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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA

FACULTAD DE INGENIERÍA

ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA

SISTEMA DE DISPOSICION DE AGUAS PRODUCIDAS

EN EL CAMPO CABIMAS TRABAJO ESPECIAL DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO QUíMICO

REALIZADO POR:

BR. ENDERXON RINCÓN

C.I. 15.766.154

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DEDICATORIA

Le dedico este trabajo Principalmente al todo poderoso Dios que

de verdad no se olvida de nadie.

A mis padres que no fue fácil para ellos traerme hasta aquí.

A mis Tíos luz marina, Heberto, Irama y Nixon.

A mis tres Últimos profesores de mi carrera universitaria de pre-

grado:

Lorena López persona muy especial para mí.

Emilio Bastidas de quien tuve un gran apoyo en las cosas

académicas y personales

Rómulo Soto, La persona que siempre presto atención a mis

dudas y errores, además de ser uno de los modelos a seguir

como persona y como profesional.

A mi primo Ingeniero José Chávez el que siempre me dijo dale

que falta poco.

A mi primo Próximo ingeniero Carlos Chávez Por su apoyo

durante toda la carrera.

A mi primo Wilmer Ferrer por decirme donde estaba por su

apoyo y compañía.

A uno de los que se le puede decir amigo sin dudas Sergio

Núñez.

A Andreina Gill por brindarme su amistad dentro de la Empresa

persona en la que me apoye además de ser una excelente

profesional.

Enderxon Rincón

DERECHOS RESERVADOS

AGRADECIMIENTOS

Le agradezco la mitad de todo este trabajo, de mi carrera, y de todo lo demás a dios.

La otra mitad a mis padres los que lucharon siempre con migo.

A mis tíos Heberto, Luz marina, Irama y Nixon por todo el respaldo y el animo que me dieron.

A mis primos Carlos Chávez, José Chávez, wilmer Ferrer

A mi asesor académico Edición Alcántara.

A mi asesora Metodologica Milagros Quijada

A mis tres últimos profesores Emilio Bastidas, Rómulo Soto, Lorena López.

A Carlota Meléndez por permitirme Realizar este trabajo en Suelopetrol.

A Mis Amigos de Suelopetrol Sergio Núñez, Martín Guedez, Wilmer Hernández.

A Mauricio Mastrolorenzo por brindarme su apoyo dentro de la empresa.

A las personas que colaboraron con este trabajo

Nisael solano siempre dispuesto a ayudarme

Al Ingeniero Kelvin Perea por enseñarme un poco del área más Importante de la Industria Petrolera Perforación y llevarme a la perforación de los nuevos pozos de la Empresa Suelopetrol.

Enderxon Rincón

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VIII

Universidad Rafael Urdaneta Programa de Ingeniería Químico

Trabajo Especial de Grado Para optar al título de Ingeniero Químico

“SISTEMA DE DISPOSICION DE AGUAS PRODUCIDAS

EN EL CAMPO CABIMAS”

Autor Enderxón. E.Rincón. F

C.I 15.766.154 Resumen El propósito de la presente Investigación, es evaluar las opciones más efectivas, técnica para la disposición de las aguas producidas por los pozos R-853 y R -858, los cuales incrementan los cortes de agua de la producción total del campo creando una posible problemática debida a los requerimientos del convenio operativo PDVSA-Suelopetrol los cuales exigen un máximo de agua permitida de 15% del total de la producción, el hecho de superar dicho porcentaje exigido por el convenio será obligatorio cancelar a PDVSA penalizaciones por entrega de crudo fuera de especificaciones. La selección de las opciones adecuadas para llevar a cabo este estudio se basa en parámetros técnicos como lo fue los análisis de pruebas de laboratorios efectuadas para evaluar los diferentes clarificantes y seleccionar el mas efectivo para el tratamiento de esta agua, rompiendo emulsiones y eliminando la turbidez, Así como también la selección de los pozos candidatos a inyectores estudiando sus historias de perforación, producción, completación, arenas productora, intervalos productores entre otros. También se realizo pruebas de compatibilidad de las aguas de los pozos fuentes con pozos inyectores, de observarse algún tipo de fenómenos aplicarles un tratamiento químico, todo esto sin dejar atrás el lugar mas adecuado para la instalación de la planta de tratamiento. De los resultados obtenidos en las pruebas de laboratorio se concluye que el químico clarificante evaluado en el agua del Eoceno muestra eficiencia reduciendo los ppm de crudo a una cantidad por debajo de los requerimientos exigidos para agua de inyección por el Ministerio de Energía y Petróleo. También se concluye que la mezcla de las agua del Eoceno con aguas del Mioceno son compatibles Por lo que no presentan problema operacional. Adicionalmente el agua inyectada no invadirá los pozos productores a corto plazo. Con base a los resultados las conclusiones obtenida indican la factibilidad del uso de los productos evaluados e inyectar el agua del Eoceno en el Pozo R-466 debido a que la infraestructura permite la operación sin costosas modificaciones. Palabras claves: pozos, clarificante, turbidez, compatibilidad

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IX

University Rafael Urdaneta Program of Chemical Engineering

Special work of Degree In order to opt to the title of Chemical Engineer

"SYSTEM OF SPOSICION DE PRODUCED WATERS N THE CABIMAS FIELD"

AUTHOR Enderxón. E.Rincón. F

C.I 15.766.154 Astrac The purpose of this letter Investigation, to is evaluate the most effect options, for the disposition of the waters produced by the wells R-853 and R- 858, they increase the cuts of water of the total production of the field creating a possible problems to the requirements of the agreement operative PDVSA-Suelopetrol which they demand a maximum of water permitted of 15% of the total of the production, the fact of overcoming said percentage demanded by the agreement he it will be obligatory cancel PDVSA penalizations for delivery of oil out of specifications. The selection of the appropriate options in order to carry out this study is based on technical parameters how it was the analysis of tests of laboratories made in order to evaluate the several clarification and select the most effective treatment of this water, breaking emulsions and eliminating the turbid, as well as the selection of the candidates wells to injectors studying their histories of perforation, production, completatión, sands producer, producing intervals between another. Also carried out a compatibility test of the waters of the wells sources with wells injectors, of observing any type of phenomenon apply them a chemical treatment, all this without leaving behind the most appropriate place for the installation of the plant of treatment. It from the results obtained in the tests of laboratory are concluded that the chemical clarifications evaluated in the water of the Eocene shows efficiency reducing the [ppm] of raw to an amount below the requirements demanded for water of injection for the Ministry of Energy and Petroleum. They are also concluded that the mixture of the water of the Eocene with waters of the Miocene is compatible for what they don't present operational problem. Additionally the injected water won't invade the producing short term wells. With base on the results and the final his posibility to indicate the feasibility of the use of the evaluated products and inject the water of the Eocene in the Well R-466 because the infrastructure permits the operation without expensive modifications. Key words: wells, clarification, [turbid], compatibility

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X

Introducción

El agua afecta todas las etapas de la vida del campo petrolero, cuyo manejo

comienza con el flujo en el yacimiento prosigue con la producción y luego

con el procesamiento en la superficie, por ultimo el agua se desecha o se

inyecta con el objetivo de mantener presión en el yacimiento o para su

eliminación.

En el campo Cabimas operado por la empresa de Suelopetrol los cortes de

agua total de la producción se han mantenido bajos pero con la apertura del

pozo R-853 el cual produce 172 barriles por día con un corte de agua de

80% ha incrementado el corte de agua total del campo en un 9% el cual

podría aumentar con la reactivación de los pozos R-858 pozo en condición

de inactivo con pruebas hechas en años anteriores que reflejan un 40% de

agua de su producción. Haciendo mención a planes de futuras

rehabilitaciones lo cual superarían los requerimientos exigido por el convenio

operativo PDVSA-Suelopetrol el cual especifica que el máximo de agua

permitido es el 15% de la producción total del campo y de ser sobre pasado

la empresa Suelopetrol estaría obligada a pagar penalizaciones por la

entrega de crudo fuera de especificaciones.

Este trabajo de investigación, desglosado por capítulos, está estructurado de

una manera sencilla para facilitar la interpretación y comprensión del lector,

comenzando por el capitulo 1 planteamiento del problema y la justificación de

la investigación; seguida del capitulo 2 el cual contiene la plataforma teórica,

que permite indagar sobre las causas, consecuencias y métodos de

tratamiento de las aguas provenientes del Eoceno y su inyección en los

pozos del Mioceno.

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XI

El capitulo 3 muestra la metodología utilizada, que incluye la descripción del

tratamiento seleccionado, sus componentes y la justificación de su uso.

Además de los equipo utilizado, entre otros; el capitulo 4 muestra los

resultados obtenidos con sus respectivos análisis; y finalmente, las

conclusiones y recomendaciones.

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ÍNDICE GENERAL Pág. DEDICATORIA I

AGRADECIMIENTOS II

INDICE GENERAL III

INDICE DE TABLAS V

INDICE DE GRAFICAS VII

ÍNDICE DE FIGURAS VII

RESUMEN VIII

ABSTRACT IX

INTRODUCCIÓN X CAPÍTULO I. EL PROBLEMA

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1

FORMULACIÓN DEL PROBLEMA 2

OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 2

DELIMITACIÓN DEL ESTUDIO 3

JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN 4

CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO

ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN 6

BASES TEÓRICAS 8

TIPO DE INYECCIÓN DE AGUA 8

FACTORES CONTROLANTES POR INYECCIÓN DE AGUA 9

QUÍMICA Y ANÁLISIS DEL AGUA 15

EMULSIÓN 20

DESHIDRATACIÓN 29

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DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS 34

MAPA DE VARIABLES 38

CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO

TIPO DE INVESTIGACIÓN 41

DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN 42

POBLACIÓN 42

MUESTRA 43

TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN DE DATOS 43

FASES DE LA INVESTIGACIÓN 44

CAPÍTULO IV. ANÁLISIS DE RESULTADOS

ESTUDIOS RELACIONADOS CON INYECCIÓN DE AGUA EN

EL CAMPO CABIMAS

60

PRUEBAS DE COMPATIBILIDAD AGUA YACIMIENTO 71

UBICACIÓN POZOS CANDIDATOS A INYECTORES 76

PRUEBA DE INYECTIVIDAD 85

SISTEMA DE SEPARACIÓN CRUDO – AGUA 87

PRUEBAS DE BOTELLAS 87

PROPUESTAS 101

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES 102

RECOMENDACIONES 104

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 105

ANEXOS

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INDICE DE TABLAS

(CAPÍTULO II)

Tabla No. DESCRIPCIÓN Pág. 1 ANALISIS DE AGUA 15

2 TIPO DE CRUDOS 27

(CAPÍTULO IV)

3 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD DEL POZO R-853

CON EL POZO R-419 71







7 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD DEL POZO R-853 CON

EL POZO R-420 73


EL POZO R-420 74


R-419 Y R-420 74


R-419 Y R-420 75

11 INTERVALOS POZO R – 446 77

12 RESUMEN CRONOLÓGICO DE ACTIVIDADES R – 446 77

13 RADIO DE INVASIÓN R – 446 77



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20 INTERVALOS POZO R – 467ST 83

21 RESUMEN CRONOLÓGICO DE ACTIVIDADES R– 467ST 83

22 RADIO DE INVASIÓN R – 467ST 83

23 PRUEBA DE FLOW – METER 85

24 CONDICIONES DE OPERACIÓN 86

25 PRODUCTOS PROBADOS 87

26 OBSERVACIONES 88

27 OBSERVACIONES 89

28 MEZCLA E 89

29 MEZCLA H 90

30 MEZCLA I 90

31 MEZCLA CLA-SP- 01 91



34 CONTENIDO DE CRUDO EN EL AGUA DEL POZO R-

853 SUELOPETROL 92

35 CURVA DE CALIBRACIÓN 93

36 SELECCIÓN DE SEPARAROR TRIFASICO 95

37 SELECCIÓN DE BOMBA RECIPROCANTE 95

38 CAÍDA DE PRESIÓN DE LA LÍNEA AL POZO R-433 96

39 CAÍDA DE PRESIÓN DE LA LÍNEA AL POZO R-467ST 96

40 CAÍDA DE PRESIÓN DE LA LÍNEA AL POZO R-455 97

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ÍNDICE DE GRÁFICAS

GRÁFICA No.

DESCRIPCIÓN Pág.

1 PPM DE CRUDO 93

2 CURVA DE CALIBRACIÓN R-853 SUELOPETROL 94

ÍNDICE DE FIGURAS

CAPÍTULO II Fig. N°. DESCRIPCIÓN Pág.

1 INYECCIÓN DE AGUA 8

2 POZO INYECTOR 12

3 COMPATIBILIDAD FLUIDO/FLUIDO 14

4 PARTÍCULA DE ARENA EN LA FASE VISCOSA 18

5 EMULSIONES AGUA EN PETRÓLEO ALTAMENTE

ESTABLES DENTRO DE UNA MUESTRA DE CRUDO

20

6 EMULSIÓN AGUA EN ACEITE 22

7 TRATADOR ELECTROESTÁTICOS DE CORRIENTE

ALTERNA

31

8 SEPARADOR CICLÓNICO 32

9 PRUEBAS DE BOTELLAS 33

10 MAPA BASE DEL PROYECTO 61

11 ADEDAMIENTOS 62

12 FRACTURA DE LA FORMACIÓN 62

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13 CONDICIÓN DE LOS POZOS PRODUCTORES EN EL TERCER AÑO DEL PROYECTO 1856

63

14 AREA DEL PROYECTO 64

15 VISTA AÉREA DEL ÁREA DE PROYECTO 65

16 SIMULACIÓN DE INYECCIÓN EN POZO R- 437 67

17 MAPA BASE DEL PROYECTO 68



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1

CAPITULO I EL PROBLEMA

Planteamiento del Problema

Entre los problemas mas complejos encontrados por los ingenieros encargados

del desarrollo de los campos petroleros están los relativos a la exclusión de las

aguas subterráneas de los pozos y de las formaciones productoras de

hidrocarburo.

Además de influir en la producción de gas y crudo, la presencia de agua en un

pozo, aumenta los costos operacionales, requiriendo el bombeo de un gran

volumen de líquido sin valor a la operadora, el cual debe separarse del crudo una

ves este llegue a superficie. La mezcla de crudo y agua en el pozo frecuentemente

forman emulsiones las cuales solo se pueden separar del crudo a través de

tratamientos con desmulsificante con un costo adicional asociado. Las aguas

subterráneas son, a veces, corrosivas limitando la vida útil de las tuberías.

Las necesidades de excluir el agua son sabidas por los productores de petróleo y

están reguladas por leyes en la mayoría de los estados y países productores de

petróleo. Los métodos para excluir el agua han recibido mucha atención y

actualmente están bien desarrollados especialmente en ciertas regiones donde la

amenaza de incursión de agua se reconoce como un problema de vital

importancia.

Los estudios realizados en el pasado por la empresa Shell para definir los

diferentes yacimientos productores del Campo Cabimas, demuestran que su

clasificación está dada por Mioceno, Misoa B- Superior y Misoa B- Inferior, cada

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2

uno con característica diferentes, tales como porosidad, permeabilidad y tipos de

fluidos producidos en especial el alto corte de agua en los pozos del yacimiento B

– Superior.

Actualmente la empresa Suelopetrol tiene en producción un pozo de alto

contenido de agua, el R-853 y un pozo con alto corte de agua en condición de

inactivo el cual será reactivado, R- 858. Esto representa un inconveniente a la

empresa debido a las exigencias del convenio operativo PDVSA-Suelopetrol el

cual exige un total de aguas permitido del 15% de la producción total del campo.

A raíz de la reactivación del pozo R-853 siendo productor de 200 BFPD con 80 %

de agua y sedimento. Los porcentajes de agua producida del campo han

aumentado aproximadamente entre 7% a 10%. Todo esto refleja problemas

futuros para la Empresa Suelopetrol debido que pueden recibirse penalizaciones

por entregar crudo fuera de especificaciones.

Con la finalidad de lograr una posible solución al problema se presenta la

discusión de los datos de la investigación.

Formulación del problema

¿Como realizar un análisis de factibilidad del sistema de disposición de aguas producidas asociadas del Campo Cabimas de la empresa Suelopetrol?

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3

Objetivos de la Investigación

Objetivos Generales

Realizar un análisis de factibilidad técnica del sistema de disposición de aguas

producidas asociadas del Campo Cabimas Miembro Misoa B-Inferior de la

Empresa Suelopetrol.

Objetivos Específicos

1. Estudiar los antecedentes de proyectos implementados y recomendados

relacionados a la técnica de inyección de agua a yacimientos del Campo

Cabimas de la Empresa Suelopetrol.

2. Probar la compatibilidad Agua - Yacimiento para identificar el requerimiento

de tratamiento químico en aguas producidas asociadas al Yacimiento Misoa

B-Inferior del Campo Cabimas.

3. Ubicar pozos candidatos a inyectores y realizar prueba de inyectividad para

la empresa Suelopetrol.

4. Diseñar un de sistema de separación Crudo – Agua, según parámetros

mínimos de calidad de aguas producidas asociadas por el Yacimiento

Misoa B- Inferior del campo Cabimas de la empresa Suelopetrol.

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4

Delimitación del Estudio

El área de estudio será el Campo Cabimas, el cual se encuentra ubicado en

una extensión de 78 km2 y está ubicada en la Costa Oriental del Lago de

Maracaibo, Estado Zulia, al noroeste de Venezuela.

Delimitación Temporal El presente trabajo se realizará en un lapso comprendido de seis meses a partir

del 20/05/05 hasta el 20/11/05.

Justificación de la investigación Según el convenio operativo PDVSA – Suelopetrol el porcentaje de agua

máximo permitido es 15 % de la producción total entregada. El Campo Cabimas

por lo general ha tenido una producción de agua muy baja, pues la mayoría de sus

pozos operativos están en la formación Mioceno cuya formación no es productora

de altos porcentajes de aguas.

Por otra parte, el campo tiene en operación el pozo R-853 y próximamente

rehabilitado el R-858, los cuales están en la formación Misoa B-inferior, Las

formaciones productoras del Campo Cabimas se clasifican en Mioceno, Misoa B-

superior y Misoa B-Inferior, siendo la formación Misoa B-Inferior la más productora

de agua y a su vez es la formación productora de agua de los pozo R-853 y R-

858.

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5

La importancia del presente trabajo especial de grado en Suelopetrol es

realizar un estudio el cual permita a la empresa considerar las posibles soluciones

técnicas y económicas a la problemática de producción de agua de los

yacimientos así como también evaluar los recursos propuestos para la

disposición de las aguas producidas por el campo.

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6

CAPITULO II MARCO TEÓRICO

Antecedentes de la Investigación

Para la investigación planteada se efectúo la revisión documental que permitió

conocer los trabajos relacionados con los objetivos establecidos, se contó con

varios trabajos de grados que brindaron un aporte a esta investigación.

Dietz. D. (1954) Realizaron un proyecto piloto de ingeniería de la empresa

(SHELL) donde se implemento un proyecto de inyección de agua en el área

nort-este del Campo Cabimas para recuperación secundaria de reservas de

petróleo. El proyecto encerró un total de 76 pozos de los cuales 10 fueron

inyectores y 66 productores en 10 arreglos de 7 puntos invertidos.

Espinosa, Mastrolorenzo, Tantow, (2003). Realizaron un trabajo de ingeniería

conceptual para el Campo Cabimas (PREUSSAG ENERGIE) donde se propuso

la inyección de agua y polímeros la cual involucraba 3 pozos inyectores y un

total de 7 pozos productores.

Soto (2001) realizo una nota técnica denominada Evaluación de los sistemas de

crudo recuperado de la unidad de clarificación del patio de tanques ULE y F- 6.

En la deshidratación generan volúmenes apreciables de aguas de formación,

de las cuales no se puede disponer debido a los altos niveles de crudo

remanente y por ellos son necesario unidades de clarificación o desnatación

para tratar el agua donde se pueda recuperar volúmenes de crudos. Para ser

enviado a la producción nuevamente.

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7

Borrero (2004) Titulo: Desmulsificante y su concentración óptima para la

deshidratación de crudos en la estaciones de flujo Sinco D y Silva de Campo

Barinas.

“Se determino el desmulsificante y su concentración óptima para la Realización

del diseño del proceso, selección y dimencionamiento de equipos mas efectivos

de acuerdo a criterios económico para la deshidratación del crudo en las

estaciones de flujo Sinco D y Silva del Campo Barinas.”

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8

Bases Teórica Inyección de Agua

Según Ferrer, (2001) es un proceso de recuperación secundaria para mantener

o aumentar la presión del yacimiento. Consiste en introducir agua con una alta

presión al fondo de los pozos, originando un movimiento de fluido a través de la

roca a otros pozos en los cuales fluye o se bombea el crudo en la forma usual,

esto permite continuar con la vida de producción del yacimiento, haciendo

eficiente el buen recobro de los fluidos.

Figura 1

Inyección de Agua

Fuente: Rincón (2005)

Tipos de inyección de agua Inyección Periférica o Externa

De acuerdo con el mismo autor la inyección Periférica o Externa consiste en

inyectar el agua en el acuífero, fuera de la zona de petróleo. Se utiliza cuando

no se posee una buena descripción del yacimiento y la estructura del mismo

favorece la inyección de agua.

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9

Inyección en Arreglo o Dispersa También Ferrer, (2002) afirma que la inyección en arreglo o dispersa es el

proceso mediante el cual se inyecta agua dentro del área de petróleo. El agua

invade la zona y desplaza los fluidos hacia los pozos productores, este tipo de

inyección también se conoce como inyección interna, debido a la inyección de

fluido en la zona del petróleo a través de un número apreciable de pozos

inyectores, los cuales conforman un arreglo geométrico con pozos productores.

Para llevar a cabo este tipo de inyección es necesario la selección del arreglo y

esto depende de la estructura, límites, continuidad de las arenas, permeabilidad

y porosidad del yacimiento. El número y posición de los pozos existentes, se

emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento (inclinación del

yacimiento) y una gran extensión áreal.

A fin de obtener un desplazamiento uniforme de los fluidos, los pozos inyectores

se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos

productores en inyectores, o se perforaran pozos inyectores ínter espaciado.

Factores controlantes por inyección de agua En este orden de ideas Ferrer, (2002) plantea los principales factores que

controlan el proceso de inyección de fluidos, se definen en:

Permeabilidad La permeabilidad es una propiedad inherente a la roca, da una idea de la

habilidad a dejar fluir un fluido a través de los canales constituyentes del

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10

volumen poroso interconectado. La permeabilidad se expresa mediante una

unidad denominada DARCY, en honor al francés Henry Darcy, quién fue el

primero en estudiar el paso del fluido (agua) a través de un medio poroso.

Continuidad de las propiedades de la roca Como el flujo de fluidos en el yacimiento esta esencialmente en la dirección

de los planos de estratificación, la continuidad es de interés primordial. Si el

cuerpo del yacimiento está dividido en estratos separados por lutitas o por

rocas densas, el estudio de la sección trasversal de un horizonte productor

podría indicar si los estratos individuales tienen tendencia a reducirse en

espesor y distancias laterales.

También a partir de núcleos se puede tener evidencias de estratigrafía

cruzadas y de fracturamiento. La presencia de lutita no es necesariamente un

problema, los estratos individuales de las rocas del yacimiento pueden mostrar

un grado razonable de continuidad y uniformidad con permeabilidad, porosidad

y la saturación de petróleo.

Cuando existan discontinuidades verticales, como lo son cuerpos de agua y de

gas en la formación productora, las partes de lutitas permitirán algunas veces

realizar completaciones selectivas para excluir o reducir las producciones de

agua y gas realizando inyecciones selectivas de aguas.

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11

Petróleo Residual Es el petróleo, presente en el yacimiento en la zona barrida, después de un

proceso de desplazamiento. Depende principalmente de la humectabilidad de la

roca y el tipo de fluido desplazante.

Humectabilida o mojabilidad de la roca Es la tendencia de un fluido a adherirse sobre una superficie sólida en presencia

de otros fluidos inmiscibles. La superficie sólida es la roca del yacimiento:

arenisca, caliza o dolomita. Los fluidos existentes en los espacios de los poros

durante la inyección de agua son petróleo, agua y gas.

Pozo Inyector

Ferrer, (2002) define a los pozos Inyectores como pozos utilizados para ser

receptores de los fluidos que se desean inyectar al yacimiento, estos pozos

requieren consideraciones particulares en los proyectos de inyección de fluidos.

Estos suelen presentar varios problemas como lo son Rotura de revestidores,

fallas mecánicas, perforaciones, conificación de agua - gas y fallas del cemento

que originan baja eficiencia de barrido y alta producción de fluidos inyectados.

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12

Figura 2 Pozo inyector

Fuente: Rincón 2005

Pozo de Disposición para fluidos de Desecho El CIED en el año 2002 afirma que estos pozos son seleccionados para inyectar

fluidos de desechos previamente tratados para evitar posibles daños o

taponamiento a los yacimientos. Este tipo de inyección no tiene reservas

asociadas.

Integridad del Revestidor y del Cemento

De acuerdo al CIED, (2002) Antes de bombear un fluido, debe comprobarse el

estado del revestidor, ya que si hay fugas, el fluido puede ser inyectado en una

zona diferente de la que se desea. A sí mismo, el estado del cemento detrás de

la zona en que se desea inyectar debe garantizar el aislamiento de estas

respecto a otras zonas, para que el fluido no penetre zonas no programadas.

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13

Tasa de inyección También CIED, (1997) Asegura que mediante una prueba de inyectividad

puede se puede determinar la máxima tasa de inyección, Sin embargo hay que

tomar en cuenta que generalmente, cuando el fluido llega a la formación se

observa un descenso de la presión de inyección por efecto de la eliminación de

daño o restricción, En este caso, es conveniente aumentar la tasa de inyección

para mantener la presión constante, y obligar al fluido a abrirse nuevos caminos.

Presión de inyección El CIED, en su adiestramiento titulado tratamiento quimico (1997) afirma que

inyectar a presiones por debajo de la presión del fracturamiento. Para lograr

esto, hay que determinar cual es el gradiente de presión de fractura de la

formación a la que se va a inyectar. El gradiente de fractura puede hallarse de

una prueba de inyectividad a tasas crecientes, en el cual la presión aumentara

linealmente con la tasa hasta el punto de fractura.

Incompatibilidad Fluido/ Fluido. Jiménez en su nota técnica del año (2004). Escribe que las interacciones

fluido/fluido pueden traer como consecuencia varios mecanismos de daño como

son: bloqueos por emulsión, así como la precipitación de ciertos compuestos

sólidos inorgánicos por incompatibilidad entre aguas, u orgánicos por

incompatibilidad entre fluidos inyectados y el crudo.

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14

Los problemas de deposición de escamas durante el desarrollo de un pozo

(perforación, terminación y reparación), y durante la inyección de fluidos se

deben principalmente a la mezcla de fluidos incompatibles, mientras la

deposición durante la producción del pozo se debe a cambios en la presión y

temperatura.

Figura 3

Compatibilidad fluido/fluido


La Dureza

La dureza de acuerdo Kemmer, Mc. Callion. (1992) es la solución de calcio y

magnesio en agua en forma de cationes, independientemente de la naturaleza de

los aniones presentes. Esta se ha expresado, por lo general, en función del

carbono de calcio, CaCo3. Es una selección fortuita puesto que el peso molecular

del CaCo3 es 100 y su peso equivalente es 50, proporcionando una unidad

conveniente de intercambio para expresar a todos los iones de agua, en vez de

mostrar a cada uno de ellos con su peso equivalente.

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15

Química y análisis del agua

Simsa de Venezuela en su material técnico relata que los análisis de aguas están

basados en el concepto de equivalencia a carbonato de calcio, una forma

ampliamente utilizada, aunque no universal, de describir los análisis de agua. Hay

otra forma de utilizar los análisis, la mayor parte de los análisis Geológis Survey

describen los iones en la forma en que existen en la realidad, generalmente en

ppm o Mg/L. Algunos químicos presentan los componentes iónicos en

equivalentes por millón, a los cuales se llega tomando la concentración de cada

uno en ppm.

Tabla 1.

Análisis de agua

En los análisis de agua es importante la determinación de: Cationes Aniones Otras propiedades

Sodio Cloruros PH

Calcio Sulfatos Sólidos Suspendidos

Magnesio Bicarbonatos Turbiedad

Hierro Carbonatos Oxigeno disuelto

Bario Hidróxidos Dióxido de carbono disuelto

Estroncio Contenido de H2S

Contenido de crudo/agua

Temperatura

Tds

Gravedad específica

Resistividad

Sólidos totales disueltos

Conductividad

Fuente: Simsa de Venezuela C.A 2005.

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16

Cationes

De acuerdo a la empresa Simsa de Venezuela alguno de los cationes que

generan problemas en las aguas son los siguientes:

Calcio

Se combina fácilmente con iones bicarbonatos, carbonatos o sulfatos formando

precipitados.

Magnesio

Se presenta generalmente en concentraciones muchos menores, presenta

tendencia a formación de mgco3, su solubilidad es aproximadamente 50 veces

mayor que la del caco3.

Hierro

Puede estar en suspensión como precipitado, por lo tanto puede causar

problemas de taponamiento. Los contenidos de hierro son usados para detectar

y monitorear la corrosión en sistemas de manejo de agua, si la muestra va a

hacer en el laboratorio la muestra debe acidificarse.

Aniones

La empresa Simsa de Venezuela ha demostrado a través de sus

investigaciones que Algunos de los aniones que generan problemas en las

aguas son:

DERECHOS RESERVADOS

17

Cloruro Es el mayor constituyente en las salmueras producidas y aguas frescas, la

mayor fuente del Ion cloruro es el NaCl, usado como una medida de la

salinidad, la deposición puede ser un problema de menor consecuencia, el

mayor problema es la corrosividad.

Sulfato

Este Ion es un problema por su habilidad con el calcio, bario o estroncio para

formar incrustaciones altamente insolubles. Sirve también como alimento para

las bacterias sulfatos reductoras (BSR).

Turbidez Según Kemmer, Mc. Callion. (1992). En su obra Manual del agua redacta que la

turbidez es observada cuando el agua no presenta una claridad total, contiene

materia no disuelta como sólidos suspendidos, petróleo dispersado o burbujas

de gas. Indica posibilidad de taponamiento en operaciones de inyección usado

para monitorear eficiencia de filtrado.

Separación Sólidos – Líquidos El manual del agua escrito por los autores Kemmer, Mc. Callion. (1992) Relatan

que La separación sólidos de líquidos en el tratamiento de aguas incluyen los

procesos para remover los sólidos suspendidos en el agua mediante

sedimentación, colado, flotación, y filtrado; también incluye, para los sólidos

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18

espaciamiento y desecamiento por gravedad, sedimentación, flotación,

centrifugación y filtración.

Figura 4

Partícula de arena en la fase viscosa

Fuente: Espinosa – Mastrolorenzo 2003.

Coagulación

Coagulación es definido por los autores Kemmer, Mc. Callion. (1992). Como el

proceso el cual es utilizado para extraer del agua los sólidos que en ella se

encuentran suspendidos siempre que su rapidez natural de asentamiento sea

demasiado baja para proporcionar una clarificación efectiva. La clarificación del

agua, el ablandamiento con cal, el espaciamiento de lodo y el desecamiento,

depende de una correcta aplicación de la teoría de la coagulación para que

puedan efectuarse con éxito.

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19

Floculación La Floculación también es definida por Kemmer, Mc. Callion (1992) es el

proceso utilizado para extraer del agua los sólidos que en ella se encuentra

suspendido siempre que su rapidez natural de asentamiento sea demasiado

baja para proporcionar clarificación efectiva.

Método de H.STIFF Y L.DAVIS

Kemmer, Mc. Callion. (1992) escribieron en su obra que H.STIFF Y L.DAVIS presentaron un método que permite predecir la formación de depósitos de

carbonato de calcio en las aguas que se producen asociadas al crudo. Para

ellos la condición de equilibrio en el agua permite saber cuando la tendencia es

escamante o corrosiva.

Incrustaciones

Jiménez en su nota técnica del año (2004) redacta que se entiende por

incrustaciones, las capas pedregosas que se forman alrededor de ciertos

cuerpos que permanecen en un agua calcárea.

Existen dos condiciones, que guían a la formación de incrustaciones.

La primera es que el agua este sobresaturada de mineral incrustante.

La segunda razón que produce precipitación es el cambio en algunas

condiciones del agua; estos pueden ser físicos y químicos.

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20

Emulsión Mary Contreras, (2002) en su publicación “Estimulación de pozos” define como

una mezcla de dos líquidos inmiscibles, es decir, en condiciones normales no

se mezclan, y cuando lo hacen, uno de ellos se dispersa en el otro en forma de

pequeñas gotas y es estabilizado por un agente emulsionante. Figura 5

Emulsiones Agua en Petróleo Altamente Estables Dentro de una Muestra de Crudo

Fuente: Simsa de Venezuela C.A

Fases de una emulsión El mismo autor afirma que para el estudio de las emulsiones es necesario

distinguir cada una de las fases constituyentes de éstas. Estas fases son: Fase

Continua y Fase Dispersa:

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21

Fase continua o externa

Es el líquido alrededor de las gotas, es decir, es la matriz en la cual las gotas

(Fase interna) están suspendidas. Las propiedades físicas de todo el sistema

están determinadas principalmente por la naturaleza de la fase externa o

continua, si el porcentaje en volumen de la fase interna es menor al 20 %.

Fase Dispersa o Interna La fase dispersa de una emulsión es aquella representada por partículas

finamente divididas, se puede considerar la existencia de poca interacción de

las gotas entre sí. En una emulsión de petróleo y agua, la fase dispersa puede

ser cualquiera de las dos dependiendo de las característica del emulsificante,

aunque en la mayoría de los casos de agua aparecen como pequeñas gotas en

el petróleo.

Agente Emulsionante

Sustancia la cual permite estabilidad a la emulsión actuando de forma de una

película envolvente.

Tipo de Emulsiones También Mary Contreras, (2002) explica la necesidad de distinguir claramente,

los Tipos de emulsiones. Estos son:

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22

Agua en petróleo Es el tipo de emulsión más común en la industria petrolera, en ella la fase

continua es el petróleo. Generalmente su contenido de agua oscila entre 10 y

40 por ciento.

Petróleo en Agua

En esta emulsión la fase dispersa la constituye el petróleo y la fase continua, el

agua normalmente se da en el agua drenada de los tanques de reposo,

posterior al tratamiento químico.

Figura 6

Emulsión agua en aceite

Fuente: Laurier (1992)

Petróleo en Agua en Petróleo Este tipo no se encuentra con frecuencia y tiene una forma compleja, por lo

tanto está constituida por una fase continua de petróleo, en cuyo seno se

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23

encuentra dispersos glóbulos de agua, los cuales a su vez forman una fase

continua, en la cual se encuentran glóbulos dispersos pequeños de petróleo.

Agua en Petróleo en Agua Este tipo la constituye una fase continua de agua, en la cual una primera fase

dispersa de petróleo, a su vez esta le sirve de fase continua a una segunda fase

dispersa de agua. Este tipo de emulsión se obtiene principalmente en los

laboratorios. Según el tamaño de las partículas dispersas se dividen en

Macro emulsiones y Micro emulsiones.

Formación de emulsiones

Según Marcano, (2001). La formación de emulsiones se debe a la influencia de

efectos mecánicos en los sistemas de producción, además de la presencia de

sustancias químicas; sin embargo los efectos mecánicos, están constituidos por

el movimiento del crudo a través de las líneas de producción, en las cuales,

debido a los accesorios involucrados, se producen efectos de agitación. En

cuanto a las sustancias químicas, éstas se pueden encontrar tanto en el agua

asociada al crudo, como en el propio crudo (Asfáltenos y parafinas) y pueden

ser solubles, como jabones de sólidos, magnesio, calcio y bitúmenes; e

insolubles, como sílice, negro de humo y arcillas. Se sabe que los líquidos puros

no producen emulsiones estables pero están en capacidad de formar

dispersiones inestables.

Existen tres condiciones al nivel de laboratorio necesarias para la formación de

una emulsión estable, éstas son:

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24

1. Deben estar presente dos líquidos inmiscibles, como lo son el agua y el

petróleo.

2. Debe haber un agente emulsificante presente. Este agente emulsificante es

algún compuesto orgánico o inorgánico y se encuentra presente en el petróleo

crudo, como por ejemplo, asfáltenos, ácido orgánicos, resinas, sólidos

finamente divididos, sílicas y sulfatos.

3. Debe haber suficiente agitación para dispersar un líquido en forma de gotas

en el otro. Las emulsiones no se forman espontáneamente, por lo tanto es

necesario generar cierto trabajo en el sistema. Este trabajo es efectuado

por la turbulencia o agitación, la cual ocurre por el movimiento de los

fluidos.

Prevención de la Emulsión

De acuerdo a Contreras, (2002) Las emulsiones se forman en el aparejo de

producción del pozo y en las instalaciones superficiales, debido al golpeteo

(turbulencia) y a la presencia del agua, por lo que es recomendables eliminar el

golpeteo (turbulencia) y remover el agua del aceite lo mas alejado posible de las

instalaciones de producción.

Las recomendaciones anteriores no siempre son posibles lograrlas, por lo que en

muchos casos es necesario preparase para el rompimiento de las emulsiones

inevitablemente formadas.

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25

Factores que Intervienen en el Tratamiento de las Emulsiones

Eduardo Ríos, (1997). Redacta que los principales tratamientos a las

emulsiones se logran con el uso de:

Demulsificantes Son productos químicos utilizado para romper emulsiones presentes en crudos,

estos productos poseen formulaciones adecuadas las cuales representan

patentes de la empresa proveedora, no obstante todo los productos

desmulsificante son a base de resinas oxialquiladas y la variación entre unos y

otros se encuentra en los componentes y proporciones de mezclado, algunos de

éstos son fundamentalmente, naftaromática y diesel.

El comportamiento exacto de los productos desmulsificante sobre el surfactante

es desconocido, sin embargo, de alguna manera el desmulsificante desplaza al

emulsificante natural y estimula la coalescencia de las gotas.

Surfactantes

La presencia de surfactantes permite controlar los diferentes fenómenos

involucrado en la etapa de drenaje / floculación, donde la variación del tiempo

va desde unos segundo hasta varios años de meta estables; así mismo, el

surfactante es susceptible de contribuir a la carga absorbida, bien sea

neutralizado lo existente o aumentándolo. Por definición, los desmulsificante

están incluidos dentro del género de los surfactantes. Son compuestos

químicos, de estos una parte de la molécula es soluble en aceite (lipofílica) y la

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26

otra en agua (hidrófílica) este carácter anfilico (doble afinidad) le da a la

molécula su actividad superficial.

El mecanismo mediante el cual, actúan los desmulsificante no está bien

conocido, el hecho, permite la migración de estas sustancias químicas a la

zona donde se encuentra la película emulsionada, la desplaza dejando el agua

libre para unirse a otras gotas.

Clasificación de los surfactantes

Desde el punto de vista comercial los surfactantes se clasifican según su

aplicación. Sin embargo en su mayoría, poseen propiedades dispersantes,

humectantes, entre otros y por lo tanto una clasificación de este tipo sería muy

confusa. Se prefiere clasificar los surfactantes de acuerdo a su tipo molecular,

más particularmente basándose en el tipo de disociación de su molécula en

solución:

Surfactantes Aniónicos Son aquellos los cuales en solución acuosa se disocian en un anión anfífilo y

un catión, el cual es generalmente un metal o un anión cuaternario. A éste

pertenecen los surfactantes de mayor producción tales como: detergentes como

bencenos sulfonados, jabones o sales de ácido carboxílicos grasos, espumante

como el alqui éster sulfanato y otros.

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Surfactantes no Iónico Son moléculas no orgánicas, que no se ionizan o sea no se cargan

electroestaticamente. Un ejemplo de estos surfactante son los alcoholes.

Surfactantes Anfotéricos Son aquellas moléculas orgánicas, cuyos grupos solubles en agua pueden

cargarse positivamente, negativamente o permanecer neutro.

Clasificación de los crudos El CIED (2000) en su manual tratamiento de crudo expresa que la clasificación

de los crudos por rango de grado API que utiliza el ministerio de energía y

petróleo de Venezuela es la siguiente:

Tabla 2

Tipo de Crudos

Tipo de crudo Gravedad API

Liviano 30.0 a 40.0

Mediano 22.0 a 29.9

Pesado 10.0 a 21.9

Extra Pesado 9.9 o menos. Visc.>de 10.000cp. a cond. de yac Fuente: (Manual de tratamiento de crudo y agua efluentes CIED 2000)

Otra modalidad, la cual es utilizada para clasificar crudo es su composición, por

la cual, se catalogan como de base parafínica, nafténica y mixta o intermedia,

de acuerdo con la naturaleza de los hidrocarburos deben contener:

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Crudos de Bases Parafínica Contiene parafinas o muy poco o ningún material asfáltico. Son aptos para

obtener gasolina de bajo octanaje.

Crudos de base nafténica Contiene poca o ninguna parafina, pero si contiene material asfáltico en grandes

proporciones. Producen aceites lubricantes.

Crudos de Base Mixta o Intermedia Contienen material asfáltico y parafínico. En su composición entran

hidrocarburos aromáticos.

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Deshidratación Deshidratación del Crudo

Tomando en cuenta las conclusiones de Soto, (2001). Se puede definir como el

proceso mediante el cual se separa el agua presente en el crudo hasta los

niveles de contenido de agua y sedimento establecido en las especificaciones

de mercado y refinación

En el proceso de rompimiento/separación de las emulsiones de agua en

petróleo se presentan dos fuerzas oponentes constantemente:

La tensión superficial del agua, lo cual permite a las gotas pequeñas formar

gotas mayores, estas gotas se asientan por gravedad cuando están lo

suficientemente grandes.

La película del agente emulsificador rodea al agua y tiende a evitar la

unión de las gotas y aún en el choque de dos o mas gotas, e impiden la

formación de gotas mas grandes.

Como se observa, la única opción es la de romper la película del agente

emulsionante, produciéndose la unión de las gotas de agua (coalescencia) y

finalmente la separación del agua y el petróleo.

La presencia de agua en el crudo es indispensable no solo porque es una

impureza sin valor, sino porque el agua contiene sales inorgánicas tales como

cloruros, sulfatos y carbonatos de sodio o magnesio, susceptibles de provocar la

corrosión e incrustaciones en las instalaciones de transporte y refinación.

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30

Métodos de Deshidratación Hernandez, L (1996) redacta en su nota técnica titulada “Estudio de la formación

de emulsión O/ W en el separador 103-F de oleofinas 1 de Pequiven” que los

métodos de deshidratación combinan efectos cuyo propósito es eliminar los

agente emulsionantes naturales o modificar suficientemente sus propiedades,

con lo cual promueven el acercamiento de las gotas para facilitar su

coalescencia. Varias teorías tratan de explicar el efecto producido por los

compuestos químicos demulsionantes sobre las emulsiones. Las más

importantes son:

Con la adición de productos químicos se trata de invertir la emulsión; es

decir, una emulsión de agua–petróleo se trataría de convertir una emulsión de

petróleo–agua. Durante este proceso se alcanzaría la condición intermedia de

separación completa de las dos fases.

La acción de los compuestos químico desmulsificante hacen a la película

del agente emulsionante, la cual rodea las gotas de agua, que adquieran una

rigidez quebradiza hasta provocar una concentración a causa del rompimiento

de la película, por esto las gotas de agua se juntan y decantan.

La adición de surfactantes a una emulsión causa una reducción notable de

la tensión superficial entre los líquidos en contacto, permitiendo a las diminutas

gotas de la fase dispersa se junte y decanten.

Los diferentes métodos de deshidratación se clasifican en:

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31

Método Mecánico

La aplicación exclusiva de los métodos mecánicos para romper las emulsiones

es bastante limitada. Sin embargo, cada día aumenta el uso del dispositivo

basado en agente mecánico para ayudar a deshidratar el crudo con los

demulsificantes químicos. Alguno de estos se citan a continuación:

Aplicación de Calor El calentamiento produce una disminución exponencial de la viscosidad del

crudo, y aumenta la diferencia de densidades entre las fases. Al elevarse la

temperatura y prácticamente permanece constante; además aumenta la

cantidad de energía del sistema y causa un movimiento de las gotas de aguas,

debido principalmente a corrientes térmicas.

Figura 7

Tratador electrostáticos de corriente alterna

Fuentes: Lucas (1976)

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32

Figura 8 Separador Ciclónico


Pruebas de Deshidratación en Laboratorio Soto, M. (2001). Adicionalmente expone la necesidad de realizar pruebas de

laboratorios para los procesos de deshidratación, entre estas pruebas tenemos

las pruebas de botellas.

Pruebas de botellas. Éstas se utilizan para determinar la eficiencia en la deshidratación del crudo

mediante diferentes productos químicos y concentraciones de dosificación, así

como la temperatura óptima de tratamiento y tiempo de reposo.

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33

Figura 9 Pruebas de botellas


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34

Definición de términos Básicos

Acuífero

Cuerpo de agua en el subsuelo conexo o no a una acumulación de

hidrocarburos.

Agua de Formación

Son las aguas que provienen de los yacimientos producto de la producción de

petróleo esta agua pueden estar en estado de agua libre, agua emulsionada.

Agua Emulsionada

Es la permanece mezclada con el crudo sin separarse cuando se deja en

reposo formando una emulsión.

Agua Libre

Estas aguas se incorporan al crudo a causa de la agitación a la cual están

sometidas mediante el proceso de producción desde el subsuelo. La mezcla es

muy inestable y se mantendrá mientras exista turbulencia. Dado que las fases

no están en intimo contacto, su separación requiere un poco de reposo.

Arcilla

Las arcillas son silicatos de aluminio hidratados. Su estructura está formada

por capas tetraédricas de silicio - oxígeno y capas octaédricas de aluminio-

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35

oxígeno-hidróxilo. En la red cristalina de la arcilla, los cationes divalentes

sustituyen en las capas octaédricas del aluminio. El efecto produce una carga

neta superficial negativa, la cual es compensada por cationes intercambiables,

como K, Na y Ca, los cuales se adhieren a la superficie.

Buzamiento

Ángulo de inclinación de una capa de roca o una falla medido desde la

horizontal. El ángulo de buzamiento es perpendicular al rumbo.

Colado

Método para la eliminación de sólidos suspendidos.

Condensados Hidrocarburo liquido, liviano, obtenido por la condensación de vapores de

hidrocarburo.

Decantación Proceso de precipitación de sólidos suspendidos en los fluidos

Estratos

Unidad lito estratigráfica formal más pequeña, de origen sedimentario, que

puede distinguirse litológicamente de otras. Cuerpo de roca tabular –

sedimentaria, ígnea o metamórfica - con rasgos distintivos en composición,

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36

textura o estructura del material constituyente, y cuyo espesor alcanza desde

un centímetro hasta pocos metros.

Extrapesado

Crudos con API menores a 10 grados.

Factor de recobro Se define como factor de recobro aquella fracción de los volúmenes de

hidrocarburos en sitio que se espera haber producido para el momento en que

se abandone la explotación del yacimiento.

Geología

Es la ciencia que estudia la tierra, las rocas que la constituyen, los procesos

que las formaron y los cambios que ellas sufren para dar origen a los paisajes

actuales.

Liviano

Crudo con API mayores a 30 grados.

Mediano

Crudo que van desde 22 ° API a 29.9 ° API

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37

Método de recuperación secundaria Es el proceso de aumentar la energía natural, al inyectar agua o gas para

desplazar el petróleo hacia los pozos productores.

Permeabilidad Efectiva

Es la capacidad de la formación para permitir el flujo de un fluido específico a

través de ella.

Permeabilidad Relativa

Es la razón de la permeabilidad efectiva sobre la absoluta.

Pesado

Crudo que van desde 10 ° API a 22 ° API

Roca

Se definen como agregados sólidos de minerales. Dependiendo de su origen,

las rocas se dividen en tres grandes grupos ígneas, metamórfica, sedimentaria.

Salmuera Fluido en base a sal utilizado como fluido de completación y reparación.

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Sedimentos Material que se asienta en el fondo de líquido, bien sea de forma natural o con

el uso de una centrifugadora.

Yacimiento Someros

Son rocas con contenidos de hidrocarburos confinados encontrados a poca

prefundida.

Yacimiento

Son rocas con contenidos de hidrocarburos confinados, económicamente

explotables.

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38

Mapa de variables

Realizar un análisis de factibilidad del sistema de disposición de aguas producida asociada al Campo Cabimas

Objetivos General

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38

-Fase II Estudio de pozoscandidatos.

-Fase III

Prueba de Compatibilidad

-Revision Bibliografica

-ObservaciónDirecta

-Porcentaje de crudo separado.-Partículas suspendidas.-Interfase agua-crudo.-Calidad del agua.-Paredes brillantes.

Incompatibilidad Fluido/Fluido.

Las interacciones fluido/fluidopueden traer como consecuencia varios mecanismos de daño como son: bloqueos Por emulsión, asicomo la Precipitación de Ciertos compuestos sólidos Inorgánicos por Incompatibilidad entre aguas, y orgánicos por incompatibilidad entre fluidos inyectados y el crudo.

Compatibilidad agua – yacimiento para identificar el requerimiento de tratamiento químico en aguas producidas.

Probar la compatibilidad agua – yacimiento para identificar el requerimiento de tratamiento químico en aguas producidas asociadas del campo al yacimiento Misoa B- Inferior del Campo CabimasSuelopetrol

-Fase IRecopilación y análisis de la información


-Observacióndocumental

-Tasa de Inyección.

-Tipos de Arreglos.

-Objetivo de laIinyección

Trabajos realizados que consisten en inyección de agua a yacimientos mediante arreglos geométricos con el objetivo de mantener presión en el yacimiento y recuperar producción

Antecedentes de proyectos implementado y recomendados relacionados a la técnica de inyección de agua

Estudiar los antecedentes de proyectos implementado y recomendados relacionados a la técnica de inyección de agua a yacimientos del campo Cabimas de la empresa Suelopetrol

FasesTécnicas de recolección de

datos

IndicadoresDefinición de variablesVariableObjetivos específicos

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39

- Fase VPruebas de Botellas.

-Diseño de planta de tratamiento

-Observación

-Entrevista

-Tabla de Recolecciónde datos

-Productos probados.-Dosis del producto.-Calidad del agua.-Paredes Brillantes.-Interfase.-Partículas suspendidas.-Porcentaje de separación.-Tramitancia.-Separador:-Diámetro.-Presión.-Diámetro tubo de fuego.-Capacidad del equipo.-Bomba Reciprocante:-Diámetrode piston. -Presión de descarga.-Potencia.-Caudal.-Hp

Sistema de separación Crudo – Agua: Es el proceso mediante el cual se separa el crudo del agua (Emulsion) por diferentes métodos. Este proceso es denominado deshidratación

sistema de separación Crudo – Agua según parámetros mínimos de calidad

Diseñar un de sistema de separación Crudo -Agua según, parámetros mínimos de calidad de aguas producidas asociadas por el Yacimiento Misoa B- Inferior del campo Cabimas de la empresa Suelopetrol

- Fase IV

Pruebas de campo


-Observaciondirecta

-Pozo inyector cercano a pozo fuente.

-Pozo Inactivo.

-El agua inyectada no debe invadir pozo vecino.-Presión de inyección-Tasa de inyección.-Arenas receptoras.

Selección de pozos quepresenten características aceptables para convertirse en Inyector de agua de Formación.Prueba de inyectividadEs una prueba realizada al pozo candidato a inyector para conocer cual es la presión de inyección y cuales son las cantidades de fluido recibidas por las arenas que se desea inyectar.

pozos candidatos a inyectores y Realizarprueba de inyectividad

Ubicar pozos candidatos a inyectores y realizar prueba deinyectividad para la empresa Suelopetrol

FasesTécnicas de recolección

de datos

IndicadoresDefinición de variablesVariableObjetivos específicos

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41

CAPITULO III MARCO METODOLOGICO

Tipo de Investigación Ésta investigación esta clasificada como descriptiva, según los señalamiento

de los siguientes autores.

Según Acevedo (1985) La investigación descriptiva busca especificar las

propiedades importantes de fenómenos o procesos los cuales sean

sometidos a análisis, para describir sus implicaciones, sin interesarse mucho

(o muy poco) en conocer el origen o causa de la situación.

Fundamentalmente, está dirigida a dar una visión de cómo opera y cuales

son sus características.

En un estudio descriptivo se selecciona una serie de variables y se mide

cada una independientemente, para describir lo investigado. Además

identifica características del universo de investigación, señala formas de

conductas y actitudes del universo investigado, establece comportamientos

concretos, descubre y comprueba la asociación entre variables de

investigación.

Además Bavaresco. M (1995), indica que la investigación descriptiva

persigue el conocimiento de las características de una situación dada,

plantea objetivos concretos y formula hipótesis sin usar laboratorios.

Para esta investigación fue necesario recoger datos en tiempo real, como lo

fueron la realización de pruebas de inyectividad en el campo y en los pozos

seleccionados como inyectores, además de obtención de resultados para el

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42

tratamiento de las aguas, tomando en cuenta las características a analizar

para la selección de los pozos candidatos.

Diseño de la Investigación En la organización de la estrategia de investigación utilizó un diseño de

campo, el cual de acuerdo a Acevedo, (1985), dice textualmente “Cuando la

estrategia cumplida por el investigador se basa en métodos los cuales

permitan recoger los datos en forma directa de la realidad donde se

presentan. Estos datos así obtenidos son llamados primarios”. Aunado a

esto, se realizaron con una serie de pasos, los cuales van a estar

conjuntamente relacionados entre sí; los cuales permitieron llegar a las

conclusiones.

Este tipo de investigación, se caracterizó por ser un proceso sistematizado,

recolección, tratamiento, análisis y presentación de datos; basados en

estrategias para permitir realizar la selección bajo criterios técnicamente

analizados de los diferentes compuestos químicos mas óptimos para la

deshidratación de las aguas sometidas a estudio y la selección adecuada en

base a criterios técnicos y económicos de los equipos de tratamiento de

agua. Así como también la selección del pozo inyector a recibir las aguas

previamente tratadas.

Población.

La población o universo es el conjunto finitos o infinito de elementos, persona

cosas pertinentes, a la investigación que se desea realizar. (Arquimedes,

1992).

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43

Con base a lo antes expuesto se tiene una población objeto de estudio

conformado por un universo de 2 pozos altos productores de aguas (activo e

inactivo), y 4 pozos estudiados como inyectores (inactivos) ubicados en el

Campo Cabimas.

Muestra.

La muestra es definida por Arquímedes, (1992) una parte representativa de

la población. Es un subconjunto de elementos perteneciente a un conjunto

definido en sus características como población.

Basándose en el universo de estudio, la muestra de esta investigación es

tipo opinatico no probabilistica la cual es definida por ARIAS, (1997, pag 53),

como el procedimiento de selección en el que se desconoce la probabilidad

para integrar la muestra porque la selección de los elementos está hecho con

base en criterios o juicios del investigador.

La muestra esta representada por la misma población, es decir, los pozos

estudiados corresponden a los 2 pozos productores de alto corte de agua

(activo e inactivo) y 4 pozos estudiados razonable y circunstancialmente

como inyectores.

Técnicas de Recolección de Datos

Para Arquimedes, (1992, pag 50) “Las técnicas de recolección de

información son, las que permiten obtener información de fuentes primarias y

secundarias. Entre las técnicas mas utilizadas por los investigadores se

pueden mencionar: encuestas, entrevistas, observación, análisis de

contenidos y documentos.

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44

Fase de la Investigación Revisión Bibliográfica

La revisión bibliográfica es definida de acuerdo a Bavaresco, (1994)con el

objeto de obtener los conocimientos teóricos necesarios para el desarrollo

del trabajo especial de grado, se consultó una gran variedad de material

bibliográfico, relacionados con la situación a estudiar, libros tales como

inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, notas técnicas,

manuales, charlas, cursos brindados a personal de la empresa como lo es

“Daños a formación” y “ gerencia de yacimientos de campos maduros”

dictados por el CIED, Internet, entre otros. Esta fase ayuda a la recolección

de información para la elaboración de todos los objetivos.

Fue necesaria la revisión de las fuentes bibliografía mencionadas

Anteriormente además de otras para tener idea del desarrollo del trabajo y

cuales eran los pasos a seguir para su elaboración.

La Observación

De acuerdo a (Bavaresco, 1994), la observación directa y documental, la

es la técnica de mayor importancia, por ser el conector entre el investigador y

la realidad, es decir al sujeto con el objeto del problema.

Está usando el método científico, el cual fue necesario para el entendimiento

de los procesos desarrollados en el área de estudio, lo cual es un factor

importante para conocer los procedimientos a seguir en la elaboración de

cada prueba de laboratorio o de campo hecha para la realización de este

trabajo. Este es el caso de las prueba de inyectividad para la selección del

pozo inyector, pruebas de compatibilidad para conocer si el pozo inyector no

DERECHOS RESERVADOS

45

presentabas problemas de taponamientos, emulsiones y precipitados de

sólidos, así como también las pruebas de botellas por medio de las cuales se

pudo conocer el producto químico mas eficientes para el tratamiento de esta

agua.

Entrevistas. Para el desarrollo del trabajo de investigación se realizaron una serie de

entrevistas de tipo no estructurada.

La entrevista en forma no estructurada según (Bavaresco, 1994). Con el

objeto de obtener todos los conceptos básicos relacionados al proceso que

se llevara a cabo en el Campo Cabimas. Las entrevistas fueron realizadas al

personal de yacimiento, producción y perforación.

Los entrevistados fueron:

Ing. Rómulo Soto (asesor).

Ing. Emilio bastidas. (Geólogo)

Ing. Edixon Alcántara (asesor académico)

Ing. Lorena López. (Ing. Yacimiento).

Geologo Maurizio Mastrolorenzo. (Geólogo)

Con el fin de recopilar información relacionada al estado actual de los pozos

candidatos a inyectores, realización de las pruebas de botellas y

compatibilidad, y los principios básicos de los diseños de la planta de

tratamiento de las aguas en estudio.

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46

Tablas de recolección.

Bavaresco, (1994). Define tablas de recolección como la elaboración de

formatos con forma de tablas con la finalidad de recopilar la información

necesaria para el desarrollo del trabajo especial de grado.

En estos formatos se recolectaron todos los resultados provenientes de las

pruebas realizadas primero en laboratorio como lo fueron las pruebas de

botellas y compatibilidad así como las pruebas de inyectividad realizadas en

el campo.

Fases de la investigación.

Fase I. Recopilación y Análisis de la información.

En ésta fase de la investigación se trabajó en base a notas técnicas

mencionadas a los antecedentes, las cuales reflejan trabajos similares

realizados en otros campos petroleros en años anteriores. De la misma

manera se revisaron trabajos relacionados con la técnica de inyección de

agua en el campo Cabimas, el cual es el primer objetivo planteado en esta

investigación. También tuvo lugar la revisión bibliografía que proporcionó la

información teórica con relación al tema a tratar en esta investigación.

Fase II. Selección del pozo.

Esta etapa tuvo como finalidad, estudiar de manera técnica los posibles

candidatos a inyectores, partiendo desde su perforación, vida productiva,

trabajos realizados y su estado final.

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47

Este estudio fue realizado bajos criterios técnicamente establecido como lo

fueron:

A. Cercanía de los candidatos a inyectores con los pozos fuentes

R-853 y R-858.

B. Condición Inactiva.

C. El agua inyectada en el pozo seleccionado no debe invadir el área

de drenaje de los pozos activos e incrementar sus cortes de agua

debido a que la inyección tiene como objetivo desechar agua y no

recuperar reservas ni mantener energía en el yacimiento.

Fase III. Pruebas de Compatibilidad. En ésta fase de la investigación se realizó el estudio analítico, el cual es de

gran importancia para obtener los criterios de trabajo en esta investigación.

En esta fase se realizaron los siguientes pasos:

A. Se tomaron muestra de crudo del siguiente pozo R-853, esta agua

es químicamente igual a la del pozo R-858 por pertenecer al

mismo acuífero.

B. Se separó el agua del petróleo del pozo R-853 por métodos de

destilación a una temperatura ambiente de (25°C - 77°F) y una

temperatura de calentamiento a (160°F- 71°C) con un tiempo de

calentamiento menor de 6 horas.

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C. Se realizaron pruebas de compatibilidad las cuales consisten en

mezclarse las aguas de los pozos R-853 con la de los pozos R-420

y R-419 en diferentes cantidades y luego se dosifico el producto

seleccionado como óptimo en las pruebas de botellas.

Esta prueba se realizo con estos pozos y no con los candidatos a inyectores

por las siguientes razones:

A. Los pozos seleccionados como inyectores están en condición de

inactivos.

B. Los posos R-419 y R-420 son productores de las mismas arenas

de los pozos R-446, R-443, R-467ST, R-455 y la separación

entre pozos es Pequeña.

Fase IV. Pruebas de campo. En esta parte se procedió a realizar algunas pruebas de campo como lo son las pruebas de inyectividad por medio de las cuales pudo conocer cuanto agua podía recibir cada candidato a inyector, que arenas eran mas receptoras y que presión era necesaria para la inyección.

DERECHOS RESERVADOS

49

Fase V.Pruebas de Botellas. En esta fase se realizaron los siguientes pasos:

A. Se tomaron muestra de crudo del siguiente pozo R-853, esta agua

es químicamente igual a la del pozo R-858 por pertenecer al

mismo acuífero.

B. Se separó el agua del petróleo del pozo R-853 por métodos de

destilación a una temperatura ambiente de (25°C - 77°F) y una

temperatura de calentamiento a (160°F- 71°C) con un tiempo de

calentamiento menor de 6 horas.

C. Se probaron diferentes clarificantes hasta conseguir el mas óptimo,

cuanta dosis es necesaria y cuanto PPM de crudo deja el

clarificante en el agua.

Fase VI. Diseño de planta de tratamiento Una ves obtenidos los resultados de las pruebas de botellas y prueba de inyectividad junto con el pozos inyector elegido. Se procedió a diseñar los equipos necesarios para el tratamiento de las aguas.

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

60

CAPITULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS

Estudiar los antecedentes de proyectos implementados y recomendados relacionados a la técnica de inyección de agua a yacimientos del Campo Cabimas de la Empresa Suelopetrol.

Piloto de Inyección de Agua en el área norte – este del Campo Cabimas del año 1953 a 1959

El proyecto se realizo con la intención de recuperar crudo por el método de

recuperación secundaria.

El proyecto consta de una planta de tratamiento de agua ubicada en la actual

estación de flujo del Campo Cabimas H-5, alimentada de 2400 M3 / d de agua a

través de una línea de 10” desde el lago de Maracaibo, Dicha agua seria

tratada y luego se inyectaría en el bloque H-5 a través de una línea de 4”.

La inyección se realizo en 10 arreglos de 7 puntos invertidos, para lo cual fue

necesario convertir en inyectores los siguientes pozos R-742, R-745, R-748,

R-683, R-681, R-685, R-714, R-719, R-727, R-722. Estos pozos estaban cada

uno rodeado por 6 pozos productores espaciado 230 m que hacían un total de

66 pozos con la intención de que el agua inyectada lograra empujar el petróleo

residual del yacimiento y incrementar la producción de los pozos productores.

• La tasa de inyección fue de 2400 M3 / d con descrecimiento de + - 150

M3 / d.

• El volumen de agua inyectada en los cinco años de operación fue

2,7 *106 m³

• El incremento de la producción de petróleo fue: 0,12* 106 m³

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

61

Figura 10

Mapa Base del Proyecto


Causas del la suspensión del proyecto.

El proyecto tuvo que ser suspendido y declarado no exitoso debido a las

siguientes razones:

1. Las altas diferencia entre las viscosidades del agua inyectada y el

petróleo producido incremento los adedamientos del agua inyectada

dejando el crudo atrás en la formación.

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

62

Figura 11 Adedamientos

Fuente: Diezt (1958)

2. Los altos caudales de inyección y las altas tasas de presión de inyección

(850 PSI) en el cabezal fracturaron las formaciones y esto produjo que el

agua dejara atrás el crudo.

Figura 12

Fractura de la Formación


DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

63

3. Se obtuvo una irrupción del agua muy rápidamente en los pozos

Productores

Figura 13

Condición de los pozos Productores en el tercer año del proyecto 1856

Fuente: Diezt (1958)

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

64

Proyecto piloto de inyección de agua y polímero en el bloque sur este del Campo Cabimas, Septiembre del 2003. El proyecto proponía la inyección de una mezcla de polímetros y agua con el

objetivo de mantener presión en el yacimiento.

El bloque seleccionado ubicado en el área sur este del Campo Cabimas tiene

23 pozos, de los cuales en ese momento había un total de 9 activos, 9 cerrados

y 5 abandonados. Los 9 activos tenían una producción de 270 bopd. Figura 14

Área del proyecto

Fuente: Espinoza, Mastrolorenzo, Tantow (2003)

Se propuso tomar el pozo R–853 como pozo fuente el cual aportaría una

producción asociada de 200 bopd con una producción 600 bwpd, la cual sería

la tasa de inyección. Esta agua sería transportada, separada y tratada en la

locación R-446, Todo esto a través de una línea de 4 “ con una longitud de

1600 mts. Una ves separada y tratada se inyectaría en uno de tres pozos

seleccionados como Inyectores R- 437, R-439, R-443.

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

65

Figura 15

Vista aérea del Área de proyecto


DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

66

Para la selección del Área piloto se siguieron los siguientes argumentos:

A. Bloque aislado del Mioceno: Fue seleccionado como bloque

aislado el área entre la falla del límite de Cabimas y la falla principal

de Cabimas. De esta manera se garantizara el fluido inyectado

dentro del área piloto. B. Fuente de agua: El agua del Lago de Maracaibo fue inmediatamente

descartada debido a su incompatibilidad con el agua del yacimiento y

la larga distancia del área piloto. Los pozos fuentes de agua son el

R-851 y el R-853 (condición inactivo). De estos dos pozos fue

seleccionado el R-853 debido al hecho de producir 200 bopd.

C. Facilidades de Superficie: El área piloto propuesta esta rodeada

por casas. Debido a esto, es limitada el área para la instalación de

líneas adicionales y planta de tratamiento para el agua.

D. Completación: los tres pozos propuestos para inyectores estan

completados en toda la formación Santa Bárbara y Icotea.

Pozos Candidatos a inyectores Los pozos candidatos a inyectores son los siguientes R-437, R-443, R-439

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

67

R–437 Pozo Inyector Este es el candidato más atractivo debido a las siguientes razones:

1. R-437 estuvo en ese momento inactivo por razones económicas, por

consiguiente, no tiene producción diferida asociada.

2. Esta localizado en un punto invertido hexagonal espaciado 400 mts.

3. No Fueron detectadas obstrucciones de permeabilidad entre el pozo

inyector y el productor.

4. Solo 1 de los productores estaba inactivo, el resto 5 pozos estaban en

producción.

5. Los puntos están localizado en un bloque aislado horizontalmente, por esta

razón, los pozos de otras áreas no serian afectados por la inyección

incontrolada.

Figura 16 Simulación de inyección en pozo R- 437


DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

68

Figura 17 Mapa Base del Proyecto


R-443 Pozo Inyector

1. El pozo R-443 estaba en ese momento inactivo el cual no tenia producción

diferida asociada.

2. Los puntos están localizado por un bloque aislado, por consiguiente, pozos

fuera del área no se verían afectados por una inyección incontrolada.

3. La forma estrecha del bloque, forzaría al fluido de inyección hacia los

pozos productores.

4. No se detectaron fallas ni obstrucciones de permeabilidad entre los

inyectores y los productores (R-416 y R- 798st).

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

69



R-439 Pozo Inyector

El R-439 estaba en ese momento en producción además este pozo estaba

rodeado por 3 pozos inactivo y solo 1 activo. Por estas razones, el pozo fue

descartado.



DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

70

Los polímeros como lo son Poliacrilamida y Polisacaridos son comúnmente

usados para inyección y en este caso se proponían sus usos por las siguientes

razones:

A. Disminuir la movilidad del radio entre el fluido desplazante (Solución

agua –polímeros) y el fluido desplazado (Crudo).

B. Dará una mejor eficiencia de barrido.

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tulo 2

71

Probar la compatibilidad Agua - Yacimiento para identificar el requerimiento de tratamiento químico en aguas producidas asociadas al Yacimiento Misoa B-Inferior del Campo Cabimas. Las muestras de agua se tomaron de los pozos R- 420 y R-419 vecinos de los

pozos R-446, R-443, R-467st, R-455 los cuales correlacionan perfectamente

entres ellos. Las aguas de todos estos pozos tienen similares propiedades.

El producto CLA-SP-03 es un producto clarificante evaluado con el agua del

pozo R-853 para tratarla reduciendo o eliminando la cantidad de crudo

emulsionado en el agua y logrando la floculación de los sólidos en suspensión.

Procedimientos

1. Se coloca 100 ml de agua en la botella de los cuales el 75% son del agua

del pozo R-853, con 25% de agua del pozo R- 419 y se aplica el producto

CLA-SP-03 a 60 PPM.

Tabla Nº 3

Prueba de compatibilidad del Pozo R-853 con el pozo R-419


100%Paredes brillantes

ClaraCalidad del agua

BuenaInterfase Agua - Crudo

95 %% de crudo Separado

Mezcla No.1

Productos



BuenaInterfase Agua - Crudo


Mezcla No.1

Productos

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

72

2. Se coloca 100 ml de agua en la botella de los cuales el 50 % son del agua

del pozo R-853, con 50 % de agua del pozo R- 419 y se aplica el producto

CLA-SP-03 a 60 PPM.

Tabla Nº 4





CLA-SP-03 a 60 PPM.

Tabla Nº 5 Prueba de compatibilidad del Pozo R-853 con el pozo R-419



TurbiaCalidad del agua

BuenaInterfase Agua -Crudo


Mezcla No.2

Productos


TurbiaCalidad del agua



Mezcla No.2

Productos





Mezcla No.3

Productos





Mezcla No.3

Productos

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

73



CLA-SP-03 a 60 PPM.

Tabla Nº 6 Prueba de compatibilidad del Pozo R-853 con el pozo R-420




CLA-SP-03 a 60 PPM.

Tabla Nº 7







Mezcla No.4

Productos





Mezcla No.4

Productos





Mezcla No.5

Productos





Mezcla No.5

Productos

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

74



CLA-SP-03 a 60 PPM.

Tabla Nº 8




del pozo R-853, con 20% de agua del pozo R- 419 y 20 % de agua del pozo

R-420 se aplica el producto CLA-SP-03 a 60 PPM.

Tabla Nº 9

Prueba de compatibilidad del Pozo R-853 con el pozo R-420 y el Pozo R-419






Mezcla No.6

Productos





Mezcla No.6

Productos





Mezcla No.7

Productos





Mezcla No.7

Productos

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

75


del pozo R-853, con 25% de agua del pozo R- 419 y 25% de agua del pozo

R-420, luego se aplica el producto CLA-SP-03 a 60 PPM.

Tabla Nº 10

Prueba de compatibilidad del Pozo R-853 con el pozo R-420 y el Pozo R-419






Mezcla No.7

Productos





Mezcla No.7

Productos

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

76

Ubicación pozos candidatos a inyectores y realizar prueba de Inyectividad para la empresa Suelopetrol.

Los pozos se seleccionaron en base a criterios técnicos.

A. El mas importante de estos criterios se basa en la cercanía de los pozos

inyectores a los pozos fuente de agua, esto debido a evitar posibles

tendidos de tubería, rupturas de calles y problemas con la comunidad

difícil de tratar para la empresa. También para llevar el agua de los

pozos fuentes a los pozos inyectores es una gran ventaja debido a que

los pozos seleccionados fueran productores del Mioceno y los pozos

fuentes son productores del Eoceno.

B. Los pozos seleccionados como inyectores deben estar en condición de

inactivo con el objetivo de no afectar la producción de algunos pozos en

condición de activos cercanos a los pozos fuentes de agua.

C. El agua inyectada en el pozo seleccionado no debe invadir el área de

drenaje de los pozos activos e incrementar sus cortes de agua debido a

que la inyección tiene como objetivo desechar agua y no recuperar

reservas ni mantener energía en el yacimiento.

Los pozos seleccionados para inyectores fueron R - 446, R - 443, R - 467st,

R - 455

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

77

Intervalos del Pozo R – 446 Tabla Nº 11


Tabla Nº 12 Resumen Cronológico de Actividades


Tabla Nº 13

Radio de invasión Pozo Cercano R-439 ---- 398 mts


IC11341114

RB_210841065

RB210651002

ArenasBASE (PIES)

TOPE (PIES)

IC11341114

RB_210841065

RB210651002

ArenasBASE (PIES)

TOPE (PIES)

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

78

DIAGRAMA MECÁNICO R-446

XX

Tubería de producción 2-3/8 “ 0 Ft –50 Ft

291Ft Revestidor 13-3/8” K-55

945 Ft

979 Ft

1174 Ft

Revestidor 8-5/8Ft J55

Colgador del forro

1125 Ft

Forro Ranurado 6- 5/8

Fuente: Enderxon Rincón (2005)

Perforación en el forro 1135FT DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

79

Intervalos de Pozo R-443

Tabla Nº 14




Tabla Nº 16 Radio de invasión

Pozo Cercano R-416 ------ 399 mts


78.62076287257.942135460.453650005 A Ñ OS R - 443 70.32054809230.710459660.452920004 A Ñ OS R - 443 60.89938105199.801118960.452190003 A Ñ OS R - 443 49.72413641163.136930560.451460002 A Ñ OS R - 443 52.32016205115.355229860.45730001 a ñ o R - 443

Radio de invasi ó n (MTS)Radio de invasión

(FT)Espesor

(FT)Volumen

Bls Tiempo Inyección Pozo

96.427 316.36360.453650005 A Ñ OS R - 443 86.32 283.20860.452920004 A Ñ OS R - 443 74.756 245.26560.452190003 A Ñ OS R - 443 61.037 200.25360.451460002 A Ñ OS R - 443 43.1608 141.60460.45730001 AÑO R - 443

Radio de invasi ó n (MTS)Radio de invasión

(FT)Espesor

(FT)Volumen

Bls Tiempo InyeccióPozo

IC11171096

RB21061991

RI991872

ARENASBASE (PIES)

TOPE (PIES)

IC11171096

RB21061991

RI991872

ARENASBASE (PIES)

TOPE (PIES)

LIMP./RINST. BOMBAÚnica1182954Mioceno22/05/1998





DESDE - HASTA

OBSERVACIONESZONAINTERVALO (PIES)FORMACIÓNFECHA






DESDE - HASTA

OBSERVACIONESZONAINTERVALO (PIES)FORMACIÓNFECHA

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

80


302 Ft REVESTIDOR 13-3/8” K-55

DIAGRAMA MECÁNICO ACTUAL R - 443

REVESTIDOR 8-5/8” N-80

1182 Ft

Forro rasurado 6- 5/8 N-80

Tope del forro 954 Ft

Tubería de produccion 2 7/8 N- 80 0–1168 Ft

Bomba 2 -1/2” x 2” x 10’ SRWB @ ± 1122’

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

81

Intervalos de Pozo R - 455

Tabla Nº 17





Pozo Cercano R-431St ----- 400 mts


69.66105437228.5467663773650005 A ÑOS R - 455

62.30674118204.4184422772920004 A ÑOS R - 455

53.95922069177.031564772190003 A ÑOS R - 455

44.0575192144.5456667771460002 A ÑOS R - 455

31.15337059102.209221177730001 añ o R - 455

Radio de invasi ó n (MTS)Radio de

invasi ón (FT)Espesor

(FT)Volumen

Bls Tiempo

inyecci ó n Pozo

90.9952 298.541683650005 A ÑOS R - 455

81.388 267.023682920004 A ÑOS R - 455

70.484 231.249682190003 A ÑOS R - 455

57.55 188.814681460002 A ÑOS R - 455

40.694 133.51168730001 AÑO R - 455


invasi ón (FT)Espesor

(FT)Volumen

Bls Tiempo

inyecci ó n

RS730670

LLC670635

ARENASBASE (PIES)

TOPE (PIES)

RS730670

LLC670635

ARENASBASE (PIES)

TOPE (PIES)

AISLO LR /AAA-EMP(LLC/RS)11161940Mioceno28/07/1998

LIMP / CT/INST. BOM. MEC11161940Mioceno22/11/1949

LIMP/RINST.CHAMBER LIFT11161940Mioceno14/12/1946


LIMP/RINST.CHAMBER LIFT11161940Mioceno10-04-1946

DESD - HASTA

OBSERVACIONESNº DE ZONAS

INTERVALO (PIES)

FORMACIÓNFECHA

AISLO LR /AAA-EMP(LLC/RS)11161940Mioceno28/07/1998

LIMP / CT/INST. BOM. MEC11161940Mioceno22/11/1949



LIMP/RINST.CHAMBER LIFT11161940Mioceno10-04-1946

DESD - HASTA

OBSERVACIONESNº DE ZONAS

INTERVALO (PIES)

FORMACIÓNFECHA

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

82

DIAGRAMA MECÁNICO ACTUAL R - 455


XX

X X

250 Ft

Tubería de producción 2-7/8” 0 – 595 Ft

Revestidor 8 – 5/8” J-55 837 Ft

Pantalla Pre-empacada Centro 5 1/2"x4“ Tope – 600 Ft

Tapón de cemento a 750 Ft


1031 FtForro rasurado 6–5/8” J-55

Intervalo Cañoneado (640 – 680 Ft)

Revestidor 13 – 3/8 K - 55

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

83

Intervalos de Pozo R-467st

Tabla Nº 20





Pozo Cercano R-431 ----- 700 mts


69.66105437228.5467663773650005 AÑOS R - 455

62.30674118204.4184422772920004 AÑOS R - 455

53.95922069177.031564772190003 AÑOS R - 455

44.0575192144.5456667771460002 AÑOS R - 455

31.15337059102.209221177730001 a ñ o R - 455


invasión (FT)Espesor

(FT)Volumen

Bls Tiempo

inyecció nPozo

85.512 250.280773650005 AÑOS R - 467st

76.424 250.933772920004 AÑOS R - 467st

66.23 217.315772190003 AÑOS R - 467st

54.08 177.436771460002 AÑOS R - 467st

38.24 125.4677730001 AÑO R - 467st


invasión (FT)Espesor

(FT)Volumen

Bls Tiempo

inyecció

IC1009989

RB_2976958

RB2958902

FORMACIÓNBASE (PIES)TOPE (PIES)

IC1009989

RB_2976958

RB2958902

FORMACIÓNBASE (PIES)TOPE (PIES)

CBUNICAMIOCENO10-01-83

CB.UNICAMIOCENO04-07-77

CERRARON POZOUNICAMIOCENO16-05-77


LIMPUNICA945MIOCENO02-04-75

LIMP. INTEGRIDADUNICAMIOCENO15-11-74

HASTADESDE OBSERVACIÓNNº DE ZONAS

INTERVALO (PIES)

FORMACIÓNFECHA


CB.UNICAMIOCENO04-07-77

CERRARON POZOUNICAMIOCENO16-05-77


LIMPUNICA945MIOCENO02-04-75

LIMP. INTEGRIDADUNICAMIOCENO15-11-74

HASTADESDE OBSERVACIÓNNº DE ZONAS

INTERVALO (PIES)

FORMACIÓNFECHA

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

84


Prueba de Inyectividad

POZO: R-467ST DIAGRAMA MECANICO

Revestidor 13-3/8“ K -55

Side Track out Window 560' - 590'

“6 5/8 forro 845 Ft- 1045 Ft

o o o

o o o

o o o

o o o

o o o

o o o

o o o

o o o

o o o

o o o

o o o

o o o

o o o

o o o

Revestidor 8-5/8” J -55

951 Ft

Tapón CM 845 - 590´

84 Ft


865 Ft

610 Ft Area ranurada

“6 5/8 forro DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

85

La prueba se realizó para el pozo R-583 el cual no se seleccionó como

candidato a inyector, cuyo pozo también esta en condición de inactivo. Este

pozo R-583 también se correlacionó con los pozos candidatos a inyectores,

dando como resultado gran similitud entre sus arenas productoras.

• La prueba de inyectividad se realizó con una tasa de 2800 BBW/D

• La arena más receptoras de agua es Icotea la cual recibe 63.9 % del

flujo bombeado al pozo en le intervalo 1843´ a 1868´.

• Tasa de inyección fue de 2800 BBw/D de agua.

• Presión de cabezal 0 PSI.

• Presión de la arena a la que recibio el agua 92 PSI.

Tabla Nº 23 Prueba de Flow – Meter


DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

86

Tabla Nº 24

Condiciones de Operación


DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

87

Diseñar un de sistema de separación Crudo – Agua, según parámetros mínimos de calidad de aguas producidas asociadas por el Yacimiento Misoa B- Inferior del campo Cabimas de la Empresa Suelopetrol. Para diseñar un sistema de separación crudo – agua es necesario la

realización de pruebas de laboratorio (pruebas de botellas), las cuales

persiguen un objetivo específico como lo es probar diferentes productos

químicos como Desmulsificantes para la separación agua – crudo, en el caso

de que las emulsiones sean fuertes, y no se separen en condiciones de reposo,

y clarificantes para buscar un producto óptimo los cuales permitan el

tratamiento del agua para eliminar la cantidad de crudo suspendido en ella

(emulsiones inversas) y dejar el agua en condición de inyección.

Pruebas de Botellas

Las muestra de crudo se realizó solo para el pozo R-853 y no para el R-858

bebido a que este pozo se encuentra actualmente inactivo además de ser las

misma arena productoras y el mismo yacimiento Eoceno.

1. Se prepararon 16 botellas con 100 ml de muestra de agua con 50 ppm de

clarificante, se prueban 15 productos diferentes y una botella no se le

aplica producto para que sirva de referencia.

Productos probados

Tabla Nº 25


DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

88

OBSERVACIONES Tabla Nº 26


2. Luego de seleccionados estos productos (2D-025, 2D-026, 2D-027, 2D-

055, 2D-057, 2D-059, SF-571C) y se evaluaron con las siguientes

dosificaciones 10ppm, 20ppm, 30ppm, 40ppm.

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

89

OBSERVACIONES Tabla Nº 27


3. Luego de observar los mejores productos se hicieron unas mezclas de

ellos las cuales se denominaron Mezclas (A, B, C, D, E, F, G, H, I, J, K,)

se colocaron en dosis de 50 ppm en todas las muestras y se colocaron las

botellas en un agitador por 1hora a 100 golpes / min.

MEZCLA E Tabla Nº 28


80% Paredes Brillante

Clara Calidad del agua

Buena Interfase agua-crudo

95% % Crudo Separado

50 ppm Dosis

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

90

MEZCLA H Tabla Nº 29


MEZCLA I

Tabla Nº 30


4. Se realizó una mezcla de los productos antes observados y seleccionados

nombradas como CLA-SP-01, CLA-SP-02, CLA-SP-03 se colocaron estos

productos junto con muestras de aguas en las botellas con una dosis de

50 ppm, se agitaron por 1 hora.





50 ppm Dosis

100%Paredes Brillante

turbiaCalidad del agua

60%Interfase agua-crudo

70%% Crudo Separado

50 ppmDosis

100%Paredes Brillante

turbiaCalidad del agua

60%Interfase agua-crudo

70%% Crudo Separado

50 ppmDosis

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

91

MEZCLA CLA-SP- 01 Tabla Nº 31


MEZCLA CLA-SP- 02

Tabla Nº 32






50 ppm Dosis


Turbia Calidad del agua



50 ppm Dosis

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

92

Tabla Nº 33 MEZCLA CLA-SP- 03


Tabla Nº 34

Contenido de crudo en el Agua del pozo R-853 Suelopetrol


• Con una dosis de 60 ppm se tiene un contenido de Crudo en el Agua de 3.1 PPM.





50 ppm Dosis

3.160.05

7.550.04

17.340.03

20.230.0CLA-SP- 32

89.50.0Blanco1

% ppm de Crudo

Dosis ppmProductoMuestra

3.160.05

7.550.04

17.340.03

20.230.0CLA-SP- 32

89.50.0Blanco1

% ppm de Crudo

Dosis ppmProductoMuestra

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

93

Grafico Nº 1

Gráfica ppm de Crudo

0.010.020.030.040.050.060.070.080.090.0

100.0

0.0 30.0 40.0 50.0 60.0

Dosis (ppm)

ppm

de

Cru

do

CLA-SP-3


Tabla Nº 35

Curva de Calibración


94.1010.0

96.507.5

97.105.0

97.602.5

%Transmitanciappm de Crudo

94.1010.0

96.507.5

97.105.0

97.602.5

%Transmitanciappm de CrudoDERECHOS RESERVADOS

tulo 2

94

Grafico Nº 2


Luego de realizar pruebas de laboratorio y conocer el químico clarificante mas

optimo para el tratamiento del agua es necesario el diseño de un proceso que

permita la deshidratación del crudo producido por el pozo R – 853 separando el

agua del crudo a través de un equipo de separación (crudo – agua), y luego

tratando el agua con la química clarificante llevándola a los requerimiento de

inyección, y inyectarla a un pozo previamente acondicionado para esta

operación luego de haber seleccionado la bomba adecuada para las

condiciones de operación requeridas.

Todo esto sin olvidar que es imprescindible el diseño y tendido de líneas que

trasportaran el agua desde el lugar donde estén ubicados los equipos de

separación, hasta el pozo seleccionado como inyector.

Curva de Calibración R-853 Suelopetrol

97.697.1

96.5

94.1

y = -0,548x + 99,4

90.0

92.0

94.0

96.0

98.0

100.0

0 2 4 6 8 10 12

% T

rans

mita

ncia

ppm de Crudo

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tulo 2

95

Tabla Nº 36 SELECCIÓN DE SEPARAROR TRIFASICO

Fuente: Natco (1995)

Tabla Nº 37

Selección de Bomba Reciprocante

Fuente: Kerr Pump (1995)

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tulo 2

96

Tabla Nº 38

Caída de presión de la línea al pozo R-433

Pozo Diametro Diametros Caudal Visc Dencidad Rug Reinols Friccion K L. Eq ΔP (Kpa) ΔP (PSI) 443 2 3/8 50.67 0.368 1E-04 999 0.0009023 92143.80107 0.00545 2.28 364.00016 2.6024973 0.377362106

2 7/8 62 0.368 1E-04 999 0.0007374 75305.26452 0.00543 2.16 364.00018 0.9451682 0.137049392 3 1/2 90.2 0.368 1E-04 999 0.0005069 51761.93348 0.00944 2.04 364.00043 0.2522594 0.036577612 4 102.2 0.368 1E-04 999 0.0004474 45684.21135 0.00978 2.04 364.00051 0.1399563 0.020293666


Tabla Nº 39 Caída de presión de la línea R-467ST

Pozo Diametros Diametros Caudales Visc Dencidad Rug Reinols Friccion K L. Eq ΔP (Kpa) ΔP (PSI) 467St 2 3/8 50.67 0.368 1E-04 999 0.0009023 92143.80107 0.00545 1.71 291.00012 2.0805678 0.301682335

2 7/8 62 0.368 1E-04 999 0.0007374 75305.26452 0.00543 1.62 291.00014 0.7556152 0.109564208 3 1/2 90.2 0.368 1E-04 999 0.0005069 51761.93348 0.00944 1.53 291.00033 0.2016689 0.02924199 4 102.2 0.368 1E-04 999 0.0004474 45684.21135 0.00978 1.53 291.00038 0.1118881 0.016223781


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tulo 2

97

Tabla Nº 40 Caída de presión de la línea R-455

Pozo Diametros Diametros Caudales Visc Dencidad Rug Reinols Friccion K L. Eq ΔP (Kpa) ΔP (PSI) 455 2 3/8 50.67 0.368 1E-04 999 0.0009023 92143.80107 0.00545 2.014 786.00014 5.6196768 0.81485313

2 7/8 62 0.368 1E-04 999 0.0007374 75305.26452 0.00543 1.908 786.00016 2.0409396 0.295936237

3 1/2 90.2 0.368 1E-04 999 0.0005069 51761.93348 0.00944 1.802 786.00038 0.5447136 0.078983469

4 102.2 0.368 1E-04 999 0.0004474 45684.21135 0.00978 1.802 786.00045 0.3022131 0.043820902 Fuente: Rincón (2005)

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tulo 2

98

DISEÑO DE TRATAMIENTO DE AGUA E INYECCIÓN AL POZO R - 446

• Se propone inyectar el agua de los pozos R-853 y R-858 cuyo caudal

es de 200 bls/d en el pozo R-446 por las arenas de Santa Bárbara (RB2)

e Icotea, las cuales reciben la mayor cantidad de agua según los

resultados de la prueba de inyectividad.

• Se construirá una Planta de Tratamiento de agua, la cual consta de una

bomba centrifuga instalada en el pozo R-853, luego de aplicado el

producto químico clarificante en el inicio de la línea del pozo R-853 y se

mezclará con el flujo de crudo, agua y gas hasta llegar a la locación

R-446.

• En la locación R-446 se instalará un separador especificado

técnicamente. Dicho equipo tiene capacidad para manejar el volumen de

líquido y gas proveniente del pozo R-853, junto con la química aplicada.

Este equipo tendrá como función separar el agua del petróleo, cuya

agua tiene una cantidad de crudo menor a 3.1PPM debido esto, a la

aplicación de la química clarificante CLA-SP-03 con una dosis de 60

PPM y la agitación a la cual es sometida por la longitud recorrida desde

el inicio de la línea la cual parte desde el R-853 hasta la locación R-446.

• El crudo y gas, salen del separador desde la locación R-446 se

transportara por la línea de 4” la cual pasa por la Avenida 32 y va hasta

la Estación Recolectora L 2.

• Se instalará una Bomba reciprocante en la locación R-446 de tres

pistones especificada técnicamente, cuyo objetivo es el bombeo del

agua desde la salida del separador en superficie hasta las arenas

elegidas como receptoras del agua a inyectar en el pozo R-446.

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

99

Costo del proyecto para Pozo R-446

5 Ñ OS R - 45

4 Ñ OS R - 45

3 Ñ OS R - 45

2 Ñ OS R - 45

1 a ñ oR - 45

Tiempo inyecc ó nPoz

R -455 Pozo Separador Trifásico 250.000$ Bomba Reciprocante 200.000$

Tubería

Total 450.000$

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

100




e Icotea las cuales reciben la mayor cantidad de agua según los



bomba centrífuga instalada en el pozo R-853, luego de aplicado el


mezclara con el flujo de crudo, agua y gas hasta llegar a la locación

R-443.

• Es necesario instalar una línea de 2-3/8” con una longitud de 364 mts la

cual permite transportar la mezcla del pozo R-853 (agua, crudo, gas,

química) desde la línea de 4” de la Avenida 32, pasa por frente de la

locación R-446 hasta la calle 31 del Barrio Lucero, y conectarla con la

línea transportadora el crudo del pozo R-439, la misma pasa por el

frente de la locación R-443.

• En la locación R-443 se instalará un separador especificado

técnicamente, dicho equipo tiene capacidad para manejar el volumen de

líquido y gas proveniente del pozo R-853 junto con la química aplicada.





el inicio de la línea la cual Parte desde el R-853 hasta la locación R-443.

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

101

• El crudo y gas, salen del separador desde la locación R-443 se

transportará por la línea de 4”, la cual pasa por la calle 31del barrio El

Lucero llegando hasta la calle Panamá.

• Se instalará una bomba reciprocante en la locación R-443 de tres




DERECHOS RESERVADOS

tulo 2

102

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2 Capítulo 4

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2 Capítulo 4

101


5 Ñ OS R - 45

4 Ñ OS R - 45

3 Ñ OS R - 45

2 Ñ OS R - 45

1 a ñ oR - 45



Tubería

Total 504.600$

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2 Capítulo 4

102

DISEÑO DE TRATAMIENTO DE AGUA E INYECCIÓN AL POZO R-467ST


es de 200 bls/d en el pozo R-467st por las arenas de Santa Bárbara

(RB2) e Icotea, las cuales reciben la mayor cantidad de agua, según los



bomba centrífuga instalada en el pozo R-853, luego de aplicado el


mezclará con el flujo de crudo, agua y gas hasta llegar a la locación

R-467st.

• En la locación R-467st se instalará un separador especificado

técnicamente, dicho equipo tiene capacidad para manejar el volumen de

líquido y gas proveniente del pozo R-853 junto con la química aplicada.





el inicio de la línea la cual Parte desde el R-853 hasta la locación

R-467st.

• Es necesario instalar una línea 2-3/8” con una longitud de 291 mts,

paralela con la línea la cual transportaba el crudo del pozo R-467st hasta

la línea de 4” de la avenida 32 cuya línea pasa por frente de la locación

R-446, esta línea transportara el crudo y gas salientes del separador

para ser enviados a la estación recolectora de crudo L2.

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2 Capítulo 4

103

• Se instalará una Bomba reciprocante en la locación R-467st de tres



elegidas como receptoras del agua a inyectar en el pozo R-467st.

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2 Capítulo 4

R-853

R-858

R-467st

R-455

R-446

R-443

Caso 3Caso 3

1483 mts

Inyección de químicaClarificante

Separador Trifásico

Bomba reciprocante 3 pistones

Agua tratadaCrudo y gas

Agua, crudo, gasPozo Activo MiocenoPozo activo Eoceno

R-439

R-416

R-860R-849

R-859

R-815

R-431

R-834

Pozo Inyector

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2 Capítulo 4

103

Costo del proyecto para Pozo R-467st

5 Ñ OS R - 45

4 Ñ OS R - 45

3 Ñ OS R - 45

2 Ñ OS R - 45

1 a ñ oR - 45



Tubería

Total 484.650$

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2 Capítulo 4

104




e Icotea las cuales reciben la mayor cantidad de agua según los


• Se construirá una Planta de tratamiento de agua la cual consta de una

bomba centrífuga instalada en el pozo R-853, la cual aplicará el producto

químico clarificante y se mezclará con el flujo de crudo, agua y gas hasta

llegar a la locación R-455, un separador trifásico y una bomba

reciprocante.

• Es necesario instalar una línea paralela de 786 mts desde la línea de 4”

de la avenida 32 la cual pasa por frente de la locación R-446 hasta la

locación 455 a través de la calle San Félix 2 del barrio José Félix Rivas,

le permitirá el transporte de Petróleo, agua, gas y química desde el pozo

R-853.

• Se instalará en la locación R-455 un separador especificado

técnicamente, el cual tiene capacidad para manejar el volumen de

líquido y gas, el cual proviene del pozo R-853 junto con la química

aplicada. Este equipo tendrá como función separar el agua del Petróleo,

cuya agua tiene una cantidad de crudo menor a 3.1PPM debido esto a la


PPM y la agitación a la cual es sometida por la longitud recorrida.

• La salida de petróleo y gas del separador se conectará con la línea de

transporte los crudos de los pozos R-815, R-152, R-453, R-460 la cual

llega hasta la estación recolectora L2.

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2 Capítulo 4

105

• Se instalará una bomba reciprocante en la locación R-455 de tres




DERECHOS RESERVADOS

tulo 2 Capítulo 4

R-853

R-858

R-467st

R-455

R-443

Caso 4Caso 4

Inyección de químicaClarificante

Separador Trifásico

Bomba reciprocante 3 pistones

Agua tratadaCrudo y gas

Agua, crudo, gas

R-416

R-860R-849

R-466

R-439R-834

R-859

R-815

R-431

Pozo Activo MiocenoPozo Activo EocenoPozo Inyector

DERECHOS RESERVADOS

tulo 2 Capítulo 4


5 Ñ OS R - 45

4 Ñ OS R - 45

3 Ñ OS R - 45

2 Ñ OS R - 45

1 a ñ oR - 45


R -455 Pozo Separador Trifásico 250.000$Bomba Reciprocante 200.000$

Tubería

Total 567.99$

DERECHOS RESERVADOS

102

Conclusiones

1. Para el proyecto Piloto de inyección de agua del año 1953 era de gran

necesidad realizar pruebas de compatibilidad mezclando el agua del

lago de Maracaibo con las de los yacimientos del Mioceno para evitar

los taponamientos en la formación.

2. Una menor presión de inyección hubiese podido evitar fracturas de las

formaciones en el proyecto piloto de inyección de agua del año 1953.

3. De acuerdo al esquema estructural de fluido para el tope de RB2 el

arreglo de pozos inyectores – Productores del proyecto de inyección de

agua propuesto en el año 2003 no se encontraban completamente

aislado los limites este y oeste los cuales están marcados por fallas de

carácter sellante, mientras que en el norte y el sur se tienen fallas de

entre 40 y 50 pies de desplazamiento vertical.

4. Las pruebas de compatibilidad realizadas mezclando agua del Eoceno

con aguas del Mioceno y química clarificante CLA – SP – 03 no

mostraron ningún tipo de formación de precipitados, mostraron aguas

claras y una interfase definida desde la observación visual .

5. Las pruebas de botellas realizadas para evaluar el químico clarificante

mas optimo para el tratamiento de agua mostró que el producto

CLA – SP – 03 redujo el contenido de crudo en agua a 3 PPM de crudo

con una dosis de 60 PPm de tratamiento.

6. La localización ideal para la disposición de esta agua es la R-446 debido

a que el pozo se encuentra inactivo y esta tiene tamaño suficiente para

la instalación de los equipos seleccionados para la separación,

tratamiento y bombeo del agua.

DERECHOS RESERVADOS

103

Adicionalmente no es necesario el tendido de tuberías que representa un

alto costo y reducción de problemas con las comunidades.

7. El agua no invadirá lo pozos productores mas cercano al Pozo Inyector

por un lapso de 5 años.

8. La caída de presión calculada para los posibles tendidos de tubería son

despreciables.

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104

Recomendaciones

1. Verificar la tendencia de las aguas a formación de precipitados de

sólidos, escamas y corrosión.

2. Se recomienda la aplicación del producto clarificante CLA – SP – 03

debido a la eficiencia que tiene sobre el agua de formación del pozo

R-853 en la eliminación de los ppm de crudo para efectos de inyección.

3. Utilizar la localización del pozo R-446 para la instalación de los equipos

seleccionados para la separación y el tratamiento de las aguas, debido

que esta es la más cercana y todas las líneas necesarias están

tendidas.

4. Reacondicionar el pozo R-446 para recibir agua para inyección.

5. Utilizar los equipos de separación y tratamientos de agua propuestos

debido a que su elección se hizo en base a criterios técnicos.

6. En caso de ser necesario el tendido de nuevas líneas de tubería, utilizar

las que la empresa tiene en su inventario en condición de

inspeccionada.

DERECHOS RESERVADOS

105

Referencias Bibliográficas

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2. Cardozo Nelson, (1983). Mil terminos de perforación. Editorial

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3. Eduardo Ríos, (1997). Daños a la formación . CIED –INTEVEP los

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7. Kemmer , Mc. Callion. (1992). Manual del Agua.

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11. Soto, M. (2001). “ Evaluación de los sistema de crudo recuperado de

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Universidad del zulia.

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13. Marcano, J (2001). “Característica de Emulsiones en la segregación

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14. Jiménez. B (2004). “Estudio estadístico y optimización reactiva de las

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Rafael Urdaneta.

DERECHOS RESERVADOS

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