente a 42 galones US o 0.15899 metros cúbicos (9,702 pulgadas cúbicas). Un metro cúbico es igual a 6.2897 barriles. Bombeo Artificial.- Técnicas aplicadas a los pozos para que continuen produciendo económicamente cuando ya no tienen energía suficiente para hacerlo por surgencia natural. BOP.- ( Blowout Preventer ) Sistema de Emergencia del pozo en la torre de workover BSW.- Se denomina así a las impurezas (sólidos y agua) que se asientan en el fondo de los tanques que contienen al petróleo. Bubble point.- Ver Punto de Burbuja.
90 Bypass.- 1.-Una conección de tubería alrededor de una válvula u otro mecanismo de control que esta instalado, para permitir el paso de fluidos a través de una línea mientras se efectúan ajustes o reparaciones en las instalaciones. 2.-La entrega de gas a un cliente (customer) por medio de una tubería diferente al suministro tradicional a clientes. Por ejemplo, entrega de gas a un usuario final directamente del gasoducto principal de transmisión sin mover el gas a través de la compañía de distribución local tradicional (suministrador, supplier). Carbonato de Calcio.- Es una combinación química de calcio, carbono y oxígeno, CaCO3. Es el principal constituyente de la caliza (limestone). Este forma encostramientos en las facilidades que manipulan agua y es una causa de la dureza del agua. Caloría.- Es la cantidad de energía calorífica necesaria para elevar la temperatura de 1 gramo de agua en 1° Celsius. Es el equivalente métrico del Btu (British thermal unit). Campo o Yacimiento.- Area que consiste de un solo reservorio o múltiples reservorios, todos agrupados alrededor de o vinculados a la misma característica geológica estructural individual y/o condición estratigráfica. Puede haber dos o más reservorios en un campo que están separados verticalmente por estratos herméticos intermedios, o lateralmente por barreras geológicas locales o por ambos. Cementación.- Técnica por la cual se prepara, bombea y ubica una mezcla de cemento dentro del pozo con fines de fijar una tubería, aislar, reparar o abandonar. Cellar.- lammamos cellar al hueco donde se va a perforar o se encuentran los pozos Completación.- Es la preparación de un pozo para ponerlo en producción económicamente. Después que un pozo es entubado y cementado, cada horizonte productivo es puesto en contacto permanente con el pozo, permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia superficie a través de la tubería de producción y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. El contacto con cada horizonte puede ser alcanzado directamente (a hueco abierto) o por punzonamiento (baleo) a través de la tubería de revestimiento. Condensado.- Hidrocarburos que son gaseosos en el reservorio pero que se separan en forma de líquido a partir del gas natural. Estos consisten de proporción variada de butanos, propanos, pentanos y fracciones pesadas, con muy poco o nada de metano o etano. Cuenca Sedimentaria.- Nombre dado a un gran depósito creado hace muchos millones de años en la cual se han acumulado sedimentos que pueden consistir de fragmentos de roca de varias dimensiones, remanentes o productos de animales o plantas, productos de acción química o por evaporación o mezcla de estos. Los sedimentos tiene espesores que alcanzan entre 2,000 a 30,000 metros. En el Perú se han identificado 18 cuencas sedimentarias.
91 Deplección.- Reducción del contenido de un pozo, reservorio o campo. Cuando los hidrocarburos se han agotado, se dice que la deplección es física; cuando los costos de extracción superan el valor de lo producido, la deplección es económica. La deplección natural resulta si el mecanismo de empuje natural no es reforzado o complementado por ejemplo con recuperación secundaria. Otra Definición.- Condición de menor presión a la que llega un reservorio debido a su producción. Desarrollo.- Es la perforación, profundización, reacondicionamiento y completación de pozos, así como el diseño, construcción e instalación de equipos, tuberías, tanques de almacenamiento y otros medios e instalaciones y la ejecución de cualquier otra actividad apropiada para la producción de hidrocarburos, después del descubrimiento comercial de un yacimiento. DPP.- Diámetro por Pie Desarrollo Sostenible.- Es el desarrollo de nuestras economías sin destruir la naturaleza y el bienestar de las generaciones futuras. Escala.- La solubilidad es definida como la cantidad limitada de un soluto que puede ser disuelta por un solvente bajo unas condiciones físicas dadas Exploración.- Planeamiento, ejecución y evaluación de todo tipo de estudios geológicos, geofísicos, geoquímicos y otros, así como la perforación de pozos exploratorios y actividades conexas necesarias para el descubrimiento de hidrocarburos, incluyendo la perforación de pozos confirmatorios para la evaluación de los reservorios descubiertos. Formación.- Se refiere a estratos rocosos homogéneos de cualquier tipo, usados particularmente para describir zonas de roca penetrada durante la perforación. FW.KO.- Separador de Agua Libre Gas Natural.- Una mezcla de hidrocarburos gaseosos que se encuentra en muchos tipos de roca sedimentaria y estrechamente relacionadas a petróleo crudo, diferenciándose de esta en el rango de hidrocarburos y sus constituyentes. El gas natural es principalmente parafínico, consiste principalmente de metano, con proporciones significativas de etano, propano, butano y algo de pentano, y usualmente nitrógeno y dióxido de carbono. Otra Definición.- Es el gas natural asociado y no asociado, en su estado natural. Puede ser húmedo si tiene condensado, o ser seco si no tiene condensado. Gas seco.- 1.-Gas, cuyo contenido de agua ha sido reducido por un proceso de deshidratación. 2.-Gas que contiene poco o nada de hidrocarburos comercialmente recuperables como producto líquido, llamado tambien "lean gas".
92 3.-Gas en el reservorio, que contiene alta proporción de metano y etano. El gas seco no está asociado con petróleo, tal como el gas húmedo. Si más de 100 galones de propano, butano y otros líquidos pueden ser extraídos de 1 MPC de gas, este se describe como gas húmedo. GOR.- Es la proporción de petróleo y gas obtenida en un pozo productor bajo condiciones de presión y temperatura dada. Grado API.- Clasificación para petróleo con propósitos particulares en función de su densidad. Numéricamente el valor es obtenido de la formula: [ 141.5 / Grav. Espec. a 16° C] - 131.5 Hidrocarburo Líquido.- Petróleo y Condensado. LIC.- Laso indicador de control Manejo de Reservorios (Reservoir Management).- Es la acción de maximizar el valor económico de un reservorio por optimizar la recuperación de hidrocarburos mientras se minimiza la inversión de capital y gastos operativos. Permeabilidad Absoluta (absolute permeability).- Es la medida de la facilidad de un fluido (tal como agua, gas o petróleo) para fluir a través de una formación cuando la formación esta totalmente saturada con este fluido. La permeabilidad medida de una roca saturada con un solo fluido es diferente de la permeabilidad medida a la misma roca saturada con dos o mas fluidos. Permeabilidad Efectiva (effective permeability).- Es la medida de la habilidad de un solo fluido para fluir a través de una roca cuando otro fluido está presente en el espacio poroso. Petróleo Crudo.- Una mezcla líquida de muchas sustancias, principalmente compuestas de hidrógeno y oxígeno. El petróleo crudo varía en apariencia desde incoloro hasta completamente negro, tiene una capacidad calorífica entre 18,300 a 19,500 Btu por libra y una gravedad específica entre 0.78 y 1.00 (correspondiente a 50° API y 10° API respectivamente). De acuerdo a su gravedad se clasifican: Crudo Liviano > 30° API Crudo Medio 22 - 30° API Crudo Pesado < 22° API La clasificación anterior, no incluye gases disuelto, lutitas petrolíferas o "tar" semi-sólidos. Planta Criogénica.- Una Planta de Procesamiento de gas, quees capaz de producir productos líquidos del gas natural, incluyendo etano, a muy bajas temperaturas de operación.
93 Porosidad efectiva (effective porosity).- El porcentaje del volumen de una roca que esta compuesta de espacio poroso interconectado que permite el paso de los fluidos a través de ella. Pozo Abandonado (abandoned well).- Un pozo que actualmente no esta produciendo, debido a que fue originalmente seco (dry hole) o debido a que ha cesado de producir. La regulación peruana requiere que los pozos abandonados sean taponados para prevenir la contaminación de petróleo, gas o agua desde un estrato hacia otro. Presión anormal (abnormal pressure).- Es la presión que excede o esta debajo de la presión esperada adeterminada profundidad. La presión normal incrementa aproximadamente en 0.465 psi por pie de profundidad o 10.5 kilopascales por metro de profundidad. Por ejemplo, la presión normal esperada a 1,000 pies es 465 psi, y a 1,000 metros es 10,500 kilopascales. Presión de Abandono (abandonment pressure).- Es la presión promedia del reservorio la cual no permite una operación económica contínua. Punto crítico.- Un punto al cual, en términos de presión y temperatura, un fluido no puede ser distinguido si es gas o líquido. El punto al cual las propiedades físicas de un líquido y un gas son idénticas. Punto de burbuja (bubble point).- 1.-La temperatura y presión a la cual parte de un líquido comienza a convertirse en gas. Por ejemplo, si un cierto volumen de un líquido es mantenido a presión constante, pero su temperatura es incrementada, un punto es alcanzado cuando comienza a formarse burbujas de gas en el líquido. Esto es el "Punto de burbuja". Similarmente, si un cierto volumen de líquido es mantenido a temperatura constante pero su presión es reducida, el punto a la cual se empieza a formar gas, es el punto de burbuja. 2.-La temperatura y presión a la cual el gas, que es mantenido en solución en el crudo, sale como gas libre. Reservorio.- Formación subterránea porosa y permeable que contiene una acumulación natural de petróleo o gas producible, que se encuentra confinado por rocas impermeables o por barreras de agua y que está solo y separado de otros reservorios. Otra Definición.- Es el estrato o estratos bajo la superficie y que forman parte de un yacimiento, que estén produciendo o que se haya probado que sean capaces de producir hidrocarburos y que tienen un sistema común de presión en toda su extensión. Spf.- Facilidades de Producción del Sur SST.- Total de Solidos Suspendidos Ubicación de Perforación.- Lugar geográfico donde se instala el equipo de perforación para perforar un pozo bajo condiciones establecidas. Yacimiento.- Area de superficie bajo la cual existe uno o más reservorios que estén produciendo o que se haya probado que son capaces de producir hidrocarburos.
94 Referencias Bibliográficas Departamento de Operaciones de Repsol Ecuador Mantenimiento Mecánico Repsol Ecuador Departamento de Ingenieria Repsol Ecuador Masc Bloque 16 Datos de Internet( fotografías ) Reglamento Ambiental para las operaciones Hidrocarburíferas www.mingaservice.com/.../leyes- y-reglamentos.html?...5%3Areglamento-sustitutivo-del-reglamento-ambiental-para-las- operaciones...ecuador Departamento de proyectos ( Cia Pec ) Workover Cia Sinopec
95 Anexos Anexo 1. Certificación ISO 9001:2008. REPSOL Ecuador S.A.
96 Anexo 2. Certificación ISO 14001:2004. REPSOL Ecuador S.A.
97 Anexo 3 Mapa Base Bloque 16 Bogi Capiron y Tivacuno.
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  • 1. UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL ESCUELA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS TESIS PARA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNOLOGO DE PETRÓLEOS TEMA “DISPOSICION DEL AGUA DE FORMACION PARA INYECCION EN EL BLOQUE 16 CAMPO AMO” AUTOR: WILLIAM SUAREZ DIRECTOR DR. EDMUNDO GUERRA QUITO – ECUADOR
  • 2. - 2 - CESIÓN DE DERECHOS DE AUTOR En reconocimiento a la prestigiosa Universidad Tecnológica Equinoccial, institución que me acogió y brindó el soporte científico, técnico y humano para desarrollar ejemplarmente mis estudios superiores, yo, WILLIAM STALIN SUAREZ AGUAS, cedo voluntariamente los derechos de autoría sobre mi Proyecto de Tesis de Grado titulada: “DISPOSICION DEL AGUA DE FORMACION PARA INYECCION EN EL BLOQUE 16 CAMPO AMO”, a favor de la Escuela de Tecnología en Petróleos de la Universidad Tecnológica Equinoccial.
  • 3. - 3 - DECLARACIÓN DE ORIGINALIDAD En calidad de miembros del tribunal de grado, designado por la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Tecnológica Equinoccial, declaramos que: El presente Proyecto: “DISPOSICION DEL AGUA DE FORMACION PARA INYECCION EN EL BLOQUE 16 CAMPO AMO”, fue elaborada íntegramente por el Señor WILLIAM STALYN SUAREZ, la misma que ha sido revisada y verificada. Por lo tanto, damos fe de la originalidad del presente trabajo de investigación. ____________________ ____________________ Dr. Edmundo Guerra Ing. Polibio Alulema UTE REPSOL
  • 4. - 4 - DEDICATORIA A mi Familia, Mi Esposa Wendy Cuero, mi Hijo Darikson Suarez, mi madre Zoila Aguas, a quienes les dedico este trabajo por su apoyo incondicional día a día, durante el lapso que duro esta carrera gracias les doy por haber infundado en mí la fuerza para seguir adelante. Con mucho cariño William
  • 5. - 5 - AGRADECIMIENTO Gracias a Dios por todo. A quienes desde el inicio de mi vida me llevaron por un buen camino, y aunque es una forma mínima de agradecer por todo su esfuerzo y dedicación, y solo quiero que sepan que todos mis logros son sus logros. Gracias a mi madre y esposa por el apoyo que me brindaron durante todos mis estudios y aun en los momentos difíciles ellos supieron como motivarme para seguir adelante. A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr este objetivo, gracias a todos mis familiares, amigos, la empresa que me ayudo tanto para seguir esta carrera y me brindo todas las facilidades para el desarrollo de este proyecto. A la Universidad y en especial a la Facultad de Educación a Distancia Tegnologia de Petroleos por la oportunidad, de estudiar esta carrera. A todos y cada uno de los profesores que me impartieron su cátedra, en gran parte es por ellos que adquirí los conocimientos sobre la carrera de Tegnología de Petróleo. A mi director de tesis, el Doctor Edmundo Guerra, quien mostró mucho interés, por su tiempo y dedicación en la asesoría del presente trabajo y en especial por los consejos.
  • 6. - 6 - RESUMEN Hoy en día podemos apreciar en la industria de los hidrocarburos, los ingenieros en petróleos entre otros profesionales son los encargados de la producción de los yacimientos y de pronosticar el comportamiento de los mismos con la finalidad de recuperar mejor sus reservas. Además, deben tener un buen conocimiento en lo referente a la protección del medio ambiente en las diferentes actividades hidrocarburíferas que se está prestando cada vez más atención en todo el mundo, y uno de los elementos más problemáticos es el agua de formación por su contenido de distintas sales que dañan el entorno. Por lo que es necesario dar alternativas de solución a este problema como la que planteamos en este proyecto a traves de la reinyección del agua de formación producida, la misma que evita que el agua se deseche al medio ambiente. Por este motivo mi interés y el interés de la compañía es el dar soluciones al uso del agua de formación e bloque 16. Para esto, describiremos el bloque en estudio para tener una visión clara del sector en el que se desarrolla el presente proyecto. Se expondrá el concepto y métodos de la reinyección de agua de formación para tener un conocimiento más profundo sobre este proceso, se determinarán las razones y criterios técnicos de este proyecto por los cuales se decidió recompletar un pozo productor para reinyectar el agua de formación. Repsol YPF es una compañía petrolera internacional, integrada verticalmente en todas las áreas del negocio, desde la exploración hasta la comercialización de productos derivados. Trabaja activamente en más de 30 países, siendo líder en España y Argentina. Es considerada una de las diez mayores petroleras privadas y la mayor compañía energética en Latinoamérica en función de sus activos.
  • 7. - 7 - ABSTRACT Today we can see in the oil industry, petroleum engineers and other professionals are responsible for the production of the reservoir and predict their behavior in order to recover more reserves. They must have good knowledge regarding environmental protection in various oil and gas activities being given increasing attention worldwide, and one of the most problematic is the formation water for its content various salts that damage the environment. Therefore it is necessary to provide alternative solutions to this problem as we raised in this project through the reinjection of produced formation water, it prevents the water is disposed into the environment. That is why my interest and the interest of the company is providing solutions to water use training and Block 16. For this study we describe the block to have a clear vision of the sector in which this project develops. It will present the concept and methods of re-injection of formation water to have a deeper understanding of this process identify the reasons and technical criteria of this project for which it was decided recompletions a producing well to re-inject produced water. Repsol YPF is an international oil company, vertically integrated in all areas of the business, from exploration to marketing products. Active in over 30 countries, being the leader in Spain and Argentina. It is considered one of the ten largest private oil companies and the largest energy company in Latin America by assets
  • 8. - 8 - TABLA DE CONTENIDO RESUMEN…………………………………………………………………………………………………………………..……-6- ABSTRACT .......................................................................................................................- 7 - CAPITULO I ....................................................................................................................- 12 - 1. MARCO REFERENCIAL ........................................................................................................ - 12 - 1.1.1. DEFINICIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ................................................................................ - 12 - 1.1.2. ANTECEDENTES.-....................................................................................................... - 12 - 2. OBJETIVO DEL PROYECTO :................................................................................................. - 12 - 2.1.1. General .-...........................................................................................................- 12 - 2.1.2. Específico.-.........................................................................................................- 13 - FIGURA 1 SISTEMA DE INYECCIÓN............................................................................................... - 13 - 3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA......................................................................................... - 14 - 3.1 Hipótesis de la Investigación ........................................................................................- 14 - 3.1.2 Justificación e Importancia .- .....................................................................................- 14 - 4. SOLUCIÓN........................................................................................................................ - 14 - CAPITULO II ...................................................................................................................- 16 - MARCO CONCEPTUAL............................................................................................................... - 16 - DESCRIPCIÓN Y RECOPILACIÓN DE DATOS DEL BLOQUE 16............................................................... - 16 - FIGURA 2 MAPA DEL BLOQUE 16............................................................................................... - 16 - FIGFIGURA 3 MAPA UBICACIÓN................................................................................................ - 17 - FIGURA 4 MAPA UBICACIÓN CAMPOS DEL BLOQUE 16 .................................................................... 19 FIGURA 5 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA CUENCA ORIENTE.................................................................... 20 CAPITULO III ......................................................................................................................21 MARCO TEÓRICO ......................................................................................................................... 21 REGLAMENTO SUSTITUTIVO DEL REGLAMENTO AMBIENTAL PARA LAS OPERACIONES HIDROCARBURÍFERAS EN EL ECUADOR ................................................................................... 21 Disposiciones Generales ........................................................................................................... 21 CAPITULO IV......................................................................................................................27 MÉTODOS .................................................................................................................................. 27 FIGURA 6 DESCARGA DE AGUA SIN CONTROL AL MEDIO AMBIENTE....................................................... 28 FIGURA 7 DESCARGA DE AGUA SIN CONTROL CUERPOS DE AGUA DULCE ................................................ 28
  • 9. - 9 - CAPITULO V.......................................................................................................................33 TÉCNICAS.................................................................................................................................... 33 REACONDICIONAMIENTO DEL POZO................................................................................................. 33 FIGURA 8 REGISTRO ELÉCTRICO ...................................................................................................... 34 FIGURA 9 REGISTRO DE CEMENTACIÓN........................................................................................... 36 ESTADO MECÁNICO ACTUAL Y PROPUESTO PARA EL WORKOVER DEL POZO AMO B24............................. 37 FIGURA 10 ESTADO ACTUAL DE POZO ............................................................................................. 39 FIGURA 11 POZO INYECTOR PROPUESTO......................................................................................... 40 CAPITULO VI......................................................................................................................42 MONTAJE DE LINEAS Y BOMBA DE ALTA CAPACIDAD PARA INYECCION DE AGUA ................. 42 FIGURA 12 BOMBA SULSER............................................................................................................ 42 FIGURA 13 FACILIDADES ZONA DE MONTAJE DE LA BOMBA................................................................ 43 FIGURA 14 TIE NO 1..................................................................................................................... 44 FIGURA 15 TIE N 2....................................................................................................................... 44 FIGURA 16 TIE N 3....................................................................................................................... 45 FIGURA 17 TIE N 4....................................................................................................................... 45 FIGURA 18 TIE N 5....................................................................................................................... 46 FIGURA 19 TIE N 6....................................................................................................................... 46 CAPITULO VII.....................................................................................................................47 PRUEBAS DE LABORATORIO............................................................................................................ 47 FIGURA 20 MÉTODO DE CENTRIFUGACIÓN ..................................................................................... 50 FIGURA 21 DETERMINACIÓN DE SÓLIDOS ........................................................................................ 53 FIGURA 22 DETERMINACIÓN DE SÓLIDOS......................................................................................... 57 CAPITULO VIII....................................................................................................................64 MINIMIZACION DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES................................................................... 64 CAPITULO IX......................................................................................................................69 DESCRIPCION DEL PROCESO DE REINYECCION DE AGUA DE.................................................... 69
  • 10. - 10 - TRATAMIENTO AL AGUA DE REINYECCION.............................................................................. 77 SISTEMA COMPLETO DE REINYECCION DE AGUA .................................................................... 78 CAPITULO X.......................................................................................................................79 COSTO DE TRABAJO WORKOVER..................................................................................................... 79 CONCLUCIONES............................................................................................................................ 83 RECOMENDACIONES ............................................................................................................86 GLOSARIO .........................................................................................................................89 ANEXOS.............................................................................................................................95 ANEXO 1. CERTIFICACIÓN ISO 9001:2008. REPSOL ECUADOR S.A. .................................................. 95 ANEXO 2. CERTIFICACIÓN ISO 14001:2004. REPSOL ECUADOR S.A. ................................................ 96 ANEXO 3 MAPA BASE BLOQUE 16 BOGI CAPIRON Y TIVACUNO........................................................... 97 Indice de Tablas Tabla 1 Efluente ( Punto de Descarga) …………………………………………………………………………….. 22 Tabla 2 Inmisión ( Punto de Control ) ………………………………………………………………………………. 23 Tabla 3 Limites Permisible ( Aguas Grises ………………………………………………………………………. 23 Tabla 4 Parametros Adicionales …………………………………………………………………………………….. 24
  • 12. - 12 - CAPITULO I 1. Marco Referencial 1.1.1. Definición de la Investigación 1.1.2. Antecedentes.- No mucho tiempo atrás, cuando el boom de los Modelos Integrales de Producción, navegaba el mercado, la unidad operativa consideró que, disponer de uno de tales modelos podría suponer algún avance significativo en la optimización de las operaciones. Inmediatamente, nos pusimos manos a la obra en la construcción del mismo pero, tras muchos meses desde su conclusión, su aporte aún es cuestionable. Por este motivo, y convencidos de la valiosa utilidad de estas herramientas, se tomó la decisión de analizar nuevamente las necesidades de la operación, cayendo inmediatamente en la cuenta de que, nuestras mayores posibilidades de optimización no se encuentran en las redes de producción, sino en las de inyección, donde diariamente manejamos más de 950,000 barriles de agua. Al momento, un modelo tal del sistema de inyección está siendo desarrollado por etapas y, las valiosas conclusiones sobre la utilidad del mismo resultan completamente opuestas a las del modelo de producción anteriormente desarrollado y, ahora, en el olvido. 2. Objetivo del Proyecto : 2.1.1. General .- Debido a la cantidad de agua que se maneja hoy en día en el Bloque 16 y en especial en el Campo Amo hemos implementado el método de disposición de agua de formación, mediante la inyección considerando la subida de corte de agua detectado mediante el análisis ( BSW . 95 % ), asi como también el incremento de producción teniendo actualmente una Inyeccion de 250.000 BPD.
  • 13. - 13 - 2.1.2. Específico.- El objetivo de este proyecto es de disponer del agua de formación creando un nuevo pozo inyector (Amo B24) , ubicando un nuevo equipo de Inyeccion ( Bomba Sulser ) 1500 HP. y incrementar la rata de Inyección en el Campo Amo. Figura 1 Sistema de Inyección Fuente : Dep de Ingenieria Repsol Ypf Elaborado por: Cesar Correa
  • 14. - 14 - 3. Planteamiento del Problema Sin necesidad de elaborar modelo alguno, se puede concluir rápidamente que el sistema de inyección de agua no está adecuadamente balanceado, debido principalmente a un crecimiento extraordinario durante los últimos años. El ramal principal, aquel que lleva el agua hacia los pads WIPS1 y AMO, se encuentra saturado con más de 500,000 bwpd mientras que, el ramal que lleva agua hacia los pads de DAIMI, GINTA e IRO no transporta más de 250,000 bwpd 3.1 Hipótesis de la Investigación . Una vez identificados los inconconvenientes que se presentan se plantean como posible mejoramiento el de implementar equipos y readecuaciones para que el Agua de Formación sea inyectada y no dispuesta al medio ambiente, como el tema de este proyecto esperando lograr el objetivo deseado que este dispone para los diferentes trabajos y usuarios que asi lo requieran. 3.1.2 Justificación e Importancia .- Es importante contar con un reglamento establecido y con las herramientas necesarios, la misma servirá para controlar cualquier eventualidad con respecto a la utilización del agua de formación que surge de los trabajos de Exploración, Produccion, Transporte en el Bloque 16. 4. Solución La solución que se propone para este proyecto es de disponer del agua de formación realizando un trabajo Workover, implentar una nueva bomba de alta capacidad , instalación de nuevas líneas, y realizar pruebas de inyectividad para comprobar el aumento de inyección.
  • 15. - 15 - Producción actual de Amo Well Oil (BPD) Water (BOP) Water Cut (%) AMO A10HM1 184,40 8.857,99 97,86 AMO A11BT 66,35 144,37 68,10 AMO A4BT 434,20 225,23 33,00 AMO A4HRE1M1 520,59 9.092,41 94,30 AMO A7M1 401,72 6.627,63 94,00 AMO-A-12:BT 303,57 259,20 45,00 AMO-A-9-HM1C 476,64 9.548,64 95,00 Total AMO A 2.387,47 34.755,47 93,57 AMO 2Us 370,17 2.205,44 84,89 AMO B11BT 363,36 216,81 36,50 AMO B19Ui 207,23 2.971,49 93,15 AMO B22HM1 323,66 3.707,21 91,57 AMO B2M1 366,16 6.050,91 94,04 AMO B4U 374,54 5.460,61 93,21 AMO B7HM1 400,76 12.657,52 96,77 AMO B8HM1 565,77 17.466,34 96,70 AMO B9HBT 498,05 244,48 32,00 AMO-B-20 Us 276,70 2.610,06 89,94 AMO-B-21Us 439,93 1.799,24 79,50 AMO-B-26:Ui 752,14 692,29 46,74 AMO-B-29:Ui 579,93 4.526,95 88,09 Total AMO B 5.518,40 60.609,35 91,65 AMO C-13M1-C 454,35 9.804,16 95,35 AMO C-14HM1-C 643,73 16.138,32 95,97 AMO C-16HM1 468,85 9.712,03 95,16 AMO-C-21-HM1 982,57 7.064,01 87,21 AMO-C-22-H:M1C 482,21 10.164,01 95,24 AMO-C-23-H:M1C 666,16 10.363,79 93,66 AMO-C-24-H:M1 798,17 10.344,08 92,49 AMO-C-6-H-RE1:M1 2.002,91 8.979,62 80,95 Total AMO C 6.498,95 82.570,02 92,70 Fuente : Reporte de producción Repsol
  • 16. - 16 - CAPITULO II Marco Conceptual Es importante conocer el lugar en donde se desarrolla el presente estudio para poder cumplir con mayor facilidad el objetivo. Descripción y Recopilación de datos del Bloque 16 Ubicación de Bloque El bloque, lugar donde se desarrolla el presente proyecto, se encuentra ubicado en la región del Oriente del Ecuador. Más específicamente, se encuentra ubicado en la Provincia Oriental de Orellana al noreste del país, como se ve en la figura Figura 2 Mapa del Bloque 16 Ubicación del Bloque 16
  • 17. - 17 - MAPA DE UBICACION DEL BLOQUE F i g Figura 3 Mapa Ubicación
  • 18. 18 UBICACION DE LOS CAMPOS EN EL BLOQUE En el Bloque 16 y Área Tivacuno se considera habitualmente un total de 7 estructuras principales (Tivacuno, Capirón, Bogi, Amo, Daimi, Ginta, Iro) y algunas otras de menor importancia o desarrollo (Dabo, Wati). Al momento en que este artículo fue desarrollado, un total de 221 pozos habían sido perforadosy, la condición de los mismos es la siguiente: • 169 pozos productores (todos con levantamiento ESP). • 27 pozos inyectores. • El resto de pozos han sido cerrados, abandonados o reemplazados. Debido a la ubicación en el interior de una de las más importantes reservas ecológicas del páis, la operación se encuentra centralizada en cierta forma mediante wellpads, agrupaciones de pozos que pretenden drenar una determinada región de cada yacimiento. Esta producción es transportada por líneas de fluido hasta las plantas centrales de proceso (SPF, NPF) donde tiene lugar la separación de las tres fases: el gas es utilizado en un 99% para la generación eléctrica (96 MW de consumo diario promedio), el crudo en especificación es bombeado hacia los puntos de fiscalización y el agua es tratada y devuelta nuevamente a aquellos wellpads con facilidades de inyección para su desecho.
  • 19. 19 Figura 4 Mapa Ubicación Campos del Bloque 16 La Formación Napo es una de las más prolíficas rocas madre en Sudamérica (White et al. 1995), limitada inferiormente por la Formación Hollín (fluvial-marginal marino, contiene areniscas marginalmente productoras) y superiormente por la Formación Tena (fluvial, contiene un delgado paquete de areniscas productoras en su sección basal). El intervalo comprende tres paquetes de arenisca productores de crudo (T, U y M1). Más detalles pueden apreciarse en la columna estratigráfica adjunto .
  • 20. 20 W E EDAD LITOLOGIA BREVE DESCRIPCION LITOLOGICA AMBIENTE PRODUC... COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE FASEOROGENICA TARDIOANDINA FASEOROGENICA TEMPRANAANDINA PLIOCENO MIOCENO NEOGENOPALEOGENO CENOZOICOCZ OLIGOCENO EOCENO PALEOCENO MAESTRICHTIANO CAMPANIANO SANTONIANO CONIACIANO TURONIANO CENOMANIANO FM. MESA ARCILLAS ROJAS CONTINENTAL ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS F M ARAJUNO FM ORTEGUAZA HIATO HIATO HIATO FM TIYUYACU FLUVIALCONT CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS ALBIANO APTIANO NEOCOMIANO CRETACICOJURASICO MESOZOICOMZ SUPERIOR MEDIO INFERIOR PALEOZOICOPZ PERMICO CARBONIFERO (PENSILVIANO) DEVONICO SILURICO ORDOVICICO/CAMBRICO PRECAMBRICO PE FM TENA ARN BT CONTINE HIATO ARCILLAS ROJAS ARENISCAS CONCLOMERADOS M1 / VIVIAN CLZ M-1 CLZ M-2 CLZ A NapoSup.NapoMed.NapoInf. ARENISCAS "U" CLZ B ARENISCAS " T " LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS ARENISCAS CUARZOSAS ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADAS CON ANHIDRITA. CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCAS CUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS FM CURARAY CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS BASAMENTO CRISTALINO CONTINENT AMARINO NapoBasal. HIATO HIATO HIATO MARINODEAGUASOMEROMARINOCONTINMARINOMARINO FM SANTIAGO FM MACUMA METAMORFICOS LUTITAS GRIS VERDOSAS FORMACIONNAPO CLZ C ZONA HOLLÍN SUPERIOR FM CHAPIZA MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI FM PUMBUIZA ARN M-2 FM CHAMBIRA Realizado por: Juan Chiriboga / Omar Corozo FM HOLLIN 1 2 3 4 5 Tapi Vista Auca JIVINO/LAGUNA Armadillo/Auca Puma Yuralpa/Dayuno Colaboracion: Pierre KummertMODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS Ma 1.75 5.30 23.5 33.7 28 53 40 65 72 83 87 88 92 96 108 113 135 154 175 203 250 295 355 410 435 540 2400 Figura 5 Columna Estratigráfica Cuenca Oriente
  • 21. 21 CAPITULO III Marco Teórico Otro de los motivos por lo cuales se reinyecta el agua de formación es para preservar el medio ambiente según dispone : REGLAMENTO SUSTITUTIVO DEL REGLAMENTO AMBIENTAL PARA LAS OPERACIONES HIDROCARBURÍFERAS EN EL ECUADOR Este reglamento en su Art 29 dice lo siguiente: Disposiciones Generales ART. 29.– Manejo y tratamiento de descargas líquidas.– Toda instalación, incluyendo centros de distribución, sean nuevos o remodelados, así como las plataformas off-shore, deberán contar con un sistema convenientemente segregado de drenaje, de forma que se realice un tratamiento específico por separado de aguas lluvias y de escorrentías, aguas grises y negras y efluentes residuales para garantizar su adecuada disposición. Deberán disponer de separadores agua-aceite o separadores API ubicados estratégicamente y piscinas de recolección, para contener y tratar cualquier derrame así como para tratar las aguas contaminadas que salen de los servicios de lavado, lubricación y cambio de aceites, y evitar la contaminación del ambiente. En las plataformas off-shore, el sistema de drenaje de cubierta contará en cada piso con válvulas que permitirán controlar eventuales derrames en la cubierta y evitar que estos se descarguen al ambiente. Se deberá dar mantenimiento permanente a los canales de drenaje y separadores. Desechos líquidos industriales, aguas de producción, descargas líquidas y aguas de formación.- Toda estación de producción y demás instalaciones industriales dispondrán de un sistema de tratamiento de fluidos resultantes de los procesos.
  • 22. 22 No se descargará el agua de formación a cuerpos de agua mientras no cumpla con los límites permisibles constantes . Disposición.- Todo efluente líquido, proveniente de las diferentes fases de operación, que deba ser descargado al entorno, deberá cumplir antes de la descarga con los límites permisibles establecidos . Los desechos líquidos, las aguas de producción y las aguas de formación deberán ser tratadas y podrán ser inyectadas y dispuestas, conforme lo establecido en el literal c) de este mismo artículo, siempre que se cuente con el estudio de la formación receptora aprobado por la Dirección Nacional de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas en coordinación con la Subsecretaría de Protección Ambiental del mismo Ministerio. Si estos fluidos se dispusieren en otra forma que no sea a cuerpos de agua ni mediante inyección, en el Plan de Manejo Ambiental se establecerán los métodos, alternativas y técnicas que se utilizarán para su disposición con indicación de su justificación técnica y ambiental; los parámetros a cumplir serán los aprobados en el Plan de Manejo Ambiental. Reinyección de aguas y desechos líquidos.- Cualquier empresa para disponer de desechos líquidos por medio de inyección en una formación porosa tradicionalmente no productora de petróleo, gas o recursos geotérmicos, deberá contar con el estudio aprobado por la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas que identifique la formación receptora y demuestre técnicamente:  Que la formación receptora está separada de formaciones de agua dulce por estratos impermeables que brindarán adecuada protección a estas formaciones.  Que el uso de tal formación no pondrá en peligro capas de agua dulce en el área.  Que las formaciones a ser usadas para la disposición no contienen agua dulce.  Que la formación seleccionada no es fuente de agua dulce para consumo humano ni riego, esto es que contenga sólidos totales disueltos mayor a 5,000 (cinco mil) ppm. El indicado estudio deberá incorporarse al respectivo Plan de Manejo Ambiental.
  • 23. 23 Manejo de desechos líquidos costa afuera o en áreas de transición.- Toda plataforma costa afuera y en áreas de transición, dispondrá de una capacidad adecuada de tanquería, en la que se receptarán los fluidos provenientes de la perforación y/o producción, para que sean eliminados sus componentes tóxicos y contaminantes previa su descarga, para la cual tiene que cumplir con los límites dispuestos . En operaciones costa afuera, se prohibe la descarga de lodos de perforación en base de aceite, los mismos que deberán ser tratados y dispuestos en tierra. En las plataformas off-shore se instalarán circuitos cerrados para el tratamiento de todos los desechos líquidos. Aguas negras y grises.- Todas las aguas servidas (negras) y grises producidas en las instalaciones y durante todas las fases de las operaciones hidrocarburíferas, deberán ser tratadas antes de su descarga a cuerpos de agua, de acuerdo a los parámetros y límites constantes . En los casos en que dichas descargas de aguas negras sean consideradas como útiles para complementar los procesos de tratamiento de aguas industriales residuales, se especificará técnicamente su aplicación en el Plan de Manejo Ambiental. Los parámetros y límites permisibles a cumplirse en estos casos para las descargas serán los que se establecen. Los parámetros y límites permisibles establecidos, de este Reglamento se aplicarán en los casos que el monitoreo rutinario especificado en el presente Reglamento indique anomalías en las descargas para profundizar la información previo a la toma de acciones correctivas, o cuando la Subsecretaría de Protección Ambiental lo requiera, así como cada seis meses para una caracterización completa de los efluentes. Para la caracterización de las aguas superficiales en Estudios de Línea Base – Diagnóstico Ambiental, se aplicarán los parámetros establecidos. Los resultados de dichos análisis se reportarán en el respectivo Estudio Ambiental con las coordenadas UTM y geográficas de cada punto de muestreo, incluyendo una interpretación de los datos.
  • 24. 24 Parámetros, valores máximos referenciales y límites permisibles para el monitoreo ambiental interno rutinario y control ambiental. Límites permisibles para el monitoreo ambiental permanente de aguas y descargas líquidas en la exploración, producción, industrialización, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, inclusive lavado y mantenimiento de tanques y vehículos. límites permisibles en el punto de descarga de efluentes (descargas líquidas). límites permisibles en el punto de control en el cuerpo receptor (inmisión). Tienen que cumplirse los límites establecidos en los dos puntos; quiere decir que si el efluente cumple con los límites establecidos pero en el punto de control se sobrepasan los límites, tienen que tomarse las respectivas medidas para disminuir los valores en el efluente hasta cumplir con la calidad exigida en el punto de control (inmisión). Cualquier efluente debe ser oxigenado (aireación) previo a su descarga. La periodicidad de los muestreos y análisis deberá cumplir con lo siguiente:  Diario en refinerías y para descargas de perforación durante todo el periodo de perforación;  Mínimo una vez al mes en todas las demás instalaciones hidrocarburíferas que generan descar-gas líquidas y en todas las fases de operación, excepto aquellos referidos en el siguiente punto;  Semestralmente para las fases, instalaciones y actividades de almacenamiento, transporte, comercialización y venta de hidrocarburos que generen descargas líquidas. Tabla 1 a) EFLUENTE (punto de descarga) Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible1) Promedio anual2) Destino de descarga Potencial hidrógeno pH --- 5<pH<9 5.0<pH<9.0 Todos Conductividad eléctrica CE µS/cm <2500 <2000 Continente Hidrocarburos totales TPH mg/l <20 <15 Continente
  • 25. 25 Hidrocarburos totales TPH mg/l <30 <20 Mar abierto Demanda química de oxígeno DQO mg/l <120 <80 Continente Demanda química de oxígeno DQO mg/l <350 <300 Mar abierto Sólidos totales ST mg/l <1700 <1500 Todos Bario Ba mg/l <5 <3 Todos Cromo (total) Cr mg/l <0.5 <0.4 Todos Plomo Pb mg/l <0.5 <0.4 Todos Vanadio V mg/l <1 <0.8 Todos Nitrógeno global (incluye N orgánico, amoniacal y óxidos)3) NH4-N mg/l <20 <15 Todos Fenoles3) mg/l <0.15 <0.10 Todos Tabla 2 b) INMISIÓN (punto de control en el cuerpo receptor) Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible1) Promedio anual2) Aplicación Temperatura4) °C +3°C General Potencial hidrógeno5) pH --- 6.0<pH<8.0 6.0<pH<8.0 General Conductividad eléctrica6) CE µS/cm <170 <120 Continente Hidrocarburos totales TPH mg/l <0.5 <0.3 General Demanda química de oxígeno7) DQO mg/l <30 <20 General Hidrocarburos aromáticos policíclicos (HAPs) C mg/l <0.0003 <0.0002 General
  • 26. 26 Límites permisibles para descargas de aguas negras y grises. La periodicidad de los muestreos y análisis será por lo menos semanal, excepto para las fases, instalaciones y actividades de almacenamiento, transporte, comercialización y venta de hidrocarburos, para las cuales se deberá realizar semestralmente. Tabla 3 Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible Potencial hidrógeno pH --- 5<pH<9 Demanda química de oxígeno DQO mg/l <80 Coliformes fecales Colonias Col/100 ml <1000 Cloro residual Cl2 mg/l <2.0 En el caso de que no se llegase a cumplir con los parámetros establecidos, el tratamiento de - aguas lluvias, - aguas industriales - aguas grises y negras deberá realizarse por separado, salvo para los casos establecidos en el artículo 29, literal e, de este Reglamento. Parámetros adicionales y límites permisibles para aguas y descargas líquidas en la exploración, producción, industrialización, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados. Tabla 4 Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible Cloruros Cl- mg/l <2,500 Sulfatos SO4 2- mg/l <1,200 Fluoruros F- mg/l <5.0 Cadmio Cd mg/l <0.1 Mercurio Hg mg/l <0.01 Níquel Ni mg/l <2.0 Selenio Se mg/l <0.5 Cianuros libres CN- mg/l <0.05 Sulfuro de hidrógeno H2S mg/l <0.0002 Demanda bioquímica de oxígeno DBO5 mg/l <40 Fenoles mg/l <0.15
  • 27. 27 CAPITULO IV Métodos Anteriormente, se disponía del agua salada o producida de forma tal que causaba serios problemas ambientales. Los efectos de muchos de los problemas no fueron notados rápidamente debido a la naturaleza de la descarga del producto ( agua) y porque muchas de las descargas ocurrieron en zonas remotas y de poca población. A continuación citaremos algunos métodos de disposición empleados sin considerar su efecto en el medio ambiente y que no se debe interpretarse como una recomendación de los mismos. Los métodos recomendados aceptables los trataremos más adelante Descarga sin control a la superficie En este caso el agua producida fue simplemente descargada de las intalaciones de producción al suelo, el contenido del petróleo no fue medido o controlado y los efectos no fueron considerados. Esta costumbre llevó a la contaminación de las capas freáticas superficiales y del agua potable y a la acumulación de grandes cantidades de sal en el suelo, tomandolo inutilizable.
  • 28. 28 Ejemplo: como se muestra en la fotografía siguiente Figura 6 Descarga de agua sin control al medio ambiente Descarga sin control en cuerpos agua dulce La descarga producida en arroyos, ríos y lagos han conducido a la destrucción de estos cuerpos de agua, a la destrucción de peces y especies, la contaminación de esas corrientes también ha llevado a la polución de las aguas freáticas y de otras fuentes de agua potable Figura 7 Descarga de agua sin control cuerpos de agua dulce
  • 29. 29 Evaporación En las zonas áridas donde la tasa de evaporación es alta, el agua producida se coloca en fosas y se deja para que se evapore. El agua se purifica por la evaporación pero las sales y sólidos disueltos permanecen en la fosa de evaporación. Eventualmente se deberá disponer de estos solidos de una forma segura . Inyección por el Espacio Anular Se ha practicado la inyección de agua por el espacio anular de pozos productivos en varios campos, es lo mismo que la inyección en un pozo somero o poco profundo pues el fluido se dirije a la primera zona permeable debajo de la tubería de revestimiento. Además, los controles de la cementación de la primera tubería de revestimiento no se adecúan a la disposición de las aguas, y la tubería de revestimiento se perforó hace algún tiempo y bien podría ser desgastada hasta el punto de falla. Inyección en pozo poco profundo La inyección en pozos pocos profundos es popular en algunas zonas, el riesgo de contaminación de las capas freáticas poco profundas y del agua potable subterránea aumenta obviamente a medida que disminuye la profundidad de inyección. Inyección en pozo profundo La inyección de agua a zonas profundas, no asociadas ( a una profundidad de más 600 pies se ha utilizados por varios años en muchas zonas). Inyección para mantenimiento de presión, recuperación secundaria de petróleo.
  • 30. 30 Los fluidos son reinyectados para apoyar la recuperación adicional de petróleo de campo cuando la disposición produce daño al medio ambiente se exigen programas correctivos a la industria. Estos programas probablemente requerirán altos niveles de desembolso, multas y otras medidas, la demostración de que los métodos de disposición propuestos evitarán problemas adicionales y de que las opciones de tratamiento para la corrección de los problemas causados, son las más adecuadas. Métodos de disposición recomendados La recuperación de hidrocarburos de cualquier yacimiento dado, en la mayoría de los casos, puede ser mejorada al inyectar agua de yacimiento- sea en el acuìfero ( mantenimiento de presión ) o en toda la zona para barrer al petróleo hacia los pozos productores ( inundación de agua). En estos casos, especialmente en las zonas donde no es fácil conseguir agua dulce o esta es costosa, el agua producida tiene un valor comercial apreciable. La reinyección también tiene, generalmente, menor impacto ambiental. Antes de comenzar a inyectar el yacimiento debe ser estudiado detalladamente para asegurar de que esté apto para el plan y el método específico de recuperación asistida que se propone. No todos los yacimientos pueden recibir inyección de agua y este factor debe reconocerse de inmediato: si se inyecta a yacimiento no aptos o incompatibles puede causar el abandono prematuro del pozo y una pèrdida económica importante.
  • 31. 31 Los datos para el estudio completo de yacimientos deberán obtenerse a a partir de los pozos productivos existentes y deberán incluir : Propiedades de las Rocas:  Porosidad  Premeabilidad  Capilaridad  Humectabilidad  Heterogeneidad del yacimiento  Saturaciones Iniciales  Efectos de permeabilidad direccional Propiedades del fluido:  Viscosidad  Miscibilidad  Movilidad  Compatividad  Saturaciones irreducibles El estudio del yacimiento deberá ser llevado a cabo por un grupo competente de ingeniería, y deberá considerar:  Mecanismos de desplazamiento  Movimiento Frontal  Movimiento de contacto petróleo- agua
  • 32. 32  Efectos de la gravedad  Potencial para la canalización del agua a través del petróleo  Efecto sobre las capas gasíferas, si las hubiera El estudio deberá considerar.  El mantenimiento de la presión versus la inyección  Diferentes esquemas de inyección  Efectos de distintas velocidades de inyección  Variaciones de inyectividad y de conductividad Finalmente, el estudio deberá producir una serie de pronósticos de producción de petróleo, gas y agua para diferentes situaciones de inyección. Se deberá incluir en estos pronósticos una medida de la recuperación total del yacimiento. Existen varios procedimientros para realizar estos cálculos, los cuales varían en cuanto a disponibilidad, complejidad y costo. Hasta ahora se ha considerado muy poco el factor económico. La decisión de inyectar se basará, por supuesto, en este factor, el cual deberá considerar la operación de producción que se obtendrá sin la inyección, e incluyendo el costo de un plan alternativo para la eliminación de agua producida, las diferentes alternativas posibles propuestas por los estudios del yacimiento, y todos los costos de capital y de operación .
  • 33. 33 CAPITULO V Técnicas Reacondicionamiento del Pozo Despues de realizar un estudio, analizaremos el pozo candidato a ser Inyector para lo cual se propone realizar un Workover, que al momento cuenta con las siguientes características y su conversión a pozo inyector Estado Actual de Pozo.- Amo B24 Pozo temporalmente abandonado. Objetivo.- Optimizar el manejo de Agua de Formacion del Bloque 16 mediante la inyección de agua travez del pozo Amo B24 en la arena “M1” Descripción de la Zona de Reinyección Arenisca M-1 El reservorio M1 esta en una etapa de alto corte de agua, con la producción diaria de petróleo de 46700 bbls y el corte de agua total de 94%. El agua producida es re- inyectada en esta formación . La arenisca es generalmente de origen fluvial a la base, pasando por ambientes estuariano y marino transicional hacia el tope. Las areniscas de la base conforman trampas estructurales, con mecanismos de producción de empuje lateral y/o de fondo dependiendo del espesor de la unidad y su posición
  • 34. 34 estructural relativa al contacto agua-petróleo. En las areniscas del tope de la secuencia, el mecanismo de entrampamiento tiene componentes estratigráficos, y el mecanismo de producción es principalemente de empuje de fondo. Antecedentes.- Completación Inicial (23-Sep-2003) en el reservorio Ui, el pozo acumula 30,000 Barriles , el reservorio se depleta. Cambio de zona (30-Sep-2004) en el reservorio Us, el pozo acumula 84,000 Barriles , el pozo alcanza su límite económico En septiembre del 2008 se ejecuta el abandono temporal autorizado por la DNH Registro eléctrico a nivel del resrvorio M1 Amo B24 Figura 8 Registro Eléctrico
  • 35. 35 El intervalo propuesto a cañonear en la arena M1: 8676’8756’ MD Operaciones de Cañoneo . El cañoneo tiene como función establecer una via entre la formación y el interior del pozo . Esta operación debe dejar unos huecos ( perforados ) que tengan las siguientes características: 1. Que los huecos lleguen hasta la zona virgen de la formacion. 2. Que el area de flujo sea suficiente para que fluya a traves de ellos los fluidos producidos por el pozo. 3. Que las paredes de los huecos no presenten disminucion apreciable de la porosidad y la permeabilidad de la formacion. 4. Que el numero de huecos sea adecuado al potencial del pozo. 5. Que la caida de presion a traves de los huecos sea pequeña. 6. La Zona saturada de agua presenta ecxelentes propiedades petrofísicas 7. Registro de cementación USIT CBL pozo Amo B24
  • 36. 36 El registro de cementación muestra un buen aislamiento tanto al tope como a la base del reservorio M1 Figura 9 Registro de Cementación
  • 37. 37 Estado Mecánico Actual y Propuesto para el Workover del Pozo Amo B24 Procedimiento para el workover del amo b24 • Sacar 2556 pies de tuberia 4 1/2" punta libre. • Armar y bajar cañones y punzonar el intervalo de m1 desde 8676’-8756’ (80 pies) @ 12 dpp • Bajar ensamblaje de fondo con casing de 7" y packer de 9 5/8" x 7" tipo monobore • Asentar empacadura @ +/- 5500 pies Consiste en asentar un empaque recuperable por encima de intervalo a aislar y forzar el cemento e inmediatamente despues soltar empaque, circular y sacar sarta. Ventajas. • Se ahorra la perforación del retenedor. • Es un metodo bueno para aislar formaciones de baja presión y buena permeabilidad y porosidad. Desventajas. • Cuando la presion de la formación es alta y la permeabilidad y porosidad son bajas, al quitar la presión de forzamiento, el pozo regresa todo el cemento. • Existe la posibilidad de que los fluidos se muevan antes de que el cemento se frague, ocasionando malas cementaciones. • La operación de desasentar empaques es riesgosa. • Realizar prueba de inyectividad a ratas multiples
  • 38. 38 La prueba de inyectividad se realiza en la zona inyectora es primordial para el diseño y desempeño de la separacion de fluidos en el fondo del pozo, garantiza el contenido y confinamiento del agua de formacion en la zona de inyecion, evitando que el fluido migre fuera de la zona de inyeccion es asi que la zona de inyeccion debe tener una buena inyectividad. • En caso de ser necesario realizar estimulacion o limpieza de la arenisca m1 • Limpieza de arena con coiler tubing. • Si la arena es muy suelta se puede limpiar con una reduccion en la punta. • Si la arena esta consolidada, se requiere broca y motor de fondo. • Por tener un anular pequeño, se requiere menos caudal, pero tambien se puede presentar pegas por empaquetamiento. • Si el pozo presenta pérdida de circulación la limpieza se debe hacer utilizando nitrogeno y espuma. • Siempre coloque el respectivo bop, puesto que al utilizar nitrogeno, el pozo puede dispararse. • Desarmar preventor y armar cabezal inyector
  • 39. 39 Figura 10 Estado en Abandono del Pozo
  • 40. 40 Figura 11 Estado del Pozo Inyector
  • 41. 41 Terminos del Workover Tubing Tuberia Shoe flotador New Perforate Nueva perforación Reperforate Reperforar Landing collar Cuello de Acentamiento Well Head Boca del Pozo One Master Valve Una Válvula Master String Sarta de Producción Reservoir Lower Reservorio Inferior Reservoir Upper Reservorio Superior Injection Reservoir Inyección del Reservorio
  • 42. 42 CAPITULO VI MONTAJE DE LINEAS Y BOMBA DE ALTA CAPACIDAD PARA INYECCION DE AGUA Despues de realizar el trabajo Workover del Pozo se va a revisar brevemente la instalación de la Bomba de alta presión capacidad 1500 HP Figura 12 Bomba Sulser Fuente: Compañía Pec La nueva bomba de inyección de agua estará ubicada en el área entre las bombas Sultzer , instaladas en el well Pad de Amo B con un costo de 37,000 dólares aproximadamente condiderando que la empresa proveerá de algunos materiales. El diseño considera que la nueva bomba de inyección succionará el agua de la línea existente ( 10¨ de diámetro nominal ) Base del Diseño Criterios y Condiciones Tiempo de Vida del Proyecto ( 15 años ) Condiciones del diseño
  • 43. 43 Caudal de diseño para colectores de succión y descarga de bomba de inyección 80.000 bwpd Temperatura de diseño de tuberías 200 ºF Salinidad : aproximada 18.000 ppm Presion de ingreso de agua a la plataforma 1200 psig Presion de inyección en cabeza de pozo 2500 psig – 2800 psig. Sistema de Bombeo para Inyección Marca SULTZER Tipo de bomba : horizontal centrifuga multi- etapas Numero de etapas 8 Capacidad 1200 GPM Presion diferencial :1542 psi Tipo accionador : Motor eléctrico Potencia accionador : 1500 HP Figura 13 Facilidades Zona de Montaje de la Bomba
  • 44. 44 Figura 14 Tie No 1 f Figura 15 Tie N 2
  • 45. 45 Figura 16 Tie N 3 Figura 17 Tie N 4
  • 46. 46 Figura 18 Tie N 5 Figura 19 Tie N 6
  • 47. 47 CAPITULO VII Pruebas de Laboratorio Muestreo de Agua El manejar rutinariamente grandes cantidades de agua de una variedad de distintas composiciones a un mínimo costo y sin problemas operacionales siempre presenta problemas enormes. Propiedades Físicas y Químicas El agua es llamada el solvente universal porque tiene el poder de disolver todas las substancias inorgánicas. En su estado puro presenta las propiedades físicas dadas en la tabla a continuación Propiedades Físicas del Agua Propiedad Valor Peso Molecular 18 Densidad a 4 .C 1 g/ml Punto de Congelamiento 0 .C Punto de Ebullición 100 .C Toda agua que se maneja tiene problemas en el campo comenzando desde el hecho que el agua es un supersolvente. Tanto el agua producida como la superficial contienen cantidades considerables de impurezas. Además, usualmente contiene muchos sólidos suspendidos y gases disueltos. El agua disuelve el metal. Los microorganismos crecen siempre rápidamente en el agua. Como las condiciones de temperatura y presión cambian, muchos de los componentes solubles pueden convertirse en insolubles a un cierto grado, precipitarse del agua y formar escala.
  • 48. 48 Antes de que un pozo sea perforado y completado para producirlo, los fluidos en la formación están en equilibrio con los alrededores y este balance una vez alterado, los sólidos (sedimentos minerales) comienzan a depositarse. La escala o comúnmente llamadas incrustaciones, pueden depositarse a lo largo de toda la trayectoria que sigue el agua, desde los pozos inyectores hasta los equipos de superficie, pasando por los yacimientos. En el campo se usa agua para muchos propósitos:  Inyección o reinyección en formaciones subsuperficiales para incrementar la recuperación de petróleo y/o mantener la presión del reservorio.  Reinyección en formaciones subsuperficiales para desechar el agua de formación.  Desechar el agua de formación en el agua superficial.  Enfriar cilindros compresores, gas natural y otros procesos.  Alimentar a los generadores de vapor.  Para su aplicación, se tienen dos objetivos principales desde un punto operacional:  Disminuir el taponamiento y deposición de sólidos en líneas, separadores y pozos.  Prevenir la corrosión en superficie y equipo subsuperficial.
  • 49. 49 Análisis del Agua de Formación Uno de los principales puntos de interés en el manejo de agua es el análisis y determinación de su composición. Esta es la mejor manera de detectar problemas presentes y futuros. Sin embargo, el agua muestreada debe ser representativa del agua de interés o el análisis conduciría a falsas conclusiones. Anális de laboratorio Utilizado para este Proyecto. Determinacion del Agua y Sedimentos en el Crudo de Bombeo por el método de Centrifugación. Materiales  Frasco de Polietileno de 250 ml.  JP1 (solvente).  Campana absobedoras de vapores.  Demulsificante de acción rápida.  Probetas para centrífuga (zanahorias de vidrio).e  Centrífuga. Toma de Muestra Abrir la válvula de toma muestras del bombeo, dejar drenar hasta que se observe un flujo homogéneo, aprox 15seg. Tomar una muestra representativa de fluido en el envase de polietileno adecuado (200ml), tapar bien y agitar para mantener homogénea la muestra.
  • 50. 50 Figura 20 Método de Centrifugación PONER 50 o 100 ML DE JP1 (DEPENDIENDO DEL VOL. DEL TUBO) EN UN TUBO DE CENTRÍFUGA HOMEGENIZAR LA MUESTRA Y LLENAR EL TUBO DE LA CENTRÍFUGA HASTA COMPLETARLA TAPONAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE POR UN MINUTO APROX. CENTRIFUGAR POR CINCO O MAS MINUTOS CON CALENTAMIENTO REGISTRAR ADICIONAR DEMULSIFICANTE Y REPETIR EL PASO ANTERIOR NO EMULSION SI EMULSION
  • 51. 51 Determinación de Aceite Resudual en Aguas de Reinyección Materiales Reactivos  Botella Winkler de vidrio de 300 ml.  Vaso de precipitación de 50 ml.  Solvente (Cloroformo-JP1)  Acido nítrico (concentrado)  Campana extractora de vapores.  Papel Filtro.  Pinza para botellas Winkler.  Embudo de separación 500 ml.  Celdas de vidrio HACH de 10 o 25 ml.  Espectrofotómetro HACH Toma de Muestra 1. Colocar 0.5 ml de ácido nítrico en la botella Winkler, para conservar la muestra. 2. De los sitios asignados como puntos de monitoreo abrir lentamente la válvula del toma muestras. Dejar drenar 2 minutos hasta que se observe un flujo homogéneo. 3. Tomar una muestra representativa sin dejar que se derrame la capa de aceite que se forma en la superficie. 4. Tapar la muestra y dejar que se enfríe.
  • 52. 52 COLOCAR 0.5 ML DE ACIDO NITRICO (c) EN LA BOTELLA WINKLER TOMAR UNA MUESTRA REPRESENTATIVA EN LA BOTELLA, DEJAR ENFRIAR COLOCAR SOLVENTE EN LA BOTELLA, TAPAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE COLOCAR EL CONTENIDO DE LA BOTELLA EN EL EMBUDO. VERTER LA MUESTRA EN EL EMBUDO DE SEPARACION. COLOCAR UN TAPON-FILTRO EN EL VASTAGO DE EMBUDO; ENCENDER EL ESPECTROFOTOMETRO, RECOGER LA FASE ORGANICA EN LA CELDA HACH (25 O 10 mlL). TAPAR EL EMBUDO Y AGITAR ENERGICAMENTE POR 1 MINUTO, ABRIR LA VÁLVULA DE VENTEO PERIODICAMENTE ENCERAR EL EQUIPO UTILIZANDO UN BLANCO (SOLVENTE PURO) COLOCAR LA MUESTRA EN EL ESPECTROFOTOMETRO, MEDIR; PARA OBTENER EL VALOR EN PPM APLICAR LA RESPECTIVA ECUACION
  • 53. 53 Determinación de Solidos Suspendidos Figura 21 Determinación de Sólidos Materiales Reactívos  Botella Winkler de vidrio de 300 ml.  Probeta 100 ml..  Solvente (Cloroformo-JP1)  Acido nítrico (concentrado)  Campana extractora de vapores.  Papel Filtro Milipore Tipo: 0.45 um, White gridded. 47 mm  Pinza para botellas Winkler.  Pinza de metal para membranas  Embudo de separación 500 ml.  Matraz Kitasato 1000 ml  Equipo para filtración al vacío  Bomba de vacío MOD. DOA-P704A-AA  Balanza Mettler Toledo AB104
  • 54. 54  Estufa Fisher Scientific MOD: MODELO 281A  Desecador Toma de Muestra 1. Colocar 0.5 ml de ácido nítrico en la botella Winkler, para conservar la muestra. 2. De los sitios asignados como puntos de monitoreo abrir lentamente la válvula del toma muestras. Dejar drenar 2 minutos hasta que se observe un flujo homogéneo. 3. Tomar una muestra representativa sin dejar que se derrame la capa de aceite que se forma en la superficie. 4. Tapar la muestra y dejar que se enfríe. Procedimiento 1. Pasar la muestra al embudo se separación. 2. Poner solvente en la botella Winkler en una relación de 10% del total de la muestra, tapar y agitar vigorosamente. Trasvasar este contenido al embudo de separación, observar que en las paredes de la botella no queden residuos de crudo. 3. Tapar el embudo y agitar enérgicamente por un minuto, abrir periódicamente la válvula de venteo del embudo para desfogue de vapores. Dejar en reposo aproximadamente 15 minutos, hasta que se observe la separación de las fases. 4. Si el solvente utilizado es cloroformo, la fase orgánica se localiza en la parte inferior del embudo. Si es JP1 se localiza en la parte superior, se toma la fase acuosa para el análisis de Sólidos Suspendidos Totales. 5. Recoger 200 ml de la fase acuosa. Anotar Volumen de muestra: V
  • 55. 55 6. Pesar una membrana de celulosa (milipore) de 45 um para colocarla en el equipo de filtración (filtración al vacio). Anotar Pi. 7. Una vez colocada la membrana, ajustar embudo metálico y asegurar 8. Colocar los 200 ml de muestra en el embudo y prender la bomba de vacío hasta 9. que se filtre toda la muestra. 10. Extraer la membrana del equipo de filtración y dejar secar en la estufa por 30 min. a 110 °C. 11. Llevar al desecador la membrana por 30 minutos. 12. Pesar membrana. Anotar Pf. CALCULOS Los ppm de sólidos suspendidos totales SST. Se calcula con la siguiente ecuación:   1000000* V PfPi SST   Ejemplo : SST= ( 70-30 ) * 100000/250000 SST= 80 ppm
  • 56. 56 COLOCAR 0.5 ML DE ACIDO NITRICO (c) EN LA BOTELLA WINKLER TOMAR UNA MUESTRA REPRESENTATIVA EN LA BOTELLA, DEJAR ENFRIAR COLOCAR SOLVENTE EN LA BOTELLA, TAPAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE COLOCAR EL CONTENIDO DE LA BOTELLA EN EL EMBUDO. VERTER LA MUESTRA EN EL EMBUDO DE SEPARACION. PESAR MEMBRANA MILIPORE Y LLEVAR AL EQUIPO DE FILTRACION AL VACIO TAPAR EL EMBUDO Y AGITAR ENERGICAMENTE POR 1 MINUTO, ABRIR LA VÁLVULA DE VENTEO PERIODICAMENTE RECOLECTAR 200 ml DE LA FASE ACUOSA Y FILTRAR AL VACIO SECAR MEMBRANA EN ESTUFA A 110°C 3º MIN LLEVAR A DESECADOR MEMBRANA 30 MIN Y PESAR. CALCULAR SST Y REPORTAR.
  • 57. 57 Determinacion de Hiérro em Aguas de Reinyección Figura 22 Determinación de Sólidos Materiales Reactivos  Botella Winkler de vidrio de 300 ml.  Acido nítrico (concentrado).  Campana extractora de vapores.  Papel Filtro.  Celdas de vidrio HACH de 10 o 25 ml.  Espectrofotómetro HACH DR 2010 o DR 2800  Reactivo Ferrover Iron.
  • 58. 58 Toma de Muesta 1. Colocar 0.5 ml de ácido nítrico en la botella Winkler, para conservar la muestra. 2. De los sitios asignados como puntos de monitoreo abrir lentamente la válvula del toma muestras. Dejar drenar 2 minutos hasta que se observe un flujo homogéneo. 3. Tomar una muestra representativa sin dejar que se derrame la capa de aceite que se forma en la superficie. 4. Tapar la muestra y dejar que se enfríe. Procedimiento 1. Tomar la fase acuosa separada como resultado del procedimiento de aceite en agua y filtrarla usando un papel filtro. 2. Encender el espectrofotómetro, introducir el número de programa 265, mover la perilla del equipo hasta alcanzar una longitud de onda de 510 nm. 3. Colocar agua destilada en la celda HACH y realizar la lectura del blanco. 4. Presionar SHIFT TIMER 5. Medir pH de la muestra, por la adición del ácido estará entre 2 o menos. Ajustar pH entre 3 y 4 con Sólución de Hidróxido de Sodio 5 N. No exceder pH de 5 pues el hierro puede precipitar. 6. Colocar la muestra de agua en la celda HACH y agregar el reactivo ferrover iron, disolverlo bien dando suaves giros a la celda, una coloración naranja aparecerá si el hierro está presente, espere tres minutos para que se produzca la reacción. 7. Realizar la lectura concentración de hierro, en el caso de que el equipo no lea la concentración, proceda a efectuar una dilución caso contrario registre directamente el valor observado en el equipo.
  • 59. 59 8. En el caso de haberse efectuado una dilución, realice el siguiente cálculo: dilucionparatomadaalícuota aforodevolumen FD FDequipoelenobservadovalorCFe    * 2 CFe= concentración de hierro en mg/L FD = factor de dilución Alícuota: cantidad de muestra tomada con una jeringa o una pipeta. Reportar en mg/l de hierro con la siguiente apreciación: 0.01 mg/l Lavar adecuadamente todo el material utilizado.
  • 60. 60 COLOCAR 0.5 ML DE ACIDO NITRICO (c) EN LA BOTELLA WINKLER TOMAR UNA MUESTRA REPRESENTATIVA EN LA BOTELLA, DEJAR ENFRIAR COLOCAR SOLVENTE EN LA BOTELLA, TAPAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE COLOCAR EL CONTENIDO DE LA BOTELLA EN EL EMBUDO. VERTER LA MUESTRA EN EL EMBUDO DE SEPARACION. COLOCAR UN TAPON-FILTRO EN EL VASTAGO DE EMBUDO; ENCENDER EL ESPECTROFOTOMETRO, RECOGER LA FASE ACUOSA EN LA CELDA HACH (25 O 10 mlL). TAPAR EL EMBUDO Y AGITAR ENERGICAMENTE POR 1 MINUTO, ABRIR LA VÁLVULA DE VENTEO PERIODICAMENTE FILTRAR LA FASE ACUOSA ENCENDER ESPECTROFOTOMETRO HACH Y SELECCIONAR PROGRAMA 265 Y LONGITUID DE ONDA 510 nm
  • 61. 61 PERMEABILIDADES DE LAS ZONAS DE REINYECCION Zona de Reinyección Permeabildad [milidarcies] Hollín 500-1.500 T 1.000-3.000 U 1.500-5.000 M-1 2.000-8.000 REALIZAR LECTURA DE BLANCO CON AGUA DESTILADA PRESIONAR SHIFT TIMER REALIZAR LECTURA DE CONCENTRACION DE HIERRO EN ppm EFECTUAR UNA DILUCUION SI ES NECESARIO. AGREGAR A LA MUESTRA REACTIVO IRON FERROVER Y ESPERAR 3 MINUTOS DE LA REACCION.
  • 62. 62 Datos de Análisis del Campo El análisis del agua de formación se lo hace todos los días de todos los pozos inyectores, y determinar los diferentes parámetros para su tratamiento y llevar un control diario ANALISIS FISICO QUIMICO AGUA DE INYECCION SPF DATE: FEBRERO 2010 PARAMETRO INY. SPF pH 7 TEMP. oC 25 CONDUCTIVITY mS/cm 31200 SALINITY ClNa- (mg/l) 18909 TOTAL ALKAL. (CaCO3 mg/l) 810 TOTAL HARDNESS (CaCO3 mg/l) 970 CALCIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 730 MAGNESIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 240 SO4-- (mg/l) 375 HCO3- (mg/l) 988,2 Ca++ (mg/l) 225 Mg++ (mg/l) 57,6 Cl-(mg/l) 11345,4 Na+ (mg/) 7563,6 Fe++ (mg/l) 3,65 STD (mg/l) 20904
  • 63. 63 ANALISIS FISICO QUIMICO AGUA DE INYECCION LINEA SPF-AMO MUESTRA TOMADA EN EL POZO INYECTOR AMO A6 FECHA: OCTUBRE 2010 PARAMETRO INY. SPF pH 8 TEMP. oC 27,5 CONDUCTIVITY mS/cm 34120 SALINITY ClNa- (mg/l) 20300 TOTAL ALKAL. (CaCO3 mg/l) 870 TOTAL HARDNESS (CaCO3 mg/l) 1180 CALCIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 970 MAGNESIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 210 Un Stra dSO4-- (mg/l) 275 HCO3- (mg/l) 1061,4 Ca++ (mg/l) 388 Mg++ (mg/l) 50,4 Cl-(mg/l) 12180 Na+ (mg/) 8120 Fe++ (mg/l) 0,5 STD (mg/l) 22860,4 En este hemos tomado una muestra de un pozo del campo Amo para cual debe cumplir con los parámetros principales según la norma del cuadro adjunto. PARAMETRO NORMA Temperatura (ºC) < 40 Ph 5 - 9 DBO5 (mg/l) Remoción > 80% Sólidos Suspendidos (mg/l) Remoción > 80% Aceites y Grasas (mg/l) Remoción > 80% Fenoles (mg/l) < 0.2 Bario (mg/l) < 5
  • 64. 64 CAPITULO VIII MINIMIZACION DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES El agua producida en los campos de producción de petróleo crudo que contiene cantidades variables de sales disueltas y de gases disueltos, pueden ser algunos sólidos en suspensión que podrán contener trazas de metales pesados y, posiblemente, niveles excesivos de radiación de estroncio y radio. Generalmente, el agua producida contiene niveles inaceptables de gotitas de petróleo suspendidas y emulsificadas dentro de las mismas. Las salmueras de yacimientos petrolíferos no son aptas para el consumo humano ni para el uso de los animales. El agua producida puede aparecer relativamente clara y a menudo es difícil distinguirla de otras aguas. Uno de los problemas potenciales mayores del agua salada es la contaminación de las fuentes de agua potable, lo que no se produce al reinyectarla en el subsuelo. La mayoría de las aguas potables mundiales se hallan bajo tierra pero a pocos metros de la superficie, o en ríos y arroyos. La mayoría de estas capas freáticas de agua dulce son alimentadas por filtración desde la superficie; y son muy suceptibles a la contaminación por otros fluidos. El agua producida en un campo petrolero es un contaminante ideal. Para las compañías es tentadora la idea de descargar el fluido en las cercanías sin hacer ningún control por la baja producción de agua salada en el inicio de los proyectos, pero esto es totalmente inaceptable ya que es extremadamente improbable que los volúmenes disminuyan. De hecho es bastante normal que la razón agua-petróleo aumente muy rápidamente inicialmente a medida que la saturación de agua en la vecindad del pozo continua aumentando. En el campo Amo hay incremento de agua debido al aumento de bs&w y nuevos pozos.
  • 65. 65 La razón por la cual se reinyecta el agua de formación en el bloque es la preservación de la naturaleza, en especial de los recursos hídricos, a través de la minimización de los impactos ambientales que se producirían si el agua producida es vertida en superficie. El agua de formación producida contamina al medio ambiente principalmente por:  Las sales y sólidos en suspensión que contiene.  La concentración salina de la misma. 2300 mg/l  La temperatura a la que se encuentra. 27.5 °C A continuación se detallan los impactos ambientales que se minimizan al reinyectar el agua de formación en las distintas formaciones subsuperficiales en el bloque. Sales y Solidos en Suspención ( 25 ppm) El agua producida contiene una variedad amplia de sales disueltas (como cationes y aniones), sólidos suspendidos y gases. Algunos de los cuales son simplemente no tóxicas mientras otros son tóxicos y pueden concentrarse en la cadena alimenticia. Los efectos de varios de los compuestos de las aguas de formación que se previenen a través de la reinyección de la misma se notan a continuación: Sodio y Cloruros ( 10.000 ppm) El sodio en particular es perjudicial para la calidad del agua, en forma de cloruro de sodio especialmente donde se usa el agua para la irrigación ya que conduce a una acumulación severa de sal y daño a medida que se evapora el agua. El sodio en combinación con sulfatos también causa problemas de salud como la diarrea.
  • 66. 66 Solidos en Suspención ( 24 ppm) Esta es una medida que excede el tamaño coloidal. Estos sólidos interfieren con la autopurificación, conducen a los depósitos de lodos y dañan las pesquerías. Metales Pesados El metal pesado primario en el agua producida es el bario, pero pueden presentarse vestigios de mercurio, arsénico y selenio. Estos elementos son extremadamente tóxicos para los seres humanos en cantidades diminutas, y son concentrados por varios organismos como los crustáceos en particular. Sulfuros ( 12.74 ppm ) Los sulfuros matan a los peces, producen sabores y olores y son perjudiciales para el uso en proceso industriales. Aceites y Grasas ( 20 ppm) Los aceites y grasas son tóxicos para los peces, reducen la aereación, producen sabor y son estéticamente inaceptables. Radioactividad Tanto el Radio 226 como el Estroncio 90 son radioactivos y a menudo se presentan en el agua producida. Ambos son concentrados por los mismos organismos que concentran a los otros metales pesados.
  • 67. 67 Concentración de Salina La mayoría de las aguas producidas contienen concentraciones salinas muy altas. A estos niveles el agua producida es tóxica para casi todas las formas de vida, a menos que el agua producida sea destinada a volver a la formación productiva. Debe notarse que aún cuando se usa la descarga al mar, habrá una zona en la vecindad inmediata al punto de descarga donde las concentraciones serán excesivas, y donde se notará una reducción marcada en los organismos marinos. El área de la zona afectada será una función del volumen de descarga, la concentración de sales y de la forma de dispersión. Temperatura 200 °f aproximadamente Las temperaturas de los yacimientos son una función de la profundidad. Las temperaturas de las aguas producidas reflejan la temperatura del yacimiento, la tasa de flujo, la geometría del agujero del pozo, la temperatura ambiente y el método de procesamiento en la superficie. En el punto de eliminación las aguas producidas están aún a temperaturas elevadas. Las descargas dentro de las aguas superficiales elevará su temperatura y este cambio disminuirá los niveles de oxígeno disuelto causando mortandad de peces, interferirá con la procreación y propagación de los peces, aumentará las tasas de crecimiento de las bacterias, de organismos benéficos y perjudiciales, acelerará las reacciones químicas y conducirá a la eutrofización. Si bien la eutrofización es un lento proceso natural dado por el aporte desde la cuenca de nutrientes a los sistemas acuáticos, el uso de fertilizantes, detergentes y el vertido directo de materia orgánica, han acelerado increíblemente el proceso. Este fenómeno se ha denominado "eutrofización antrópica" o de origen humano.
  • 68. 68 Ejemplo: antes de la eutrofización después de la eutrofización Experimento de fertilización (eutrofización artificial) de un lago. Las fotos muestran el aspecto anterior y posterior al agregado del nutriente limitante (fósforo).
  • 69. 69 CAPITULO IX DESCRIPCION DEL PROCESO DE REINYECCION DE AGUA DE FORMACION Recepción de fluido de los wellpads a la estación de tratamiento El fluido proveniente de los Well Pads: crudo, agua y gas, ingresa a la estación de tratamiento en SPF a través de los recibidores y posteriormente, mediante un manifold se direcciona el fluido hacia los trenes A / B / C y al FWKO de separación en SPF. La condición de los equipos se encuentra asegurada a través del sistema de Mantenimiento: RBM (Reliabilty Based Maintenace).
  • 70. 70 Sistema de tratamiento de crudo Cada tren de tratamiento consta de: separador de agua libre, intercambiador de calor, separador de producción y deshidratador electrostático. Separador de agua libre Este es un separador trifásico el cual separa por diferencia de densidades el crudo, agua que se encuentra en estado libre y el gas, manteniendo parámetros adecuados de niveles a través del controlador de nivel LIC, así como la presión con un controlador PIC. El gas liberado en este equipo es utilizado como combustible para los generadores de energía eléctrica (Generadores Waukesha) SPF, en SPF además de estos generadores se dispone de la turbina que es dual de tal manera que la mayoría de gas es utilizado por esta turbina para la generación eléctrica, y el gas remanente es quemado en la tea. El crudo pasa al siguiente equipo de tratamiento realizando un control del porcentaje de agua contenida en el aceite BS&W. El agua separada del crudo es conducida hacia un sistema de tratamiento Intercambiador de calor El crudo que sale del separador de agua libre pasa por el intercambiador de calor, con la finalidad de incrementar la temperatura manteniendo el control a través del TIC y facilitar la deshidratación. Separador de Producción Al igual que el separador de agua libre, es un separador trifásico el cual separa crudo, agua y gas, pero con ayuda de temperatura adquirida en el intercambiador de calor, es decir, habrá separación termoquímica. El control de niveles se realiza con un LIC, y el control de presión con un PIC. El gas liberado en este equipo es utilizado como combustible para los generadores de energía eléctrica (Generadores Waukesha y turbina en el SPF), y el gas remanente es quemado en la tea. El crudo pasa al siguiente equipo de tratamiento realizando un control del porcentaje de agua contenida en el aceite BS&W. El agua separada del crudo es conducida hacia un sistema de tratamiento.
  • 71. 71 Deshidratador electrostático El separador electrostático separa crudo y agua mediante el funcionamiento de un sistema de transformadores que elevan a un alto potencial, el cual se rectifica obteniendo corriente continua que alimenta a dos parrillas de polaridad opuesta; y debido a la bipolaridad de las moléculas de agua, estas son atraídas a los polos opuestos ocasionando un choque entre si, lo que permite formar moléculas de mayor peso y facilitar la precipitación, formando un nivel que es controlado por un LIC. El crudo que sale de éste separador debe ser con un BS&W igual o menor a 0.5 %. y es conducido a los tanques de almacenamiento y posteriormente bombeado hacia Shushufindi. (Estación de mezcla), realizando la contabilidad e inventarios de tanques para el cálculo de producción y ser reportado. El agua separada del crudo es conducida hacia un sistema de tratamiento Tratamiento de agua de formación El agua que sale de los equipos de deshidratación de crudo, es conducida hacia un sistema de tratamiento (scrubber de agua), el cual tiene la finalidad de extraer la mayor cantidad de aceite contenida en el agua. Este sistema consta de separadores que forman niveles de agua y la pequeña cantidad de crudo, los cuales son controlados por un LIC, así como la presión con un controlador PIC y conducida a los tanques de almacenamiento para posteriormente ser inyectada. El agua producida y la inyectada en cada pozo es contabilizada y reportada En condiciones normales y anormales, los desechos sólidos generados serán gestionados según el procedimiento Manejo de desechos sólidos. Los residuos líquidos generados en condiciones normales y anormales provenientes de los pozos de inyección, serán colectados en el cellar y luego evacuados mediante el camión succionador para finalmente ser reinyectados al proceso.
  • 72. 72 V-1101 FREE WATER KNOCK OUT SEPARADOR DE AGUA LIBRE FW.KO RECIBIDOR SCRUBBER DE AGUA INT. CALOR GENERACIÓN TEA OBJETIVO: Separar la mayor cantidad de agua de formación y gas. El valor del BSW del crudo saliente esta alrededor de un 20% INTERCAMBIADOR DE CALOR E-1104 INTERCAMBIADOR DE CALOR OBJETIVO: Elevar la temperatura del crudo con el fin de reducir su viscosidad y mejorar la separación de la emulsion tanto para el separador de producción como para la Deshidratadora. El fluido utilizado es aceite térmico el que ingresa con una temperatura de 260 a 265 F y a una presión de 35 -38 PSI y sale con una temperatura de 200 - 205 F y a una presión de 30 a 35 PSI. FW. KO SEPARADORACEITE TÉRMICO Sis. CALENTAMIENTO
  • 73. 73 V-1105 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN SEPARADOR DE PRODUCCIÓN INT. CALOR SCRUBBER DE AGUA DESHIDRATADOR GENERACIÓN TEA OBJETIVO: Separar mas cantidad de agua de formación y gas. El valor del BSW del crudo saliente esta alrededor de un 10% DESHIDRATADOR ELECTROESTÁTICO OBJETIVO: Extraer la mayor cantidad de agua de formación del crudo. Es la última etapa en la que se puede extraer agua del crudo. El valor del BSW a la salida dede ser menor al 1%. MÉTODO: A través de Transformadores, generan energía electroestática, la cual agrupa las moléculas de agua haciendolas mas grandes, con el objetivo de que estas caigan por su densidad. V-1106 DESHIDRATADOR ELECTROESTÁTICO SEPARADOR BOTAS 1107 SCRUBBER DE AGUA
  • 74. 74 BOTAS DE DESGASIFICACIÓN OBJETIVO: Extraer el gas que se encuentra disuelto en el crudo que proviene de la deshidratadora. METODO: A través de placas colocadas alternadamente dentro de la bota, se produce una liberación de gas, la misma que es producida por un proceso de expansión brusca. DESHIDRATADOR E 1063 / E 2063 TANQUES V-1107 T-1108 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO LANZADOR BOTAS 1107 ACEITE TÉRMICO Sis. CALENTAMIENTO MOV MOV BUSTER TRANSFERENCIA PV 1150 PSI
  • 75. 75 SCRUBBER DE AGUA OBJETIVO: Extraer la mayor cantidad de aceite contenida en el agua. METODO: La utilización de dos separadores, que forman niveles de agua, los que permiten extraer por la parte superior del vessel el aceite residual. V-1111 SCRUBBER DE AGUA SEPARADOR DESHIDRATADOR FW. KO CLOSE DRAIN TANQUES RECOVERY GAS TEA SCRUBBER DE AGUA V-1111 SCRUBBER DE AGUA SEPARADOR DESHIDRATADOR FW. KO CLOSE DRAIN TANQUES LOCALIZACIÓN DE ELEMENTOS DE CONTROL RECOVERY GAS TEA 144’’ 100% 132’’ 0% 130’’ 100% 118’’ 0% LV AGUA LT AGUA PV GAS LV CRUDO LT CRUDO
  • 76. 76 SCRUBBER DE AGUA V-1111 SCRUBBER DE AGUA PARTES IMPORTANTES UBICADAS EN EL INTERIOR DEL VESSEL Nata deCrudo Gas Separador T-1118 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA LANZADOR SCRUBBER BUSTER PRESIÓN INTERMEDIA PV 120 PSI PV 1190 PSI
  • 77. 77 TRATAMIENTO AL AGUA DE REINYECCION En el proceso de reinyección del agua de formación, mediante un sistema de desecho del agua producida se están usando antiescalas para prevenir la formación de escalas. Los antiescalas usados son los fosfonatos como el ácido fosfórico, éstos se inyectan antes y después del tanque de almacenamiento. Los antiescalas se inyectan en forma continua y previenen la formación de escalas en los equipos superficiales, subsuperficiales y en la formación. Para el control de la corrosión se usan inhibidores de corrosión conocidos como aminas cuaternarias. Estos inhibidores se inyectan en forma continua después del tanque de almacenamiento del agua. Para el control de las bacterias que se presentan en el sistema de desecho de agua producida se usan baches de biocidas. Estos se aplican a las líneas por 3 o 4 horas al día. Las bacterias que más afectan son las sulfato reductoras. Para remover los depósitos que pueden ser escalas, arenas, se usan los raspadores o cerdos. Estos facilitan a su vez la acción de los biocidas que tienen que entrar en contacto con las bacterias que en ocasiones se encuentran bajo los depósitos. Estos se corren en las líneas superficiales. Se usan clarificadores antes de los tanques de almacenamiento para remover el aceite residual del agua de formación para desecho a fin de evitar problemas posteriores.
  • 78. 78 SISTEMA COMPLETO DE REINYECCION DE AGUA En la figura se presenta un esquema del sistema completo de reinyección de agua de formación en el bloque. Figura 23 Sistema de Reinyeccion de Agua
  • 79. 79 CAPITULO X Costo de Trabajo Workover Una vez que en el capítulo anterior se ha evaluado la propuesta técnica para inyectar agua de formación, es necesario analizar si desde el punto de vista económico resulta rentable la implementación de este proyecto, cabe mencionar que en cuanto a facilidades y equipos se utilizaran los ya existentes en el campo lo que representa un ahorro para la empresa a continuación detallamos el costo de conversión de un pozo productor a inyector Costo de un pozo Producto es de : Costo Aproximado de un Workover o Recompletacion es COSTO DIA 1 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 1 Report Date: 4/21/2010 Start: 4/20/2010 Printed: 4/21/2010 5:58:07 AM INT 0726 ALQUILER DE EQUIPOS 197,92 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO RIG – DIA DE TRABAJO 4229,88 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 12,36 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 1,52 INT 0768 TRABAJO Y SUPERVISION DE EMPRESA 562,88 INT 0774 OTROS SERVICIOS Y ANALYSIS 34,54 TOTAL 5039,1
  • 80. 80 DIA 2 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 2 Report Date: 4/22/2010 Start:: 4/20/2010 INT 0726 ALQUILER DE EQUIPOS 250,000 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO 5343,00 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 15,81 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 1,92 INT 0768 TRABAJO Y SUPERVISION DE EMPRESA 711,00 INT 0774 OTROS SERVICIOS Y ANALYSIS 43,67 TOTAL 6365,40 DIA 3 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 3 Report Date: 4/23/2010 Start: 4/20/2010 INT 0726 ALQUILER DE EQUIPO 250,000 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO 5343,00 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 15,81 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 1,92 INT 0768 LABOR & SUPERVISION DE LA EMPRESA 711 INT 0774 OTROS SERVICIOS SERVICES & ANALYSIS 43,67 TOTAL 6365,40
  • 81. 81 DIA 4 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 4 Report Date: 4/25/2010 Start: 4/20/2010 INT 0726 ALQUILER DE EQUIPO / 250,000 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO 5343,00 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 15,81 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 1,92 INT 0768 LABOR & SUPERVISION – DE EMPRESA 711 INT 0774 OTROS SERVISIOS & ANALYSIS 43,67 TOTAL 6365,40 DIA 5 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 5Report Date: 4/25/2010 Start: 4/20/2010 INT 0726 ALQUILER DE EQUIPO A GRUAS ATLAS 250,000 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO SINOPEC CORP. 5343,00 INT 0736 PRODUCCION DE FIJO PERFORACION SCHLUMBERGER 81871,24 INT 0738 TRABAJO ELECTRICO Y LOGISTICO SCHLUMBERGER 11668,27 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE)SERAMIN 15,81 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE)SERAMIN 1,92 INT 0768 LABOR & SUPERVISION – DE EMPRESA BARDELCAS 711 INT 0774 OTROS SERVICIOS & ANALYSIS GRUAS ATLAS 43,67 TOTAL 99904,91
  • 82. 82 DIA 6 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 6 Report Date: 4/26/2010 Start: 4/20/2010 INT 0726 ALQUILER DEL EQUIPO 250,000 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO 5343,00 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 15,81 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 1,92 INT 0768 LABOR & SUPERVISION – DE EMPRESA 711 INT 0774 OTROAS SERVICIOS Y ANALYSIS 43,67 TOTAL 6365,40 DIA 7 Legal Well Name: AMO B24 Common Well Name: AMO B24 Event Name: WORKOVER Spud Date: 10/16/2002 Report #: 6 Report Date: 4/27/2010 Start: 4/20/2010 INT 0726 ALQUILER DE EQUIPO GRUAS ATLAS / 20.83 20,83 INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO SINOPEC CORP. / 443.25 443,25 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE)SERAMIN / 1.32 1,32 INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE)SERAMIN / 0.16 0,16 INT 0768 LABOR & SUPERVISION – EMPRESA BARDELCAS / 29.25 29,25 INT 0774 OTROS SERVICIOS & ANALYSIS GRUAS ATLAS / 3.64 3,64 INT 0784CONECTAR Y RETIRAR TIW / 29,115.52 29115,52 TOTAL 29613,97 CUMULATIVE TOTAL 160,019.58 160,019.58
  • 83. 83 Conclusiones y Recomendaciones Concluciones 1. Las zonas de las distintas formaciones en donde se reinyecta el agua de formación producida presenta excelentes propiedades petrofísicas como grandes espesores con buenas porosidades, altas permeabilidades y bajos volúmenes de arcillas. Las mejores zonas de reinyección son las que se encuentran en la arenisca M-1 Principal de la formación Napo. 2. En el bloque solo se reinyecta el agua de formación producida ( 990 mil bls ) para desecharla en las formaciones subsuperficiales minimizando de esta manera el impacto ambiental y no para incrementar la recuperación de petróleo y/o mantener la presión del reservorio. 3. Del análisis del agua de reinyección en el bloque se concluye que esta agua es de buena calidad para la reinyección. Sin embargo, se aplican químicos como demulsificante antiescala biocida Inhibridor de corroción que disminuyen el taponamiento y deposición de sólidos en líneas y tanques; se excluye al oxígeno y se usan anticorrosivos para prevenir la corrosión en superficie y equipo subsuperficial. 4. Las aguas de reinyección es buena por lo que el sistema de reinyección en el bloque no presenta problemas de formación de escala en la pared del pozo o taponamiento del mismo por filtración de sólidos suspendidos y/o precipitación de sólidos en la formación.
  • 84. 84 5. Es necesario el uso de baches de biocida para eliminar las bacterias sulfato-reductoras en el sistema de reinyección para reducir la posibilidad de incrementar la corrosividad del agua y taponar el sistema que estas bacterias ocasionan. 6. La reinyección de agua de formación en el bloque se ve favorecida por las altas presiones usadas para reinyección lo que permite tener altos caudales de reinyección debido a las presiones con las que se reinyecta el agua de alrededor de 2.600psi. 7. Es necesario un desnatador para cumplir con una doble función en la planta de tratamiento de crudo. La primera es constituir una última etapa de separación de crudo y la segunda es reducir la concentración del petróleo en el agua de formación para evitar problemas operacionales del sistema de reinyección. 8. Económicamente la recompletación de un pozo productor en reinyector de agua de formación es mucho menos costosa que la perforación de un pozo para reinyectar el agua de formación producida. 9. Los impactos ambientales que produce el agua producida al ser desechada al medioambiente se deben principalmente a las sales y sólidos suspendidos que contiene, a su concentración salina y temperatura y el costo de la reinyección viene a constituir un minimo valor al lado de la protección y preservación del medio ambiente cuyo valor es invaluable.
  • 85. 85 10. Los impactos ambientales que se minimizan a través de la reinyección de toda el agua de formación en las formaciones subsuperficiales del bloque son:  La contaminación de las fuentes de agua potable como capas freáticas de agua dulce, ríos y arroyos especialmente por la alta salinidad del agua producida.  La disminución de la calidad del agua usada para la irrigación por acumulación de sal.  Los problemas de salud como la diarrea por la combinación del sodio con los sulfatos.  La disminución de la capacidad de autopurificación del agua, la formación de depósitos de lodos, el daño a las comunidades por la presencia de sólidos en suspensión.  La concentración de metales pesados como el bario, extremadamente tóxicos para los seres humanos, en organismos como los crustáceos.  La muerte de las especies y la producción de olores y sabores del agua por la presencia de sulfuros.  La muerte de las especies y la reducción en la aereación del agua por los aceites y grasas que son altamente tóxicos.  La acumulación de metales pesados radioactivos como el radio y estroncio por organismos como los crustáceos que son significativos para los seres humanos.  El aumento de la toxicidad para casi todas las formas de vida del agua por la excesiva salinidad del agua producida.  La disminución de los niveles de oxígeno disuelto que causa la mortandad en las especies, el aumento de las tasas de crecimiento de las bacterias y organismos perjudiciales que junto a la aceleración de las reacciones químicas conducirán a la eutrofización por el aumento de la temperatura.
  • 86. 86 Recomendaciones 1. En el caso de disponer de pozos cerrados horizontales, verticales y direccionales, se recomienda escoger como candidatos para ser recompletados como reinyectores. De la misma forma, se recomienda en el caso de perforar un pozo para reinyección hacerlo en forma direccional o vertical debido a las bajas tasas de reinyección presentadas por el pozos horizontales en el Bloque 2. En el sistema de reinyección en el bloque se recomienda inyectar un clarificador más potente antes del desnatador con el fin de reducir la concentración de petróleo en el agua de formación para evitar problemas operacionales en el futuro. 3. Se recomienda que antes de la aplicación de un bache de biocida siempre se corra por la línea un raspador con el objetivo de que entren en contacto las bacterias con el biocida aplicado ya que si no se lo hace el biocida es estéril. 4. Se recomienda en el caso de tener pozos productores cerrados en el bloque aptos para ser recompletados como reinyectores, recompletarlos en lugar de perforar nuevos pozos reinyectores debido a su menor costo y similares resultados que se han obtenido en el bloque. 5. Se recomienda en el caso de decidir perforar un pozo para reinyectar el agua de formación en el bloque tomar en cuenta las siguientes consideraciones:
  • 87. 87  Que el pozo a perforarse se encuentre en un área cercana a donde estén ubicadas las facilidades de producción para disminuir los costos de líneas y equipo superficial usados en el sistema de reinyección.  Que el pozo a perforarse se encuentre en un área que esté fuera de las estructuras de los campos productores por ser el sistema de reinyección usado para desechar el agua de formación producida y no para mejorar la recuperación de petróleo y/o mantener la presión del reservorio.  Que el pozo a perforarse se encuentre en un área en donde las formaciones subsuperficiales tengan un buen desarrollo (espesores grandes, porosidades buenas, permeabilidades altas, volúmenes de arcilla bajos) para poder reinyectar altos caudales de agua de formación 6. En el caso de decidir recompletar un pozo productor como reinyector de agua de formación producida, se recomienda tomar en cuenta las siguientes consideraciones para la selección del pozo más apto de entre los posibles candidatos:  Que sea un pozo que esté cerrado por su baja rentabilidad económica debido especialmente a la poca producción de petróleo y a la imposibilidad de incrementarla.  Que sea un pozo en el cual no se pueda poner a producir ninguna otra arenisca reservorio del bloque.  Que sea un pozo que presente excelentes propiedades petrofísicas en una o varias zonas de las formaciones como son grandes espesores con buenas porosidades y permeabilidades y bajos volúmenes de arcillas para tener una mayor certeza de que el pozo reinyectará grandes volúmenes de agua de formación.
  • 88. 88  Que sea un pozo cuya posible zona de reinyección se encuentre en una formación no productora del campo en el cual se encuentra ubicado.  En el caso de que su zona de reinyección se encuentre ubicada en la arenisca productora del campo, el pozo debe estar lo más flanqueado posible para evitar problemas con la Dirección Nacional de Hidrocarburos. 7. Se recomienda implantar en futuros proyectos los sistemas reinyectores de agua de formación al ser estos atractivos económicamente para las empresas por su bajo costo en comparación al gasto que se haría al remediar el medio ambiente por el desecho del agua de formación al medio ambiente y a la vez por ser una forma efectiva de proteger al medioambiente en especial a los recursos hídricos a través de la minimización de los distintos impactos ambientales que su descarga en superficie ocasionarían.
  • 89. 89 Glosario Acidificación (acidize).- Es la práctica de tratar una formación con ácido para mejorar la permeabilidad de la zona petrolífera. La técnica es también conocida como estimulación o tratamiento ácido y es muy efectiva en rocas de carbonatos. El ácido clorhídrico u otro ácido es inyectado bajo presión a la formación. El ácido agranda el espacio poroso a través del cual fluyen los fluidos del reservorio. El ácido también remueve el daño a la formación al disolver el material obturante de la roca alrededor del pozo. El ácido es mantenido bajo presión por un período de tiempo y entoces retirado del pozo, después del cual el pozo es suabeado y puesto en producción. Se combina con el ácido algunos inhibidores químicos para prevenir la corrosión de la tubería. Acido, lavado (acid wash).- Es un tratamiento ácido en el cual una mezcla de ácido es circulada a través del pozo para limpiarlo. Acuífero.- Roca permeable saturada con agua a presión. En su estado natural un acuífero puede ser la zona de agua de un reservorio de petróleo o gas, proporcionando el empuje para hacer llegar el petróleo al pozo. Agua Intersticial.- Conocida también como agua connata. Es el agua retenida en el espacio poral o instersticios de una formación desde que fue creada. Angulo de buzamiento o inclinación (angle of dip).- El ángulo al cual una formación buza o se inclina hacia abajo a partir de una horizontal. API.- American Petroleum Institute, formada en 1917 para organizar la industria a fin de ordenar la demanda de petróleo durante la primera guerra mundial. Es una organización sin fines de lucro, que sirve para coordinar y promover el interés de la industria petrolera en su relación con gobiernos y otros. Barril (Barrel).- Una medida del volumen para productos hidrocarburos. Un barril es equivalente a 42 galones US o 0.15899 metros cúbicos (9,702 pulgadas cúbicas). Un metro cúbico es igual a 6.2897 barriles. Bombeo Artificial.- Técnicas aplicadas a los pozos para que continuen produciendo económicamente cuando ya no tienen energía suficiente para hacerlo por surgencia natural. BOP.- ( Blowout Preventer ) Sistema de Emergencia del pozo en la torre de workover BSW.- Se denomina así a las impurezas (sólidos y agua) que se asientan en el fondo de los tanques que contienen al petróleo. Bubble point.- Ver Punto de Burbuja.
  • 90. 90 Bypass.- 1.-Una conección de tubería alrededor de una válvula u otro mecanismo de control que esta instalado, para permitir el paso de fluidos a través de una línea mientras se efectúan ajustes o reparaciones en las instalaciones. 2.-La entrega de gas a un cliente (customer) por medio de una tubería diferente al suministro tradicional a clientes. Por ejemplo, entrega de gas a un usuario final directamente del gasoducto principal de transmisión sin mover el gas a través de la compañía de distribución local tradicional (suministrador, supplier). Carbonato de Calcio.- Es una combinación química de calcio, carbono y oxígeno, CaCO3. Es el principal constituyente de la caliza (limestone). Este forma encostramientos en las facilidades que manipulan agua y es una causa de la dureza del agua. Caloría.- Es la cantidad de energía calorífica necesaria para elevar la temperatura de 1 gramo de agua en 1° Celsius. Es el equivalente métrico del Btu (British thermal unit). Campo o Yacimiento.- Area que consiste de un solo reservorio o múltiples reservorios, todos agrupados alrededor de o vinculados a la misma característica geológica estructural individual y/o condición estratigráfica. Puede haber dos o más reservorios en un campo que están separados verticalmente por estratos herméticos intermedios, o lateralmente por barreras geológicas locales o por ambos. Cementación.- Técnica por la cual se prepara, bombea y ubica una mezcla de cemento dentro del pozo con fines de fijar una tubería, aislar, reparar o abandonar. Cellar.- lammamos cellar al hueco donde se va a perforar o se encuentran los pozos Completación.- Es la preparación de un pozo para ponerlo en producción económicamente. Después que un pozo es entubado y cementado, cada horizonte productivo es puesto en contacto permanente con el pozo, permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia superficie a través de la tubería de producción y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. El contacto con cada horizonte puede ser alcanzado directamente (a hueco abierto) o por punzonamiento (baleo) a través de la tubería de revestimiento. Condensado.- Hidrocarburos que son gaseosos en el reservorio pero que se separan en forma de líquido a partir del gas natural. Estos consisten de proporción variada de butanos, propanos, pentanos y fracciones pesadas, con muy poco o nada de metano o etano. Cuenca Sedimentaria.- Nombre dado a un gran depósito creado hace muchos millones de años en la cual se han acumulado sedimentos que pueden consistir de fragmentos de roca de varias dimensiones, remanentes o productos de animales o plantas, productos de acción química o por evaporación o mezcla de estos. Los sedimentos tiene espesores que alcanzan entre 2,000 a 30,000 metros. En el Perú se han identificado 18 cuencas sedimentarias.
  • 91. 91 Deplección.- Reducción del contenido de un pozo, reservorio o campo. Cuando los hidrocarburos se han agotado, se dice que la deplección es física; cuando los costos de extracción superan el valor de lo producido, la deplección es económica. La deplección natural resulta si el mecanismo de empuje natural no es reforzado o complementado por ejemplo con recuperación secundaria. Otra Definición.- Condición de menor presión a la que llega un reservorio debido a su producción. Desarrollo.- Es la perforación, profundización, reacondicionamiento y completación de pozos, así como el diseño, construcción e instalación de equipos, tuberías, tanques de almacenamiento y otros medios e instalaciones y la ejecución de cualquier otra actividad apropiada para la producción de hidrocarburos, después del descubrimiento comercial de un yacimiento. DPP.- Diámetro por Pie Desarrollo Sostenible.- Es el desarrollo de nuestras economías sin destruir la naturaleza y el bienestar de las generaciones futuras. Escala.- La solubilidad es definida como la cantidad limitada de un soluto que puede ser disuelta por un solvente bajo unas condiciones físicas dadas Exploración.- Planeamiento, ejecución y evaluación de todo tipo de estudios geológicos, geofísicos, geoquímicos y otros, así como la perforación de pozos exploratorios y actividades conexas necesarias para el descubrimiento de hidrocarburos, incluyendo la perforación de pozos confirmatorios para la evaluación de los reservorios descubiertos. Formación.- Se refiere a estratos rocosos homogéneos de cualquier tipo, usados particularmente para describir zonas de roca penetrada durante la perforación. FW.KO.- Separador de Agua Libre Gas Natural.- Una mezcla de hidrocarburos gaseosos que se encuentra en muchos tipos de roca sedimentaria y estrechamente relacionadas a petróleo crudo, diferenciándose de esta en el rango de hidrocarburos y sus constituyentes. El gas natural es principalmente parafínico, consiste principalmente de metano, con proporciones significativas de etano, propano, butano y algo de pentano, y usualmente nitrógeno y dióxido de carbono. Otra Definición.- Es el gas natural asociado y no asociado, en su estado natural. Puede ser húmedo si tiene condensado, o ser seco si no tiene condensado. Gas seco.- 1.-Gas, cuyo contenido de agua ha sido reducido por un proceso de deshidratación. 2.-Gas que contiene poco o nada de hidrocarburos comercialmente recuperables como producto líquido, llamado tambien "lean gas".
  • 92. 92 3.-Gas en el reservorio, que contiene alta proporción de metano y etano. El gas seco no está asociado con petróleo, tal como el gas húmedo. Si más de 100 galones de propano, butano y otros líquidos pueden ser extraídos de 1 MPC de gas, este se describe como gas húmedo. GOR.- Es la proporción de petróleo y gas obtenida en un pozo productor bajo condiciones de presión y temperatura dada. Grado API.- Clasificación para petróleo con propósitos particulares en función de su densidad. Numéricamente el valor es obtenido de la formula: [ 141.5 / Grav. Espec. a 16° C] - 131.5 Hidrocarburo Líquido.- Petróleo y Condensado. LIC.- Laso indicador de control Manejo de Reservorios (Reservoir Management).- Es la acción de maximizar el valor económico de un reservorio por optimizar la recuperación de hidrocarburos mientras se minimiza la inversión de capital y gastos operativos. Permeabilidad Absoluta (absolute permeability).- Es la medida de la facilidad de un fluido (tal como agua, gas o petróleo) para fluir a través de una formación cuando la formación esta totalmente saturada con este fluido. La permeabilidad medida de una roca saturada con un solo fluido es diferente de la permeabilidad medida a la misma roca saturada con dos o mas fluidos. Permeabilidad Efectiva (effective permeability).- Es la medida de la habilidad de un solo fluido para fluir a través de una roca cuando otro fluido está presente en el espacio poroso. Petróleo Crudo.- Una mezcla líquida de muchas sustancias, principalmente compuestas de hidrógeno y oxígeno. El petróleo crudo varía en apariencia desde incoloro hasta completamente negro, tiene una capacidad calorífica entre 18,300 a 19,500 Btu por libra y una gravedad específica entre 0.78 y 1.00 (correspondiente a 50° API y 10° API respectivamente). De acuerdo a su gravedad se clasifican: Crudo Liviano > 30° API Crudo Medio 22 - 30° API Crudo Pesado < 22° API La clasificación anterior, no incluye gases disuelto, lutitas petrolíferas o "tar" semi-sólidos. Planta Criogénica.- Una Planta de Procesamiento de gas, quees capaz de producir productos líquidos del gas natural, incluyendo etano, a muy bajas temperaturas de operación.
  • 93. 93 Porosidad efectiva (effective porosity).- El porcentaje del volumen de una roca que esta compuesta de espacio poroso interconectado que permite el paso de los fluidos a través de ella. Pozo Abandonado (abandoned well).- Un pozo que actualmente no esta produciendo, debido a que fue originalmente seco (dry hole) o debido a que ha cesado de producir. La regulación peruana requiere que los pozos abandonados sean taponados para prevenir la contaminación de petróleo, gas o agua desde un estrato hacia otro. Presión anormal (abnormal pressure).- Es la presión que excede o esta debajo de la presión esperada adeterminada profundidad. La presión normal incrementa aproximadamente en 0.465 psi por pie de profundidad o 10.5 kilopascales por metro de profundidad. Por ejemplo, la presión normal esperada a 1,000 pies es 465 psi, y a 1,000 metros es 10,500 kilopascales. Presión de Abandono (abandonment pressure).- Es la presión promedia del reservorio la cual no permite una operación económica contínua. Punto crítico.- Un punto al cual, en términos de presión y temperatura, un fluido no puede ser distinguido si es gas o líquido. El punto al cual las propiedades físicas de un líquido y un gas son idénticas. Punto de burbuja (bubble point).- 1.-La temperatura y presión a la cual parte de un líquido comienza a convertirse en gas. Por ejemplo, si un cierto volumen de un líquido es mantenido a presión constante, pero su temperatura es incrementada, un punto es alcanzado cuando comienza a formarse burbujas de gas en el líquido. Esto es el "Punto de burbuja". Similarmente, si un cierto volumen de líquido es mantenido a temperatura constante pero su presión es reducida, el punto a la cual se empieza a formar gas, es el punto de burbuja. 2.-La temperatura y presión a la cual el gas, que es mantenido en solución en el crudo, sale como gas libre. Reservorio.- Formación subterránea porosa y permeable que contiene una acumulación natural de petróleo o gas producible, que se encuentra confinado por rocas impermeables o por barreras de agua y que está solo y separado de otros reservorios. Otra Definición.- Es el estrato o estratos bajo la superficie y que forman parte de un yacimiento, que estén produciendo o que se haya probado que sean capaces de producir hidrocarburos y que tienen un sistema común de presión en toda su extensión. Spf.- Facilidades de Producción del Sur SST.- Total de Solidos Suspendidos Ubicación de Perforación.- Lugar geográfico donde se instala el equipo de perforación para perforar un pozo bajo condiciones establecidas. Yacimiento.- Area de superficie bajo la cual existe uno o más reservorios que estén produciendo o que se haya probado que son capaces de producir hidrocarburos.
  • 94. 94 Referencias Bibliográficas Departamento de Operaciones de Repsol Ecuador Mantenimiento Mecánico Repsol Ecuador Departamento de Ingenieria Repsol Ecuador Masc Bloque 16 Datos de Internet( fotografías ) Reglamento Ambiental para las operaciones Hidrocarburíferas www.mingaservice.com/.../leyes- y-reglamentos.html?...5%3Areglamento-sustitutivo-del-reglamento-ambiental-para-las- operaciones...ecuador Departamento de proyectos ( Cia Pec ) Workover Cia Sinopec
  • 95. 95 Anexos Anexo 1. Certificación ISO 9001:2008. REPSOL Ecuador S.A.
  • 96. 96 Anexo 2. Certificación ISO 14001:2004. REPSOL Ecuador S.A.
  • 97. 97 Anexo 3 Mapa Base Bloque 16 Bogi Capiron y Tivacuno.
  • 98. 98