UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS

TEMA:

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE REINYECCIÓN DE AGUA EN

LA FORMACIÓN RECEPTORA TIYUYACU DEL POZO GUANTA

07 DEL AREA LAGO AGRIO

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNOLOGO DE

PETRÓLEOS

AUTOR:

ARMANDO RENE RAMOS MORALES

DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS, Msc

Quito, Enero 2014

i

DERECHOS DEL AUTOR

Yo, ARMANDO RENE RAMOS MORALES, egresado de la carrera de

Tecnología en Petróleos, autor del trabajo de graduación denominado,

DESCRIPCION DEL PRECESO DE REINYECCION DE AGUA EN LA

FORMACION TIYUYACU DEL POZO GUANTA 07 DEL AREA LAGO AGRIO,

cedo los derechos de autoría a la Universidad Tecnológica Equinoccial,

Facultad de Ciencias de la Ingeniería, para que realice la difusión

correspondiente en la biblioteca virtual.

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014

Reservados todos los derechos de reproducción

ii

DECLARACIÓN

Yo ARMANDO RENE RAMOS MORALES, declaro que el trabajo aquí descrito

es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o

calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que

se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

________________________________

ARMANDO RENE RAMOS MORALES

1709255853

iii

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “DESCRIPCION DEL

PROCESO DE REINYECCION DE AGUA EN LA FORMACION TIYUYACU

DEL POZO GUANTA 07 DEL AREA LAGO AGRIO”, que, para aspirar al título

de TECNOLOGO EN PETROLEOS fue desarrollado por Armando Ramos, bajo

mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple

con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación

artículos 18 y 25.

_____________________________

ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE, MSc

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I. 1705134102

iv

DEDICATORIA

A Dios, por haberme dado todo.

A mi esposa, por su apoyo incondicional.

A mis hijas, por ser mi razón de vivir.

A mis padres, porque siempre confiaron en mí.

A mi familia, por siempre estar a mi lado.

v

AGRADECIMIENTO

A Dios, mi familia por siempre estar a mi lado.

Al Ingeniero Fausto Ramos Aguirre, por haber dirigido adecuadamente el

presente trabajo de titulación.

A todas y cada una de las personas que me apoyaron, por compartir e impartir

sus valiosos conocimientos.

vi

ÍNDICE DE CONTENIDOS

Pagina

CAPITULO 1. Introducción. 1

1.1.- Planteamiento del Problema. 2

1.2.- Justificación. 3

1.3.- Objetivos de la Investigación. 3

1.4.- Hipótesis. 4

1.5.- Metodología. 4

CAPITULO 2. Descripción Teórica de Reinyección de Agua de Formación.

2.1.- Marco Teórico. 5

2.1.1.- Manifold o Múltiple. 5

2.1.2.- Descripción de los Equipos de Separación Agua-Crudo. 6

2.1.2.1.- Área de Separadores. 7

2.1.2.2.- Bota de Gas. 8

2.1.2.3.- Tanque de Lavado. 8

2.2.- Agua de Formación. 13

2.2.1.- Origen del Agua de Formación. 15

2.3.- Especificaciones Políticas y Normas Gubernamentales del Agua de

Formación obtenidas en el Oriente para preservar el medio ambiente. 16

vii

2.4.- Composición. 19

2.5.- Propiedades. 22

2.6.- Características. 22

2.6.1.- Caracterización de la Aguas de Inyección según las características

Físicas, Químicas, Biológicas. 23

2.6.1.1.- Características Físicas. 23

2.6.1.2.- Características Químicas. 24

2.6.1.3.- Características Biológicas. 26

CAPITULO 3. Pozo Reinyector Guanta 07.

3.1.- Antecedentes. 27

3.1.1.- Estratigrafía. 29

3.1.1.1.- Formación Hollín. 30

a) Hollín Inferior. 30

b) Hollín Superior. 30

3.1.1.2.- Formación Napo. 30

3.1.1.2.1. - Arenisca T. 30

a) Arenisca T Principal. 30

b) Arenisca T Superior. 31

3.1.1.2.2.- Arenisca U. 31

a) Arenisca U Principal. 31

viii

b) Arenisca U Media. 31

c) Arenisca U Superior. 31

3.1.1.3.- Formación Tena. 31

3.1.1.3.3.- Zona Basal Tena. 31

3.2.- Descripción de la Formación Tiyuyacu. 32

3.2.1 Miembro Inferior. 33

3.2.2 Miembro Superior. 34

3.3.- Características Petrofísicas de la Formación Tiyuyacu. 35

3.3.1.- Porosidad. 35

3.3.2.- Permeabilidad. 35

3.4.- Sistema de Tratamiento y Reinyección de Agua de Formación. 36

3.5.- Historial de Producción Pozo Guanta 07. 38

3.6.- Historial de Reacondicionamiento Pozo Guanta 07. 41

3.7.- Historial de Confinamiento Pozo Guanta 07. 49

CAPITULO 4. Manejo del Agua de Formación Campo Guanta

4.1.- Manejo del Agua de Formación. 50

4.2.- Proceso Para Tratar Aguas de Formación. 51

4.3.- Uso y Aplicación del Agua en el Campo. 53

4.3.1.- Eliminación de Compuestos incrustantes. 55

ix

4.3.2.- Eliminación de los Problemas de Corrosión. 55

4.3.3.- Biocida. 56

4.3.4.- Surfactantes. 56

4.4.- Caracterización del Agua de Formación del Pozo Guanta 07. 58

4.5.- Situación Actual del Campo Guanta. 61

4.6.- Equipos de Inyección del Campo Guanta. 62

4.7.- Tipos de Bombas del Campo Guanta. 63

4.7.1.- Bombas Booster. 63

4.7.2.- Bombas Centrifugas. 64

4.7.3.- Bombas Horizontales de Alta Presión. 65

4.7.4.- Bombas Horizontales de Desplazamiento Positivo de Pistón. 66

CAPITULO 5. Conclusiones y Recomendaciones

5.1.- Conclusiones. 69

5.2.- Recomendaciones. 71

5.3. Glosario de Términos. 73

5.4. Glosario de Conceptos. 76

5.5. Bibliografía. 81

5.6. Anexos. 84

x

ÍNDICE DE FIGURAS

Pagina

Figura 1. Manifold. 6

Figura 2. Área de Separadores. 7

Figura 3. Bota de Gas. 8

Figura 4. Tanque de Lavado. 9

Figura 5. Tanque de Agua de Formación. 10

Figura 6. Vías de Pozos Área Lago Agrio, Campos Guanta-Parahuacu. 28

Figura 7. Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente. 29

Figura 8. Cuadro de Sedimentología y Estratigráfica de la Formación

Tiyuyacu. 33

Figura 9. Diagrama de Flujo Estación Guanta. 37

Figura 10. Diagrama de Completación Pozo Guanta 07. 40

Figura 11. Pozo Reinyector Guanta 07. 48

Figura 12. Sistema de Reinyección Estación Guanta. 51

Figura 13. Bombas de Químicos. 54

Figura 14. Bombas Booster Estación Guanta. 64

Figura 15. Bombas Horizontales de Alta Presión. 66

Figura 16. Bombas Horizontales de Tipo Pistón. 67

xi

ÍNDICE DE TABLAS

Pagina

Tabla 1. Tabla 2 del Raohe Decreto 1215 para Reinyección de Agua de

Formación. 12

Tabla 2. Reportes Anuales de Producción y Reinyección de Agua de

Formación. 49

Tabla 3. Toma de Muestras de Aguas de Formación / Reinyección 52

Tabla 4. Análisis del Agua de Reinyección de la Estación Guanta. 58

Tabla 5. Índice de Oddo – Tomson. 59

Tabla 6. Pruebas Forecast del Campo Guanta 61

xii

ÍNDICE DE ANEXOS

Pagina

Anexo 1. MSDS Biocida A 84

Anexo 2. MSDS Corrcontrol C 85

Anexo 3. MSDS Dispersante de Solidos A 86

Anexo 4. MSDS Escalcontrol B 87

xiii

RESUMEN

En las operaciones de extracción de petróleo, el agua de formación por su

vinculación al petróleo ha sido y es un componente indeseado para las

compañías petroleras, porque causa innumerables problemas y contribuye a

incrementar fenómenos de incrustación y corrosión, y no pueden ser

derramadas al medio ambiente sin el cumplimiento de normas ambientales.

En el pasado en nuestro país las formas de explotación admitían métodos

totalmente perjudiciales de descargar las aguas de formación hacia ríos y la

naturaleza, ocasionando daños irreparables a la atmosfera por su alto contenido

tóxico de sodio, minerales, aceites, químicos, etc.

El corte de agua de formación aumentaba significadamente y era imposible

mantener grandes volúmenes, ante tal situación a la industria petrolera le ha

llevado a realizar las actividades de reinyección, hallando así la manera más

eficaz de confinar las aguas de formación a arenas no productoras de petróleo

a través de pozos reacondicionados específicamente para esta actividad.

El crudo al ser extraído del subsuelo viene asociado con gas natural y agua de

formación; una vez en superficie el agua es tratada mediante químicos como:

Anticorrosivos, Antiescala, Biocidas, Surfactantes, y separada en el tanque de

lavado mediante gravedad; cuando ingresa se hace circular por medio de

canales conformados por bafles, lo que permite que el agua contenida en el

petróleo (este fenómeno es conocido como coalescencia) y por diferencia de

densidades sea depositada en la parte inferior del tanque.

El manejo apropiado del agua de formación utilizada en procesos de

reinyección, permite prevenir y controlar los problemas ocasionados por

fenómenos de incrustación, corrosión, obstrucción de las formaciones y

xiv

deterioro de tubería y equipo a través de todas las etapas que involucra la

reinyección de aguas y la producción de petróleo.

El agua una vez separada es dirigida hacia un tanque llamado Empernado o de

agua de formación de +/- 3000 Bls, para luego ser bombeado al pulmón de la

bomba de inyección para su confinamiento final que es la formación Tiyuyacu,

mediante el pozo Reinyector Guanta 07.

xv

ABSTRACT

Oil extraction operations, water formation by its linkage to oil has been and is an

unwanted component for oil companies, because it causes innumerable

problems and contributes to increasing phenomena of incrustation and

corrosion, and they cannot be leaking to the environment without compliance

with environmental standards.

In the past in our country forms of exploitation could admit completely harmful

methods download the waters of training towards rivers and nature, causing

irreparable damage to the atmosphere for its high toxic content of sodium,

minerals, oils, chemicals, etc.

Water cutting increased significantly and was impossible to keep large volumes,

faced with this situation the oil industry has led him to perform the activities of

re-injection, so finding the most effective way of confining the waters of training

to non-producing oil sands through wells refurbished specifically for this activity.

Crude oil to be extracted from the subsoil is associated with natural gas and

water; Once in surface water is treated by chemicals such as: anticorrosive,

Antiescala, biocides, surfactants, and separate washing using gravity tank;

When type is circulates through channels formed by baffles, allowing that the

water contained in the oil (this phenomenon is known as coalescence) and by

difference of densities is deposited in the bottom of the tank.

Appropriate management of water used in processes of Reinjection formation,

allows preventing and controlling problems caused by phenomena of

incrustation, corrosion, blockage of the formations and deterioration of pipes and

equipment through all the stages that involves the re-injection of water and oil

production.

xvi

Water separated once is directed to a tank called Empernado or 3000 Bls

formation water, to then be pumped to the lungs of the injection pump to its final

confinement which is the formation of Tiyuyacu, via del pozo Guanta 07

Reinyect

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCION.

El agua de formación es uno de los tres fluidos presentes en la formación

estratigráfica. Esta agua es producida con el petróleo y el gas. Es muy tóxica

debido a su alto contenido de sodio. El agua de mar tiene una concentración de

35,000 ppm de sodio; sin embargo, el agua producida de los reservorios de

hidrocarburos tiene una concentración de sodio entre 150,000 y 180,000 ppm.

Además, el agua de formación contiene metales pesados, sales tóxicas y

pequeñas gotas de hidrocarburos. La producción de este fluido ha llegado a ser

de gran preocupación para la industria hidrocarburífera por lo que se tiene que

tratar cuidadosamente y el costo de este proceso es elevado. De acuerdo a las

leyes ambientales de cada país, esta agua puede ser reinyectada o descargada

en el medio ambiente siempre y cuando cumpla con las especificaciones y

parámetros químicos establecidos. La producción del agua de formación se

incrementa con el paso del tiempo. Los campos de petróleo maduros producen

grandes cantidades de agua de formación.

En algunos casos producen más agua que petróleo. Esta agua representa una

amenaza para el medio ambiente debido a la alta concentración de metales

pesados e hidrocarburos.

2

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.

Cuando se iniciaron las operaciones de extracción de petróleo en el país el

agua de formación producida se almacenaba en piscinas para que se evapore,

o se vertía directamente al entorno sin ningún control ambiental, la cual se

encuentra altamente contaminada, que por normas internacionales no se

puede echar a la superficie por que causaría un gran daño ambiental. Al pasar

el tiempo de vida productiva de los yacimientos petroleros el corte de agua de

formación aumentó significativamente y el manejo de la misma se tornó cada

vez más difícil; de ahí nace la necesidad de instalar un sistema para eliminar

esta agua a un lugar seguro para no contaminar el medio ambiente

reinyectándola a la formación receptora estratigráfica.

Para la reinyección de agua a la formación Tiyuyacu del Área Lago Agrio

estación Guanta Central, se encuentra al momento disponible el pozo Guanta

07 que reinyecta un aproximado de 3000 BAPD.

El agua de producción o formación es un tipo de agua sedimentaria producto de

150 millones de años de procesamiento natural y tiene niveles muy altos de

salinidad y metales pesados. Es fuertemente salina, y está asociada al petróleo

en los yacimientos hidrocarburíferos.

Ante tal situación, surge la propuesta de estudiar el Sistema de Reinyección de

Agua a la Formación (Tiyuyacu) del Área Lago Agrio y en particular del Pozo

Reinyector Guanta-07, basándose en las definiciones e interacciones de los

componentes del sistema del proceso de reinyección, y así permitir dar mayor

tiempo de vida útil a este sistema y poder cumplir con los objetivos diarios de

reinyección de agua de formación.

3

1.2 JUSTIFICACIÓN.

El desarrollo de este estudio nos permitirá definir, la forma de cómo optimizar el

tratamiento y el destino del agua de formación de la producción de petróleo

crudo mediante el proceso del sistema de reinyección de agua como una

alternativa para evitar la contaminación e impacto ambiental al reinyectar a un

lugar seguro y así evitar contaminar el medio ambiente y sobre todo el agua

dulce, cumpliendo con los parámetros de calidad de agua que está en el

Reglamento Ambiental de Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador (RAOHE)

decreto 1215, en su artículo 29 del literal (b) de la tabla 4 del anexo 2, publicado

en el Registro Oficial No. 265 del 13 de Febrero de 2001 que son leyes

nacionales.

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO.

1.3.1. Objetivo General.

Describir el Proceso de Tratamiento de Agua de Formación para Reinyectarle

en el Pozo Guanta 07 de la Formación Tiyuyacu del Área Lago Agrio.

1.3.2. Objetivos Específicos.

Describir el proceso de tratamiento del agua de formación asociada a la

producción de crudo, en las facilidades de la Estación Guanta Central del

Área Lago Agrio, Petroamazonas E.P.

Determinar las características principales de la formación receptora

Tiyuyacu.

Caracterización del Agua de Formación antes y después de ser

reinyectada.

Descripción del proceso de reinyección

4

1.4. HIPÓTESIS.

El proceso de tratamiento y reinyección de agua a la formación receptora

Tiyuyacu, evita el impacto ambiental.

1.5. METODOLOGÍA.

Para alcanzar los objetivos propuestos en este trabajo de investigación, se

prevé realizar las siguientes actividades:

1.5.1 Tipo de investigación.

El presente estudio se enmarcó dentro de los siguientes tipos de investigación:

Descriptiva, De Campo y Bibliográfica.

1.5.1.1 Descriptiva.

La investigación, se circunscribe a un estudio descriptivo, la recolección de

datos sobre la base de una teoría, ha permitido describir las actividades del

Proceso de Reinyección de Agua en la formación estratigráfica, los resultados

se exponen de manera sistemática y se interpretan objetivamente.

1.5.1.2 De campo.

Será una investigación en el campo, ya que esta se la realizará en el lugar

donde se produzcan los hechos para entender su naturaleza. Se mantuvo una

relación directa con las fuentes de información tanto a nivel general como

individual.

1.5.1.3 Bibliográfica.

Se sustentó la base teórica de la investigación, mediante consultas a: fuentes

bibliográficas, tesis, revistas, apuntes, documentos varios, así como también

fuentes informáticas e Internet.

5

CAPÍTULO II

2.1 MARCO TEÓRICO.

Proceso de extracción del petróleo. Una vez elegida el área con mayor

posibilidad, se realiza la perforación en el yacimiento hasta llegar al mismo, a

veces se llega a considerables profundidades como 6000m.

Se comienza por construir altas torres metálicas de sección cuadrada, con

refuerzos transversales, de 40m a 50m de altura, para facilitar el manejo de los

pesados equipos de perforación y el subsuelo se taladra con un trépano que

cumple un doble movimiento: avance y rotación.

Si la presión de los fluidos es suficiente, forzará la salida natural del petróleo a

través del pozo que se conecta mediante una red de oleoductos hacia su

tratamiento primario, El petróleo crudo una vez extraído del pozo sube por los

cabezales de producción que se encuentren ubicados en la parte superior (boca

del pozo) del pozo. Este crudo sigue una trayectoria y se dirige al manifold o

múltiple.

2.1.1. MANIFOLD O MÚLTIPLE.

Es una instalación que permite que varias tuberías confluyan en una tubería

común, o que el fluido que llega de una tubería sea distribuido en múltiples

líneas. Se compone de tuberías, válvulas, actuadores y sistemas de control

local (remotas), permite que las líneas de producción provenientes de los pozos

confluyan en una tubería para la entrada a los separadores de producción.

Además, permite alinear (dirigir el flujo a través de una tubería específica) la

producción de un pozo determinado hacia el separador de prueba para realizar

la “prueba de pozo.

6

Figura 1. MANIFOLD.

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

2.1.2.- DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DE SEPARACIÓN DE AGUA-

CRUDO.

Es un diseño de separación de aceite-gas y es importante conocer las

condiciones del proceso, las cuales nos van a permitir poder separar la mezcla

bifásica y proponer bases de diseño.

Separador Bifásico (gas-líquido).

Tiempo de retención.- Es el tiempo en donde el líquido y el gas alcanzan el

equilibrio con la presión del separador, se le conoce también como el tiempo

promedio que una molécula de líquido es retenida en el tanque asumiendo flujo

7

tapón. Este tiempo de retención esta entre 30 segundos y 3 minutos. Cuando

hay presencia de burbujeo este tiempo cuadriplica el requerido.

2.1.2.1.- Área de Separadores.

El fluido ingresa al separador y choca con el deflector interno causando la

separación, a esto se le llama separación inicial del líquido y vapor, la fuerza de

gravedad causa que el líquido se vaya hacia el fondo y el gas vaya hacia el

domo del recipiente. La recolección de líquido en el fondo provee un tiempo de

retención del cual ayuda a que los gases y líquidos encuentren el equilibrio a

una presión. El gas se direcciona mediante tubería hacia el Scrubber, el cual

elimina los condensados del mismo para que sea utilizado como combustible de

los generadores de energía que posee la planta y por otra parte sea quemado

en el mechero.

Figura 2. ÁREA DE SEPARADORES.

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

8

2.1.2.2.- Bota de Gas.

Está formada de dos cilindros verticales concéntricos, y sirve para eliminar una

cantidad adicional de gas que todavía permanece en solución en el fluido. Por

el cilindro interno sube el petróleo y agua, hasta chocar con un deflector en

forma de sombrero chino, descendiendo por el espacio anular para ingresar al

tanque de lavado.

Figura 3. BOTA DE GAS.

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

2.1.2.3.- Tanque de Lavado.

En este tanque empieza la deshidratación del petróleo que tiene una capacidad

de 10000 Bls, y el correcto funcionamiento depende del tiempo de residencia

9

del crudo y del nivel del colchón de agua, en el cual se va a desarrollar la

deshidratación, permitiendo separar la mayor cantidad de agua.

Figura 4.TANQUE DE LAVADO.

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

El tanque de lavado recibe directamente el crudo-agua de la bota para ser

separados mediante gravedad, cuando ingresa se hace circular por medio de

canales conformados por bafles, lo que permite que el agua contenida en el

petróleo (este fenómeno es conocido como coalescencia) y por diferencia de

densidades sea depositada en la parte inferior del tanque permitiendo que el

petróleo alcance el nivel más alto y rebose hasta el tanque de almacenamiento

10

de surgencia (libre de agua y gas), para de esta manera cumplir con las

especificaciones exigidas y ser transportado por oleoductos.

Mientras que el agua de formación que se genera en el tanque de lavado, es

dirigida hacia otro tanque llamado Empernado o de agua de formación de 3000

Bls. para luego ser bombeado al pulmón de la bomba de inyección para su

confinamiento final que es la formación Tiyuyacu, mediante el pozo Guanta 07.

Figura 5. TANQUE DE AGUA DE FORMACION.

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

Esta agua sino es reinyectada, ocasiona pérdidas económicas y problemas

ambientales, por eso es importante manejarla de tal forma que los costos y los

riesgos ambientales se reduzcan; los sistemas de reinyección de agua de

11

formación combinan las facilidades de producción de petróleo con sus

instalaciones, para tratar el agua producida a fin de alcanzar los requisitos de

calidad requeridos para dicha operación.

En los últimos años se ha adquirido un interés especial por parte de las

empresas petroleras, el establecer soluciones al problema concerniente a la

eliminación del agua de formación producida. La obligación legal de cuidar el

ambiente es una preocupación fundamental en las operaciones realizadas en la

Amazonía, por esta razón se ha incrementado el número de proyectos

destinados al tratamiento, inyección y reinyección de agua.

La reinyección de agua ha tomado gran importancia en la industria del petróleo,

porque es una alternativa excelente en la disposición de aguas residuales, las

cuales no pueden ser vertidas al medio ambiente sin el cumplimiento de normas

ambientales.

Este proyecto de mejoramiento de la calidad de agua de producción tiene como

propósito cumplir con los parámetros aplicados en la Tabla No. 2 del RAOHE

Decreto 1215 para la reinyección de agua de formación.

12

Fuente: TABLA NO. 2 DEL RAOHE DECRETO. 1215 PARA REINYECCIÓN

DE AGUA DE FORMACIÓN.

El manejo apropiado del agua utilizada en procesos de reinyección, permite

prevenir y controlar los problemas ocasionados por fenómenos de incrustación

y corrosión a través de todas las etapas que involucra la reinyección de aguas y

la producción de petróleo.

Desde el comienzo de la industria de producción de petróleo, el agua producida

ha sido la causa de innumerables problemas de incrustación y/o corrosión o por

el manejo y disposición de los grandes volúmenes producidos.

13

En las primeras operaciones de reinyección, el agua era expuesta a la

atmósfera y se saturaba con oxígeno. Frecuentemente, el agua llevaba

anhídrido carbónico y sulfuro de hidrógeno en solución. Por lo tanto, para agua

de reinyección de alta calidad, un requerimiento importante era el control de la

corrosión. A pesar de que, de acuerdo a las normas actuales, el nivel de

petróleo en agua sería inaceptable; en épocas pasadas estaba permitido vaciar

directamente el agua producida en aguas superficiales.

Se evidencia que en el pasado la eliminación del agua producida no era un

problema serio. El objetivo era utilizar el método más barato que fuese

aceptable a todas las partes involucradas. Pero con el uso continuo de pozos

de eliminación, reinyección y el énfasis en protección del medio ambiente, el

procesamiento del agua pasó a ser obligatorio. Los esfuerzos iniciales de

tratamiento de agua fueron improvisaciones en el campo. Inicialmente se

construyó y se probó en el campo una amplia variedad de equipos de

procesamiento de agua. La modificación y el mejoramiento de los diseños han

continuado desde entonces, con el propósito no solo de cumplir con las normas

ambientales sino además obtener agua de alta calidad para reinyección que

minimice futuros problemas especialmente de incrustación y corrosión.

2.2.- AGUA DE FORMACIÓN.

El petróleo crudo que se produce en un campo se encuentra mezclado con

agua, en cantidades que varían en un rango muy amplio de acuerdo con varios

factores, entre otros, la vida productiva del pozo, la tasa de producción y la

procedencia del agua producida. Existen dos tipos de agua que están

asociados con la producción del petróleo, definidas como agua libre y agua

emulsionada.

14

Agua libre, definida por el Instituto Americano de Petróleo (API), es la cantidad

de agua de producción que se sedimentara y se separara del petróleo en 5

minutos. El resto de agua presente se considera emulsionada con el petróleo y

requiere de un proceso de tratamiento para removerlo; el agua se encuentra

presente en todos los campos petroleros y es el fluido más abundante en el

campo.

- Agua connata.- Es el agua que durante el proceso de formación o

sedimentación se quedó entrampada en un acuífero, es decir es un

procedimiento simultáneo, se caracteriza por ser salina.

- Agua meteórica.- Es el agua que se infiltra en el subsuelo producto de las

precipitaciones o también es de carácter fluvial, se caracteriza porque su

salinidad es menor que el agua connata.

- Agua irreductible.- Es la cantidad de agua que no se puede recuperar, se

encuentra en los poros y/o fisuras de la roca, pero se toma en cuenta para el

cálculo de reservas.

- Agua de barrido.- Proviene de un pozo inyector o de un acuífero activo que

contribuye al barrido del petróleo del yacimiento. El manejo de este tipo de agua

es una parte fundamental del manejo del yacimiento y puede constituir un factor

determinante en la productividad de los pozos y de las reservas finales.

- Agua de formación.- Agua naturalmente presente en las rocas

inmediatamente antes de la perforación y se encuentra conjuntamente con el

petróleo y el gas.

En la mayoría de las formaciones petrolíferas las rocas y arenas están

saturadas con agua y atrapadas por el crudo. Los hidrocarburos menos densos

migran para tomar posiciones, desplazando un poco al agua de formación,

dando lugar a un embalse de hidrocarburos.

15

Con respecto a la producción de crudo, es fundamental distinguir entre el agua

de barrido, el agua buena (aceptable) y el agua mala (o excesiva).

Agua buena.- Es el agua producida dentro del pozo a una tasa inferior al límite

económico de la relación agua/petróleo.

Agua mala. El agua mala se puede definir como el agua producida dentro del

pozo, que no contiene petróleo, o bien cuando la producción de petróleo no es

suficiente para compensar el costo asociado con el manejo del agua, es decir,

es agua producida por encima del límite económico.

2.2.1.- Orígenes del Agua de Formación.

Los productores tempranos de petróleo no prestaron mucha atención a las

aguas salinas que lo acompañaban.

En 1928, el primer laboratorio comercial de análisis de coronas, extrajo sales de

un testigo lo que llevo a sospechar la existencia de agua indígena a la arena

productora de petróleo.

Fettke (1938), fue el primero en reportar la presencia de agua en una arenisca

petrolífera, aunque pensó que la misma había sido introducida por la

perforación.

En 1920, Munn reconoció que aguas migratorias subterráneas podían ser la

principal causa de acumulación y transporte de petróleo y gas (teoría poco

demostrable en la actualidad). La palabra connata fue utilizada por Lane y

Gordon para significar agua intersticial depositada con los sedimentos.

El reconocimiento y análisis de las aguas de formación – A.F. (subsurface

oilfield waters) es estudiado por una rama de la geoquímica que es la del

estudio de las aguas subterráneas y está ligado a la química analítica, la

geoquímica y la geología.

16

Cuando irrumpe el agua en el pozo es de fundamental importancia conocer su

procedencia y mecanismo de producción para seleccionar, con posibilidades de

éxito, el tratamiento más efectivo para controlarla.

2.3.- ESPECIFICACIONES, POLÍTICAS Y NORMAS

GUBERNAMENTALES APLICADAS AL TRATAMIENTO DEL

AGUA DE FORMACIÓN, OBTENIDAS EN EL ORIENTE PARA

PRESERVAR EL MEDIO AMBIENTE.

Las actividades hidrocarburíferas están controladas por los principios de

protección ambiental. Es por eso que la inyección de agua debe cumplir con los

parámetros establecidos de acuerdo a la ley.

Como dice el Ministerio de Recursos no Renovables en el Reglamento

Sustitutivo del Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas

en el Ecuador, (RAOHE) Decreto No. 1215, publicado en el Registro Oficial No.

265 del 13 de Febrero del 2001. Art.29. Manejo y Tratamiento de Descargas

Líquidas.- Toda instalación, incluyendo centro de distribución, sean nuevos o

remodelados, así como las plataformas off-shore, deberán contar con un

sistema convenientemente segregado de drenaje de forma que se realice un

tratamiento específico por separado de agua lluvias y de escorrentías, aguas

grises y negras y efluentes residuales para garantizar su adecuada disposición.

Deberán disponer de separadores agua-aceite o separadores API ubicados

estratégicamente y piscinas de recolección, para contener y tratar cualquier

derrame así como para tratar las aguas contaminadas que sale de los servicios

de lavado, lubricación y cambio de aceites, y evitar la contaminación del

ambiente. En las plataformas off-shore, el sistema de drenaje de cubierta

contaran en cada piso con válvulas que permitirán controlar eventuales

17

derrames en la cubierta y evitar que estos se descargue al ambiente. Se deberá

dar mantenimiento permanente a los canales de drenaje y separadores.

a) Desechos líquidos industriales, aguas de producción descargas

líquidas y aguas de formación.- Toda Estación de producción y demás

instalaciones industriales dispondrán de un sistema de tratamiento de fluidos

resultantes de los procesos.

No se descargarán el agua de formación a cuerpos de agua mientras no

cumplan con los límites permisibles.

b) Disposición.- Todo efluente líquido, proveniente de las diferentes fases de

operación, que debe ser descargado al entorno, deberá cumplir antes de la

descarga con los límites permisibles establecidos.

Los desechos líquidos, las aguas de producción y las aguas de formación

deberán ser tratadas y podrán ser inyectadas y dispuestas, conforme

establecido al literal c) de este mismo artículo, siempre que se cuente con el

estudio de la formación receptora aprobado por la Agencia de Regulación y

Control de Hidrocarburos del Ministerio de Recursos no Renovables y en

coordinación con la Subsecretaría de Protección Ambiental del mismo

Ministerio.

Si estos fluidos se dispusieren en otra forma que no sea cuerpos de agua ni

mediante inyección, en el plan de manejo ambiental se establecerán los

métodos, alternativas y técnicas que se utilizarán para su disposición con

indicación de su justificación técnica ambiental; los parámetros a cumplir serán

los aprobados en el Plan de Manejo ambiental.

c) Reinyección de aguas y Desechos líquidos.- Cualquier empresa para

disponer de desechos líquidos por medio de inyección en una formación porosa

tradicionalmente no productora de petróleo, gas o recursos geotérmicos, deberá

contar con el estudio aprobado por la Subsecretaria de Protección Ambiental

18

del Ministerio de Recursos no Renovables que identifique la formación

receptora y demuestre técnicamente:

c.1) Que la formación receptora está separada de formaciones de agua dulce

por estratos impermeables que brindarán adecuada protección a estas

formaciones.

c.2) Que el uso de tal formación no pondrá en peligro capas de agua dulce en el

área.

c.3) Que las formaciones a ser usadas para la formación no contiene agua

dulce.

c.4) Que la formación seleccionada no es fuente de agua dulce para consumo

humano y riego, esto es que contenga sólidos totales disueltos mayor a 5000

ppm. El indicado estudio deberá incorporarse al respectivo plan de manejo

ambiental.

d) Manejo de desechos líquidos costa afuera o en áreas de transición; Toda

plataforma de costa afuera o en áreas de transición dispondrá de una

capacidad adecuada de tanques de almacenamiento en la que se receptará los

fluidos provenientes de la perforación y o producción para que sean eliminados

sus componentes tóxicos y contaminantes previa a su descarga, para la cual

tiene que cumplir con los límites dispuestos en la Reglamento Ambiental de

Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador (RAOHE) decreto 1215, en su

artículo 29 del literal (b) de la tabla 4 del anexo 2, publicado en el Registro

Oficial No. 265 de 13 de Febrero de 2001 que son leyes nacionales.

En operaciones costa fuera se prohíbe la descarga de lodo de perforación en

base de aceites, los mismos que deberán ser tratados y dispuestos en tierra en

plataformas off-shore se instala los circuitos cerrados para el tratamiento de

todos los desechos líquidos.

19

e) Aguas negras y grises; Todas las aguas servidas (negras) y crisis producidas

en las instalaciones y durante todas las fases de las operaciones

hidrocarburíferas deberán ser tratadas antes de su descarga. En los casos de

que dicha descarga de agua negra sea considerada como útil para

complementar los procesos de tratamientos de aguas industriales residuales, se

especificará técnicamente su aplicación en el Plan de Manejo Ambiental.

Los parámetros y límites permisibles se aplicarán en los casos que el monitoreo

rutinario especificado en el presente Reglamento indique anomalías en las

descargas para profundizar la información previo a la toma de acciones

correctiva, así como cada 6 meses para una caracterización completa de las

efluentes. Para la caracterización de las aguas superficiales en el estudio de

Línea Base:

- Diagnóstico Ambiental, se aplicarán los parámetros establecidos en la tabla Nº

.9. Los resultados de dichos análisis se reportarán en el respectivo Estudio

Ambiental con las coordenadas UTM y geográficas de cada punto de muestreo,

incluyendo una interpretación de los datos.

2.4.- COMPOSICIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN.

La mayoría de las rocas de yacimiento se forman en el agua, a través de la

depositación de granos de rocas. El agua que queda entrampada en los poros a

medida que los sedimentos se compactan y se unen entre si se denomina agua

connata: el agua presente en el yacimiento en el momento que es penetrada

por una barrena de perforación se denomina agua de formación.

El agua connata reacciona con la roca hasta un punto que depende de la

temperatura, la presión, la composición del agua, y la mineralogía de la

formación. Las reacciones químicas y biológicas pueden iniciarse tan pronto

como se depositan los sedimentos y pueden continuar y acelerarse conforme la

20

formación es sometida a mayor presión y temperatura durante el sepultamiento.

Los efectos combinados de estos procesos químicos, físicos y biológicos se

conocen como diagénesis.

Si bien gran parte de los esfuerzos se ha centrado en el estudio del impacto de

la diagénesis sobre las formaciones rocosas, poco se ha hecho para

comprender como afecta al fluido original presente en la roca; el agua.

El agua connata varia con el ambiente depositacional. En los depósitos

lacustres y fluviales, se trata de agua dulce. En los depósitos evaporíticos, el

agua interticial corresponde a una salmuera de alta salinidad.

Las aguas de formación contienen sales disueltas, como cloruro de sodio, el

agua algunas veces es llamada piélago o agua salada. Sin embargo el agua de

producción petrolera no tiene siempre una relación con el agua de mar, en las

concentraciones de sólidos o en la distribución de iones presentes, ya que

puede haberse formado por la depositación de sedimentos de distintos eventos

tectónicos superficiales o por invasión y filtración de agua proveniente de

formaciones vecinas, es decir haber provenido de diferentes fuentes.

Generalmente, las aguas de formación tienen mayores concentraciones de

sólidos que las aguas de mar, se ha reportado concentraciones de sólidos

saturados desde 200 ppm hasta 35000 ppm. Las aguas de mar contienen cerca

de 35000 ppm de sólidos totales. Los cationes disueltos comúnmente

encontrados en las aguas de formación son Na+, Ca ++ y Mg++

ocasionalmente K+, Ba++, Li+, Fe++ y Sr++ están presentes. Los aniones más

comunes: Cl-, SO4-, y HCO3 -. También CO3 =, NO3 -, Br -, I-, BO3 -=, S=,

frecuentemente presentes.

21

El influjo de agua desde otras fuentes, tales como el agua meteórica, los

acuíferos, el agua inyectada y otros fluidos inyectados pueden producir cambios

en las propiedades del agua.

La producción de agua de formación es causa de desequilibrio; los minerales

disueltos y los gases pueden precipitar a partir de la solución a medida que el

fluido llega a la superficie; especialmente como reacción a los sulfatos

introducidos en la formación a través de la invasión del fluido de perforación o la

inyección de agua de mar. Estas pérdidas de los componentes disueltos alteran

la composición del agua producida, de modo que el agua recuperada en la

superficie quizás no representa el agua de formación real. Por este motivo, es

importante recolectar y analizar el agua de formación bajo las condiciones

existentes en sitio y continuar haciéndolo a medida que cambian las

condiciones del yacimiento.

El agua es el principal producto residual de la industria de petróleo y gas

durante la vida de todos los pozos productores. El agua que produce

conjuntamente con el aceite es conocido como salmuera, agua salada, agua

producida, etc. cada día deben manipularse miles de barriles de agua.

El agua de producción contiene sales disueltas, sólidos en suspensión, metales

pesados e hidrocarburos dispersos y disueltos en el agua producida.

La composición del agua de formación antes y después de ser reinyectada al

Pozo Guanta 07, se determina mediante un análisis físico – químico y se

concluye que la tendencia es corrosiva e incrustante, de esta manera con los

resultados del mismo se puede determinar si la cantidad de químicos que se

inyecta diariamente es la adecuada o si necesita un refuerzo. Los parámetros

que se miden en este análisis son: el pH, la alcalinidad, CO2, Hierro Total,

Sulfatos (SO4), Bario (Ba), Ácido Sulfhídrico (H2S), Análisis de Salinidad,

Dureza Total, de Dureza Cálcica, Dureza Magnésica, Magnesio, Calcio,

Bicarbonatos.

22

2.5. PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN.

Las propiedades del agua de formación varían entre un yacimiento y otro, y

dentro de un yacimiento mismo. Depende de una serie de parámetros que

incluyen el ambiente depositacional, la mineralogía de la formación, su historia

de presión y temperatura y el influjo o la migración de los fluidos. En

consecuencia, las propiedades del agua de formación pueden variar a lo largo

del tiempo con la interacción entre el agua y la roca, con la producción y el

reemplazo de los fluidos del yacimiento por agua de otras formaciones, agua

inyectada u otros fluidos inyectados.

El Eh o potencial redox de (oxidoreducción) está entre las importantes

propiedades del agua de formación y es una medida de la intensidad relativa de

las condiciones oxidantes o reductoras de un sistema acuoso. De una manera

general, los sedimentos se depositan sea en condiciones oxidantes (aeróbicas)

o reductoras (anaeróbicas) con Eh positivo o negativo respectivamente.

La deposición de Hematita (O3Fe2) indica un ambiente muy oxidante, la de

Pirita (FeS2) muy reductor. La presencia de Siderita (FeCO3) indica un

ambiente intermedio.

2.6. CARACTERÍSTICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN.

Las aguas pueden ser caracterizadas de dos maneras según el origen y según

las características físicas, químicas y biológicas. Las aguas de inyección

dependiendo de su origen pueden clasificarse como: aguas de mar, aguas de

formación provenientes de acuíferos y producto de la deshidratación del

petróleo y aguas superficiales.

- Las aguas de mar son utilizadas generalmente en operaciones costa afuera,

estas aguas se caracterizan por el alto contenido de cloruro de sodio y sulfato,

están saturadas de oxígeno y carbonato de calcio; además, todas las aguas de

mar contienen alta población bacteriana.

23

- Las aguas de acuíferos están generalmente libres de oxígeno y esta condición

anaeróbica se trata de mantener para evitar problemas de corrosión. La

actividad bacteriana es escasa, pero debe ser monitoreada.

- Las aguas producto de la deshidratación del crudo presenta por lo general

aceite disperso y sólidos suspendidos, lo que tapona la formación.

- Las aguas superficiales generalmente de ríos y lagos, se caracterizan por su

alta concentración de oxígeno y elevados contenidos de sólidos. La

concentración y composición química varía durante el año (periodos de invierno

y verano).

2.6.1. Caracterización de las aguas de inyección según características físicas,

químicas y biológicas.

Estas características son importantes desde el punto de vista de formación de

depósitos y generación de corrosión.

2.6.1.1. Características Físicas.- Dentro de las características físicas más

importantes se tienen:

Temperatura.- esta afecta la tendencia a la depositación de carbonato de

calcio, sulfato de calcio y sulfato de estroncio, el pH y la solubilidad de los gases

en el agua. La gravedad específica es función también de la temperatura.

Gravedad Específica.- Se define como la densidad del agua a examinar sobre

la densidad del agua destilada. La densidad es el peso sobre unidad de

volumen. El agua destilada pesa 1 gramo/ml a 4°C, así una gravedad especifica

mayor a 1,0 indica que la muestra de agua es más densa (o pesada) que el

agua destilada.

Como las aguas contienen sólidos disueltos (iones, compuestos, gases) su

densidad es siempre mayor que 1,0 gramo/ml. La magnitud de la gravedad

específica, es un indicador de la cantidad de sólidos disueltos en el agua.

24

Contenido de Aceite.- El aceite en agua puede causar la disminución de la

rata de inyección, debido a bloqueos por emulsión en la formación y además

actúa como excelente pegante para algunos sólidos como el sulfuro de hierro,

incrementando el taponamiento. Cuando se inyecta agua en un acuífero sin

saturación inicial de aceite, el aceite en agua puede quedar atrapado en los

poros de la formación, alrededor de la cara de esta, creándose una saturación

de aceite que reduce la inyectividad.

Turbidez.- es una medida del grado de oscuridad del agua. Indica que el agua

no es clara por contener material insoluble tal como sólidos suspendidos, aceite

disperso o burbujas de gas. Cuando el agua es muy turbia se pueden presentar

problemas de taponamiento.

Sólidos Suspendidos.- pueden ser orgánicos e inorgánicos. Por lo general son

partículas de óxidos metálicos producto de la corrosión, hierro oxidado o

manganeso presentes originalmente en el agua. Otros sólidos suspendidos

pueden ser los sedimentos, arena, arcilla o cuerpos bacterianos.

Es interesante también saber la composición química de los sólidos

suspendidos para identificar su origen (productos de corrosión, partículas de

incrustación, arena de formación, etc.) y de esta manera hacer los correctivos

del caso.

Conductividad Eléctrica.- es una medida de la concentración de electrolitos.

2.6.1.2 Características Químicas.- Dentro de las más importantes están las

siguientes:

El pH del agua es el hidrogeno expresado en moles por litro, es también un

número entre 0 y 14 indicando el grado de acidez o alcalinidad. El valor del pH

o potencial de hidrógeno es usado en cálculos de dióxido de carbono, sulfuro de

hidrógeno y la tendencia a la formación de incrustaciones. Es importante notar

que la presencia de H2S y CO2 disuelto en el agua tienden a disminuir el pH.

25

Un agua es neutra cuando el pH es igual a 7 a 25 °C. La mayoría de las aguas

en los campos petroleros presentan un pH que oscila entre 4 y 8.

Cuando el pH es mayor de 7, se dice que el agua es básica y entre más

elevado es este número se tiene una tendencia mayor a la incrustación. Cuando

el pH es menor de 7, se dice que el agua es ácida y entre más reducido sea el

pH aumenta la posibilidad de corrosión.

Es el potencial de hidrogeno y una medida del equilibrio de acidez –alcalinidad

del agua. El pH de un ambiente es un factor importante para determinar si

ciertos minerales precipitaran o no desde el agua. La deposición de la Calcita

(CaCO3) es típica de un pH superior a 7,8. La Sílice se deposita solo en

ambientes ácidos.

Alcalinidad.- la alcalinidad en el agua representa su habilidad para neutralizar

ácidos. Las principales fuentes de alcalinidad en las aguas naturales son: el ion

hidróxido (OH-), ion carbonato (CO3=), y el ion bicarbonato (HCO3-). Otros

iones como fosfatos, boratos o iones silicatos están presentes en

concentraciones muy bajas y por lo tanto no afectan la alcalinidad. La

alcalinidad se divide en alcalinidad "P" y "M”.

La Dureza Total.- representa la concentración total de iones de calcio y

magnesio expresada como CaCO3 en mg/l. Aunque otros constituyentes tales

como el hierro, manganeso y otros cationes polivalentes también contribuyen a

la dureza, casi siempre tienen concentraciones tan pequeñas que en realidad

no afectan la dureza del agua de los campos petroleros.

Calcio.- Método de Titulación (procedimiento NALCO). Aquí se mide la cantidad

de iones de calcio presentes en la muestra de agua, expresando el resultado

como carbonato de calcio en mg/l. La muestra es amortiguada para precipitar

todo el magnesio, luego es adicionado un indicador de dureza cálcica el cual se

combina con el calcio dando un color rosa salmón. Al adicionarle el titulante

26

este reacciona con los iones de calcio y el punto final se indicará cuando el

color cambie a azul violeta.

2.6.1.3 Características Biológicas.- La presencia de bacterias en las aguas

de inyección puede causar corrosión, taponamiento de líneas y taponamiento

de la formación receptora. El tratamiento para eliminar las bacterias, solo se

justifica si la población bacteriana es muy elevada o si se están presentando

problemas de taponamiento o corrosión. Las bacterias se pueden clasificar de

acuerdo a su requerimiento de oxígeno.

Las bacterias aeróbicas crecen solamente si el medio contiene oxígeno

molecular, mientras que las anaeróbicas se desarrollan mejor en un ambiente

pobre o sin oxígeno. Las bacterias contribuyen a la corrosión en diferentes

formas: algunos actúan como despolarizante del cátodo, mientras otras forman

lama que cubren una parte el metal produciendo celdas de concentración de

oxígeno. Las bacterias reductoras de sulfato producen H2S que es un gas

corrosivo. Los microorganismos también influyen en los taponamientos de las

líneas de flujo y la formación receptora, debido a productos de corrosión (sulfuro

de hierro) y la formación de lama.

27

CAPITULO 3.

POZO REINYECTOR GUANTA 07.

3.1 ANTECEDENTES.

El campo Guanta-Dureno se encuentra ubicada en la parte norte de la Cuenca

Amazónica 12 Km. aproximadamente, al este del Área Lago Agrio en la

Provincia de Sucumbíos, y está limitado hacia el Noroeste por el campo Lago

Agrio, al Suroeste por el campo Shushufindi, al Sureste por el campo Sacha y al

Noreste por los campos Parahuacu y Atacapi. Como podemos apreciar en la

(Fig. 6).

El pozo Dureno 1 fue perforado a partir del 7 de junio y completado el 15 de

julio de 1969. Alcanzó los 10292‟ de profundidad. Las pruebas de producción

dieron un total de 592 bpd de Hollín (348 bpd, 31º API) y “T” (244 bpd, 32º API).

El Guanta 1 arrancó el 15 de diciembre de 1985, siendo completado el 11 de

febrero de 1986 dando 6261 bpd los reservorios “T” (1968 bpd, 29º API) y “U”

(3576 bpd, 30º API) y una producción menor de los reservorios Hollín Inferior y

Superior (717 bpd, 29º API).

Las interpretaciones sísmicas iniciales, al igual que en otros campos, hacían

suponer la presencia de dos campos independientes, pero luego de la

perforación de Guanta 1 y Dureno 1, se determinó que los yacimientos forman

parte de un solo campo, lo que se confirmó en junio de 1986 con la perforación

del Guanta 2 situada aproximadamente a la mitad de distancia entre los pozos

antes mencionados.

La principal vía de acceso terrestre a este campo es una carretera de segundo

orden.

28

Figura 6. VÍAS DE POZOS ÁREA LAGO AGRIO, CAMPOS GUANTA-

PARAHUACU

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

29

3.1.1.- ESTRATIGRAFÍA.

La estratigrafía se encuentra representada por sedimentos que van desde el

tope jurásico, Formación Chapiza 10200 pies, constituido por arcillas café rojizo,

blanco, negro masiva semidura, hasta sedimentos recientes de plioceno.

Las principales unidades estratigráficas del campo de la cuenca oriente se

presentan en la (Fig. 7):

Figura 7. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE.

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

30

3.1.1.1.- Formación Hollín.

Paleoambiente Transicional Deltaico se lo ha subdividido en superior e inferior

predominando en la parte inferior por una secuencia deltaica, pasando por un

lago, y en la parte superior por dos secuencias estuarios una denominada por

mares y otra por olas.

a).- Hollín Inferior.- Es un reservorio relativamente homogéneo de arenisca

cuarzosa de grano fino a medio que contiene poco o nada de glauconita y

algunas capas aisladas de lutita. Posee una salinidad de 1000 ppm NaCl. de

origen volcánico.

b.-) Hollín Superior.- Es una formación interestratificada de arenisca cuarzosa

de grano fino a medio y glauconita cuarzosa que contiene abundante capas de

lutita. El espesor neto de la arena varía entre 10 a 40 pies, existe una salinidad

de 2125 ppm NaCl.

3.1.1.2.- Formación Napo.

Su tope se encuentra entre 8848 a 8941 pies, en esta formación se encuentran

los principales reservorios, constituidos litológicamente de una alternativa de

lutitas, Areniscas y Calizas, se lo ha dividido en Napo inferior con las zonas

Arenisca T, Caliza B, Arenisca U, Napo Medio con las zonas Caliza A, Arenisca

M-2 y Napo Superior con las zonas Caliza M-1, Arenisca M-1.

3.1.1.2.1.- Zona Arenisca T.- Este reservorio de edad Albiano y paleomabiente

Transicional deltaico con facies de barras de desembocadura, se ubica entre

9740 a 9816 pies, con un espesor total promedio de 136, se diferencian dos

secuencias clásticas denominadas:

a).- Arenisca T Principal.- Es la de mejor desarrollo constituida de areniscas

de cuarzo de color gris oscura, grano fino, redondeado a subredondeado,

friable, cemento silicio, buena selección.

31

b).- Arenisca T Superior.- Constituida por areniscas de cuarzo de color café

claro a verdoso y blanca, grano fino, subredondeado a subangular, friable,

cemento ligeramente calcáreo, de regular a buena selección, ligeramente

glauconitica.

3.1.1.2.2.- Zona Arenisca U.- Este reservorio de edad Cenomaniano y

Paleoambiente de depósito Marino Somero a Marino Marginal, con desarrollo

de barras de desembocadura, se ubica entre 9527 a 9598 pies, con un espesor

total promedio de 72 pies. Se incluye tres niveles, cuyos límites se definen por

sellos Lutáceos, asociados a líneas de tiempo denominados:

a).- Arenisca U Principal.- Es el mejor reservorio y está constituido por una

arenisca de cuarzo, café claro, friable, grano fino, sobredondeado a subangular,

cemento silicio, regular selección, con trozos de glauconita.

b).- Arenisca U Media.- Está constituido por arenisca de cuarzo café claro,

friable, grano fino a medio, redondeado a subredondeado, cemento calcáreo,

buena selección, trozos de glauconita.

c).- Arenisca U Superior.- Constituido por arenisca de cuarzo café clara, grano

fino, redondeado a subredondeado, cemento calcáreo, buena selección, con

trozos de glauconita.

3.1.1.3.- Formación Tena.

De edad Maestrichtiano-Paleoceno Inferior, de ambiente continental, se

encuentra de 7772 a 7835 pies. Se puede distinguir dos selecciones: la primera

sección superior-media y Basal Tena. La primera está constituida por

arcillositas café rojizas y multicolores masivas intercalada por limonitas de color

café oscuro, grisáceo. Medianamente firmes.

3.1.1.3.1.- Zona Basal Tena.- Este yacimiento de edad Maestrichtiano y

paleoambiente Marino de Sublitoral, se lo encuentra entre 8808 a 8905 pies,

32

está constituido por arenisca de cuarzo, grano fino a grueso de color café claro

cemento silicio a veces calcáreo.

3.2.- DESCRIPCIÓN DE LA FORMACIÓN TIYUYACU.

Esta formación cumple con condiciones óptimas para que sea considerada

como zona de reinyección de agua de formación, porque es una roca reservorio

(conglomerados y areniscas) y está aislada en el techo y la base por roca sello

(arcillitas, lutitas y calizas); bajo estos parámetros, se ha considerado a la

formación Tiyuyacu como una de las mejores zonas para confinamiento de

aguas de formación en su proceso de reinyección.

Afloramiento de la formación Tiyuyacu se encuentra principalmente en el

hundimiento sur del Levantamiento Napo, pero también en el norte de la zona

subandina, en el campo petrolero Bermejo y al sur en la cordillera de Shaime

(Este de la cordillera de Cutucú). Su base corresponde a una superficie de

erosión regional, identificada tanto en afloramientos como en sísmica. La base

del miembro superior es también una superficie de erosión a tal punto que en

ciertos lugares de la cuenca (cordillera de Shaime), el miembro inferior está

completamente erosionado, por lo que el miembro Tiyuyacu superior sobreyace

directamente a la formación Tena.

Posee un espesor promedio de 100 a 1500 pies, y es una sucesión de capas

rojas, comprendiendo conglomerados basales gruesos al que sobreyacen

areniscas; cuyo espesor varía de menos 100 a 250 metros. Como se puede

apreciar en la (Fig. 8).

33

Figura 8. CUADRO DE SEDIMENTOLOGÍA Y ESTRATIGRAFÍA DE LA

FORMACIÓN TIYUYACU

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

3.2.1 Miembro Inferior.

El miembro inferior de la formación Tiyuyacu aflora escasamente en la cuenca

oriente. Está expuesto en la quebrada Tiyuyacu, en los márgenes del rió

34

Misahuallí, cerca en la desembocadura del río Napo, en la carretera Tena-Puyo,

a pocos kilómetros de puerto Napo en dirección al Puyo.

El miembro inferior de la formación Tiyuyacu está constituido principalmente de

conglomerados y en menor proporción areniscas gruesas y lutitas, los

conglomerados contienen un 90% de cherts rojizos y angulosos y un 10% de

cuarzos lechosos y rocas metamórficas; el tope de este miembro está

conformado por areniscas finas y a veces por lutitas en facies de areniscas,

limonitas o arcillositas, concreciones carbonatadas y niveles de óxidos de

hierro.

3.2.2 Miembro Superior.

El miembro Tiyuyacu superior aflora igualmente en la zona subandina; la mejor

sección conocida se encuentra en el norte, en el campo petrolero Bermejo. Este

miembro está formado en su mayoría por conglomerados y en menor

proporción areniscas y lutitas. En la base se puede identificar conglomerado

estratificado, arenisca fina a gruesa o conglomerática, y al tope areniscas,

limonitas o arcillositas, concreciones carbonatadas y niveles de óxidos de

hierro.

Las asociaciones de areniscas, limolitas o arcillositas, concreciones

carbonatadas y niveles de óxidos de hierro, pueden ser agrupadas en

elementos de depósitos en crecida.

Es importante notar que la naturaleza de los clastos encontrados en el

Miembro superior de la formación Tiyuyacu cambia drásticamente con respecto

al del Miembro inferior: los clastos son en un 90% de cuarzo lechoso.

35

3.3.- CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DE LA FORMACIÓN TIYUYACU.

Un requisito para entender el comportamiento de la reinyección de agua de

formación es el conocimiento de las propiedades básicas de la formación

receptora, es decir, propiedades de la roca propiamente dicha; como porosidad,

permeabilidad, saturación de agua y adicionalmente los registros eléctricos.

3.3.1 Porosidad.

La porosidad es una propiedad física del medio poroso que depende de la

estructura de la roca. Se define también como el porcentaje de la roca que

puede ser ocupado por fluido. El símbolo de la porosidad es Ǿ.

La porosidad también es conocida como “lazo de flujo o lazo poroso”, en un

yacimiento se tiene complicadas redes de flujo con muchas interconexiones; el

fluido fluye a través de capilares no iguales, para luego de una corta distancia

volverse a unir en un punto, de esta forma el fluido forma un lazo poroso.

Las areniscas bien consolidada puede tener una porosidad del 10 al 15%; las

arenas no consolidadas pueden llegar al 30% o más de porosidad.

En una arena limpia, la matriz de la roca se compone de granos de arena

individuales, con una forma más o menos esférica, y apiñados de manera que

los poros se hallan entre los granos. A esta porosidad se la conoce como

porosidad primaria, mientras que la porosidad secundaria se debe a la acción

de aguas de formación o fuerzas tectónicas que afecta a la matriz de la roca

después del depósito.

3.3.2 Permeabilidad.

Es la propiedad que permite el paso del fluido a través de la roca, sin deteriorar

su estructura interna o desplazar las partículas.

Permeabilidad Absoluta.- Permeabilidad de la roca completamente saturada

por un solo fluido.

36

Permeabilidad Efectiva.- La permeabilidad es efectiva si se tiene más de una

fase en el medio poroso, las cuales fluyen simultáneamente, esta permeabilidad

es función de la saturación del fluido que estamos considerando, y será siempre

menor que la permeabilidad absoluta.

Permeabilidad relativa.- Relación de la permeabilidad efectiva con respecto a

la permeabilidad absoluta o a un valor base.

Estas propiedades multifásicas, dependen de la roca del yacimiento. Esta

distribución está controlada por la mojabilidad de la roca, es decir, por el grado

de preferencia que muestra la superficie de la roca a ser mojada por los

diferentes fluidos.

3.4.- SISTEMA DE TRATAMIENTO Y REINYECCIÓN DE AGUA DE

FORMACIÓN.

En la industria petrolera el mayor problema es el ambiental por la producción de

agua de desecho producto de la producción del petróleo, como se ha explicado

durante el presente trabajo, estas tienen diferentes concentraciones de sales

minerales y agentes altamente contaminantes, motivo por el cual se

desarrollaron sistemas de tratamiento de agua de formación previa a su

inyección.

El agua de formación producida en los campos petroleros es corrosiva e

incrustante, y necesita un tratamiento químico para evitar la corrosión los

depósitos de incrustaciones y sobre todo colonias de bacterias; el tratamiento

debe ser eficiente a fin de evitar problemas a equipos, líneas, completación de

pozos y formaciones. En la siguiente (Fig. 9), podemos observar cómo se

realiza el manejo del agua de formación en la Estación Guanta.

37

Figura 9. DIAGRAMA DE FLUJO ESTACION GUANTA

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

Para tener una idea sobre la calidad del agua de formación, es necesario

conocer algunas características que tiene esta agua y que están descritas en

este proyecto, por lo que son de gran importancia para diagnosticar y

determinar el tratamiento que se necesitará, para poder deducir cual o cuales

de estas características complican el proceso de reinyección.

En el campo Guanta se utiliza un sistema de tratamiento de reinyección cerrado

que es aquel que está diseñado para que el agua de formación que está en el

tanque de pulido no tenga contacto con el aire es decir con el oxígeno, Esto se

logra utilizando una pequeña capa de crudo sobre el agua de formación y un

adecuado sistema de válvulas que evitan el ingreso de oxígeno, disminuyendo

QUIMICOS DE INYECCION

108 °F

CALENTADOR

UNIDADES HPS DE AGUA

128 °F

AREA DE SEPARADORES BOTA DE GAS

INGRESO DE POZOS

MANIFOLD

TK DE LAVADO10000 Bls

TK AGUA DE FORMACION

3000 Bls

(1) PX47

(2) GN3200

GUANTA 07

38

así los elementos contaminantes que esta posee, alargando de esta manera la

vida útil de las líneas de flujo y las facilidades de superficie existentes en las

estaciones de los campos.

El agua de formación obtenida del tanque de lavado pasa a un tanque de pulido

para luego ser enviada a las bombas booster y estas a una bomba horizontal

para incrementar a una presión de +/- 2000 psi para ser reinyectada a la

formación.

3.5.- HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO GUANTA 07

El historial de producción del pozo Guanta 07 como productor durante los años

1987 hasta 1997 que se cerró definitivamente ha sido:

ZONAS PRODUCTIVAS: BT / UI

ACUMULADOS:

BT CRUDO: 651,538 MBls

AGUA: 1.569 Mbls

UI CRUDO: 1, 092,626 MMBls

AGUA: 296.519 MBls

El Pozo Guanta 07.- fue perforado como productor el 19 de marzo 1987 por

Texaco Petroleum Company a 10002 pies de profundidad el mismo que se

encuentra ubicado en el centro del campo Guanta-Dureno entre los pozos

Guanta 08 y Guanta 04 a una distancia aproximada de 1.100 metros de los

pozos mencionados; sus coordenadas geográficas son:

Latitud: 00 00‟ 74 Noreste

Longitud: 76 46‟ 54 Oeste

39

Este pozo produce crudo mediante flujo natural y la primera evaluación es de

“T” de 840 BFPD, 100% BSW, Sal, 9.300 Salinidad. En la arena “U” produce

2.424 BFPD con 0.2% BSW, con esta producción se mantiene hasta finales del

año 1.989, que después su flujo comienza a ser intermitente, razón por la cual

se realiza el primer reacondicionamiento el 24 de Febrero de 1990 con el

objetivo de mejorar la producción.

Con orden de trabajo W.O.No.01.- se baja una bomba eléctrica sumergible para

tener un flujo continuo en el pozo. En total a este pozo se lo realiza seis

reacondicionamientos, el último se lo hace el 22 de Julio de 1997 con el objetivo

de recuperar completación dual, por comunicación del sistema de reinyección y

producción por debajo del cabezal.

El 23 de julio de 1996 en la Estación Central del área Lago Agrio la

Superintendencia de Ingeniería de Producción realiza un estudio técnico sobre

las posibilidades de reinyectar agua de formación en el Campo Guanta, y se

tiene las siguientes alternativas:

El Pozo Guanta 07, tiene colapsado el casing a 9.256 pies localizado sobre las

arenas “U” y “T”; por lo que estos yacimiento no tendrían posibilidad de

producir. Produce actualmente de la arena Basal Tena un promedio de 325

BPD. Con 0.3% BSW, y con una producción acumulada de petróleo de 651.538

BLS a Julio de 1996.

Se baja completación para reinyección de agua a la formación Tiyuyacu. En la

(Fig. 10) se puede ver la Completacion del pozo.

Un pozo reinyector es aquel que ha sido reacondicionado para recibir el agua

de formación tratada hacia una arena receptora (Tiyuyacu) después de que ha

concluido su etapa productiva.

40

POZO REINYECTOR GUANTA 07.

Figura 10. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN GUANTA 07

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

Fecha Complet. : 87-04-27

W .O # 04 : 96-06-05

W .O # 05 : 97-01-30

W .O. # 06 : 97-07-22

RTE: 911.3' W .O. # 07 : 2012-12-20

GLE: 889.3'

10 3/ 4", K-55, 40.5 # / PIE , 51 JTS.

2002' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO

CON 950 SXS T IPO " A "

CASING 7" 255 JTS. N - 80 26 # LTE. R-2

2 JTS. N-80, 26#, LTE, R-3, a 9991'

3 ½'' EUE N-80 236 TUBOS CLASE A

7200' - 7204' ( 4' ) 4 DPP SQZ.

7220' - 7225' (4' ) 4 DPP. SQZ.

7228' - 7233' ( 5 ) 4 DPP SQZ.

. 7409'

3-1/ 2'' EUE, CAMISA

3-1/ 2 " EUE, N-80, 1 TUBO

7447' 7" x 3-1/ 2" PACKER ARROW

3-1/ 2 " EUE, N-80, 1 TUBO

7451' 3-1/ 2" EUE, NO-GO (CON STD-VALVE)

3-1/ 2 " EUE, N-80, 1 TUBO

7515' 3-1/ 2" NEPLO CAMPANA

ARENA TIYUYACU ( 4 DPP )

7530' - 7580' (50')

7660' - 7664' (4' ) SQZ.

7750' - 7755' SQZ.

7790' PACKER FB-1

7820' 7" TAPON CIBP.

ARENA " BASAL TENA" ( 4 DPP )

8843' - 8849' ( 6' )

8890' 7" TAPON CIBP

9230' 7" TAPON CIBP

9256' INICIO DEL COLAPZO CASING DE 7"

ARENA " U " 4DPP. PARTE DURA ( MOLEDOR DE 6" NO PASA )

9580' - 9582' ( 2' ) 2 DPP. SQ.

9610' - 9617' ( 7')

9622' - 9632' ( 10' )

9632' - 9638' ( 6' ) SQ.

9646' - 9648' (2') 2 DPP. SQ.

9654' C. O. T. D.

9765'

EZ DRILL, CEMENT RETAINER

ARENA " T " 4 DPP.

9812' - 9827' ( 15' ) SQ.

9842' - 9844' ( 2' ) SQ. 2 DPP.

9880' - 9882' ( 2' ) SQ. 2 DPP.

9951' COLLAR FLOTADOR

9991' ZAPATA GUIA CEMENTADO CON 1800 SxS. "G"

Primera etapa con 800 sxs " G "

Segunda etapa con 1000 sxs. " A "

POR: Ing. Gabrie la Barrionuevo

REINYECTOR

GTA-07

W.O. # 07

D.V. TOOL a 7217'

41

3.6.- HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS DEL POZO

GUANTA 07

GUANTA – 07

FECHA DE COMPLETACION: 27-Abr-87

W.O. No. 01 24-Feb-90

OBJETIVO: BAJAR BOMBA ELECTRICA SUMERGIBLE POR QUE EL POZO

DEJA DE FLUIR FRECUENTEMENTE (CUPO DEL POZO 1000 BPPD)

CEMENTACION FORZADA.

Punzonan los siguientes intervalos para squezze:

9646‟ - 9648‟ (2‟) a 2 DPP

9580‟ - 9582‟ (2‟) a 2 DPP

Realizan cementación forzada a la arena “U”, toman CBL, cemento bueno

Punzonan los siguientes intervalos:

9610‟ - 9617‟ (7‟) a 4 DPP

9622‟ - 9638‟ (16‟) a 4 DPP

Cemento bueno

Realizan prueba de inyectividad a la arena “U” con 3500 PSI a una rata de 1.5

BPM

Evalúan, realizan tratamiento antiescala, bajan elementos de presión:

BFPD=984

Corte de Agua =61%, BPPD=384 TR=1596 HE=37

42

Bajan BES: DN-1300 ( 184 + 165 ) Etapas

Terminan operaciones el 24 de febrero de 1990

Prueba Fecha Arena Método BPPD Corte de

Agua % v.

°API

Corregido

Presión de

Cabeza (PSI) Observaciones

Antes 12-Feb-90 U PPF 616 35.0 29.6 15 Pozo

Intermitente

Después 18-May-88 U PPS 808 37.0 29.6 85 DN-1300

OBSERVACIONES: Satisfactorio, incrementan producción en 192 BPPD

W.O. No. 02 12-Abr-92

OBJETIVO: CEMENTACION FORZADA A” U “, TRATAMIENTO ANTIESCALA

Y REPARACION BES

Sacan BES: Existe corrosión en el motor; protectores con aceite sucio;

separador de gas corroído en su totalidad; St valve con escala, su principal

falla es cortocircuito en el cable

Realizan cementación forzada a la arena “U”

Toman registro de cemento desde 9655‟ hasta 7987‟. Existe buen cemento

desde el fondo hasta 9500‟

Punzonan los siguientes intervalos:

Arena “U”: 9610‟ – 9617‟ (7‟) a 4DPP

9622‟ – 9632‟ (10‟) a 4 DPP

Evalúan la arena “U” con bomba Jet y elementos de presión: BFPD=888

BSW=35% BPPD=517TR=1491 Salinidad=56200 ppm Cl=

Realizan prueba de inyectividad de a la arena “U” con 20 BLS de agua

fresca a 3700 PSI a una rata de 1.5 BPM

43

Realizan tratamiento con HCl al 15%. Realizan prueba de inyectividad a la

arena “U” con 20 BLS de agua a 3700 PSI a una rata de 1.0 BPM

Realizan tratamiento con solventes a la arena “U”, presión inicial de 3500

PSI a una rata de 0.5; presión final de 2800 PSI a una rata de 0.5 BPM

Bajan BES: DN-750 ( 190 + 190 ) Etapas

Terminan operaciones el 12 de abril de 1992

Prueba Fecha Arena Método BPPD Corte de

Agua % v.

°API

Corregido

Presión de

Cabeza (PSI) Observaciones

Antes 21-Sep-90 U PPS BES FUERA DE SERVICIO

Después 31-Oct-90 U PPS 3088 60.0 30.0 110 DN-750

OBSERVACIONES: Exitoso, se incrementó 308 BPPD

W.O. No. 03 12-Abri-92

OBJETIVO: CEMENTAR “U”, PUNZONAR “T”, “U”, “BT”. EVALUAR POR

SEPARADOR. BAJAR BES

Sacan BES: Bomba remordida con presencia de escala en el motor;

protector y PSI eléctricamente bueno; cable eléctricamente malo; el equipo

eléctrico presenta desgaste por corrosión

Bajan broca y raspatubos en dos intentos pasan hasta 9246‟, muelen hasta

9273‟, bajan nueva broca hasta 9256‟, sin éxito.

Suspenden W.O. el 21 de marzo de 1992

Reinician W.O. el 01 de abril de 1992

Bajan BHA moledor, no pasan a 9250‟. Circulan

Corren registro de cemento desde 9220‟ hasta 8700‟

44

Punzonan los siguientes intervalos:

Arena “BT “: 8843‟ - 8849‟ (6‟) a 4DPP

Evalúan la arena “ BT “ y bajan elementos de presión: BFPD=1272

BSW=2.0 BPPD=1247 TR=1196 HE=24

Pr = 3300 PSI, Pwf = 2343 PSI

Reversan Jet, recuperan elementos de presión, desasientan RBP y RTTS

Asientan CIBP a 9230‟ y 8890‟

Bajan RTTS, Tbg tester y mini-cavidad HR. Asientan RTTS a 8792‟.

Asientan bomba Jet a 8709‟. Evalúan arena “BT” sin éxito

Bajan BES: DN-450

Terminan operaciones el 12 de abril de 1992

Prueba Fecha Arena Método BPPD Corte de

Agua % v.

°API

Corregido

Presión de

Cabeza (PSI) Observaciones

Antes 10-Jun-91 U PPS 55 88.0 N.R. 80 Pozo con hueco

en tbg

Después 14-Abr-92 BT PPS 564 16.0 N.R. 80 ( 2 ) DN-450

OBSERVACIONES.- Exitoso, se incrementa producción en 464 BPPD

W.O. No. 04 05-Jun-96

OBJETIVO: REPARAR BES. EVALUAR “BASAL TENA “. REDISEÑAR

Sacan BES: Encuentran circuito del flan cable del motor, escala en el equipo

Estimulan con solventes la arena “BT” con HCl al 15%

Evalúan la arena “BT” con bomba Jet y elementos de presión: BFPD=504

BSW=80% BPPD=101 TR=81 HE=20

45

Pr = 1592 PSI; Pwf = 975; K = 614; S = 4.57

Realizan mezcla de micro-encapsulado anti-escala y desplazan con 77 BLS

de agua hasta el fondo. Sacan tubería

Bajan BES: DN-280

Terminan opresiones el 05 de junio de 1996

Prueba Fecha Arena Método BPPD Corte de

Agua % v.

°API

Corregido

Presión de

Cabeza (PSI) Observaciones

Antes 27-May-96 BT PPS BES FUERA DE SERVICIO

Después 31-Oct-90 BT PPS 345 2.0 25.8 60 ( 3 ) DN-280

OBSERVACIONES.- Exitoso, se incrementó producción en 345 BPPD, se

rediseñó BES

W.O. No. 05 30-Ene-97

OBJETIVO: COMPLETAR “TIYUYACU “; BAJAR COMPLETACION DOBLE

PARA PRODUCIR DE “BT“ E INYECTAR AGUA DE FORMACION A

“TIYUYACU”

Sacan BES: Motor sale con agua y bomba remordida

Toman Registro CIT-GR desde 8891‟ hasta superficie, posible hueco a 7230‟

Aíslan “BT” con CIBP a 7790‟

Punzonan con cañones de 4-1/2” el siguiente intervalo:

7750‟ – 7755‟ (5‟) a 4 DPP

Realizan cementación a parte inferior de “ Tiyuyacu “, sin éxito, no existe

presión de cierre

46

Punzonan con cañones de 4-1/2” el siguiente intervalo:

7723‟ – 7728‟ (5‟) a 4 DPP

Realizan nueva cementación a parte inferior de “ Tiyuyacu”, co hay presión

de cierre

Punzonan “ Tiyuyacu “con cañones de 4-1/2” el siguiente intervalo:

7720‟ – 7725‟ (5‟) a 4 DPP

Realizan cementación a parte superior de “ Tiyuyacu “

Toman Registro CBL-VDL-CCL-GR desde 8000‟ a 7000‟. Cemento OK.

Evalúan “BT“. Realizan tratamiento anti-escala. Toman B „Up: BFPD=408

BSW=20% BPPD=326 HE=16

Pr = 1643 PSI; Pwf = 1048 PSI; K=679

Punzonan “ Tiyuyacu “con cañones de 4-1/2” el siguiente intervalo:

7730‟ – 7750‟ (50‟) a 4 DPP

Realizan cementación a parte superior de “Tiyuyacu “. Muelen CIBP a 7300‟.

Limpian hasta 8878‟

Bajan completación DUAL para producción de “ BT “ con PPH y reinyectar a

“ Tiyuyacu “

Prueba Fecha Arena Método BPPD Corte de

Agua % v.

°API

Corregido

Presión de

Cabeza (PSI) Observaciones

Antes 31-Dic-96 BT PPS BES OFF POR BAJO APORTE

Después 31-Oct-90 BT PPH 147 6.9 26.6 65 JET C 5

Prueba de reinyección a “ Tiyuyacu “

47

Primera Fase Total Inyectado = 12 BLS Con 2000 PSI a 2 BPM

Segunda Fase Con 2500 PSI a 3 BPM Con 3000 PSI a 3.9 BPM

OBSERVACIONES: Trabajo exitoso, se ganan +/- 150 BPPD, se optimiza

geometría. Inyección de agua suspendida por falta de energía en el Campo

Guanta

W.O. No. 06 22-Jul-97

OBJETIVO: RECUPERAR COMPLETACION DUAL, POR COMUNICACIÓN

DEL SISTEMA DE REINYECCION Y PRODUCCION POR DEBAJO DEL

CABEZAL. BAJAR COMPLETACION PARA REINYECCION DE AGUA A “

TIYUYACU “

Mediante operación de pesca recuperan completación DUAL

Limpian hasta 8890‟

Aíslan “BT “ con CIBP a 7820‟. OK.

Bajan BHA para Reinyectar agua a “ Tiyuyacu “

Terminan operaciones el 22 de julio de 1997

Prueba Fecha Arena Método Observaciones

Antes 22-Jun-97 BT PPH INYECTOR Y PRODUCTOR

Después 23-Jul-97 TYY INICIA REINYECCION, POZO REINYECTOR

OBSERVACIONES: Pozo queda como reinyector de agua a la formación

“Tiyuyacu “. Y en la (Fig. 11). Podemos observar al pozo actualmente.

48

Figura 11. POZO REINYECTOR GUANTA 07

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

49

3.7.- HISTORIAL DE CONFINAMIENTO DEL POZO GUANTA 07

La formación TIYUYACU está constituida por dos miembros: el miembro Inferior

constituido en un 90% por conglomerados de cherts rojizos y angulosos y 10%

de cuarzo lechozo, y miembro superior está compuesto entre 80 y el 90% un

conglomerado de cuarzo y cemento arcilloso. La litología de la formación indica

que es una arenisca cuarzosa, grano fino arenisca conglormeratica, clastos de

cuarzo; arcilolositas grises. Además la formación Tiyuyacu se encuentra

delimitada estratigráficamente por la formación Orteguaza en la parte superior;

y por la formación Tena en la inferior. Los parámetros petrofísicos indican un

espesor promedio de 200 - 300 pies y porosidad de 15%.

El pozo Guanta 07 viene reinyectando desde el año 1997 con un acumulado de

agua de formación de 7,366.021 MMBls a Diciembre 2009.

La producción anual de Enero a Diciembre 2013 es de 842.187 MBls y la

reinyección acumulada de agua de formación a Diciembre del 2013 es de

MMBls 9,709.525 (ver Tab. 2)

AÑO

PRODUCCION

AGUA DE FORMACION

ESTACION GUANTA

ARENA

REINYECCION

AGUA DE FORMACION

POZO GUANTA 07

REINYECCION

ACUMULADA AGUA

DE FORMACION POZO GUANTA 07

2010 806.557 Bls TIYUYACU 800.325 Bls 8,166.346 Bls

2011 581.455 Bls TIYUYACU 585.528 Bls 8,751.874 Bls

2012 522.187 Bls TIYUYACU 580.757 Bls 9,332.631 Bls

2013 842.187 Bls TIYUYACU 376.894 Bls 9,709.525 Bls

Tabla 2. REPORTES ANUALES DE PRODUCCIÓN Y REINYECCIÓN DE

AGUA DE FORMACIÓN AL GUANTA 07

Fuente: DEPARTAMENTO DE OPERACIONES PETROAMAZONAS E.P.

50

CAPITULO 4.

4.1 MANEJO DE AGUA DE FORMACIÓN.

La mayoría de los campos petroleros maduros producen grandes cantidades de

agua de formación, generalmente de cada barril de petróleo se generan +/- 3

barriles de agua.

Los sistemas de tratamiento en superficie se sobrecargan por el aumento del

corte de agua lo que afecta la eficacia y la productividad

El manejo apropiado de las aguas que acompañan la producción de

hidrocarburos (gas y petróleo) en superficie es una materia que tiene suma

importancia en la industria del petróleo y gas.

Estos al estar en superficie en condiciones diferentes de presión y temperatura

respecto de su estado inicial, generan problemáticas que afectan directamente

la producción del hidrocarburo de interés, las instalaciones y equipamientos de

superficie, alcanzando también al medio ambiente.

La comprensión de esta problemática es fundamental para delinear la mejor

estrategia en el tratamiento de estas aguas, haciendo mínimos los riesgos

operativos, ambientales y maximizando las ganancias y los beneficios.

En las operaciones de reinyección de agua de formación, la calidad del agua

debe ser tal que no produzca taponamiento de la formación y pérdidas de

inyectibilidad durante la vida del proyecto. Es de vital importancia el control de

fenómenos de corrosión los cuales deterioran los equipos y las estructuras del

sistema.

La calidad del agua de reinyección se puede mejorar mediante procesos

mecánicos y químicos. El agua de reinyección ideal debe ser económica, libre

51

de sólidos suspendidos, no poseer aceite, no ser corrosiva y no presentar

problemas de depósitos. A continuación en la (Fig. 12), presentamos el sistema

de reinyección de agua de formación de la Estación Guanta.

Figura 12. SISTEMA DE REINYECCION ESTACION GUANTA

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

4.2. PROCESO PARA TRATAR AGUAS DE FORMACIÓN.

Uno de los primeros aspectos de interés en el manejo del agua de formación es

tomar una muestra y determinar su composición. Este es el principal medio para

detectar problemas presentes y potenciales. Sin embargo la muestra debe ser

representativa del sistema de interés o los análisis conducirán a falsas

conclusiones.

52

Requerimiento Especial para Manipulación y Toma de Muestras de Aguas

de Formación / Reinyección

Tabla 3. TOMA DE MUESTRAS DE AGUAS DE FORMACIÓN /REINYECCIÓN

Fuente: PRACTICA RECOMENDADA PARA EL ANÁLISIS DE AGUA DE

CAMPOS PETROLEROS API RP45 1998

Notas: Para análisis que no se reflejan en la lista usar, contenedores de plástico

o vidrio, preferiblemente refrigerar durante almacenamiento, y analizar lo más

pronto posible.

Refrigerar= almacenamiento a 4 °C, en la oscuridad

P= plástico (polietileno, polipropileno, o su equivalente)

V= vidrio

ANALISIS ENVASES

CANTIDAD MINIMA DE

LA MUESTRA (ml) PRESERVACION

MAXIMO TIEMPO

RECOMENDADO

ALCALINIDAD P.V 200 REFRIGERADO 24 HORAS

AMONIOP.V

200REFRIGERADO, AGREGAR

HCL PARA PH < 2 7 DIAS

BICARBONATO P.V VER ALCALINIDAD

BROMURO P.V200 NO REQUIERE

28 DIAS

DIOXIDO DE CARBONO P.V100 ANALISIS INMEDIATO

CLORURO P.V 500 NO REQUIERE 28 DIAS

CROMO P.V 300 REFRIGERADO 24 HORAS

CONDUCTIVIDAD P.V 500 REFRIGERADO 28 DIAS

FLUOR P.V 300 NO REQUIERE 28 DIAS

NITRATO P.V 100

ANALIZAR TAN PRONTO

COMO SEA POSIBLE O

REFRIGERAR 48 HORAS

OXIGENO DISUELTO V 300 ANALISIS INMEDIATO 0,5 HORAS

PH P.V ANALISIS INMEDIATO 2 HORAS

RESISTIVIDAD VER CONDUCTIVIDAD

SILICE P 500 REFRIGERAR SIN CONGELAR 28 DIAS

GRAVEDAD ESPESIFICA P 500 REFRIGERADO 28 DIAS

SULFATO P.V 200 REFRIGERADO 28 DIAS

SULFURO P.V 100

REFRIGERADO; AGREGAR 4

GOTAS ACETATO DE ZING

2N/100 ML

28 DIAS

SOLIDOS TOTALES

DISUELTOSP.V

500

ANALIZAR EL MISMO DIA,

REFRIGERAR 28 DIAS

TEMPERATURA P.V ANALISIS INMEDIATO

SOLIDOS TOTALES

SUSPENDIDOS P.V 500 REFRIGERADO 7 DIAS

TURBIDEZ P.V ANALISIS INMEDIATO

53

Problemática del agua.- La mayoría de los problemas que surgen en el

tratamiento del agua tanto de formación como el de superficie es el hecho de

que el agua es un supersolvente.

Además estas aguas tienen gran cantidad de impurezas, que pueden ser

componentes del suelo o la roca con los que estuvieron en contacto. El agua

puede contener además sólidos disueltos, sólidos suspendidos, gases

disueltos, crudo, material bacteriológico, Otros.

4.3.- USO Y APLICACIONES DEL AGUA EN EL CAMPO.

o Inyección en las formaciones productoras para incrementar la

recuperación de petróleo y/o mantener la presión del reservorio.

o Inyección de aguas residuales en el subsuelo.- sirve para enfriar equipos

y motores a gas natural, compresores y otras corrientes de procesos.

Agua de suministro para calderas y generadores de vapor.

o Reinyección.- cumple la función de receptar las aguas de formación

hacia arenas no productoras con el fin de confinarlas.

Independientemente de la aplicación, existen 2 objetivos principales para

caracterizar al agua de formación:

o Evitar el taponamiento de la formación y el depósito de sólidos en las

líneas de flujo, tanques, recipientes y el pozo.

o Prevenir la corrosión del equipo tanto de fondo como de superficie

Muestreo.- La muestra de agua debe ser representativa de la masa total de

agua de interés, caso contrario el análisis solo llevara a resultados y

conclusiones erróneas, sin importar que tan preciso sea.

Se usa generalmente una botella y tapa plásticas. La tapa debe ajustar

perfectamente para evitar fugas y/o goteos. Para el análisis del contenido de

crudo u otra sustancia orgánica se debe usar botella de vidrio, (ver Tab. 3)

54

En el Pozo Guanta 07 diariamente se están reinyectado +/- 3000 Bls. de agua

de formación que son producto del proceso de la deshidratación y tratamiento

que se efectúa en el Tanque de Lavado y Tanque de Pulido o Agua de

Formación con los siguientes químicos que están en la (Fig. 13).

� Biocida A

� Corrcontrol C

� Escalcontrol B

� Dispersante de Solidos A

Figura 13. BOMBAS DE QUIMICOS.

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

Se debe mencionar que el tratamiento químico en la reinyección de agua y la

deshidratación del crudo está a cargo de la compañía INTEROC S.A., es de

55

vital importancia recibir el agua para reinyección en condiciones físico-químicas

óptimas tanto de turbidez como de residual de aceite en agua; por estas

razones un buen proceso de deshidratación de crudo es fundamental para tener

un fluido dentro de especificaciones.

El control de dicho tratamiento se lo realiza mediante el análisis de residual de

inhibidor de escala, residual de fosfonatos, residuales de aceite en agua y

cultivos de bacterias sulfatoreductoras.

4.3.1.- ELIMINACIÓN DE COMPUESTOS INCRUSTANTES.- Los gases

disueltos tales como H2S, CO2 y oxigeno pueden ser eliminados del agua por

medios mecánicos y/o químicos, evitando la formación de compuestos

insolubles de hierro (sulfuros y óxidos). Solo remover el CO2 del agua

aumentará severamente la incrustación, sin embargo el pH puede ser bajado lo

suficiente para convertir todos los carbonatos y bicarbonatos en CO2 y luego

removerlo evitando la formación de costras de carbonato.

4.3.2.- ELIMINACIÓN DE LOS PROBLEMAS DE LA CORROSIÓN.- La

corrosión comprende los procesos por los cuales los metales y aleaciones son

degradados debido a reacciones químicas y electroquímicas con elementos

presentes en el medio.

Es el principal problema y la causa de las fallas de los equipos en los sistemas

del manejo del agua. En las operaciones de reinyección de agua el oxígeno es

el agente corrosivo principal, sin embargo está combinada con agua de

producción además del oxígeno, el dióxido de carbono, el sulfuro de hidrogeno

y las bacterias que también pueden estar presentes como agentes corrosivos.

Fuera del nivel de corrosividad del agua su velocidad y lugares de alta

turbulencia pueden afectar marcadamente la velocidad de pérdida de metal.

Con sistemas de alta velocidad o alto flujo se crean zonas de alta turbulencia,

los fenómenos de corrosión/erosión pueden producir fallas prematuras de los

equipos.

56

La decisión de implementar un programa de seguimiento del proceso corrosivo

está determinado por consideraciones de seguridad y/o económicas. El uso de

inhibidores de corrosión es uno de los métodos más usados para combatir la

corrosión. Para usarlos efectivamente se debe identificar el origen del problema

de corrosión presente para hacer una adecuada selección del inhibidor.

También se debe considerar la compatibilidad del inhibidor con los procesos

existentes, los efectos adversos como es la formación de espuma, disminución

en la actividad catalítica, degradación de otros materiales, pérdidas de

transferencia de calor.

Finalmente, el inhibidor debe ser aplicado bajo condiciones a las cuales

produzca un máximo efecto. Como la mayoría de los sistemas de agua en los

campos petroleros son construidos y operados para excluir el oxígeno, los

problemas presentados de corrosión por bacterias son causados por

microorganismos anaeróbicos, principalmente bacterias reductoras de sulfato

que producen picaduras severas.

4.3.3.- BIOCIDA:

Son sustancias químicas que eliminan a las bacterias sulfato reductoras que

son las responsables de aportar con elementos que aumentan la velocidad de

corrosión y a otros microorganismos presentes en el agua de formación.

INTEROC S.A empresa encargada del monitoreo y tratamiento químico del

agua de formación, inyecta a la línea que va al tanque empernado de agua de

formación.

4.3.4.- SURFACTANTES:

El término surfactante en la industria petrolera se aplica a aquellos químicos

que se usan para cambiar la mojabilidad, agentes espumantes, dispersantes,

limpiadores, etc. Estos químicos tienen la capacidad de reducir la tensión

57

superficial de un líquido, la tensión interfasial entre dos líquidos inmiscibles y el

ángulo de contacto entre un sólido y un líquido.

Básicamente los surfactantes son moléculas orgánicas compuestas de un grupo

soluble en aceite (hidrofóbico) y un grupo soluble en agua (hidrofílico). Los

surfactantes pueden ser solubles en agua o solubles en aceite con la solubilidad

determinada por los tamaños relativos de los dos grupos. Los surfactantes

usados en el campo pueden ser clasificados en tres grupos grandes,

dependiendo de la naturaleza de los grupos solubles en agua. Ellos son

aniónicos, catiónicos y no iónicos.

Las aplicaciones típicas de los surfactantes son:

Mejorar el rendimiento de otros productos.

Limpieza de equipo de proceso.

Limpieza de parafinas, lodos e incrustaciones de

perforaciones, en equipo bajo el pozo y de superficie.

Prevenir hinchamiento de arcillas sensibles al agua.

Aumento de los volúmenes de inyección y disminución de

las presiones de inyección en sistemas de inyección de

agua.

Deshidratación de pozos de gas de baja presión.

Prevenir la emulsificación del crudo y los fluidos de work

over o ácidos gastados.

Intensificar la velocidad de reacción ácida en la formación y

precipitación de incrustaciones.

58

4.4.- CARACTERIZACIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN DEL

POZO GUANTA 07

Tabla 4.- ANÁLISIS DE AGUA DE REINYECCIÓN DE LA ESTACIÓN GUANTA

Fuente: INTEROC S.A.

59

La caracterización del agua de formación se lo realiza para determinar los

futuros tratamientos, precauciones y procedimientos de protección para las

facilidades de reinyección y la formación receptora.

El análisis físico químico que se consigue del agua de formación es variable por

la cantidad de pozos productores de los que se obtiene el agua, producto de la

separación agua petróleo y sus diferentes características de producción.

La compañía INTEROC S.A. es la responsable de la caracterización del agua

de formación del Campo Guanta y del tratamiento químico (biocida A, corrcontol

C, escalcontrol B, dispersante A) que se realiza en el Pozo Guanta 07.

Para el cálculo del Índice de Saturación del agua de formación la empresa

INTEROC S.A. utiliza un software basado en el modelo matemático de Oddo –

Tomson, en donde puede conocerse con certeza la tendencia de esta agua. La

(Tab. 5) muestra la tendencia del agua de formación, según el índice de

saturación de Oddo – Tomson.

Índice de Saturación Estado Tendencia

Menor a cero Subsaturada CaCO3 Corrosiva

Igual a cero Saturada CaCO3 Ninguna

Mayor a cero Sobresaturada CaCO3 Incrustante

Tabla 5.- INDICE DE ODDO – TOMSON

Fuente: INTEROC S.A.

60

El agua de reinyección ideal debería ser esencialmente neutra (pH de 6,5 a

7,5), (ver Tab. 4) con bajo contenido de sólidos disueltos, bajo contenido de

contaminantes obstructores, no corrosiva y sin oxígeno. De acuerdo a lo

anterior, existen pocas aguas naturales como ésta y la prueba de las aguas de

reinyección propuesta es esencial para determinar el alcance del procesamiento

requerido para obtener un sistema eficiente y económico.

61

4.5.- SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPO GUANTA

En la estación Guanta Central actualmente se recibe la producción de 20 pozos,

(Tab. 6), los mismos que están produciendo con diferentes tipos de

levantamiento artificial: 11 con sistema Bombeo Eléctrico Sumergible ( B.E.S.),

6 con Bombeo Hidráulico y 3 con Bombeo Mecánico. Con una producción de +/-

3778 BPPD, de +/- 2785 BAPD, y un API° de 25.2.

CORPORACIÓN SEMANAL DE POTENCIALES DE PRODUCCIÓN ESTACIÓN GUANTA

FORECAST ENERO 2014

POZO N° ARENA METODO DE

LEVANTAMIENTO BPPD BAPD API 60°

1 Ui BES 220 20 28.7

2 Us BES 125 223 12.7

6 Ui BH 197 8 29.3

9 BT BM 101 1 28.4

10 Ui+Us BES 243 207 27.5

11 Ui BH 193 66 29.1

12 Us+Ui+T BES 245 245 16.4

15 UI BH 115 225 29.0

16 U+T BM 157 171 16.2

17 Ui BH 132 19 28.3

20 T BES 127 271 17.0

22 Ui BES 96 384 27.8

23 Hs BH 151 37 27.0

24 Ui BES 70 301 27.1

25 Ui BES 140 4 28.5

28 Ui BES 676 169 28.1

38 Ui BES 287 1 27.4

40 Hs BH 197 23 28.8

41 BT BM 100 100 28.8

42 Ti BES 206 310 17.8

TOTAL 3778 2785 25.2

Tabla 6. PRUEBAS FORECAST - DEPARTAMENTO DE OPERACIONES

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

62

4.6.- EQUIPOS DE REINYECCIÓN.

Las bombas centrífugas de inyección, se usan para trasladar fluidos de un lugar

a otro y presurizar fluidos poco viscosos, como el agua o el crudo.

Consisten de un impulsor (hélice con álabes o paletas) y una cavidad (carcasa)

que bombean el fluido al aumentarle la velocidad. Generalmente bombean

grandes caudales y tienen un bajo costo de operación y mantenimiento.

El fluido ingresa por el ojo o entrada del impulsor y la acción rotativa lo hace

girar dentro de la carcasa. Los álabes expulsan el fluido hacia afuera debido a

su forma y rotación (acción centrífuga). De ahí el nombre de las bombas.

El extremo del impulsor es más rápido que el centro, por lo que se desaloja

fluido en el extremo y succiona en el centro. Según su posición las bombas

centrífugas se clasifican en:

_ Horizontales.

_ Verticales.

Y se compone de tres elementos:

o Entrada (succión)

o Salida (descarga)

o Un medio que suministre la potencia para funcionar, generalmente

un motor eléctrico.

4.7.- TIPOS DE BOMBAS.

Los equipos de reinyección están compuestos por bombas booster, bombas

horizontales de alta presión y bombas horizontales tipo pistón. Una bomba es

un dispositivo que transfiere energía mecánica a un fluido; La energía que se

63

imprime al fluido es usada generalmente para transportarlo a lugares más

elevados o para aumentarle la presión a éste de manera indirecta.

Existen varios tipos de bombas, como bombas de desplazamiento positivo y las

bombas centrífugas, que son las más conocidas y usadas en el campo.

Como conocimientos básicos hay que recordar que una bomba se compone de

tres elementos:

Entrada (succión)

Salida (descarga)

Un medio que suministre la potencia para funcionar, generalmente un

motor eléctrico.

4.7.1.- BOMBAS BOOSTER.

Son bombas centrifugas horizontales de una etapa, su función es la de proveer

de presión necesaria a la línea de flujo para que al momento de ingresar a los

filtros lo hagan con la presión adecuada de trabajo, poseen un switch de bajo

flujo en la descarga de la bomba con acción de disparo sobre ella o un switch

de alta presión en la línea de descarga de las bombas hacia los filtros

calibrados para presiones de 60 psi y unos con alarma: a continuación

presentamos en la (Fig.14)

64

Figura 14. BOMBAS BOOSTER ESTACION GUANTA

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

4.7.2.- BOMBAS CENTRIFUGAS.

Las bombas centrífugas se usan para presurizar fluidos poco viscosos, como el

agua o el crudo. Consisten de un impulsor (hélice con álabes o paletas) y una

cavidad (carcasa) que bombean el fluido al aumentarle la velocidad.

Generalmente bombean grandes caudales y tienen un bajo costo de operación

y mantenimiento.

El fluido ingresa por el ojo o entrada del impulsor y la acción rotativa lo hace

girar dentro de la carcasa.

65

Los álabes expulsan el fluido hacia afuera debido a su forma y rotación (acción

centrífuga). De ahí el nombre de las bombas.

El extremo del impulsor es más rápido que el centro, por lo que se desaloja

fluido en el extremo y succiona en el centro.

Según su posición las bombas centrífugas se clasifican en:

_ Horizontales

_ Verticales

4.7.3.- BOMBAS HORIZONTALES DE ALTA PRESIÓN.

Es un sistema compuesto por una bomba centrifuga multietapa que se

encuentra de manera horizontal, como vemos en la (Fig. 15), y utiliza como

elemento de poder un motor para desplazar grandes caudales a una presión de

entrada baja y con presiones de descarga altas.

El rango de los parámetros en este tipo de sistema de bombeo horizontal es el

siguiente:

_ Potencia de 25 a 1000 HP.

_ Caudales de 400 BFPD a 50000 BFPD.

_ Presión de entrada o succión desde 1 psi hasta 3000 psi.

_ Presión de descarga de 250 a 4500 psi.

66

Figura 15. BOMBAS HORIZONTALES DE ALTA PRESIÓN

Fuente: www.slb.com/redahps

4.7.4.- BOMBAS HORIZONTALES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO DE

PISTÓN.

En este tipo de bombeo no usa la fuerza centrífuga sino que ejerce presión

sobre el líquido por medio de diferentes sistemas mecánicos como se ve en la

(Fig. 16). Se usan generalmente para manipular fluidos viscosos y no viscosos

a elevadas temperaturas, donde son mucho más eficientes que las bombas

centrífugas.

67

Figura 16. BOMBAS HORIZONTALES DE TIPO PISTON

Fuente: PETROAMAZONAS E.P.

A pesar que son seguras y entregan un volumen medido (una cantidad exacta)

las bombas de desplazamiento positivo son más costosas que las centrífugas y

manejan caudales inferiores.

Este tipo de bombas se llama de desplazamiento positivo debido a que

entregan volúmenes de fluido conocidos, a diferencia de las centrífugas que

entregan un caudal constante pero hay que usar medidores para saber

exactamente cuánto volumen pasa.

El funcionamiento de este tipo de bombas es el siguiente:

68

1.- El pistón retrocede hacia su máximo volumen permitiendo en esta acción

abrir la válvula de admisión mientras la válvula de escape permanece cerrada y

lograr el ingreso de fluido

2.- Comienza la etapa de empuje y la presión que ejerce el pistón cierra la

válvula de admisión y abre la válvula de escape para permitir la salida del fluido.

69

CAPITULO 5.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

De la caracterización físico-químico del agua de formación producidas

en el campo Guanta y muestreadas en los cabezales de los pozos, se

concluye que el índice de saturación es de 1.7, lo que significa que tiene

características incrustantes, (ver Tab. 4)

La característica incrustante obliga a dar tratamiento para evitar la

formación de escala en los equipos de superficie y subsuperficie.

La formación Tiyuyacu, por sus características litológica de

permeabilidad y porosidad tiene una alta capacidad de confinamiento y

admisión; sin embargo para el aprovechamiento de esta cualidad,

depende del buen tratamiento que se le dé al agua de formación antes

de reinyectarla.

Los campos petroleros maduros producen grandes cantidades de agua

de formación, generalmente con cada barril de petróleo se generan +/- 3

barriles de agua. A la industria petrolera le ha llevado a realizar las

actividades de reinyección, hallando así la manera más eficaz de

confinar las aguas de formación a arenas no productoras de petróleo.

70

La compañía INTEROC S.A., encargada del tratamiento químico del

agua de reinyección del campo Guanta, utiliza cuatro químicos como

son: los Biocida A, Corrcontrol C, Dispersante de Solidos A, Escalcontrol

B.

El sistema de reinyección de agua de del campo Guanta se encuentra

funcionando de forma regular, reinyectando la diferencia del agua

producida.

Con los resultados obtenidos en el análisis físico-químico (ver Tab. 4) el

contenido de hidrocarburos totales (TPH) del agua de formación que se

está reinyectando es de 17.90 lo que es el permitido por el RAOHE (ver

Tab. 1)

A partir del 21 de Septiembre del 2013 se comienza a compartir la

reinyección de agua de formación del campo Guanta; porque al pozo

Guanta 08 se lo reacondiciona como reinyector, por encontrarse

abandonado.

El pozo Guanta 08 inicia su producción en junio de 1987 con 2278 BPPD

y un corte de agua de 0.1%. De este pozo se produce de todas las

arenas, su última producción a enero de 2006 fue de 40 BPPD con un

92% de corte de agua, pozo queda cerrado por alto corte de agua. El 03

de septiembre del 2012 se baja completación para reinyección de agua

de formación a la arena HI, y el 21 de septiembre comienza a reinyectar

con 3076 BAPD.

71

El agua de formación sino es reinyectada, ocasiona pérdidas

económicas y problemas ambientales, por eso es importante manejarla

de tal forma que los costos y los riesgos ambientales se reduzcan.

Cumplir con el Reglamento Ambiental de Operaciones Hidrocarburíferas

del Ecuador (RAOHE) decreto 1215, en su artículo 29 del literal (b) de la

tabla 4 del anexo 2, publicado en el Registro Oficial No. 265 de 13 de

Febrero de 2001 que son leyes nacionales.

5.2. RECOMENDACIONES

Es recomendable que los químicos que inyectan las empresas

encargadas sean controlados regularmente, controlar la dosis de

acuerdo a su necesidad, ya que si el nivel es incrustante el índice de

taponamiento es alto.

Se recomienda que en cualquier planta de procesos de petróleo se debe

contar con un sistema tratamiento y de reinyección de agua de

formación, de drenaje de forma que se realice un tratamiento específico

por separado de agua lluvias y de escorrentías, aguas grises y negras y

efluentes residuales para garantizar su adecuada disposición,

independientemente de cualquier otro tratamiento que se proporcione al

agua de formación, por su alto impacto ambiental.

72

Se recomienda verificar constantemente al agua de formación del Campo

Guanta por las características incrustante (Tab. 2); esto determina que

tiende a formar incrustaciones de carbonato de calcio, y la depositación

de la misma causa problemas como: disminución de volúmenes

reinyectados, incremento de presiones de reinyección, y taponamiento

en la formación y en las líneas.

A la salida del agua del tanque de lavado colocar filtros que retengan

partículas y así evitar disminuir la posibilidad de un taponamiento de la

formación receptora del agua de formación.

Reparar en su totalidad el cubeto del tanque de agua de formación para

en caso de derrame evitar una contaminación eventual que pueda

producirse.

73

5.3. GLOSARIO DE TERMINOS

°API = Grado API del petróleo

BES = Bomba electrosumergible

BHP = Brake horse power

BIPD = Barriles inyectados por día

BPM = Barriles por minuto

CALI = Curva de registro Caliper

CAP = Contacto agua - petróleo

CSG = Casing

DC = Drill Collar

DPP = Número de disparos por pie

Ft = Pie

gals, gls = Galones

G.L.S = Gas Lift Survey

GF = Gas de formación

GR = Curva de registro Gamma Ray

HP = Horse power (caballo de poder)

ho = Espesor neto

ILD = Curva de registro Inductivo

74

in = Pulgada

IPR = Relación de comportamiento de afluencia

LPG = Libras por galón

mD = Milidarcys

MMBls = Millones de barriles

MBls = Miles de barriles

mpy = Milímetros por año

MSFL = Curva de registro Microresistivo

N = Petróleo en sitio

NPSH = Cabeza de Succión Positiva Neta.

OIW = Aceite en agua

Pc, Pwh = Presión fluyente de cabeza

Pcierre = Presión de cierre

Pi = Presión inicial

PPF = Producción por flujo natural

PPG = Producción por bombeo neumático

PPH = Producción por bombeo hidráulico

PPM = Producción por bombeo mecánico

PPS = Producción por bombeo eléctrico sumergible

PR = Pozo reinyector

75

Pr = Presión de reservorio

PSI = Libras fuerza/pulgadas2

SP = Curva del registro Potencial Espontáneo

SST = Sólidos Suspendidos Totales

SP = Curva del registro Potencial Espontáneo

SQZ = Squeeze o cementación forzada

Sw = Saturación de agua

tbg = Tubing

TPH = Hidrocarburos Totales de Petróleo

TVD = Medida Vertical del Pozo

W.O. = Workover

Φ = Porosidad

76

5.4. GLOSARIO DE CONCEPTOS

AGUA DE FORMACIÓN O AGUA DE PRODUCCIÓN.- es la que está

asociada con el petróleo existente en los yacimientos y sale a la

superficie junto con el gas y el petróleo.

ANTIPARAFINICOS.- las parafinas son cadenas rectas y ramificadas de

hidrocarburos de varias longitudes, son parte de la familia química de los

alcanos

BAPD.- barriles de agua producidos por día.

BFPD.- barriles de fluido producidos por día.

BSW.- porcentaje en volumen de agua emulsionada en crudo, mas

porcentaje en volumen de sedimentos.

BASAL TENA.- arena de formación basal tena.

BOCA DE POZO.- equipamiento que se coloca sobre un pozo productivo

y que está destinado a regular la salida del flujo de los hidrocarburos.

CONFINAMIENTO.- lugar determinado y seguro donde no pueda salir.

COMPLETACIÓN.- trabajos posteriores a la perforación que tienen por

objeto poner el pozo en condiciones de producir.

77

CORROSIÓN.- producto de reacciones químicas que destruye un metal.

CORTE DE AGUA.- representa el porcentaje en volumen de agua libre

que se produce con un barril de petróleo y que se obtiene luego de 5

minutos de separado el fluido.

DIAGENESIS.- son efectos combinados de procesos químicos, físicos, y

biológicos.

DEMULSIFICANTES (Rompedores de emulsión).- las emulsiones

pueden ser rotas por medios químicos y / o térmicos. Romper

químicamente una emulsión involucra el uso de un demulsificante. El

propósito es romper la emulsión para obtener crudo seco y agua limpia.

Pueden ser aplicados en un amplio rango de temperaturas para

conseguir el resultado deseado. La selección adecuada (de acuerdo con

las características del fluido y la disponibilidad de facilidades de

producción) y la aplicación son determinantes para un tratamiento

exitoso.

EMULSIÓN.- es la formada cuando un líquido inmiscible disperso en otro

y usando un químico, reduce la tensión interfacial entre los dos, logrando

la estabilidad.

ESCALA.- se define como los componentes minerales inorgánicos del

agua que precipitan de la solución para formar depósitos duros y

adherentes.

FORMACIÓN.- se refiere a estratos rocosos homogéneos de cualquier

tipo, usados particularmente para describir zonas de roca penetrada

durante la perforación.

78

INHIBIDORES DE CORROSIÓN.- los inhibidores de corrosión son

tradicionalmente usados para disminuir la velocidad a la que ocurre la

corrosión. Pueden ser aplicados por inyección continua a los fluidos

producidos o en aplicaciones tipo batch a intervalos regulares. Los

inhibidores usados son generalmente de naturaleza orgánica y trabajan

formando un film protector en la superficie del metal que impide que el

agua esté en contacto con la superficie.

INHIBIDORES DE ESCALA.- el carbonato de calcio CaCO 3 , es el

depósito de incrustación más frecuentemente encontrado en la

producción de gas y petróleo y ocurre en todas las regiones geográficas.

La selección de los químicos inhibidores de escala depende de algunos

factores críticos como: temperatura del sistema, residual de inhibidor,

tipo de incrustación, severidad del problema de incrustación, costo,

temperatura, pH, clima, compatibilidad y técnica de aplicación.

PARAFINA.- Material sólido o semisólido derivado de destilados o

residuos.

PETRÓLEO.- es una mezcla líquida de muchas sustancias,

principalmente compuestas de hidrógeno y oxígeno. El petróleo crudo

varía en apariencia desde incoloro hasta completamente negro, de

acuerdo a su gravedad se clasifican en:

o Crudo Liviano > 30° API.

o Crudo Medio 22-30° API.

o Crudo Pesado < 22° API.

79

PIÉLAGO O AGUA DE MAR.- Aquello que por su abundancia es

dificultoso de enumerar y contar.

POZO.- denominación dada a la abertura producida por una perforación.

POZO REINYECTOR.- cumple la función de receptar las aguas de

formación hacia arenas no productoras con el fin de confinarlas.

PARTES POR MILLÓN.- Expresado como ppm o Partículas por millón.

Es una forma de determinar la concentración de una sustancia en otra.

SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN.- Son

operaciones y equipos requeridos para el tratamiento y bombeo del agua

de formación hacia los pozos reinyectores.

SURFACTANTES.- básicamente los surfactantes son moléculas

orgánicas compuestas de un grupo soluble en aceite (hidrofóbico) y un

grupo soluble en agua (hidrofílico). Las aplicaciones típicas de los

surfactantes son: Mejorar el rendimiento de otros productos, limpieza de

equipo de proceso, limpieza de parafinas, lodos e incrustaciones de

perforaciones, en equipo bajo pozo y de superficie. Prevenir

hinchamiento de arcillas sensibles al agua.

SCRUBBER.- Sistemas químicos de depuración o de absorción

diseñados para la eliminación de condensados, dióxido de carbono y

partículas de agua.

TANQUE DE LAVADO.- es donde se separa el agua del crudo por

diferencia de densidades.

80

TANQUE PULIDO.- es donde se almacena el agua de formación que

será reinyectada a la formación receptora Tiyuyacu.

TPH.- Hidrocarburos Totales.

VISCOSIDAD.- resistencia de un líquido al movimiento.

TIYUYACU.- arena de formación tiyuyacu.

“T”.- arena de formación tena.

“U”.- arena de formación U.

81

5.5. BIBLIOGRAFÍA

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Petroamazonas E.P, Departamento de Ingeniería de Petróleos - Área

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Grado. Ingeniero en Petróleos. Escuela Politécnica Nacional.

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Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Primavera de 2011:

23, no. 1. Copyright c 2011 Schlumberger

Vargas, S. (2009). Optimización del Sistema de Reinyección de Agua en

la Formación Tiyuyacu del Área del Campo Shushufindi – Sur. Tesis de

Grado. Ingeniero en Petróleos. Escuela Politécnica Nacional.

www. google.com

www.monografias.com

84

5.6. ANEXOS

85

86

87