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EVALUACIOacuteN PARA MEJORAR LA INYECTIVIDAD EN POZO PARA DISPOSICIOacuteN FINAL DE AGUA EN UN CAMPO PETROLERO
UTILIZANDO INHIBIDORES ORGAacuteNICOS MODIFICADOS
LINDA NICOLE LANDINEZ CUEVAS
FUNDACIOacuteN UNIVERSIDAD DE AMEacuteRICA FACULTAD DE INGENIERIacuteAS
PROGRAMA DE INGENIERIacuteA QUIacuteMICA BOGOTAacute DC
2020
EVALUACIOacuteN PARA MEJORAR LA INYECTIVIDAD EN POZO PARA DISPOSICIOacuteN FINAL DE AGUA EN UN CAMPO PETROLERO UTILIZANDO
INHIBIDORES ORGAacuteNICOS MODIFICADOS
LINDA NICOLE LANDINEZ CUEVAS
Proyecto integral de grado para optar el tiacutetulo de
INGENIERO QUIacuteMICO
FUNDACIOacuteN UNIVERSIDAD DE AMEacuteRICA
FACULTAD DE INGENIERIacuteAS
PROGRAMA DE INGENIERIacuteA QUIacuteMICA
BOGOTAacute DC
2020
3
Nota de aceptacioacuten
______________________________________
______________________________________
______________________________________
______________________________________
______________________________________
______________________________________
_____________________________________
Ing Angie Tatiana Ortega Ramirez
Jurado
_____________________________________
Ing David Trivintildeo Rodriguez
Jurado
Bogotaacute DC Agosto del 2020
4
DIRECTIVAS DE LA UNIVERSIDAD Presidente de la Universidad
Dr MARIO POSADA GARCIacuteA PENtildeA Consejero Insitucional
Dr LUIS JAIME POSADA GARCIacuteA PENtildeA Vicerrectoria Academica y de Investigaciones
Dra MARIacuteA CLAUDIacuteA APONTE GONZAacuteLEZ Vicerrector Administrativo y Financiero
Dr RICARDO ALFONSO PENtildeARANDA CASTRO Secretaria General
Dra ALEXANDRA MEJIacuteA GUZMAacuteN Decano de la Facultad de Ingenieriacuteas
Dr JULIO CEacuteSAR FUENTES ARISMENDI Director del Programa de Ingenieriacutea quiacutemica
Ing IVAacuteN RAMIacuteREZ MARIacuteN
5
Las directivas de la Universidad de Ameacuterica los jurados calificadores y el cuerpo docente no son responsables por los criterios e ideas expuestas en el presente documento Estos corresponden uacutenicamente a los autores
6
AGRADECIMIENTOS
Este es el primer peldantildeo de mi proyecto de vida a Dios y a mis padres por el
acompantildeamiento durante todo este proceso agradezco al inmenso esfuerzo de
personas integras que aportaron para el desarrollo de este trabajo con carintildeo a
Daniel Fajardo su esposa Sandra Juan Enrique Loacutepez y Juan Manuel Rodriguez
de la empresa Cepsa Colombia SA
7
CONTENIDO
paacuteg
RESUMEN 17
INTRODUCCIOacuteN 19
OBJETIVOS 20
1GENERALIDADES 21
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA 21
111 Naturaleza del agua 22
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN 23
121 Propiedades de la roca 24
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua 26
2CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA 34
21 TIPO DE MUESTRA 34
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO 34
221 Anaacutelisis SARA 35
222 Anaacutelisis composicionales 35
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA 36
3SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 40
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN 40
311 Revisioacuten de antecedentes 40
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada 41
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba 43
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor 43
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 45
321 El Inhibidor 45
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten 47
323 Sistema de inyeccioacuten 50
324 Aplicacioacuten de la prueba 50
8
4PRUEBA PILOTO 52
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO 52
411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor 52
42 PROCEDIMIENTO 54
421 Aplicacioacuten 54
422 Recopilacioacuten de datos 54
423 Evaluacioacuten de resultados 55
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS 59
431 Anaacutelisis del tratamiento 59
432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema 61
433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 63
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento 67
5ANAacuteLISIS Y RESULTADOS 69
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN 69
52 PRUEBA PILOTO 72
53 AGUA - ACEITE ndash SOacuteLIDO 75
6ANAacuteLISIS FINANCIERO 82
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO 82
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO 83
7 CONCLUSIONES 86
8RECOMENDACIONES 88
BIBLIOGRAFIacuteA 97
ANEXOS 89
9
LISTA DE TABLAS
paacuteg
Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra 37 Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual
industrial 43 Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba 57
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba 58 Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento 65 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten 70
Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin 71
Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten 72 Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes
periodos 74 Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
74
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza 76 Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor 77
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media 79 Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso 79 Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten 82
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa 82 Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa 83
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento 83
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea 84 Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea 85
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten 85
10
LISTA DE ECUACIONES
paacuteg
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad 55 Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten 56 Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad 56 Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida 57
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba 58 Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida 58 Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 59
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba 82
11
LISTA DE GRAacuteFICAS
paacuteg
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos 38 Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten 41 Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba 60 Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba 61 Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes
durante y despueacutes de la prueba 62 Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten 63
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo 64
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento 65 Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3 66 Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada 67 Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 68
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql 70 Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo 73
12
LISTA DE FIGURAS
paacuteg
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera 22
Figura 2 Esquema de un pozo disposal 24 Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la
formacioacuten 27 Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos 28 Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten 31
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica 33 Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten 34
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA 35
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo 36
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida 46
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada 47 Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base 48
Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos 50 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3 52
Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten 53
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico 53
Figura 17 Formacioacuten de precipitados 70
13
LISTA DE ANEXOS
paacuteg
Anexo A Datos variables monitoreadas durante el proceso de inyeccion de agua (presioacuten y volumen de agua inyectada) 988 Anexo B Tabla de seguimiento para el caacutelculo de la energiacutea 100 Anexo C Seguimiento dosis de inyeccioacuten de producto quiacutemico 102 Anexo D Evaluacioacuten del Kpi por medio de power pivot 104 Anexo E Reporte Assay 2016 CEPSA Colombia sa 107 Anexo F Reporte laboratorio agua residual industrial 108
14
ABREVIATURAS
Γ Peso especiacutefico
ww Concentracioacuten en peso
BAPD Barriles de Agua por Diacutea
BBL Barriles
CMC Concentracioacuten criacutetica de micelas
EOR Enhanced oil recovery
Ji Iacutendice de inyectividad
KPI Indicador clave de rendimiento
KW Kilo watts
OW contenido de grasas y aceites en agua
PDP Presioacuten de descarga de la bomba
PTARI Planta de tratamiento de aguas residuales
Ppm partes por milloacuten
Psi Libra por pulgada cuadrada
Q Caudal
TSS Soacutelidos suspendidos totals
WHP Presioacuten en cabeza de pozo
15
GLOSARIO
ADSORCIOacuteN moleacuteculas de una sustancia son capturadas por la superficie de la otra sustancia1
AGUA DE DISPOSICIOacuteN es el agua producida que al pasar por un proceso de tratamiento necesita su disposicioacuten final es decir ha terminado su ciclo productivo
AMINA CUATERNARIA es una sal de amina catioacutenica en donde el nitroacutegeno tiene cuatro grupos unidos a ella cargada positivamente Son utilizadas como agentes mojantes del petroacuteleo e inhibidores de corrosioacuten2
ARENISCAS supeficie mineral que estaacute compuesta principalmente de granos de cuarzo y puede contener otros minerales3
BARRIL unidad volumeacutetrica equivale a 42 galones US4
DISOLUCIOacuteN es lo formacioacuten de una mezcla homogeacutenea donde las moleacuteculas del soluto se disuelven en el solvente5
DISPERSIOacuteN es la separacioacuten de componentes dentro de un fluido por medio de la difusioacuten es decir es la presencia de partiacuteculas o granos dentro de un fluido 6
FORMACIOacuteN RECEPTORA se encuentra constituida por rocas porosas a nivel subterraacuteneo con la capacidad de contener y circular un fluido a traveacutes de ella en este caso el agua
INHIBIDOR es un producto quiacutemico que evita o retrasa una reaccioacuten quiacutemica como la corrosioacuten7
MOJABILIDAD es la preferencia de un soacutelido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro que permite que la fase mojante se disperse sobre la fase soacutelida8
1 SCHUMBERGER Oilfield glossary adsorption [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsaadsorptionaspx 2SCHUMBERGER Oilfield glossary amina cuaternaria En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsqquaternary_amineaspx 3 SCHUMBERGER Oilfield glossary arenisca [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsssandstoneaspx 4 SCHUMBERGER Oilfield glossary barril eqivalente [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsbbarrel_equivalentaspx 5 Disoluciones quiacutemicas Soluciones [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible
en httpsuftclimagesfuturos_alumnosprofesores_orientadoresmaterial-pedagogicoGuia_5_Solucionespdf 6 SCHUMBERGER Oilfield glossary dispersioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 7 SCHUMBERGER Oilfield glossary inhibitor [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 8 SCHUMBERGER Oilfield glossary mojabilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible enhttpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermswwettabilityaspx
16
POZOS DISPOSAL son pozos clase II seguacuten el UIC se utilizan para inyectar fluido como el agua tratada la cual es separada del aceite resultante de la produccioacuten de petroacuteleo y es reinyectada en formaciones subterraacuteneas con caracteriacutesticas iguales o similares para su eliminacioacuten9
PRECIPITACIOacuteN aparicioacuten de material soacutelido en una solucioacuten liquida en donde el soluto sobrepasa la solubilidad10
SCHMOO son depoacutesitos y acumulaciones de lodos de composicioacuten variable compuesta de sustancias inorgaacutenicas recubiertas con material hidrocarbonado que se acumula en las liacuteneas y sistemas de operacioacuten de inyeccioacuten11
SOLUBILIDAD es la capacidad de un cuerpo para disolverse y mezclarse en una sustancia12
9 EPA Control de inyeccioacuten subterraacutenea [En liacutenea] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwepagovuicclass-ii-oil-and-gas-related-injection-wells 10 SCHUMBERGER Oilfield glossary precipitacioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermspprecipitationaspx 11Hellberg PE and Zuberbuehler A Polymeric corrosion inhibitors - A new class of oilfield formulation bases[En liacutenea] International Petroleum Technology Conference 2014] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwlinknovatecomconferencepolymeric-corrosion-inhibitors-a-new-class-of-oilfield-formulation-bases-1197673 12 SCHUMBERGER Oilfield glossary solubilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsssolubilityaspx
17
RESUMEN
Este trabajo se desarrolla con base en la evaluacioacuten de un inhibidor orgaacutenico que busca incrementar el flujo de agua inyectada al pozo de disposicioacuten final C3 el cual trae un bajo iacutendice de inyectividad por la posible presencia de sustancias que bloquean el paso del fluido a la formacioacuten receptora evento recurrente en pozos de disposicioacuten con alguna carga de hidrocarburos se requiere verificar el desempentildeo con la aplicacioacuten de un tratamiento que sea econoacutemico y efectivo de este modo recuperar las propiedades de la roca de la formacioacuten para extender la vida del pozo inyector
Se analiza el histoacuterico del sistema de inyeccioacuten de la estacioacuten desde el 1 de enero del 2019 las condiciones de operacioacuten del pozo y el sistema de inyeccioacuten a partir de una revisioacuten bibliograacutefica y un anaacutelisis de composicioacuten se hace una discusioacuten sobre la eleccioacuten del producto tratante y los fenoacutemenos que interactuacutean para alcanzar la separacioacuten del depoacutesito que se encuentra acumulado en el medio del sistema Se hace la prueba de pozo con el producto tratante y el respectivo seguimiento las variables involucradas en el proceso de mejora de la inyectividad
Asiacute mismo se evaluacutean las consideraciones o factores que generaron el dantildeo a la formacioacuten y la efectividad o no del producto tratante su composicioacuten y reacciones con el medio acuoso y con la roca
PALABRAS CLAVES inhibidor inyectividad pozo de disposicioacuten agua de disposicioacuten
18
ABSTRACT
This work is developed based on the evaluation of an organic inhibitor that seeks to
increase the flow of water injected to the final disposal well C3 which brings a low
injection rate due to the possible presence of substances that block the passage of
the fluid to the receptor formation recurrent event in disposal wells with some
hydrocarbon load It is necessary to verify the performance with the application of a
treatment that is economical and effective in this way to recover the properties of
the rock of the formation to extend the life of the injection well
The history of the injection system of the station from January 1 2019 the operating
conditions of the well and the injection system is analyzed Based on a bibliographic
review and a composition analysis a discussion is made about the choice of the
treatment product and the phenomena that interact to achieve the separation of the
deposit that is accumulated in the middle of the system The well test is carried out
with the treatment product and the respective monitoring of the variables involved in
the process to improve injectivity
Likewise the considerations or factors that generated the damage to the formation
and the effectiveness or not of the treatment product its composition and reactions
with the aqueous medium and with the rock are evaluated
KEY WORDS inhibitor injectivity disposal well disposal water
19
INTRODUCCIOacuteN
Un pozo de disposicioacuten de agua tratada es una de las alternativas de vertimiento de las aguas de produccioacuten en la industria de los hidrocarburos el caso de estudio es el pozo inyector C3 que pertenece al sistema de inyeccioacuten de un campo maduro en la cuenca de los llanos orientales de Colombia por ello el desarrollo de estos campos comprenden el manejo de una alta relacioacuten aceite agua que de manera incremental acrecienta los problemas de disposicioacuten de agua situacioacuten que puede llegar a generar un cuello de botella para el campo si la capacidad de inyeccioacuten no es suficiente
El sistema de disposicioacuten de agua se encuentra conformado por 5 pozos los cuales tienen la capacidad de recibir la cantidad de agua producida a disponer el volumen total de 95000 BWPD13 aproximadamente distribuido en los pozos C1 C2 C3 C6 y CC en este sistema el pozo C3 tiene la menor inyectividad por ello se ha tomado con el pozo de prueba
El objetivo del estudio es aumentar la capacidad de agua dispuesta en la formacioacuten esto se pretende lograr con la limpieza y la disolucioacuten de deposiciones presentes en la zona a partir de un inhibidor orgaacutenico El tratamiento fue aplicado en una prueba piloto del pozo inyector que alimenta la formacioacuten receptora la carbonera C7-M sobre el comportamiento de esta formacioacuten se tiene conocimiento a traveacutes del desarrollo del campo experiencia que recomienda que espera con el tratamiento un incremento significativo del volumen inyectado sino se da esta condicioacuten la prueba resultaraacute no exitosa por el alto costo del producto y el manejo de la integridad del pozo y de la formacioacuten
Este proyecto estaacute enfocado a la accioacuten limpiadora del producto en la formacioacuten receptora confrontando su desempentildeo operacional en su implementacioacuten al evaluar su eficiencia tecnoloacutegica y financiera que permita su aplicabilidad en todo el sistema de pozos de la compantildeiacutea Por ello la tasa de inyeccioacuten es el indicador principal o gradiente de medida en las variables operacionales que se tienen en cuenta para la evaluacioacuten
13 CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de implementacioacuten de tecnologiacutea en pozos inyectores 2019
20
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Evaluar la inyectividad en un pozo para disposicioacuten final de agua en un campo petrolero utilizando inhibidores orgaacutenicos modificados OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
1 Caracterizar el depoacutesito proveniente del pozo de disposicioacuten final C3 de la estacioacuten
2 Seleccionar el inhibidor de la tecnologiacutea de acuerdo con el depoacutesito proveniente del sistema
3 Evaluar en prueba piloto el rendimiento del producto 4 Determinar la viabilidad financiera del proyecto
21
1 GENERALIDADES
En el presente capiacutetulo se abordan conocimientos y definiciones que ayudan a entender los factores y propiedades que afectan la inyectividad en un pozo de inyeccioacuten con el fin de entender el comportamiento de estos sistemas y tener una mejor evaluacioacuten del proceso
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA
El agua se usa como insumo o como materia prima en distintos procesos productivos de las industria asociado las actividades de exploracioacuten produccioacuten transporte y refinacioacuten este recurso es retornado al sistema de forma parcial o en su totalidad estos retornos de agua hacen referencia a las peacuterdidas vertimientos y descargas de agua seguacuten la ENA se estima una demanda hiacutedrica en el paiacutes de 5813 millones de m3 y la huella hiacutedrica azul de 62 millones de m3 que corresponden al 11 de demanda de agua en este sector el flujo de retorno es la diferencia entre el volumen usado y el que no retorna que corresponde a 5752 millones de m314
El manejo del recurso hiacutedrico permite garantizar proteccioacuten y conservacioacuten al medio ambiente a partir de un uso consciente y responsable del agua en los procesos a nivel Industrial se tiene como objetivo reducir el impacto ambiental que es generado por medio de las actividades que realiza la industria con el cumplimiento de las normativas internacionales teniendo en cuenta que las labores efectuadas pueden causar un impacto al ecosistema ya sea en las aguas subterraacuteneas la atmoacutesfera suelos biodiversidad entre otros15 por eso el agua que se emplea en la produccioacuten no puede ser usada o vertida sin un previo tratamiento por lo que debe cumplir con los estaacutendares correspondiente a las licencias ambientales que determinan los liacutemites y condiciones que se deben tener para no afectar los cuerpos receptores
Algunas alternativas implementadas para el manejo de los efluentes de produccioacuten con procura de la reduccioacuten del impacto ambiental al momento de disponer las aguas al medio despueacutes de su uso son i) La reutilizacioacuten del recurso en el proceso de refinacioacuten y aprovechamiento agriacutecola ii) La reinyeccioacuten en disposicioacuten final (Disposal) o recobro y iii) El uso en vertimientos a cuerpos de agua superficial suelo o alcantarillado la Figura 1 permite visualizar coacutemo se encuentra repartida la gestioacuten de agua residual realizada en Colombia por parte Ecopetrol16 dando una perspectiva de la utilidad de cada una de estas alternativas
14 Instituto de Hidrologiacutea Meteorologiacutea y Estudios Ambientales (IDEAM) Estudio nacional del agua 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Ideam 2019 p181 [Consultado 5 Agosto de 2019] Disponible en httpwwwandicomcoUploadsENA_2018-comprimidopdf 15 CEPSA Colombia SA Informe Anual y de responsabilidad corporativa 2018 16 Ecopetrol Reporte integrado de gestioacuten sostenible 2018 [en liacutenea] Bogotaacute Ecopetrol SA 2019 p 363-364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en
22
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera
Fuente ECOPETROL Reporte integrado gestioacuten sostenible 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 2019 p 364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 111 Naturaleza del agua En la industria de los hidrocarburos se tiene grandes voluacutemenes de agua asociados a sus procesos productivos debido a que el agua es un fluido que se encuentra asociado a las acumulaciones de petroacuteleo en donde se puede encontrar un mayor volumen produccioacuten de agua en comparacioacuten con el del petroacuteleo Su composicioacuten variacutea por las caracteriacutesticas quiacutemicas y fiacutesicas que muestra el agua del yacimiento al ambiente geoloacutegico en el que se encuentren17 por lo que se dispone de anaacutelisis que permiten identificar las caracteriacutesticas del agua que pueden depender de la composicioacuten quiacutemica temperatura gravedad especiacutefica pH y presioacuten donde el agua puede presentar contenido de soacutelidos disueltos soacutelidos suspendidas materiales inertes o gases bacterias y aceite residual
Composicioacuten la quiacutemica del agua es un aspecto importante por entender con respecto a la eliminacioacuten y operaciones de inyeccioacuten debido a que la calidad del agua de inyeccioacuten permite tomar medidas para poder controlar o eliminar la corrosioacuten incrustacioacuten y ensuciamiento de las liacuteneas equipos y tanques1819
Los soacutelidos disueltos totales estaacuten constituidos generalmente por concentraciones de cloruro de sodio cationes (calcio magnesio bario estroncio y hierro ferroso) y aniones (cloruro sulfato sulfuro y bicarbonato) la
httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 17 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades del agua En fundamentos de ingenieriacutea de
yacimiento [En liacutenea]Maracaibo Venezuela Astro Data SA 2009 p148 [Consultado 10 de
Agosto de 2019] Disponible en httpsesslidesharenetgeorgehsterlingfundamentos-de-
ingenieria-de-yacimientos-magdalena 18 KEMMER Frank N y McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo III Meacutexico McGraw-Hill inc1998 p43-9 19 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p148
23
concentracioacuten de estos soacutelidos es demostrada en partes por milloacuten (ppm) de cada ion
Los soacutelidos suspendidos son soacutelidos orgaacutenicos e inorgaacutenicos que se encuentran en el agua producida estas pueden ser partiacuteculas de oacutexidos metaacutelicos hierro oxidado o manganeso tambieacuten se encuentran sedimentos arena arcilla o cuerpos bacterianos Los gases disueltos de mayor frecuencia son el sulfuro de hidroacutegeno (H2S)
dioacutexido de carbono (CO2) y el oxiacutegeno (O2)
- El agua que contienen sulfuro de hidroacutegeno es denominada como agua amarga pueden tener este comportamiento por la actividad de las bacterias reductoras de sulfato en la formacioacuten que contribuyen a la corrosioacuten en el pozo y al taponamiento de la formacioacuten durante las operaciones de inyeccioacuten
- El agua con dioacutexido de carbono aumenta la dureza y alcalinidad ademaacutes de ser un gran contribuyente en la corrosioacuten
- El oxiacutegeno disuelto es el que se encuentra en menor presencia pero es el agente maacutes corrosivo y causa la formacioacuten de agentes taponadores por oxidacioacuten de hierro ferroso y del sulfuro de hidroacutegeno por lo que es importante evitar la presencia de oxiacutegeno en las liacuteneas de abastecimiento
A nivel bacteriano estas pueden causar corrosioacuten y taponamientos en el sistema
y en el pozo de inyeccioacuten se reproducen raacutepidamente a condiciones de alto y bajo pH temperatura presioacuten y en ausencia de oxiacutegeno las bacterias que se encuentran en esta industria se clasifican en aerobias anaerobias y facultativas20
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN
El proceso de inyeccioacuten de agua como se mencionoacute anteriormente son utilizados para la eliminacioacuten de los fluidos producidos asiacute como para la recuperacioacuten del petroacuteleo Estas operaciones dependen de la cantidad de agua inyectada en su respectiva zona por debajo de la presioacuten de fractura de la formacioacuten
Pozos de eliminacioacuten de agua o pozos de disposicioacuten final o tambieacuten denominados pozos Water disposal son pozos profundos que tienen como fin confinar el agua producida por medio de bombeo a una formacioacuten geoloacutegica (Ver figura 2) esta se realiza para asegurar la eliminacioacuten de los residuos de manera que no afecte al medio ambiente principalmente es disponer grandes cantidades del liacutequido en el depoacutesito al menor costo posible El agua y el pozo deben cumplir con las regulaciones pertinentes y llevar a cabo su respectivo monitoreo para asegurar la integridad de la zona de deposicioacuten y se ldquoimpida la migracioacuten del fluido hacia otras formaciones geoloacutegicas acuiacuteferos o cuerpos de agua superficialesrdquo (ANLA) por eso
20 COLLINS A Gene and WHRIGHT Charles C Chapter 6Enhanced Oil Recovery Injection Waters En Enhanced Oil Recovew I Fundamentals and Analyses Elsevier 1985 213 p
24
los operadores deben garantizar la permanencia del fluido en la formacioacuten por medio de un aislamiento que impida la migracioacuten estos pueden ser sellos hidraacuteulicos o capas de rocas que formen un sello natural21
Fuente ECOPETROLManejo de agua en campo petrolero Petroacuteleo y el mundo [En liacutenea] Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 201438 p [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesNuestraEmpresasalaPrensaPu blicacione Este tipo de operacioacuten de inyeccioacuten por parte de la industria de los hidrocarburos indica que hay tipos de rocas que poseen una porosidad y permeabilidad relativamente grande para poder captar grandes cantidades de fluido en condiciones favorables22
Entre las facilidades de los pozos disposal en superficie se encuentra la cabeza de pozo la cual debe estar equipada para poder realizar mediciones del caudal y presioacuten de inyeccioacuten esta debe contener ademaacutes una vaacutelvula de cheque entre la cabeza del pozo y la bomba de inyeccioacuten tambieacuten se requieren facilidades para tratamiento en la superficie
121 Propiedades de la roca Las propiedades a tener en cuenta en el proceso de inyeccioacuten y en medida especial en los depoacutesitos o recepcioacuten formadora que variacutean la capacidad de inyeccioacuten son permeabilidad tensioacuten interfacial y sus mecanismos de contacto como la humectabilidad y la presioacuten capilar estas tres uacuteltimas describen el comportamiento de dos o maacutes fases presentes en el medio poroso que van a permitir entender el comportamiento y la interaccioacuten entre la superficie el tenso activo y el fluido
21 QOMARUDIN Helmy and KARDENA Edwan Petroleum Oil and Gas Industry Waste Treatment Common Practice in Indonesia En J Pet Environ Biotechnol 2015 vol 6 p1-7
Figura 2 Esquema de un pozo disposal
25
Permeabilidad (K) es la capacidad del medio poroso para dejar pasar fluidos a traveacutes de eacutel por sus poros interconectados es expresada matemaacuteticamente por la ley de Darcy y es una medida de conductividad de los fluidos23 esta es una medida que se encuentra asociada directamente con la porosidad por lo tanto a mayor porosidad mayor permeabilidad
La permeabilidad se clasifica en absoluta efectiva y relativa y se explica a continuacioacuten
- Absoluta es cuando el medio poroso se encuentra saturado totalmente por solo
un fluido o estaacute en una sola fase - Efectiva el medio poroso permite que fluyan dos fases simultaacuteneamente - Relativa es la relacioacuten entre la permeabilidad efectiva y absoluta 24
Tensioacuten interfacial (IFT) se da cuando dos fluidos inmiscibles como el agua y
el aceite al entrar en contacto no se mezclan y los separa una interfaz por la diferencia de presiones ejercida por cada fluido
La tensioacuten interfacial en los poros de la roca puede afectar las caracteriacutesticas de flujo del fluido en el medio poroso la presioacuten de las fases y la preferencia del fluido que fluye en el depoacutesito
- Cuando se tiene un desplazamiento miscible el fluido desplazado y desplazante se mezclan y la ITF entre los dos fluidos se acerca a cero en su interface
- Un desplazamiento inmiscible ocurre cuando el fluido desplazado y desplazante no se mezclan
Satter e Iqbal en su libro dicen que ldquoEl efecto de la tensioacuten interfacial se refleja en el rendimiento del yacimiento ademaacutes que afecta propiedades como humectabilidad presioacuten capilar y permeabilidad relativardquo25
Presioacuten capilar (Pc) para Satter e Iqbal la presioacuten capilar es la diferencia de presioacuten en la interface entre dos fluidos inmiscibles que se encuentran presente en un medio poroso Estaacute influenciada por la saturacioacuten de los fluidos y la tensioacuten interfacial entre las fases del fluido donde se cumple una competencia de fuerzas interfaciales entre el agua-aceite agua-soacutelido y aceite-soacutelido en el depoacutesito26
23 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p 263 24 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades de las rocas y los fluidos En Inyeccioacuten de agua y gas en yacimientos petroliacuteferos [En liacutenea] Maracaibo Venezuela Astro data SA 2001 50 p [Consultado 10 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwingunpeduarasignaturasreservorioslibro20iny20agua20y20gaspdf 25 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Reservoir rock properties En reservoir engineering Gulf Professional Publishing 2016 50 p 26 Ibid p54
26
Rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transicioacuten de gran espesor mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores capilares y zonas de transicioacuten delgadas
Humectabilidad la humectabilidad de la roca indica la tendencia de un fluido inmiscible a extenderse en presencia de otro fluido en la superficie de la roca donde el agua y el aceite tienden a extenderse y adherirse a la superficie de la roca de manera diferente La humectabilidad se puede ver influenciada por el tipo de minerales en la matriz de la roca la composicioacuten de los fluidos asiacute como el aceite y el agua presente en el poro hay que tener en cuenta que la humectabilidad de la roca puede alterarse una vez que el agua inyectada entra en contacto con la roca27 El aacutengulo de contacto (θ) es una medida de la humectabilidad a medida que disminuye aumentan las caracteriacutesticas huacutemedas del liacutequido donde la humectabilidad completa se evidencia con un aacutengulo de contacto cero y la no humectacioacuten con uno de 180deg
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua Un deterioro en la inyectividad restringe la capacidad del volumen de agua que es inyectado para acumularse en una superficie para su eliminacioacuten esta reduccioacuten en la inyectividad genera costos en reparaciones trabajos de estimulacioacuten reajustes del sistema o fracturas en el pozo28
La inyeccioacuten depende de diferentes factores como las propiedades de la roca la interaccioacuten del agua inyectada y la presioacuten la produccioacuten de arena (finos) soacutelidos suspendidos incrustaciones corrosioacuten que influyen significativamente en la inyectividad
Soacutelidos suspendidos La reduccioacuten de la inyectividad estaacute relacionada con el taponamiento de la regioacuten cercana a la cara de inyeccioacuten es decir por el arrastre de partiacuteculas a la formacioacuten este proceso puede ser de forma raacutepida y severa dependiendo de la concentracioacuten y tamantildeo de los soacutelidos que esteacuten presentes en el fluido inyectado La figura 3 muestra el acomodamiento de las partiacuteculas a traveacutes de la formacioacuten y el taponamiento que pueden generar
27 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Op cit p 52-53 28 BENNION Douglas Brant et al Injection Water Quality A Key Factor to Successful Waterflooding [En liacutenea] Journal of Canadian Petroleum Technology (JCPT) 1994 p1-10 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwhycalcomoldPDFPapersReservoir20OptimizationInjection20Water20Qualitypdf
27
Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la formacioacuten
Fuente CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS
Se tienen tres posibles casos que relacionan el tamantildeo de partiacutecula y el diaacutemetro del poro de la formacioacuten estos casos se representan en la figura 4 Y se describen a continuacioacuten
1) Filtro externo las partiacuteculas tienen un mayor tamantildeo en comparacioacuten al diaacutemetro del poro maacutes del 33 del diaacutemetro del poro lo que impide atravesar la formacioacuten y causa su acumulacioacuten dando pasos a formacioacuten de una torta externa
2) Puente de poro Las partiacuteculas tienen un tamantildeo inferior al diaacutemetro del poro aproximadamente menor del 14 del diaacutemetro por lo que pueden atravesar la entrada de la formacioacuten pero se pueden adherir al poro ocasionando una restriccioacuten en la formacioacuten esta unioacuten ocurre cuando la partiacutecula que fluye se une a dos o maacutes partiacuteculas ya depositadas en la superficie o a otros depoacutesitos de partiacuteculas
3) Invasioacuten El tamantildeo de partiacutecula es significativamente menor al diaacutemetro del poro de la formacioacuten permitiendo el paso de las partiacuteculas sin dificultad ni ocasionar dantildeos o acumulaciones en la formacioacuten 29 30 31
29 CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS 30 CARPENTER Chris Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability Journal of Petroleum Technology 2018 vol 70 p 70-71 31 BENNION Douglas Brant et al Water Quality Considerations Resulting in the Impaired Injectivity of Water Injection and Disposal Wells En Journal of Canadian Petroleum Technology 2001 vol 40 p 3-4
28
Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos
Fuente CARPENTER C Mechanisms of permeability impairment reflecting conditions when (a) particles present in the injected water are smaller than the average pore-throat diameter of the formation (b) particles are smaller than the average pore-throat diameter of the formation and (c) particles are significantly smaller than the average pore-throat diameter of the formation [Imagen]Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability [En liacutenea] Society of Petroleum Engineers 2018 p 2 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgjournal-paperSPE-0218-0070-JPT Estos casos permiten evidenciar la influencia de la presencia de los soacutelidos suspendidos en el agua de disposicioacuten se tiene una relacioacuten directa con la afectacioacuten al nuacutecleo a mayor cantidad de soacutelidos suspendidos mayor seraacute el dantildeo ocasionado en nla permeabilidad del nuacutecleo
Incrustaciones y corrosioacuten Las incrustaciones y corrosiones se pueden formar en diferentes aacutereas de un sistema de inyeccioacuten como tal en las liacuteneas de tuberiacutea bombas de inyeccioacuten instrumentos superficiales y en las propias formaciones de inyeccioacuten entre las incrustaciones que generan mayor preocupacioacuten en el campo petrolero son el carbonato de calcio el sulfato de calcio y el sulfato de bario algunas de estas incrustaciones pueden removerse a traveacutes de tratamientos quiacutemicos mientras que otras son tan fuertes que requieren el remplazo de la liacutenea en la seccioacuten afectada
Las incrustaciones se ven influenciadas por cambios en la temperatura presioacuten y pH afectando las solubilidades de las incrustaciones esto se puede evitar y controlar con inhibidores de corrosioacuten frente a agentes corrosivos existentes en el sistema como el dioacutexido de carbono (CO2) el sulfuro de hidrogeno (H2S) y el oxiacutegeno (O2) ademaacutes de soacutelidos y gases disueltos
29
Entre las incrustaciones minerales maacutes recurrentes en los campos petroleros se encuentran32
Sulfato de Bario Es una incrustacioacuten insoluble a altas temperaturas y altas caiacutedas de presioacuten el pH no afecta su comportamiento
Ba+2 + SO4minus2 rarr BaSO4
Sulfato de Calcio Esta incrustacioacuten se incrementa con la disminucioacuten de la presioacuten puesto que a menor presioacuten menor solubilidad
Ca+2 + SO4minus2 rarr CaSO4
Carbonato de calcio La precipitacioacuten de esta incrustacioacuten se da a mayor pH y caiacutedas de presioacuten en el yacimiento que permiten la liberacioacuten del dioacutexido de carbono
Ca+2 + CO32minus rarr CaCO3
2H2CO3 + Ca+2 harr CaCO3 + CO2 + H2O Por lo que la presencia de CO2 favorece a la formacioacuten de esta incrustacioacuten
El dioacutexido de carbono al disolverse en agua da la formacioacuten de aacutecido carboacutenico que se ioniza
CO2(ac) + H2O harr H2CO3
CO2(ac) + H2O harr HCO3minus + H+
HCO3minus harr CO3
2minus + H+
A medida que aumenta la concentracioacuten de dioacutexido de carbono en la solucioacuten la reaccioacuten se mueve hacia la izquierda favoreciendo la precipitacioacuten del carbonato de calcio
El agua de inyeccioacuten dependiendo del contenido de agentes bacterianos de su fuente que se relacionan con el crecimiento de bacterias aeroacutebicas y anaeroacutebicas tanto en los equipos de superficie bombas tuberiacuteas y los equipos de fondo de pozo como dentro de la misma formacioacuten estas bacterias pueden contribuir a la corrosioacuten y el taponamiento de los poros de la formacioacuten
Las bacterias en el agua de inyeccioacuten contribuyen a la corrosioacuten y al taponamiento de los poros de la formacioacuten esto se atribuye especialmente a las
32 CASTRO HERNAacuteNDEZ Henry Fernando y GAacuteMEZ MEJIacuteA Christian Joseacute Evaluacioacuten de la depositacioacuten de incrustaciones en sistemas de bombeo electro sumergible del campo Cantagallo Trabajo de grado Ingenieriacutea de petroacuteleos Bucaramanga Universidad Industrial de Santander (UIS)Faculta de ingenieras fiacutesico-quiacutemicas2009 98 p Disponible en httptangarauiseducobibliowebtesis2009129542pdf
30
bacterias anaeroacutebicas en las que se encuentran las reductoras de sulfato (SRB) que son las maacutes problemaacuteticas en el campo petrolero pero si se llega a encontrar suficiente oxiacutegeno disuelto en el fluido de inyeccioacuten las bacterias aeroacutebicas tambieacuten se pueden convertir en un problema
Dentro de los problemas ocasionados por las bacterias para la reduccioacuten de la inyeccioacuten se encuentran33
Taponamiento del sistema de poros por bacterias vivas o muertas como taponamiento de partiacuteculas soacutelidas
Taponamiento del sistema de poros por la secrecioacuten de poliacutemero de polisacaacuterido de colonias activas en crecimiento en la formacioacuten
Taponamiento de la formacioacuten por productos de corrosioacuten generados por el crecimiento bacteriano
Generacioacuten de gases toacutexicos H2S por accioacuten metaboacutelica de las bacterias reductoras de sulfato (SRB) in situ en sulfato elemental presente en aguas de inyeccioacuten (gt10ppm Sulfato)
La temperatura y la presencia de bacterias en las operaciones tienen una influencia en el taponamiento y corrosioacuten en los sistemas de inyeccioacuten por lo cual se deben tener alternativas respecto a su control como lo son el aislamiento de las liacuteneas del sistema limpieza uso de inhibidores y control adecuado de microorganismos adicionalmente se puede hacer uso de instrumentos para monitorear y controlar en el campo los agentes corrosivos y sus efecto como medidores de pH medidores de oxiacutegeno medidores de corrosioacuten sondas de hidroacutegeno cupones de prueba34
Inhibidores de corrosioacuten Vera35 en su trabajo muestra un resumen de los inhibidores de corrosioacuten utilizados en la industria petrolera que se evidencia en la figura 5 que permite hacer un acercamiento al tipo de tratamiento que se utiliza en la industria
33 BENNION Douglas Brant et al Op cit p 5-6 34 Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC) Manual de perforacioacuten de IADC Deteccioacuten y monitoreo de corrosioacuten Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC)2015 Vol 1 y 2 ed12 35 VERA VILORIA Alfredo Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
31
Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten
Fuente VERA VILORIA Alfredo Inhibidores de Corrosioacuten Clasificacioacuten [Imagen] Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
El tipo de inhibidores a resaltar es por su naturaleza quiacutemica en donde se encuentran ubicados los inhibidores orgaacutenicos que es el estudiado en el presente trabajo Los inhibidores de corrosioacuten inorgaacutenicos son sales metaacutelicas que pasiva la superficie metaacutelica producen una capa protectora son solubles en agua y sensibles al pH no funcionan con presencia de cloruros y son anoacutedicos o catoacutedicos Los Inhibidores orgaacutenicos son formadores de peliacuteculas y son los maacutes utilizados en los sistemas de yacimientos petroleros al crean una capa entre el metal y el fluido Son los maacutes utilizados en la industria por brindar proteccioacuten en presencia
32
de hidrocarburos y deben ser solubles o dispersables en el medio que los rodea se encuentran disponibles en diferentes formas36
Solubles en petroacuteleo tratar pozos productores-gas Solubles en agua Utilizan corrientes de flujo agua Solubles en petroacuteleo y dispersables en agua pozos productores-gas que
producen agua
La efectividad del inhibidor depende de la composicioacuten quiacutemica estructura molecular y la afinidad por la superficie del metal tiene presencia de grupos funcionales como N S O en la moleacutecula que da la polaridad y permite su reaccioacuten
El mecanismo de accioacuten es la adsorcioacuten que se da por el intercambio de la carga del inhibidor y la superficie factores a tener en cuenta en el sistema son la temperatura y la presioacuten
Se clasifican como inhibidores orgaacutenicos en
Inhibidores catioacutenicos Estaacute conformado por grupos Aminas o (Amidas Sales de moleacuteculas nitrogenadas con aacutecidos carboxiacutelicos (aacutecidos grasos aacutecidos nafteacutenicos) compuesto cuaternario de nitroacutegeno Heterociclos de nitroacutegeno) con compuestos aromaacuteticos alifaacuteticos estos son utilizados en campo para su proteccioacuten
Inhibidores anioacutenicos Sulfonatos fosfonatos se usan en aguas de enfriamiento
o anticongelantes
La accioacuten de estos productos bien sea como surfactantes anioacutenicos o catioacutenicos crean emulsiones asfaacutelticas de tipo OW donde se prefieren las emulsiones catioacutenicas el surfactante catioacutenico se adsorbe en la superficie de la gota por la parte hidrofoacutebica y el grupo amina queda dirigido hacia el agua las gotas tienen una carga positiva y al acercarse entre ellas se genera un repulsioacuten electroestaacutetica37 (Figura 6 Izquierda)
36 SHLUMBERGER (Slb) La corrosioacuten la lucha maacutes extensa [En liacutenea] En Oilfield Review 2016 vol 28 no2 p 36-51 [Consultado 12 de julio de 2020] Disponible en httpswwwslbcom-mediafilesoilfield-review03-corrosion-spanish 37 SALAGER Jean Louis Uso de surfactantes en la industria petrolera En Ciencia e Ingenieriacutea
1986 vol 18 no 2 p 99
33
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica
Fuente SALAGER Jean Louis Uso de los surfactantes en la industria petrolera Laboratorio de formulacioacuten interfases reologia y proceso [pdf] Meacuterida VenezuelaUniversidad de los Andes1991 p 13 Disponible en httpwwwfirpulavearchivoscuadernosS350Apdf
La emulsioacuten al inyectarse en un medio rocoso (arena) forma un sistema soacutelido-aceite-agua el soacutelido o roca estaacute conformada por siacutelice como superficie con carga negativa el surfactante catioacutenico pasa de la interface agua-aceite hacia agua-soacutelido y se adsorbe en la superficie soacutelida al desaparecer el surfactante de la interface agua-aceite ya no hay repulsioacuten electroestaacutetica y se genera coalescencia con el rompimiento de la emulsioacuten y humectando la superficie por aceite (hidroacutefoba) generando la adherencia a la roca (Figura 6 Derecha)38
38 Ibid p 99-101
34
2 CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA
La recoleccioacuten y anaacutelisis de la muestra permite realizar un acercamiento acerca del tipo de depoacutesitos que se pueden localizar a traveacutes del sistema de inyeccioacuten en la industria de los hidrocarburos Generalmente lo recogido en la muestra se compone de sustancias viscosas o aceitosas que se adhieren a las superficies e impiden el flujo del fluido a nivel de pozo son ensuciamientos de caraacutecter inorgaacutenico que estaacuten cubiertos con material hidrocarbonado39
21 TIPO DE MUESTRA
En la figura 7 Se observa la muestra del depoacutesito extraiacuteda en donde se visualizan sus caracteriacutesticas fiacutesicas el aspecto encontrado es de tipo aceitoso pegajoso con una coloracioacuten negro petroacuteleo y un olor fuerte bastante penetrante
Fuente elaboracioacuten propia La muestra analizada es tomada por personal de campo es extraiacuteda por medio de un raspado en el filtro de las bombas de inyeccioacuten hay que tener en cuenta que el depoacutesito es sacado sobre agua para impedir la oxidacioacuten del depoacutesito
Estas sustancias en la industria pueden diferir en su composicioacuten debido a la concentracioacuten de especies en el agua asiacute como el tipo de hidrocarburos que se presenten la muestra recolectada es llevada a un laboratorio quiacutemico para su procesamiento y anaacutelisis de sus componentes
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO
Para el anaacutelisis de datos se tiene en cuenta el tipo de crudo que se produce en la estacioacuten por medio de la recopilacioacuten de informacioacuten de ensayos realizados Estos
39 FINK Johannes Karl Drilling Fluids En Water-based Chemicals and technology for Drilling Completion and Workover Fluids Gulf Professional Publishing 2015 p 5-114
Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten
35
permiten hacer un acercamiento a las propiedades y composicioacuten del crudo por medio de anaacutelisis SARA y composicionales
221 Anaacutelisis SARA Es un anaacutelisis que se realiza al crudo con el propoacutesito de definir las proporciones en las que se encuentran presentes los componentes saturados aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos con base en las diferencias de solubilidad los asfaacuteltenos son retirados por medio de su precipitacioacuten al agregarse un n-alcano y los componentes remanentes (maacuteltenos) son separados por cromatografiacutea cada componente es removido de la columna mediante el lavado con diversos solventes40 Figura 8 Representacion esquematica SARA a continuacioacuten
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA
Fuente KHARRAT A et al Issues with comparing SARA metodologies En Energy amp Fuels 2007 Citado por FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Esquema de la separacion SARA[imagen]Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudos provenientes de hidro desintegracioacuten Ciudad de Meacutexico 2017 p10
222 Anaacutelisis composicionales Determinacioacuten de la composicioacuten del petroacuteleo los componentes de hidrocarburos se identifican por lo general mediante fracciones con nuacutemero de carbono (Cn) ademaacutes se puede identificar componentes no hidrocarbonados como nitroacutegeno azufre metales pesados y sales los resultados utilizados son determinados por la teacutecnica flash separacioacuten y cromatografiacutea de gases en donde se hace una separacioacuten de la muestra en fase gaseosa y liquida y
40 FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudo proveniente de hidrodesintegracioacuten Trabajo de Grado Ciudad de Meacutexico Instituto Politeacutecnico Nacional 2017 p8-17
36
posteriormente los gases son analizados por medio de una teacutecnica de anaacutelisis de gases extendida y los liacutequidos por cromatografiacutea de gases capilar de alta resolucioacuten programada por temperatura
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA
En instalaciones de agua producida por la separacioacuten del crudo se encuentra un depoacutesito denominado como ldquoschmoordquo que estaacute compuesto de materia hidrocarbonada y solidos inorgaacutenicos es un depoacutesito negro espeso y pegajoso que se adhiere a cualquier superficie con la que entra en contacto y que puede acumularse en las superficies internas de la tuberiacutea y depositarse en la parte inferior del pozo que conecta con la formacioacuten algunos ejemplos se muestran Figura 9
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo
Fuente CEPSA Colombia SA Actividades de mantenimiento de tuberiacuteas de liacutenea de flujo [Imagen] 2020
La figura 9 hace un acercamiento de como se ve la deposicioacuten de compuestos orgaacutenicos en el interior de las tuberiacuteas a nivel del sistema de inyeccioacuten de agua hay que tener presente que el depoacutesito afecta la operacioacuten de inyeccioacuten al generar barreras que impiden el paso del fluido y deriva a la reduccioacuten del diaacutemetro de la tuberiacutea por su acumulacioacuten generando incremento de peacuterdidas de friccioacuten durante el bombeo del agua y ocasiona un incremento de requerimientos de la potencia de la bomba incrementando el costo de energiacutea en el bombeo un comportamiento similar se tiene con la deposicioacuten de soacutelidos en la formacioacuten como se menciona en el capiacutetulos anterior estos depoacutesitos generan taponamiento en la formacioacuten y por ende disminuyen el flujo inyectado (BAPD)
37
De los resultados del anaacutelisis de este material depositado determinan que la suciedad estaacute constituida en su mayoriacutea por hidrocarburos aceites y grasas con trazas de cationes como hierro y bario tal como se muestra en la tabla 1 Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra
Paraacutemetro Teacutecnica Liacutemite de
cuantificacioacuten de meacutetodo
Unidad Agua de
disposicioacuten
Bario total
Digestioacuten aacutecido niacutetrico ndash espectrofotometriacutea de absorcioacuten atoacutemica con llama directa de oacutexido nitroso ndash acetileno
100 Ppm lt100
Grasas y aceites
Extraccioacuten por ultrasonido-infrarrojo
00100 299
Hidrocarburos Extraccioacuten por ultrasonido- infrarrojo
00100 276
Hierro total Digestioacuten AA-llama aire acetileno
40 Ppm 1662
Fuente CHEMILAB Chemical laboratory Reporte de resultados de prueba de laboratorio [En liacutenea] Bogotaacute [Consultado 2 de diciembre de 2020] Comunicacioacuten personal En la caracterizacioacuten de la muestra se debe tener en cuenta todos los componentes presentes sin embargo como el resultado arroja un porcentaje mayor al 40 de compuestos orgaacutenicos hacen que la identificacioacuten de otros no sea posible porque la muestra no es soluble en agua por ello no es posible realizar la identificacioacuten y anaacutelisis de sulfatos porcentaje de soacutelidos calcio magnesio y materia orgaacutenica presente entre otros De otra parte aquellos componentes con valores no significativos tampoco son tenidos en cuenta
Adicionalmente se tiene como apoyo de anaacutelisis el resultado del ensayo SARA realizado al crudo de la estacioacuten este crudo se corresponde con una mayor proporcioacuten a compuestos saturados y en menor a aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos como se evidencia en la graacutefica 1
38
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Reporte resultados de laboratorio Anaacutelisis de crudo [pdf] 2016 p 1-2
Esta composicioacuten demuestra que el crudo es de tipo parafiacutenico al contener maacutes del 50 de hidrocarburos saturados y las trazas en el fluido tratado van a estar constituidas en mayor proporcioacuten por este tipo de compuestos Esta evidencia se puede reafirmar por medio de los anaacutelisis composicionales de hidrocarburos a C36
+ (PVT) realizados a muestras en cabeza y fondos de pozo en donde tambieacuten se encontraron hidrocarburos saturados y aromaacuteticos constituidos por moleacuteculas de metano a butano en menor proporcioacuten en peso de 015 en fase gaseosa del pentano(C5) hasta heptadecano (C17) en una proporcioacuten hasta de 3 en fase liacutequida y del octadecano (C18) en adelante se muestra la fase soacutelida con un comportamiento mayormente representado por el hexatriacontano (C36
+) que alcanza proporciones del 27 en peso
En los compuestos aromaacuteticos se tienen proporciones insignificantes en comparacioacuten a la fase soacutelida con proporciones hasta del 025 con moleacuteculas de benceno tolueno etilbenceno o-xileno m-xileno y p-xileno41
Al pasar el agua por el tratamiento en la PTARI quedan remanentes de aceites en el fluido de disposicioacuten esta presencia de aceite en el agua de inyeccioacuten hace que las gotas se puedan deformar en gotas de menor tamantildeo que se comportan como partiacuteculas soacutelidas y que actuacutean como agente de adherencia hacia las partiacuteculas que se presentan en el agua tambieacuten hay que tener en cuenta que las sustancias orgaacutenicas pueden precipitarse por cambios en el sistema de inyeccioacuten de la temperatura y la presioacuten lo que provoca que se altere la humectabilidad de la formacioacuten y disminuya la permeabilidad y por ende se cause la disminucioacuten de la inyectividad
El bario (Ba2+) y el hierro son compuestos de baja solubilidad en agua el ion bario tiene la capacidad de combinarse con el ion sulfato y precipitar a sulfato de bario
41 CEPSA Colombia SA Reporte final estudios de fluido de yacimiento [pdf] 2014 p 11-19
61
23
6
10
Saturados
Aromaacuteticos
Resinas
Asfaacuteltenos
39
(BaSO4) este puede generar problemas de taponamiento en cuanto al hierro en los sistemas de agua de tratamiento y disposicioacuten se le atribuye a la restriccioacuten de flujo por la presencia de subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2O3) carbonato de hierro (FeCO3) y sulfuro de hierro (FeS) ademaacutes indica problemas de corrosioacuten en el sistema de igual manera en los procesos de inyeccioacuten reduce la permeabilidad de la formacioacuten aumenta las presiones y reduce las tasas de inyeccioacuten42
LY KT et al43 en su artiacuteculo identifica que en sistemas de inyeccioacuten de agua se encuentra una escala orgaacutenica inorgaacutenica ldquoSchmoordquo que puede estar compuesta por partiacuteculas de sulfuro de hierro recubiertas de aceite es decir el causante de la disminucioacuten del caudal estaacute dado por la acumulacioacuten del depoacutesito mixto En nuestra muestra se considera solo la presencia de carbonato de hierro u oacutexido de hierro debido a que no hay presencia de sulfuros en el agua que se inyecta asiacute mismo la parte orgaacutenica se asocia tanto a las parafinas por ser el compuesto en mayor proporcioacuten en el anaacutelisis SARA como a los asfaacuteltenos debido a que estos inducen de manera natural un dantildeo a la formacioacuten al precipitarse y bloquear la garganta de los poros en la formacioacuten no obstante se encuentren entre unos de menor proporcioacuten
42 OGDEN BeckyL Water technology understanding interpreting and utilizing water analysis data [En liacutenea]2018 p2-4 [Consultado 10 de Febrero de 2020] Disponible en httpspdfssemanticscholarorgb2ea0b595edec21d5f0e4dde809af17fde6929d2pdf_ga=27332949115605180441597859168-17888081661597859168 43 LYK T et al Novel Chemical Dispersant for Removal of OrganicInorganic Schmoo Scale in Produced Water Injection Systems NACE International 1998
40
3 SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En este capiacutetulo se abordan las estrategias que se utilizan industrialmente al momento de seleccionar un tratamiento de limpieza una de ellas es el uso de inhibidores asiacute como los mecanismos que interactuacutean en la disolucioacuten de los depoacutesitos a afectar con el inhibidor enfocados en procesos de difusioacuten y precipitacioacuten de manera que en estos los tipos de reacciones que se lleven a cabo permitan cumplir la funcioacuten de limpieza del substrato en las liacuteneas del sistema de inyeccioacuten
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN
La seleccioacuten del inhibidor es realizada a traveacutes del proveedor por lo tanto estaacute guiada por la experiencia y recomendacioacuten que tiene el personal con la praacutectica en tratamientos quiacutemicos
Se realiza una revisioacuten bibliograacutefica para tener en cuenta los aspectos a revisar al momento de seleccionar un producto tratante y se participa de estas reuniones proveedor ndash compantildeiacutea y tesista en el proceso de seleccioacuten a traveacutes de estas se observa que el proceso de planeacioacuten ademaacutes de la ejecucioacuten experimental consiste de los aspectos a continuacioacuten44454647
Identificacioacuten del problema Estado operacional del sistema Anaacutelisis de la aplicacioacuten antes de iniciar la prueba Identificacioacuten de los inhibidores candidatos sean estos sugeridos por un
proveedor48 especializado en el tema o por medio de pruebas de laboratorio existentes en el mercado
Se procede de manera sistemaacutetica al desarrollo de los aspectos antes mencionados
311 Revisioacuten de antecedentes Se tiene en cuenta la revisioacuten de los antecedentes del sistema de disposicioacuten del agua producida en el campo Este sistema se encuentra conformado por cinco pozos disposal que cuentan con un volumen de inyeccioacuten aproximado de 100000 BAPD producida se tiene el historial de inyeccioacuten
44 SCHLUMBERGER (Slb) Matrix stimulation engineering [Diapositivas] Cartagena Colombia 2006 36 Diapositivas color 45 DURNIE William GOUGH Mark DE REUS Han Development of Corrosion Inhibitors to Address under Deposit Corrosion in Oil and Gas Production Systems Houston Texas NACE International 2005 3p 46 PALMER J W HEDGES W and DAWSON J L Use of Corrosion Inhibitors in Oil and Gas Production Inhibitor selection strategies [En liacutenea] London Maney 2004 p 21-36 [Consultado 19 de Agosto de 2020] Disponible en Knovel 47 ECKERT Richard Field Guide to Internal Corrosion Mitigation and Monitoring for Pipelines NACE 2016 368 p 48 HALLIBURTON Corrosioacuten Operaciones de campo [Diapositivas]2006 25 diapositiva color
41
del pozo a trabajar (C3) e informacioacuten de inyeccioacuten de los otros pozos En el graacutefico 2 se muestra el comportamiento de inyeccioacuten de cada pozo en el sistema
Fuente elaboracioacuten propia con base en el historial de pozos de inyeccioacuten de CEPSA Colombia SA
Seguacuten la graacutefica anterior del sistema se puede apreciar que el mayor pozo inyector es el pozo CA que representa cerca del 43 del fluido total inyectado mientras que el pozo C3 solo inyecta un 73 representando la menor proporcioacuten este es el pozo inyector utilizado para la investigacioacuten en donde se observa que se presenta una baja inyectividad como se menciona en el capiacutetulo 2 esta es causada por la acumulacioacuten de soacutelidos y el taponamiento de la formacioacuten
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada
El pozo C3 cumple con una operacioacuten continua (24Hrs) la cantidad de agua inyectada y la presioacuten en cabeza de pozo en liacutenea base es aproximadamente de 8100 bbls y 1150 Psi respectivamente Se tiene una presioacuten de descarga de bomba (PDP) de 1213 Psi y las dimensiones del horizonte de inyeccioacuten se encuentran a una base de 5119 y un tope de 5117 ft49
El agua residual tratada se dispone en la formacioacuten carbonera del miembro C7-M que estaacute conformada por rocas de reservorio de caraacutecter arenoso estas arenas son excelentes almacenadoras de hidrocarburos y asiacute mismo excelentes
49 CEPSA Colombia SA Reporte de produccioacuten Sistema de inyeccioacuten de Agua [En liacutenea] 2019
44397 BAPD
15792 BAPD8100 BAPD
10776 BAPD
23098 BAPD CA
C1
C3
C2
CC
Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten
42
reservorios con un rango de porosidad entre 10-30 a nivel bibliograacutefico50 y por ende un buen receptor del agua de inyeccioacuten
Las caracteriacutesticas de la carbonera C7 son
ldquoPorosidad 23-28 permeabilidad 1-5D espesor 30-100ft acuiacutefero activo pero igual buena inyectividad se inyecta como disposal en la misma formacioacuten productora pero a mayor profundidad arenisca alto NTGgt90 agua tratada en superficie con caracteriacutesticas seguacuten regulacioacutenrdquo51
Seguacuten las propiedades mencionadas anteriormente el pozo deberiacutea contar con una buena inyeccioacuten del flujo que se dispone por tal motivo se puede estar presentado un dantildeo en la formacioacuten receptora (Taponamiento de los poros)
El agua del sistema de inyeccioacuten debe pasar por un tratamiento previo con el fin de retirar las partiacuteculas que afectan su calidad esta estaacute dada por las caracteriacutesticas fiacutesicas quiacutemicas y bioloacutegicas producto de su origen como aguas de produccioacuten y su interaccioacuten en los distintos procesos de separacioacuten y tratamiento hasta dejarlas en condiciones de norma para su vertimiento como inyeccioacuten a la formacioacuten en el capiacutetulo 6 se hace un anaacutelisis maacutes detallado del agua de disposicioacuten y de la formacioacuten
El tratamiento de agua de produccioacuten en la industria se realiza a traveacutes de la PTARI cuenta con etapas de remocioacuten de crudo grasas y aceites esta remocioacuten se lleva a cabo en primera medida por medio de hidrociclones seguidos de procesos de separacioacuten por micro flotacioacuten y filtracioacuten estos se hacen a traveacutes de equipos de micro burbujeo y un separador API respectivamente Como segunda medida se realiza una nueva remocioacuten de aceite por medio de la adsorcioacuten del sustrato de nuez y finalmente el agua es pasada por un decantador y de alliacute pasa a los tanques de inyeccioacuten (TK-2700)52-
53 El efluente de la PTARI cumple con las condiciones que se muestran en la tabla 2
50AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH) Llanos Orientales [Poster] Open round Colombia 2010 [En liacutenea] 2010 [Consultado 10 de Noviembre de 2020] Disponible en httpwwwanhgovcoInformacion-Geologica-y-GeofisicaEstudios-Integrados-y-ModelamientosPresentaciones20y20Poster20TcnicosLlanos20(pdf)-Ronda20Colombia202010pdf 51 CEPSA Colombia SA Resentildea Ingenieriacutea de yacimientos 2019 52 MESA Sandra Lilianaet al Revisioacuten del panorama actual del manejo de agua de produccioacuten en la industria petrolera colombiana [En liacutenea] En Gestioacuten y Ambiente 2018 Vol 21 no1 p87-98 [Consultado 17 de Agosto de 2020] Disponible en httpsrevistasunaleducoindexphpgestionarticleview6979267011 53LIZARAZO FIGUEROA J G y OLAYA NOGUERA E A Evaluacioacuten teacutecnico financiera del cambio del sistema de levantamiento artificial actual por bombeo hidraacuteulico empleando las condiciones operativas del campo Peguita III Trabajo de grado Ingenieriacutea de Petroacuteleos Bogotaacute Fundacioacuten Universidad de Ameacuterica 2017 168 p
43
Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual industrial
Paraacutemetros Unidad Resultado
Aceites y grasas mgL 72
Conductividad eleacutectrica 1023
DBO5 mgL 591
DQO mgL 1191
Dureza total mgL 176
pH Unidad de pH 743
Solidos totales en suspensioacuten mgL lt10
Soacutelidos totales mgL 664
Aniones
Cloruros mgL 32
Metales totales
Bario mgL 0172
Cadmio mgL lt0010
Cromo mgL lt0050
Niacutequel lt0020
Plomo mgL lt0050
Sodio mgL 214
Hidrocarburos
Hidrocarburos totales mgL 6403
Fuente CEPSA Colombia SA Reporte de resultados agua industrial residual
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba De otra parte hay que tener en cuenta en el momento de seleccionar el inhibidor las condiciones de temperatura presioacuten y pH en el sistema en vista en que estas dos condiciones pueden afectar la solubilidad del producto bien sea por su disminucioacuten o porque impidan la mezcla del producto en el fluido Asiacute mismo en el entorno de aplicacioacuten se pueden generar reacciones indeseadas como la formacioacuten de precipitados efecto totalmente adverso al objetivo del inhibidor o porque su incompatibilidad con el medio de la formacioacuten produzca hinchamiento de las arcillas y taponamiento de los canales porosos
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor El proveedor realiza la seleccioacuten del inhibidor por medio de una prueba de dilucioacuten con inhibidores de una misma tecnologiacutea en donde se compara el inhibidor A frente al inhibidor B en este uacuteltimo se puede deducir que a nivel visual presenta incompatibilidad por la presencia de precipitado en el fondo de la botella El inhibidor A se puede decir que es seleccionado por demostrar dispersioacuten al tener una botella sucia en la imagen no se evidecia presencia de precipitados o asentamientos de soacutelidos en el fondo
44
La tecnologiacutea probada es multifuncional con la capacidad de inhibir la corrosioacuten y ser usado para la limpieza del sistema Estos inhibidores estaacuten conformados por compuestos tensioactivos y se identifica por ser soluble en agua
Para hacer un acercamiento a sus componentes se tiene en cuenta una ficha de seguridad en donde describe las generalidades del producto (Inhibidor multifuncional) y se describen a continuacioacuten
Composicioacuten general del inhibidor seleccionado Seguacuten la ficha del inhibidor seleccionado se conoce las sustancias que lo componen en las encontramos el metanol (30-60ww) isopropanol (1-5ww) compuesto de azufre orgaacutenico (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (10-30ww) compuesto de amonio cuaternario (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (1-5ww)54
Al hacer la revision bibliografica se puede decir que en el paquete de compuestos del inhibidor se tiene como solvente orgaacutenico el metanol (CH3OH) al ser la sustancia que se encuentra en mayor proporcioacuten el compuesto de amonio cuaternario (-R4N+) que sigue en peso al metanol representa el inhibidor de corrosioacuten activo presente en la formulacioacuten el compuesto de azufre orgaacutenico cumple el papel de intensificador que se utiliza para optimizar el rendimiento del inhibidor y acelerar la formacioacuten de la peliacutecula inhibidora los demaacutes compuestos se desempentildean diferentes funciones como rompedores de emulsiones agentes espumantes y detergentes que deberiacutea permitir la limpieza del substrato en la superficie55
En la literatura Garst56 trata el asunto de la mejora de un pozo por medio de estimulaciones en donde tiene en cuenta que la eleccioacuten del producto tratante debe tener las siguientes caracteriacutesticas
Tener la capacidad de reducir la tensioacuten interfacial aceite-agua
Ser soluble para obtener concentraciones suficientes en la interfaz aceite-agua para permitir el movimiento del aceite
Los inhibidores pueden ser solubles o dispersables aunque se prefiere solubilidad sobre la dispersioacuten del producto para evitar la posibilidad de formacioacuten de taponamientos de la liacutenea
El producto debe tener una baja tendencia de adsorcioacuten en las superficies para evitar la peacuterdida del producto
54 NALCO Hoja de datos de seguridad producto Clean n Correg EC1509A [en liacutenea] Naperville Nalco Company 2010 11 p [Consultado 7 de octubre de 2019] Disponible en httpnebulawsimgcom70c120fb9c30b35994c1f743a188e756AccessKeyId=0C73C9180B472EC38D9Aampdisposition=0ampalloworigin=1 55 COURSERA Universidad de Manchester Corrosion inhibitor SelectionDeployment [Video] Protecting the world Introducing corrosion Science and Engineering [En liacutenea] 2019 15min [Consultado] Disponible en httpswwwcourseraorglecturecorrosioncorrosion-inhibitor-selection-deployment-igezL 56 GARST AW A low-cost method of production stimulation En Journal of Petroleum Technology Society of Petroleum Engineers 1954 vol 6 p 11
45
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En la discusioacuten de los resultados se tiene en cuenta los aspectos que concierne a
El inhibidor
Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten
El sistema de inyeccioacuten
La aplicacioacuten de la prueba
321 El Inhibidor De los resultados de la dilucioacuten para nuestro caso la realizada por el proveedor del tratamiento tal como se menciona en la seccioacuten de la seleccioacuten del inhibidor por parte del proveedor se cuenta con dos tipos de productos inhibidor A e inhibidor B este producto es descartado posiblemente por la presencia de precipitados en el asiento de la botella y el producto A se aprueba como producto tratante por la disolucioacuten del soluto en el solvente se hace el acercamiento de las reacciones a partir de la imagen reportada en el resultado del proveedor donde se abarca informacioacuten sobre reaccioacuten de precipitacioacuten y el mecanismo de difusioacuten
Se adentra en la discusioacuten de los resultados obtenidos por el proveedor en donde se tienen en cuenta el comportamiento de la disolucioacuten y el tipo de reaccioacuten que se puede presentar en cada botella las premisas se detalla a continuacioacuten
Al realizar disoluciones se espera que las moleacuteculas del soluto se disuelvan para generar una disolucioacuten liquida en este proceso se presentan dos tipos de fases
La primera es la fase dispersa que se encuentra en menor proporcioacuten y hace referencia al soluto que seriacutea en nuestro caso el depoacutesito
La segunda es la fase dispersante que es representado por el producto tratante
Seguacuten Seager et al en una disolucioacuten el solvente debe tener la capacidad de interactuar con cualquier aacuterea superficial del soluto y las moleacuteculas del solvente sean atraiacutedas hacia el depoacutesito permitiendo que se asocien para luego fijarlas en la solucioacuten y asiacute alcanzar la disminucioacuten del tamantildeo y dispersioacuten de la partiacutecula57 este comportamiento puede estar asociado en lo ocurrido con el inhibidor A
Por lo cual el mecanismos que impera en este tipo de reaccioacuten (Botella inhibidor A) es la difusioacuten como se observa en la figura 10 este fenoacutemeno es explicado por Wang et al58 y se da cuando el producto tratante alcanza la suciedad sobre la superficie soacutelida que da paso a la formacioacuten de pequentildeos grupos de aceite-tensoactivo que aumentan la solubilidad del depoacutesito (soacutelido) permitiendo el
57 SEAGER R J ACEVEDO A J SPILL F et al Solid dissolution in a fluid solvent is characterized by the interplay of surface area-dependent diffusion and physical fragmentation [En liacutenea] En Sci Rep 8 2018[Consultado 15 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwnaturecomarticless41598-018-25821-x 58 WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Molecular mechanisms for surfactant-aided oil removal from a solid surface Applied Surface Science 2015 Vol359 p98-105
46
desprendimiento al generar la ruptura de los grupos (aceite-tensioactivo) y facilitar la difusioacuten en la solucioacuten que se da por la naturaleza hidrofilica de la cabeza del producto y esta generacion de grupos en solucioacuten puede ser la causa de la turbidez o suciedad que se presenta en la botella A En la figura 10 tambien se observa la afinidad que tiene las partes del producto (cabezacola) hay que tener en cuenta que los inhibidores al estar conformados por compuestos tensioactivos siguen este comportamiento para la funcioacuten de limpieza donde la cabeza como se evidencia tiene la afinidad con las moleculas de agua y permite que se entre en solucioacuten mientras que la cola se asocia a sustancias apolares lo que permite el contacto e interaccioacuten con las superficies que se presentan en el sistema
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida
Fuente WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Mecanismos moleculares para la eliminacioacuten de aceite con ayuda de surfactante de una superficie soacutelida Applied Surface Science 2015 vol359 p 100
En el caso del producto B (botella) puede estar ocurriendo una reaccioacuten de precipitacioacuten que se presenta en la solucioacuten con la generacioacuten del producto insoluble (soacutelido en la botella) Renard et al59 aborda esta situacioacuten a traveacutes de la precipitacioacuten acoplada donde un mineral de carbonato AB (depoacutesito) que se va a disolverse en una solucioacuten acuosa (Producto) puede generar una reaccioacuten entre los iones del depoacutesito con las especies presentes en la solucioacuten y dar la precipitacioacuten de un nuevo compuesto este fenoacutemeno se observa en la figura 11
Cabe resaltar que el descarte de este producto se da porque a nivel visual se ven precipitados en la botella como se menciono se pueden dar por reacciones de precipitacion o porque no hay una buena afinidad entre las sustancias que interactuan que hacen que el proceso de difusioacuten sea mas lento y no tenga el rendimiento esperado en cualquiera de los casos al llegar a presentarse esto durante la aplicaion ya sea en la formacioacuten o en la liacutenea de inyeccion va a provocar que se genere un mayor taponamiento en el sistema por la posible acumulacioacuten y
59 RENARD Franccedilois ROYNE Anja PUTNIS V Christine Timescales of interface-coupled dissolution precipitation reactions on carbonates Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p1-40
47
segundo va a generar un mayor gasto de producto y por lo tanto un impacto en costos de tratamiento
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada
Fuente RENARD F ROYNE A Putnis V C Escala de tiempo de las reacciones de precipitacioacuten de disolucioacuten acopladas por interfaz de carbonatos Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p 35
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten En las condiciones del sistema se menciona que la formacioacuten es de caraacutecter arenoso seguacuten la resolucioacuten 13142014 de la ANLA60 este tipo de reservorios se encuentra humectado por agua
En la superficie de la roca hidratada estaacute presente el grupo silanol (-Si-OH) que se ioniza dando grupos de carga positiva o negativa dependiendo del pH de la solucioacuten que lo rodee siguiendo el comportamiento de las reacciones que se muestran a continuacioacuten61
SiOH + H+ harr SiOH2+
SiOH + OHminus harr SiOminus + H2O
La superficie mineral es sensible a los cambios de pH porque afectan indirectamente su humectabilidad las superficies arenosas tienden a tener una carga negativa pero puede variar por el pH del medio
En la superficie mineral la precipitacioacuten de material hidrocarbonado cambia la humectabilidad de la misma de superficie mojada por agua en aceite por la acumulacioacuten de este tipo de sustancias y se encuentran influenciadas por el aacutengulo
60 COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) Resolucioacuten 1314
(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras determinaciones Bogotaacute DC 2014p 14 [Consultado 3 de octubre de 2019]Disponible en httpportalanlagovcositesdefaultfiles14400_res_1314_311014pdf 61 PHILIPOSSIAN A and MUSTAPHA L Tribological Attributes of Post-CMP Brush Scrubbing [En liacutenea] EnJournal of the electrochemical society2004p3[Consultado 2 de Julio de 2020]Disponible en httpwwwcmpconsultingorgcariboost_filesphiliposian_2Btribological_2Battributes_2Bof_2Bpost-cmp_2Bbrushpdf
48
de contacto como se menciono en el capitulo 1 en la figura 12 se observa la interaccioacuten aacutecido-base de una solucioacuten salina la superficie mineral y una moleacutecula de hidrocarburo y se evidencia su interaccioacuten por intercambio ioacutenico un mecanismo por el agua se puede ver influenciado la deposicioacuten del aceite
Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base
Fuente WANG Yefei XU Huaimin YU Weizhao BAI Baojun SONG Xinwang and ZHANG Jichao Surfactant induced reservoir wettability alteration Recent theoretical and experimental advances inenhanced oil recovery China University of Petroleum and Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2011 p465
Cuando se presenta la diminucioacuten de la inyeccioacuten por el taponamiento de la superficie de la arena se obligan a implementar trabajos de estimulacioacuten mecaacutenica o quiacutemica que aumenten la capacidad de flujo mediante la remocioacuten de las restricciones que se presenten en dicha formacioacuten
En trabajos de acidificacioacuten por Halliburton se dice que para limpiar los poros de las areniscas la seleccioacuten del fluido del tratamiento se basa en la permeabilidad y mineralogiacutea de la roca teniendo en cuenta las reacciones quiacutemicas involucradas entre el aacutecido con los minerales
La interaccioacuten entre la arenisca y el tratamiento aacutecido se pueden encontrar las siguientes reacciones
4HF + SiO2 rarr SiF4 + 2H2O
3SiF4 + 2H2O rarr 2H2SiF6 + SiO2
En estas reacciones el dioacutexido de silicio es el principal constituyente del cuarzo el tetrafluoruro de silicio en presencia de agua forma aacutecido fluorosilicico que reacciona con sales del agua de la formacioacuten para formar fluorosilicatos y las
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arcillas que son solubilizadas por el HF se precipitan parcialmente al gastarse el aacutecido en la formacioacuten para un incremento de permeabilidad62
Hay que tener en cuenta que no siempre la limpieza por medios aacutecidos es efectiva debido a que los componentes que taponan el paso no son solubles en aacutecidos e incrementan el taponamiento de la formacioacuten por lo que una opcioacuten de tratamiento en areniscas es un fluido con tratamientos alcalinos o pocos aacutecidos
Una alternativa a los trabajos de acidificacioacuten e intervenciones de pozo es la inyeccioacuten quiacutemica como tratamiento de limpieza que baacutesicamente es el uso de limpiadores mejorados que se presentan en forma de productos solubles en agua63 que generan la modificacioacuten de la superficie por medio de la interaccioacuten de las fuerzas que son las responsables del humedecimiento y la adhesioacuten de las sustancias por eso hay que tener en cuenta que las partiacuteculas de aceite no se desplazan con el agua sino con la fase de humectacioacuten y por lo tanto con el cambio del angulo de contancto es decir se reduzca (lt90deg) por la interaccion entre las fuertas interfaciales y por medio de la fuerza del fluido y su movimiento sea maacutes faacutecil retirar el producto del sistema hacia la formacioacuten
Se observa que la superficie mineral es importante para el comportamiento del producto debido a que pueden generar peacuterdidas por la tendencias de adsorcioacuten sobre esta como lo menciona Garst anteriormente y se confirma por medio de los estudios realizados por Amirianshoja et al64en donde la adsorcioacuten disminuye la eficiencia del producto inyectado y se ve influenciado ademaacutes por el tipo de tensoactivo que se maneje (anioacutenicos no ioacutenico) en este estudio se incrementa la adsorcioacuten para los tensioactivos no ioacutenicos sobre los anioacutenicos en la arcilla probada
Por lo tanto la superficie mineral es un factor importante a la hora de seleccionar un producto tratante en donde se deben realizar las pruebas necesarias a nivel laboratorio para ver los efectos compatibilidad y el rendimiento que se puede alcanzar con el producto seleccionado y su composicioacuten
En este caso el paquete inhibidor tiene presente amonio cuaternario que puede ocasionar la interaccioacuten con la formacioacuten de igualmente los compuestos utilizados no siempre van a ser solubles en agua que producen la adicioacuten de alcoholes bien sea isopropanol o metanol (Solvente orgaacutenico) u otro alcohol porque son miscibles con agua y tienen compatibilidad con formaciones sensibles a esta de otra forma pueden reducir la tensioacuten superficial y permitir la remocioacuten de barreras al actuar como tensioactivos
62 HALLIBURTON Estimulacioacuten de pozos Operaciones de campo [Diapositivas]2006 35
diapositivas color 63 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 p 1-2 64 AMIRIANSHOJA T et al A comparative study of surfactant adsorption by clay minerals En Journal of Petroleum Science and Engineering 2013 vol 101 p 21-27
50
323 Sistema de inyeccioacuten El sistema de tratamiento contenido por tanques bombas y accesorios metaacutelicos asiacute mismo las largas tuberiacuteas de conduccioacuten desde el sistema de tratamiento hasta el pozo inyector contribuyen a generar grandes depoacutesitos de acumulacioacuten de ldquoschmoordquo que ocasionan taponamiento del sistema y por ende de los poros de la formacioacuten Este efecto de prevencioacuten y mitigacioacuten en el mantenimiento se hace maacutes efectivo como un proceso de limpieza de todo el sistema al aumento de la variables pero no se tiene certeza de la reaccion con los minerales que se encuentran en esta como se menciona en el intem anterior son de gran influencia para la eficiencia del producto y por lo tanto para el grado de limpieza del sistema
324 Aplicacioacuten de la prueba Autores como Horsup et al Hilfiger et al y Peacuterez D et al han trabajado el uso de inhibidores como una herramienta para la limpieza de liacuteneas y sistemas de inyeccioacuten donde se presentan peacuterdidas de inyeccioacuten presentando una buena respuesta a la solucioacuten del problema En la figura 13 Se observa coacutemo se da la interaccioacuten para obtener el efecto de limpieza del depoacutesito y la inhibicioacuten a la corrosioacuten claramente se observa que la segunda funcioacuten no se va a dar si el sistema se encuentra con suciedad Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos
Fuente HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Principles of cleaning hydrocarbon deposits using surfactants [imagen] Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor Brasil Society of petroleum Engineers 2011 p2 En el caso de Hilfiger et al65 utiliza una combinacioacuten de un limpiador soluble en agua y dispersable en aceite con un inhibidor de corrosioacuten para tratar depoacutesitos de parafinas e hidrocarburos los autores expresan que el ablandamiento de la moleacutecula depositada se da permitiendo que los depoacutesitos se descompongan y se mantengan dispersos en la solucioacuten En la prueba de campo 1 de los autores66 se obtiene la disminucioacuten de la presioacuten y el aumento de los voluacutemenes de agua estas dos variables objetivo permiten evaluar la bondad del producto tratante es asiacute como se pasa de un caudal de inyeccioacuten de 9m3d (5668 bblsd) a 13m3d (8177 bblsd) de la misma manera la presioacuten cae en 18 en un lapso de 4 meses
65 HILFIGER MG STEWART SA ANSARI A Op cit p2 66 Ibid p 7
51
Al igual que Hilfiger et al Peacuterez D et al67 aplica como producto tratante una combinacioacuten de inhibidor de corrosioacuten Agente de limpieza en una prueba de campo por 3 meses donde el pozo tratado pasa de tener una inyeccioacuten de 70 m3d (440bblsd) a 206 m3d (129574bblsd) con una reduccioacuten de presioacuten del 10
Al tenerse en cuenta los resultados obtenidos por los autores mencionados se observa un comportamiento en comuacuten la reduccioacuten de la presioacuten y el aumento del caudal en los periodos analizados que permite mejorar la operacioacuten de la actividad en campo por lo tanto se esperaba un comportamiento similar con la aplicacioacuten del producto en el pozo a tratado (C3)
Al igual que los autores anteriores Horsup et al68 tienen una misma finalidad de estudio pero utiliza una forma diferente de anaacutelisis empleando experimentacioacuten en laboratorio al probar diferentes alternativas de tratamientos (producto paquetes inhibidores) en sus ensayos y mirar el impacto de cada estructura en la tensioacuten interfacial y como esta influye en la remocioacuten del depoacutesito los resultados obtenidos en el estudio se muestran a continuacioacuten resaltando los productos con grupos nitrogenados
En el caso del producto de corrosioacuten activo la amina cuaternaria no era el mejor para las condiciones de estudio se necesitaba una alta CMC (200 a 500ppm) y su tensioacuten superficial miacutenima era18 mNm mientras que el activo AMF (amina grasa modificada) presentaba los valores maacutes bajos de CMC (50-100ppm) como de tensioacuten superficial (15 mNm)
Para los inhibidores de corrosioacuten estudiados se tiene en cuenta producto A (multifuncional) C (inhibidor corrosioacuten dispersante) y D (inhibidor corrosioacuten dispersante) donde A es el mejor producto de eliminacioacuten porque representa la menor tensioacuten (15) y una CMC significativa (100-200ppm) se hacen pruebas a concentraciones menores y se consigue una buena remocioacuten de la sustancia
Por lo tanto la aplicacioacuten objetivo del producto es alcanzar la miacutenima tensioacuten interfacial a concentraciones significativas coherente con los objetivos econoacutemicos para hacer que este sea un producto viable y efectivo en la eliminacioacuten del depoacutesito porque a menor concentracioacuten es posible un menor costo de aplicacioacuten y a menor tensioacuten superficial miacutenima obtenida mayor inyectividad se podraacute alcanzar confirmando que el producto A del autor es el mejor paquete entre los inhibidores de corrosioacuten activos y los inhibidores de corrosioacuten estudiados
67 PEacuteREZ D RIacuteOS J Tecnologiacuteas quiacutemicas para recuperacioacuten o mantenimiento de la inyectividad y de la integridad en sistemas de inyeccioacuten Como estrategia complementaria a EOR En Petrotecnia 2013 p 2 68 HORSUP DI DUNSTAN TS Y CLINT JS Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled Systems CORROSION 2009 vol 65 nro 8 pp 527-544
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4 PRUEBA PILOTO
La informacioacuten de anaacutelisis se obtiene de la prueba realizada por la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten llevado a cabo por la compantildeiacutea CEPSA COLOMBIA SA
Se toma como punto de control de la prueba el pozo C3 inyector se realiza un seguimiento diario del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten final de agua se verifica la toma de datos de las variables para medir el comportamiento de la inyectividad del pozo
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO
El sistema de inyeccioacuten del pozo se deriva del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten total compuesto por un tanque de almacenamiento de agua de inyeccioacuten (TK-2700) que alimenta a las bombas booster estas se encargan de aumentar la presioacuten para pasar el agua a seis bombas principales de inyeccioacuten en cabeza de pozo a traveacutes de manifold de derivacioacuten el cual unifica la produccioacuten total de agua y la divide a cada uno de los pozos inyectores Por lo tanto el sistema total estaacute compuesto por 5 pozos inyectores del campo El diagrama del sistema de inyeccioacuten del pozo C3 Se observa en la figura 14 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Esquema sistema de inyeccioacuten 411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor La aplicacioacuten del producto se da por medio de las facilidades que se encuentran ubicadas en la superficie de la liacutenea permitiendo la aplicacioacuten del tratamiento a nivel
53
superficial en la cabeza del pozo inyector C3 a traveacutes de un Quill de inyeccioacuten en la figura 15 se muestra un esquema de inyeccioacuten quiacutemica sobre la tuberiacutea69 Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten
Fuente HAYWARD Industries simple installation [imagen] FLOW CONTROL IV SERIES Injection Valves IQ SERIES Injection Quills Hayward Industries Inc 2016 p 2 [Consultado 11 de Agosto de 2020] Disponible en httpswwwhaywardflowcontrolcomassetsdocumentsflowcontrolpdfNPPIVQ0516pdf En la siguiente figura 16 se muestra el skid de inyeccioacuten para hacer la dosificacioacuten del tratamiento quiacutemico que cuenta con bombas dosificadoras vaacutelvulas el tanque de almacenamiento del producto quiacutemico y el medidor de nivel
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico
Fuente CEPSA Colombia SA Skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico
69 PALMER JW HEDGES W DAWSON JL Opcit p 51-69
Quill
Tubo
Bomba dosificadora
Tanque almacenamiento
quiacutemico
54
El sistema dosificador se compone de los siguientes elementos o equipos como se menciona anteriormente
Bomba de inyeccioacuten Bomba dosificadora de 50galdiacutea Los inhibidores orgaacutenicos al ser distribuidos de forma liacutequida son inyectados a traveacutes de bombas
Vidrio de nivel Permite controlar la cantidad de inhibidor que se dosifica
Quill de inyeccioacuten Este accesorio se fabrica comuacutenmente con acero inoxidable es un elemento que se encuentra fijo y es utilizado para dispersar y mezclar el inhibidor con la corriente del fluido producido en este caso el agua que es inyectada al pozo
42 PROCEDIMIENTO
421 Aplicacioacuten La prueba piloto en el pozo C3 tiene una duracioacuten de 25 diacuteas consta de tres etapas una primera con una duracioacuten de 5 otra de 10 y finalmente 10 diacuteas maacutes de aplicacioacuten del producto tratante con una dosificacioacuten variable de 40 80 y 120 ppm respectivamente a cada etapa
Los tiempos implementados en la prueba se detallan a continuacioacuten 70
Etapa de Inicio a la inyeccioacuten del inhibidor de manera continua en cabeza del pozo inyector a partir del diacutea 11 de mayo del 2019 con una dosis de 40 ppm un caudal de 9002 BAPD y a una presioacuten en cabeza de 1100 PSI
Etapa 2 a partir del 16 de mayo con el incremento de dosificacioacuten requerido
Etapa 3 o uacuteltima etapa inicia el 26 de mayo y se extiende hasta el 4 de junio que termina la prueba con producto tratante y se hace un seguimiento a las variables de inyectividad por 30 diacuteas adicionales
La dosificacioacuten se inicia a baja concentracioacuten como tratamiento de limpieza y se incrementa para estimular y provocar la inhibicioacuten de corrosioacuten hay que tener en cuenta que el segundo efecto se consigue solo al retirar primero las impurezas
Hay que tener en cuenta que se prueba la capacidad de limpieza del producto a traveacutes de la prueba en campo por eso las variables monitoreadas en el desarrollo de la prueba y a tener en cuenta son
La presioacuten en cabeza de pozo
caudal de agua inyectada
Como se evidencia en el capitulo anterior en la seccion de aplicacioacuten estas variables permiten ver el comportamiento del producto y visualizar la eficiencia obtenida
422 Recopilacioacuten de datos Al finalizar el tiempo de prueba se recopila la informacioacuten de las variables monitoreadas durante la operacioacuten para el
70 CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo [En Liacutenea] 2019
55
procesamiento de los datos y anaacutelisis de los resultados Tambieacuten se compila la informacioacuten de operacioacuten del pozo durante los 30 diacuteas previos y posteriores a la aplicacioacuten del tratamiento como periodos testigo de la prueba que permiten hacer la comparacioacuten de la operacioacuten tras la aplicacioacuten del tratamiento y el comportamiento que se tiene a nivel de la inyeccioacuten 201
423 Evaluacioacuten de resultados Los datos recopilados se suministran en una base en Excel que permite hacer los caacutelculos correspondientes
Iacutendice de inyectividad Como criterio de evaluacioacuten de la prueba un indicador clave de rendimiento de pozo que estaacute representado por el iacutendice de inyectividad (Jiny) este mide la capacidad de un pozo (formacioacuten) para aceptar un fluido relacionando la tasa de inyeccioacuten de agua (Qiny) con la diferencia de presiones (∆P) representada por la presioacuten en cabeza de pozo (PCabeza de pozo) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten 7172
FuenteABBASI J et al A simulation investigation of performance of polymer injection in hydraulically fractured heterogeneous reservoirs En J Petrol Explor Prod Techno2016p 4
Adicionalmente es calculado en los periodos testigos denominados como Previo y posterior a la aplicacioacuten del tratamiento que permite contar con una evidencia visual de los cambios generados con la operacioacuten a nivel de flujo presioacuten y de la inyectividad y determinar el eacutexito de la prueba por el desempentildeo obtenido en la inyectividad
Para tener una mejora en la inyectividad se deberiacutea contar
Con un caudal mayor a las condiciones de bombeo existentes (Presioacuten estable)
Caudal estable con menor requerimiento de potencia (Menor presioacuten)
Estas situaciones indicariacutean la accioacuten del producto sobre los depoacutesitos y su eficiencia en el sistema
Tambieacuten se cuenta con una liacutenea base con el fin de establecer datos de referencia que se encuentran representados por
71 LYONS CW PLISGA GJ and LORENZ MD Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas EngineeringReservoir Engineering Third edition Gulf Professional Publishing p 226-227 72 VAN WINGEN N Injectivity Indices-Their Prediction and Determination American Petroleum Institute1949
119869119894119899119910 =119876119868119899119910
∆P=
119876119868119899119910
119875119862119886119887119890119911119886 119889119890 119901119900119911119900
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad
56
Un caudal de agua inyectada base (119876119868119899119910119887 ) de 8100BAPD 73
Una presioacuten de cabeza de pozo de 1150 Psi
Iacutendice de inyectividad base (119869119868119899119910119887 ) de 7 BAPDPsi
Los valores son determinados por la media y normalizacioacuten de los datos obtenidos en la operacioacuten del diacutea 1 de enero del 2019 hasta el 10 de mayo del 2019
Incremento de variables monitoreadas Durante el anaacutelisis se realiza el calculoacute del incremento de los resultados de las variables monitoreadas y la inyectividad que permite cuantificar el aumento tras la aplicacioacuten del tratamiento en comparacioacuten con la liacutenea base como se muestra en la ecuacioacuten 2 y 3
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
De la misma forma se utiliza este tipo de caacutelculo para identificar el incremento o decremento de presioacuten obtenido ademaacutes ver su comportamiento en la operacioacuten y reconocer si los valores tienen un mejor desempentildeo en la operacioacuten o se comportan de acuerdo a los valores iniciales
Consumo de producto aplicado El volumen del producto aplicado es
calculado por medio de los datos recopilados se realiza la estimacioacuten de la dosificacioacuten diaria de inhibidor relacionando el volumen de agua depositado con la concentracioacuten del inhibidor en ppm siendo calculada por medio de la siguiente ecuacioacuten 74
73 CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento2019 74 AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
119876119894119899119910 = |119876119894119899119910 minus 119876119894119899119910119887
119876119894119899119910119887| lowast 100
119869119894119899119910 = |119869119894119899119910 minus 119869119894119899119910119887
119869119894119899119910119887| lowast 100
Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten
Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad
57
Fuente AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control
Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
Donde V representa los barriles de agua por diacutea que se disponen Qinh la dosificacioacuten de inhibidor requerida para tratar el agua a disponer diacutea en BAPD ppm son las partes por milloacuten recomendadas por el proveedor (40 80 y 120) ppm En el anexo se encuentra una muestra de caacutelculo de la cantidad de inhibidor diaria utilizada Este caacutelculo permite identificar de igual forma el consumo obtenido por etapa y en la totalidad de la prueba como se menciona anteriormente En la Tabla 3 Se observa la cantidad de producto quiacutemico requerido en cada una de las etapas calculado a traveacutes de la sumatoria de las dosificaciones diarias y su etapa correspondiente dando un consumo total de producto de 921 gal encontraacutendose dentro de las opciones contempladas por el proveedor que estipulaban un consumo alrededor de 752 875 y 1163 gal Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba
ETAPA PERIODO DIacuteAS DOSIS (PPM)
PRODUCTO (GAL)
1 11 a 15 de Mayo 5 40 76
2 16 a 25 de Mayo 10 80 316
3 26 de mayo a 04 de Junio 10 120 530
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Resultados del tratatamiento Potencia de la bomba En el sistema de inyeccioacuten la potencia de la bomba
es influenciada por las restricciones en el bombeo del fluido depositado por lo que se tiene en cuenta la potencia de la bomba requerida para inyectar el agua a disponer donde se relaciona el peso especiacutefico del fluido (Nm3) la tasa de inyeccioacuten (m3s) y la presioacuten en cabeza de pozo (mca) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten
119876119894119899ℎ =119881
1 000 000lowast 119901119901119898
Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida
58
Fuente BARREDA TRUJILLO Aacutengel Urbano Meacutetodo praacutectico de obtencioacuten de potencia y eficiencias de unidades de bombeo en operacion [En liacutenea]EnRIHA 2012 vol 33 no 3 P 86-97[Consultado 3 de septiembre de 2020]Disponible en httpscielosldcuscielophpscript=sci_arttextamppid=S1680-03382012000300007
En la ecuacioacuten para mantener las unidades mencionadas se manejan las conversiones que se evidencian en la siguiente tabla
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba
Conversioacuten Referencia
1 BAPD equivale a 00066244 m3h
Advanced corverterConversion barril por diacutea a metro cuacutebico por hora[En liacutenea] [Consultado] Disponible httpswwwadvancedconvertercomesconversion-de-unidadesconvertir-flujobarriles-por-dia-a-metros-cubicos-por-hora
1m3h equivale a 0000277778 m3s
Elaboracioacuten propia Se hace la conversioacuten a partir de la equivalencia 1h son 3600 s
1Psi equivale a 0703546663 mca
Convertidor de unidadesConversioacuten libra por pulgada cuadrada a metros de columna de agua [En liacutenea] [Consultado] Disponible en httpwwwconversordeunidadesorgpresion-pa-atm-bar-mpa-mh20-mmhg-psiphp
Fuente elaboracioacuten propia Las unidades de la potencia seguacuten la ecuacioacuten 5 quedan expresadas en teacuterminos de caballos de fuerza (Hp) aunque tambieacuten son expresadas en kilovatio (KW) para determinar el consumo energeacutetico Energiacutea consumida El caacutelculo de la potencia como se menciona en el punto
anterior es la base para el consumo energeacutetico del proceso mediante la relacioacuten potencia-tiempo como se evidencia en la ecuacioacuten 6
Fuente elaboracioacuten propia
119861119867119875 =(120574 lowast 119876 lowast 119875)
1000lowast 134
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba
119864119899119890119903119892iacute119886 = 119875119900119905119890119899119888119894119886(119870119882) lowast 119879119894119890119898119901119900(ℎ)
Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida
59
Como se ha mencionado anteriormente el proceso de inyeccioacuten cumple con una operacioacuten continua por lo tanto el tiempo a tener en cuenta en la relacioacuten es de 24h
Costo de energiacutea por barril de agua inyectado Se tiene la relacioacuten entre el costo de energiacutea consumida y barril de agua inyectado al diacutea como se muestra a continuacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para el costo de energiacutea consumida se multiplica el precio de KW-h por la cantidad de KW-h utilizados (Energiacutea consumida) se tiene en cuenta el costo KW-h que se maneja en la estacioacuten que se encuentra alrededor de COP 300 KW-h
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS
En el ANEXO A se observan los resultados de las variables monitoreadas es decir caudal de inyeccioacuten (BAPD) y presioacuten en cabeza de pozo (Psi) durante el proceso de inyeccioacuten y los datos de operacioacuten previos y posteriores al tratamiento 431 Anaacutelisis del tratamiento El tratamiento aplicado en los periodos o etapas 1 2 y 3 determina un aumento del flujo inyectado de 1125 1602 y 298 respectivamente el mejor desempentildeo se obtiene con la dosis de 120 ppm donde se maximiza la accioacuten de limpieza en el sistema y alcanzar una estabilidad en el flujo con los valores maacuteximos obtenidos de la prueba que oscilan entre los 10300 ndash 10800 BAPD El detalle del desempentildeo del tratamiento se muestra en la graacutefica 3 asiacute como en la primera etapa se lograron valores entre 8818 a 9295 BAPD durante la segunda dosis se presenta mayores variaciones de los datos que pueden estar influenciadas por efectos de dispersioacuten de las partiacuteculas o depoacutesitos en los poros de la formacioacuten donde el fluido tiene una preferencia de inyeccioacuten hacia los poros de mayor tamantildeo y de menor obstruccioacuten con valores 9063 a 9930 BAPD Entonces el efecto de limpieza y de dispersioacuten ocurrido en las dos primeras etapas redundan sobre el mejor desempentildeo de la tercera dosis que ademaacutes de tener una mayor concentracioacuten alcanza una uniformidad del flujo de inyeccioacuten
$119864
119861119860119875119863=
$119864119899119890119892iacute119886 119888119900119899119904119906119898119894119889119886
119861119860119875119863 119894119899119910119890119888119905119886119889119900
Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
60
Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Sin embargo estos resultados de incremento del Caudal no pueden ser tomados en cuenta sin comparar con los requerimientos de operacioacuten como es el caso de la presioacuten Los resultados de presioacuten en la cabeza de pozo tiene un comportamiento similar al Caudal con una estabilizacioacuten de los datos durante la tercera etapa sin embargo al ser un tratamiento de limpieza y encontrarse retirando las obstrucciones que se presenta en el sistema se esperariacutea que la presioacuten disminuya cuando se tenga un incremento del caudal debido a que las barreras que se presentaban en el interior del sistema para el fluido deberiacutean ser menores pero se consigue un efecto contrario donde se obtiene un aumento de presioacuten como se evidencia en la graacutefica 4 De otra manera al aplicar el tratamiento se busca alcanzar condiciones maacutes estables de operacioacuten en donde los resultados son coherente con respecto a la caiacuteda de presioacuten tal como se evidencia para cada una de las etapas donde se logran ΔP de 175 160 y 53 Psi respectivamente esta menor caiacuteda de presioacuten nos indica una condicioacuten maacutes estable durante el desarrollo de la operacioacuten en la tercera etapa que representa la meseta que se obtiene en la graacutefica 4
91259295
9160 9201
9518
8629
9063
993010392
10540 1058010571
10815
10461
85008700890091009300950097009900
101001030010500107001090011100
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
I(40ppm)
II(80ppm)
III(120ppm)
61
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En la graacutefica anterior la presioacuten presenta un decremento del 2 en la primera etapa un incremento de 006 en la segunda y un incremento 9 en la tercera seguacuten las dosis suministradas Hay que acotar que la pretensioacuten de la investigacioacuten es medir el caudal a una presioacuten estable en la praacutectica esto no es totalmente cierto por el efecto que se tiene de la cabeza de presioacuten del tanque de almacenamiento sobre las bombas ademaacutes no se tiene una liacutenea independiente para este pozo inyector lo que ocasiona que haya influencia en el flujo por las liacuteneas de los otros pozos inyectores generando posibles problemas de preferencia de flujo en el sistema 432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema La situacioacuten de operacioacuten del sistema el flujo inyectado maneja un caudal inferior a los 8000 BAPD durante la prueba para mejorar la inyectividad se requiere que el volumen inyectado incremente la aplicacioacuten de los tratamientos se hace con un caudal media de inyeccioacuten de 9398 BAPD en la segunda etapa y hasta valores maacuteximos de 9912 BAPD posterior a la suspensioacuten del producto tratante el caudal de inyeccioacuten se sostiene en valores superiores al inicio de la prueba como son de 8838 BAPD derivada de una respuesta por parte mayor presioacuten de operacioacuten durante el tratamiento empleado
El comportamiento del pozo analizado se muestra en la graacutefica 5 donde la recta punteada representa la liacutenea base del caudal (8100 BAPD) y se obtiene incrementos variables de flujo de hasta 21 durante el tratamiento y un incremento del 10 para el flujo posterior al tratamiento
1180
1054
11281080
1206 12691270 1270
10401055107010851100111511301145116011751190120512201235125012651280
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Pre
sioacute
n (
Psi)
Tiempo (diacutea)
I (40ppm)
II (80ppm) III
(120ppm)
Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba
62
Se tiene como referencia de anaacutelisis los reportados por la literatura por Hilfiger et al75 Un tratamiento con un incremento resultante del flujo de inyeccioacuten de 2516 (Qincremento cerca al 50) BAPD en 4 meses y PEacuteREZ D et al 76con un incremento de 8554 BAPD (Qincremento=140) en un periodo de 3 meses En comparacioacuten con los resultados de la prueba se logra un valor medio del incremento de flujo de inyeccioacuten de 477 BAPD (Qncremento=6) durante una prueba de 25 diacuteas de tratamiento por lo tanto es un resultado comparable a nivel del caudal en pozos inyectores lo que no es comparable son las condiciones de la formacioacuten y operacioacuten de los campos Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes durante y despueacutes de la prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En el comportamiento de la presioacuten a traveacutes del proceso de inyeccioacuten (Ver graacutefica 6) la presioacuten en el periodo previo al tratamiento se mantiene cercana a los 1150 Psi teniendo miacutenimas variaciones en el desarrollo de la prueba se obtiene un incremento del 3 generando un mayor consumo de energiacutea para la inyeccioacuten del fluido adicionalmente se identifica una disminucioacuten de presioacuten con la suspensioacuten del producto el valor promedio de la etapa fue aproximadamente 1108 Psi representando un porcentaje de decremento del 4
75 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7 76 PEacuteREZ D RIacuteOS J Op Cit p72
8968
8970 8991
9125
9294
10838
10580
10815
8647
9788
8819
8900
9912
8838
660069007200750078008100840087009000930096009900
10200105001080011100
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
22
-ju
n
25
-ju
n
28
-ju
n
1-j
ul
4-j
ul
Caudal (B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
63
Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Al hacer la comparacioacuten entre las graacuteficas del proceso P Q vs tiempo de periodos de operacioacuten se encuentra que en el periodo posterior al tratamiento se logra disminuir la presioacuten y aumentar el flujo de agua que se dispone en la formacioacuten receptora del pozo C3 este comportamiento no se obtiene de manera continua a traveacutes de este periodo pero se encuentra en diferentes diacuteas por ejemplo se requeriacutea 1201 Psi para disponer 8561 BAPD antes de la prueba y posterior a ella para disponer 8562 BAPD fueron necesarios 1091 Psi logrando una mejora en el proceso de inyeccioacuten al disponer la misma tasa con una presioacuten 433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 En el ANEXO D se recopila los caacutelculos de inyectividad para los periodos del proceso analizado y establecidos como previo durante y posterior del tratamiento donde se presenta en resumen los valores en el graacutefico 7 Este se encuentra divido en tres franjas que representan cada uno de los periodos de operacioacuten
1145
1215
1143
1201
1151
1184
1153
1125
1180
1240 1269
1208
1114
960
1050
1005
1104
1036
1091
940
970
1000
1030
1060
1090
1120
1150
1180
1210
1240
1270
1300
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Pre
sioacute
n e
n c
abez
a d
e p
ozo
(P
si)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
64
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Hay que tener en cuenta que por medio de la inyectividad se identifica el eacutexito de la prueba en los resultados obtenidos no se observa una mejora continua del iacutendice y se encuentra una tendencia de los datos a su valor inicial (J alrededor de 7) que se da por la influencia directa de la presioacuten Del graacutefico anterior se resaltan los siguientes aspectos (Ver graacutefica 8)
El valor medio de la inyectividad en el estado actual (sin tratamiento) es J=734
El valor medio de la inyectividad durante el tratamiento es de J=829 con un incremento de la inyectividad del 1294
El valor medio de la inyectividad pos tratamiento en un periodo de 30 diacuteas es J=81 con un incremento de la inyectividad del 102
723
811
761
874863 879
880
913
915
662646668
772747678
882848688
99294
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
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19
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22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
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n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
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24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Jin
y[B
AP
DP
SI]
Tiempo [Diacutea]
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
65
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA
Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten
En cuanto al comportamiento de la inyectividad se evidencia un aumento en comparacioacuten con la liacutenea base y el periodo previo a la prueba piloto tras la suspensioacuten del tratamiento como se menciona anteriormente la inyectividad media lograda fue de 81 se obtiene que el mejor estimado de inyectividad es aproximadamente 9 con un incremento de inyectividad mayor al 10 este comportamiento estaacute dado en diacuteas donde la operacioacuten alcanza un incremento medio del caudal del 18 y una presioacuten con un ΔP de 59 Psi que se detalla en el siguiente iacutetem
El sistema de inyeccioacuten del pozo C3 estaacute demostrado que puede operar a una presioacuten media de 1059 PSI y un caudal de inyeccioacuten medio de 96225 BAPD Con los cuales se obtiene un iacutendice de inyectividad de 9 y un incremento del 24 en la tabla 5 se evidencia que se puede tener esta capacidad de operacioacuten en el pozo C3 pero se demostroacute que el cumplimiento de esta operacioacuten fue durante 5 diacuteas posteriores al tratamiento
Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento
Caudal (BAPD) Presioacuten (Psi)
9464 1036
9410 1045
9912 1095
9704 1060
96225 1059
Fuente elaboracioacuten propia
J media
Incremento J
0
2
4
6
8
10
Previo Tratamiento Postratamiento
J media 734 829 8087
Incremento J 0 129 102
Ind
ice
de
inye
ctiv
idad
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento
66
Al revisar el histoacuterico de inyeccioacuten del pozo de los antildeos 2016 a 2019 a presiones de bombeo similares a las mostradas en la tabla 5 guardan un bajo desempentildeo como se aprecia en la graacutefica 9
Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo 2019
En el antildeo 2019 los valores muestran un desempentildeo significativo con respecto a los antildeos anteriores teniendo como base un rango de presioacuten de 1030 a 1060 Psi que es el rango de mejor operacioacuten que se logra despueacutes del tratamiento
Los autores Hilfiger et al Peacuterez d et al con base en el anaacutelisis de iacutendice de inyectividad con respecto a los valores reportados de presioacuten y caudal exponen un incremento del indice de inyectividad 294 y 144 en un periodo de prueba de 3 y 4 meses de tratamiento con el inhibidor estos resultados nos indican que el periodo de la prueba en el estudio es reducido y por ende los resultados pueden verse afectados haciendo una comparacioacuten en ese mismo orden los resultados esperados en 30 diacuteas seria de 98 y 288 en la mejora de inyeccioacuten por lo tanto los resultados del tratamiento no son significativos verificaacutendose que la prueba no es exitosa para replicarla en la actividad de la operacioacuten Por otra parte con base en los resultados totales del tratamiento se puede inferir que con la presioacuten media (1059 Psi) no disminuyo proporcional al caudal medio obtenido (96225 BAPD) durante un periodo suficientemente sostenible que para el caso es el periodo post-tratamiento es decir no se sostuvo la inyectividad esperada se evidencia que solo se obtuvo 4 de los 30 diacuteas dentro del rango estudiado lo que determina que para la evaluacioacuten de la inyectividad es bueno como valor absoluto porque se demuestra una mejora pero no es suficientemente exitoso por el bajo incremento del caudal (6)
2016 2017 2018 2019
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Q (BAPD) P (Psi)
67
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento En la siguiente graacutefica se muestra la relacioacuten entre la potencia de la bomba y el caudal de agua inyectado que tiene un comportamiento lineal en donde se muestra que a mayor caudal de agua inyectada mayor potencia de la bomba se va a requerir para su disposicioacuten por eso la necesidad de tener una operacioacuten a condiciones estables Se ve un conglomerado de datos que representa la mayor cabida del proceso en teacuterminos de potencia y tasa de flujo inyectado que se encuentran entre los rangos de 120-130 kW y 8400-8800 BAPD (Ver figura 10) si se toma el caudal medio del mejor estimado alcanzado en la operacioacuten 96225 BAPD a nivel de caacutelculos se estima en 130 KW demostrando que al ganar estabilidad en la bomba el gasto energeacutetico obtenido es menor a pesar de ganar capacidad de inyeccioacuten en el pozo Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Adicionalmente en la graacutefica 11 se cuenta con la relacioacuten del costo de energiacutea consumida por barril de agua inyectada promedio en los periodos de operacioacuten evaluados en el tratamiento el costo es de $ 113 y posterior al tratamiento es de $101 donde se mantiene un incremento en el iacutendice de inyectividad del 10
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
70
00
72
00
74
00
76
00
78
00
80
00
82
00
84
00
86
00
88
00
90
00
92
00
94
00
96
00
98
00
10
00
0
10
20
0
10
40
0
10
60
0
10
80
0
11
00
0
Po
ten
cia
de
la b
om
ba
(KW
)
Caudal de agua inyectada (BAPD)
68
Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten A mayor iacutendice de inyectividad se deberiacutea obtener un menor costo energeacutetico en el sistema con respecto al graacutefico anterior el comportamiento al realizar la comparacioacuten del costo de energiacutea por cantidad de agua inyectada se obtiene una disminucioacuten en los costos del proceso al requerir una menor presioacuten para inyectar el fluido en la formacioacuten esto se evidencia en la graacutefica donde el costo se ve influenciado por la operacioacuten de la bomba teniendo un comportamiento igual al de la graacutefica 6 demostrando la dependencia de la presioacuten en este tipo de sistemas Si se tiene en cuenta el valor objetivo de la operacioacuten tiene un costo de inyeccioacuten de agua objetivo de COP 9684 BAPD a nivel energeacutetico en consumo de energiacutea consumida diario representa un costo total diario de COP 931799 para inyectar 96225 BAPD En cuanto la operacioacuten actual el costo de inyeccioacuten medio es de COP 10516 BAPD y el costo del consumo energeacutetico es de COP 88796898 si se tuviera en cuenta el costo por el caudal objetivo el consumo energeacutetico diario seria de COP 1011869 para inyectar 96225 BAPD
$111 $108
$96 $99
$116
$110
$108 $104
$88 $92
$86 $88 $90 $92 $94 $96 $98
$100 $102 $104 $106 $108 $110 $112 $114 $116 $118
7-a
br
9-a
br
11
-ab
r1
3-a
br
15
-ab
r1
7-a
br
19
-ab
r2
1-a
br
23
-ab
r2
5-a
br
27
-ab
r2
9-a
br
1-m
ay
3-m
ay
5-m
ay
7-m
ay
9-m
ay
11
-may
1
3-m
ay
15
-may
1
7-m
ay
19
-may
2
1-m
ay
23
-may
2
5-m
ay
27
-may
2
9-m
ay
31
-may
2
-ju
n
4-j
un
6
-ju
n
8-j
un
1
0-j
un
1
2-j
un
1
4-j
un
1
6-j
un
1
8-j
un
2
0-j
un
2
2-j
un
2
4-j
un
2
6-j
un
2
8-j
un
3
0-j
un
2
-ju
l4
-ju
l6
-ju
l
$B
AP
D
Tiempo (diacutea)
Despueacutes del tratamiento
con inhibidor
Antes del tratamiento con
inhibidor
69
5 ANAacuteLISIS Y RESULTADOS
Una vez definido por la compantildeiacutea que el incremento del caudal de inyeccioacuten no es significativo para declarar la prueba exitosa se procede a determinar las probables causas por las cuales el producto inhibidor no cumplioacute su funcionalidad Para este anaacutelisis se parte de las caracteriacutesticas del agua de disposicioacuten el agua de formacioacuten el tipo de formacioacuten las caracteriacutesticas de la interaccioacuten o variacioacuten de los factores del medio acuoso y el medio poroso Se parte del conocimiento de que variacioacuten de la temperatura presioacuten y entorno del medio genera alteraciones en la solucioacuten que influyen en la formacioacuten de precipitados e incompatibilidades entre los productos que se encuentran interactuando Esta interaccioacuten de medio acuoso se da al entrar en contacto el agua con el producto tratante y la superficie del medio poroso donde se esperariacutea toda clase de reacciones bien sea que produzcan precipitados insolubles estas sustancias son indeseables porque provocan la reduccioacuten de la permeabilidad de la formacioacuten rocosa el taponamiento de los pozos y pueden causar ademaacutes la formacioacuten de incrustaciones en las bombas y liacuteneas del agua o que se vea disminuido la eficiencia del producto esto puede darse por tiempo concentracioacuten presioacuten temperatura entre otras variables Que en este caso no pueden ser medidas directamente sino que se infiere su eficiencia por resultados indirectos
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN
Se tienen en cuenta el agua de disposicioacuten y de la formacioacuten porque hacen parte de las condiciones de operacioacuten del sistema al ser la primera el fluido que se estaacute transportando para disposicioacuten y la interaccioacuten entre estos dos tipos de agua ocasionar alguacuten tipo de reaccioacuten que afecte la disposicioacuten final del agua En el capiacutetulo 3 se muestra una caracterizacioacuten del agua del efluente de la PTARI que es la misma a inyectar sobre un anaacutelisis realizado a comienzos del antildeo 2019 que se muestra en el ANEXO F en esta el agua cuenta con un pH neutro (771) con presencia de iones cloruros (28mgL) calcio (432mgL) magnesio (262mgL) sodio (252mgL) y bario (0207mgL) y contenido de aceite con una salinidad de 27014 mgL es un agua blanda y cuenta con una dureza de 216mgL Esta agua tiene una tendencia de agua a ser corrosiva La tendencia del agua corrosiva se da por los iones presentes en el fluido y la interaccioacuten entre ellos tales como sulfatos hierro cloruros carbonatosbicarbonatos que al reaccionar y en condiciones propicias pueden dar como resultado la formacioacuten de precipitados en el interior del sistema Estos pueden generar de igual manera corrosioacuten en el sistema esto ha sido evidenciado por la presencia de hierro en la muestra del depoacutesito que ha sido analizada (Capitulo 2)
70
que indicando corrosioacuten en el sistema accioacuten que puede ser apreciada graacuteficamente en la Figura 17 Figura 17 Formacioacuten de precipitados
Fuente KEMMER Frank N amp McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo II Meacutexico MCGraw-Hill inc p20-720-131998 La composicioacuten y contenido de iones en el agua de formacioacuten es importante para el estudio de las incrustaciones minerales por el posible intercambio ioacutenico entre el medio acuoso y el agua de la formacioacuten El anaacutelisis fisicoquiacutemico del agua del yacimiento en la formacioacuten C7-M (2010) se evidencia en la Tabla 6 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten CATIONES mgL ANIONES mgL
Ba+2 lt0005 HCO3- 165
Ca+2 lt015 Br- lt10
Fe+2 06 CO3-2 25
Mg+2 lt001 Cl- 16
K+ 55 I- lt20
Na+ 80 SO4-2 12
Salinidad mgL 173
Conductividad mScm 265
pH 855
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Esta agua de formacioacuten se caracteriza por tener muy baja dureza es decir que por ser un agua blanda deberiacutea requerir una menor cantidad de producto quiacutemico para el tratamiento avocado en la prueba ademaacutes es un agua con una muy alta alcalinidad de 177mgCaCO3L (Alkgt1476) condicioacuten que favorece las condiciones de operacioacuten de alta presioacuten sobre la roca de la formacioacuten
2
46
35
11
6
K+
Na+
HCO3-
CO3-2
Cl-
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql
71
Siguiendo con la caracterizacioacuten del agua de formacioacuten en la graacutefica 12 Se muestra la proporcioacuten en meq L de los distintos iones del agua representada y resaltada de manera visual por un exceso de sodio y bicarbonato dando lugar a un agua tipo bicarbonato de sodio (base) este exceso se confirma en el siguiente recuadro (Tabla 7) que expone la composicioacuten del agua con base en la clasificacioacuten de Sulin77 por tipo grupo y clase de agua que compone el agua de la formacioacuten Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin
TIPO DE AGUA GRUPO CLASE
NaClgt1
Sulfato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2lt1 Bicarbonato S1
salinidad primaria
predominante dlta
Bicarbonato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2gt1 Cloruro S2
Salinidad secundaria
d=a
NaCllt1
Cloruro de Magnesio
(Na+-Cl-)Mg+2lt1 Sulfato S3 Salinidad terciaria
dgtadlt(a+b)
Cloruro de Calcio
(Na+-Cl-)Mg+2gt1 A1 Alcalinidad
primario d=(a+b)
A2 Alcalinidad secundaria
dgt(a+b)
Fuente elaboracioacuten propia con base en anaacutelisis fiacutesico-quiacutemico CEPSA Colombia SA El anaacutelisis parte de la relacioacuten NaCl gt1 donde NaCl = 77 indica que predomina el sodio y este exceso se combina con bicarbonato que determina que el agua es de tipo bicarbonato de sodio al cumplir con la relacioacuten Na+-Cl-SO4
-2 gt1 donde (Na+-Cl-)SO4
-2=12114 y grupo S1 S3 S2 que expresan los constituyentes que se encuentran disueltos en el agua de manera generalizada 78 en donde S1 Predomina la salinidad primaria compuesta por Sulfatos y cloruros alcalinos S2 Predomina la salinidad secundaria compuesta por Sulfatos y cloruros
alcalinoteacuterreos S3 Predomina la salinidad terciaria compuesta por sulfatos y cloruros de hierro
y aluminio y aacutecidos fuertes libres
Se continua con la caracterizacioacuten mediante los iacutendices de saturacioacuten de Ryznar (IS) y Langelier (ISL) estos permiten conocer el efecto del agua sobre las superficies y predecir el potencial de corrosioacuten yo incrustacioacuten que maneja e
77 COLLINS Gene A Geochemistry of oilfield waters Classification of oilfield waters Elsevier Science 1975 p 254 78 Ibid p 254
72
identificar el tipo de agua que se presenta incrustante corrosiva o neutra al hacer una aproximacioacuten de los iacutendices se tiene en cuenta que el agua de la formacioacuten es altamente corrosiva con tendencia incrustante tal como se resalta en gris en la tabla 8 se muestra la clasificacioacuten y la respectiva indicacioacuten Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten
IacuteNDICE VALOR CLASIFICACIOacuteN INDICACIOacuteN
IS
785
lt55 Formacioacuten de incrustaciones pesadas
55-62 Formacioacuten de incrustaciones
62-68 Agua neutra
gt68 Agua con tendencia corrosiva
ISL 026
ISLlt0 Agua no saturada con respecto a carbonato de calcio(CaCO3)
ISL=0 Agua considerada neutral no existe formacioacuten de incrustaciones
ISLgt0 Agua suacuteper saturada con respecto a carbonato de calcio (CaCO3) Posible formacioacuten de incrustaciones
Fuente elaboracioacuten propia con base en COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE
LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) la Resolucioacuten 13142014(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras
determinaciones Bogotaacute DC 2014 De igual manera que con la caracterizacioacuten del agua tratada el agua de la formacioacuten presenta una tendencia corrosiva e incrustante esto se da por la reaccioacuten del bicarbonatoCarbonato con los iones presentes en las aguas (Mg2+ Ca2+ Fe2+ Ba2+) pues la interaccioacuten de estos compuestos generan incrustaciones minerales como BaSO4 MgCO3 FeCO3 CaCO3 y subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2CO3) En cuanto a la revisioacuten del agua por su Salinidad el agua de inyeccioacuten con 270 mgL y el agua de la formacioacuten con una salinidad con 173 mgL favorece una baja probabilidad de hinchamiento de arcillas o de incompatibilidad quiacutemica79que se da por el intercambio de iones o cambios de salinidad esto se puede explicar por el fenoacutemeno de la presioacuten osmoacutetica donde el flujo se mueve de menor concentracioacuten al de mayor concentracioacuten de esta manera las arcillas presentes en la formacioacuten no aumentan su volumen al no adsorber o llenarse del agua que se dispone a traveacutes de la inyeccioacuten
52 PRUEBA PILOTO
79 KEMMER Frank N y McCALLION John TOMO III Op cit p43-9
73
El anaacutelisis del desempentildeo del inhibidor en el sistema de inyeccioacuten durante la prueba piloto representada en la Graacutefica 13 Q P vs Tiempo se visualiza el comportamiento de los estados previo y posterior al tratamiento y el periodo de aplicacioacuten Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Como se mencionoacute en el capiacutetulo 4 la prueba piloto es el medio por el cual se verifica el rendimiento del producto tratante al estarse evaluando la accioacuten de limpieza del inhibidor que se deberiacutea reflejar a partir del aumento del caudal y la disminucioacuten de las caiacutedas de presioacuten del sistema en donde no se evidencia este efecto y se obtiene el siguiente comportamiento A Durante el periodo de aplicacioacuten se evidencia una mejora del caudal del 30
pero no se logra asegurar la integridad del pozo hablando teacuterminos de presioacuten porque en lugar de disminuir las caiacutedas de presioacuten se logra un aumento del 9 generando el efecto contrario al esperado para el tratamiento debido a que al efectuarse la limpieza y de estar ocurriendo la remocioacuten se deberiacutea tener una menor friccioacuten o un mayor diaacutemetro para el paso del fluido es decir menores restricciones durante la inyeccioacuten
B El incremento de caudal es proporcional al incremento de la presioacuten en tal
sentido no se aprecia el efecto del tratamiento sobre el sistema ademaacutes no se evidencia primero un cambio de caudal con una caiacuteda de presioacuten estable y segundo un caudal estable como resultado de una menor caiacuteda de presioacuten
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
504
201
9
804
201
9
110
42
019
140
42
019
170
42
019
200
42
019
230
42
019
260
42
019
290
42
019
205
201
9
505
201
9
805
201
9
110
52
019
140
52
019
170
52
019
200
52
019
230
52
019
260
52
019
290
52
019
106
201
9
406
201
9
706
201
9
100
62
019
130
62
019
160
62
019
190
62
019
220
62
019
250
62
019
280
62
019
107
201
9
407
201
9
707
201
9
100
72
019
Pre
sio
n (
Psi
)
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)q (BAPD) P (Psi)
74
Se encuentran caudales similares en donde se alcanza una disminucioacuten en la presioacuten se evidencia en la Tabla 9
Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes periodos
Previo Tratamiento Post Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
19042019 8255 1130 08062019 8252 1161
21042019 8675 1143 18062019 8676 1083
23042019 8561 1201 03072019 8562 1091
27042019 8968 1134 04072019 8966 1080
Fuente elaboracioacuten propia
Efectivamente se evidencia que en el periodo post tratamiento hubo diacuteas que el comportamiento del caudal incremento y no fue proporcional al aumento de la presioacuten como se muestra en la tabla anterior y la presioacuten alcanza valores cercanos estables cumpliendo el comportamiento de la primera situacioacuten pero estos diacuteas con este comportamiento son muy pocos del orden de cuatro o cinco Se encuentran presiones similares en donde se muestra el aumento del caudal como se muestra en la siguiente tabla
Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
Previo Tratamiento Posterior Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
12042019 7258 1003 24062019 8911 1005
11042019 7543 1053 23062019 8868 1050
19042019 8255 1130 17062019 8840 1130
14042019 7897 1145 14062019 8491 1145
18042019 8629 1180 13062019 8020 1181
Fuente elaboracioacuten propia
En esta tabla no se tiene ni presioacuten ni caudales estables por lo que no se genera ninguna de las situaciones y se observa una mayor variacioacuten
C Estas variaciones se atribuyen a una reaccioacuten por parte del producto en la
superficie de la liacutenea de inyeccioacuten que permite incrementar el paso de flujo pero no asegura la efectividad de limpieza del producto ni continuidad de la respuesta del inhibidor
D El aumento de la tasa de inyeccioacuten fue de 477 BAPD correspondiente al 6 del
agua depositada con un decremento de presioacuten del 4 esta comparacioacuten se da entre el periodo previo y posterior al tratamiento en teacuterminos de inyectividad se alcanza un aumento del 10
75
Al hacer el seguimiento al indicador del iacutendice de inyectividad se evidencia la influencia de la variabilidad de la presioacuten y su relacioacuten con el caudal que da como respuesta
Antes de inyeccioacuten caudal bajo presioacuten baja el iacutendice es bajo (Jle7)
En diacuteas que se tiene caudal alto pero se presenta una presioacuten alta de inyeccioacuten el iacutendice es bajo (8geJgt7)
En diacuteas que se tiene un caudal Alto con presiones bajas de inyeccioacuten el iacutendice es alto (9geJgt8)
Por ello se demuestra que la prueba es dependiente de las superficies de la liacutenea bomba y medio poroso si durante la prueba se realizoacute la limpieza se deberiacutea aumentar la inyectividad continua por la remocioacuten de los depoacutesitos de los poros y las superficies pero no se obtiene la continuidad esperada ni sostenibilidad de las variables de Caudal y presioacuten que se atribuye a la poca eficiencia del producto tratante
E En la etapa posterior a la prueba se alcanza un buen comportamiento en el sistema pero como se ha mencionado este no es sostenible ni significativo durante la etapa evaluada de los 30 diacuteas solo cuatro alcanzan un valor de operacioacuten de caudal de 9622 BAPD y una presioacuten aproximada de 1059 Psi este pequentildeo periodo alcanzo estabilidad de operacioacuten de las variables y un iacutendice de inyectividad de 9 en donde sus cambios P tienen menor variacioacuten y aumento de caudal No obstante esta mejora en la inyectividad no es significativa frente a las propiedades fiacutesicas de la formacioacuten (arenosa alta permeabilidad) que la hacen con un potencial de gran receptora
53 AGUA - ACEITE - SOacuteLIDO
En un sistema de limpieza en donde actuacutean las moleacuteculas de agua depoacutesito y soacutelido (superficies) se presentan diferentes equilibrios a traveacutes de este proceso por su interaccioacuten seguacuten Morton et al 80 se pueden tener los siguientes escenarios
80 MORTON S A KEFFER D J COUNCE R M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions New York Marcel Dekker 2003 p2820-2821
76
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza Escenario Equilibrio
Producto tratante como monoacutemero en solucioacuten libre y en solucioacuten micelizada
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantemicela
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz aceitesolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactanteaceite solucioacuten frasl
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz soacutelidosolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantesoacutelido solucioacuten frasl
El aceite se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la fase continua
Aceiteliacutequido harr Aceitesoacutelido aceitefrasl
El agua se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la solucioacuten
Aguasolucioacuten harr Aguasoacutelido solucioacutenfrasl
Fuente elaboracioacuten propia con base en MORTON S A KEFFER D J COUNCE R
M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions 2003
Por lo tanto en el proceso de inyeccioacuten se cumplen los equilibrios anteriores en mayor o menor medida seguacuten la fase en la que se encuentre en el sistema evaluado antes de la aplicacioacuten del tratamiento se ubican los dos uacuteltimos equilibrios donde el agua se encuentra en solucioacuten y es adsorbida por la formacioacuten ademaacutes el aceite se encuentra en la solucioacuten y en las superficies del sistema comuacuten soacutelido depositado Morton81 afirma que el aceite libre en la solucioacuten puede dividirse de ella por la baja miscibilidad de las sustancias De los tres primeros equilibrios no se tiene conocimiento de su estado en la aplicacioacuten del tratamiento pero este se encuentra en solucioacuten en el fluido de disposicioacuten al momento de la aplicacioacuten adicionalmente no se tiene certeza si las dosificaciones suministradas en el desarrollo de la prueba permiten la formacioacuten de las micelas que son las que ayudan en el proceso de limpieza Al aplicar el tratamiento en el sistema y darse la homogenizacioacuten de agua a disponer con el producto hay que tener en cuenta que no debe afectar el pH del fluido inyectado o bajar demasiado su alcalinidad82 ya que el medio va a ver afectado sus superficies y pueden repercutir en el comportamiento del inhibidor como se aborda en el capiacutetulo 3
81 Ibid p 2821 82 CAIRN ENERGY Technical purchase Specification of SCHMOO REMOVER Oil field Chemical Product [En liacutenea] [Consultado 27 de junio de 2020] Disponible en httpswwwcairnindiacomEOIDocLibrarySchmoo_Remover_EOI_Newspapers_0pdf
77
Es importante investigar el papel de la condiciones de campo como temperatura salinidad y pH en la estabilidad del producto que se aplica83 debido a que estas variables pueden cambiar el funcionamiento del producto tratante y afectar la formacioacuten de la emulsioacuten OW y su viscosidad hay que tener en cuenta que el mecanismos de eliminacioacuten del depoacutesito que se abarca es por medio de la emulsioacuten Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor
Fuente elaboracioacuten propia con base en The Fate of Oilfield Corrosion Inhibitors in Multiphase Systems En la tabla 12 Se observa las condiciones que afectan la curvatura que adquiere el producto en nuestro caso favorece tener la cabeza del tensoactivo orientada hacia la fase continua (Agua) y la cola hacia los depoacutesitos para envolver el depoacutesito en el interior de la micela que se forme y su dispersioacuten en la solucioacuten este comportamiento se da cuando se obtiene un emulsioacuten OW
La salinidad es una variable importante al tener una baja salinidad como la que se maneja (270 mgl) primero se deberiacutea favorecer la mezcla del producto en el fluido porque por la solubilidad con el agua y de otra manera permitir la formacioacuten de emulsioacuten OW como lo indica Al -Yaari M et al84 en su estudio
afirma que al ocurrir una inestabilidad de la emulsioacuten se genera un precipitado que conlleva a un incremento de la viscosidad y una mayor friccioacuten en el sistema por la interaccioacuten entre las gotas 85 y por ende un aumento de las caiacutedas de presioacuten a traveacutes del sistema
83 CHATURVEDI Krishna and SHARMA Tushar Rheological analysis and EOR potential of surfactant treated single-step silica nanofluid at high temperature and salinity Journal of Petroleum Science and Engineering 2020 vol196 p 3-6 84 AL- YAARI M et al Pressure drop reduction of stable emulsion role of aqueous phase salinity Society of Petroleum Engineers 2013 p 5 85SALAGER JL BRICENO M and BRACHO CL Heavy hydrocarbon emulsions Making use of the state of the art in formulation engineering Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology 2001 55 p
VARIABLE INHIBIDOR IOacuteNICO CURVATURA DEL SURFACTANTE
Aumento temperature Favorece la
emulsioacuten OW
Aumento salinidad
Disminuye la cabeza por lo que
desestabiliza la emulsioacuten OW
Alcoholes de cadena corta
Favorece la emulsioacuten OW
Hidrocarburos de bajo peso molecular
Disminuye la cabeza por lo que no favorece al OW
78
Otro autor a tener en cuenta es Qutubuddin et al86 estudia la relacioacuten de la salinidad y el pH y afirma que es posible contrarrestar los cambios de salinidad con los cambios de pH y asiacute mantener valores bajos de tensioacuten interfacial que permiten la eliminacioacuten de los depoacutesitos esto indica que es importante evaluar el comportamiento de las variables en manera conjunta para evidenciar queacute efectos tienen sobre la remocioacuten del depoacutesito y el comportamiento con la superficie mineral de igual manera para el caso de la temperatura y presioacuten
La temperatura influye en la solubilidad y el comportamiento del flujo a traveacutes del medio poroso en donde la solubilidad de un fluido aumenta con la temperatura y disminuye con el aumento de la presioacuten (Tgt= TK y Plt=Pc)87 el incremento de la temperatura permite la disminucioacuten de la tensioacuten superficial y del tamantildeo de la burbuja en nuestro caso gota88 afectando la formacioacuten de las micelas y por lo tanto la solubilidad del depoacutesito como su mojabilidad
A nivel de la presioacuten se afecta la solubilidad porque no puede incrementarse por encima de la presioacuten criacutetica que es aquella que puede generar un fenoacutemeno de desprendimiento de finos en la formacioacuten89 por la accioacuten erosiva del flujo la formacioacuten CM-7 estaacute compuesta de arenas y por ello es sensible al fenoacutemeno de desprendimiento de finos que ocasiona el incremento de soacutelidos en suspensioacuten e incremento de la perdida de inhibidor
En cuanto a la estructura molecular y concentracioacuten del inhibidor son factores que afectan de igual medida el comportamiento del tratamiento autores como Horsup y Hilfiger et al en su estudio abordan cual es el impacto de estas variables sobre la suciedad depositada y el efecto sobre la tensioacuten superficial
En el estudio de Horsup et al90 mencionado en el capiacutetulo 3 se resalta las moleacuteculas nitrogenadas como sitio activo en el paquete inhibidor como amonio cuaternario y amina grasa (AMF) en donde se ve el impacto de la estructura en la limpieza del aceite con respecto a la tensioacuten superficial y el aacutengulo de contacto
86 QUTUBUDDIN Syed and MILLER Clarence Phase behavior of pH-dependent microemulsions 1984 vol 101 p46-58 87 TANAKA Mitsuru Thermodynamics of solubility of surfactans in water En JOleo Sci 2005 vol 54 no 5 p 259-271 88 SHARMA MK SHAH DO and BRIGHAM WE La influencia de la temperatura en la superficie y las propiedades microscoacutepicas de las soluciones tensioactivas en relacioacuten con la eficiencia de desplazamiento de fluidos en medios porosos En Revista AIChE 1985 p 222-223 89 ZABALA ROMERO Modelo fenomenoloacutegico para escalar a yacimiento el impacto sobre la produccioacuten de hidrocarburos del dantildeo de formacioacuten por migracioacuten de finos En Revista Fuente el reventoacuten energeacutetico 2016 vol 14 no 1 p103-114 90 HORSUP D DUNSTAN T and CLINT J Op cit p534-540
79
En la tabla 13 Se muestran los resultados obtenidos de tensioacuten superficial para retirar la respectiva muestra (hidrocarburos asfaacuteltenos hierro y arena)
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media Inhibidor (Sitio activo) 50-100 ppm 200-500 ppm
Amina cuaternaria g=241mNm g=203mNm
Amina grasa (AMF) g=2mNm g=16mNm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HORSUP DI DUNSTAN TS and CLINT J S Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled
Systems CORROSION 2009 vol 65 no 8 p534-540 En este caso el producto apropiado seria el AMF donde se puede lograr un mejor efecto a una menor concentracioacuten porque al tener una menor tensioacuten superficial maacutes faacutecil seraacute la remocioacuten del depoacutesito
Mientras que Hilfiger et al91 en su estudio utiliza un rango amplio para la concentracioacuten del producto tratante (soluble en aceitedispersable en agua) seguacuten el problema que presente el pozo tratante como se observa en la tabla 14
Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso
Prueba Campo 1 Prueba Campo 2 Prueba Campo 3
Campo de baja produccioacuten- recuperacioacuten de pozo
Inyeccioacuten a 500 ppm
Despueacutes de 4 meses Disminuye 16 la presioacuten y Aumenta 50 el Caudal
Mantiene presioacuten y caudal
Alcanza proteccioacuten de corrosioacuten por inspeccioacuten visual (3 meses despueacutes) se logra remocioacuten del depoacutesito
Dosis 120ppm 50 y 65ppm en orden de prueba
Problema de Corrosioacuten
Dosis de 100 ppm (1mes) 50ppm (2 semanas) 40 ppm (2 semanas) y 35 ppm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 7 p
La peacuterdida del tensoactivo se puede dar por diferentes mecanismos adsorcioacuten del producto precipitacioacuten o degradacioacuten estaacute perdida tambieacuten se encuentra
91 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7-9
80
influenciada por el tipo de surfactante la concentracioacuten de surfactante pH salinidad y temperatura92
Las superficies minerales son sensibles al pH del medio por su ionizacioacuten como se menciona en el capiacutetulo 3 como se ha mencionado la arenisca tiene una carga superficial negativa que se mantiene al tener una solucioacuten alcalina si tenemos en cuenta que el inhibidor contiene compuestos de amonio cuaternario (R4N) + estos tendriacutean una afinidad alta a la superficie mineral en donde se puede llevar a cabo la adsorcioacuten del producto por el intercambio ioacutenico formando un enlace entre el grupo silanol con el amonio cuaternario esta interaccioacuten se muestra en la reaccioacuten siguiente
R3 minus Si minus O minus H + R4N+ rarr R3 minus Si minus O minus R4N + H+
Con respecto al primer equilibrio los tensioactivos se pueden adsorber en la superficie como monoacutemero cuando la concentracioacuten no es la adecuada y en este estado se tiene una mayor facilidad de adsorcioacuten por la superficie de siacutelice generando peacuterdidas del producto por el soacutelido este fenoacutemeno de igual manera se puede presentar en la fase acuosa por las micelas formadas disminuyendo la cantidad del producto que se desplaza por el sistema La precipitacioacuten del producto tambieacuten estaacute influenciada con la salinidad como se mencionoacute anteriormente el agua maneja en formacioacuten y deposicioacuten es blanda y de baja salinidad por lo que se va a tener una baja interaccioacuten de iones que provoquen una reaccioacuten de precipitacioacuten 93
La tensioacuten superficial es importante para la remocioacuten de los depoacutesitos en el sistema y se veraacute afectada tanto por el tipo de inhibidor como por la dosificacioacuten suministrada para el tratamiento actuado sobre el estado de agregacioacuten en el que se encuentre el producto (monoacutemero micela) y su comportamiento como se evidencio se requieren bajas tensiones interfaciales para lograr la dispersioacuten del depoacutesito en la solucioacuten ademaacutes el tamantildeo de la gota que se obtiene tras su dispersioacuten modifica la viscosidad de la emulsioacuten Para llevar a cabo un anaacutelisis a profundidad de estas variables se debe llevar a cabo pruebas de laboratorio tales como inundacioacuten por nuacutecleos en diferentes dosificaciones que permitan determinar la concentracioacuten optima del inhibidor y probar diferentes opciones de productos tratantes a las condiciones de operacioacuten del sistema Dentro de un anaacutelisis que simule las condiciones de campo y las
92 BELHAJ AFetal The effect of surfactant concentration salinity temperature and pH on surfactant adsorption for chemical enhanced oil recovery En Petrol Explor Prod Technol 2020 p125-137 93 CROSS John and SINGER EdwardJ Cationic Surfactants Analytical and Biological Evaluation A adsorption at solid surfaces PubMed 2003 vol 53 p7
81
posibles respuestas que se pueden obtener como permitir determinar la formacioacuten de precipitados que obstruyen las gargantas de los poros y por ende aumenta la resistencia al flujo94 En la prueba de campo llevada a cabo en el pozo C3 se maneja diferentes dosificaciones de 40ppm 80ppm y 120ppm estaacuten son las aplicadas por recomendacioacuten del proveedor de acuerdo con la patente US 20150011453 A1 estas dosis se encuentran dentro de los rangos para tratamientos continuos que son entre 10ppm-200ppm y entre 10ppm-500ppm De igual manera en la patente US 20150011453 A1 para productos (limpiadorinhibidor) como es nuestro caso se alcanza una remocioacuten aproximada del depoacutesito mayor o igual a 8 13 y 21 a dosificaciones de 50ppm 100ppm y 200ppm correspondientes si se hace la comparacioacuten con los resultados obtenidos en campo durante la aplicacioacuten no se tiene la cuantificacioacuten del porcentaje que se removioacute sin embargo al observar el comportamiento de la operacioacuten en los periodos evaluados se puede decir que no se alcanzan esos porcentajes de remocioacuten porque el incremento de inyeccioacuten y caudal posterior a la prueba son apenas del 10 y 6 donde se evidencia que el aumento no es significativo y tampoco se alcanza una integridad en las caiacutedas de presioacuten en el sistema baacutesicamente el producto permite el paso del fluido sea mayor durante la prueba al presentar aumentos del caudal durante su aplicacioacuten pero indica que en la formacioacuten se presentan problemas de taponamiento que no fueron remediados con el tratamiento Esta baja eficiencia puede estar relacionada con peacuterdidas del producto esto conlleva a que se genere un gasto mayor en su aplicacioacuten pues va a requerir una mayor cantidad de producto en el proceso efectuado sin conseguir un beneficio en la operacioacuten
94 REGE Sunil D and FOGLER HS Competition among flow dissolution and precipitation in
porous media AIChE J vol 35 p1177-1185 doi101002aic690350713
82
6 ANAacuteLISIS FINANCIERO
El anaacutelisis econoacutemico del tratamiento quiacutemico en el pozo de disposicioacuten final C3 involucra los beneficios econoacutemicos representados por un ahorro energeacutetico consecuencia de la mejora en la inyectividad y por ende menor consumo de energiacutea y se contrapone con los egresos del tratamiento directa y exclusivamente del costo del tratamiento quiacutemico en razoacuten a que los demaacutes costos operacionales son independientes de los del tratamiento al ser considerados propios del proceso de inyeccioacuten del agua como tal con o sin tratamiento
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO El costo de tratamiento del inhibidor por galoacuten se muestra en la siguiente tabla
Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten Inhibidor orgaacutenico Precio
(COPgal)
Producto A $ 75459
Se determina el consumo del tratamiento diacutea y por etapa seguacuten las distintas dosis (Ver tabla 16)
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa
Dosis [ppm] Gal diacutea Gal etapa
40 1514 7570
80 3158 31578
120 5300 52995
TOTAL GALONES 921
Fuente elaboracioacuten propia Con la cantidad de tratamiento consumido y el costo del producto por unidad de volumen se calcula el costo total del tratamiento por diacutea y por etapa de tratamiento seguacuten la ecuacioacuten 8 costos que se muestran en la tabla 17
Fuente elaboracioacuten propia
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba
119862119900119904119905119900 119905119903119886119905119886119898119894119890119899119905119900 =119862119874119875
119866119886119897lowast 119873deg 119905119900119905119886l G119886119897
83
Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa
Dosis [ppm] $ diacutea $ etapa
40 $ 1142385 $ 5711926
80 $ 2382841 $ 23828407
120 $ 3998957 $ 39989569
Total COP 69 529903
Fuente elaboracioacuten propia
El mayor costo del tratamiento se incrementa tal como se incrementa la dosis de tratamiento esto en la buacutesqueda de una dosis efectiva para que el tratamiento pueda ser replicado ahora como la prueba no fue exitosa esta dosis no pudo ser definida y por lo tanto no se da lugar a un costo perioacutedico de tratamiento quiacutemico que permita configurar una liacutenea de flujo de caja para determinar indicadores financieros y econoacutemicos como lo son Retorno de la inversioacuten o si este gasto de tratamiento es amortizable en un periodo de tiempo Sin embargo con resultados obtenidos se pueden derivar algunos indicadores de la prueba como lo son el costo de tratamiento por caudal de inyeccioacuten para cada dosis en particular ejercicio expuesto en la Tabla 18
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento
Fuente elaboracioacuten propia
Otro aspecto a tener en cuenta como anaacutelisis financiero es el costo del tratamiento quiacutemico con la prueba que es de COP 69 529903 que si se compara con tratamientos alternativos como es el caso de la estimulacioacuten llevados a cabo para mejorar el rendimiento de un pozo cuyo costo oscila entre los $ USD100 000 - 150000 equivalente a COP 330 000 000 - COP 495 000000 Cifras dentro de una brecha no comparable que demuestra porque los tratamientos quiacutemicos tienen una mayor preferencia
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO
Una expectativa con la aplicacioacuten del tratamiento quiacutemico es la reduccioacuten de los costos energeacuteticos en el sistema de inyeccioacuten para ello se tiene en cuenta tres tiempos de operacioacuten para llevar a cabo el seguimiento de la prueba y observar el impacto obtenido que se denominan como previo aplicacioacuten y posterior al tratamiento La mejora en la inyeccioacuten con la aplicacioacuten redunda en un mayor rendimiento de la bomba por ende en un menor consumo energeacutetico y sobre este ahorro se basa el beneficio o entradas en el flujo de caja econoacutemico
Dosis [ppm] $BAPD
40 127
80 254
120 380
84
Se toma como datos de insumos el costo de la unidad de energiacutea (Kw-h) que tiene como tarifa la empresa de energiacutea de la localidad que provee el fluido eleacutectrico a la Estacioacuten el consumo de energiacutea promedio por cada periodo de prueba (E) se determina el costo total de energiacutea por periodo de prueba y por la totalidad del tratamiento ($E) que se resumen en la tabla 19
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea
$ Kw-h 300
E=P(Kw)t(h)
$E=Consumo de Energia (E) $Kw-h
Fuente elaboracioacuten propia
En teacuterminos de energiacutea por barril de agua inyectada se alcanza una disminucioacuten del costo energeacutetico del 3 y del 8 teniendo en cuenta el mejor estimado de operacioacuten el costo de operacioacuten por barril de agua inyectada en los periodos de prueba como se expone en la Tabla 20
Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Tiempo operacioacuten $BAPD
Previo 105
Aplicacioacuten 113
Posterior 102
Mejor estimado 9684
Fuente elaboracioacuten propia
Del resultado de la inyectividad promedio se obtuvo un incremento del 6 de agua inyectada y una disminucioacuten energeacutetica del 2 El costo energeacutetico por promedio diacutea y por periodo evaluado que se determinan en la tabla 21
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Periodos de prueba $E promedio diacutea $E periodo BAPD
Previo a la prueba $ 888754 $ 27551389 8444
Aplicacioacuten $ 1061338 $ 26533454 9365
Posterior a la prueba $ 899028 $ 26970851 8921
Fuente elaboracioacuten propia
Si se hace este ejercicio con el mejor estimado y su comportamiento se llevara a cabo con el costo por 4 diacuteas que presentaron el mejor desempentildeo como costo objetivo el anaacutelisis del ahorro energeacutetico para la operacioacuten objetivo comparado los precios de la energiacutea en los dos casos se obtiene un ahorro de energiacutea diario expuesto en la Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten
85
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea
Costo energeacutetico inyeccioacuten
Actual $ 1011869
Objetivo $ 931799
ahorro diacutea $ 80070
Fuente elaboracioacuten propia
Si se extiende este ahorro en el tiempo con el mejor estimado y su comportamiento se llevara hasta el final del contrato de asociacioacuten del campo el ahorro energetico se expone en la Tabla 23 Ahorro de energia de Inyeccioacuten
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten
Ahorro de Energiacutea
Diacutea Mes Antildeo 2029
$ 80070 2404100 $ 29225412 $ 263028704
Fuente elaboracioacuten propia
En el analisis econoacutemico en este caso como el tratamiento no fue exitoso este no se puede replicar y por tanto no se puede generar un flujo de caja perioacutedico que en caso de haber sido el tratamiento exitoso el perido de replicacion seria el tiempo durante el cual se obtiene un comportamiento sostenible Sin embargo para efectos puntuales de comparar los beneficios obtenidos por ahorro energeacutetico se aproxima el periodo de la prueba al periodo de un mes (COP 2404100) contra los egresos por el costo del tratamiento (COP 69529903) esta comparacioacuten demuestra unos costos no amortizables en el tiempo y se asume como un gasto operacional de consumibles durante la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten
86
7 CONCLUSIONES
La prueba de inyeccioacuten con tratamiento quiacutemico para la limpieza del sistema del pozo C3 alcanzoacute un incremento en el iacutendice de inyectividad cercano al 10 (J=8) con un incremento de Volumen de inyeccioacuten del 6 (Q=477BAPD) y decremento de presioacuten de 4 resultados considerados no suficientes para determinar el tratamiento exitoso Pues dadas las caracteriacutesticas fiacutesicas intriacutensecas de la formacioacuten esta es una formacioacuten receptora de alta permeabilidad
El depoacutesito de materia ldquoschmoordquo actuacutea como agente adherente en la tuberiacutea del sistema y en los poros de la formacioacuten receptora y provoca en estos un efecto tensoactivo en areniscas y algunos materiales arcillosos como los presentes en la formacioacuten carbonera C7-M formando una peliacutecula que impide el paso del fluido esta accioacuten conocida como dantildeo de formacioacuten no pudo ser corregida por parte del inhibidor aunque el efecto tensoactivo no es posible demostrarse mediante la prueba
El anaacutelisis del agua de formacioacuten vs El agua de inyeccioacuten han arrojado aguas blandas con tendencia corrosiva y precursoras de incrustaciones en las superficies por la presencia de los iones presentes en ellas que forman precipitados
La salinidad del agua de formacioacuten es menor a la de inyeccioacuten garantiza que la roca no adsorba el agua y no se pueda generar el fenoacutemeno de hinchamiento de arcillas efecto que generariacutea mayor taponamiento
La seleccioacuten del inhibidor como producto tratante de la prueba de inyeccioacuten en el campo cumplioacute con los lineamientos teoacutericos requeridos para este tipo de depoacutesito mixto (muestra) y de medio acuoso de acuerdo con la prueba de laboratorio realizada por el proveedor
En comparacioacuten con valores reportados en la literatura el incremento obtenido estaacute por debajo del 10 en un tiempo mayor de comparacioacuten que infiere que el resultado de la prueba no depende del tiempo de aplicacioacuten sino de la efectividad del producto sobre las condiciones del sistema
Las condiciones del sistema como medio alcalino y alta temperatura favorecen el efecto del inhibidor como generador de emulsiones OW estas contribuyen a una peacuterdida del producto en la fase acuosa ocasionando disminucioacuten de la cantidad de inhibidor presente y disponible para actuar sobre la superficie
87
Las caracteriacutesticas de la formacioacuten compuesta por arenas finas la hacen sensible a la accioacuten erosiva del agua de inyeccioacuten con alta presioacuten este efecto aporta finos que incrementan los soacutelidos en suspensioacuten esto tambieacuten incrementa la peacuterdida del inhibidor por la adsorcioacuten del producto en los soacutelidos suspendidos y por ende disminuye su disponibilidad sobre la superficie de la roca
El producto cumple con la condicioacuten de mojar las superficies por agua es soluble en el fluido inyectado pero tiene una alta afinidad por las superficies generando peacuterdidas por soacutelidos
La baja efectividad del producto se puede ocasionar porque el amonio cuaternario no tiene un buen rendimiento con sustancias orgaacutenicas
El volumen de agua aumenta durante la aplicacioacuten se evidencia una relacioacuten proporcional a la presioacuten por tal no se ve reflejado el efecto del rendimiento del producto
La inclusioacuten de esta formulacioacuten quiacutemica no es viable debido a que el rendimiento del producto debe reflejarse en la mejora continua de la inyectividad
El comportamiento del tratamiento quiacutemico ha demostrado su accioacuten sobre el flujo al manifestar un incremento durante su aplicacioacuten pero la relacioacuten caudal vs Presioacuten ha demostrado que no remueve los depoacutesitos presentes en la garganta de los poros situacioacuten de dantildeo en la formacioacuten por soacutelidos agregacioacuten de hidrocarburos e incrustaciones de iones que han disminuido la permeabilidad de la formacioacuten y continuar con la baja inyeccioacuten del pozo C3
El uso del tratamiento quiacutemico aplicado ademaacutes de no haber sido exitoso es econoacutemicamente no amortizable con los beneficios energeacuteticos obtenidos
88
8 RECOMENDACIONES
Identificar y caracterizar el tipo de compuestos orgaacutenicos que se encuentran dentro de la muestra soacutelida recuperada de las bombas de inyeccioacuten con un mayor detalle a traveacutes de algunos anaacutelisis como WAT SARA Curvas reoloacutegicas y emulsiones con el fin de obtener el mejor tipo de tratamiento quiacutemico a aplicar
Realizar las pruebas correspondientes para determinar cuaacutel inhibidor tiene el mejor desempentildeo con respecto a los depoacutesitos que se encuentra en el sistema y evaluar diferentes clases de inhibidores a nivel de pruebas de laboratorio sobre nuacutecleos de la formacioacuten y mirar efecto de precipitacion y flujo del fluido
Realizar anaacutelisis PVT para evaluar la compatibilidad quimcia la reoligia del fluido y la deposicion de soacutelidos
Realizar un disentildeo de experimentos para evaluar el efecto de las variables (Temperatura salinidad concentracioacuten y pH) sobre el comportamiento del producto tratante o productos seleccionados para la limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos en lineas de flujo y rocas areniscas
Verificar el historial de las pruebas de inyeccioacuten de los pozos para determinar
las perdidas en los iacutendices de inyectividad causados por este fenoacutemeno de precipitacioacuten de soacutelidos
Realizar pruebas de laboratorio con diferentes productos tratantes reconocidos por la industria de los hidrocarburos a condiciones del pozo y descartar la recomendacioacuten del proveedor
El tratamiento de limpieza con aacutecido inorgaacutenico en este tipo de formacioacuten no es recomendable ni la maacutes efectiva debido a que los compuestos que taponan no siempre son solubles en estas sustancias y al contrario se puede generar un mayor taponamiento (Hinchamiento de arcillas)
Analizar el uso de surfactantes no ioacutenico como Alquil poli glucoacutesidos o alquil
etoxilato a nivel laboratorio para comparar el rendimiento con respecto a los inhibidores catioacutenicos como amidas aminas y amonios cuaternario (resultado observado en esta tesis) y revisar coacutemo afecta la disociacioacuten de los iones en las superficies aceitosas y su rendimiento en el desprendimiento de las escamas orgaacutenicasinorgaacutenicas
Implementar cupones en las superficies de la tuberiacutea para realizar el seguimiento a la corrosioacuten del sistema y probar sus beneficios para inhibir la corrosioacuten
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ANEXOS
98
ANEXO A
DATOS VARIABLES MONITOREADAS DURANTE EL PROCESO DE
INYECCION DE AGUA (PRESIOacuteN Y VOLUMEN DE AGUA INYECTADA)
Cabe resaltar que se confirma el valor de la presioacuten de la liacutenea base por medio de
los datos obtenidos en el histoacuterico teniendo en cuenta las funciones MIN
DESVESTA NORMALIZACIOacuteN en donde se obtienen
MIN=1003 Psi
DESVESTA= 43
NORMALIZACION=38841
P=1150 Psi
Etapa Fecha q (BAPD) P (Psi)
10042019 8211 1170
11042019 7543 1053
12042019 7258 1003
13042019 7592 1139
14042019 7897 1145
15042019 8145 1110
16042019 8581 1169
17042019 8425 1190
18042019 8629 1180
19042019 8255 1130
20042019 8349 1215
21042019 8675 1143
22042019 8650 1143
23042019 8561 1201
24042019 8487 1153
25042019 8388 1170
26042019 8441 1170
27042019 8968 1134
28042019 8770 1190
29042019 8439 1175
30042019 8685 1183
1052019 8355 1151
2052019 8766 1135
3052019 8751 1184
4052019 8970 1153
5052019 8565 1136
6052019 8616 1164
7052019 8243 1189
8052019 8710 1125
9052019 8991 1108
10052019 8856 1139
pre
trat
amie
nto
11052019 9002 1100
12052019 8645 1159
13052019 9125 1180
14052019 8990 1054
15052019 9295 1115
16052019 9232 1101
17052019 9294 1128
18052019 9160 1165
19052019 9117 1145
20052019 9201 1158
21052019 9518 1125
22052019 8629 1080
23052019 9063 1145
24052019 9930 1206
25052019 10838 1240
26052019 10375 1230
27052019 10392 1223
28052019 10540 1269
29052019 10580 1270
30052019 10620 1263
31052019 10571 1270
1062019 10632 1240
2062019 10163 1250
3062019 10815 1269
4062019 10461 1212
tra
tam
ien
to
5062019 9824 1270
6062019 9970 1181
7062019 8518 1208
8062019 8252 1161
9062019 8495 1163
10062019 8495 1164
11062019 8647 1115
12062019 9788 1114
13062019 8020 1181
14062019 8491 1145
15062019 8722 1145
16062019 8819 1160
17062019 8840 1130
18062019 8676 1083
20062019 7496 1143
21062019 8000 960
22062019 9022 1025
23062019 8868 1050
24062019 8911 1005
25062019 9092 1103
26062019 8900 1104
27062019 9464 1036
28062019 9410 1045
29062019 9912 1095
30062019 8960 1069
1072019 8558 1073
2072019 9704 1060
3072019 8562 1091
4072019 8966 1080
5072019 8838 1080
Des
pu
es d
el t
rata
mie
nto
99
Para la presioacuten se tiene P=NORMALIZACION [P] + Tabla5 [[Totales] [WHP [psi]]]
Donde la suma hace referencia al promedio de los datos evaluados desde el
01012019 (1146 Psi)
El mismo procedimiento se tiene para el iacutendice de inyectividad
MIN=7
DESVESTA= 0
NORMALIZACION=06889
J=7 aproximado
En donde el promedio de datos es 7 y el iacutendice de inyectividad J= NORMALIZACION
[J]+ Tabla5 [[Totales] [Columna1]]
Para el caudal se saca la relacioacuten por medio de la formula y se obtiene un valor de
8100 BAPD
Ademaacutes los incrementos realizados para la comparacioacuten de 49 y 144 se hallan
haciendo la relacioacuten por el tiempo de prueba y el incremento obtenido
respectivamente
Caacutelculos
294 90diacuteas 144 150diacuteas
x 15diacuteas x 15diacuteas
49 144
100
ANEXO B
TABLA DE SEGUIMIENTO PARA EL CAacuteLCULO DE LA ENERGIacuteA
Las conversiones que se tienen en cuenta para realizar el caacutelculo de potencia se
encuentran
1 BAPD = 00066244m3h
1 m3h = 0000277778
1 psi = 0703546663 mca
1 Kw = 134 Hp
La potencia es calcula mediante la ecuacioacuten 5 Donde el peso especiacutefico del agua
es tomado como 9810 Nm3 y el 134 representa la equivalencia de un 1Kw a Hp
Para calcular la energiacutea en el proceso se tiene el costo por Kw-h que es de $ 300
COP en la estacioacuten por la cantidad de energiacutea consumida
Etapa fecha q (m3s) P (mca) HB (kw) HP Econsumida $E q (BAPD) $Ebapd
10042019 001510915 823149595 122007879 163490557 292818909 878456726 8211 106985352
11042019 001387996 740834636 100873814 135170911 242097153 72629146 7543 962868169
12042019 001335553 705657303 924536069 123887833 221888657 66566597 7258 917147933
13042019 001397012 801339649 109821124 147160307 263570699 790712096 7592 104150698
14042019 001453136 805560929 114834818 153878656 275603564 826810691 7897 10469934
15042019 001498771 780936795 114820658 153859681 275569578 826708735 8145 101498924
16042019 001578999 822446049 127396758 170711655 305752219 917256656 8581 106893912
17042019 001550294 837220528 127327682 170619094 305586437 916759311 8425 108814162
18042019 001587832 830185062 129314861 173281914 310355667 931067002 8629 107899757
19042019 001519012 795007729 118468116 158747276 284323479 852970438 8255 103327733
20042019 001536309 854809195 128829909 172632079 309191783 927575348 8349 111100173
21042019 001596296 804153835 125927817 168743275 302226762 906680285 8675 104516459
22042019 001591696 804153835 125564913 168256983 301355791 904067374 8650 104516459
23042019 001575319 844959542 130579039 174975912 313389693 940169078 8561 109820007
24042019 001561702 811189302 124276631 166530686 298263915 894791744 8487 105430864
25042019 001543485 823149595 124637935 167014833 299131045 897393134 8388 106985352
26042019 001553238 823149595 125425466 168070125 301021119 903063357 8441 106985352
27042019 001650212 797821915 129156009 173069052 309974422 929923265 8968 103693495
28042019 001613777 837220528 132541694 17760587 318100066 954300197 8770 108814162
29042019 00155287 826667329 125931627 168748381 302235906 906707717 8439 107442555
30042019 001598137 832295702 130484982 174849876 313163957 93949187 8685 108174078
1052019 001537413 809782209 122131514 163656229 293115633 879346899 8355 105247983
2052019 001613041 798525462 126358159 169319933 303259582 909778746 8766 103784936
3052019 001610281 832999248 131587716 176327539 315810518 947431555 8751 108265519
4052019 00165058 811189302 131349285 176008042 315238284 945714851 8970 105430864
5052019 001576055 799229009 123569606 165583272 296567054 889701161 8565 103876376
6052019 00158544 818928315 127369262 170674811 305686229 917058687 8616 106436709
7052019 001516804 836516982 124472415 166793036 298733797 89620139 8243 108722721
8052019 001602737 791489995 124444767 166755988 298667441 896002324 8710 102870531
9052019 001654444 779529702 126518409 169534667 303644181 910932542 8991 101316043
10052019 001629602 801339649 128105358 17166118 307452859 922358577 8856 104150698
pret
rata
mie
nto
101
11052019 001656468 773901329 125758589 168516509 301820614 905461841 9002 100584519
12052019 001590776 815410582 127249005 170513667 305397613 916192838 8818 103900299
13052019 001679101 830185062 136747956 183242261 328195094 984585281 9125 107899757
14052019 00165426 741538182 120338963 16125421 288813511 866440534 8990 963782574
15052019 001710383 784454529 131622527 176374186 315894064 947682193 9295 101956126
16052019 001698791 774604875 129088953 172979197 309813486 929440459 9232 10067596
17052019 001710199 793600635 133142814 17841137 319542752 958628257 9294 103144852
18052019 001685542 819631862 135527479 181606822 325265951 975797852 9160 10652815
19052019 001677629 805560929 13257554 177651223 318181295 954543886 9117 10469934
20052019 001693086 814707035 135316125 181323607 3247587 9742761 9201 105888066
21052019 001751418 791489995 135989127 18222543 326373904 979121713 9518 102870531
22052019 001587832 759830396 118355975 158597006 28405434 852163019 8629 987557097
23052019 001667693 805560929 131790295 176598995 316296707 948890122 9063 10469934
24052019 00182723 848477275 152090651 203801472 365017562 109505269 9157 119586402
25052019 001994312 872397862 170677705 228708125 409626492 122887947 9709 126571168
26052019 001909115 865362395 162068711 217172073 388964907 116689472 9805 119010171
27052019 001912243 860437568 161410416 216289958 387384999 1162155 9787 118744763
28052019 001939477 892800715 169866679 227621349 407680029 122304009 9274 131878379
29052019 001946838 893504261 170645701 228665239 409549682 122864904 9504 129277046
30052019 001954198 888579435 170346741 228264633 408832179 122649654 9499 12911849
31052019 001945181 893504261 170500539 228470722 409201293 122760388 10202 120329728
1062019 001956406 872397862 1674336 224361024 40184064 120552192 9874 122090533
2062019 001870105 879433328 161338458 216193533 387212298 11616369 9571 121370483
3062019 00199008 892800715 174298684 233560237 418316842 125495053 9946 126176405
4062019 00192494 852698555 161020727 215767775 386449746 115934924 9813 118144221
trat
amie
nto
5062019 001807725 893504261 158452114 212325832 380285073 114085522 9824 116129399
6062019 001834591 830888608 149537811 200380666 358890746 107667224 9970 107991197
7062019 001567407 849884368 130680423 175111767 313633016 940899047 8518 11046009
8062019 00151846 816817675 121673892 163043016 292017342 876052025 8252 106162388
9062019 001563174 818224769 125472647 168133347 301134353 903403059 8495 106345269
10062019 001563174 818928315 125580534 168277916 301393282 904179846 8495 106436709
11062019 001591144 784454529 122446475 164078277 293871541 881614623 8647 101956126
12062019 001801101 783750982 138479381 185562371 332350515 997051544 9788 101864686
13062019 001475769 830888608 120290195 161188861 288696468 866089403 8020 107991197
14062019 001562438 805560929 123472514 165453168 296334033 889002099 8491 10469934
15062019 001604945 805560929 126831618 169954368 304395882 913187646 8722 10469934
16062019 001622794 816114129 129922179 174095719 311813228 935439685 8819 106070947
17062019 001626658 795007729 126863495 169997083 304472387 913417162 8840 103327733
18062019 00159648 761941036 119331187 159903791 28639485 85918455 8676 990300311
20062019 001379347 804153835 108813247 145809751 261151793 78345538 7496 104516459
21062019 001472089 675404796 975365034 130698915 234087608 702262824 8000 87782853
22062019 001660148 721135329 117444491 157375618 281866779 845600336 9022 937264837
23062019 001631811 738723996 11825539 158462223 283812937 85143881 8868 960124955
24062019 001639723 707064396 113736135 152406422 272966725 818900175 8911 918976743
25062019 001673029 776011969 127362303 170665485 305669526 917008578 9092 100858841
26062019 001637699 776715515 124785764 167212924 299485834 898457501 8900 100950281
27062019 001741481 728874342 124520383 166857314 29884892 896546761 9464 947323289
28062019 001731545 735206262 12488546 167346516 299725103 899175309 9410 955552932
29062019 001823918 770383596 137841939 184708199 330820655 992461964 9912 100127317
30062019 00164874 752091382 121644276 16300333 291946262 875838786 8960 977498645
1072019 001574767 754905569 116621324 156272574 279891177 83967353 8558 981156264
2072019 001785644 745759462 130635922 175052136 313526213 94057864 9704 969269002
3072019 001575503 767569409 118633116 158968375 284719478 854158433 8562 997615549
4072019 001649844 759830396 122978291 16479091 295147898 885443693 8966 987557097
5072019 00162629 759830396 121222634 162438329 290934321 872802962 8838 987557097
De
spu
es
de
l tra
tam
ien
to
102
ANEXO C
SEGUIMIENTO DOSIS DE INYECCIOacuteN DE PRODUCTO QUIacuteMICO
Para el seguimiento de la dosis de inyeccioacuten se tiene en cuenta el volumen del fluido
inyectado y la dosificacioacuten del inhibidor que se maneja en cada etapa para sacar la
cantidad de producto diacutea requerido y el volumen de inhibidor gastado por etapa
Donde se calcula la cantidad de producto utilizada teniendo como constante
la dosis que se esteacute manejando en cada una de las etapas por medio de la
ecuacioacuten 4 El 42 representa la conversioacuten a galones
119876119894119899ℎ =9002 lowast 42 lowast 40
1000000= 1512119892119886119897
119876119894119899ℎ =9232 lowast 42 lowast 80
1000000= 3102119892119886119897
119876119894119899ℎ =10375 lowast 42 lowast 120
1000000= 5229119892119886119897
etapa fecha q (BAPD) P (Psi) j dosis Productodia Producto etapa $Gal $BAPD
11052019 9002 1100 818 40 1512 1141673$ 127$
12052019 8645 1159 746 40 1452 1096397$ 127$
13052019 9125 1180 773 40 1533 1157272$ 127$
14052019 8990 1054 853 40 1510 1140151$ 127$
15052019 9295 1115 834 40 1562 1178833$ 127$
16052019 9232 1101 839 80 3102 2341685$ 254$
17052019 9294 1128 824 80 3123 2357412$ 254$
18052019 9160 1165 786 80 3078 2323423$ 254$
19052019 9117 1145 796 80 3063 2312516$ 254$
20052019 9201 1158 795 80 3092 2333822$ 254$
21052019 9518 1125 846 80 3198 2414229$ 254$
22052019 8629 1080 799 80 2899 2188735$ 254$
23052019 9063 1145 792 80 3045 2298819$ 254$
24052019 9930 1206 823 80 3336 2518732$ 254$
25052019 10838 1240 874 80 3642 2749045$ 254$
26052019 10375 1230 843495935 120 5229 3947409$ 380$
27052019 10392 1223 849713818 120 5237568 3953877$ 380$
28052019 10540 1269 830575256 120 531216 4010187$ 380$
29052019 10580 1270 833070866 120 533232 4025406$ 380$
30052019 10620 1263 840855107 120 535248 4040625$ 380$
31052019 10571 1270 832362205 120 5327784 4021982$ 380$
1062019 10632 1240 857419355 120 5358528 4045190$ 380$
2062019 10163 1250 81304 120 5122152 3866748$ 380$
3062019 10815 1269 852245863 120 545076 4114817$ 380$
4062019 10461 1212 863118812 120 5272344 3980129$ 380$
producto total 92142624 921$ 69559114$
7569576
31577952
52995096
do
sis
40
pp
md
osi
s 8
0 p
pm
do
sis
12
0 p
pm
103
Adicional en la tabla se muestra el costo del producto donde un galoacuten de
tratamiento tiene un costo $ 75459 COP y se calcula el costo por
productodiacutea
$119892119886119897 = 75459 lowast 1512 = 1141194
Tambieacuten se encuentra que el costo por el barril de agua inyectada cambia
seguacuten la dosis manejada e incrementa con la dosificacioacuten como se puede
observar en la tabla
$119861119860119875119863 =$119892119886119897
119902
104
ANEXO D
EVALUACIOacuteN DEL KPI POR MEDIO DE POWER PIVOT
Power pivot es un complemento de Excel que permite realizar anaacutelisis a datos una
de las herramientas aplicadas son los indicadores claves de rendimiento (KPI) este
elemento permite evaluar los datos de una forma raacutepida y dar una visual al estado
en el que se encuentra el proceso
Para hacer el anaacutelisis del indicador en Power pivot se hace una tabla dinaacutemica con
las variables fecha presioacuten y caudal
Se adicionan las variables BAPD y WHP como medidas calculadas como se
observa en las ventanas por medio de la funcioacuten SUMX que evaluacutean los valores
que se estaacuten tomando de la columna de una determinada tabla
Al tener estas variables como campos calculados se realiza el caacutelculo de la
inyectividad que representa el valor base del anaacutelisis que se genera
automaacuteticamente para los datos que se encuentren en la tabla
Etiquetas de fila Suma de P Suma de Q
15-abr 1110 8145
16-abr 1169 8581
17-abr 1190 8425
18-abr 1180 8629
19-abr 1130 8255
20-abr 1215 8349
21-abr 1143 8675
22-abr 1143 8650
23-abr 1201 8561
24-abr 1153 8487
25-abr 1170 8388
26-abr 1170 8441
27-abr 1134 8968
28-abr 1190 8770
105
Finalmente se elige una medida objetivo para el KPI por medio de un condicional
que permite realizar la comparacioacuten de los datos de la prueba ademaacutes del periodo
de pretratamiento y post tratamiento
Se agrega el indicador clave de rendimiento donde el campo base es la medida
inyectividad se definen los liacutemites del estado los cuales son 78 al ser el valor
promedio encontrado entre los datos analizados y 9 que es el valor establecido para
definir la prueba como exitosa
106
Al dar aceptar inmediatamente se analizan los valores de la variable inyectividad
en la tabla la cual nos muestra el estado de la inyeccioacuten seguacuten los rangos que se
establecieron esto se puede observar en la imagen por medio de los iconos como
una demostracioacuten graacutefica
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
16042019 FALSO 7340461933
17042019 FALSO 7079831933
18042019 FALSO 7312711864
19042019 FALSO 7305309735
20042019 FALSO 6871604938
21042019 FALSO 758967629
22042019 FALSO 7567804024
23042019 FALSO 7128226478
24042019 FALSO 7360797918
25042019 FALSO 7169230769
26042019 FALSO 7214529915
27042019 FALSO 7908289242
28042019 FALSO 7369747899
29042019 FALSO 718212766
30042019 FALSO 7341504649
1052019 FALSO 72589053
2052019 FALSO 7723348018
3052019 FALSO 7391047297
4052019 FALSO 7779705117
5052019 FALSO 7539612676
6052019 FALSO 7402061856
7052019 FALSO 6932716569
8052019 FALSO 7742222222
9052019 FALSO 8114620939
10052019 FALSO 777524144
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
11052019 FALSO 7800693241
12052019 FALSO 7608283003
13052019 FALSO 7733050847
14052019 FALSO 8529411765
15052019 FALSO 833632287
16052019 FALSO 838510445
17052019 FALSO 8239361702
18052019 FALSO 7862660944
19052019 FALSO 7962445415
20052019 FALSO 7945595855
21052019 FALSO 8460444444
22052019 FALSO 7989814815
23052019 FALSO 7915283843
24052019 FALSO 8233830846
25052019 FALSO 8740322581
26052019 FALSO 843495935
27052019 FALSO 8497138185
28052019 FALSO 8305752561
29052019 FALSO 8330708661
30052019 FALSO 8408551069
31052019 FALSO 8323622047
1062019 FALSO 8574193548
2062019 FALSO 81304
3062019 FALSO 8522458629
4062019 FALSO 8631188119
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
5062019 FALSO 7735433071
6062019 FALSO 8441998307
7062019 FALSO 7051324503
8062019 FALSO 7107665805
9062019 FALSO 7304385211
10062019 FALSO 7298109966
11062019 FALSO 7755156951
12062019 FALSO 8786355476
13062019 FALSO 6790855207
14062019 FALSO 7415720524
15062019 FALSO 7617467249
16062019 FALSO 7602586207
17062019 FALSO 782300885
18062019 FALSO 8011080332
19062019 FALSO 2206930693
20062019 FALSO 6558180227
21062019 FALSO 8333333333
22062019 FALSO 880195122
23062019 FALSO 8445714286
24062019 FALSO 8866666667
25062019 FALSO 8242973708
26062019 FALSO 8061594203
27062019 VERDADERO 9135135135
28062019 VERDADERO 9004784689
29062019 VERDADERO 9052054795
En el ANEXO podemos observar un semaacuteforo que permite ver el estado de la
inyectividad con los tiempos establecidos de pre durante y post tratamiento
teniendo como objetivo una inyectividad Xgt=9 donde el tiempo base de 30 diacuteas pre
tratamiento se encuentra en estado rojo el periodo de prueba se encuentra en
amarillo y los 30 diacuteas post tratamiento se encuentran en los tres estados (rojo
amarillo y verde) en rojo se encuentran los 15 diacuteas recieacuten se suspende la
dosificacioacuten del tratamiento 11 diacuteas en amarillo y 4 diacuteas en verde esto ademaacutes se
ve influenciado por la disminucioacuten de presioacuten que se presenta en cabeza de pozo
que afecta directamente la relacioacuten caudal presioacuten
107
ANEXO E
REPORTE ASSAY 2016 CEPSA COLOMBIA SA
Fuente CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de crudo CCA
108
ANEXO F
REPORTE LABORATORIO AGUA RESIDUAL NFUSTRIAL
Fuente CEPSA Colombia SA
EVALUACIOacuteN PARA MEJORAR LA INYECTIVIDAD EN POZO PARA DISPOSICIOacuteN FINAL DE AGUA EN UN CAMPO PETROLERO UTILIZANDO
INHIBIDORES ORGAacuteNICOS MODIFICADOS
LINDA NICOLE LANDINEZ CUEVAS
Proyecto integral de grado para optar el tiacutetulo de
INGENIERO QUIacuteMICO
FUNDACIOacuteN UNIVERSIDAD DE AMEacuteRICA
FACULTAD DE INGENIERIacuteAS
PROGRAMA DE INGENIERIacuteA QUIacuteMICA
BOGOTAacute DC
2020
3
Nota de aceptacioacuten
______________________________________
______________________________________
______________________________________
______________________________________
______________________________________
______________________________________
_____________________________________
Ing Angie Tatiana Ortega Ramirez
Jurado
_____________________________________
Ing David Trivintildeo Rodriguez
Jurado
Bogotaacute DC Agosto del 2020
4
DIRECTIVAS DE LA UNIVERSIDAD Presidente de la Universidad
Dr MARIO POSADA GARCIacuteA PENtildeA Consejero Insitucional
Dr LUIS JAIME POSADA GARCIacuteA PENtildeA Vicerrectoria Academica y de Investigaciones
Dra MARIacuteA CLAUDIacuteA APONTE GONZAacuteLEZ Vicerrector Administrativo y Financiero
Dr RICARDO ALFONSO PENtildeARANDA CASTRO Secretaria General
Dra ALEXANDRA MEJIacuteA GUZMAacuteN Decano de la Facultad de Ingenieriacuteas
Dr JULIO CEacuteSAR FUENTES ARISMENDI Director del Programa de Ingenieriacutea quiacutemica
Ing IVAacuteN RAMIacuteREZ MARIacuteN
5
Las directivas de la Universidad de Ameacuterica los jurados calificadores y el cuerpo docente no son responsables por los criterios e ideas expuestas en el presente documento Estos corresponden uacutenicamente a los autores
6
AGRADECIMIENTOS
Este es el primer peldantildeo de mi proyecto de vida a Dios y a mis padres por el
acompantildeamiento durante todo este proceso agradezco al inmenso esfuerzo de
personas integras que aportaron para el desarrollo de este trabajo con carintildeo a
Daniel Fajardo su esposa Sandra Juan Enrique Loacutepez y Juan Manuel Rodriguez
de la empresa Cepsa Colombia SA
7
CONTENIDO
paacuteg
RESUMEN 17
INTRODUCCIOacuteN 19
OBJETIVOS 20
1GENERALIDADES 21
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA 21
111 Naturaleza del agua 22
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN 23
121 Propiedades de la roca 24
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua 26
2CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA 34
21 TIPO DE MUESTRA 34
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO 34
221 Anaacutelisis SARA 35
222 Anaacutelisis composicionales 35
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA 36
3SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 40
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN 40
311 Revisioacuten de antecedentes 40
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada 41
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba 43
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor 43
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 45
321 El Inhibidor 45
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten 47
323 Sistema de inyeccioacuten 50
324 Aplicacioacuten de la prueba 50
8
4PRUEBA PILOTO 52
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO 52
411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor 52
42 PROCEDIMIENTO 54
421 Aplicacioacuten 54
422 Recopilacioacuten de datos 54
423 Evaluacioacuten de resultados 55
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS 59
431 Anaacutelisis del tratamiento 59
432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema 61
433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 63
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento 67
5ANAacuteLISIS Y RESULTADOS 69
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN 69
52 PRUEBA PILOTO 72
53 AGUA - ACEITE ndash SOacuteLIDO 75
6ANAacuteLISIS FINANCIERO 82
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO 82
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO 83
7 CONCLUSIONES 86
8RECOMENDACIONES 88
BIBLIOGRAFIacuteA 97
ANEXOS 89
9
LISTA DE TABLAS
paacuteg
Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra 37 Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual
industrial 43 Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba 57
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba 58 Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento 65 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten 70
Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin 71
Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten 72 Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes
periodos 74 Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
74
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza 76 Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor 77
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media 79 Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso 79 Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten 82
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa 82 Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa 83
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento 83
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea 84 Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea 85
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten 85
10
LISTA DE ECUACIONES
paacuteg
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad 55 Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten 56 Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad 56 Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida 57
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba 58 Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida 58 Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 59
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba 82
11
LISTA DE GRAacuteFICAS
paacuteg
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos 38 Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten 41 Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba 60 Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba 61 Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes
durante y despueacutes de la prueba 62 Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten 63
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo 64
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento 65 Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3 66 Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada 67 Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 68
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql 70 Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo 73
12
LISTA DE FIGURAS
paacuteg
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera 22
Figura 2 Esquema de un pozo disposal 24 Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la
formacioacuten 27 Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos 28 Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten 31
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica 33 Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten 34
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA 35
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo 36
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida 46
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada 47 Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base 48
Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos 50 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3 52
Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten 53
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico 53
Figura 17 Formacioacuten de precipitados 70
13
LISTA DE ANEXOS
paacuteg
Anexo A Datos variables monitoreadas durante el proceso de inyeccion de agua (presioacuten y volumen de agua inyectada) 988 Anexo B Tabla de seguimiento para el caacutelculo de la energiacutea 100 Anexo C Seguimiento dosis de inyeccioacuten de producto quiacutemico 102 Anexo D Evaluacioacuten del Kpi por medio de power pivot 104 Anexo E Reporte Assay 2016 CEPSA Colombia sa 107 Anexo F Reporte laboratorio agua residual industrial 108
14
ABREVIATURAS
Γ Peso especiacutefico
ww Concentracioacuten en peso
BAPD Barriles de Agua por Diacutea
BBL Barriles
CMC Concentracioacuten criacutetica de micelas
EOR Enhanced oil recovery
Ji Iacutendice de inyectividad
KPI Indicador clave de rendimiento
KW Kilo watts
OW contenido de grasas y aceites en agua
PDP Presioacuten de descarga de la bomba
PTARI Planta de tratamiento de aguas residuales
Ppm partes por milloacuten
Psi Libra por pulgada cuadrada
Q Caudal
TSS Soacutelidos suspendidos totals
WHP Presioacuten en cabeza de pozo
15
GLOSARIO
ADSORCIOacuteN moleacuteculas de una sustancia son capturadas por la superficie de la otra sustancia1
AGUA DE DISPOSICIOacuteN es el agua producida que al pasar por un proceso de tratamiento necesita su disposicioacuten final es decir ha terminado su ciclo productivo
AMINA CUATERNARIA es una sal de amina catioacutenica en donde el nitroacutegeno tiene cuatro grupos unidos a ella cargada positivamente Son utilizadas como agentes mojantes del petroacuteleo e inhibidores de corrosioacuten2
ARENISCAS supeficie mineral que estaacute compuesta principalmente de granos de cuarzo y puede contener otros minerales3
BARRIL unidad volumeacutetrica equivale a 42 galones US4
DISOLUCIOacuteN es lo formacioacuten de una mezcla homogeacutenea donde las moleacuteculas del soluto se disuelven en el solvente5
DISPERSIOacuteN es la separacioacuten de componentes dentro de un fluido por medio de la difusioacuten es decir es la presencia de partiacuteculas o granos dentro de un fluido 6
FORMACIOacuteN RECEPTORA se encuentra constituida por rocas porosas a nivel subterraacuteneo con la capacidad de contener y circular un fluido a traveacutes de ella en este caso el agua
INHIBIDOR es un producto quiacutemico que evita o retrasa una reaccioacuten quiacutemica como la corrosioacuten7
MOJABILIDAD es la preferencia de un soacutelido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro que permite que la fase mojante se disperse sobre la fase soacutelida8
1 SCHUMBERGER Oilfield glossary adsorption [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsaadsorptionaspx 2SCHUMBERGER Oilfield glossary amina cuaternaria En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsqquaternary_amineaspx 3 SCHUMBERGER Oilfield glossary arenisca [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsssandstoneaspx 4 SCHUMBERGER Oilfield glossary barril eqivalente [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsbbarrel_equivalentaspx 5 Disoluciones quiacutemicas Soluciones [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible
en httpsuftclimagesfuturos_alumnosprofesores_orientadoresmaterial-pedagogicoGuia_5_Solucionespdf 6 SCHUMBERGER Oilfield glossary dispersioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 7 SCHUMBERGER Oilfield glossary inhibitor [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 8 SCHUMBERGER Oilfield glossary mojabilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible enhttpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermswwettabilityaspx
16
POZOS DISPOSAL son pozos clase II seguacuten el UIC se utilizan para inyectar fluido como el agua tratada la cual es separada del aceite resultante de la produccioacuten de petroacuteleo y es reinyectada en formaciones subterraacuteneas con caracteriacutesticas iguales o similares para su eliminacioacuten9
PRECIPITACIOacuteN aparicioacuten de material soacutelido en una solucioacuten liquida en donde el soluto sobrepasa la solubilidad10
SCHMOO son depoacutesitos y acumulaciones de lodos de composicioacuten variable compuesta de sustancias inorgaacutenicas recubiertas con material hidrocarbonado que se acumula en las liacuteneas y sistemas de operacioacuten de inyeccioacuten11
SOLUBILIDAD es la capacidad de un cuerpo para disolverse y mezclarse en una sustancia12
9 EPA Control de inyeccioacuten subterraacutenea [En liacutenea] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwepagovuicclass-ii-oil-and-gas-related-injection-wells 10 SCHUMBERGER Oilfield glossary precipitacioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermspprecipitationaspx 11Hellberg PE and Zuberbuehler A Polymeric corrosion inhibitors - A new class of oilfield formulation bases[En liacutenea] International Petroleum Technology Conference 2014] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwlinknovatecomconferencepolymeric-corrosion-inhibitors-a-new-class-of-oilfield-formulation-bases-1197673 12 SCHUMBERGER Oilfield glossary solubilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsssolubilityaspx
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RESUMEN
Este trabajo se desarrolla con base en la evaluacioacuten de un inhibidor orgaacutenico que busca incrementar el flujo de agua inyectada al pozo de disposicioacuten final C3 el cual trae un bajo iacutendice de inyectividad por la posible presencia de sustancias que bloquean el paso del fluido a la formacioacuten receptora evento recurrente en pozos de disposicioacuten con alguna carga de hidrocarburos se requiere verificar el desempentildeo con la aplicacioacuten de un tratamiento que sea econoacutemico y efectivo de este modo recuperar las propiedades de la roca de la formacioacuten para extender la vida del pozo inyector
Se analiza el histoacuterico del sistema de inyeccioacuten de la estacioacuten desde el 1 de enero del 2019 las condiciones de operacioacuten del pozo y el sistema de inyeccioacuten a partir de una revisioacuten bibliograacutefica y un anaacutelisis de composicioacuten se hace una discusioacuten sobre la eleccioacuten del producto tratante y los fenoacutemenos que interactuacutean para alcanzar la separacioacuten del depoacutesito que se encuentra acumulado en el medio del sistema Se hace la prueba de pozo con el producto tratante y el respectivo seguimiento las variables involucradas en el proceso de mejora de la inyectividad
Asiacute mismo se evaluacutean las consideraciones o factores que generaron el dantildeo a la formacioacuten y la efectividad o no del producto tratante su composicioacuten y reacciones con el medio acuoso y con la roca
PALABRAS CLAVES inhibidor inyectividad pozo de disposicioacuten agua de disposicioacuten
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ABSTRACT
This work is developed based on the evaluation of an organic inhibitor that seeks to
increase the flow of water injected to the final disposal well C3 which brings a low
injection rate due to the possible presence of substances that block the passage of
the fluid to the receptor formation recurrent event in disposal wells with some
hydrocarbon load It is necessary to verify the performance with the application of a
treatment that is economical and effective in this way to recover the properties of
the rock of the formation to extend the life of the injection well
The history of the injection system of the station from January 1 2019 the operating
conditions of the well and the injection system is analyzed Based on a bibliographic
review and a composition analysis a discussion is made about the choice of the
treatment product and the phenomena that interact to achieve the separation of the
deposit that is accumulated in the middle of the system The well test is carried out
with the treatment product and the respective monitoring of the variables involved in
the process to improve injectivity
Likewise the considerations or factors that generated the damage to the formation
and the effectiveness or not of the treatment product its composition and reactions
with the aqueous medium and with the rock are evaluated
KEY WORDS inhibitor injectivity disposal well disposal water
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INTRODUCCIOacuteN
Un pozo de disposicioacuten de agua tratada es una de las alternativas de vertimiento de las aguas de produccioacuten en la industria de los hidrocarburos el caso de estudio es el pozo inyector C3 que pertenece al sistema de inyeccioacuten de un campo maduro en la cuenca de los llanos orientales de Colombia por ello el desarrollo de estos campos comprenden el manejo de una alta relacioacuten aceite agua que de manera incremental acrecienta los problemas de disposicioacuten de agua situacioacuten que puede llegar a generar un cuello de botella para el campo si la capacidad de inyeccioacuten no es suficiente
El sistema de disposicioacuten de agua se encuentra conformado por 5 pozos los cuales tienen la capacidad de recibir la cantidad de agua producida a disponer el volumen total de 95000 BWPD13 aproximadamente distribuido en los pozos C1 C2 C3 C6 y CC en este sistema el pozo C3 tiene la menor inyectividad por ello se ha tomado con el pozo de prueba
El objetivo del estudio es aumentar la capacidad de agua dispuesta en la formacioacuten esto se pretende lograr con la limpieza y la disolucioacuten de deposiciones presentes en la zona a partir de un inhibidor orgaacutenico El tratamiento fue aplicado en una prueba piloto del pozo inyector que alimenta la formacioacuten receptora la carbonera C7-M sobre el comportamiento de esta formacioacuten se tiene conocimiento a traveacutes del desarrollo del campo experiencia que recomienda que espera con el tratamiento un incremento significativo del volumen inyectado sino se da esta condicioacuten la prueba resultaraacute no exitosa por el alto costo del producto y el manejo de la integridad del pozo y de la formacioacuten
Este proyecto estaacute enfocado a la accioacuten limpiadora del producto en la formacioacuten receptora confrontando su desempentildeo operacional en su implementacioacuten al evaluar su eficiencia tecnoloacutegica y financiera que permita su aplicabilidad en todo el sistema de pozos de la compantildeiacutea Por ello la tasa de inyeccioacuten es el indicador principal o gradiente de medida en las variables operacionales que se tienen en cuenta para la evaluacioacuten
13 CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de implementacioacuten de tecnologiacutea en pozos inyectores 2019
20
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Evaluar la inyectividad en un pozo para disposicioacuten final de agua en un campo petrolero utilizando inhibidores orgaacutenicos modificados OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
1 Caracterizar el depoacutesito proveniente del pozo de disposicioacuten final C3 de la estacioacuten
2 Seleccionar el inhibidor de la tecnologiacutea de acuerdo con el depoacutesito proveniente del sistema
3 Evaluar en prueba piloto el rendimiento del producto 4 Determinar la viabilidad financiera del proyecto
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1 GENERALIDADES
En el presente capiacutetulo se abordan conocimientos y definiciones que ayudan a entender los factores y propiedades que afectan la inyectividad en un pozo de inyeccioacuten con el fin de entender el comportamiento de estos sistemas y tener una mejor evaluacioacuten del proceso
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA
El agua se usa como insumo o como materia prima en distintos procesos productivos de las industria asociado las actividades de exploracioacuten produccioacuten transporte y refinacioacuten este recurso es retornado al sistema de forma parcial o en su totalidad estos retornos de agua hacen referencia a las peacuterdidas vertimientos y descargas de agua seguacuten la ENA se estima una demanda hiacutedrica en el paiacutes de 5813 millones de m3 y la huella hiacutedrica azul de 62 millones de m3 que corresponden al 11 de demanda de agua en este sector el flujo de retorno es la diferencia entre el volumen usado y el que no retorna que corresponde a 5752 millones de m314
El manejo del recurso hiacutedrico permite garantizar proteccioacuten y conservacioacuten al medio ambiente a partir de un uso consciente y responsable del agua en los procesos a nivel Industrial se tiene como objetivo reducir el impacto ambiental que es generado por medio de las actividades que realiza la industria con el cumplimiento de las normativas internacionales teniendo en cuenta que las labores efectuadas pueden causar un impacto al ecosistema ya sea en las aguas subterraacuteneas la atmoacutesfera suelos biodiversidad entre otros15 por eso el agua que se emplea en la produccioacuten no puede ser usada o vertida sin un previo tratamiento por lo que debe cumplir con los estaacutendares correspondiente a las licencias ambientales que determinan los liacutemites y condiciones que se deben tener para no afectar los cuerpos receptores
Algunas alternativas implementadas para el manejo de los efluentes de produccioacuten con procura de la reduccioacuten del impacto ambiental al momento de disponer las aguas al medio despueacutes de su uso son i) La reutilizacioacuten del recurso en el proceso de refinacioacuten y aprovechamiento agriacutecola ii) La reinyeccioacuten en disposicioacuten final (Disposal) o recobro y iii) El uso en vertimientos a cuerpos de agua superficial suelo o alcantarillado la Figura 1 permite visualizar coacutemo se encuentra repartida la gestioacuten de agua residual realizada en Colombia por parte Ecopetrol16 dando una perspectiva de la utilidad de cada una de estas alternativas
14 Instituto de Hidrologiacutea Meteorologiacutea y Estudios Ambientales (IDEAM) Estudio nacional del agua 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Ideam 2019 p181 [Consultado 5 Agosto de 2019] Disponible en httpwwwandicomcoUploadsENA_2018-comprimidopdf 15 CEPSA Colombia SA Informe Anual y de responsabilidad corporativa 2018 16 Ecopetrol Reporte integrado de gestioacuten sostenible 2018 [en liacutenea] Bogotaacute Ecopetrol SA 2019 p 363-364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en
22
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera
Fuente ECOPETROL Reporte integrado gestioacuten sostenible 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 2019 p 364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 111 Naturaleza del agua En la industria de los hidrocarburos se tiene grandes voluacutemenes de agua asociados a sus procesos productivos debido a que el agua es un fluido que se encuentra asociado a las acumulaciones de petroacuteleo en donde se puede encontrar un mayor volumen produccioacuten de agua en comparacioacuten con el del petroacuteleo Su composicioacuten variacutea por las caracteriacutesticas quiacutemicas y fiacutesicas que muestra el agua del yacimiento al ambiente geoloacutegico en el que se encuentren17 por lo que se dispone de anaacutelisis que permiten identificar las caracteriacutesticas del agua que pueden depender de la composicioacuten quiacutemica temperatura gravedad especiacutefica pH y presioacuten donde el agua puede presentar contenido de soacutelidos disueltos soacutelidos suspendidas materiales inertes o gases bacterias y aceite residual
Composicioacuten la quiacutemica del agua es un aspecto importante por entender con respecto a la eliminacioacuten y operaciones de inyeccioacuten debido a que la calidad del agua de inyeccioacuten permite tomar medidas para poder controlar o eliminar la corrosioacuten incrustacioacuten y ensuciamiento de las liacuteneas equipos y tanques1819
Los soacutelidos disueltos totales estaacuten constituidos generalmente por concentraciones de cloruro de sodio cationes (calcio magnesio bario estroncio y hierro ferroso) y aniones (cloruro sulfato sulfuro y bicarbonato) la
httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 17 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades del agua En fundamentos de ingenieriacutea de
yacimiento [En liacutenea]Maracaibo Venezuela Astro Data SA 2009 p148 [Consultado 10 de
Agosto de 2019] Disponible en httpsesslidesharenetgeorgehsterlingfundamentos-de-
ingenieria-de-yacimientos-magdalena 18 KEMMER Frank N y McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo III Meacutexico McGraw-Hill inc1998 p43-9 19 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p148
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concentracioacuten de estos soacutelidos es demostrada en partes por milloacuten (ppm) de cada ion
Los soacutelidos suspendidos son soacutelidos orgaacutenicos e inorgaacutenicos que se encuentran en el agua producida estas pueden ser partiacuteculas de oacutexidos metaacutelicos hierro oxidado o manganeso tambieacuten se encuentran sedimentos arena arcilla o cuerpos bacterianos Los gases disueltos de mayor frecuencia son el sulfuro de hidroacutegeno (H2S)
dioacutexido de carbono (CO2) y el oxiacutegeno (O2)
- El agua que contienen sulfuro de hidroacutegeno es denominada como agua amarga pueden tener este comportamiento por la actividad de las bacterias reductoras de sulfato en la formacioacuten que contribuyen a la corrosioacuten en el pozo y al taponamiento de la formacioacuten durante las operaciones de inyeccioacuten
- El agua con dioacutexido de carbono aumenta la dureza y alcalinidad ademaacutes de ser un gran contribuyente en la corrosioacuten
- El oxiacutegeno disuelto es el que se encuentra en menor presencia pero es el agente maacutes corrosivo y causa la formacioacuten de agentes taponadores por oxidacioacuten de hierro ferroso y del sulfuro de hidroacutegeno por lo que es importante evitar la presencia de oxiacutegeno en las liacuteneas de abastecimiento
A nivel bacteriano estas pueden causar corrosioacuten y taponamientos en el sistema
y en el pozo de inyeccioacuten se reproducen raacutepidamente a condiciones de alto y bajo pH temperatura presioacuten y en ausencia de oxiacutegeno las bacterias que se encuentran en esta industria se clasifican en aerobias anaerobias y facultativas20
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN
El proceso de inyeccioacuten de agua como se mencionoacute anteriormente son utilizados para la eliminacioacuten de los fluidos producidos asiacute como para la recuperacioacuten del petroacuteleo Estas operaciones dependen de la cantidad de agua inyectada en su respectiva zona por debajo de la presioacuten de fractura de la formacioacuten
Pozos de eliminacioacuten de agua o pozos de disposicioacuten final o tambieacuten denominados pozos Water disposal son pozos profundos que tienen como fin confinar el agua producida por medio de bombeo a una formacioacuten geoloacutegica (Ver figura 2) esta se realiza para asegurar la eliminacioacuten de los residuos de manera que no afecte al medio ambiente principalmente es disponer grandes cantidades del liacutequido en el depoacutesito al menor costo posible El agua y el pozo deben cumplir con las regulaciones pertinentes y llevar a cabo su respectivo monitoreo para asegurar la integridad de la zona de deposicioacuten y se ldquoimpida la migracioacuten del fluido hacia otras formaciones geoloacutegicas acuiacuteferos o cuerpos de agua superficialesrdquo (ANLA) por eso
20 COLLINS A Gene and WHRIGHT Charles C Chapter 6Enhanced Oil Recovery Injection Waters En Enhanced Oil Recovew I Fundamentals and Analyses Elsevier 1985 213 p
24
los operadores deben garantizar la permanencia del fluido en la formacioacuten por medio de un aislamiento que impida la migracioacuten estos pueden ser sellos hidraacuteulicos o capas de rocas que formen un sello natural21
Fuente ECOPETROLManejo de agua en campo petrolero Petroacuteleo y el mundo [En liacutenea] Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 201438 p [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesNuestraEmpresasalaPrensaPu blicacione Este tipo de operacioacuten de inyeccioacuten por parte de la industria de los hidrocarburos indica que hay tipos de rocas que poseen una porosidad y permeabilidad relativamente grande para poder captar grandes cantidades de fluido en condiciones favorables22
Entre las facilidades de los pozos disposal en superficie se encuentra la cabeza de pozo la cual debe estar equipada para poder realizar mediciones del caudal y presioacuten de inyeccioacuten esta debe contener ademaacutes una vaacutelvula de cheque entre la cabeza del pozo y la bomba de inyeccioacuten tambieacuten se requieren facilidades para tratamiento en la superficie
121 Propiedades de la roca Las propiedades a tener en cuenta en el proceso de inyeccioacuten y en medida especial en los depoacutesitos o recepcioacuten formadora que variacutean la capacidad de inyeccioacuten son permeabilidad tensioacuten interfacial y sus mecanismos de contacto como la humectabilidad y la presioacuten capilar estas tres uacuteltimas describen el comportamiento de dos o maacutes fases presentes en el medio poroso que van a permitir entender el comportamiento y la interaccioacuten entre la superficie el tenso activo y el fluido
21 QOMARUDIN Helmy and KARDENA Edwan Petroleum Oil and Gas Industry Waste Treatment Common Practice in Indonesia En J Pet Environ Biotechnol 2015 vol 6 p1-7
Figura 2 Esquema de un pozo disposal
25
Permeabilidad (K) es la capacidad del medio poroso para dejar pasar fluidos a traveacutes de eacutel por sus poros interconectados es expresada matemaacuteticamente por la ley de Darcy y es una medida de conductividad de los fluidos23 esta es una medida que se encuentra asociada directamente con la porosidad por lo tanto a mayor porosidad mayor permeabilidad
La permeabilidad se clasifica en absoluta efectiva y relativa y se explica a continuacioacuten
- Absoluta es cuando el medio poroso se encuentra saturado totalmente por solo
un fluido o estaacute en una sola fase - Efectiva el medio poroso permite que fluyan dos fases simultaacuteneamente - Relativa es la relacioacuten entre la permeabilidad efectiva y absoluta 24
Tensioacuten interfacial (IFT) se da cuando dos fluidos inmiscibles como el agua y
el aceite al entrar en contacto no se mezclan y los separa una interfaz por la diferencia de presiones ejercida por cada fluido
La tensioacuten interfacial en los poros de la roca puede afectar las caracteriacutesticas de flujo del fluido en el medio poroso la presioacuten de las fases y la preferencia del fluido que fluye en el depoacutesito
- Cuando se tiene un desplazamiento miscible el fluido desplazado y desplazante se mezclan y la ITF entre los dos fluidos se acerca a cero en su interface
- Un desplazamiento inmiscible ocurre cuando el fluido desplazado y desplazante no se mezclan
Satter e Iqbal en su libro dicen que ldquoEl efecto de la tensioacuten interfacial se refleja en el rendimiento del yacimiento ademaacutes que afecta propiedades como humectabilidad presioacuten capilar y permeabilidad relativardquo25
Presioacuten capilar (Pc) para Satter e Iqbal la presioacuten capilar es la diferencia de presioacuten en la interface entre dos fluidos inmiscibles que se encuentran presente en un medio poroso Estaacute influenciada por la saturacioacuten de los fluidos y la tensioacuten interfacial entre las fases del fluido donde se cumple una competencia de fuerzas interfaciales entre el agua-aceite agua-soacutelido y aceite-soacutelido en el depoacutesito26
23 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p 263 24 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades de las rocas y los fluidos En Inyeccioacuten de agua y gas en yacimientos petroliacuteferos [En liacutenea] Maracaibo Venezuela Astro data SA 2001 50 p [Consultado 10 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwingunpeduarasignaturasreservorioslibro20iny20agua20y20gaspdf 25 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Reservoir rock properties En reservoir engineering Gulf Professional Publishing 2016 50 p 26 Ibid p54
26
Rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transicioacuten de gran espesor mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores capilares y zonas de transicioacuten delgadas
Humectabilidad la humectabilidad de la roca indica la tendencia de un fluido inmiscible a extenderse en presencia de otro fluido en la superficie de la roca donde el agua y el aceite tienden a extenderse y adherirse a la superficie de la roca de manera diferente La humectabilidad se puede ver influenciada por el tipo de minerales en la matriz de la roca la composicioacuten de los fluidos asiacute como el aceite y el agua presente en el poro hay que tener en cuenta que la humectabilidad de la roca puede alterarse una vez que el agua inyectada entra en contacto con la roca27 El aacutengulo de contacto (θ) es una medida de la humectabilidad a medida que disminuye aumentan las caracteriacutesticas huacutemedas del liacutequido donde la humectabilidad completa se evidencia con un aacutengulo de contacto cero y la no humectacioacuten con uno de 180deg
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua Un deterioro en la inyectividad restringe la capacidad del volumen de agua que es inyectado para acumularse en una superficie para su eliminacioacuten esta reduccioacuten en la inyectividad genera costos en reparaciones trabajos de estimulacioacuten reajustes del sistema o fracturas en el pozo28
La inyeccioacuten depende de diferentes factores como las propiedades de la roca la interaccioacuten del agua inyectada y la presioacuten la produccioacuten de arena (finos) soacutelidos suspendidos incrustaciones corrosioacuten que influyen significativamente en la inyectividad
Soacutelidos suspendidos La reduccioacuten de la inyectividad estaacute relacionada con el taponamiento de la regioacuten cercana a la cara de inyeccioacuten es decir por el arrastre de partiacuteculas a la formacioacuten este proceso puede ser de forma raacutepida y severa dependiendo de la concentracioacuten y tamantildeo de los soacutelidos que esteacuten presentes en el fluido inyectado La figura 3 muestra el acomodamiento de las partiacuteculas a traveacutes de la formacioacuten y el taponamiento que pueden generar
27 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Op cit p 52-53 28 BENNION Douglas Brant et al Injection Water Quality A Key Factor to Successful Waterflooding [En liacutenea] Journal of Canadian Petroleum Technology (JCPT) 1994 p1-10 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwhycalcomoldPDFPapersReservoir20OptimizationInjection20Water20Qualitypdf
27
Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la formacioacuten
Fuente CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS
Se tienen tres posibles casos que relacionan el tamantildeo de partiacutecula y el diaacutemetro del poro de la formacioacuten estos casos se representan en la figura 4 Y se describen a continuacioacuten
1) Filtro externo las partiacuteculas tienen un mayor tamantildeo en comparacioacuten al diaacutemetro del poro maacutes del 33 del diaacutemetro del poro lo que impide atravesar la formacioacuten y causa su acumulacioacuten dando pasos a formacioacuten de una torta externa
2) Puente de poro Las partiacuteculas tienen un tamantildeo inferior al diaacutemetro del poro aproximadamente menor del 14 del diaacutemetro por lo que pueden atravesar la entrada de la formacioacuten pero se pueden adherir al poro ocasionando una restriccioacuten en la formacioacuten esta unioacuten ocurre cuando la partiacutecula que fluye se une a dos o maacutes partiacuteculas ya depositadas en la superficie o a otros depoacutesitos de partiacuteculas
3) Invasioacuten El tamantildeo de partiacutecula es significativamente menor al diaacutemetro del poro de la formacioacuten permitiendo el paso de las partiacuteculas sin dificultad ni ocasionar dantildeos o acumulaciones en la formacioacuten 29 30 31
29 CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS 30 CARPENTER Chris Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability Journal of Petroleum Technology 2018 vol 70 p 70-71 31 BENNION Douglas Brant et al Water Quality Considerations Resulting in the Impaired Injectivity of Water Injection and Disposal Wells En Journal of Canadian Petroleum Technology 2001 vol 40 p 3-4
28
Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos
Fuente CARPENTER C Mechanisms of permeability impairment reflecting conditions when (a) particles present in the injected water are smaller than the average pore-throat diameter of the formation (b) particles are smaller than the average pore-throat diameter of the formation and (c) particles are significantly smaller than the average pore-throat diameter of the formation [Imagen]Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability [En liacutenea] Society of Petroleum Engineers 2018 p 2 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgjournal-paperSPE-0218-0070-JPT Estos casos permiten evidenciar la influencia de la presencia de los soacutelidos suspendidos en el agua de disposicioacuten se tiene una relacioacuten directa con la afectacioacuten al nuacutecleo a mayor cantidad de soacutelidos suspendidos mayor seraacute el dantildeo ocasionado en nla permeabilidad del nuacutecleo
Incrustaciones y corrosioacuten Las incrustaciones y corrosiones se pueden formar en diferentes aacutereas de un sistema de inyeccioacuten como tal en las liacuteneas de tuberiacutea bombas de inyeccioacuten instrumentos superficiales y en las propias formaciones de inyeccioacuten entre las incrustaciones que generan mayor preocupacioacuten en el campo petrolero son el carbonato de calcio el sulfato de calcio y el sulfato de bario algunas de estas incrustaciones pueden removerse a traveacutes de tratamientos quiacutemicos mientras que otras son tan fuertes que requieren el remplazo de la liacutenea en la seccioacuten afectada
Las incrustaciones se ven influenciadas por cambios en la temperatura presioacuten y pH afectando las solubilidades de las incrustaciones esto se puede evitar y controlar con inhibidores de corrosioacuten frente a agentes corrosivos existentes en el sistema como el dioacutexido de carbono (CO2) el sulfuro de hidrogeno (H2S) y el oxiacutegeno (O2) ademaacutes de soacutelidos y gases disueltos
29
Entre las incrustaciones minerales maacutes recurrentes en los campos petroleros se encuentran32
Sulfato de Bario Es una incrustacioacuten insoluble a altas temperaturas y altas caiacutedas de presioacuten el pH no afecta su comportamiento
Ba+2 + SO4minus2 rarr BaSO4
Sulfato de Calcio Esta incrustacioacuten se incrementa con la disminucioacuten de la presioacuten puesto que a menor presioacuten menor solubilidad
Ca+2 + SO4minus2 rarr CaSO4
Carbonato de calcio La precipitacioacuten de esta incrustacioacuten se da a mayor pH y caiacutedas de presioacuten en el yacimiento que permiten la liberacioacuten del dioacutexido de carbono
Ca+2 + CO32minus rarr CaCO3
2H2CO3 + Ca+2 harr CaCO3 + CO2 + H2O Por lo que la presencia de CO2 favorece a la formacioacuten de esta incrustacioacuten
El dioacutexido de carbono al disolverse en agua da la formacioacuten de aacutecido carboacutenico que se ioniza
CO2(ac) + H2O harr H2CO3
CO2(ac) + H2O harr HCO3minus + H+
HCO3minus harr CO3
2minus + H+
A medida que aumenta la concentracioacuten de dioacutexido de carbono en la solucioacuten la reaccioacuten se mueve hacia la izquierda favoreciendo la precipitacioacuten del carbonato de calcio
El agua de inyeccioacuten dependiendo del contenido de agentes bacterianos de su fuente que se relacionan con el crecimiento de bacterias aeroacutebicas y anaeroacutebicas tanto en los equipos de superficie bombas tuberiacuteas y los equipos de fondo de pozo como dentro de la misma formacioacuten estas bacterias pueden contribuir a la corrosioacuten y el taponamiento de los poros de la formacioacuten
Las bacterias en el agua de inyeccioacuten contribuyen a la corrosioacuten y al taponamiento de los poros de la formacioacuten esto se atribuye especialmente a las
32 CASTRO HERNAacuteNDEZ Henry Fernando y GAacuteMEZ MEJIacuteA Christian Joseacute Evaluacioacuten de la depositacioacuten de incrustaciones en sistemas de bombeo electro sumergible del campo Cantagallo Trabajo de grado Ingenieriacutea de petroacuteleos Bucaramanga Universidad Industrial de Santander (UIS)Faculta de ingenieras fiacutesico-quiacutemicas2009 98 p Disponible en httptangarauiseducobibliowebtesis2009129542pdf
30
bacterias anaeroacutebicas en las que se encuentran las reductoras de sulfato (SRB) que son las maacutes problemaacuteticas en el campo petrolero pero si se llega a encontrar suficiente oxiacutegeno disuelto en el fluido de inyeccioacuten las bacterias aeroacutebicas tambieacuten se pueden convertir en un problema
Dentro de los problemas ocasionados por las bacterias para la reduccioacuten de la inyeccioacuten se encuentran33
Taponamiento del sistema de poros por bacterias vivas o muertas como taponamiento de partiacuteculas soacutelidas
Taponamiento del sistema de poros por la secrecioacuten de poliacutemero de polisacaacuterido de colonias activas en crecimiento en la formacioacuten
Taponamiento de la formacioacuten por productos de corrosioacuten generados por el crecimiento bacteriano
Generacioacuten de gases toacutexicos H2S por accioacuten metaboacutelica de las bacterias reductoras de sulfato (SRB) in situ en sulfato elemental presente en aguas de inyeccioacuten (gt10ppm Sulfato)
La temperatura y la presencia de bacterias en las operaciones tienen una influencia en el taponamiento y corrosioacuten en los sistemas de inyeccioacuten por lo cual se deben tener alternativas respecto a su control como lo son el aislamiento de las liacuteneas del sistema limpieza uso de inhibidores y control adecuado de microorganismos adicionalmente se puede hacer uso de instrumentos para monitorear y controlar en el campo los agentes corrosivos y sus efecto como medidores de pH medidores de oxiacutegeno medidores de corrosioacuten sondas de hidroacutegeno cupones de prueba34
Inhibidores de corrosioacuten Vera35 en su trabajo muestra un resumen de los inhibidores de corrosioacuten utilizados en la industria petrolera que se evidencia en la figura 5 que permite hacer un acercamiento al tipo de tratamiento que se utiliza en la industria
33 BENNION Douglas Brant et al Op cit p 5-6 34 Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC) Manual de perforacioacuten de IADC Deteccioacuten y monitoreo de corrosioacuten Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC)2015 Vol 1 y 2 ed12 35 VERA VILORIA Alfredo Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
31
Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten
Fuente VERA VILORIA Alfredo Inhibidores de Corrosioacuten Clasificacioacuten [Imagen] Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
El tipo de inhibidores a resaltar es por su naturaleza quiacutemica en donde se encuentran ubicados los inhibidores orgaacutenicos que es el estudiado en el presente trabajo Los inhibidores de corrosioacuten inorgaacutenicos son sales metaacutelicas que pasiva la superficie metaacutelica producen una capa protectora son solubles en agua y sensibles al pH no funcionan con presencia de cloruros y son anoacutedicos o catoacutedicos Los Inhibidores orgaacutenicos son formadores de peliacuteculas y son los maacutes utilizados en los sistemas de yacimientos petroleros al crean una capa entre el metal y el fluido Son los maacutes utilizados en la industria por brindar proteccioacuten en presencia
32
de hidrocarburos y deben ser solubles o dispersables en el medio que los rodea se encuentran disponibles en diferentes formas36
Solubles en petroacuteleo tratar pozos productores-gas Solubles en agua Utilizan corrientes de flujo agua Solubles en petroacuteleo y dispersables en agua pozos productores-gas que
producen agua
La efectividad del inhibidor depende de la composicioacuten quiacutemica estructura molecular y la afinidad por la superficie del metal tiene presencia de grupos funcionales como N S O en la moleacutecula que da la polaridad y permite su reaccioacuten
El mecanismo de accioacuten es la adsorcioacuten que se da por el intercambio de la carga del inhibidor y la superficie factores a tener en cuenta en el sistema son la temperatura y la presioacuten
Se clasifican como inhibidores orgaacutenicos en
Inhibidores catioacutenicos Estaacute conformado por grupos Aminas o (Amidas Sales de moleacuteculas nitrogenadas con aacutecidos carboxiacutelicos (aacutecidos grasos aacutecidos nafteacutenicos) compuesto cuaternario de nitroacutegeno Heterociclos de nitroacutegeno) con compuestos aromaacuteticos alifaacuteticos estos son utilizados en campo para su proteccioacuten
Inhibidores anioacutenicos Sulfonatos fosfonatos se usan en aguas de enfriamiento
o anticongelantes
La accioacuten de estos productos bien sea como surfactantes anioacutenicos o catioacutenicos crean emulsiones asfaacutelticas de tipo OW donde se prefieren las emulsiones catioacutenicas el surfactante catioacutenico se adsorbe en la superficie de la gota por la parte hidrofoacutebica y el grupo amina queda dirigido hacia el agua las gotas tienen una carga positiva y al acercarse entre ellas se genera un repulsioacuten electroestaacutetica37 (Figura 6 Izquierda)
36 SHLUMBERGER (Slb) La corrosioacuten la lucha maacutes extensa [En liacutenea] En Oilfield Review 2016 vol 28 no2 p 36-51 [Consultado 12 de julio de 2020] Disponible en httpswwwslbcom-mediafilesoilfield-review03-corrosion-spanish 37 SALAGER Jean Louis Uso de surfactantes en la industria petrolera En Ciencia e Ingenieriacutea
1986 vol 18 no 2 p 99
33
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica
Fuente SALAGER Jean Louis Uso de los surfactantes en la industria petrolera Laboratorio de formulacioacuten interfases reologia y proceso [pdf] Meacuterida VenezuelaUniversidad de los Andes1991 p 13 Disponible en httpwwwfirpulavearchivoscuadernosS350Apdf
La emulsioacuten al inyectarse en un medio rocoso (arena) forma un sistema soacutelido-aceite-agua el soacutelido o roca estaacute conformada por siacutelice como superficie con carga negativa el surfactante catioacutenico pasa de la interface agua-aceite hacia agua-soacutelido y se adsorbe en la superficie soacutelida al desaparecer el surfactante de la interface agua-aceite ya no hay repulsioacuten electroestaacutetica y se genera coalescencia con el rompimiento de la emulsioacuten y humectando la superficie por aceite (hidroacutefoba) generando la adherencia a la roca (Figura 6 Derecha)38
38 Ibid p 99-101
34
2 CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA
La recoleccioacuten y anaacutelisis de la muestra permite realizar un acercamiento acerca del tipo de depoacutesitos que se pueden localizar a traveacutes del sistema de inyeccioacuten en la industria de los hidrocarburos Generalmente lo recogido en la muestra se compone de sustancias viscosas o aceitosas que se adhieren a las superficies e impiden el flujo del fluido a nivel de pozo son ensuciamientos de caraacutecter inorgaacutenico que estaacuten cubiertos con material hidrocarbonado39
21 TIPO DE MUESTRA
En la figura 7 Se observa la muestra del depoacutesito extraiacuteda en donde se visualizan sus caracteriacutesticas fiacutesicas el aspecto encontrado es de tipo aceitoso pegajoso con una coloracioacuten negro petroacuteleo y un olor fuerte bastante penetrante
Fuente elaboracioacuten propia La muestra analizada es tomada por personal de campo es extraiacuteda por medio de un raspado en el filtro de las bombas de inyeccioacuten hay que tener en cuenta que el depoacutesito es sacado sobre agua para impedir la oxidacioacuten del depoacutesito
Estas sustancias en la industria pueden diferir en su composicioacuten debido a la concentracioacuten de especies en el agua asiacute como el tipo de hidrocarburos que se presenten la muestra recolectada es llevada a un laboratorio quiacutemico para su procesamiento y anaacutelisis de sus componentes
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO
Para el anaacutelisis de datos se tiene en cuenta el tipo de crudo que se produce en la estacioacuten por medio de la recopilacioacuten de informacioacuten de ensayos realizados Estos
39 FINK Johannes Karl Drilling Fluids En Water-based Chemicals and technology for Drilling Completion and Workover Fluids Gulf Professional Publishing 2015 p 5-114
Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten
35
permiten hacer un acercamiento a las propiedades y composicioacuten del crudo por medio de anaacutelisis SARA y composicionales
221 Anaacutelisis SARA Es un anaacutelisis que se realiza al crudo con el propoacutesito de definir las proporciones en las que se encuentran presentes los componentes saturados aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos con base en las diferencias de solubilidad los asfaacuteltenos son retirados por medio de su precipitacioacuten al agregarse un n-alcano y los componentes remanentes (maacuteltenos) son separados por cromatografiacutea cada componente es removido de la columna mediante el lavado con diversos solventes40 Figura 8 Representacion esquematica SARA a continuacioacuten
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA
Fuente KHARRAT A et al Issues with comparing SARA metodologies En Energy amp Fuels 2007 Citado por FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Esquema de la separacion SARA[imagen]Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudos provenientes de hidro desintegracioacuten Ciudad de Meacutexico 2017 p10
222 Anaacutelisis composicionales Determinacioacuten de la composicioacuten del petroacuteleo los componentes de hidrocarburos se identifican por lo general mediante fracciones con nuacutemero de carbono (Cn) ademaacutes se puede identificar componentes no hidrocarbonados como nitroacutegeno azufre metales pesados y sales los resultados utilizados son determinados por la teacutecnica flash separacioacuten y cromatografiacutea de gases en donde se hace una separacioacuten de la muestra en fase gaseosa y liquida y
40 FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudo proveniente de hidrodesintegracioacuten Trabajo de Grado Ciudad de Meacutexico Instituto Politeacutecnico Nacional 2017 p8-17
36
posteriormente los gases son analizados por medio de una teacutecnica de anaacutelisis de gases extendida y los liacutequidos por cromatografiacutea de gases capilar de alta resolucioacuten programada por temperatura
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA
En instalaciones de agua producida por la separacioacuten del crudo se encuentra un depoacutesito denominado como ldquoschmoordquo que estaacute compuesto de materia hidrocarbonada y solidos inorgaacutenicos es un depoacutesito negro espeso y pegajoso que se adhiere a cualquier superficie con la que entra en contacto y que puede acumularse en las superficies internas de la tuberiacutea y depositarse en la parte inferior del pozo que conecta con la formacioacuten algunos ejemplos se muestran Figura 9
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo
Fuente CEPSA Colombia SA Actividades de mantenimiento de tuberiacuteas de liacutenea de flujo [Imagen] 2020
La figura 9 hace un acercamiento de como se ve la deposicioacuten de compuestos orgaacutenicos en el interior de las tuberiacuteas a nivel del sistema de inyeccioacuten de agua hay que tener presente que el depoacutesito afecta la operacioacuten de inyeccioacuten al generar barreras que impiden el paso del fluido y deriva a la reduccioacuten del diaacutemetro de la tuberiacutea por su acumulacioacuten generando incremento de peacuterdidas de friccioacuten durante el bombeo del agua y ocasiona un incremento de requerimientos de la potencia de la bomba incrementando el costo de energiacutea en el bombeo un comportamiento similar se tiene con la deposicioacuten de soacutelidos en la formacioacuten como se menciona en el capiacutetulos anterior estos depoacutesitos generan taponamiento en la formacioacuten y por ende disminuyen el flujo inyectado (BAPD)
37
De los resultados del anaacutelisis de este material depositado determinan que la suciedad estaacute constituida en su mayoriacutea por hidrocarburos aceites y grasas con trazas de cationes como hierro y bario tal como se muestra en la tabla 1 Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra
Paraacutemetro Teacutecnica Liacutemite de
cuantificacioacuten de meacutetodo
Unidad Agua de
disposicioacuten
Bario total
Digestioacuten aacutecido niacutetrico ndash espectrofotometriacutea de absorcioacuten atoacutemica con llama directa de oacutexido nitroso ndash acetileno
100 Ppm lt100
Grasas y aceites
Extraccioacuten por ultrasonido-infrarrojo
00100 299
Hidrocarburos Extraccioacuten por ultrasonido- infrarrojo
00100 276
Hierro total Digestioacuten AA-llama aire acetileno
40 Ppm 1662
Fuente CHEMILAB Chemical laboratory Reporte de resultados de prueba de laboratorio [En liacutenea] Bogotaacute [Consultado 2 de diciembre de 2020] Comunicacioacuten personal En la caracterizacioacuten de la muestra se debe tener en cuenta todos los componentes presentes sin embargo como el resultado arroja un porcentaje mayor al 40 de compuestos orgaacutenicos hacen que la identificacioacuten de otros no sea posible porque la muestra no es soluble en agua por ello no es posible realizar la identificacioacuten y anaacutelisis de sulfatos porcentaje de soacutelidos calcio magnesio y materia orgaacutenica presente entre otros De otra parte aquellos componentes con valores no significativos tampoco son tenidos en cuenta
Adicionalmente se tiene como apoyo de anaacutelisis el resultado del ensayo SARA realizado al crudo de la estacioacuten este crudo se corresponde con una mayor proporcioacuten a compuestos saturados y en menor a aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos como se evidencia en la graacutefica 1
38
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Reporte resultados de laboratorio Anaacutelisis de crudo [pdf] 2016 p 1-2
Esta composicioacuten demuestra que el crudo es de tipo parafiacutenico al contener maacutes del 50 de hidrocarburos saturados y las trazas en el fluido tratado van a estar constituidas en mayor proporcioacuten por este tipo de compuestos Esta evidencia se puede reafirmar por medio de los anaacutelisis composicionales de hidrocarburos a C36
+ (PVT) realizados a muestras en cabeza y fondos de pozo en donde tambieacuten se encontraron hidrocarburos saturados y aromaacuteticos constituidos por moleacuteculas de metano a butano en menor proporcioacuten en peso de 015 en fase gaseosa del pentano(C5) hasta heptadecano (C17) en una proporcioacuten hasta de 3 en fase liacutequida y del octadecano (C18) en adelante se muestra la fase soacutelida con un comportamiento mayormente representado por el hexatriacontano (C36
+) que alcanza proporciones del 27 en peso
En los compuestos aromaacuteticos se tienen proporciones insignificantes en comparacioacuten a la fase soacutelida con proporciones hasta del 025 con moleacuteculas de benceno tolueno etilbenceno o-xileno m-xileno y p-xileno41
Al pasar el agua por el tratamiento en la PTARI quedan remanentes de aceites en el fluido de disposicioacuten esta presencia de aceite en el agua de inyeccioacuten hace que las gotas se puedan deformar en gotas de menor tamantildeo que se comportan como partiacuteculas soacutelidas y que actuacutean como agente de adherencia hacia las partiacuteculas que se presentan en el agua tambieacuten hay que tener en cuenta que las sustancias orgaacutenicas pueden precipitarse por cambios en el sistema de inyeccioacuten de la temperatura y la presioacuten lo que provoca que se altere la humectabilidad de la formacioacuten y disminuya la permeabilidad y por ende se cause la disminucioacuten de la inyectividad
El bario (Ba2+) y el hierro son compuestos de baja solubilidad en agua el ion bario tiene la capacidad de combinarse con el ion sulfato y precipitar a sulfato de bario
41 CEPSA Colombia SA Reporte final estudios de fluido de yacimiento [pdf] 2014 p 11-19
61
23
6
10
Saturados
Aromaacuteticos
Resinas
Asfaacuteltenos
39
(BaSO4) este puede generar problemas de taponamiento en cuanto al hierro en los sistemas de agua de tratamiento y disposicioacuten se le atribuye a la restriccioacuten de flujo por la presencia de subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2O3) carbonato de hierro (FeCO3) y sulfuro de hierro (FeS) ademaacutes indica problemas de corrosioacuten en el sistema de igual manera en los procesos de inyeccioacuten reduce la permeabilidad de la formacioacuten aumenta las presiones y reduce las tasas de inyeccioacuten42
LY KT et al43 en su artiacuteculo identifica que en sistemas de inyeccioacuten de agua se encuentra una escala orgaacutenica inorgaacutenica ldquoSchmoordquo que puede estar compuesta por partiacuteculas de sulfuro de hierro recubiertas de aceite es decir el causante de la disminucioacuten del caudal estaacute dado por la acumulacioacuten del depoacutesito mixto En nuestra muestra se considera solo la presencia de carbonato de hierro u oacutexido de hierro debido a que no hay presencia de sulfuros en el agua que se inyecta asiacute mismo la parte orgaacutenica se asocia tanto a las parafinas por ser el compuesto en mayor proporcioacuten en el anaacutelisis SARA como a los asfaacuteltenos debido a que estos inducen de manera natural un dantildeo a la formacioacuten al precipitarse y bloquear la garganta de los poros en la formacioacuten no obstante se encuentren entre unos de menor proporcioacuten
42 OGDEN BeckyL Water technology understanding interpreting and utilizing water analysis data [En liacutenea]2018 p2-4 [Consultado 10 de Febrero de 2020] Disponible en httpspdfssemanticscholarorgb2ea0b595edec21d5f0e4dde809af17fde6929d2pdf_ga=27332949115605180441597859168-17888081661597859168 43 LYK T et al Novel Chemical Dispersant for Removal of OrganicInorganic Schmoo Scale in Produced Water Injection Systems NACE International 1998
40
3 SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En este capiacutetulo se abordan las estrategias que se utilizan industrialmente al momento de seleccionar un tratamiento de limpieza una de ellas es el uso de inhibidores asiacute como los mecanismos que interactuacutean en la disolucioacuten de los depoacutesitos a afectar con el inhibidor enfocados en procesos de difusioacuten y precipitacioacuten de manera que en estos los tipos de reacciones que se lleven a cabo permitan cumplir la funcioacuten de limpieza del substrato en las liacuteneas del sistema de inyeccioacuten
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN
La seleccioacuten del inhibidor es realizada a traveacutes del proveedor por lo tanto estaacute guiada por la experiencia y recomendacioacuten que tiene el personal con la praacutectica en tratamientos quiacutemicos
Se realiza una revisioacuten bibliograacutefica para tener en cuenta los aspectos a revisar al momento de seleccionar un producto tratante y se participa de estas reuniones proveedor ndash compantildeiacutea y tesista en el proceso de seleccioacuten a traveacutes de estas se observa que el proceso de planeacioacuten ademaacutes de la ejecucioacuten experimental consiste de los aspectos a continuacioacuten44454647
Identificacioacuten del problema Estado operacional del sistema Anaacutelisis de la aplicacioacuten antes de iniciar la prueba Identificacioacuten de los inhibidores candidatos sean estos sugeridos por un
proveedor48 especializado en el tema o por medio de pruebas de laboratorio existentes en el mercado
Se procede de manera sistemaacutetica al desarrollo de los aspectos antes mencionados
311 Revisioacuten de antecedentes Se tiene en cuenta la revisioacuten de los antecedentes del sistema de disposicioacuten del agua producida en el campo Este sistema se encuentra conformado por cinco pozos disposal que cuentan con un volumen de inyeccioacuten aproximado de 100000 BAPD producida se tiene el historial de inyeccioacuten
44 SCHLUMBERGER (Slb) Matrix stimulation engineering [Diapositivas] Cartagena Colombia 2006 36 Diapositivas color 45 DURNIE William GOUGH Mark DE REUS Han Development of Corrosion Inhibitors to Address under Deposit Corrosion in Oil and Gas Production Systems Houston Texas NACE International 2005 3p 46 PALMER J W HEDGES W and DAWSON J L Use of Corrosion Inhibitors in Oil and Gas Production Inhibitor selection strategies [En liacutenea] London Maney 2004 p 21-36 [Consultado 19 de Agosto de 2020] Disponible en Knovel 47 ECKERT Richard Field Guide to Internal Corrosion Mitigation and Monitoring for Pipelines NACE 2016 368 p 48 HALLIBURTON Corrosioacuten Operaciones de campo [Diapositivas]2006 25 diapositiva color
41
del pozo a trabajar (C3) e informacioacuten de inyeccioacuten de los otros pozos En el graacutefico 2 se muestra el comportamiento de inyeccioacuten de cada pozo en el sistema
Fuente elaboracioacuten propia con base en el historial de pozos de inyeccioacuten de CEPSA Colombia SA
Seguacuten la graacutefica anterior del sistema se puede apreciar que el mayor pozo inyector es el pozo CA que representa cerca del 43 del fluido total inyectado mientras que el pozo C3 solo inyecta un 73 representando la menor proporcioacuten este es el pozo inyector utilizado para la investigacioacuten en donde se observa que se presenta una baja inyectividad como se menciona en el capiacutetulo 2 esta es causada por la acumulacioacuten de soacutelidos y el taponamiento de la formacioacuten
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada
El pozo C3 cumple con una operacioacuten continua (24Hrs) la cantidad de agua inyectada y la presioacuten en cabeza de pozo en liacutenea base es aproximadamente de 8100 bbls y 1150 Psi respectivamente Se tiene una presioacuten de descarga de bomba (PDP) de 1213 Psi y las dimensiones del horizonte de inyeccioacuten se encuentran a una base de 5119 y un tope de 5117 ft49
El agua residual tratada se dispone en la formacioacuten carbonera del miembro C7-M que estaacute conformada por rocas de reservorio de caraacutecter arenoso estas arenas son excelentes almacenadoras de hidrocarburos y asiacute mismo excelentes
49 CEPSA Colombia SA Reporte de produccioacuten Sistema de inyeccioacuten de Agua [En liacutenea] 2019
44397 BAPD
15792 BAPD8100 BAPD
10776 BAPD
23098 BAPD CA
C1
C3
C2
CC
Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten
42
reservorios con un rango de porosidad entre 10-30 a nivel bibliograacutefico50 y por ende un buen receptor del agua de inyeccioacuten
Las caracteriacutesticas de la carbonera C7 son
ldquoPorosidad 23-28 permeabilidad 1-5D espesor 30-100ft acuiacutefero activo pero igual buena inyectividad se inyecta como disposal en la misma formacioacuten productora pero a mayor profundidad arenisca alto NTGgt90 agua tratada en superficie con caracteriacutesticas seguacuten regulacioacutenrdquo51
Seguacuten las propiedades mencionadas anteriormente el pozo deberiacutea contar con una buena inyeccioacuten del flujo que se dispone por tal motivo se puede estar presentado un dantildeo en la formacioacuten receptora (Taponamiento de los poros)
El agua del sistema de inyeccioacuten debe pasar por un tratamiento previo con el fin de retirar las partiacuteculas que afectan su calidad esta estaacute dada por las caracteriacutesticas fiacutesicas quiacutemicas y bioloacutegicas producto de su origen como aguas de produccioacuten y su interaccioacuten en los distintos procesos de separacioacuten y tratamiento hasta dejarlas en condiciones de norma para su vertimiento como inyeccioacuten a la formacioacuten en el capiacutetulo 6 se hace un anaacutelisis maacutes detallado del agua de disposicioacuten y de la formacioacuten
El tratamiento de agua de produccioacuten en la industria se realiza a traveacutes de la PTARI cuenta con etapas de remocioacuten de crudo grasas y aceites esta remocioacuten se lleva a cabo en primera medida por medio de hidrociclones seguidos de procesos de separacioacuten por micro flotacioacuten y filtracioacuten estos se hacen a traveacutes de equipos de micro burbujeo y un separador API respectivamente Como segunda medida se realiza una nueva remocioacuten de aceite por medio de la adsorcioacuten del sustrato de nuez y finalmente el agua es pasada por un decantador y de alliacute pasa a los tanques de inyeccioacuten (TK-2700)52-
53 El efluente de la PTARI cumple con las condiciones que se muestran en la tabla 2
50AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH) Llanos Orientales [Poster] Open round Colombia 2010 [En liacutenea] 2010 [Consultado 10 de Noviembre de 2020] Disponible en httpwwwanhgovcoInformacion-Geologica-y-GeofisicaEstudios-Integrados-y-ModelamientosPresentaciones20y20Poster20TcnicosLlanos20(pdf)-Ronda20Colombia202010pdf 51 CEPSA Colombia SA Resentildea Ingenieriacutea de yacimientos 2019 52 MESA Sandra Lilianaet al Revisioacuten del panorama actual del manejo de agua de produccioacuten en la industria petrolera colombiana [En liacutenea] En Gestioacuten y Ambiente 2018 Vol 21 no1 p87-98 [Consultado 17 de Agosto de 2020] Disponible en httpsrevistasunaleducoindexphpgestionarticleview6979267011 53LIZARAZO FIGUEROA J G y OLAYA NOGUERA E A Evaluacioacuten teacutecnico financiera del cambio del sistema de levantamiento artificial actual por bombeo hidraacuteulico empleando las condiciones operativas del campo Peguita III Trabajo de grado Ingenieriacutea de Petroacuteleos Bogotaacute Fundacioacuten Universidad de Ameacuterica 2017 168 p
43
Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual industrial
Paraacutemetros Unidad Resultado
Aceites y grasas mgL 72
Conductividad eleacutectrica 1023
DBO5 mgL 591
DQO mgL 1191
Dureza total mgL 176
pH Unidad de pH 743
Solidos totales en suspensioacuten mgL lt10
Soacutelidos totales mgL 664
Aniones
Cloruros mgL 32
Metales totales
Bario mgL 0172
Cadmio mgL lt0010
Cromo mgL lt0050
Niacutequel lt0020
Plomo mgL lt0050
Sodio mgL 214
Hidrocarburos
Hidrocarburos totales mgL 6403
Fuente CEPSA Colombia SA Reporte de resultados agua industrial residual
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba De otra parte hay que tener en cuenta en el momento de seleccionar el inhibidor las condiciones de temperatura presioacuten y pH en el sistema en vista en que estas dos condiciones pueden afectar la solubilidad del producto bien sea por su disminucioacuten o porque impidan la mezcla del producto en el fluido Asiacute mismo en el entorno de aplicacioacuten se pueden generar reacciones indeseadas como la formacioacuten de precipitados efecto totalmente adverso al objetivo del inhibidor o porque su incompatibilidad con el medio de la formacioacuten produzca hinchamiento de las arcillas y taponamiento de los canales porosos
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor El proveedor realiza la seleccioacuten del inhibidor por medio de una prueba de dilucioacuten con inhibidores de una misma tecnologiacutea en donde se compara el inhibidor A frente al inhibidor B en este uacuteltimo se puede deducir que a nivel visual presenta incompatibilidad por la presencia de precipitado en el fondo de la botella El inhibidor A se puede decir que es seleccionado por demostrar dispersioacuten al tener una botella sucia en la imagen no se evidecia presencia de precipitados o asentamientos de soacutelidos en el fondo
44
La tecnologiacutea probada es multifuncional con la capacidad de inhibir la corrosioacuten y ser usado para la limpieza del sistema Estos inhibidores estaacuten conformados por compuestos tensioactivos y se identifica por ser soluble en agua
Para hacer un acercamiento a sus componentes se tiene en cuenta una ficha de seguridad en donde describe las generalidades del producto (Inhibidor multifuncional) y se describen a continuacioacuten
Composicioacuten general del inhibidor seleccionado Seguacuten la ficha del inhibidor seleccionado se conoce las sustancias que lo componen en las encontramos el metanol (30-60ww) isopropanol (1-5ww) compuesto de azufre orgaacutenico (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (10-30ww) compuesto de amonio cuaternario (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (1-5ww)54
Al hacer la revision bibliografica se puede decir que en el paquete de compuestos del inhibidor se tiene como solvente orgaacutenico el metanol (CH3OH) al ser la sustancia que se encuentra en mayor proporcioacuten el compuesto de amonio cuaternario (-R4N+) que sigue en peso al metanol representa el inhibidor de corrosioacuten activo presente en la formulacioacuten el compuesto de azufre orgaacutenico cumple el papel de intensificador que se utiliza para optimizar el rendimiento del inhibidor y acelerar la formacioacuten de la peliacutecula inhibidora los demaacutes compuestos se desempentildean diferentes funciones como rompedores de emulsiones agentes espumantes y detergentes que deberiacutea permitir la limpieza del substrato en la superficie55
En la literatura Garst56 trata el asunto de la mejora de un pozo por medio de estimulaciones en donde tiene en cuenta que la eleccioacuten del producto tratante debe tener las siguientes caracteriacutesticas
Tener la capacidad de reducir la tensioacuten interfacial aceite-agua
Ser soluble para obtener concentraciones suficientes en la interfaz aceite-agua para permitir el movimiento del aceite
Los inhibidores pueden ser solubles o dispersables aunque se prefiere solubilidad sobre la dispersioacuten del producto para evitar la posibilidad de formacioacuten de taponamientos de la liacutenea
El producto debe tener una baja tendencia de adsorcioacuten en las superficies para evitar la peacuterdida del producto
54 NALCO Hoja de datos de seguridad producto Clean n Correg EC1509A [en liacutenea] Naperville Nalco Company 2010 11 p [Consultado 7 de octubre de 2019] Disponible en httpnebulawsimgcom70c120fb9c30b35994c1f743a188e756AccessKeyId=0C73C9180B472EC38D9Aampdisposition=0ampalloworigin=1 55 COURSERA Universidad de Manchester Corrosion inhibitor SelectionDeployment [Video] Protecting the world Introducing corrosion Science and Engineering [En liacutenea] 2019 15min [Consultado] Disponible en httpswwwcourseraorglecturecorrosioncorrosion-inhibitor-selection-deployment-igezL 56 GARST AW A low-cost method of production stimulation En Journal of Petroleum Technology Society of Petroleum Engineers 1954 vol 6 p 11
45
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En la discusioacuten de los resultados se tiene en cuenta los aspectos que concierne a
El inhibidor
Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten
El sistema de inyeccioacuten
La aplicacioacuten de la prueba
321 El Inhibidor De los resultados de la dilucioacuten para nuestro caso la realizada por el proveedor del tratamiento tal como se menciona en la seccioacuten de la seleccioacuten del inhibidor por parte del proveedor se cuenta con dos tipos de productos inhibidor A e inhibidor B este producto es descartado posiblemente por la presencia de precipitados en el asiento de la botella y el producto A se aprueba como producto tratante por la disolucioacuten del soluto en el solvente se hace el acercamiento de las reacciones a partir de la imagen reportada en el resultado del proveedor donde se abarca informacioacuten sobre reaccioacuten de precipitacioacuten y el mecanismo de difusioacuten
Se adentra en la discusioacuten de los resultados obtenidos por el proveedor en donde se tienen en cuenta el comportamiento de la disolucioacuten y el tipo de reaccioacuten que se puede presentar en cada botella las premisas se detalla a continuacioacuten
Al realizar disoluciones se espera que las moleacuteculas del soluto se disuelvan para generar una disolucioacuten liquida en este proceso se presentan dos tipos de fases
La primera es la fase dispersa que se encuentra en menor proporcioacuten y hace referencia al soluto que seriacutea en nuestro caso el depoacutesito
La segunda es la fase dispersante que es representado por el producto tratante
Seguacuten Seager et al en una disolucioacuten el solvente debe tener la capacidad de interactuar con cualquier aacuterea superficial del soluto y las moleacuteculas del solvente sean atraiacutedas hacia el depoacutesito permitiendo que se asocien para luego fijarlas en la solucioacuten y asiacute alcanzar la disminucioacuten del tamantildeo y dispersioacuten de la partiacutecula57 este comportamiento puede estar asociado en lo ocurrido con el inhibidor A
Por lo cual el mecanismos que impera en este tipo de reaccioacuten (Botella inhibidor A) es la difusioacuten como se observa en la figura 10 este fenoacutemeno es explicado por Wang et al58 y se da cuando el producto tratante alcanza la suciedad sobre la superficie soacutelida que da paso a la formacioacuten de pequentildeos grupos de aceite-tensoactivo que aumentan la solubilidad del depoacutesito (soacutelido) permitiendo el
57 SEAGER R J ACEVEDO A J SPILL F et al Solid dissolution in a fluid solvent is characterized by the interplay of surface area-dependent diffusion and physical fragmentation [En liacutenea] En Sci Rep 8 2018[Consultado 15 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwnaturecomarticless41598-018-25821-x 58 WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Molecular mechanisms for surfactant-aided oil removal from a solid surface Applied Surface Science 2015 Vol359 p98-105
46
desprendimiento al generar la ruptura de los grupos (aceite-tensioactivo) y facilitar la difusioacuten en la solucioacuten que se da por la naturaleza hidrofilica de la cabeza del producto y esta generacion de grupos en solucioacuten puede ser la causa de la turbidez o suciedad que se presenta en la botella A En la figura 10 tambien se observa la afinidad que tiene las partes del producto (cabezacola) hay que tener en cuenta que los inhibidores al estar conformados por compuestos tensioactivos siguen este comportamiento para la funcioacuten de limpieza donde la cabeza como se evidencia tiene la afinidad con las moleculas de agua y permite que se entre en solucioacuten mientras que la cola se asocia a sustancias apolares lo que permite el contacto e interaccioacuten con las superficies que se presentan en el sistema
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida
Fuente WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Mecanismos moleculares para la eliminacioacuten de aceite con ayuda de surfactante de una superficie soacutelida Applied Surface Science 2015 vol359 p 100
En el caso del producto B (botella) puede estar ocurriendo una reaccioacuten de precipitacioacuten que se presenta en la solucioacuten con la generacioacuten del producto insoluble (soacutelido en la botella) Renard et al59 aborda esta situacioacuten a traveacutes de la precipitacioacuten acoplada donde un mineral de carbonato AB (depoacutesito) que se va a disolverse en una solucioacuten acuosa (Producto) puede generar una reaccioacuten entre los iones del depoacutesito con las especies presentes en la solucioacuten y dar la precipitacioacuten de un nuevo compuesto este fenoacutemeno se observa en la figura 11
Cabe resaltar que el descarte de este producto se da porque a nivel visual se ven precipitados en la botella como se menciono se pueden dar por reacciones de precipitacion o porque no hay una buena afinidad entre las sustancias que interactuan que hacen que el proceso de difusioacuten sea mas lento y no tenga el rendimiento esperado en cualquiera de los casos al llegar a presentarse esto durante la aplicaion ya sea en la formacioacuten o en la liacutenea de inyeccion va a provocar que se genere un mayor taponamiento en el sistema por la posible acumulacioacuten y
59 RENARD Franccedilois ROYNE Anja PUTNIS V Christine Timescales of interface-coupled dissolution precipitation reactions on carbonates Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p1-40
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segundo va a generar un mayor gasto de producto y por lo tanto un impacto en costos de tratamiento
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada
Fuente RENARD F ROYNE A Putnis V C Escala de tiempo de las reacciones de precipitacioacuten de disolucioacuten acopladas por interfaz de carbonatos Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p 35
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten En las condiciones del sistema se menciona que la formacioacuten es de caraacutecter arenoso seguacuten la resolucioacuten 13142014 de la ANLA60 este tipo de reservorios se encuentra humectado por agua
En la superficie de la roca hidratada estaacute presente el grupo silanol (-Si-OH) que se ioniza dando grupos de carga positiva o negativa dependiendo del pH de la solucioacuten que lo rodee siguiendo el comportamiento de las reacciones que se muestran a continuacioacuten61
SiOH + H+ harr SiOH2+
SiOH + OHminus harr SiOminus + H2O
La superficie mineral es sensible a los cambios de pH porque afectan indirectamente su humectabilidad las superficies arenosas tienden a tener una carga negativa pero puede variar por el pH del medio
En la superficie mineral la precipitacioacuten de material hidrocarbonado cambia la humectabilidad de la misma de superficie mojada por agua en aceite por la acumulacioacuten de este tipo de sustancias y se encuentran influenciadas por el aacutengulo
60 COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) Resolucioacuten 1314
(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras determinaciones Bogotaacute DC 2014p 14 [Consultado 3 de octubre de 2019]Disponible en httpportalanlagovcositesdefaultfiles14400_res_1314_311014pdf 61 PHILIPOSSIAN A and MUSTAPHA L Tribological Attributes of Post-CMP Brush Scrubbing [En liacutenea] EnJournal of the electrochemical society2004p3[Consultado 2 de Julio de 2020]Disponible en httpwwwcmpconsultingorgcariboost_filesphiliposian_2Btribological_2Battributes_2Bof_2Bpost-cmp_2Bbrushpdf
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de contacto como se menciono en el capitulo 1 en la figura 12 se observa la interaccioacuten aacutecido-base de una solucioacuten salina la superficie mineral y una moleacutecula de hidrocarburo y se evidencia su interaccioacuten por intercambio ioacutenico un mecanismo por el agua se puede ver influenciado la deposicioacuten del aceite
Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base
Fuente WANG Yefei XU Huaimin YU Weizhao BAI Baojun SONG Xinwang and ZHANG Jichao Surfactant induced reservoir wettability alteration Recent theoretical and experimental advances inenhanced oil recovery China University of Petroleum and Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2011 p465
Cuando se presenta la diminucioacuten de la inyeccioacuten por el taponamiento de la superficie de la arena se obligan a implementar trabajos de estimulacioacuten mecaacutenica o quiacutemica que aumenten la capacidad de flujo mediante la remocioacuten de las restricciones que se presenten en dicha formacioacuten
En trabajos de acidificacioacuten por Halliburton se dice que para limpiar los poros de las areniscas la seleccioacuten del fluido del tratamiento se basa en la permeabilidad y mineralogiacutea de la roca teniendo en cuenta las reacciones quiacutemicas involucradas entre el aacutecido con los minerales
La interaccioacuten entre la arenisca y el tratamiento aacutecido se pueden encontrar las siguientes reacciones
4HF + SiO2 rarr SiF4 + 2H2O
3SiF4 + 2H2O rarr 2H2SiF6 + SiO2
En estas reacciones el dioacutexido de silicio es el principal constituyente del cuarzo el tetrafluoruro de silicio en presencia de agua forma aacutecido fluorosilicico que reacciona con sales del agua de la formacioacuten para formar fluorosilicatos y las
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arcillas que son solubilizadas por el HF se precipitan parcialmente al gastarse el aacutecido en la formacioacuten para un incremento de permeabilidad62
Hay que tener en cuenta que no siempre la limpieza por medios aacutecidos es efectiva debido a que los componentes que taponan el paso no son solubles en aacutecidos e incrementan el taponamiento de la formacioacuten por lo que una opcioacuten de tratamiento en areniscas es un fluido con tratamientos alcalinos o pocos aacutecidos
Una alternativa a los trabajos de acidificacioacuten e intervenciones de pozo es la inyeccioacuten quiacutemica como tratamiento de limpieza que baacutesicamente es el uso de limpiadores mejorados que se presentan en forma de productos solubles en agua63 que generan la modificacioacuten de la superficie por medio de la interaccioacuten de las fuerzas que son las responsables del humedecimiento y la adhesioacuten de las sustancias por eso hay que tener en cuenta que las partiacuteculas de aceite no se desplazan con el agua sino con la fase de humectacioacuten y por lo tanto con el cambio del angulo de contancto es decir se reduzca (lt90deg) por la interaccion entre las fuertas interfaciales y por medio de la fuerza del fluido y su movimiento sea maacutes faacutecil retirar el producto del sistema hacia la formacioacuten
Se observa que la superficie mineral es importante para el comportamiento del producto debido a que pueden generar peacuterdidas por la tendencias de adsorcioacuten sobre esta como lo menciona Garst anteriormente y se confirma por medio de los estudios realizados por Amirianshoja et al64en donde la adsorcioacuten disminuye la eficiencia del producto inyectado y se ve influenciado ademaacutes por el tipo de tensoactivo que se maneje (anioacutenicos no ioacutenico) en este estudio se incrementa la adsorcioacuten para los tensioactivos no ioacutenicos sobre los anioacutenicos en la arcilla probada
Por lo tanto la superficie mineral es un factor importante a la hora de seleccionar un producto tratante en donde se deben realizar las pruebas necesarias a nivel laboratorio para ver los efectos compatibilidad y el rendimiento que se puede alcanzar con el producto seleccionado y su composicioacuten
En este caso el paquete inhibidor tiene presente amonio cuaternario que puede ocasionar la interaccioacuten con la formacioacuten de igualmente los compuestos utilizados no siempre van a ser solubles en agua que producen la adicioacuten de alcoholes bien sea isopropanol o metanol (Solvente orgaacutenico) u otro alcohol porque son miscibles con agua y tienen compatibilidad con formaciones sensibles a esta de otra forma pueden reducir la tensioacuten superficial y permitir la remocioacuten de barreras al actuar como tensioactivos
62 HALLIBURTON Estimulacioacuten de pozos Operaciones de campo [Diapositivas]2006 35
diapositivas color 63 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 p 1-2 64 AMIRIANSHOJA T et al A comparative study of surfactant adsorption by clay minerals En Journal of Petroleum Science and Engineering 2013 vol 101 p 21-27
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323 Sistema de inyeccioacuten El sistema de tratamiento contenido por tanques bombas y accesorios metaacutelicos asiacute mismo las largas tuberiacuteas de conduccioacuten desde el sistema de tratamiento hasta el pozo inyector contribuyen a generar grandes depoacutesitos de acumulacioacuten de ldquoschmoordquo que ocasionan taponamiento del sistema y por ende de los poros de la formacioacuten Este efecto de prevencioacuten y mitigacioacuten en el mantenimiento se hace maacutes efectivo como un proceso de limpieza de todo el sistema al aumento de la variables pero no se tiene certeza de la reaccion con los minerales que se encuentran en esta como se menciona en el intem anterior son de gran influencia para la eficiencia del producto y por lo tanto para el grado de limpieza del sistema
324 Aplicacioacuten de la prueba Autores como Horsup et al Hilfiger et al y Peacuterez D et al han trabajado el uso de inhibidores como una herramienta para la limpieza de liacuteneas y sistemas de inyeccioacuten donde se presentan peacuterdidas de inyeccioacuten presentando una buena respuesta a la solucioacuten del problema En la figura 13 Se observa coacutemo se da la interaccioacuten para obtener el efecto de limpieza del depoacutesito y la inhibicioacuten a la corrosioacuten claramente se observa que la segunda funcioacuten no se va a dar si el sistema se encuentra con suciedad Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos
Fuente HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Principles of cleaning hydrocarbon deposits using surfactants [imagen] Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor Brasil Society of petroleum Engineers 2011 p2 En el caso de Hilfiger et al65 utiliza una combinacioacuten de un limpiador soluble en agua y dispersable en aceite con un inhibidor de corrosioacuten para tratar depoacutesitos de parafinas e hidrocarburos los autores expresan que el ablandamiento de la moleacutecula depositada se da permitiendo que los depoacutesitos se descompongan y se mantengan dispersos en la solucioacuten En la prueba de campo 1 de los autores66 se obtiene la disminucioacuten de la presioacuten y el aumento de los voluacutemenes de agua estas dos variables objetivo permiten evaluar la bondad del producto tratante es asiacute como se pasa de un caudal de inyeccioacuten de 9m3d (5668 bblsd) a 13m3d (8177 bblsd) de la misma manera la presioacuten cae en 18 en un lapso de 4 meses
65 HILFIGER MG STEWART SA ANSARI A Op cit p2 66 Ibid p 7
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Al igual que Hilfiger et al Peacuterez D et al67 aplica como producto tratante una combinacioacuten de inhibidor de corrosioacuten Agente de limpieza en una prueba de campo por 3 meses donde el pozo tratado pasa de tener una inyeccioacuten de 70 m3d (440bblsd) a 206 m3d (129574bblsd) con una reduccioacuten de presioacuten del 10
Al tenerse en cuenta los resultados obtenidos por los autores mencionados se observa un comportamiento en comuacuten la reduccioacuten de la presioacuten y el aumento del caudal en los periodos analizados que permite mejorar la operacioacuten de la actividad en campo por lo tanto se esperaba un comportamiento similar con la aplicacioacuten del producto en el pozo a tratado (C3)
Al igual que los autores anteriores Horsup et al68 tienen una misma finalidad de estudio pero utiliza una forma diferente de anaacutelisis empleando experimentacioacuten en laboratorio al probar diferentes alternativas de tratamientos (producto paquetes inhibidores) en sus ensayos y mirar el impacto de cada estructura en la tensioacuten interfacial y como esta influye en la remocioacuten del depoacutesito los resultados obtenidos en el estudio se muestran a continuacioacuten resaltando los productos con grupos nitrogenados
En el caso del producto de corrosioacuten activo la amina cuaternaria no era el mejor para las condiciones de estudio se necesitaba una alta CMC (200 a 500ppm) y su tensioacuten superficial miacutenima era18 mNm mientras que el activo AMF (amina grasa modificada) presentaba los valores maacutes bajos de CMC (50-100ppm) como de tensioacuten superficial (15 mNm)
Para los inhibidores de corrosioacuten estudiados se tiene en cuenta producto A (multifuncional) C (inhibidor corrosioacuten dispersante) y D (inhibidor corrosioacuten dispersante) donde A es el mejor producto de eliminacioacuten porque representa la menor tensioacuten (15) y una CMC significativa (100-200ppm) se hacen pruebas a concentraciones menores y se consigue una buena remocioacuten de la sustancia
Por lo tanto la aplicacioacuten objetivo del producto es alcanzar la miacutenima tensioacuten interfacial a concentraciones significativas coherente con los objetivos econoacutemicos para hacer que este sea un producto viable y efectivo en la eliminacioacuten del depoacutesito porque a menor concentracioacuten es posible un menor costo de aplicacioacuten y a menor tensioacuten superficial miacutenima obtenida mayor inyectividad se podraacute alcanzar confirmando que el producto A del autor es el mejor paquete entre los inhibidores de corrosioacuten activos y los inhibidores de corrosioacuten estudiados
67 PEacuteREZ D RIacuteOS J Tecnologiacuteas quiacutemicas para recuperacioacuten o mantenimiento de la inyectividad y de la integridad en sistemas de inyeccioacuten Como estrategia complementaria a EOR En Petrotecnia 2013 p 2 68 HORSUP DI DUNSTAN TS Y CLINT JS Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled Systems CORROSION 2009 vol 65 nro 8 pp 527-544
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4 PRUEBA PILOTO
La informacioacuten de anaacutelisis se obtiene de la prueba realizada por la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten llevado a cabo por la compantildeiacutea CEPSA COLOMBIA SA
Se toma como punto de control de la prueba el pozo C3 inyector se realiza un seguimiento diario del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten final de agua se verifica la toma de datos de las variables para medir el comportamiento de la inyectividad del pozo
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO
El sistema de inyeccioacuten del pozo se deriva del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten total compuesto por un tanque de almacenamiento de agua de inyeccioacuten (TK-2700) que alimenta a las bombas booster estas se encargan de aumentar la presioacuten para pasar el agua a seis bombas principales de inyeccioacuten en cabeza de pozo a traveacutes de manifold de derivacioacuten el cual unifica la produccioacuten total de agua y la divide a cada uno de los pozos inyectores Por lo tanto el sistema total estaacute compuesto por 5 pozos inyectores del campo El diagrama del sistema de inyeccioacuten del pozo C3 Se observa en la figura 14 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Esquema sistema de inyeccioacuten 411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor La aplicacioacuten del producto se da por medio de las facilidades que se encuentran ubicadas en la superficie de la liacutenea permitiendo la aplicacioacuten del tratamiento a nivel
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superficial en la cabeza del pozo inyector C3 a traveacutes de un Quill de inyeccioacuten en la figura 15 se muestra un esquema de inyeccioacuten quiacutemica sobre la tuberiacutea69 Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten
Fuente HAYWARD Industries simple installation [imagen] FLOW CONTROL IV SERIES Injection Valves IQ SERIES Injection Quills Hayward Industries Inc 2016 p 2 [Consultado 11 de Agosto de 2020] Disponible en httpswwwhaywardflowcontrolcomassetsdocumentsflowcontrolpdfNPPIVQ0516pdf En la siguiente figura 16 se muestra el skid de inyeccioacuten para hacer la dosificacioacuten del tratamiento quiacutemico que cuenta con bombas dosificadoras vaacutelvulas el tanque de almacenamiento del producto quiacutemico y el medidor de nivel
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico
Fuente CEPSA Colombia SA Skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico
69 PALMER JW HEDGES W DAWSON JL Opcit p 51-69
Quill
Tubo
Bomba dosificadora
Tanque almacenamiento
quiacutemico
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El sistema dosificador se compone de los siguientes elementos o equipos como se menciona anteriormente
Bomba de inyeccioacuten Bomba dosificadora de 50galdiacutea Los inhibidores orgaacutenicos al ser distribuidos de forma liacutequida son inyectados a traveacutes de bombas
Vidrio de nivel Permite controlar la cantidad de inhibidor que se dosifica
Quill de inyeccioacuten Este accesorio se fabrica comuacutenmente con acero inoxidable es un elemento que se encuentra fijo y es utilizado para dispersar y mezclar el inhibidor con la corriente del fluido producido en este caso el agua que es inyectada al pozo
42 PROCEDIMIENTO
421 Aplicacioacuten La prueba piloto en el pozo C3 tiene una duracioacuten de 25 diacuteas consta de tres etapas una primera con una duracioacuten de 5 otra de 10 y finalmente 10 diacuteas maacutes de aplicacioacuten del producto tratante con una dosificacioacuten variable de 40 80 y 120 ppm respectivamente a cada etapa
Los tiempos implementados en la prueba se detallan a continuacioacuten 70
Etapa de Inicio a la inyeccioacuten del inhibidor de manera continua en cabeza del pozo inyector a partir del diacutea 11 de mayo del 2019 con una dosis de 40 ppm un caudal de 9002 BAPD y a una presioacuten en cabeza de 1100 PSI
Etapa 2 a partir del 16 de mayo con el incremento de dosificacioacuten requerido
Etapa 3 o uacuteltima etapa inicia el 26 de mayo y se extiende hasta el 4 de junio que termina la prueba con producto tratante y se hace un seguimiento a las variables de inyectividad por 30 diacuteas adicionales
La dosificacioacuten se inicia a baja concentracioacuten como tratamiento de limpieza y se incrementa para estimular y provocar la inhibicioacuten de corrosioacuten hay que tener en cuenta que el segundo efecto se consigue solo al retirar primero las impurezas
Hay que tener en cuenta que se prueba la capacidad de limpieza del producto a traveacutes de la prueba en campo por eso las variables monitoreadas en el desarrollo de la prueba y a tener en cuenta son
La presioacuten en cabeza de pozo
caudal de agua inyectada
Como se evidencia en el capitulo anterior en la seccion de aplicacioacuten estas variables permiten ver el comportamiento del producto y visualizar la eficiencia obtenida
422 Recopilacioacuten de datos Al finalizar el tiempo de prueba se recopila la informacioacuten de las variables monitoreadas durante la operacioacuten para el
70 CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo [En Liacutenea] 2019
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procesamiento de los datos y anaacutelisis de los resultados Tambieacuten se compila la informacioacuten de operacioacuten del pozo durante los 30 diacuteas previos y posteriores a la aplicacioacuten del tratamiento como periodos testigo de la prueba que permiten hacer la comparacioacuten de la operacioacuten tras la aplicacioacuten del tratamiento y el comportamiento que se tiene a nivel de la inyeccioacuten 201
423 Evaluacioacuten de resultados Los datos recopilados se suministran en una base en Excel que permite hacer los caacutelculos correspondientes
Iacutendice de inyectividad Como criterio de evaluacioacuten de la prueba un indicador clave de rendimiento de pozo que estaacute representado por el iacutendice de inyectividad (Jiny) este mide la capacidad de un pozo (formacioacuten) para aceptar un fluido relacionando la tasa de inyeccioacuten de agua (Qiny) con la diferencia de presiones (∆P) representada por la presioacuten en cabeza de pozo (PCabeza de pozo) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten 7172
FuenteABBASI J et al A simulation investigation of performance of polymer injection in hydraulically fractured heterogeneous reservoirs En J Petrol Explor Prod Techno2016p 4
Adicionalmente es calculado en los periodos testigos denominados como Previo y posterior a la aplicacioacuten del tratamiento que permite contar con una evidencia visual de los cambios generados con la operacioacuten a nivel de flujo presioacuten y de la inyectividad y determinar el eacutexito de la prueba por el desempentildeo obtenido en la inyectividad
Para tener una mejora en la inyectividad se deberiacutea contar
Con un caudal mayor a las condiciones de bombeo existentes (Presioacuten estable)
Caudal estable con menor requerimiento de potencia (Menor presioacuten)
Estas situaciones indicariacutean la accioacuten del producto sobre los depoacutesitos y su eficiencia en el sistema
Tambieacuten se cuenta con una liacutenea base con el fin de establecer datos de referencia que se encuentran representados por
71 LYONS CW PLISGA GJ and LORENZ MD Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas EngineeringReservoir Engineering Third edition Gulf Professional Publishing p 226-227 72 VAN WINGEN N Injectivity Indices-Their Prediction and Determination American Petroleum Institute1949
119869119894119899119910 =119876119868119899119910
∆P=
119876119868119899119910
119875119862119886119887119890119911119886 119889119890 119901119900119911119900
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad
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Un caudal de agua inyectada base (119876119868119899119910119887 ) de 8100BAPD 73
Una presioacuten de cabeza de pozo de 1150 Psi
Iacutendice de inyectividad base (119869119868119899119910119887 ) de 7 BAPDPsi
Los valores son determinados por la media y normalizacioacuten de los datos obtenidos en la operacioacuten del diacutea 1 de enero del 2019 hasta el 10 de mayo del 2019
Incremento de variables monitoreadas Durante el anaacutelisis se realiza el calculoacute del incremento de los resultados de las variables monitoreadas y la inyectividad que permite cuantificar el aumento tras la aplicacioacuten del tratamiento en comparacioacuten con la liacutenea base como se muestra en la ecuacioacuten 2 y 3
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
De la misma forma se utiliza este tipo de caacutelculo para identificar el incremento o decremento de presioacuten obtenido ademaacutes ver su comportamiento en la operacioacuten y reconocer si los valores tienen un mejor desempentildeo en la operacioacuten o se comportan de acuerdo a los valores iniciales
Consumo de producto aplicado El volumen del producto aplicado es
calculado por medio de los datos recopilados se realiza la estimacioacuten de la dosificacioacuten diaria de inhibidor relacionando el volumen de agua depositado con la concentracioacuten del inhibidor en ppm siendo calculada por medio de la siguiente ecuacioacuten 74
73 CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento2019 74 AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
119876119894119899119910 = |119876119894119899119910 minus 119876119894119899119910119887
119876119894119899119910119887| lowast 100
119869119894119899119910 = |119869119894119899119910 minus 119869119894119899119910119887
119869119894119899119910119887| lowast 100
Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten
Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad
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Fuente AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control
Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
Donde V representa los barriles de agua por diacutea que se disponen Qinh la dosificacioacuten de inhibidor requerida para tratar el agua a disponer diacutea en BAPD ppm son las partes por milloacuten recomendadas por el proveedor (40 80 y 120) ppm En el anexo se encuentra una muestra de caacutelculo de la cantidad de inhibidor diaria utilizada Este caacutelculo permite identificar de igual forma el consumo obtenido por etapa y en la totalidad de la prueba como se menciona anteriormente En la Tabla 3 Se observa la cantidad de producto quiacutemico requerido en cada una de las etapas calculado a traveacutes de la sumatoria de las dosificaciones diarias y su etapa correspondiente dando un consumo total de producto de 921 gal encontraacutendose dentro de las opciones contempladas por el proveedor que estipulaban un consumo alrededor de 752 875 y 1163 gal Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba
ETAPA PERIODO DIacuteAS DOSIS (PPM)
PRODUCTO (GAL)
1 11 a 15 de Mayo 5 40 76
2 16 a 25 de Mayo 10 80 316
3 26 de mayo a 04 de Junio 10 120 530
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Resultados del tratatamiento Potencia de la bomba En el sistema de inyeccioacuten la potencia de la bomba
es influenciada por las restricciones en el bombeo del fluido depositado por lo que se tiene en cuenta la potencia de la bomba requerida para inyectar el agua a disponer donde se relaciona el peso especiacutefico del fluido (Nm3) la tasa de inyeccioacuten (m3s) y la presioacuten en cabeza de pozo (mca) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten
119876119894119899ℎ =119881
1 000 000lowast 119901119901119898
Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida
58
Fuente BARREDA TRUJILLO Aacutengel Urbano Meacutetodo praacutectico de obtencioacuten de potencia y eficiencias de unidades de bombeo en operacion [En liacutenea]EnRIHA 2012 vol 33 no 3 P 86-97[Consultado 3 de septiembre de 2020]Disponible en httpscielosldcuscielophpscript=sci_arttextamppid=S1680-03382012000300007
En la ecuacioacuten para mantener las unidades mencionadas se manejan las conversiones que se evidencian en la siguiente tabla
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba
Conversioacuten Referencia
1 BAPD equivale a 00066244 m3h
Advanced corverterConversion barril por diacutea a metro cuacutebico por hora[En liacutenea] [Consultado] Disponible httpswwwadvancedconvertercomesconversion-de-unidadesconvertir-flujobarriles-por-dia-a-metros-cubicos-por-hora
1m3h equivale a 0000277778 m3s
Elaboracioacuten propia Se hace la conversioacuten a partir de la equivalencia 1h son 3600 s
1Psi equivale a 0703546663 mca
Convertidor de unidadesConversioacuten libra por pulgada cuadrada a metros de columna de agua [En liacutenea] [Consultado] Disponible en httpwwwconversordeunidadesorgpresion-pa-atm-bar-mpa-mh20-mmhg-psiphp
Fuente elaboracioacuten propia Las unidades de la potencia seguacuten la ecuacioacuten 5 quedan expresadas en teacuterminos de caballos de fuerza (Hp) aunque tambieacuten son expresadas en kilovatio (KW) para determinar el consumo energeacutetico Energiacutea consumida El caacutelculo de la potencia como se menciona en el punto
anterior es la base para el consumo energeacutetico del proceso mediante la relacioacuten potencia-tiempo como se evidencia en la ecuacioacuten 6
Fuente elaboracioacuten propia
119861119867119875 =(120574 lowast 119876 lowast 119875)
1000lowast 134
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba
119864119899119890119903119892iacute119886 = 119875119900119905119890119899119888119894119886(119870119882) lowast 119879119894119890119898119901119900(ℎ)
Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida
59
Como se ha mencionado anteriormente el proceso de inyeccioacuten cumple con una operacioacuten continua por lo tanto el tiempo a tener en cuenta en la relacioacuten es de 24h
Costo de energiacutea por barril de agua inyectado Se tiene la relacioacuten entre el costo de energiacutea consumida y barril de agua inyectado al diacutea como se muestra a continuacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para el costo de energiacutea consumida se multiplica el precio de KW-h por la cantidad de KW-h utilizados (Energiacutea consumida) se tiene en cuenta el costo KW-h que se maneja en la estacioacuten que se encuentra alrededor de COP 300 KW-h
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS
En el ANEXO A se observan los resultados de las variables monitoreadas es decir caudal de inyeccioacuten (BAPD) y presioacuten en cabeza de pozo (Psi) durante el proceso de inyeccioacuten y los datos de operacioacuten previos y posteriores al tratamiento 431 Anaacutelisis del tratamiento El tratamiento aplicado en los periodos o etapas 1 2 y 3 determina un aumento del flujo inyectado de 1125 1602 y 298 respectivamente el mejor desempentildeo se obtiene con la dosis de 120 ppm donde se maximiza la accioacuten de limpieza en el sistema y alcanzar una estabilidad en el flujo con los valores maacuteximos obtenidos de la prueba que oscilan entre los 10300 ndash 10800 BAPD El detalle del desempentildeo del tratamiento se muestra en la graacutefica 3 asiacute como en la primera etapa se lograron valores entre 8818 a 9295 BAPD durante la segunda dosis se presenta mayores variaciones de los datos que pueden estar influenciadas por efectos de dispersioacuten de las partiacuteculas o depoacutesitos en los poros de la formacioacuten donde el fluido tiene una preferencia de inyeccioacuten hacia los poros de mayor tamantildeo y de menor obstruccioacuten con valores 9063 a 9930 BAPD Entonces el efecto de limpieza y de dispersioacuten ocurrido en las dos primeras etapas redundan sobre el mejor desempentildeo de la tercera dosis que ademaacutes de tener una mayor concentracioacuten alcanza una uniformidad del flujo de inyeccioacuten
$119864
119861119860119875119863=
$119864119899119890119892iacute119886 119888119900119899119904119906119898119894119889119886
119861119860119875119863 119894119899119910119890119888119905119886119889119900
Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
60
Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Sin embargo estos resultados de incremento del Caudal no pueden ser tomados en cuenta sin comparar con los requerimientos de operacioacuten como es el caso de la presioacuten Los resultados de presioacuten en la cabeza de pozo tiene un comportamiento similar al Caudal con una estabilizacioacuten de los datos durante la tercera etapa sin embargo al ser un tratamiento de limpieza y encontrarse retirando las obstrucciones que se presenta en el sistema se esperariacutea que la presioacuten disminuya cuando se tenga un incremento del caudal debido a que las barreras que se presentaban en el interior del sistema para el fluido deberiacutean ser menores pero se consigue un efecto contrario donde se obtiene un aumento de presioacuten como se evidencia en la graacutefica 4 De otra manera al aplicar el tratamiento se busca alcanzar condiciones maacutes estables de operacioacuten en donde los resultados son coherente con respecto a la caiacuteda de presioacuten tal como se evidencia para cada una de las etapas donde se logran ΔP de 175 160 y 53 Psi respectivamente esta menor caiacuteda de presioacuten nos indica una condicioacuten maacutes estable durante el desarrollo de la operacioacuten en la tercera etapa que representa la meseta que se obtiene en la graacutefica 4
91259295
9160 9201
9518
8629
9063
993010392
10540 1058010571
10815
10461
85008700890091009300950097009900
101001030010500107001090011100
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
I(40ppm)
II(80ppm)
III(120ppm)
61
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En la graacutefica anterior la presioacuten presenta un decremento del 2 en la primera etapa un incremento de 006 en la segunda y un incremento 9 en la tercera seguacuten las dosis suministradas Hay que acotar que la pretensioacuten de la investigacioacuten es medir el caudal a una presioacuten estable en la praacutectica esto no es totalmente cierto por el efecto que se tiene de la cabeza de presioacuten del tanque de almacenamiento sobre las bombas ademaacutes no se tiene una liacutenea independiente para este pozo inyector lo que ocasiona que haya influencia en el flujo por las liacuteneas de los otros pozos inyectores generando posibles problemas de preferencia de flujo en el sistema 432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema La situacioacuten de operacioacuten del sistema el flujo inyectado maneja un caudal inferior a los 8000 BAPD durante la prueba para mejorar la inyectividad se requiere que el volumen inyectado incremente la aplicacioacuten de los tratamientos se hace con un caudal media de inyeccioacuten de 9398 BAPD en la segunda etapa y hasta valores maacuteximos de 9912 BAPD posterior a la suspensioacuten del producto tratante el caudal de inyeccioacuten se sostiene en valores superiores al inicio de la prueba como son de 8838 BAPD derivada de una respuesta por parte mayor presioacuten de operacioacuten durante el tratamiento empleado
El comportamiento del pozo analizado se muestra en la graacutefica 5 donde la recta punteada representa la liacutenea base del caudal (8100 BAPD) y se obtiene incrementos variables de flujo de hasta 21 durante el tratamiento y un incremento del 10 para el flujo posterior al tratamiento
1180
1054
11281080
1206 12691270 1270
10401055107010851100111511301145116011751190120512201235125012651280
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Pre
sioacute
n (
Psi)
Tiempo (diacutea)
I (40ppm)
II (80ppm) III
(120ppm)
Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba
62
Se tiene como referencia de anaacutelisis los reportados por la literatura por Hilfiger et al75 Un tratamiento con un incremento resultante del flujo de inyeccioacuten de 2516 (Qincremento cerca al 50) BAPD en 4 meses y PEacuteREZ D et al 76con un incremento de 8554 BAPD (Qincremento=140) en un periodo de 3 meses En comparacioacuten con los resultados de la prueba se logra un valor medio del incremento de flujo de inyeccioacuten de 477 BAPD (Qncremento=6) durante una prueba de 25 diacuteas de tratamiento por lo tanto es un resultado comparable a nivel del caudal en pozos inyectores lo que no es comparable son las condiciones de la formacioacuten y operacioacuten de los campos Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes durante y despueacutes de la prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En el comportamiento de la presioacuten a traveacutes del proceso de inyeccioacuten (Ver graacutefica 6) la presioacuten en el periodo previo al tratamiento se mantiene cercana a los 1150 Psi teniendo miacutenimas variaciones en el desarrollo de la prueba se obtiene un incremento del 3 generando un mayor consumo de energiacutea para la inyeccioacuten del fluido adicionalmente se identifica una disminucioacuten de presioacuten con la suspensioacuten del producto el valor promedio de la etapa fue aproximadamente 1108 Psi representando un porcentaje de decremento del 4
75 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7 76 PEacuteREZ D RIacuteOS J Op Cit p72
8968
8970 8991
9125
9294
10838
10580
10815
8647
9788
8819
8900
9912
8838
660069007200750078008100840087009000930096009900
10200105001080011100
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
22
-ju
n
25
-ju
n
28
-ju
n
1-j
ul
4-j
ul
Caudal (B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
63
Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Al hacer la comparacioacuten entre las graacuteficas del proceso P Q vs tiempo de periodos de operacioacuten se encuentra que en el periodo posterior al tratamiento se logra disminuir la presioacuten y aumentar el flujo de agua que se dispone en la formacioacuten receptora del pozo C3 este comportamiento no se obtiene de manera continua a traveacutes de este periodo pero se encuentra en diferentes diacuteas por ejemplo se requeriacutea 1201 Psi para disponer 8561 BAPD antes de la prueba y posterior a ella para disponer 8562 BAPD fueron necesarios 1091 Psi logrando una mejora en el proceso de inyeccioacuten al disponer la misma tasa con una presioacuten 433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 En el ANEXO D se recopila los caacutelculos de inyectividad para los periodos del proceso analizado y establecidos como previo durante y posterior del tratamiento donde se presenta en resumen los valores en el graacutefico 7 Este se encuentra divido en tres franjas que representan cada uno de los periodos de operacioacuten
1145
1215
1143
1201
1151
1184
1153
1125
1180
1240 1269
1208
1114
960
1050
1005
1104
1036
1091
940
970
1000
1030
1060
1090
1120
1150
1180
1210
1240
1270
1300
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Pre
sioacute
n e
n c
abez
a d
e p
ozo
(P
si)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
64
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Hay que tener en cuenta que por medio de la inyectividad se identifica el eacutexito de la prueba en los resultados obtenidos no se observa una mejora continua del iacutendice y se encuentra una tendencia de los datos a su valor inicial (J alrededor de 7) que se da por la influencia directa de la presioacuten Del graacutefico anterior se resaltan los siguientes aspectos (Ver graacutefica 8)
El valor medio de la inyectividad en el estado actual (sin tratamiento) es J=734
El valor medio de la inyectividad durante el tratamiento es de J=829 con un incremento de la inyectividad del 1294
El valor medio de la inyectividad pos tratamiento en un periodo de 30 diacuteas es J=81 con un incremento de la inyectividad del 102
723
811
761
874863 879
880
913
915
662646668
772747678
882848688
99294
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
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22
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25
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28
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31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Jin
y[B
AP
DP
SI]
Tiempo [Diacutea]
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
65
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA
Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten
En cuanto al comportamiento de la inyectividad se evidencia un aumento en comparacioacuten con la liacutenea base y el periodo previo a la prueba piloto tras la suspensioacuten del tratamiento como se menciona anteriormente la inyectividad media lograda fue de 81 se obtiene que el mejor estimado de inyectividad es aproximadamente 9 con un incremento de inyectividad mayor al 10 este comportamiento estaacute dado en diacuteas donde la operacioacuten alcanza un incremento medio del caudal del 18 y una presioacuten con un ΔP de 59 Psi que se detalla en el siguiente iacutetem
El sistema de inyeccioacuten del pozo C3 estaacute demostrado que puede operar a una presioacuten media de 1059 PSI y un caudal de inyeccioacuten medio de 96225 BAPD Con los cuales se obtiene un iacutendice de inyectividad de 9 y un incremento del 24 en la tabla 5 se evidencia que se puede tener esta capacidad de operacioacuten en el pozo C3 pero se demostroacute que el cumplimiento de esta operacioacuten fue durante 5 diacuteas posteriores al tratamiento
Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento
Caudal (BAPD) Presioacuten (Psi)
9464 1036
9410 1045
9912 1095
9704 1060
96225 1059
Fuente elaboracioacuten propia
J media
Incremento J
0
2
4
6
8
10
Previo Tratamiento Postratamiento
J media 734 829 8087
Incremento J 0 129 102
Ind
ice
de
inye
ctiv
idad
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento
66
Al revisar el histoacuterico de inyeccioacuten del pozo de los antildeos 2016 a 2019 a presiones de bombeo similares a las mostradas en la tabla 5 guardan un bajo desempentildeo como se aprecia en la graacutefica 9
Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo 2019
En el antildeo 2019 los valores muestran un desempentildeo significativo con respecto a los antildeos anteriores teniendo como base un rango de presioacuten de 1030 a 1060 Psi que es el rango de mejor operacioacuten que se logra despueacutes del tratamiento
Los autores Hilfiger et al Peacuterez d et al con base en el anaacutelisis de iacutendice de inyectividad con respecto a los valores reportados de presioacuten y caudal exponen un incremento del indice de inyectividad 294 y 144 en un periodo de prueba de 3 y 4 meses de tratamiento con el inhibidor estos resultados nos indican que el periodo de la prueba en el estudio es reducido y por ende los resultados pueden verse afectados haciendo una comparacioacuten en ese mismo orden los resultados esperados en 30 diacuteas seria de 98 y 288 en la mejora de inyeccioacuten por lo tanto los resultados del tratamiento no son significativos verificaacutendose que la prueba no es exitosa para replicarla en la actividad de la operacioacuten Por otra parte con base en los resultados totales del tratamiento se puede inferir que con la presioacuten media (1059 Psi) no disminuyo proporcional al caudal medio obtenido (96225 BAPD) durante un periodo suficientemente sostenible que para el caso es el periodo post-tratamiento es decir no se sostuvo la inyectividad esperada se evidencia que solo se obtuvo 4 de los 30 diacuteas dentro del rango estudiado lo que determina que para la evaluacioacuten de la inyectividad es bueno como valor absoluto porque se demuestra una mejora pero no es suficientemente exitoso por el bajo incremento del caudal (6)
2016 2017 2018 2019
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Q (BAPD) P (Psi)
67
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento En la siguiente graacutefica se muestra la relacioacuten entre la potencia de la bomba y el caudal de agua inyectado que tiene un comportamiento lineal en donde se muestra que a mayor caudal de agua inyectada mayor potencia de la bomba se va a requerir para su disposicioacuten por eso la necesidad de tener una operacioacuten a condiciones estables Se ve un conglomerado de datos que representa la mayor cabida del proceso en teacuterminos de potencia y tasa de flujo inyectado que se encuentran entre los rangos de 120-130 kW y 8400-8800 BAPD (Ver figura 10) si se toma el caudal medio del mejor estimado alcanzado en la operacioacuten 96225 BAPD a nivel de caacutelculos se estima en 130 KW demostrando que al ganar estabilidad en la bomba el gasto energeacutetico obtenido es menor a pesar de ganar capacidad de inyeccioacuten en el pozo Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Adicionalmente en la graacutefica 11 se cuenta con la relacioacuten del costo de energiacutea consumida por barril de agua inyectada promedio en los periodos de operacioacuten evaluados en el tratamiento el costo es de $ 113 y posterior al tratamiento es de $101 donde se mantiene un incremento en el iacutendice de inyectividad del 10
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
70
00
72
00
74
00
76
00
78
00
80
00
82
00
84
00
86
00
88
00
90
00
92
00
94
00
96
00
98
00
10
00
0
10
20
0
10
40
0
10
60
0
10
80
0
11
00
0
Po
ten
cia
de
la b
om
ba
(KW
)
Caudal de agua inyectada (BAPD)
68
Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten A mayor iacutendice de inyectividad se deberiacutea obtener un menor costo energeacutetico en el sistema con respecto al graacutefico anterior el comportamiento al realizar la comparacioacuten del costo de energiacutea por cantidad de agua inyectada se obtiene una disminucioacuten en los costos del proceso al requerir una menor presioacuten para inyectar el fluido en la formacioacuten esto se evidencia en la graacutefica donde el costo se ve influenciado por la operacioacuten de la bomba teniendo un comportamiento igual al de la graacutefica 6 demostrando la dependencia de la presioacuten en este tipo de sistemas Si se tiene en cuenta el valor objetivo de la operacioacuten tiene un costo de inyeccioacuten de agua objetivo de COP 9684 BAPD a nivel energeacutetico en consumo de energiacutea consumida diario representa un costo total diario de COP 931799 para inyectar 96225 BAPD En cuanto la operacioacuten actual el costo de inyeccioacuten medio es de COP 10516 BAPD y el costo del consumo energeacutetico es de COP 88796898 si se tuviera en cuenta el costo por el caudal objetivo el consumo energeacutetico diario seria de COP 1011869 para inyectar 96225 BAPD
$111 $108
$96 $99
$116
$110
$108 $104
$88 $92
$86 $88 $90 $92 $94 $96 $98
$100 $102 $104 $106 $108 $110 $112 $114 $116 $118
7-a
br
9-a
br
11
-ab
r1
3-a
br
15
-ab
r1
7-a
br
19
-ab
r2
1-a
br
23
-ab
r2
5-a
br
27
-ab
r2
9-a
br
1-m
ay
3-m
ay
5-m
ay
7-m
ay
9-m
ay
11
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1
3-m
ay
15
-may
1
7-m
ay
19
-may
2
1-m
ay
23
-may
2
5-m
ay
27
-may
2
9-m
ay
31
-may
2
-ju
n
4-j
un
6
-ju
n
8-j
un
1
0-j
un
1
2-j
un
1
4-j
un
1
6-j
un
1
8-j
un
2
0-j
un
2
2-j
un
2
4-j
un
2
6-j
un
2
8-j
un
3
0-j
un
2
-ju
l4
-ju
l6
-ju
l
$B
AP
D
Tiempo (diacutea)
Despueacutes del tratamiento
con inhibidor
Antes del tratamiento con
inhibidor
69
5 ANAacuteLISIS Y RESULTADOS
Una vez definido por la compantildeiacutea que el incremento del caudal de inyeccioacuten no es significativo para declarar la prueba exitosa se procede a determinar las probables causas por las cuales el producto inhibidor no cumplioacute su funcionalidad Para este anaacutelisis se parte de las caracteriacutesticas del agua de disposicioacuten el agua de formacioacuten el tipo de formacioacuten las caracteriacutesticas de la interaccioacuten o variacioacuten de los factores del medio acuoso y el medio poroso Se parte del conocimiento de que variacioacuten de la temperatura presioacuten y entorno del medio genera alteraciones en la solucioacuten que influyen en la formacioacuten de precipitados e incompatibilidades entre los productos que se encuentran interactuando Esta interaccioacuten de medio acuoso se da al entrar en contacto el agua con el producto tratante y la superficie del medio poroso donde se esperariacutea toda clase de reacciones bien sea que produzcan precipitados insolubles estas sustancias son indeseables porque provocan la reduccioacuten de la permeabilidad de la formacioacuten rocosa el taponamiento de los pozos y pueden causar ademaacutes la formacioacuten de incrustaciones en las bombas y liacuteneas del agua o que se vea disminuido la eficiencia del producto esto puede darse por tiempo concentracioacuten presioacuten temperatura entre otras variables Que en este caso no pueden ser medidas directamente sino que se infiere su eficiencia por resultados indirectos
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN
Se tienen en cuenta el agua de disposicioacuten y de la formacioacuten porque hacen parte de las condiciones de operacioacuten del sistema al ser la primera el fluido que se estaacute transportando para disposicioacuten y la interaccioacuten entre estos dos tipos de agua ocasionar alguacuten tipo de reaccioacuten que afecte la disposicioacuten final del agua En el capiacutetulo 3 se muestra una caracterizacioacuten del agua del efluente de la PTARI que es la misma a inyectar sobre un anaacutelisis realizado a comienzos del antildeo 2019 que se muestra en el ANEXO F en esta el agua cuenta con un pH neutro (771) con presencia de iones cloruros (28mgL) calcio (432mgL) magnesio (262mgL) sodio (252mgL) y bario (0207mgL) y contenido de aceite con una salinidad de 27014 mgL es un agua blanda y cuenta con una dureza de 216mgL Esta agua tiene una tendencia de agua a ser corrosiva La tendencia del agua corrosiva se da por los iones presentes en el fluido y la interaccioacuten entre ellos tales como sulfatos hierro cloruros carbonatosbicarbonatos que al reaccionar y en condiciones propicias pueden dar como resultado la formacioacuten de precipitados en el interior del sistema Estos pueden generar de igual manera corrosioacuten en el sistema esto ha sido evidenciado por la presencia de hierro en la muestra del depoacutesito que ha sido analizada (Capitulo 2)
70
que indicando corrosioacuten en el sistema accioacuten que puede ser apreciada graacuteficamente en la Figura 17 Figura 17 Formacioacuten de precipitados
Fuente KEMMER Frank N amp McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo II Meacutexico MCGraw-Hill inc p20-720-131998 La composicioacuten y contenido de iones en el agua de formacioacuten es importante para el estudio de las incrustaciones minerales por el posible intercambio ioacutenico entre el medio acuoso y el agua de la formacioacuten El anaacutelisis fisicoquiacutemico del agua del yacimiento en la formacioacuten C7-M (2010) se evidencia en la Tabla 6 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten CATIONES mgL ANIONES mgL
Ba+2 lt0005 HCO3- 165
Ca+2 lt015 Br- lt10
Fe+2 06 CO3-2 25
Mg+2 lt001 Cl- 16
K+ 55 I- lt20
Na+ 80 SO4-2 12
Salinidad mgL 173
Conductividad mScm 265
pH 855
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Esta agua de formacioacuten se caracteriza por tener muy baja dureza es decir que por ser un agua blanda deberiacutea requerir una menor cantidad de producto quiacutemico para el tratamiento avocado en la prueba ademaacutes es un agua con una muy alta alcalinidad de 177mgCaCO3L (Alkgt1476) condicioacuten que favorece las condiciones de operacioacuten de alta presioacuten sobre la roca de la formacioacuten
2
46
35
11
6
K+
Na+
HCO3-
CO3-2
Cl-
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql
71
Siguiendo con la caracterizacioacuten del agua de formacioacuten en la graacutefica 12 Se muestra la proporcioacuten en meq L de los distintos iones del agua representada y resaltada de manera visual por un exceso de sodio y bicarbonato dando lugar a un agua tipo bicarbonato de sodio (base) este exceso se confirma en el siguiente recuadro (Tabla 7) que expone la composicioacuten del agua con base en la clasificacioacuten de Sulin77 por tipo grupo y clase de agua que compone el agua de la formacioacuten Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin
TIPO DE AGUA GRUPO CLASE
NaClgt1
Sulfato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2lt1 Bicarbonato S1
salinidad primaria
predominante dlta
Bicarbonato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2gt1 Cloruro S2
Salinidad secundaria
d=a
NaCllt1
Cloruro de Magnesio
(Na+-Cl-)Mg+2lt1 Sulfato S3 Salinidad terciaria
dgtadlt(a+b)
Cloruro de Calcio
(Na+-Cl-)Mg+2gt1 A1 Alcalinidad
primario d=(a+b)
A2 Alcalinidad secundaria
dgt(a+b)
Fuente elaboracioacuten propia con base en anaacutelisis fiacutesico-quiacutemico CEPSA Colombia SA El anaacutelisis parte de la relacioacuten NaCl gt1 donde NaCl = 77 indica que predomina el sodio y este exceso se combina con bicarbonato que determina que el agua es de tipo bicarbonato de sodio al cumplir con la relacioacuten Na+-Cl-SO4
-2 gt1 donde (Na+-Cl-)SO4
-2=12114 y grupo S1 S3 S2 que expresan los constituyentes que se encuentran disueltos en el agua de manera generalizada 78 en donde S1 Predomina la salinidad primaria compuesta por Sulfatos y cloruros alcalinos S2 Predomina la salinidad secundaria compuesta por Sulfatos y cloruros
alcalinoteacuterreos S3 Predomina la salinidad terciaria compuesta por sulfatos y cloruros de hierro
y aluminio y aacutecidos fuertes libres
Se continua con la caracterizacioacuten mediante los iacutendices de saturacioacuten de Ryznar (IS) y Langelier (ISL) estos permiten conocer el efecto del agua sobre las superficies y predecir el potencial de corrosioacuten yo incrustacioacuten que maneja e
77 COLLINS Gene A Geochemistry of oilfield waters Classification of oilfield waters Elsevier Science 1975 p 254 78 Ibid p 254
72
identificar el tipo de agua que se presenta incrustante corrosiva o neutra al hacer una aproximacioacuten de los iacutendices se tiene en cuenta que el agua de la formacioacuten es altamente corrosiva con tendencia incrustante tal como se resalta en gris en la tabla 8 se muestra la clasificacioacuten y la respectiva indicacioacuten Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten
IacuteNDICE VALOR CLASIFICACIOacuteN INDICACIOacuteN
IS
785
lt55 Formacioacuten de incrustaciones pesadas
55-62 Formacioacuten de incrustaciones
62-68 Agua neutra
gt68 Agua con tendencia corrosiva
ISL 026
ISLlt0 Agua no saturada con respecto a carbonato de calcio(CaCO3)
ISL=0 Agua considerada neutral no existe formacioacuten de incrustaciones
ISLgt0 Agua suacuteper saturada con respecto a carbonato de calcio (CaCO3) Posible formacioacuten de incrustaciones
Fuente elaboracioacuten propia con base en COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE
LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) la Resolucioacuten 13142014(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras
determinaciones Bogotaacute DC 2014 De igual manera que con la caracterizacioacuten del agua tratada el agua de la formacioacuten presenta una tendencia corrosiva e incrustante esto se da por la reaccioacuten del bicarbonatoCarbonato con los iones presentes en las aguas (Mg2+ Ca2+ Fe2+ Ba2+) pues la interaccioacuten de estos compuestos generan incrustaciones minerales como BaSO4 MgCO3 FeCO3 CaCO3 y subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2CO3) En cuanto a la revisioacuten del agua por su Salinidad el agua de inyeccioacuten con 270 mgL y el agua de la formacioacuten con una salinidad con 173 mgL favorece una baja probabilidad de hinchamiento de arcillas o de incompatibilidad quiacutemica79que se da por el intercambio de iones o cambios de salinidad esto se puede explicar por el fenoacutemeno de la presioacuten osmoacutetica donde el flujo se mueve de menor concentracioacuten al de mayor concentracioacuten de esta manera las arcillas presentes en la formacioacuten no aumentan su volumen al no adsorber o llenarse del agua que se dispone a traveacutes de la inyeccioacuten
52 PRUEBA PILOTO
79 KEMMER Frank N y McCALLION John TOMO III Op cit p43-9
73
El anaacutelisis del desempentildeo del inhibidor en el sistema de inyeccioacuten durante la prueba piloto representada en la Graacutefica 13 Q P vs Tiempo se visualiza el comportamiento de los estados previo y posterior al tratamiento y el periodo de aplicacioacuten Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Como se mencionoacute en el capiacutetulo 4 la prueba piloto es el medio por el cual se verifica el rendimiento del producto tratante al estarse evaluando la accioacuten de limpieza del inhibidor que se deberiacutea reflejar a partir del aumento del caudal y la disminucioacuten de las caiacutedas de presioacuten del sistema en donde no se evidencia este efecto y se obtiene el siguiente comportamiento A Durante el periodo de aplicacioacuten se evidencia una mejora del caudal del 30
pero no se logra asegurar la integridad del pozo hablando teacuterminos de presioacuten porque en lugar de disminuir las caiacutedas de presioacuten se logra un aumento del 9 generando el efecto contrario al esperado para el tratamiento debido a que al efectuarse la limpieza y de estar ocurriendo la remocioacuten se deberiacutea tener una menor friccioacuten o un mayor diaacutemetro para el paso del fluido es decir menores restricciones durante la inyeccioacuten
B El incremento de caudal es proporcional al incremento de la presioacuten en tal
sentido no se aprecia el efecto del tratamiento sobre el sistema ademaacutes no se evidencia primero un cambio de caudal con una caiacuteda de presioacuten estable y segundo un caudal estable como resultado de una menor caiacuteda de presioacuten
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
504
201
9
804
201
9
110
42
019
140
42
019
170
42
019
200
42
019
230
42
019
260
42
019
290
42
019
205
201
9
505
201
9
805
201
9
110
52
019
140
52
019
170
52
019
200
52
019
230
52
019
260
52
019
290
52
019
106
201
9
406
201
9
706
201
9
100
62
019
130
62
019
160
62
019
190
62
019
220
62
019
250
62
019
280
62
019
107
201
9
407
201
9
707
201
9
100
72
019
Pre
sio
n (
Psi
)
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)q (BAPD) P (Psi)
74
Se encuentran caudales similares en donde se alcanza una disminucioacuten en la presioacuten se evidencia en la Tabla 9
Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes periodos
Previo Tratamiento Post Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
19042019 8255 1130 08062019 8252 1161
21042019 8675 1143 18062019 8676 1083
23042019 8561 1201 03072019 8562 1091
27042019 8968 1134 04072019 8966 1080
Fuente elaboracioacuten propia
Efectivamente se evidencia que en el periodo post tratamiento hubo diacuteas que el comportamiento del caudal incremento y no fue proporcional al aumento de la presioacuten como se muestra en la tabla anterior y la presioacuten alcanza valores cercanos estables cumpliendo el comportamiento de la primera situacioacuten pero estos diacuteas con este comportamiento son muy pocos del orden de cuatro o cinco Se encuentran presiones similares en donde se muestra el aumento del caudal como se muestra en la siguiente tabla
Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
Previo Tratamiento Posterior Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
12042019 7258 1003 24062019 8911 1005
11042019 7543 1053 23062019 8868 1050
19042019 8255 1130 17062019 8840 1130
14042019 7897 1145 14062019 8491 1145
18042019 8629 1180 13062019 8020 1181
Fuente elaboracioacuten propia
En esta tabla no se tiene ni presioacuten ni caudales estables por lo que no se genera ninguna de las situaciones y se observa una mayor variacioacuten
C Estas variaciones se atribuyen a una reaccioacuten por parte del producto en la
superficie de la liacutenea de inyeccioacuten que permite incrementar el paso de flujo pero no asegura la efectividad de limpieza del producto ni continuidad de la respuesta del inhibidor
D El aumento de la tasa de inyeccioacuten fue de 477 BAPD correspondiente al 6 del
agua depositada con un decremento de presioacuten del 4 esta comparacioacuten se da entre el periodo previo y posterior al tratamiento en teacuterminos de inyectividad se alcanza un aumento del 10
75
Al hacer el seguimiento al indicador del iacutendice de inyectividad se evidencia la influencia de la variabilidad de la presioacuten y su relacioacuten con el caudal que da como respuesta
Antes de inyeccioacuten caudal bajo presioacuten baja el iacutendice es bajo (Jle7)
En diacuteas que se tiene caudal alto pero se presenta una presioacuten alta de inyeccioacuten el iacutendice es bajo (8geJgt7)
En diacuteas que se tiene un caudal Alto con presiones bajas de inyeccioacuten el iacutendice es alto (9geJgt8)
Por ello se demuestra que la prueba es dependiente de las superficies de la liacutenea bomba y medio poroso si durante la prueba se realizoacute la limpieza se deberiacutea aumentar la inyectividad continua por la remocioacuten de los depoacutesitos de los poros y las superficies pero no se obtiene la continuidad esperada ni sostenibilidad de las variables de Caudal y presioacuten que se atribuye a la poca eficiencia del producto tratante
E En la etapa posterior a la prueba se alcanza un buen comportamiento en el sistema pero como se ha mencionado este no es sostenible ni significativo durante la etapa evaluada de los 30 diacuteas solo cuatro alcanzan un valor de operacioacuten de caudal de 9622 BAPD y una presioacuten aproximada de 1059 Psi este pequentildeo periodo alcanzo estabilidad de operacioacuten de las variables y un iacutendice de inyectividad de 9 en donde sus cambios P tienen menor variacioacuten y aumento de caudal No obstante esta mejora en la inyectividad no es significativa frente a las propiedades fiacutesicas de la formacioacuten (arenosa alta permeabilidad) que la hacen con un potencial de gran receptora
53 AGUA - ACEITE - SOacuteLIDO
En un sistema de limpieza en donde actuacutean las moleacuteculas de agua depoacutesito y soacutelido (superficies) se presentan diferentes equilibrios a traveacutes de este proceso por su interaccioacuten seguacuten Morton et al 80 se pueden tener los siguientes escenarios
80 MORTON S A KEFFER D J COUNCE R M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions New York Marcel Dekker 2003 p2820-2821
76
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza Escenario Equilibrio
Producto tratante como monoacutemero en solucioacuten libre y en solucioacuten micelizada
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantemicela
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz aceitesolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactanteaceite solucioacuten frasl
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz soacutelidosolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantesoacutelido solucioacuten frasl
El aceite se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la fase continua
Aceiteliacutequido harr Aceitesoacutelido aceitefrasl
El agua se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la solucioacuten
Aguasolucioacuten harr Aguasoacutelido solucioacutenfrasl
Fuente elaboracioacuten propia con base en MORTON S A KEFFER D J COUNCE R
M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions 2003
Por lo tanto en el proceso de inyeccioacuten se cumplen los equilibrios anteriores en mayor o menor medida seguacuten la fase en la que se encuentre en el sistema evaluado antes de la aplicacioacuten del tratamiento se ubican los dos uacuteltimos equilibrios donde el agua se encuentra en solucioacuten y es adsorbida por la formacioacuten ademaacutes el aceite se encuentra en la solucioacuten y en las superficies del sistema comuacuten soacutelido depositado Morton81 afirma que el aceite libre en la solucioacuten puede dividirse de ella por la baja miscibilidad de las sustancias De los tres primeros equilibrios no se tiene conocimiento de su estado en la aplicacioacuten del tratamiento pero este se encuentra en solucioacuten en el fluido de disposicioacuten al momento de la aplicacioacuten adicionalmente no se tiene certeza si las dosificaciones suministradas en el desarrollo de la prueba permiten la formacioacuten de las micelas que son las que ayudan en el proceso de limpieza Al aplicar el tratamiento en el sistema y darse la homogenizacioacuten de agua a disponer con el producto hay que tener en cuenta que no debe afectar el pH del fluido inyectado o bajar demasiado su alcalinidad82 ya que el medio va a ver afectado sus superficies y pueden repercutir en el comportamiento del inhibidor como se aborda en el capiacutetulo 3
81 Ibid p 2821 82 CAIRN ENERGY Technical purchase Specification of SCHMOO REMOVER Oil field Chemical Product [En liacutenea] [Consultado 27 de junio de 2020] Disponible en httpswwwcairnindiacomEOIDocLibrarySchmoo_Remover_EOI_Newspapers_0pdf
77
Es importante investigar el papel de la condiciones de campo como temperatura salinidad y pH en la estabilidad del producto que se aplica83 debido a que estas variables pueden cambiar el funcionamiento del producto tratante y afectar la formacioacuten de la emulsioacuten OW y su viscosidad hay que tener en cuenta que el mecanismos de eliminacioacuten del depoacutesito que se abarca es por medio de la emulsioacuten Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor
Fuente elaboracioacuten propia con base en The Fate of Oilfield Corrosion Inhibitors in Multiphase Systems En la tabla 12 Se observa las condiciones que afectan la curvatura que adquiere el producto en nuestro caso favorece tener la cabeza del tensoactivo orientada hacia la fase continua (Agua) y la cola hacia los depoacutesitos para envolver el depoacutesito en el interior de la micela que se forme y su dispersioacuten en la solucioacuten este comportamiento se da cuando se obtiene un emulsioacuten OW
La salinidad es una variable importante al tener una baja salinidad como la que se maneja (270 mgl) primero se deberiacutea favorecer la mezcla del producto en el fluido porque por la solubilidad con el agua y de otra manera permitir la formacioacuten de emulsioacuten OW como lo indica Al -Yaari M et al84 en su estudio
afirma que al ocurrir una inestabilidad de la emulsioacuten se genera un precipitado que conlleva a un incremento de la viscosidad y una mayor friccioacuten en el sistema por la interaccioacuten entre las gotas 85 y por ende un aumento de las caiacutedas de presioacuten a traveacutes del sistema
83 CHATURVEDI Krishna and SHARMA Tushar Rheological analysis and EOR potential of surfactant treated single-step silica nanofluid at high temperature and salinity Journal of Petroleum Science and Engineering 2020 vol196 p 3-6 84 AL- YAARI M et al Pressure drop reduction of stable emulsion role of aqueous phase salinity Society of Petroleum Engineers 2013 p 5 85SALAGER JL BRICENO M and BRACHO CL Heavy hydrocarbon emulsions Making use of the state of the art in formulation engineering Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology 2001 55 p
VARIABLE INHIBIDOR IOacuteNICO CURVATURA DEL SURFACTANTE
Aumento temperature Favorece la
emulsioacuten OW
Aumento salinidad
Disminuye la cabeza por lo que
desestabiliza la emulsioacuten OW
Alcoholes de cadena corta
Favorece la emulsioacuten OW
Hidrocarburos de bajo peso molecular
Disminuye la cabeza por lo que no favorece al OW
78
Otro autor a tener en cuenta es Qutubuddin et al86 estudia la relacioacuten de la salinidad y el pH y afirma que es posible contrarrestar los cambios de salinidad con los cambios de pH y asiacute mantener valores bajos de tensioacuten interfacial que permiten la eliminacioacuten de los depoacutesitos esto indica que es importante evaluar el comportamiento de las variables en manera conjunta para evidenciar queacute efectos tienen sobre la remocioacuten del depoacutesito y el comportamiento con la superficie mineral de igual manera para el caso de la temperatura y presioacuten
La temperatura influye en la solubilidad y el comportamiento del flujo a traveacutes del medio poroso en donde la solubilidad de un fluido aumenta con la temperatura y disminuye con el aumento de la presioacuten (Tgt= TK y Plt=Pc)87 el incremento de la temperatura permite la disminucioacuten de la tensioacuten superficial y del tamantildeo de la burbuja en nuestro caso gota88 afectando la formacioacuten de las micelas y por lo tanto la solubilidad del depoacutesito como su mojabilidad
A nivel de la presioacuten se afecta la solubilidad porque no puede incrementarse por encima de la presioacuten criacutetica que es aquella que puede generar un fenoacutemeno de desprendimiento de finos en la formacioacuten89 por la accioacuten erosiva del flujo la formacioacuten CM-7 estaacute compuesta de arenas y por ello es sensible al fenoacutemeno de desprendimiento de finos que ocasiona el incremento de soacutelidos en suspensioacuten e incremento de la perdida de inhibidor
En cuanto a la estructura molecular y concentracioacuten del inhibidor son factores que afectan de igual medida el comportamiento del tratamiento autores como Horsup y Hilfiger et al en su estudio abordan cual es el impacto de estas variables sobre la suciedad depositada y el efecto sobre la tensioacuten superficial
En el estudio de Horsup et al90 mencionado en el capiacutetulo 3 se resalta las moleacuteculas nitrogenadas como sitio activo en el paquete inhibidor como amonio cuaternario y amina grasa (AMF) en donde se ve el impacto de la estructura en la limpieza del aceite con respecto a la tensioacuten superficial y el aacutengulo de contacto
86 QUTUBUDDIN Syed and MILLER Clarence Phase behavior of pH-dependent microemulsions 1984 vol 101 p46-58 87 TANAKA Mitsuru Thermodynamics of solubility of surfactans in water En JOleo Sci 2005 vol 54 no 5 p 259-271 88 SHARMA MK SHAH DO and BRIGHAM WE La influencia de la temperatura en la superficie y las propiedades microscoacutepicas de las soluciones tensioactivas en relacioacuten con la eficiencia de desplazamiento de fluidos en medios porosos En Revista AIChE 1985 p 222-223 89 ZABALA ROMERO Modelo fenomenoloacutegico para escalar a yacimiento el impacto sobre la produccioacuten de hidrocarburos del dantildeo de formacioacuten por migracioacuten de finos En Revista Fuente el reventoacuten energeacutetico 2016 vol 14 no 1 p103-114 90 HORSUP D DUNSTAN T and CLINT J Op cit p534-540
79
En la tabla 13 Se muestran los resultados obtenidos de tensioacuten superficial para retirar la respectiva muestra (hidrocarburos asfaacuteltenos hierro y arena)
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media Inhibidor (Sitio activo) 50-100 ppm 200-500 ppm
Amina cuaternaria g=241mNm g=203mNm
Amina grasa (AMF) g=2mNm g=16mNm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HORSUP DI DUNSTAN TS and CLINT J S Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled
Systems CORROSION 2009 vol 65 no 8 p534-540 En este caso el producto apropiado seria el AMF donde se puede lograr un mejor efecto a una menor concentracioacuten porque al tener una menor tensioacuten superficial maacutes faacutecil seraacute la remocioacuten del depoacutesito
Mientras que Hilfiger et al91 en su estudio utiliza un rango amplio para la concentracioacuten del producto tratante (soluble en aceitedispersable en agua) seguacuten el problema que presente el pozo tratante como se observa en la tabla 14
Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso
Prueba Campo 1 Prueba Campo 2 Prueba Campo 3
Campo de baja produccioacuten- recuperacioacuten de pozo
Inyeccioacuten a 500 ppm
Despueacutes de 4 meses Disminuye 16 la presioacuten y Aumenta 50 el Caudal
Mantiene presioacuten y caudal
Alcanza proteccioacuten de corrosioacuten por inspeccioacuten visual (3 meses despueacutes) se logra remocioacuten del depoacutesito
Dosis 120ppm 50 y 65ppm en orden de prueba
Problema de Corrosioacuten
Dosis de 100 ppm (1mes) 50ppm (2 semanas) 40 ppm (2 semanas) y 35 ppm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 7 p
La peacuterdida del tensoactivo se puede dar por diferentes mecanismos adsorcioacuten del producto precipitacioacuten o degradacioacuten estaacute perdida tambieacuten se encuentra
91 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7-9
80
influenciada por el tipo de surfactante la concentracioacuten de surfactante pH salinidad y temperatura92
Las superficies minerales son sensibles al pH del medio por su ionizacioacuten como se menciona en el capiacutetulo 3 como se ha mencionado la arenisca tiene una carga superficial negativa que se mantiene al tener una solucioacuten alcalina si tenemos en cuenta que el inhibidor contiene compuestos de amonio cuaternario (R4N) + estos tendriacutean una afinidad alta a la superficie mineral en donde se puede llevar a cabo la adsorcioacuten del producto por el intercambio ioacutenico formando un enlace entre el grupo silanol con el amonio cuaternario esta interaccioacuten se muestra en la reaccioacuten siguiente
R3 minus Si minus O minus H + R4N+ rarr R3 minus Si minus O minus R4N + H+
Con respecto al primer equilibrio los tensioactivos se pueden adsorber en la superficie como monoacutemero cuando la concentracioacuten no es la adecuada y en este estado se tiene una mayor facilidad de adsorcioacuten por la superficie de siacutelice generando peacuterdidas del producto por el soacutelido este fenoacutemeno de igual manera se puede presentar en la fase acuosa por las micelas formadas disminuyendo la cantidad del producto que se desplaza por el sistema La precipitacioacuten del producto tambieacuten estaacute influenciada con la salinidad como se mencionoacute anteriormente el agua maneja en formacioacuten y deposicioacuten es blanda y de baja salinidad por lo que se va a tener una baja interaccioacuten de iones que provoquen una reaccioacuten de precipitacioacuten 93
La tensioacuten superficial es importante para la remocioacuten de los depoacutesitos en el sistema y se veraacute afectada tanto por el tipo de inhibidor como por la dosificacioacuten suministrada para el tratamiento actuado sobre el estado de agregacioacuten en el que se encuentre el producto (monoacutemero micela) y su comportamiento como se evidencio se requieren bajas tensiones interfaciales para lograr la dispersioacuten del depoacutesito en la solucioacuten ademaacutes el tamantildeo de la gota que se obtiene tras su dispersioacuten modifica la viscosidad de la emulsioacuten Para llevar a cabo un anaacutelisis a profundidad de estas variables se debe llevar a cabo pruebas de laboratorio tales como inundacioacuten por nuacutecleos en diferentes dosificaciones que permitan determinar la concentracioacuten optima del inhibidor y probar diferentes opciones de productos tratantes a las condiciones de operacioacuten del sistema Dentro de un anaacutelisis que simule las condiciones de campo y las
92 BELHAJ AFetal The effect of surfactant concentration salinity temperature and pH on surfactant adsorption for chemical enhanced oil recovery En Petrol Explor Prod Technol 2020 p125-137 93 CROSS John and SINGER EdwardJ Cationic Surfactants Analytical and Biological Evaluation A adsorption at solid surfaces PubMed 2003 vol 53 p7
81
posibles respuestas que se pueden obtener como permitir determinar la formacioacuten de precipitados que obstruyen las gargantas de los poros y por ende aumenta la resistencia al flujo94 En la prueba de campo llevada a cabo en el pozo C3 se maneja diferentes dosificaciones de 40ppm 80ppm y 120ppm estaacuten son las aplicadas por recomendacioacuten del proveedor de acuerdo con la patente US 20150011453 A1 estas dosis se encuentran dentro de los rangos para tratamientos continuos que son entre 10ppm-200ppm y entre 10ppm-500ppm De igual manera en la patente US 20150011453 A1 para productos (limpiadorinhibidor) como es nuestro caso se alcanza una remocioacuten aproximada del depoacutesito mayor o igual a 8 13 y 21 a dosificaciones de 50ppm 100ppm y 200ppm correspondientes si se hace la comparacioacuten con los resultados obtenidos en campo durante la aplicacioacuten no se tiene la cuantificacioacuten del porcentaje que se removioacute sin embargo al observar el comportamiento de la operacioacuten en los periodos evaluados se puede decir que no se alcanzan esos porcentajes de remocioacuten porque el incremento de inyeccioacuten y caudal posterior a la prueba son apenas del 10 y 6 donde se evidencia que el aumento no es significativo y tampoco se alcanza una integridad en las caiacutedas de presioacuten en el sistema baacutesicamente el producto permite el paso del fluido sea mayor durante la prueba al presentar aumentos del caudal durante su aplicacioacuten pero indica que en la formacioacuten se presentan problemas de taponamiento que no fueron remediados con el tratamiento Esta baja eficiencia puede estar relacionada con peacuterdidas del producto esto conlleva a que se genere un gasto mayor en su aplicacioacuten pues va a requerir una mayor cantidad de producto en el proceso efectuado sin conseguir un beneficio en la operacioacuten
94 REGE Sunil D and FOGLER HS Competition among flow dissolution and precipitation in
porous media AIChE J vol 35 p1177-1185 doi101002aic690350713
82
6 ANAacuteLISIS FINANCIERO
El anaacutelisis econoacutemico del tratamiento quiacutemico en el pozo de disposicioacuten final C3 involucra los beneficios econoacutemicos representados por un ahorro energeacutetico consecuencia de la mejora en la inyectividad y por ende menor consumo de energiacutea y se contrapone con los egresos del tratamiento directa y exclusivamente del costo del tratamiento quiacutemico en razoacuten a que los demaacutes costos operacionales son independientes de los del tratamiento al ser considerados propios del proceso de inyeccioacuten del agua como tal con o sin tratamiento
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO El costo de tratamiento del inhibidor por galoacuten se muestra en la siguiente tabla
Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten Inhibidor orgaacutenico Precio
(COPgal)
Producto A $ 75459
Se determina el consumo del tratamiento diacutea y por etapa seguacuten las distintas dosis (Ver tabla 16)
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa
Dosis [ppm] Gal diacutea Gal etapa
40 1514 7570
80 3158 31578
120 5300 52995
TOTAL GALONES 921
Fuente elaboracioacuten propia Con la cantidad de tratamiento consumido y el costo del producto por unidad de volumen se calcula el costo total del tratamiento por diacutea y por etapa de tratamiento seguacuten la ecuacioacuten 8 costos que se muestran en la tabla 17
Fuente elaboracioacuten propia
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba
119862119900119904119905119900 119905119903119886119905119886119898119894119890119899119905119900 =119862119874119875
119866119886119897lowast 119873deg 119905119900119905119886l G119886119897
83
Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa
Dosis [ppm] $ diacutea $ etapa
40 $ 1142385 $ 5711926
80 $ 2382841 $ 23828407
120 $ 3998957 $ 39989569
Total COP 69 529903
Fuente elaboracioacuten propia
El mayor costo del tratamiento se incrementa tal como se incrementa la dosis de tratamiento esto en la buacutesqueda de una dosis efectiva para que el tratamiento pueda ser replicado ahora como la prueba no fue exitosa esta dosis no pudo ser definida y por lo tanto no se da lugar a un costo perioacutedico de tratamiento quiacutemico que permita configurar una liacutenea de flujo de caja para determinar indicadores financieros y econoacutemicos como lo son Retorno de la inversioacuten o si este gasto de tratamiento es amortizable en un periodo de tiempo Sin embargo con resultados obtenidos se pueden derivar algunos indicadores de la prueba como lo son el costo de tratamiento por caudal de inyeccioacuten para cada dosis en particular ejercicio expuesto en la Tabla 18
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento
Fuente elaboracioacuten propia
Otro aspecto a tener en cuenta como anaacutelisis financiero es el costo del tratamiento quiacutemico con la prueba que es de COP 69 529903 que si se compara con tratamientos alternativos como es el caso de la estimulacioacuten llevados a cabo para mejorar el rendimiento de un pozo cuyo costo oscila entre los $ USD100 000 - 150000 equivalente a COP 330 000 000 - COP 495 000000 Cifras dentro de una brecha no comparable que demuestra porque los tratamientos quiacutemicos tienen una mayor preferencia
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO
Una expectativa con la aplicacioacuten del tratamiento quiacutemico es la reduccioacuten de los costos energeacuteticos en el sistema de inyeccioacuten para ello se tiene en cuenta tres tiempos de operacioacuten para llevar a cabo el seguimiento de la prueba y observar el impacto obtenido que se denominan como previo aplicacioacuten y posterior al tratamiento La mejora en la inyeccioacuten con la aplicacioacuten redunda en un mayor rendimiento de la bomba por ende en un menor consumo energeacutetico y sobre este ahorro se basa el beneficio o entradas en el flujo de caja econoacutemico
Dosis [ppm] $BAPD
40 127
80 254
120 380
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Se toma como datos de insumos el costo de la unidad de energiacutea (Kw-h) que tiene como tarifa la empresa de energiacutea de la localidad que provee el fluido eleacutectrico a la Estacioacuten el consumo de energiacutea promedio por cada periodo de prueba (E) se determina el costo total de energiacutea por periodo de prueba y por la totalidad del tratamiento ($E) que se resumen en la tabla 19
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea
$ Kw-h 300
E=P(Kw)t(h)
$E=Consumo de Energia (E) $Kw-h
Fuente elaboracioacuten propia
En teacuterminos de energiacutea por barril de agua inyectada se alcanza una disminucioacuten del costo energeacutetico del 3 y del 8 teniendo en cuenta el mejor estimado de operacioacuten el costo de operacioacuten por barril de agua inyectada en los periodos de prueba como se expone en la Tabla 20
Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Tiempo operacioacuten $BAPD
Previo 105
Aplicacioacuten 113
Posterior 102
Mejor estimado 9684
Fuente elaboracioacuten propia
Del resultado de la inyectividad promedio se obtuvo un incremento del 6 de agua inyectada y una disminucioacuten energeacutetica del 2 El costo energeacutetico por promedio diacutea y por periodo evaluado que se determinan en la tabla 21
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Periodos de prueba $E promedio diacutea $E periodo BAPD
Previo a la prueba $ 888754 $ 27551389 8444
Aplicacioacuten $ 1061338 $ 26533454 9365
Posterior a la prueba $ 899028 $ 26970851 8921
Fuente elaboracioacuten propia
Si se hace este ejercicio con el mejor estimado y su comportamiento se llevara a cabo con el costo por 4 diacuteas que presentaron el mejor desempentildeo como costo objetivo el anaacutelisis del ahorro energeacutetico para la operacioacuten objetivo comparado los precios de la energiacutea en los dos casos se obtiene un ahorro de energiacutea diario expuesto en la Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten
85
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea
Costo energeacutetico inyeccioacuten
Actual $ 1011869
Objetivo $ 931799
ahorro diacutea $ 80070
Fuente elaboracioacuten propia
Si se extiende este ahorro en el tiempo con el mejor estimado y su comportamiento se llevara hasta el final del contrato de asociacioacuten del campo el ahorro energetico se expone en la Tabla 23 Ahorro de energia de Inyeccioacuten
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten
Ahorro de Energiacutea
Diacutea Mes Antildeo 2029
$ 80070 2404100 $ 29225412 $ 263028704
Fuente elaboracioacuten propia
En el analisis econoacutemico en este caso como el tratamiento no fue exitoso este no se puede replicar y por tanto no se puede generar un flujo de caja perioacutedico que en caso de haber sido el tratamiento exitoso el perido de replicacion seria el tiempo durante el cual se obtiene un comportamiento sostenible Sin embargo para efectos puntuales de comparar los beneficios obtenidos por ahorro energeacutetico se aproxima el periodo de la prueba al periodo de un mes (COP 2404100) contra los egresos por el costo del tratamiento (COP 69529903) esta comparacioacuten demuestra unos costos no amortizables en el tiempo y se asume como un gasto operacional de consumibles durante la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten
86
7 CONCLUSIONES
La prueba de inyeccioacuten con tratamiento quiacutemico para la limpieza del sistema del pozo C3 alcanzoacute un incremento en el iacutendice de inyectividad cercano al 10 (J=8) con un incremento de Volumen de inyeccioacuten del 6 (Q=477BAPD) y decremento de presioacuten de 4 resultados considerados no suficientes para determinar el tratamiento exitoso Pues dadas las caracteriacutesticas fiacutesicas intriacutensecas de la formacioacuten esta es una formacioacuten receptora de alta permeabilidad
El depoacutesito de materia ldquoschmoordquo actuacutea como agente adherente en la tuberiacutea del sistema y en los poros de la formacioacuten receptora y provoca en estos un efecto tensoactivo en areniscas y algunos materiales arcillosos como los presentes en la formacioacuten carbonera C7-M formando una peliacutecula que impide el paso del fluido esta accioacuten conocida como dantildeo de formacioacuten no pudo ser corregida por parte del inhibidor aunque el efecto tensoactivo no es posible demostrarse mediante la prueba
El anaacutelisis del agua de formacioacuten vs El agua de inyeccioacuten han arrojado aguas blandas con tendencia corrosiva y precursoras de incrustaciones en las superficies por la presencia de los iones presentes en ellas que forman precipitados
La salinidad del agua de formacioacuten es menor a la de inyeccioacuten garantiza que la roca no adsorba el agua y no se pueda generar el fenoacutemeno de hinchamiento de arcillas efecto que generariacutea mayor taponamiento
La seleccioacuten del inhibidor como producto tratante de la prueba de inyeccioacuten en el campo cumplioacute con los lineamientos teoacutericos requeridos para este tipo de depoacutesito mixto (muestra) y de medio acuoso de acuerdo con la prueba de laboratorio realizada por el proveedor
En comparacioacuten con valores reportados en la literatura el incremento obtenido estaacute por debajo del 10 en un tiempo mayor de comparacioacuten que infiere que el resultado de la prueba no depende del tiempo de aplicacioacuten sino de la efectividad del producto sobre las condiciones del sistema
Las condiciones del sistema como medio alcalino y alta temperatura favorecen el efecto del inhibidor como generador de emulsiones OW estas contribuyen a una peacuterdida del producto en la fase acuosa ocasionando disminucioacuten de la cantidad de inhibidor presente y disponible para actuar sobre la superficie
87
Las caracteriacutesticas de la formacioacuten compuesta por arenas finas la hacen sensible a la accioacuten erosiva del agua de inyeccioacuten con alta presioacuten este efecto aporta finos que incrementan los soacutelidos en suspensioacuten esto tambieacuten incrementa la peacuterdida del inhibidor por la adsorcioacuten del producto en los soacutelidos suspendidos y por ende disminuye su disponibilidad sobre la superficie de la roca
El producto cumple con la condicioacuten de mojar las superficies por agua es soluble en el fluido inyectado pero tiene una alta afinidad por las superficies generando peacuterdidas por soacutelidos
La baja efectividad del producto se puede ocasionar porque el amonio cuaternario no tiene un buen rendimiento con sustancias orgaacutenicas
El volumen de agua aumenta durante la aplicacioacuten se evidencia una relacioacuten proporcional a la presioacuten por tal no se ve reflejado el efecto del rendimiento del producto
La inclusioacuten de esta formulacioacuten quiacutemica no es viable debido a que el rendimiento del producto debe reflejarse en la mejora continua de la inyectividad
El comportamiento del tratamiento quiacutemico ha demostrado su accioacuten sobre el flujo al manifestar un incremento durante su aplicacioacuten pero la relacioacuten caudal vs Presioacuten ha demostrado que no remueve los depoacutesitos presentes en la garganta de los poros situacioacuten de dantildeo en la formacioacuten por soacutelidos agregacioacuten de hidrocarburos e incrustaciones de iones que han disminuido la permeabilidad de la formacioacuten y continuar con la baja inyeccioacuten del pozo C3
El uso del tratamiento quiacutemico aplicado ademaacutes de no haber sido exitoso es econoacutemicamente no amortizable con los beneficios energeacuteticos obtenidos
88
8 RECOMENDACIONES
Identificar y caracterizar el tipo de compuestos orgaacutenicos que se encuentran dentro de la muestra soacutelida recuperada de las bombas de inyeccioacuten con un mayor detalle a traveacutes de algunos anaacutelisis como WAT SARA Curvas reoloacutegicas y emulsiones con el fin de obtener el mejor tipo de tratamiento quiacutemico a aplicar
Realizar las pruebas correspondientes para determinar cuaacutel inhibidor tiene el mejor desempentildeo con respecto a los depoacutesitos que se encuentra en el sistema y evaluar diferentes clases de inhibidores a nivel de pruebas de laboratorio sobre nuacutecleos de la formacioacuten y mirar efecto de precipitacion y flujo del fluido
Realizar anaacutelisis PVT para evaluar la compatibilidad quimcia la reoligia del fluido y la deposicion de soacutelidos
Realizar un disentildeo de experimentos para evaluar el efecto de las variables (Temperatura salinidad concentracioacuten y pH) sobre el comportamiento del producto tratante o productos seleccionados para la limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos en lineas de flujo y rocas areniscas
Verificar el historial de las pruebas de inyeccioacuten de los pozos para determinar
las perdidas en los iacutendices de inyectividad causados por este fenoacutemeno de precipitacioacuten de soacutelidos
Realizar pruebas de laboratorio con diferentes productos tratantes reconocidos por la industria de los hidrocarburos a condiciones del pozo y descartar la recomendacioacuten del proveedor
El tratamiento de limpieza con aacutecido inorgaacutenico en este tipo de formacioacuten no es recomendable ni la maacutes efectiva debido a que los compuestos que taponan no siempre son solubles en estas sustancias y al contrario se puede generar un mayor taponamiento (Hinchamiento de arcillas)
Analizar el uso de surfactantes no ioacutenico como Alquil poli glucoacutesidos o alquil
etoxilato a nivel laboratorio para comparar el rendimiento con respecto a los inhibidores catioacutenicos como amidas aminas y amonios cuaternario (resultado observado en esta tesis) y revisar coacutemo afecta la disociacioacuten de los iones en las superficies aceitosas y su rendimiento en el desprendimiento de las escamas orgaacutenicasinorgaacutenicas
Implementar cupones en las superficies de la tuberiacutea para realizar el seguimiento a la corrosioacuten del sistema y probar sus beneficios para inhibir la corrosioacuten
89
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97
ANEXOS
98
ANEXO A
DATOS VARIABLES MONITOREADAS DURANTE EL PROCESO DE
INYECCION DE AGUA (PRESIOacuteN Y VOLUMEN DE AGUA INYECTADA)
Cabe resaltar que se confirma el valor de la presioacuten de la liacutenea base por medio de
los datos obtenidos en el histoacuterico teniendo en cuenta las funciones MIN
DESVESTA NORMALIZACIOacuteN en donde se obtienen
MIN=1003 Psi
DESVESTA= 43
NORMALIZACION=38841
P=1150 Psi
Etapa Fecha q (BAPD) P (Psi)
10042019 8211 1170
11042019 7543 1053
12042019 7258 1003
13042019 7592 1139
14042019 7897 1145
15042019 8145 1110
16042019 8581 1169
17042019 8425 1190
18042019 8629 1180
19042019 8255 1130
20042019 8349 1215
21042019 8675 1143
22042019 8650 1143
23042019 8561 1201
24042019 8487 1153
25042019 8388 1170
26042019 8441 1170
27042019 8968 1134
28042019 8770 1190
29042019 8439 1175
30042019 8685 1183
1052019 8355 1151
2052019 8766 1135
3052019 8751 1184
4052019 8970 1153
5052019 8565 1136
6052019 8616 1164
7052019 8243 1189
8052019 8710 1125
9052019 8991 1108
10052019 8856 1139
pre
trat
amie
nto
11052019 9002 1100
12052019 8645 1159
13052019 9125 1180
14052019 8990 1054
15052019 9295 1115
16052019 9232 1101
17052019 9294 1128
18052019 9160 1165
19052019 9117 1145
20052019 9201 1158
21052019 9518 1125
22052019 8629 1080
23052019 9063 1145
24052019 9930 1206
25052019 10838 1240
26052019 10375 1230
27052019 10392 1223
28052019 10540 1269
29052019 10580 1270
30052019 10620 1263
31052019 10571 1270
1062019 10632 1240
2062019 10163 1250
3062019 10815 1269
4062019 10461 1212
tra
tam
ien
to
5062019 9824 1270
6062019 9970 1181
7062019 8518 1208
8062019 8252 1161
9062019 8495 1163
10062019 8495 1164
11062019 8647 1115
12062019 9788 1114
13062019 8020 1181
14062019 8491 1145
15062019 8722 1145
16062019 8819 1160
17062019 8840 1130
18062019 8676 1083
20062019 7496 1143
21062019 8000 960
22062019 9022 1025
23062019 8868 1050
24062019 8911 1005
25062019 9092 1103
26062019 8900 1104
27062019 9464 1036
28062019 9410 1045
29062019 9912 1095
30062019 8960 1069
1072019 8558 1073
2072019 9704 1060
3072019 8562 1091
4072019 8966 1080
5072019 8838 1080
Des
pu
es d
el t
rata
mie
nto
99
Para la presioacuten se tiene P=NORMALIZACION [P] + Tabla5 [[Totales] [WHP [psi]]]
Donde la suma hace referencia al promedio de los datos evaluados desde el
01012019 (1146 Psi)
El mismo procedimiento se tiene para el iacutendice de inyectividad
MIN=7
DESVESTA= 0
NORMALIZACION=06889
J=7 aproximado
En donde el promedio de datos es 7 y el iacutendice de inyectividad J= NORMALIZACION
[J]+ Tabla5 [[Totales] [Columna1]]
Para el caudal se saca la relacioacuten por medio de la formula y se obtiene un valor de
8100 BAPD
Ademaacutes los incrementos realizados para la comparacioacuten de 49 y 144 se hallan
haciendo la relacioacuten por el tiempo de prueba y el incremento obtenido
respectivamente
Caacutelculos
294 90diacuteas 144 150diacuteas
x 15diacuteas x 15diacuteas
49 144
100
ANEXO B
TABLA DE SEGUIMIENTO PARA EL CAacuteLCULO DE LA ENERGIacuteA
Las conversiones que se tienen en cuenta para realizar el caacutelculo de potencia se
encuentran
1 BAPD = 00066244m3h
1 m3h = 0000277778
1 psi = 0703546663 mca
1 Kw = 134 Hp
La potencia es calcula mediante la ecuacioacuten 5 Donde el peso especiacutefico del agua
es tomado como 9810 Nm3 y el 134 representa la equivalencia de un 1Kw a Hp
Para calcular la energiacutea en el proceso se tiene el costo por Kw-h que es de $ 300
COP en la estacioacuten por la cantidad de energiacutea consumida
Etapa fecha q (m3s) P (mca) HB (kw) HP Econsumida $E q (BAPD) $Ebapd
10042019 001510915 823149595 122007879 163490557 292818909 878456726 8211 106985352
11042019 001387996 740834636 100873814 135170911 242097153 72629146 7543 962868169
12042019 001335553 705657303 924536069 123887833 221888657 66566597 7258 917147933
13042019 001397012 801339649 109821124 147160307 263570699 790712096 7592 104150698
14042019 001453136 805560929 114834818 153878656 275603564 826810691 7897 10469934
15042019 001498771 780936795 114820658 153859681 275569578 826708735 8145 101498924
16042019 001578999 822446049 127396758 170711655 305752219 917256656 8581 106893912
17042019 001550294 837220528 127327682 170619094 305586437 916759311 8425 108814162
18042019 001587832 830185062 129314861 173281914 310355667 931067002 8629 107899757
19042019 001519012 795007729 118468116 158747276 284323479 852970438 8255 103327733
20042019 001536309 854809195 128829909 172632079 309191783 927575348 8349 111100173
21042019 001596296 804153835 125927817 168743275 302226762 906680285 8675 104516459
22042019 001591696 804153835 125564913 168256983 301355791 904067374 8650 104516459
23042019 001575319 844959542 130579039 174975912 313389693 940169078 8561 109820007
24042019 001561702 811189302 124276631 166530686 298263915 894791744 8487 105430864
25042019 001543485 823149595 124637935 167014833 299131045 897393134 8388 106985352
26042019 001553238 823149595 125425466 168070125 301021119 903063357 8441 106985352
27042019 001650212 797821915 129156009 173069052 309974422 929923265 8968 103693495
28042019 001613777 837220528 132541694 17760587 318100066 954300197 8770 108814162
29042019 00155287 826667329 125931627 168748381 302235906 906707717 8439 107442555
30042019 001598137 832295702 130484982 174849876 313163957 93949187 8685 108174078
1052019 001537413 809782209 122131514 163656229 293115633 879346899 8355 105247983
2052019 001613041 798525462 126358159 169319933 303259582 909778746 8766 103784936
3052019 001610281 832999248 131587716 176327539 315810518 947431555 8751 108265519
4052019 00165058 811189302 131349285 176008042 315238284 945714851 8970 105430864
5052019 001576055 799229009 123569606 165583272 296567054 889701161 8565 103876376
6052019 00158544 818928315 127369262 170674811 305686229 917058687 8616 106436709
7052019 001516804 836516982 124472415 166793036 298733797 89620139 8243 108722721
8052019 001602737 791489995 124444767 166755988 298667441 896002324 8710 102870531
9052019 001654444 779529702 126518409 169534667 303644181 910932542 8991 101316043
10052019 001629602 801339649 128105358 17166118 307452859 922358577 8856 104150698
pret
rata
mie
nto
101
11052019 001656468 773901329 125758589 168516509 301820614 905461841 9002 100584519
12052019 001590776 815410582 127249005 170513667 305397613 916192838 8818 103900299
13052019 001679101 830185062 136747956 183242261 328195094 984585281 9125 107899757
14052019 00165426 741538182 120338963 16125421 288813511 866440534 8990 963782574
15052019 001710383 784454529 131622527 176374186 315894064 947682193 9295 101956126
16052019 001698791 774604875 129088953 172979197 309813486 929440459 9232 10067596
17052019 001710199 793600635 133142814 17841137 319542752 958628257 9294 103144852
18052019 001685542 819631862 135527479 181606822 325265951 975797852 9160 10652815
19052019 001677629 805560929 13257554 177651223 318181295 954543886 9117 10469934
20052019 001693086 814707035 135316125 181323607 3247587 9742761 9201 105888066
21052019 001751418 791489995 135989127 18222543 326373904 979121713 9518 102870531
22052019 001587832 759830396 118355975 158597006 28405434 852163019 8629 987557097
23052019 001667693 805560929 131790295 176598995 316296707 948890122 9063 10469934
24052019 00182723 848477275 152090651 203801472 365017562 109505269 9157 119586402
25052019 001994312 872397862 170677705 228708125 409626492 122887947 9709 126571168
26052019 001909115 865362395 162068711 217172073 388964907 116689472 9805 119010171
27052019 001912243 860437568 161410416 216289958 387384999 1162155 9787 118744763
28052019 001939477 892800715 169866679 227621349 407680029 122304009 9274 131878379
29052019 001946838 893504261 170645701 228665239 409549682 122864904 9504 129277046
30052019 001954198 888579435 170346741 228264633 408832179 122649654 9499 12911849
31052019 001945181 893504261 170500539 228470722 409201293 122760388 10202 120329728
1062019 001956406 872397862 1674336 224361024 40184064 120552192 9874 122090533
2062019 001870105 879433328 161338458 216193533 387212298 11616369 9571 121370483
3062019 00199008 892800715 174298684 233560237 418316842 125495053 9946 126176405
4062019 00192494 852698555 161020727 215767775 386449746 115934924 9813 118144221
trat
amie
nto
5062019 001807725 893504261 158452114 212325832 380285073 114085522 9824 116129399
6062019 001834591 830888608 149537811 200380666 358890746 107667224 9970 107991197
7062019 001567407 849884368 130680423 175111767 313633016 940899047 8518 11046009
8062019 00151846 816817675 121673892 163043016 292017342 876052025 8252 106162388
9062019 001563174 818224769 125472647 168133347 301134353 903403059 8495 106345269
10062019 001563174 818928315 125580534 168277916 301393282 904179846 8495 106436709
11062019 001591144 784454529 122446475 164078277 293871541 881614623 8647 101956126
12062019 001801101 783750982 138479381 185562371 332350515 997051544 9788 101864686
13062019 001475769 830888608 120290195 161188861 288696468 866089403 8020 107991197
14062019 001562438 805560929 123472514 165453168 296334033 889002099 8491 10469934
15062019 001604945 805560929 126831618 169954368 304395882 913187646 8722 10469934
16062019 001622794 816114129 129922179 174095719 311813228 935439685 8819 106070947
17062019 001626658 795007729 126863495 169997083 304472387 913417162 8840 103327733
18062019 00159648 761941036 119331187 159903791 28639485 85918455 8676 990300311
20062019 001379347 804153835 108813247 145809751 261151793 78345538 7496 104516459
21062019 001472089 675404796 975365034 130698915 234087608 702262824 8000 87782853
22062019 001660148 721135329 117444491 157375618 281866779 845600336 9022 937264837
23062019 001631811 738723996 11825539 158462223 283812937 85143881 8868 960124955
24062019 001639723 707064396 113736135 152406422 272966725 818900175 8911 918976743
25062019 001673029 776011969 127362303 170665485 305669526 917008578 9092 100858841
26062019 001637699 776715515 124785764 167212924 299485834 898457501 8900 100950281
27062019 001741481 728874342 124520383 166857314 29884892 896546761 9464 947323289
28062019 001731545 735206262 12488546 167346516 299725103 899175309 9410 955552932
29062019 001823918 770383596 137841939 184708199 330820655 992461964 9912 100127317
30062019 00164874 752091382 121644276 16300333 291946262 875838786 8960 977498645
1072019 001574767 754905569 116621324 156272574 279891177 83967353 8558 981156264
2072019 001785644 745759462 130635922 175052136 313526213 94057864 9704 969269002
3072019 001575503 767569409 118633116 158968375 284719478 854158433 8562 997615549
4072019 001649844 759830396 122978291 16479091 295147898 885443693 8966 987557097
5072019 00162629 759830396 121222634 162438329 290934321 872802962 8838 987557097
De
spu
es
de
l tra
tam
ien
to
102
ANEXO C
SEGUIMIENTO DOSIS DE INYECCIOacuteN DE PRODUCTO QUIacuteMICO
Para el seguimiento de la dosis de inyeccioacuten se tiene en cuenta el volumen del fluido
inyectado y la dosificacioacuten del inhibidor que se maneja en cada etapa para sacar la
cantidad de producto diacutea requerido y el volumen de inhibidor gastado por etapa
Donde se calcula la cantidad de producto utilizada teniendo como constante
la dosis que se esteacute manejando en cada una de las etapas por medio de la
ecuacioacuten 4 El 42 representa la conversioacuten a galones
119876119894119899ℎ =9002 lowast 42 lowast 40
1000000= 1512119892119886119897
119876119894119899ℎ =9232 lowast 42 lowast 80
1000000= 3102119892119886119897
119876119894119899ℎ =10375 lowast 42 lowast 120
1000000= 5229119892119886119897
etapa fecha q (BAPD) P (Psi) j dosis Productodia Producto etapa $Gal $BAPD
11052019 9002 1100 818 40 1512 1141673$ 127$
12052019 8645 1159 746 40 1452 1096397$ 127$
13052019 9125 1180 773 40 1533 1157272$ 127$
14052019 8990 1054 853 40 1510 1140151$ 127$
15052019 9295 1115 834 40 1562 1178833$ 127$
16052019 9232 1101 839 80 3102 2341685$ 254$
17052019 9294 1128 824 80 3123 2357412$ 254$
18052019 9160 1165 786 80 3078 2323423$ 254$
19052019 9117 1145 796 80 3063 2312516$ 254$
20052019 9201 1158 795 80 3092 2333822$ 254$
21052019 9518 1125 846 80 3198 2414229$ 254$
22052019 8629 1080 799 80 2899 2188735$ 254$
23052019 9063 1145 792 80 3045 2298819$ 254$
24052019 9930 1206 823 80 3336 2518732$ 254$
25052019 10838 1240 874 80 3642 2749045$ 254$
26052019 10375 1230 843495935 120 5229 3947409$ 380$
27052019 10392 1223 849713818 120 5237568 3953877$ 380$
28052019 10540 1269 830575256 120 531216 4010187$ 380$
29052019 10580 1270 833070866 120 533232 4025406$ 380$
30052019 10620 1263 840855107 120 535248 4040625$ 380$
31052019 10571 1270 832362205 120 5327784 4021982$ 380$
1062019 10632 1240 857419355 120 5358528 4045190$ 380$
2062019 10163 1250 81304 120 5122152 3866748$ 380$
3062019 10815 1269 852245863 120 545076 4114817$ 380$
4062019 10461 1212 863118812 120 5272344 3980129$ 380$
producto total 92142624 921$ 69559114$
7569576
31577952
52995096
do
sis
40
pp
md
osi
s 8
0 p
pm
do
sis
12
0 p
pm
103
Adicional en la tabla se muestra el costo del producto donde un galoacuten de
tratamiento tiene un costo $ 75459 COP y se calcula el costo por
productodiacutea
$119892119886119897 = 75459 lowast 1512 = 1141194
Tambieacuten se encuentra que el costo por el barril de agua inyectada cambia
seguacuten la dosis manejada e incrementa con la dosificacioacuten como se puede
observar en la tabla
$119861119860119875119863 =$119892119886119897
119902
104
ANEXO D
EVALUACIOacuteN DEL KPI POR MEDIO DE POWER PIVOT
Power pivot es un complemento de Excel que permite realizar anaacutelisis a datos una
de las herramientas aplicadas son los indicadores claves de rendimiento (KPI) este
elemento permite evaluar los datos de una forma raacutepida y dar una visual al estado
en el que se encuentra el proceso
Para hacer el anaacutelisis del indicador en Power pivot se hace una tabla dinaacutemica con
las variables fecha presioacuten y caudal
Se adicionan las variables BAPD y WHP como medidas calculadas como se
observa en las ventanas por medio de la funcioacuten SUMX que evaluacutean los valores
que se estaacuten tomando de la columna de una determinada tabla
Al tener estas variables como campos calculados se realiza el caacutelculo de la
inyectividad que representa el valor base del anaacutelisis que se genera
automaacuteticamente para los datos que se encuentren en la tabla
Etiquetas de fila Suma de P Suma de Q
15-abr 1110 8145
16-abr 1169 8581
17-abr 1190 8425
18-abr 1180 8629
19-abr 1130 8255
20-abr 1215 8349
21-abr 1143 8675
22-abr 1143 8650
23-abr 1201 8561
24-abr 1153 8487
25-abr 1170 8388
26-abr 1170 8441
27-abr 1134 8968
28-abr 1190 8770
105
Finalmente se elige una medida objetivo para el KPI por medio de un condicional
que permite realizar la comparacioacuten de los datos de la prueba ademaacutes del periodo
de pretratamiento y post tratamiento
Se agrega el indicador clave de rendimiento donde el campo base es la medida
inyectividad se definen los liacutemites del estado los cuales son 78 al ser el valor
promedio encontrado entre los datos analizados y 9 que es el valor establecido para
definir la prueba como exitosa
106
Al dar aceptar inmediatamente se analizan los valores de la variable inyectividad
en la tabla la cual nos muestra el estado de la inyeccioacuten seguacuten los rangos que se
establecieron esto se puede observar en la imagen por medio de los iconos como
una demostracioacuten graacutefica
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
16042019 FALSO 7340461933
17042019 FALSO 7079831933
18042019 FALSO 7312711864
19042019 FALSO 7305309735
20042019 FALSO 6871604938
21042019 FALSO 758967629
22042019 FALSO 7567804024
23042019 FALSO 7128226478
24042019 FALSO 7360797918
25042019 FALSO 7169230769
26042019 FALSO 7214529915
27042019 FALSO 7908289242
28042019 FALSO 7369747899
29042019 FALSO 718212766
30042019 FALSO 7341504649
1052019 FALSO 72589053
2052019 FALSO 7723348018
3052019 FALSO 7391047297
4052019 FALSO 7779705117
5052019 FALSO 7539612676
6052019 FALSO 7402061856
7052019 FALSO 6932716569
8052019 FALSO 7742222222
9052019 FALSO 8114620939
10052019 FALSO 777524144
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
11052019 FALSO 7800693241
12052019 FALSO 7608283003
13052019 FALSO 7733050847
14052019 FALSO 8529411765
15052019 FALSO 833632287
16052019 FALSO 838510445
17052019 FALSO 8239361702
18052019 FALSO 7862660944
19052019 FALSO 7962445415
20052019 FALSO 7945595855
21052019 FALSO 8460444444
22052019 FALSO 7989814815
23052019 FALSO 7915283843
24052019 FALSO 8233830846
25052019 FALSO 8740322581
26052019 FALSO 843495935
27052019 FALSO 8497138185
28052019 FALSO 8305752561
29052019 FALSO 8330708661
30052019 FALSO 8408551069
31052019 FALSO 8323622047
1062019 FALSO 8574193548
2062019 FALSO 81304
3062019 FALSO 8522458629
4062019 FALSO 8631188119
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
5062019 FALSO 7735433071
6062019 FALSO 8441998307
7062019 FALSO 7051324503
8062019 FALSO 7107665805
9062019 FALSO 7304385211
10062019 FALSO 7298109966
11062019 FALSO 7755156951
12062019 FALSO 8786355476
13062019 FALSO 6790855207
14062019 FALSO 7415720524
15062019 FALSO 7617467249
16062019 FALSO 7602586207
17062019 FALSO 782300885
18062019 FALSO 8011080332
19062019 FALSO 2206930693
20062019 FALSO 6558180227
21062019 FALSO 8333333333
22062019 FALSO 880195122
23062019 FALSO 8445714286
24062019 FALSO 8866666667
25062019 FALSO 8242973708
26062019 FALSO 8061594203
27062019 VERDADERO 9135135135
28062019 VERDADERO 9004784689
29062019 VERDADERO 9052054795
En el ANEXO podemos observar un semaacuteforo que permite ver el estado de la
inyectividad con los tiempos establecidos de pre durante y post tratamiento
teniendo como objetivo una inyectividad Xgt=9 donde el tiempo base de 30 diacuteas pre
tratamiento se encuentra en estado rojo el periodo de prueba se encuentra en
amarillo y los 30 diacuteas post tratamiento se encuentran en los tres estados (rojo
amarillo y verde) en rojo se encuentran los 15 diacuteas recieacuten se suspende la
dosificacioacuten del tratamiento 11 diacuteas en amarillo y 4 diacuteas en verde esto ademaacutes se
ve influenciado por la disminucioacuten de presioacuten que se presenta en cabeza de pozo
que afecta directamente la relacioacuten caudal presioacuten
107
ANEXO E
REPORTE ASSAY 2016 CEPSA COLOMBIA SA
Fuente CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de crudo CCA
108
ANEXO F
REPORTE LABORATORIO AGUA RESIDUAL NFUSTRIAL
Fuente CEPSA Colombia SA
3
Nota de aceptacioacuten
______________________________________
______________________________________
______________________________________
______________________________________
______________________________________
______________________________________
_____________________________________
Ing Angie Tatiana Ortega Ramirez
Jurado
_____________________________________
Ing David Trivintildeo Rodriguez
Jurado
Bogotaacute DC Agosto del 2020
4
DIRECTIVAS DE LA UNIVERSIDAD Presidente de la Universidad
Dr MARIO POSADA GARCIacuteA PENtildeA Consejero Insitucional
Dr LUIS JAIME POSADA GARCIacuteA PENtildeA Vicerrectoria Academica y de Investigaciones
Dra MARIacuteA CLAUDIacuteA APONTE GONZAacuteLEZ Vicerrector Administrativo y Financiero
Dr RICARDO ALFONSO PENtildeARANDA CASTRO Secretaria General
Dra ALEXANDRA MEJIacuteA GUZMAacuteN Decano de la Facultad de Ingenieriacuteas
Dr JULIO CEacuteSAR FUENTES ARISMENDI Director del Programa de Ingenieriacutea quiacutemica
Ing IVAacuteN RAMIacuteREZ MARIacuteN
5
Las directivas de la Universidad de Ameacuterica los jurados calificadores y el cuerpo docente no son responsables por los criterios e ideas expuestas en el presente documento Estos corresponden uacutenicamente a los autores
6
AGRADECIMIENTOS
Este es el primer peldantildeo de mi proyecto de vida a Dios y a mis padres por el
acompantildeamiento durante todo este proceso agradezco al inmenso esfuerzo de
personas integras que aportaron para el desarrollo de este trabajo con carintildeo a
Daniel Fajardo su esposa Sandra Juan Enrique Loacutepez y Juan Manuel Rodriguez
de la empresa Cepsa Colombia SA
7
CONTENIDO
paacuteg
RESUMEN 17
INTRODUCCIOacuteN 19
OBJETIVOS 20
1GENERALIDADES 21
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA 21
111 Naturaleza del agua 22
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN 23
121 Propiedades de la roca 24
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua 26
2CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA 34
21 TIPO DE MUESTRA 34
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO 34
221 Anaacutelisis SARA 35
222 Anaacutelisis composicionales 35
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA 36
3SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 40
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN 40
311 Revisioacuten de antecedentes 40
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada 41
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba 43
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor 43
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 45
321 El Inhibidor 45
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten 47
323 Sistema de inyeccioacuten 50
324 Aplicacioacuten de la prueba 50
8
4PRUEBA PILOTO 52
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO 52
411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor 52
42 PROCEDIMIENTO 54
421 Aplicacioacuten 54
422 Recopilacioacuten de datos 54
423 Evaluacioacuten de resultados 55
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS 59
431 Anaacutelisis del tratamiento 59
432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema 61
433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 63
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento 67
5ANAacuteLISIS Y RESULTADOS 69
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN 69
52 PRUEBA PILOTO 72
53 AGUA - ACEITE ndash SOacuteLIDO 75
6ANAacuteLISIS FINANCIERO 82
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO 82
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO 83
7 CONCLUSIONES 86
8RECOMENDACIONES 88
BIBLIOGRAFIacuteA 97
ANEXOS 89
9
LISTA DE TABLAS
paacuteg
Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra 37 Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual
industrial 43 Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba 57
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba 58 Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento 65 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten 70
Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin 71
Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten 72 Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes
periodos 74 Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
74
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza 76 Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor 77
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media 79 Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso 79 Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten 82
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa 82 Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa 83
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento 83
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea 84 Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea 85
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten 85
10
LISTA DE ECUACIONES
paacuteg
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad 55 Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten 56 Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad 56 Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida 57
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba 58 Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida 58 Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 59
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba 82
11
LISTA DE GRAacuteFICAS
paacuteg
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos 38 Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten 41 Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba 60 Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba 61 Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes
durante y despueacutes de la prueba 62 Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten 63
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo 64
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento 65 Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3 66 Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada 67 Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 68
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql 70 Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo 73
12
LISTA DE FIGURAS
paacuteg
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera 22
Figura 2 Esquema de un pozo disposal 24 Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la
formacioacuten 27 Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos 28 Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten 31
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica 33 Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten 34
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA 35
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo 36
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida 46
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada 47 Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base 48
Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos 50 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3 52
Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten 53
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico 53
Figura 17 Formacioacuten de precipitados 70
13
LISTA DE ANEXOS
paacuteg
Anexo A Datos variables monitoreadas durante el proceso de inyeccion de agua (presioacuten y volumen de agua inyectada) 988 Anexo B Tabla de seguimiento para el caacutelculo de la energiacutea 100 Anexo C Seguimiento dosis de inyeccioacuten de producto quiacutemico 102 Anexo D Evaluacioacuten del Kpi por medio de power pivot 104 Anexo E Reporte Assay 2016 CEPSA Colombia sa 107 Anexo F Reporte laboratorio agua residual industrial 108
14
ABREVIATURAS
Γ Peso especiacutefico
ww Concentracioacuten en peso
BAPD Barriles de Agua por Diacutea
BBL Barriles
CMC Concentracioacuten criacutetica de micelas
EOR Enhanced oil recovery
Ji Iacutendice de inyectividad
KPI Indicador clave de rendimiento
KW Kilo watts
OW contenido de grasas y aceites en agua
PDP Presioacuten de descarga de la bomba
PTARI Planta de tratamiento de aguas residuales
Ppm partes por milloacuten
Psi Libra por pulgada cuadrada
Q Caudal
TSS Soacutelidos suspendidos totals
WHP Presioacuten en cabeza de pozo
15
GLOSARIO
ADSORCIOacuteN moleacuteculas de una sustancia son capturadas por la superficie de la otra sustancia1
AGUA DE DISPOSICIOacuteN es el agua producida que al pasar por un proceso de tratamiento necesita su disposicioacuten final es decir ha terminado su ciclo productivo
AMINA CUATERNARIA es una sal de amina catioacutenica en donde el nitroacutegeno tiene cuatro grupos unidos a ella cargada positivamente Son utilizadas como agentes mojantes del petroacuteleo e inhibidores de corrosioacuten2
ARENISCAS supeficie mineral que estaacute compuesta principalmente de granos de cuarzo y puede contener otros minerales3
BARRIL unidad volumeacutetrica equivale a 42 galones US4
DISOLUCIOacuteN es lo formacioacuten de una mezcla homogeacutenea donde las moleacuteculas del soluto se disuelven en el solvente5
DISPERSIOacuteN es la separacioacuten de componentes dentro de un fluido por medio de la difusioacuten es decir es la presencia de partiacuteculas o granos dentro de un fluido 6
FORMACIOacuteN RECEPTORA se encuentra constituida por rocas porosas a nivel subterraacuteneo con la capacidad de contener y circular un fluido a traveacutes de ella en este caso el agua
INHIBIDOR es un producto quiacutemico que evita o retrasa una reaccioacuten quiacutemica como la corrosioacuten7
MOJABILIDAD es la preferencia de un soacutelido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro que permite que la fase mojante se disperse sobre la fase soacutelida8
1 SCHUMBERGER Oilfield glossary adsorption [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsaadsorptionaspx 2SCHUMBERGER Oilfield glossary amina cuaternaria En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsqquaternary_amineaspx 3 SCHUMBERGER Oilfield glossary arenisca [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsssandstoneaspx 4 SCHUMBERGER Oilfield glossary barril eqivalente [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsbbarrel_equivalentaspx 5 Disoluciones quiacutemicas Soluciones [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible
en httpsuftclimagesfuturos_alumnosprofesores_orientadoresmaterial-pedagogicoGuia_5_Solucionespdf 6 SCHUMBERGER Oilfield glossary dispersioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 7 SCHUMBERGER Oilfield glossary inhibitor [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 8 SCHUMBERGER Oilfield glossary mojabilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible enhttpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermswwettabilityaspx
16
POZOS DISPOSAL son pozos clase II seguacuten el UIC se utilizan para inyectar fluido como el agua tratada la cual es separada del aceite resultante de la produccioacuten de petroacuteleo y es reinyectada en formaciones subterraacuteneas con caracteriacutesticas iguales o similares para su eliminacioacuten9
PRECIPITACIOacuteN aparicioacuten de material soacutelido en una solucioacuten liquida en donde el soluto sobrepasa la solubilidad10
SCHMOO son depoacutesitos y acumulaciones de lodos de composicioacuten variable compuesta de sustancias inorgaacutenicas recubiertas con material hidrocarbonado que se acumula en las liacuteneas y sistemas de operacioacuten de inyeccioacuten11
SOLUBILIDAD es la capacidad de un cuerpo para disolverse y mezclarse en una sustancia12
9 EPA Control de inyeccioacuten subterraacutenea [En liacutenea] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwepagovuicclass-ii-oil-and-gas-related-injection-wells 10 SCHUMBERGER Oilfield glossary precipitacioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermspprecipitationaspx 11Hellberg PE and Zuberbuehler A Polymeric corrosion inhibitors - A new class of oilfield formulation bases[En liacutenea] International Petroleum Technology Conference 2014] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwlinknovatecomconferencepolymeric-corrosion-inhibitors-a-new-class-of-oilfield-formulation-bases-1197673 12 SCHUMBERGER Oilfield glossary solubilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsssolubilityaspx
17
RESUMEN
Este trabajo se desarrolla con base en la evaluacioacuten de un inhibidor orgaacutenico que busca incrementar el flujo de agua inyectada al pozo de disposicioacuten final C3 el cual trae un bajo iacutendice de inyectividad por la posible presencia de sustancias que bloquean el paso del fluido a la formacioacuten receptora evento recurrente en pozos de disposicioacuten con alguna carga de hidrocarburos se requiere verificar el desempentildeo con la aplicacioacuten de un tratamiento que sea econoacutemico y efectivo de este modo recuperar las propiedades de la roca de la formacioacuten para extender la vida del pozo inyector
Se analiza el histoacuterico del sistema de inyeccioacuten de la estacioacuten desde el 1 de enero del 2019 las condiciones de operacioacuten del pozo y el sistema de inyeccioacuten a partir de una revisioacuten bibliograacutefica y un anaacutelisis de composicioacuten se hace una discusioacuten sobre la eleccioacuten del producto tratante y los fenoacutemenos que interactuacutean para alcanzar la separacioacuten del depoacutesito que se encuentra acumulado en el medio del sistema Se hace la prueba de pozo con el producto tratante y el respectivo seguimiento las variables involucradas en el proceso de mejora de la inyectividad
Asiacute mismo se evaluacutean las consideraciones o factores que generaron el dantildeo a la formacioacuten y la efectividad o no del producto tratante su composicioacuten y reacciones con el medio acuoso y con la roca
PALABRAS CLAVES inhibidor inyectividad pozo de disposicioacuten agua de disposicioacuten
18
ABSTRACT
This work is developed based on the evaluation of an organic inhibitor that seeks to
increase the flow of water injected to the final disposal well C3 which brings a low
injection rate due to the possible presence of substances that block the passage of
the fluid to the receptor formation recurrent event in disposal wells with some
hydrocarbon load It is necessary to verify the performance with the application of a
treatment that is economical and effective in this way to recover the properties of
the rock of the formation to extend the life of the injection well
The history of the injection system of the station from January 1 2019 the operating
conditions of the well and the injection system is analyzed Based on a bibliographic
review and a composition analysis a discussion is made about the choice of the
treatment product and the phenomena that interact to achieve the separation of the
deposit that is accumulated in the middle of the system The well test is carried out
with the treatment product and the respective monitoring of the variables involved in
the process to improve injectivity
Likewise the considerations or factors that generated the damage to the formation
and the effectiveness or not of the treatment product its composition and reactions
with the aqueous medium and with the rock are evaluated
KEY WORDS inhibitor injectivity disposal well disposal water
19
INTRODUCCIOacuteN
Un pozo de disposicioacuten de agua tratada es una de las alternativas de vertimiento de las aguas de produccioacuten en la industria de los hidrocarburos el caso de estudio es el pozo inyector C3 que pertenece al sistema de inyeccioacuten de un campo maduro en la cuenca de los llanos orientales de Colombia por ello el desarrollo de estos campos comprenden el manejo de una alta relacioacuten aceite agua que de manera incremental acrecienta los problemas de disposicioacuten de agua situacioacuten que puede llegar a generar un cuello de botella para el campo si la capacidad de inyeccioacuten no es suficiente
El sistema de disposicioacuten de agua se encuentra conformado por 5 pozos los cuales tienen la capacidad de recibir la cantidad de agua producida a disponer el volumen total de 95000 BWPD13 aproximadamente distribuido en los pozos C1 C2 C3 C6 y CC en este sistema el pozo C3 tiene la menor inyectividad por ello se ha tomado con el pozo de prueba
El objetivo del estudio es aumentar la capacidad de agua dispuesta en la formacioacuten esto se pretende lograr con la limpieza y la disolucioacuten de deposiciones presentes en la zona a partir de un inhibidor orgaacutenico El tratamiento fue aplicado en una prueba piloto del pozo inyector que alimenta la formacioacuten receptora la carbonera C7-M sobre el comportamiento de esta formacioacuten se tiene conocimiento a traveacutes del desarrollo del campo experiencia que recomienda que espera con el tratamiento un incremento significativo del volumen inyectado sino se da esta condicioacuten la prueba resultaraacute no exitosa por el alto costo del producto y el manejo de la integridad del pozo y de la formacioacuten
Este proyecto estaacute enfocado a la accioacuten limpiadora del producto en la formacioacuten receptora confrontando su desempentildeo operacional en su implementacioacuten al evaluar su eficiencia tecnoloacutegica y financiera que permita su aplicabilidad en todo el sistema de pozos de la compantildeiacutea Por ello la tasa de inyeccioacuten es el indicador principal o gradiente de medida en las variables operacionales que se tienen en cuenta para la evaluacioacuten
13 CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de implementacioacuten de tecnologiacutea en pozos inyectores 2019
20
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Evaluar la inyectividad en un pozo para disposicioacuten final de agua en un campo petrolero utilizando inhibidores orgaacutenicos modificados OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
1 Caracterizar el depoacutesito proveniente del pozo de disposicioacuten final C3 de la estacioacuten
2 Seleccionar el inhibidor de la tecnologiacutea de acuerdo con el depoacutesito proveniente del sistema
3 Evaluar en prueba piloto el rendimiento del producto 4 Determinar la viabilidad financiera del proyecto
21
1 GENERALIDADES
En el presente capiacutetulo se abordan conocimientos y definiciones que ayudan a entender los factores y propiedades que afectan la inyectividad en un pozo de inyeccioacuten con el fin de entender el comportamiento de estos sistemas y tener una mejor evaluacioacuten del proceso
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA
El agua se usa como insumo o como materia prima en distintos procesos productivos de las industria asociado las actividades de exploracioacuten produccioacuten transporte y refinacioacuten este recurso es retornado al sistema de forma parcial o en su totalidad estos retornos de agua hacen referencia a las peacuterdidas vertimientos y descargas de agua seguacuten la ENA se estima una demanda hiacutedrica en el paiacutes de 5813 millones de m3 y la huella hiacutedrica azul de 62 millones de m3 que corresponden al 11 de demanda de agua en este sector el flujo de retorno es la diferencia entre el volumen usado y el que no retorna que corresponde a 5752 millones de m314
El manejo del recurso hiacutedrico permite garantizar proteccioacuten y conservacioacuten al medio ambiente a partir de un uso consciente y responsable del agua en los procesos a nivel Industrial se tiene como objetivo reducir el impacto ambiental que es generado por medio de las actividades que realiza la industria con el cumplimiento de las normativas internacionales teniendo en cuenta que las labores efectuadas pueden causar un impacto al ecosistema ya sea en las aguas subterraacuteneas la atmoacutesfera suelos biodiversidad entre otros15 por eso el agua que se emplea en la produccioacuten no puede ser usada o vertida sin un previo tratamiento por lo que debe cumplir con los estaacutendares correspondiente a las licencias ambientales que determinan los liacutemites y condiciones que se deben tener para no afectar los cuerpos receptores
Algunas alternativas implementadas para el manejo de los efluentes de produccioacuten con procura de la reduccioacuten del impacto ambiental al momento de disponer las aguas al medio despueacutes de su uso son i) La reutilizacioacuten del recurso en el proceso de refinacioacuten y aprovechamiento agriacutecola ii) La reinyeccioacuten en disposicioacuten final (Disposal) o recobro y iii) El uso en vertimientos a cuerpos de agua superficial suelo o alcantarillado la Figura 1 permite visualizar coacutemo se encuentra repartida la gestioacuten de agua residual realizada en Colombia por parte Ecopetrol16 dando una perspectiva de la utilidad de cada una de estas alternativas
14 Instituto de Hidrologiacutea Meteorologiacutea y Estudios Ambientales (IDEAM) Estudio nacional del agua 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Ideam 2019 p181 [Consultado 5 Agosto de 2019] Disponible en httpwwwandicomcoUploadsENA_2018-comprimidopdf 15 CEPSA Colombia SA Informe Anual y de responsabilidad corporativa 2018 16 Ecopetrol Reporte integrado de gestioacuten sostenible 2018 [en liacutenea] Bogotaacute Ecopetrol SA 2019 p 363-364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en
22
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera
Fuente ECOPETROL Reporte integrado gestioacuten sostenible 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 2019 p 364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 111 Naturaleza del agua En la industria de los hidrocarburos se tiene grandes voluacutemenes de agua asociados a sus procesos productivos debido a que el agua es un fluido que se encuentra asociado a las acumulaciones de petroacuteleo en donde se puede encontrar un mayor volumen produccioacuten de agua en comparacioacuten con el del petroacuteleo Su composicioacuten variacutea por las caracteriacutesticas quiacutemicas y fiacutesicas que muestra el agua del yacimiento al ambiente geoloacutegico en el que se encuentren17 por lo que se dispone de anaacutelisis que permiten identificar las caracteriacutesticas del agua que pueden depender de la composicioacuten quiacutemica temperatura gravedad especiacutefica pH y presioacuten donde el agua puede presentar contenido de soacutelidos disueltos soacutelidos suspendidas materiales inertes o gases bacterias y aceite residual
Composicioacuten la quiacutemica del agua es un aspecto importante por entender con respecto a la eliminacioacuten y operaciones de inyeccioacuten debido a que la calidad del agua de inyeccioacuten permite tomar medidas para poder controlar o eliminar la corrosioacuten incrustacioacuten y ensuciamiento de las liacuteneas equipos y tanques1819
Los soacutelidos disueltos totales estaacuten constituidos generalmente por concentraciones de cloruro de sodio cationes (calcio magnesio bario estroncio y hierro ferroso) y aniones (cloruro sulfato sulfuro y bicarbonato) la
httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 17 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades del agua En fundamentos de ingenieriacutea de
yacimiento [En liacutenea]Maracaibo Venezuela Astro Data SA 2009 p148 [Consultado 10 de
Agosto de 2019] Disponible en httpsesslidesharenetgeorgehsterlingfundamentos-de-
ingenieria-de-yacimientos-magdalena 18 KEMMER Frank N y McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo III Meacutexico McGraw-Hill inc1998 p43-9 19 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p148
23
concentracioacuten de estos soacutelidos es demostrada en partes por milloacuten (ppm) de cada ion
Los soacutelidos suspendidos son soacutelidos orgaacutenicos e inorgaacutenicos que se encuentran en el agua producida estas pueden ser partiacuteculas de oacutexidos metaacutelicos hierro oxidado o manganeso tambieacuten se encuentran sedimentos arena arcilla o cuerpos bacterianos Los gases disueltos de mayor frecuencia son el sulfuro de hidroacutegeno (H2S)
dioacutexido de carbono (CO2) y el oxiacutegeno (O2)
- El agua que contienen sulfuro de hidroacutegeno es denominada como agua amarga pueden tener este comportamiento por la actividad de las bacterias reductoras de sulfato en la formacioacuten que contribuyen a la corrosioacuten en el pozo y al taponamiento de la formacioacuten durante las operaciones de inyeccioacuten
- El agua con dioacutexido de carbono aumenta la dureza y alcalinidad ademaacutes de ser un gran contribuyente en la corrosioacuten
- El oxiacutegeno disuelto es el que se encuentra en menor presencia pero es el agente maacutes corrosivo y causa la formacioacuten de agentes taponadores por oxidacioacuten de hierro ferroso y del sulfuro de hidroacutegeno por lo que es importante evitar la presencia de oxiacutegeno en las liacuteneas de abastecimiento
A nivel bacteriano estas pueden causar corrosioacuten y taponamientos en el sistema
y en el pozo de inyeccioacuten se reproducen raacutepidamente a condiciones de alto y bajo pH temperatura presioacuten y en ausencia de oxiacutegeno las bacterias que se encuentran en esta industria se clasifican en aerobias anaerobias y facultativas20
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN
El proceso de inyeccioacuten de agua como se mencionoacute anteriormente son utilizados para la eliminacioacuten de los fluidos producidos asiacute como para la recuperacioacuten del petroacuteleo Estas operaciones dependen de la cantidad de agua inyectada en su respectiva zona por debajo de la presioacuten de fractura de la formacioacuten
Pozos de eliminacioacuten de agua o pozos de disposicioacuten final o tambieacuten denominados pozos Water disposal son pozos profundos que tienen como fin confinar el agua producida por medio de bombeo a una formacioacuten geoloacutegica (Ver figura 2) esta se realiza para asegurar la eliminacioacuten de los residuos de manera que no afecte al medio ambiente principalmente es disponer grandes cantidades del liacutequido en el depoacutesito al menor costo posible El agua y el pozo deben cumplir con las regulaciones pertinentes y llevar a cabo su respectivo monitoreo para asegurar la integridad de la zona de deposicioacuten y se ldquoimpida la migracioacuten del fluido hacia otras formaciones geoloacutegicas acuiacuteferos o cuerpos de agua superficialesrdquo (ANLA) por eso
20 COLLINS A Gene and WHRIGHT Charles C Chapter 6Enhanced Oil Recovery Injection Waters En Enhanced Oil Recovew I Fundamentals and Analyses Elsevier 1985 213 p
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los operadores deben garantizar la permanencia del fluido en la formacioacuten por medio de un aislamiento que impida la migracioacuten estos pueden ser sellos hidraacuteulicos o capas de rocas que formen un sello natural21
Fuente ECOPETROLManejo de agua en campo petrolero Petroacuteleo y el mundo [En liacutenea] Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 201438 p [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesNuestraEmpresasalaPrensaPu blicacione Este tipo de operacioacuten de inyeccioacuten por parte de la industria de los hidrocarburos indica que hay tipos de rocas que poseen una porosidad y permeabilidad relativamente grande para poder captar grandes cantidades de fluido en condiciones favorables22
Entre las facilidades de los pozos disposal en superficie se encuentra la cabeza de pozo la cual debe estar equipada para poder realizar mediciones del caudal y presioacuten de inyeccioacuten esta debe contener ademaacutes una vaacutelvula de cheque entre la cabeza del pozo y la bomba de inyeccioacuten tambieacuten se requieren facilidades para tratamiento en la superficie
121 Propiedades de la roca Las propiedades a tener en cuenta en el proceso de inyeccioacuten y en medida especial en los depoacutesitos o recepcioacuten formadora que variacutean la capacidad de inyeccioacuten son permeabilidad tensioacuten interfacial y sus mecanismos de contacto como la humectabilidad y la presioacuten capilar estas tres uacuteltimas describen el comportamiento de dos o maacutes fases presentes en el medio poroso que van a permitir entender el comportamiento y la interaccioacuten entre la superficie el tenso activo y el fluido
21 QOMARUDIN Helmy and KARDENA Edwan Petroleum Oil and Gas Industry Waste Treatment Common Practice in Indonesia En J Pet Environ Biotechnol 2015 vol 6 p1-7
Figura 2 Esquema de un pozo disposal
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Permeabilidad (K) es la capacidad del medio poroso para dejar pasar fluidos a traveacutes de eacutel por sus poros interconectados es expresada matemaacuteticamente por la ley de Darcy y es una medida de conductividad de los fluidos23 esta es una medida que se encuentra asociada directamente con la porosidad por lo tanto a mayor porosidad mayor permeabilidad
La permeabilidad se clasifica en absoluta efectiva y relativa y se explica a continuacioacuten
- Absoluta es cuando el medio poroso se encuentra saturado totalmente por solo
un fluido o estaacute en una sola fase - Efectiva el medio poroso permite que fluyan dos fases simultaacuteneamente - Relativa es la relacioacuten entre la permeabilidad efectiva y absoluta 24
Tensioacuten interfacial (IFT) se da cuando dos fluidos inmiscibles como el agua y
el aceite al entrar en contacto no se mezclan y los separa una interfaz por la diferencia de presiones ejercida por cada fluido
La tensioacuten interfacial en los poros de la roca puede afectar las caracteriacutesticas de flujo del fluido en el medio poroso la presioacuten de las fases y la preferencia del fluido que fluye en el depoacutesito
- Cuando se tiene un desplazamiento miscible el fluido desplazado y desplazante se mezclan y la ITF entre los dos fluidos se acerca a cero en su interface
- Un desplazamiento inmiscible ocurre cuando el fluido desplazado y desplazante no se mezclan
Satter e Iqbal en su libro dicen que ldquoEl efecto de la tensioacuten interfacial se refleja en el rendimiento del yacimiento ademaacutes que afecta propiedades como humectabilidad presioacuten capilar y permeabilidad relativardquo25
Presioacuten capilar (Pc) para Satter e Iqbal la presioacuten capilar es la diferencia de presioacuten en la interface entre dos fluidos inmiscibles que se encuentran presente en un medio poroso Estaacute influenciada por la saturacioacuten de los fluidos y la tensioacuten interfacial entre las fases del fluido donde se cumple una competencia de fuerzas interfaciales entre el agua-aceite agua-soacutelido y aceite-soacutelido en el depoacutesito26
23 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p 263 24 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades de las rocas y los fluidos En Inyeccioacuten de agua y gas en yacimientos petroliacuteferos [En liacutenea] Maracaibo Venezuela Astro data SA 2001 50 p [Consultado 10 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwingunpeduarasignaturasreservorioslibro20iny20agua20y20gaspdf 25 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Reservoir rock properties En reservoir engineering Gulf Professional Publishing 2016 50 p 26 Ibid p54
26
Rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transicioacuten de gran espesor mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores capilares y zonas de transicioacuten delgadas
Humectabilidad la humectabilidad de la roca indica la tendencia de un fluido inmiscible a extenderse en presencia de otro fluido en la superficie de la roca donde el agua y el aceite tienden a extenderse y adherirse a la superficie de la roca de manera diferente La humectabilidad se puede ver influenciada por el tipo de minerales en la matriz de la roca la composicioacuten de los fluidos asiacute como el aceite y el agua presente en el poro hay que tener en cuenta que la humectabilidad de la roca puede alterarse una vez que el agua inyectada entra en contacto con la roca27 El aacutengulo de contacto (θ) es una medida de la humectabilidad a medida que disminuye aumentan las caracteriacutesticas huacutemedas del liacutequido donde la humectabilidad completa se evidencia con un aacutengulo de contacto cero y la no humectacioacuten con uno de 180deg
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua Un deterioro en la inyectividad restringe la capacidad del volumen de agua que es inyectado para acumularse en una superficie para su eliminacioacuten esta reduccioacuten en la inyectividad genera costos en reparaciones trabajos de estimulacioacuten reajustes del sistema o fracturas en el pozo28
La inyeccioacuten depende de diferentes factores como las propiedades de la roca la interaccioacuten del agua inyectada y la presioacuten la produccioacuten de arena (finos) soacutelidos suspendidos incrustaciones corrosioacuten que influyen significativamente en la inyectividad
Soacutelidos suspendidos La reduccioacuten de la inyectividad estaacute relacionada con el taponamiento de la regioacuten cercana a la cara de inyeccioacuten es decir por el arrastre de partiacuteculas a la formacioacuten este proceso puede ser de forma raacutepida y severa dependiendo de la concentracioacuten y tamantildeo de los soacutelidos que esteacuten presentes en el fluido inyectado La figura 3 muestra el acomodamiento de las partiacuteculas a traveacutes de la formacioacuten y el taponamiento que pueden generar
27 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Op cit p 52-53 28 BENNION Douglas Brant et al Injection Water Quality A Key Factor to Successful Waterflooding [En liacutenea] Journal of Canadian Petroleum Technology (JCPT) 1994 p1-10 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwhycalcomoldPDFPapersReservoir20OptimizationInjection20Water20Qualitypdf
27
Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la formacioacuten
Fuente CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS
Se tienen tres posibles casos que relacionan el tamantildeo de partiacutecula y el diaacutemetro del poro de la formacioacuten estos casos se representan en la figura 4 Y se describen a continuacioacuten
1) Filtro externo las partiacuteculas tienen un mayor tamantildeo en comparacioacuten al diaacutemetro del poro maacutes del 33 del diaacutemetro del poro lo que impide atravesar la formacioacuten y causa su acumulacioacuten dando pasos a formacioacuten de una torta externa
2) Puente de poro Las partiacuteculas tienen un tamantildeo inferior al diaacutemetro del poro aproximadamente menor del 14 del diaacutemetro por lo que pueden atravesar la entrada de la formacioacuten pero se pueden adherir al poro ocasionando una restriccioacuten en la formacioacuten esta unioacuten ocurre cuando la partiacutecula que fluye se une a dos o maacutes partiacuteculas ya depositadas en la superficie o a otros depoacutesitos de partiacuteculas
3) Invasioacuten El tamantildeo de partiacutecula es significativamente menor al diaacutemetro del poro de la formacioacuten permitiendo el paso de las partiacuteculas sin dificultad ni ocasionar dantildeos o acumulaciones en la formacioacuten 29 30 31
29 CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS 30 CARPENTER Chris Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability Journal of Petroleum Technology 2018 vol 70 p 70-71 31 BENNION Douglas Brant et al Water Quality Considerations Resulting in the Impaired Injectivity of Water Injection and Disposal Wells En Journal of Canadian Petroleum Technology 2001 vol 40 p 3-4
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Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos
Fuente CARPENTER C Mechanisms of permeability impairment reflecting conditions when (a) particles present in the injected water are smaller than the average pore-throat diameter of the formation (b) particles are smaller than the average pore-throat diameter of the formation and (c) particles are significantly smaller than the average pore-throat diameter of the formation [Imagen]Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability [En liacutenea] Society of Petroleum Engineers 2018 p 2 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgjournal-paperSPE-0218-0070-JPT Estos casos permiten evidenciar la influencia de la presencia de los soacutelidos suspendidos en el agua de disposicioacuten se tiene una relacioacuten directa con la afectacioacuten al nuacutecleo a mayor cantidad de soacutelidos suspendidos mayor seraacute el dantildeo ocasionado en nla permeabilidad del nuacutecleo
Incrustaciones y corrosioacuten Las incrustaciones y corrosiones se pueden formar en diferentes aacutereas de un sistema de inyeccioacuten como tal en las liacuteneas de tuberiacutea bombas de inyeccioacuten instrumentos superficiales y en las propias formaciones de inyeccioacuten entre las incrustaciones que generan mayor preocupacioacuten en el campo petrolero son el carbonato de calcio el sulfato de calcio y el sulfato de bario algunas de estas incrustaciones pueden removerse a traveacutes de tratamientos quiacutemicos mientras que otras son tan fuertes que requieren el remplazo de la liacutenea en la seccioacuten afectada
Las incrustaciones se ven influenciadas por cambios en la temperatura presioacuten y pH afectando las solubilidades de las incrustaciones esto se puede evitar y controlar con inhibidores de corrosioacuten frente a agentes corrosivos existentes en el sistema como el dioacutexido de carbono (CO2) el sulfuro de hidrogeno (H2S) y el oxiacutegeno (O2) ademaacutes de soacutelidos y gases disueltos
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Entre las incrustaciones minerales maacutes recurrentes en los campos petroleros se encuentran32
Sulfato de Bario Es una incrustacioacuten insoluble a altas temperaturas y altas caiacutedas de presioacuten el pH no afecta su comportamiento
Ba+2 + SO4minus2 rarr BaSO4
Sulfato de Calcio Esta incrustacioacuten se incrementa con la disminucioacuten de la presioacuten puesto que a menor presioacuten menor solubilidad
Ca+2 + SO4minus2 rarr CaSO4
Carbonato de calcio La precipitacioacuten de esta incrustacioacuten se da a mayor pH y caiacutedas de presioacuten en el yacimiento que permiten la liberacioacuten del dioacutexido de carbono
Ca+2 + CO32minus rarr CaCO3
2H2CO3 + Ca+2 harr CaCO3 + CO2 + H2O Por lo que la presencia de CO2 favorece a la formacioacuten de esta incrustacioacuten
El dioacutexido de carbono al disolverse en agua da la formacioacuten de aacutecido carboacutenico que se ioniza
CO2(ac) + H2O harr H2CO3
CO2(ac) + H2O harr HCO3minus + H+
HCO3minus harr CO3
2minus + H+
A medida que aumenta la concentracioacuten de dioacutexido de carbono en la solucioacuten la reaccioacuten se mueve hacia la izquierda favoreciendo la precipitacioacuten del carbonato de calcio
El agua de inyeccioacuten dependiendo del contenido de agentes bacterianos de su fuente que se relacionan con el crecimiento de bacterias aeroacutebicas y anaeroacutebicas tanto en los equipos de superficie bombas tuberiacuteas y los equipos de fondo de pozo como dentro de la misma formacioacuten estas bacterias pueden contribuir a la corrosioacuten y el taponamiento de los poros de la formacioacuten
Las bacterias en el agua de inyeccioacuten contribuyen a la corrosioacuten y al taponamiento de los poros de la formacioacuten esto se atribuye especialmente a las
32 CASTRO HERNAacuteNDEZ Henry Fernando y GAacuteMEZ MEJIacuteA Christian Joseacute Evaluacioacuten de la depositacioacuten de incrustaciones en sistemas de bombeo electro sumergible del campo Cantagallo Trabajo de grado Ingenieriacutea de petroacuteleos Bucaramanga Universidad Industrial de Santander (UIS)Faculta de ingenieras fiacutesico-quiacutemicas2009 98 p Disponible en httptangarauiseducobibliowebtesis2009129542pdf
30
bacterias anaeroacutebicas en las que se encuentran las reductoras de sulfato (SRB) que son las maacutes problemaacuteticas en el campo petrolero pero si se llega a encontrar suficiente oxiacutegeno disuelto en el fluido de inyeccioacuten las bacterias aeroacutebicas tambieacuten se pueden convertir en un problema
Dentro de los problemas ocasionados por las bacterias para la reduccioacuten de la inyeccioacuten se encuentran33
Taponamiento del sistema de poros por bacterias vivas o muertas como taponamiento de partiacuteculas soacutelidas
Taponamiento del sistema de poros por la secrecioacuten de poliacutemero de polisacaacuterido de colonias activas en crecimiento en la formacioacuten
Taponamiento de la formacioacuten por productos de corrosioacuten generados por el crecimiento bacteriano
Generacioacuten de gases toacutexicos H2S por accioacuten metaboacutelica de las bacterias reductoras de sulfato (SRB) in situ en sulfato elemental presente en aguas de inyeccioacuten (gt10ppm Sulfato)
La temperatura y la presencia de bacterias en las operaciones tienen una influencia en el taponamiento y corrosioacuten en los sistemas de inyeccioacuten por lo cual se deben tener alternativas respecto a su control como lo son el aislamiento de las liacuteneas del sistema limpieza uso de inhibidores y control adecuado de microorganismos adicionalmente se puede hacer uso de instrumentos para monitorear y controlar en el campo los agentes corrosivos y sus efecto como medidores de pH medidores de oxiacutegeno medidores de corrosioacuten sondas de hidroacutegeno cupones de prueba34
Inhibidores de corrosioacuten Vera35 en su trabajo muestra un resumen de los inhibidores de corrosioacuten utilizados en la industria petrolera que se evidencia en la figura 5 que permite hacer un acercamiento al tipo de tratamiento que se utiliza en la industria
33 BENNION Douglas Brant et al Op cit p 5-6 34 Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC) Manual de perforacioacuten de IADC Deteccioacuten y monitoreo de corrosioacuten Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC)2015 Vol 1 y 2 ed12 35 VERA VILORIA Alfredo Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
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Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten
Fuente VERA VILORIA Alfredo Inhibidores de Corrosioacuten Clasificacioacuten [Imagen] Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
El tipo de inhibidores a resaltar es por su naturaleza quiacutemica en donde se encuentran ubicados los inhibidores orgaacutenicos que es el estudiado en el presente trabajo Los inhibidores de corrosioacuten inorgaacutenicos son sales metaacutelicas que pasiva la superficie metaacutelica producen una capa protectora son solubles en agua y sensibles al pH no funcionan con presencia de cloruros y son anoacutedicos o catoacutedicos Los Inhibidores orgaacutenicos son formadores de peliacuteculas y son los maacutes utilizados en los sistemas de yacimientos petroleros al crean una capa entre el metal y el fluido Son los maacutes utilizados en la industria por brindar proteccioacuten en presencia
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de hidrocarburos y deben ser solubles o dispersables en el medio que los rodea se encuentran disponibles en diferentes formas36
Solubles en petroacuteleo tratar pozos productores-gas Solubles en agua Utilizan corrientes de flujo agua Solubles en petroacuteleo y dispersables en agua pozos productores-gas que
producen agua
La efectividad del inhibidor depende de la composicioacuten quiacutemica estructura molecular y la afinidad por la superficie del metal tiene presencia de grupos funcionales como N S O en la moleacutecula que da la polaridad y permite su reaccioacuten
El mecanismo de accioacuten es la adsorcioacuten que se da por el intercambio de la carga del inhibidor y la superficie factores a tener en cuenta en el sistema son la temperatura y la presioacuten
Se clasifican como inhibidores orgaacutenicos en
Inhibidores catioacutenicos Estaacute conformado por grupos Aminas o (Amidas Sales de moleacuteculas nitrogenadas con aacutecidos carboxiacutelicos (aacutecidos grasos aacutecidos nafteacutenicos) compuesto cuaternario de nitroacutegeno Heterociclos de nitroacutegeno) con compuestos aromaacuteticos alifaacuteticos estos son utilizados en campo para su proteccioacuten
Inhibidores anioacutenicos Sulfonatos fosfonatos se usan en aguas de enfriamiento
o anticongelantes
La accioacuten de estos productos bien sea como surfactantes anioacutenicos o catioacutenicos crean emulsiones asfaacutelticas de tipo OW donde se prefieren las emulsiones catioacutenicas el surfactante catioacutenico se adsorbe en la superficie de la gota por la parte hidrofoacutebica y el grupo amina queda dirigido hacia el agua las gotas tienen una carga positiva y al acercarse entre ellas se genera un repulsioacuten electroestaacutetica37 (Figura 6 Izquierda)
36 SHLUMBERGER (Slb) La corrosioacuten la lucha maacutes extensa [En liacutenea] En Oilfield Review 2016 vol 28 no2 p 36-51 [Consultado 12 de julio de 2020] Disponible en httpswwwslbcom-mediafilesoilfield-review03-corrosion-spanish 37 SALAGER Jean Louis Uso de surfactantes en la industria petrolera En Ciencia e Ingenieriacutea
1986 vol 18 no 2 p 99
33
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica
Fuente SALAGER Jean Louis Uso de los surfactantes en la industria petrolera Laboratorio de formulacioacuten interfases reologia y proceso [pdf] Meacuterida VenezuelaUniversidad de los Andes1991 p 13 Disponible en httpwwwfirpulavearchivoscuadernosS350Apdf
La emulsioacuten al inyectarse en un medio rocoso (arena) forma un sistema soacutelido-aceite-agua el soacutelido o roca estaacute conformada por siacutelice como superficie con carga negativa el surfactante catioacutenico pasa de la interface agua-aceite hacia agua-soacutelido y se adsorbe en la superficie soacutelida al desaparecer el surfactante de la interface agua-aceite ya no hay repulsioacuten electroestaacutetica y se genera coalescencia con el rompimiento de la emulsioacuten y humectando la superficie por aceite (hidroacutefoba) generando la adherencia a la roca (Figura 6 Derecha)38
38 Ibid p 99-101
34
2 CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA
La recoleccioacuten y anaacutelisis de la muestra permite realizar un acercamiento acerca del tipo de depoacutesitos que se pueden localizar a traveacutes del sistema de inyeccioacuten en la industria de los hidrocarburos Generalmente lo recogido en la muestra se compone de sustancias viscosas o aceitosas que se adhieren a las superficies e impiden el flujo del fluido a nivel de pozo son ensuciamientos de caraacutecter inorgaacutenico que estaacuten cubiertos con material hidrocarbonado39
21 TIPO DE MUESTRA
En la figura 7 Se observa la muestra del depoacutesito extraiacuteda en donde se visualizan sus caracteriacutesticas fiacutesicas el aspecto encontrado es de tipo aceitoso pegajoso con una coloracioacuten negro petroacuteleo y un olor fuerte bastante penetrante
Fuente elaboracioacuten propia La muestra analizada es tomada por personal de campo es extraiacuteda por medio de un raspado en el filtro de las bombas de inyeccioacuten hay que tener en cuenta que el depoacutesito es sacado sobre agua para impedir la oxidacioacuten del depoacutesito
Estas sustancias en la industria pueden diferir en su composicioacuten debido a la concentracioacuten de especies en el agua asiacute como el tipo de hidrocarburos que se presenten la muestra recolectada es llevada a un laboratorio quiacutemico para su procesamiento y anaacutelisis de sus componentes
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO
Para el anaacutelisis de datos se tiene en cuenta el tipo de crudo que se produce en la estacioacuten por medio de la recopilacioacuten de informacioacuten de ensayos realizados Estos
39 FINK Johannes Karl Drilling Fluids En Water-based Chemicals and technology for Drilling Completion and Workover Fluids Gulf Professional Publishing 2015 p 5-114
Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten
35
permiten hacer un acercamiento a las propiedades y composicioacuten del crudo por medio de anaacutelisis SARA y composicionales
221 Anaacutelisis SARA Es un anaacutelisis que se realiza al crudo con el propoacutesito de definir las proporciones en las que se encuentran presentes los componentes saturados aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos con base en las diferencias de solubilidad los asfaacuteltenos son retirados por medio de su precipitacioacuten al agregarse un n-alcano y los componentes remanentes (maacuteltenos) son separados por cromatografiacutea cada componente es removido de la columna mediante el lavado con diversos solventes40 Figura 8 Representacion esquematica SARA a continuacioacuten
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA
Fuente KHARRAT A et al Issues with comparing SARA metodologies En Energy amp Fuels 2007 Citado por FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Esquema de la separacion SARA[imagen]Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudos provenientes de hidro desintegracioacuten Ciudad de Meacutexico 2017 p10
222 Anaacutelisis composicionales Determinacioacuten de la composicioacuten del petroacuteleo los componentes de hidrocarburos se identifican por lo general mediante fracciones con nuacutemero de carbono (Cn) ademaacutes se puede identificar componentes no hidrocarbonados como nitroacutegeno azufre metales pesados y sales los resultados utilizados son determinados por la teacutecnica flash separacioacuten y cromatografiacutea de gases en donde se hace una separacioacuten de la muestra en fase gaseosa y liquida y
40 FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudo proveniente de hidrodesintegracioacuten Trabajo de Grado Ciudad de Meacutexico Instituto Politeacutecnico Nacional 2017 p8-17
36
posteriormente los gases son analizados por medio de una teacutecnica de anaacutelisis de gases extendida y los liacutequidos por cromatografiacutea de gases capilar de alta resolucioacuten programada por temperatura
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA
En instalaciones de agua producida por la separacioacuten del crudo se encuentra un depoacutesito denominado como ldquoschmoordquo que estaacute compuesto de materia hidrocarbonada y solidos inorgaacutenicos es un depoacutesito negro espeso y pegajoso que se adhiere a cualquier superficie con la que entra en contacto y que puede acumularse en las superficies internas de la tuberiacutea y depositarse en la parte inferior del pozo que conecta con la formacioacuten algunos ejemplos se muestran Figura 9
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo
Fuente CEPSA Colombia SA Actividades de mantenimiento de tuberiacuteas de liacutenea de flujo [Imagen] 2020
La figura 9 hace un acercamiento de como se ve la deposicioacuten de compuestos orgaacutenicos en el interior de las tuberiacuteas a nivel del sistema de inyeccioacuten de agua hay que tener presente que el depoacutesito afecta la operacioacuten de inyeccioacuten al generar barreras que impiden el paso del fluido y deriva a la reduccioacuten del diaacutemetro de la tuberiacutea por su acumulacioacuten generando incremento de peacuterdidas de friccioacuten durante el bombeo del agua y ocasiona un incremento de requerimientos de la potencia de la bomba incrementando el costo de energiacutea en el bombeo un comportamiento similar se tiene con la deposicioacuten de soacutelidos en la formacioacuten como se menciona en el capiacutetulos anterior estos depoacutesitos generan taponamiento en la formacioacuten y por ende disminuyen el flujo inyectado (BAPD)
37
De los resultados del anaacutelisis de este material depositado determinan que la suciedad estaacute constituida en su mayoriacutea por hidrocarburos aceites y grasas con trazas de cationes como hierro y bario tal como se muestra en la tabla 1 Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra
Paraacutemetro Teacutecnica Liacutemite de
cuantificacioacuten de meacutetodo
Unidad Agua de
disposicioacuten
Bario total
Digestioacuten aacutecido niacutetrico ndash espectrofotometriacutea de absorcioacuten atoacutemica con llama directa de oacutexido nitroso ndash acetileno
100 Ppm lt100
Grasas y aceites
Extraccioacuten por ultrasonido-infrarrojo
00100 299
Hidrocarburos Extraccioacuten por ultrasonido- infrarrojo
00100 276
Hierro total Digestioacuten AA-llama aire acetileno
40 Ppm 1662
Fuente CHEMILAB Chemical laboratory Reporte de resultados de prueba de laboratorio [En liacutenea] Bogotaacute [Consultado 2 de diciembre de 2020] Comunicacioacuten personal En la caracterizacioacuten de la muestra se debe tener en cuenta todos los componentes presentes sin embargo como el resultado arroja un porcentaje mayor al 40 de compuestos orgaacutenicos hacen que la identificacioacuten de otros no sea posible porque la muestra no es soluble en agua por ello no es posible realizar la identificacioacuten y anaacutelisis de sulfatos porcentaje de soacutelidos calcio magnesio y materia orgaacutenica presente entre otros De otra parte aquellos componentes con valores no significativos tampoco son tenidos en cuenta
Adicionalmente se tiene como apoyo de anaacutelisis el resultado del ensayo SARA realizado al crudo de la estacioacuten este crudo se corresponde con una mayor proporcioacuten a compuestos saturados y en menor a aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos como se evidencia en la graacutefica 1
38
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Reporte resultados de laboratorio Anaacutelisis de crudo [pdf] 2016 p 1-2
Esta composicioacuten demuestra que el crudo es de tipo parafiacutenico al contener maacutes del 50 de hidrocarburos saturados y las trazas en el fluido tratado van a estar constituidas en mayor proporcioacuten por este tipo de compuestos Esta evidencia se puede reafirmar por medio de los anaacutelisis composicionales de hidrocarburos a C36
+ (PVT) realizados a muestras en cabeza y fondos de pozo en donde tambieacuten se encontraron hidrocarburos saturados y aromaacuteticos constituidos por moleacuteculas de metano a butano en menor proporcioacuten en peso de 015 en fase gaseosa del pentano(C5) hasta heptadecano (C17) en una proporcioacuten hasta de 3 en fase liacutequida y del octadecano (C18) en adelante se muestra la fase soacutelida con un comportamiento mayormente representado por el hexatriacontano (C36
+) que alcanza proporciones del 27 en peso
En los compuestos aromaacuteticos se tienen proporciones insignificantes en comparacioacuten a la fase soacutelida con proporciones hasta del 025 con moleacuteculas de benceno tolueno etilbenceno o-xileno m-xileno y p-xileno41
Al pasar el agua por el tratamiento en la PTARI quedan remanentes de aceites en el fluido de disposicioacuten esta presencia de aceite en el agua de inyeccioacuten hace que las gotas se puedan deformar en gotas de menor tamantildeo que se comportan como partiacuteculas soacutelidas y que actuacutean como agente de adherencia hacia las partiacuteculas que se presentan en el agua tambieacuten hay que tener en cuenta que las sustancias orgaacutenicas pueden precipitarse por cambios en el sistema de inyeccioacuten de la temperatura y la presioacuten lo que provoca que se altere la humectabilidad de la formacioacuten y disminuya la permeabilidad y por ende se cause la disminucioacuten de la inyectividad
El bario (Ba2+) y el hierro son compuestos de baja solubilidad en agua el ion bario tiene la capacidad de combinarse con el ion sulfato y precipitar a sulfato de bario
41 CEPSA Colombia SA Reporte final estudios de fluido de yacimiento [pdf] 2014 p 11-19
61
23
6
10
Saturados
Aromaacuteticos
Resinas
Asfaacuteltenos
39
(BaSO4) este puede generar problemas de taponamiento en cuanto al hierro en los sistemas de agua de tratamiento y disposicioacuten se le atribuye a la restriccioacuten de flujo por la presencia de subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2O3) carbonato de hierro (FeCO3) y sulfuro de hierro (FeS) ademaacutes indica problemas de corrosioacuten en el sistema de igual manera en los procesos de inyeccioacuten reduce la permeabilidad de la formacioacuten aumenta las presiones y reduce las tasas de inyeccioacuten42
LY KT et al43 en su artiacuteculo identifica que en sistemas de inyeccioacuten de agua se encuentra una escala orgaacutenica inorgaacutenica ldquoSchmoordquo que puede estar compuesta por partiacuteculas de sulfuro de hierro recubiertas de aceite es decir el causante de la disminucioacuten del caudal estaacute dado por la acumulacioacuten del depoacutesito mixto En nuestra muestra se considera solo la presencia de carbonato de hierro u oacutexido de hierro debido a que no hay presencia de sulfuros en el agua que se inyecta asiacute mismo la parte orgaacutenica se asocia tanto a las parafinas por ser el compuesto en mayor proporcioacuten en el anaacutelisis SARA como a los asfaacuteltenos debido a que estos inducen de manera natural un dantildeo a la formacioacuten al precipitarse y bloquear la garganta de los poros en la formacioacuten no obstante se encuentren entre unos de menor proporcioacuten
42 OGDEN BeckyL Water technology understanding interpreting and utilizing water analysis data [En liacutenea]2018 p2-4 [Consultado 10 de Febrero de 2020] Disponible en httpspdfssemanticscholarorgb2ea0b595edec21d5f0e4dde809af17fde6929d2pdf_ga=27332949115605180441597859168-17888081661597859168 43 LYK T et al Novel Chemical Dispersant for Removal of OrganicInorganic Schmoo Scale in Produced Water Injection Systems NACE International 1998
40
3 SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En este capiacutetulo se abordan las estrategias que se utilizan industrialmente al momento de seleccionar un tratamiento de limpieza una de ellas es el uso de inhibidores asiacute como los mecanismos que interactuacutean en la disolucioacuten de los depoacutesitos a afectar con el inhibidor enfocados en procesos de difusioacuten y precipitacioacuten de manera que en estos los tipos de reacciones que se lleven a cabo permitan cumplir la funcioacuten de limpieza del substrato en las liacuteneas del sistema de inyeccioacuten
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN
La seleccioacuten del inhibidor es realizada a traveacutes del proveedor por lo tanto estaacute guiada por la experiencia y recomendacioacuten que tiene el personal con la praacutectica en tratamientos quiacutemicos
Se realiza una revisioacuten bibliograacutefica para tener en cuenta los aspectos a revisar al momento de seleccionar un producto tratante y se participa de estas reuniones proveedor ndash compantildeiacutea y tesista en el proceso de seleccioacuten a traveacutes de estas se observa que el proceso de planeacioacuten ademaacutes de la ejecucioacuten experimental consiste de los aspectos a continuacioacuten44454647
Identificacioacuten del problema Estado operacional del sistema Anaacutelisis de la aplicacioacuten antes de iniciar la prueba Identificacioacuten de los inhibidores candidatos sean estos sugeridos por un
proveedor48 especializado en el tema o por medio de pruebas de laboratorio existentes en el mercado
Se procede de manera sistemaacutetica al desarrollo de los aspectos antes mencionados
311 Revisioacuten de antecedentes Se tiene en cuenta la revisioacuten de los antecedentes del sistema de disposicioacuten del agua producida en el campo Este sistema se encuentra conformado por cinco pozos disposal que cuentan con un volumen de inyeccioacuten aproximado de 100000 BAPD producida se tiene el historial de inyeccioacuten
44 SCHLUMBERGER (Slb) Matrix stimulation engineering [Diapositivas] Cartagena Colombia 2006 36 Diapositivas color 45 DURNIE William GOUGH Mark DE REUS Han Development of Corrosion Inhibitors to Address under Deposit Corrosion in Oil and Gas Production Systems Houston Texas NACE International 2005 3p 46 PALMER J W HEDGES W and DAWSON J L Use of Corrosion Inhibitors in Oil and Gas Production Inhibitor selection strategies [En liacutenea] London Maney 2004 p 21-36 [Consultado 19 de Agosto de 2020] Disponible en Knovel 47 ECKERT Richard Field Guide to Internal Corrosion Mitigation and Monitoring for Pipelines NACE 2016 368 p 48 HALLIBURTON Corrosioacuten Operaciones de campo [Diapositivas]2006 25 diapositiva color
41
del pozo a trabajar (C3) e informacioacuten de inyeccioacuten de los otros pozos En el graacutefico 2 se muestra el comportamiento de inyeccioacuten de cada pozo en el sistema
Fuente elaboracioacuten propia con base en el historial de pozos de inyeccioacuten de CEPSA Colombia SA
Seguacuten la graacutefica anterior del sistema se puede apreciar que el mayor pozo inyector es el pozo CA que representa cerca del 43 del fluido total inyectado mientras que el pozo C3 solo inyecta un 73 representando la menor proporcioacuten este es el pozo inyector utilizado para la investigacioacuten en donde se observa que se presenta una baja inyectividad como se menciona en el capiacutetulo 2 esta es causada por la acumulacioacuten de soacutelidos y el taponamiento de la formacioacuten
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada
El pozo C3 cumple con una operacioacuten continua (24Hrs) la cantidad de agua inyectada y la presioacuten en cabeza de pozo en liacutenea base es aproximadamente de 8100 bbls y 1150 Psi respectivamente Se tiene una presioacuten de descarga de bomba (PDP) de 1213 Psi y las dimensiones del horizonte de inyeccioacuten se encuentran a una base de 5119 y un tope de 5117 ft49
El agua residual tratada se dispone en la formacioacuten carbonera del miembro C7-M que estaacute conformada por rocas de reservorio de caraacutecter arenoso estas arenas son excelentes almacenadoras de hidrocarburos y asiacute mismo excelentes
49 CEPSA Colombia SA Reporte de produccioacuten Sistema de inyeccioacuten de Agua [En liacutenea] 2019
44397 BAPD
15792 BAPD8100 BAPD
10776 BAPD
23098 BAPD CA
C1
C3
C2
CC
Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten
42
reservorios con un rango de porosidad entre 10-30 a nivel bibliograacutefico50 y por ende un buen receptor del agua de inyeccioacuten
Las caracteriacutesticas de la carbonera C7 son
ldquoPorosidad 23-28 permeabilidad 1-5D espesor 30-100ft acuiacutefero activo pero igual buena inyectividad se inyecta como disposal en la misma formacioacuten productora pero a mayor profundidad arenisca alto NTGgt90 agua tratada en superficie con caracteriacutesticas seguacuten regulacioacutenrdquo51
Seguacuten las propiedades mencionadas anteriormente el pozo deberiacutea contar con una buena inyeccioacuten del flujo que se dispone por tal motivo se puede estar presentado un dantildeo en la formacioacuten receptora (Taponamiento de los poros)
El agua del sistema de inyeccioacuten debe pasar por un tratamiento previo con el fin de retirar las partiacuteculas que afectan su calidad esta estaacute dada por las caracteriacutesticas fiacutesicas quiacutemicas y bioloacutegicas producto de su origen como aguas de produccioacuten y su interaccioacuten en los distintos procesos de separacioacuten y tratamiento hasta dejarlas en condiciones de norma para su vertimiento como inyeccioacuten a la formacioacuten en el capiacutetulo 6 se hace un anaacutelisis maacutes detallado del agua de disposicioacuten y de la formacioacuten
El tratamiento de agua de produccioacuten en la industria se realiza a traveacutes de la PTARI cuenta con etapas de remocioacuten de crudo grasas y aceites esta remocioacuten se lleva a cabo en primera medida por medio de hidrociclones seguidos de procesos de separacioacuten por micro flotacioacuten y filtracioacuten estos se hacen a traveacutes de equipos de micro burbujeo y un separador API respectivamente Como segunda medida se realiza una nueva remocioacuten de aceite por medio de la adsorcioacuten del sustrato de nuez y finalmente el agua es pasada por un decantador y de alliacute pasa a los tanques de inyeccioacuten (TK-2700)52-
53 El efluente de la PTARI cumple con las condiciones que se muestran en la tabla 2
50AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH) Llanos Orientales [Poster] Open round Colombia 2010 [En liacutenea] 2010 [Consultado 10 de Noviembre de 2020] Disponible en httpwwwanhgovcoInformacion-Geologica-y-GeofisicaEstudios-Integrados-y-ModelamientosPresentaciones20y20Poster20TcnicosLlanos20(pdf)-Ronda20Colombia202010pdf 51 CEPSA Colombia SA Resentildea Ingenieriacutea de yacimientos 2019 52 MESA Sandra Lilianaet al Revisioacuten del panorama actual del manejo de agua de produccioacuten en la industria petrolera colombiana [En liacutenea] En Gestioacuten y Ambiente 2018 Vol 21 no1 p87-98 [Consultado 17 de Agosto de 2020] Disponible en httpsrevistasunaleducoindexphpgestionarticleview6979267011 53LIZARAZO FIGUEROA J G y OLAYA NOGUERA E A Evaluacioacuten teacutecnico financiera del cambio del sistema de levantamiento artificial actual por bombeo hidraacuteulico empleando las condiciones operativas del campo Peguita III Trabajo de grado Ingenieriacutea de Petroacuteleos Bogotaacute Fundacioacuten Universidad de Ameacuterica 2017 168 p
43
Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual industrial
Paraacutemetros Unidad Resultado
Aceites y grasas mgL 72
Conductividad eleacutectrica 1023
DBO5 mgL 591
DQO mgL 1191
Dureza total mgL 176
pH Unidad de pH 743
Solidos totales en suspensioacuten mgL lt10
Soacutelidos totales mgL 664
Aniones
Cloruros mgL 32
Metales totales
Bario mgL 0172
Cadmio mgL lt0010
Cromo mgL lt0050
Niacutequel lt0020
Plomo mgL lt0050
Sodio mgL 214
Hidrocarburos
Hidrocarburos totales mgL 6403
Fuente CEPSA Colombia SA Reporte de resultados agua industrial residual
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba De otra parte hay que tener en cuenta en el momento de seleccionar el inhibidor las condiciones de temperatura presioacuten y pH en el sistema en vista en que estas dos condiciones pueden afectar la solubilidad del producto bien sea por su disminucioacuten o porque impidan la mezcla del producto en el fluido Asiacute mismo en el entorno de aplicacioacuten se pueden generar reacciones indeseadas como la formacioacuten de precipitados efecto totalmente adverso al objetivo del inhibidor o porque su incompatibilidad con el medio de la formacioacuten produzca hinchamiento de las arcillas y taponamiento de los canales porosos
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor El proveedor realiza la seleccioacuten del inhibidor por medio de una prueba de dilucioacuten con inhibidores de una misma tecnologiacutea en donde se compara el inhibidor A frente al inhibidor B en este uacuteltimo se puede deducir que a nivel visual presenta incompatibilidad por la presencia de precipitado en el fondo de la botella El inhibidor A se puede decir que es seleccionado por demostrar dispersioacuten al tener una botella sucia en la imagen no se evidecia presencia de precipitados o asentamientos de soacutelidos en el fondo
44
La tecnologiacutea probada es multifuncional con la capacidad de inhibir la corrosioacuten y ser usado para la limpieza del sistema Estos inhibidores estaacuten conformados por compuestos tensioactivos y se identifica por ser soluble en agua
Para hacer un acercamiento a sus componentes se tiene en cuenta una ficha de seguridad en donde describe las generalidades del producto (Inhibidor multifuncional) y se describen a continuacioacuten
Composicioacuten general del inhibidor seleccionado Seguacuten la ficha del inhibidor seleccionado se conoce las sustancias que lo componen en las encontramos el metanol (30-60ww) isopropanol (1-5ww) compuesto de azufre orgaacutenico (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (10-30ww) compuesto de amonio cuaternario (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (1-5ww)54
Al hacer la revision bibliografica se puede decir que en el paquete de compuestos del inhibidor se tiene como solvente orgaacutenico el metanol (CH3OH) al ser la sustancia que se encuentra en mayor proporcioacuten el compuesto de amonio cuaternario (-R4N+) que sigue en peso al metanol representa el inhibidor de corrosioacuten activo presente en la formulacioacuten el compuesto de azufre orgaacutenico cumple el papel de intensificador que se utiliza para optimizar el rendimiento del inhibidor y acelerar la formacioacuten de la peliacutecula inhibidora los demaacutes compuestos se desempentildean diferentes funciones como rompedores de emulsiones agentes espumantes y detergentes que deberiacutea permitir la limpieza del substrato en la superficie55
En la literatura Garst56 trata el asunto de la mejora de un pozo por medio de estimulaciones en donde tiene en cuenta que la eleccioacuten del producto tratante debe tener las siguientes caracteriacutesticas
Tener la capacidad de reducir la tensioacuten interfacial aceite-agua
Ser soluble para obtener concentraciones suficientes en la interfaz aceite-agua para permitir el movimiento del aceite
Los inhibidores pueden ser solubles o dispersables aunque se prefiere solubilidad sobre la dispersioacuten del producto para evitar la posibilidad de formacioacuten de taponamientos de la liacutenea
El producto debe tener una baja tendencia de adsorcioacuten en las superficies para evitar la peacuterdida del producto
54 NALCO Hoja de datos de seguridad producto Clean n Correg EC1509A [en liacutenea] Naperville Nalco Company 2010 11 p [Consultado 7 de octubre de 2019] Disponible en httpnebulawsimgcom70c120fb9c30b35994c1f743a188e756AccessKeyId=0C73C9180B472EC38D9Aampdisposition=0ampalloworigin=1 55 COURSERA Universidad de Manchester Corrosion inhibitor SelectionDeployment [Video] Protecting the world Introducing corrosion Science and Engineering [En liacutenea] 2019 15min [Consultado] Disponible en httpswwwcourseraorglecturecorrosioncorrosion-inhibitor-selection-deployment-igezL 56 GARST AW A low-cost method of production stimulation En Journal of Petroleum Technology Society of Petroleum Engineers 1954 vol 6 p 11
45
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En la discusioacuten de los resultados se tiene en cuenta los aspectos que concierne a
El inhibidor
Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten
El sistema de inyeccioacuten
La aplicacioacuten de la prueba
321 El Inhibidor De los resultados de la dilucioacuten para nuestro caso la realizada por el proveedor del tratamiento tal como se menciona en la seccioacuten de la seleccioacuten del inhibidor por parte del proveedor se cuenta con dos tipos de productos inhibidor A e inhibidor B este producto es descartado posiblemente por la presencia de precipitados en el asiento de la botella y el producto A se aprueba como producto tratante por la disolucioacuten del soluto en el solvente se hace el acercamiento de las reacciones a partir de la imagen reportada en el resultado del proveedor donde se abarca informacioacuten sobre reaccioacuten de precipitacioacuten y el mecanismo de difusioacuten
Se adentra en la discusioacuten de los resultados obtenidos por el proveedor en donde se tienen en cuenta el comportamiento de la disolucioacuten y el tipo de reaccioacuten que se puede presentar en cada botella las premisas se detalla a continuacioacuten
Al realizar disoluciones se espera que las moleacuteculas del soluto se disuelvan para generar una disolucioacuten liquida en este proceso se presentan dos tipos de fases
La primera es la fase dispersa que se encuentra en menor proporcioacuten y hace referencia al soluto que seriacutea en nuestro caso el depoacutesito
La segunda es la fase dispersante que es representado por el producto tratante
Seguacuten Seager et al en una disolucioacuten el solvente debe tener la capacidad de interactuar con cualquier aacuterea superficial del soluto y las moleacuteculas del solvente sean atraiacutedas hacia el depoacutesito permitiendo que se asocien para luego fijarlas en la solucioacuten y asiacute alcanzar la disminucioacuten del tamantildeo y dispersioacuten de la partiacutecula57 este comportamiento puede estar asociado en lo ocurrido con el inhibidor A
Por lo cual el mecanismos que impera en este tipo de reaccioacuten (Botella inhibidor A) es la difusioacuten como se observa en la figura 10 este fenoacutemeno es explicado por Wang et al58 y se da cuando el producto tratante alcanza la suciedad sobre la superficie soacutelida que da paso a la formacioacuten de pequentildeos grupos de aceite-tensoactivo que aumentan la solubilidad del depoacutesito (soacutelido) permitiendo el
57 SEAGER R J ACEVEDO A J SPILL F et al Solid dissolution in a fluid solvent is characterized by the interplay of surface area-dependent diffusion and physical fragmentation [En liacutenea] En Sci Rep 8 2018[Consultado 15 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwnaturecomarticless41598-018-25821-x 58 WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Molecular mechanisms for surfactant-aided oil removal from a solid surface Applied Surface Science 2015 Vol359 p98-105
46
desprendimiento al generar la ruptura de los grupos (aceite-tensioactivo) y facilitar la difusioacuten en la solucioacuten que se da por la naturaleza hidrofilica de la cabeza del producto y esta generacion de grupos en solucioacuten puede ser la causa de la turbidez o suciedad que se presenta en la botella A En la figura 10 tambien se observa la afinidad que tiene las partes del producto (cabezacola) hay que tener en cuenta que los inhibidores al estar conformados por compuestos tensioactivos siguen este comportamiento para la funcioacuten de limpieza donde la cabeza como se evidencia tiene la afinidad con las moleculas de agua y permite que se entre en solucioacuten mientras que la cola se asocia a sustancias apolares lo que permite el contacto e interaccioacuten con las superficies que se presentan en el sistema
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida
Fuente WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Mecanismos moleculares para la eliminacioacuten de aceite con ayuda de surfactante de una superficie soacutelida Applied Surface Science 2015 vol359 p 100
En el caso del producto B (botella) puede estar ocurriendo una reaccioacuten de precipitacioacuten que se presenta en la solucioacuten con la generacioacuten del producto insoluble (soacutelido en la botella) Renard et al59 aborda esta situacioacuten a traveacutes de la precipitacioacuten acoplada donde un mineral de carbonato AB (depoacutesito) que se va a disolverse en una solucioacuten acuosa (Producto) puede generar una reaccioacuten entre los iones del depoacutesito con las especies presentes en la solucioacuten y dar la precipitacioacuten de un nuevo compuesto este fenoacutemeno se observa en la figura 11
Cabe resaltar que el descarte de este producto se da porque a nivel visual se ven precipitados en la botella como se menciono se pueden dar por reacciones de precipitacion o porque no hay una buena afinidad entre las sustancias que interactuan que hacen que el proceso de difusioacuten sea mas lento y no tenga el rendimiento esperado en cualquiera de los casos al llegar a presentarse esto durante la aplicaion ya sea en la formacioacuten o en la liacutenea de inyeccion va a provocar que se genere un mayor taponamiento en el sistema por la posible acumulacioacuten y
59 RENARD Franccedilois ROYNE Anja PUTNIS V Christine Timescales of interface-coupled dissolution precipitation reactions on carbonates Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p1-40
47
segundo va a generar un mayor gasto de producto y por lo tanto un impacto en costos de tratamiento
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada
Fuente RENARD F ROYNE A Putnis V C Escala de tiempo de las reacciones de precipitacioacuten de disolucioacuten acopladas por interfaz de carbonatos Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p 35
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten En las condiciones del sistema se menciona que la formacioacuten es de caraacutecter arenoso seguacuten la resolucioacuten 13142014 de la ANLA60 este tipo de reservorios se encuentra humectado por agua
En la superficie de la roca hidratada estaacute presente el grupo silanol (-Si-OH) que se ioniza dando grupos de carga positiva o negativa dependiendo del pH de la solucioacuten que lo rodee siguiendo el comportamiento de las reacciones que se muestran a continuacioacuten61
SiOH + H+ harr SiOH2+
SiOH + OHminus harr SiOminus + H2O
La superficie mineral es sensible a los cambios de pH porque afectan indirectamente su humectabilidad las superficies arenosas tienden a tener una carga negativa pero puede variar por el pH del medio
En la superficie mineral la precipitacioacuten de material hidrocarbonado cambia la humectabilidad de la misma de superficie mojada por agua en aceite por la acumulacioacuten de este tipo de sustancias y se encuentran influenciadas por el aacutengulo
60 COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) Resolucioacuten 1314
(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras determinaciones Bogotaacute DC 2014p 14 [Consultado 3 de octubre de 2019]Disponible en httpportalanlagovcositesdefaultfiles14400_res_1314_311014pdf 61 PHILIPOSSIAN A and MUSTAPHA L Tribological Attributes of Post-CMP Brush Scrubbing [En liacutenea] EnJournal of the electrochemical society2004p3[Consultado 2 de Julio de 2020]Disponible en httpwwwcmpconsultingorgcariboost_filesphiliposian_2Btribological_2Battributes_2Bof_2Bpost-cmp_2Bbrushpdf
48
de contacto como se menciono en el capitulo 1 en la figura 12 se observa la interaccioacuten aacutecido-base de una solucioacuten salina la superficie mineral y una moleacutecula de hidrocarburo y se evidencia su interaccioacuten por intercambio ioacutenico un mecanismo por el agua se puede ver influenciado la deposicioacuten del aceite
Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base
Fuente WANG Yefei XU Huaimin YU Weizhao BAI Baojun SONG Xinwang and ZHANG Jichao Surfactant induced reservoir wettability alteration Recent theoretical and experimental advances inenhanced oil recovery China University of Petroleum and Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2011 p465
Cuando se presenta la diminucioacuten de la inyeccioacuten por el taponamiento de la superficie de la arena se obligan a implementar trabajos de estimulacioacuten mecaacutenica o quiacutemica que aumenten la capacidad de flujo mediante la remocioacuten de las restricciones que se presenten en dicha formacioacuten
En trabajos de acidificacioacuten por Halliburton se dice que para limpiar los poros de las areniscas la seleccioacuten del fluido del tratamiento se basa en la permeabilidad y mineralogiacutea de la roca teniendo en cuenta las reacciones quiacutemicas involucradas entre el aacutecido con los minerales
La interaccioacuten entre la arenisca y el tratamiento aacutecido se pueden encontrar las siguientes reacciones
4HF + SiO2 rarr SiF4 + 2H2O
3SiF4 + 2H2O rarr 2H2SiF6 + SiO2
En estas reacciones el dioacutexido de silicio es el principal constituyente del cuarzo el tetrafluoruro de silicio en presencia de agua forma aacutecido fluorosilicico que reacciona con sales del agua de la formacioacuten para formar fluorosilicatos y las
49
arcillas que son solubilizadas por el HF se precipitan parcialmente al gastarse el aacutecido en la formacioacuten para un incremento de permeabilidad62
Hay que tener en cuenta que no siempre la limpieza por medios aacutecidos es efectiva debido a que los componentes que taponan el paso no son solubles en aacutecidos e incrementan el taponamiento de la formacioacuten por lo que una opcioacuten de tratamiento en areniscas es un fluido con tratamientos alcalinos o pocos aacutecidos
Una alternativa a los trabajos de acidificacioacuten e intervenciones de pozo es la inyeccioacuten quiacutemica como tratamiento de limpieza que baacutesicamente es el uso de limpiadores mejorados que se presentan en forma de productos solubles en agua63 que generan la modificacioacuten de la superficie por medio de la interaccioacuten de las fuerzas que son las responsables del humedecimiento y la adhesioacuten de las sustancias por eso hay que tener en cuenta que las partiacuteculas de aceite no se desplazan con el agua sino con la fase de humectacioacuten y por lo tanto con el cambio del angulo de contancto es decir se reduzca (lt90deg) por la interaccion entre las fuertas interfaciales y por medio de la fuerza del fluido y su movimiento sea maacutes faacutecil retirar el producto del sistema hacia la formacioacuten
Se observa que la superficie mineral es importante para el comportamiento del producto debido a que pueden generar peacuterdidas por la tendencias de adsorcioacuten sobre esta como lo menciona Garst anteriormente y se confirma por medio de los estudios realizados por Amirianshoja et al64en donde la adsorcioacuten disminuye la eficiencia del producto inyectado y se ve influenciado ademaacutes por el tipo de tensoactivo que se maneje (anioacutenicos no ioacutenico) en este estudio se incrementa la adsorcioacuten para los tensioactivos no ioacutenicos sobre los anioacutenicos en la arcilla probada
Por lo tanto la superficie mineral es un factor importante a la hora de seleccionar un producto tratante en donde se deben realizar las pruebas necesarias a nivel laboratorio para ver los efectos compatibilidad y el rendimiento que se puede alcanzar con el producto seleccionado y su composicioacuten
En este caso el paquete inhibidor tiene presente amonio cuaternario que puede ocasionar la interaccioacuten con la formacioacuten de igualmente los compuestos utilizados no siempre van a ser solubles en agua que producen la adicioacuten de alcoholes bien sea isopropanol o metanol (Solvente orgaacutenico) u otro alcohol porque son miscibles con agua y tienen compatibilidad con formaciones sensibles a esta de otra forma pueden reducir la tensioacuten superficial y permitir la remocioacuten de barreras al actuar como tensioactivos
62 HALLIBURTON Estimulacioacuten de pozos Operaciones de campo [Diapositivas]2006 35
diapositivas color 63 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 p 1-2 64 AMIRIANSHOJA T et al A comparative study of surfactant adsorption by clay minerals En Journal of Petroleum Science and Engineering 2013 vol 101 p 21-27
50
323 Sistema de inyeccioacuten El sistema de tratamiento contenido por tanques bombas y accesorios metaacutelicos asiacute mismo las largas tuberiacuteas de conduccioacuten desde el sistema de tratamiento hasta el pozo inyector contribuyen a generar grandes depoacutesitos de acumulacioacuten de ldquoschmoordquo que ocasionan taponamiento del sistema y por ende de los poros de la formacioacuten Este efecto de prevencioacuten y mitigacioacuten en el mantenimiento se hace maacutes efectivo como un proceso de limpieza de todo el sistema al aumento de la variables pero no se tiene certeza de la reaccion con los minerales que se encuentran en esta como se menciona en el intem anterior son de gran influencia para la eficiencia del producto y por lo tanto para el grado de limpieza del sistema
324 Aplicacioacuten de la prueba Autores como Horsup et al Hilfiger et al y Peacuterez D et al han trabajado el uso de inhibidores como una herramienta para la limpieza de liacuteneas y sistemas de inyeccioacuten donde se presentan peacuterdidas de inyeccioacuten presentando una buena respuesta a la solucioacuten del problema En la figura 13 Se observa coacutemo se da la interaccioacuten para obtener el efecto de limpieza del depoacutesito y la inhibicioacuten a la corrosioacuten claramente se observa que la segunda funcioacuten no se va a dar si el sistema se encuentra con suciedad Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos
Fuente HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Principles of cleaning hydrocarbon deposits using surfactants [imagen] Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor Brasil Society of petroleum Engineers 2011 p2 En el caso de Hilfiger et al65 utiliza una combinacioacuten de un limpiador soluble en agua y dispersable en aceite con un inhibidor de corrosioacuten para tratar depoacutesitos de parafinas e hidrocarburos los autores expresan que el ablandamiento de la moleacutecula depositada se da permitiendo que los depoacutesitos se descompongan y se mantengan dispersos en la solucioacuten En la prueba de campo 1 de los autores66 se obtiene la disminucioacuten de la presioacuten y el aumento de los voluacutemenes de agua estas dos variables objetivo permiten evaluar la bondad del producto tratante es asiacute como se pasa de un caudal de inyeccioacuten de 9m3d (5668 bblsd) a 13m3d (8177 bblsd) de la misma manera la presioacuten cae en 18 en un lapso de 4 meses
65 HILFIGER MG STEWART SA ANSARI A Op cit p2 66 Ibid p 7
51
Al igual que Hilfiger et al Peacuterez D et al67 aplica como producto tratante una combinacioacuten de inhibidor de corrosioacuten Agente de limpieza en una prueba de campo por 3 meses donde el pozo tratado pasa de tener una inyeccioacuten de 70 m3d (440bblsd) a 206 m3d (129574bblsd) con una reduccioacuten de presioacuten del 10
Al tenerse en cuenta los resultados obtenidos por los autores mencionados se observa un comportamiento en comuacuten la reduccioacuten de la presioacuten y el aumento del caudal en los periodos analizados que permite mejorar la operacioacuten de la actividad en campo por lo tanto se esperaba un comportamiento similar con la aplicacioacuten del producto en el pozo a tratado (C3)
Al igual que los autores anteriores Horsup et al68 tienen una misma finalidad de estudio pero utiliza una forma diferente de anaacutelisis empleando experimentacioacuten en laboratorio al probar diferentes alternativas de tratamientos (producto paquetes inhibidores) en sus ensayos y mirar el impacto de cada estructura en la tensioacuten interfacial y como esta influye en la remocioacuten del depoacutesito los resultados obtenidos en el estudio se muestran a continuacioacuten resaltando los productos con grupos nitrogenados
En el caso del producto de corrosioacuten activo la amina cuaternaria no era el mejor para las condiciones de estudio se necesitaba una alta CMC (200 a 500ppm) y su tensioacuten superficial miacutenima era18 mNm mientras que el activo AMF (amina grasa modificada) presentaba los valores maacutes bajos de CMC (50-100ppm) como de tensioacuten superficial (15 mNm)
Para los inhibidores de corrosioacuten estudiados se tiene en cuenta producto A (multifuncional) C (inhibidor corrosioacuten dispersante) y D (inhibidor corrosioacuten dispersante) donde A es el mejor producto de eliminacioacuten porque representa la menor tensioacuten (15) y una CMC significativa (100-200ppm) se hacen pruebas a concentraciones menores y se consigue una buena remocioacuten de la sustancia
Por lo tanto la aplicacioacuten objetivo del producto es alcanzar la miacutenima tensioacuten interfacial a concentraciones significativas coherente con los objetivos econoacutemicos para hacer que este sea un producto viable y efectivo en la eliminacioacuten del depoacutesito porque a menor concentracioacuten es posible un menor costo de aplicacioacuten y a menor tensioacuten superficial miacutenima obtenida mayor inyectividad se podraacute alcanzar confirmando que el producto A del autor es el mejor paquete entre los inhibidores de corrosioacuten activos y los inhibidores de corrosioacuten estudiados
67 PEacuteREZ D RIacuteOS J Tecnologiacuteas quiacutemicas para recuperacioacuten o mantenimiento de la inyectividad y de la integridad en sistemas de inyeccioacuten Como estrategia complementaria a EOR En Petrotecnia 2013 p 2 68 HORSUP DI DUNSTAN TS Y CLINT JS Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled Systems CORROSION 2009 vol 65 nro 8 pp 527-544
52
4 PRUEBA PILOTO
La informacioacuten de anaacutelisis se obtiene de la prueba realizada por la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten llevado a cabo por la compantildeiacutea CEPSA COLOMBIA SA
Se toma como punto de control de la prueba el pozo C3 inyector se realiza un seguimiento diario del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten final de agua se verifica la toma de datos de las variables para medir el comportamiento de la inyectividad del pozo
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO
El sistema de inyeccioacuten del pozo se deriva del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten total compuesto por un tanque de almacenamiento de agua de inyeccioacuten (TK-2700) que alimenta a las bombas booster estas se encargan de aumentar la presioacuten para pasar el agua a seis bombas principales de inyeccioacuten en cabeza de pozo a traveacutes de manifold de derivacioacuten el cual unifica la produccioacuten total de agua y la divide a cada uno de los pozos inyectores Por lo tanto el sistema total estaacute compuesto por 5 pozos inyectores del campo El diagrama del sistema de inyeccioacuten del pozo C3 Se observa en la figura 14 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Esquema sistema de inyeccioacuten 411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor La aplicacioacuten del producto se da por medio de las facilidades que se encuentran ubicadas en la superficie de la liacutenea permitiendo la aplicacioacuten del tratamiento a nivel
53
superficial en la cabeza del pozo inyector C3 a traveacutes de un Quill de inyeccioacuten en la figura 15 se muestra un esquema de inyeccioacuten quiacutemica sobre la tuberiacutea69 Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten
Fuente HAYWARD Industries simple installation [imagen] FLOW CONTROL IV SERIES Injection Valves IQ SERIES Injection Quills Hayward Industries Inc 2016 p 2 [Consultado 11 de Agosto de 2020] Disponible en httpswwwhaywardflowcontrolcomassetsdocumentsflowcontrolpdfNPPIVQ0516pdf En la siguiente figura 16 se muestra el skid de inyeccioacuten para hacer la dosificacioacuten del tratamiento quiacutemico que cuenta con bombas dosificadoras vaacutelvulas el tanque de almacenamiento del producto quiacutemico y el medidor de nivel
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico
Fuente CEPSA Colombia SA Skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico
69 PALMER JW HEDGES W DAWSON JL Opcit p 51-69
Quill
Tubo
Bomba dosificadora
Tanque almacenamiento
quiacutemico
54
El sistema dosificador se compone de los siguientes elementos o equipos como se menciona anteriormente
Bomba de inyeccioacuten Bomba dosificadora de 50galdiacutea Los inhibidores orgaacutenicos al ser distribuidos de forma liacutequida son inyectados a traveacutes de bombas
Vidrio de nivel Permite controlar la cantidad de inhibidor que se dosifica
Quill de inyeccioacuten Este accesorio se fabrica comuacutenmente con acero inoxidable es un elemento que se encuentra fijo y es utilizado para dispersar y mezclar el inhibidor con la corriente del fluido producido en este caso el agua que es inyectada al pozo
42 PROCEDIMIENTO
421 Aplicacioacuten La prueba piloto en el pozo C3 tiene una duracioacuten de 25 diacuteas consta de tres etapas una primera con una duracioacuten de 5 otra de 10 y finalmente 10 diacuteas maacutes de aplicacioacuten del producto tratante con una dosificacioacuten variable de 40 80 y 120 ppm respectivamente a cada etapa
Los tiempos implementados en la prueba se detallan a continuacioacuten 70
Etapa de Inicio a la inyeccioacuten del inhibidor de manera continua en cabeza del pozo inyector a partir del diacutea 11 de mayo del 2019 con una dosis de 40 ppm un caudal de 9002 BAPD y a una presioacuten en cabeza de 1100 PSI
Etapa 2 a partir del 16 de mayo con el incremento de dosificacioacuten requerido
Etapa 3 o uacuteltima etapa inicia el 26 de mayo y se extiende hasta el 4 de junio que termina la prueba con producto tratante y se hace un seguimiento a las variables de inyectividad por 30 diacuteas adicionales
La dosificacioacuten se inicia a baja concentracioacuten como tratamiento de limpieza y se incrementa para estimular y provocar la inhibicioacuten de corrosioacuten hay que tener en cuenta que el segundo efecto se consigue solo al retirar primero las impurezas
Hay que tener en cuenta que se prueba la capacidad de limpieza del producto a traveacutes de la prueba en campo por eso las variables monitoreadas en el desarrollo de la prueba y a tener en cuenta son
La presioacuten en cabeza de pozo
caudal de agua inyectada
Como se evidencia en el capitulo anterior en la seccion de aplicacioacuten estas variables permiten ver el comportamiento del producto y visualizar la eficiencia obtenida
422 Recopilacioacuten de datos Al finalizar el tiempo de prueba se recopila la informacioacuten de las variables monitoreadas durante la operacioacuten para el
70 CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo [En Liacutenea] 2019
55
procesamiento de los datos y anaacutelisis de los resultados Tambieacuten se compila la informacioacuten de operacioacuten del pozo durante los 30 diacuteas previos y posteriores a la aplicacioacuten del tratamiento como periodos testigo de la prueba que permiten hacer la comparacioacuten de la operacioacuten tras la aplicacioacuten del tratamiento y el comportamiento que se tiene a nivel de la inyeccioacuten 201
423 Evaluacioacuten de resultados Los datos recopilados se suministran en una base en Excel que permite hacer los caacutelculos correspondientes
Iacutendice de inyectividad Como criterio de evaluacioacuten de la prueba un indicador clave de rendimiento de pozo que estaacute representado por el iacutendice de inyectividad (Jiny) este mide la capacidad de un pozo (formacioacuten) para aceptar un fluido relacionando la tasa de inyeccioacuten de agua (Qiny) con la diferencia de presiones (∆P) representada por la presioacuten en cabeza de pozo (PCabeza de pozo) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten 7172
FuenteABBASI J et al A simulation investigation of performance of polymer injection in hydraulically fractured heterogeneous reservoirs En J Petrol Explor Prod Techno2016p 4
Adicionalmente es calculado en los periodos testigos denominados como Previo y posterior a la aplicacioacuten del tratamiento que permite contar con una evidencia visual de los cambios generados con la operacioacuten a nivel de flujo presioacuten y de la inyectividad y determinar el eacutexito de la prueba por el desempentildeo obtenido en la inyectividad
Para tener una mejora en la inyectividad se deberiacutea contar
Con un caudal mayor a las condiciones de bombeo existentes (Presioacuten estable)
Caudal estable con menor requerimiento de potencia (Menor presioacuten)
Estas situaciones indicariacutean la accioacuten del producto sobre los depoacutesitos y su eficiencia en el sistema
Tambieacuten se cuenta con una liacutenea base con el fin de establecer datos de referencia que se encuentran representados por
71 LYONS CW PLISGA GJ and LORENZ MD Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas EngineeringReservoir Engineering Third edition Gulf Professional Publishing p 226-227 72 VAN WINGEN N Injectivity Indices-Their Prediction and Determination American Petroleum Institute1949
119869119894119899119910 =119876119868119899119910
∆P=
119876119868119899119910
119875119862119886119887119890119911119886 119889119890 119901119900119911119900
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad
56
Un caudal de agua inyectada base (119876119868119899119910119887 ) de 8100BAPD 73
Una presioacuten de cabeza de pozo de 1150 Psi
Iacutendice de inyectividad base (119869119868119899119910119887 ) de 7 BAPDPsi
Los valores son determinados por la media y normalizacioacuten de los datos obtenidos en la operacioacuten del diacutea 1 de enero del 2019 hasta el 10 de mayo del 2019
Incremento de variables monitoreadas Durante el anaacutelisis se realiza el calculoacute del incremento de los resultados de las variables monitoreadas y la inyectividad que permite cuantificar el aumento tras la aplicacioacuten del tratamiento en comparacioacuten con la liacutenea base como se muestra en la ecuacioacuten 2 y 3
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
De la misma forma se utiliza este tipo de caacutelculo para identificar el incremento o decremento de presioacuten obtenido ademaacutes ver su comportamiento en la operacioacuten y reconocer si los valores tienen un mejor desempentildeo en la operacioacuten o se comportan de acuerdo a los valores iniciales
Consumo de producto aplicado El volumen del producto aplicado es
calculado por medio de los datos recopilados se realiza la estimacioacuten de la dosificacioacuten diaria de inhibidor relacionando el volumen de agua depositado con la concentracioacuten del inhibidor en ppm siendo calculada por medio de la siguiente ecuacioacuten 74
73 CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento2019 74 AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
119876119894119899119910 = |119876119894119899119910 minus 119876119894119899119910119887
119876119894119899119910119887| lowast 100
119869119894119899119910 = |119869119894119899119910 minus 119869119894119899119910119887
119869119894119899119910119887| lowast 100
Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten
Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad
57
Fuente AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control
Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
Donde V representa los barriles de agua por diacutea que se disponen Qinh la dosificacioacuten de inhibidor requerida para tratar el agua a disponer diacutea en BAPD ppm son las partes por milloacuten recomendadas por el proveedor (40 80 y 120) ppm En el anexo se encuentra una muestra de caacutelculo de la cantidad de inhibidor diaria utilizada Este caacutelculo permite identificar de igual forma el consumo obtenido por etapa y en la totalidad de la prueba como se menciona anteriormente En la Tabla 3 Se observa la cantidad de producto quiacutemico requerido en cada una de las etapas calculado a traveacutes de la sumatoria de las dosificaciones diarias y su etapa correspondiente dando un consumo total de producto de 921 gal encontraacutendose dentro de las opciones contempladas por el proveedor que estipulaban un consumo alrededor de 752 875 y 1163 gal Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba
ETAPA PERIODO DIacuteAS DOSIS (PPM)
PRODUCTO (GAL)
1 11 a 15 de Mayo 5 40 76
2 16 a 25 de Mayo 10 80 316
3 26 de mayo a 04 de Junio 10 120 530
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Resultados del tratatamiento Potencia de la bomba En el sistema de inyeccioacuten la potencia de la bomba
es influenciada por las restricciones en el bombeo del fluido depositado por lo que se tiene en cuenta la potencia de la bomba requerida para inyectar el agua a disponer donde se relaciona el peso especiacutefico del fluido (Nm3) la tasa de inyeccioacuten (m3s) y la presioacuten en cabeza de pozo (mca) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten
119876119894119899ℎ =119881
1 000 000lowast 119901119901119898
Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida
58
Fuente BARREDA TRUJILLO Aacutengel Urbano Meacutetodo praacutectico de obtencioacuten de potencia y eficiencias de unidades de bombeo en operacion [En liacutenea]EnRIHA 2012 vol 33 no 3 P 86-97[Consultado 3 de septiembre de 2020]Disponible en httpscielosldcuscielophpscript=sci_arttextamppid=S1680-03382012000300007
En la ecuacioacuten para mantener las unidades mencionadas se manejan las conversiones que se evidencian en la siguiente tabla
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba
Conversioacuten Referencia
1 BAPD equivale a 00066244 m3h
Advanced corverterConversion barril por diacutea a metro cuacutebico por hora[En liacutenea] [Consultado] Disponible httpswwwadvancedconvertercomesconversion-de-unidadesconvertir-flujobarriles-por-dia-a-metros-cubicos-por-hora
1m3h equivale a 0000277778 m3s
Elaboracioacuten propia Se hace la conversioacuten a partir de la equivalencia 1h son 3600 s
1Psi equivale a 0703546663 mca
Convertidor de unidadesConversioacuten libra por pulgada cuadrada a metros de columna de agua [En liacutenea] [Consultado] Disponible en httpwwwconversordeunidadesorgpresion-pa-atm-bar-mpa-mh20-mmhg-psiphp
Fuente elaboracioacuten propia Las unidades de la potencia seguacuten la ecuacioacuten 5 quedan expresadas en teacuterminos de caballos de fuerza (Hp) aunque tambieacuten son expresadas en kilovatio (KW) para determinar el consumo energeacutetico Energiacutea consumida El caacutelculo de la potencia como se menciona en el punto
anterior es la base para el consumo energeacutetico del proceso mediante la relacioacuten potencia-tiempo como se evidencia en la ecuacioacuten 6
Fuente elaboracioacuten propia
119861119867119875 =(120574 lowast 119876 lowast 119875)
1000lowast 134
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba
119864119899119890119903119892iacute119886 = 119875119900119905119890119899119888119894119886(119870119882) lowast 119879119894119890119898119901119900(ℎ)
Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida
59
Como se ha mencionado anteriormente el proceso de inyeccioacuten cumple con una operacioacuten continua por lo tanto el tiempo a tener en cuenta en la relacioacuten es de 24h
Costo de energiacutea por barril de agua inyectado Se tiene la relacioacuten entre el costo de energiacutea consumida y barril de agua inyectado al diacutea como se muestra a continuacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para el costo de energiacutea consumida se multiplica el precio de KW-h por la cantidad de KW-h utilizados (Energiacutea consumida) se tiene en cuenta el costo KW-h que se maneja en la estacioacuten que se encuentra alrededor de COP 300 KW-h
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS
En el ANEXO A se observan los resultados de las variables monitoreadas es decir caudal de inyeccioacuten (BAPD) y presioacuten en cabeza de pozo (Psi) durante el proceso de inyeccioacuten y los datos de operacioacuten previos y posteriores al tratamiento 431 Anaacutelisis del tratamiento El tratamiento aplicado en los periodos o etapas 1 2 y 3 determina un aumento del flujo inyectado de 1125 1602 y 298 respectivamente el mejor desempentildeo se obtiene con la dosis de 120 ppm donde se maximiza la accioacuten de limpieza en el sistema y alcanzar una estabilidad en el flujo con los valores maacuteximos obtenidos de la prueba que oscilan entre los 10300 ndash 10800 BAPD El detalle del desempentildeo del tratamiento se muestra en la graacutefica 3 asiacute como en la primera etapa se lograron valores entre 8818 a 9295 BAPD durante la segunda dosis se presenta mayores variaciones de los datos que pueden estar influenciadas por efectos de dispersioacuten de las partiacuteculas o depoacutesitos en los poros de la formacioacuten donde el fluido tiene una preferencia de inyeccioacuten hacia los poros de mayor tamantildeo y de menor obstruccioacuten con valores 9063 a 9930 BAPD Entonces el efecto de limpieza y de dispersioacuten ocurrido en las dos primeras etapas redundan sobre el mejor desempentildeo de la tercera dosis que ademaacutes de tener una mayor concentracioacuten alcanza una uniformidad del flujo de inyeccioacuten
$119864
119861119860119875119863=
$119864119899119890119892iacute119886 119888119900119899119904119906119898119894119889119886
119861119860119875119863 119894119899119910119890119888119905119886119889119900
Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
60
Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Sin embargo estos resultados de incremento del Caudal no pueden ser tomados en cuenta sin comparar con los requerimientos de operacioacuten como es el caso de la presioacuten Los resultados de presioacuten en la cabeza de pozo tiene un comportamiento similar al Caudal con una estabilizacioacuten de los datos durante la tercera etapa sin embargo al ser un tratamiento de limpieza y encontrarse retirando las obstrucciones que se presenta en el sistema se esperariacutea que la presioacuten disminuya cuando se tenga un incremento del caudal debido a que las barreras que se presentaban en el interior del sistema para el fluido deberiacutean ser menores pero se consigue un efecto contrario donde se obtiene un aumento de presioacuten como se evidencia en la graacutefica 4 De otra manera al aplicar el tratamiento se busca alcanzar condiciones maacutes estables de operacioacuten en donde los resultados son coherente con respecto a la caiacuteda de presioacuten tal como se evidencia para cada una de las etapas donde se logran ΔP de 175 160 y 53 Psi respectivamente esta menor caiacuteda de presioacuten nos indica una condicioacuten maacutes estable durante el desarrollo de la operacioacuten en la tercera etapa que representa la meseta que se obtiene en la graacutefica 4
91259295
9160 9201
9518
8629
9063
993010392
10540 1058010571
10815
10461
85008700890091009300950097009900
101001030010500107001090011100
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
I(40ppm)
II(80ppm)
III(120ppm)
61
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En la graacutefica anterior la presioacuten presenta un decremento del 2 en la primera etapa un incremento de 006 en la segunda y un incremento 9 en la tercera seguacuten las dosis suministradas Hay que acotar que la pretensioacuten de la investigacioacuten es medir el caudal a una presioacuten estable en la praacutectica esto no es totalmente cierto por el efecto que se tiene de la cabeza de presioacuten del tanque de almacenamiento sobre las bombas ademaacutes no se tiene una liacutenea independiente para este pozo inyector lo que ocasiona que haya influencia en el flujo por las liacuteneas de los otros pozos inyectores generando posibles problemas de preferencia de flujo en el sistema 432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema La situacioacuten de operacioacuten del sistema el flujo inyectado maneja un caudal inferior a los 8000 BAPD durante la prueba para mejorar la inyectividad se requiere que el volumen inyectado incremente la aplicacioacuten de los tratamientos se hace con un caudal media de inyeccioacuten de 9398 BAPD en la segunda etapa y hasta valores maacuteximos de 9912 BAPD posterior a la suspensioacuten del producto tratante el caudal de inyeccioacuten se sostiene en valores superiores al inicio de la prueba como son de 8838 BAPD derivada de una respuesta por parte mayor presioacuten de operacioacuten durante el tratamiento empleado
El comportamiento del pozo analizado se muestra en la graacutefica 5 donde la recta punteada representa la liacutenea base del caudal (8100 BAPD) y se obtiene incrementos variables de flujo de hasta 21 durante el tratamiento y un incremento del 10 para el flujo posterior al tratamiento
1180
1054
11281080
1206 12691270 1270
10401055107010851100111511301145116011751190120512201235125012651280
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Pre
sioacute
n (
Psi)
Tiempo (diacutea)
I (40ppm)
II (80ppm) III
(120ppm)
Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba
62
Se tiene como referencia de anaacutelisis los reportados por la literatura por Hilfiger et al75 Un tratamiento con un incremento resultante del flujo de inyeccioacuten de 2516 (Qincremento cerca al 50) BAPD en 4 meses y PEacuteREZ D et al 76con un incremento de 8554 BAPD (Qincremento=140) en un periodo de 3 meses En comparacioacuten con los resultados de la prueba se logra un valor medio del incremento de flujo de inyeccioacuten de 477 BAPD (Qncremento=6) durante una prueba de 25 diacuteas de tratamiento por lo tanto es un resultado comparable a nivel del caudal en pozos inyectores lo que no es comparable son las condiciones de la formacioacuten y operacioacuten de los campos Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes durante y despueacutes de la prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En el comportamiento de la presioacuten a traveacutes del proceso de inyeccioacuten (Ver graacutefica 6) la presioacuten en el periodo previo al tratamiento se mantiene cercana a los 1150 Psi teniendo miacutenimas variaciones en el desarrollo de la prueba se obtiene un incremento del 3 generando un mayor consumo de energiacutea para la inyeccioacuten del fluido adicionalmente se identifica una disminucioacuten de presioacuten con la suspensioacuten del producto el valor promedio de la etapa fue aproximadamente 1108 Psi representando un porcentaje de decremento del 4
75 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7 76 PEacuteREZ D RIacuteOS J Op Cit p72
8968
8970 8991
9125
9294
10838
10580
10815
8647
9788
8819
8900
9912
8838
660069007200750078008100840087009000930096009900
10200105001080011100
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
22
-ju
n
25
-ju
n
28
-ju
n
1-j
ul
4-j
ul
Caudal (B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
63
Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Al hacer la comparacioacuten entre las graacuteficas del proceso P Q vs tiempo de periodos de operacioacuten se encuentra que en el periodo posterior al tratamiento se logra disminuir la presioacuten y aumentar el flujo de agua que se dispone en la formacioacuten receptora del pozo C3 este comportamiento no se obtiene de manera continua a traveacutes de este periodo pero se encuentra en diferentes diacuteas por ejemplo se requeriacutea 1201 Psi para disponer 8561 BAPD antes de la prueba y posterior a ella para disponer 8562 BAPD fueron necesarios 1091 Psi logrando una mejora en el proceso de inyeccioacuten al disponer la misma tasa con una presioacuten 433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 En el ANEXO D se recopila los caacutelculos de inyectividad para los periodos del proceso analizado y establecidos como previo durante y posterior del tratamiento donde se presenta en resumen los valores en el graacutefico 7 Este se encuentra divido en tres franjas que representan cada uno de los periodos de operacioacuten
1145
1215
1143
1201
1151
1184
1153
1125
1180
1240 1269
1208
1114
960
1050
1005
1104
1036
1091
940
970
1000
1030
1060
1090
1120
1150
1180
1210
1240
1270
1300
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Pre
sioacute
n e
n c
abez
a d
e p
ozo
(P
si)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
64
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Hay que tener en cuenta que por medio de la inyectividad se identifica el eacutexito de la prueba en los resultados obtenidos no se observa una mejora continua del iacutendice y se encuentra una tendencia de los datos a su valor inicial (J alrededor de 7) que se da por la influencia directa de la presioacuten Del graacutefico anterior se resaltan los siguientes aspectos (Ver graacutefica 8)
El valor medio de la inyectividad en el estado actual (sin tratamiento) es J=734
El valor medio de la inyectividad durante el tratamiento es de J=829 con un incremento de la inyectividad del 1294
El valor medio de la inyectividad pos tratamiento en un periodo de 30 diacuteas es J=81 con un incremento de la inyectividad del 102
723
811
761
874863 879
880
913
915
662646668
772747678
882848688
99294
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Jin
y[B
AP
DP
SI]
Tiempo [Diacutea]
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
65
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA
Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten
En cuanto al comportamiento de la inyectividad se evidencia un aumento en comparacioacuten con la liacutenea base y el periodo previo a la prueba piloto tras la suspensioacuten del tratamiento como se menciona anteriormente la inyectividad media lograda fue de 81 se obtiene que el mejor estimado de inyectividad es aproximadamente 9 con un incremento de inyectividad mayor al 10 este comportamiento estaacute dado en diacuteas donde la operacioacuten alcanza un incremento medio del caudal del 18 y una presioacuten con un ΔP de 59 Psi que se detalla en el siguiente iacutetem
El sistema de inyeccioacuten del pozo C3 estaacute demostrado que puede operar a una presioacuten media de 1059 PSI y un caudal de inyeccioacuten medio de 96225 BAPD Con los cuales se obtiene un iacutendice de inyectividad de 9 y un incremento del 24 en la tabla 5 se evidencia que se puede tener esta capacidad de operacioacuten en el pozo C3 pero se demostroacute que el cumplimiento de esta operacioacuten fue durante 5 diacuteas posteriores al tratamiento
Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento
Caudal (BAPD) Presioacuten (Psi)
9464 1036
9410 1045
9912 1095
9704 1060
96225 1059
Fuente elaboracioacuten propia
J media
Incremento J
0
2
4
6
8
10
Previo Tratamiento Postratamiento
J media 734 829 8087
Incremento J 0 129 102
Ind
ice
de
inye
ctiv
idad
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento
66
Al revisar el histoacuterico de inyeccioacuten del pozo de los antildeos 2016 a 2019 a presiones de bombeo similares a las mostradas en la tabla 5 guardan un bajo desempentildeo como se aprecia en la graacutefica 9
Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo 2019
En el antildeo 2019 los valores muestran un desempentildeo significativo con respecto a los antildeos anteriores teniendo como base un rango de presioacuten de 1030 a 1060 Psi que es el rango de mejor operacioacuten que se logra despueacutes del tratamiento
Los autores Hilfiger et al Peacuterez d et al con base en el anaacutelisis de iacutendice de inyectividad con respecto a los valores reportados de presioacuten y caudal exponen un incremento del indice de inyectividad 294 y 144 en un periodo de prueba de 3 y 4 meses de tratamiento con el inhibidor estos resultados nos indican que el periodo de la prueba en el estudio es reducido y por ende los resultados pueden verse afectados haciendo una comparacioacuten en ese mismo orden los resultados esperados en 30 diacuteas seria de 98 y 288 en la mejora de inyeccioacuten por lo tanto los resultados del tratamiento no son significativos verificaacutendose que la prueba no es exitosa para replicarla en la actividad de la operacioacuten Por otra parte con base en los resultados totales del tratamiento se puede inferir que con la presioacuten media (1059 Psi) no disminuyo proporcional al caudal medio obtenido (96225 BAPD) durante un periodo suficientemente sostenible que para el caso es el periodo post-tratamiento es decir no se sostuvo la inyectividad esperada se evidencia que solo se obtuvo 4 de los 30 diacuteas dentro del rango estudiado lo que determina que para la evaluacioacuten de la inyectividad es bueno como valor absoluto porque se demuestra una mejora pero no es suficientemente exitoso por el bajo incremento del caudal (6)
2016 2017 2018 2019
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Q (BAPD) P (Psi)
67
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento En la siguiente graacutefica se muestra la relacioacuten entre la potencia de la bomba y el caudal de agua inyectado que tiene un comportamiento lineal en donde se muestra que a mayor caudal de agua inyectada mayor potencia de la bomba se va a requerir para su disposicioacuten por eso la necesidad de tener una operacioacuten a condiciones estables Se ve un conglomerado de datos que representa la mayor cabida del proceso en teacuterminos de potencia y tasa de flujo inyectado que se encuentran entre los rangos de 120-130 kW y 8400-8800 BAPD (Ver figura 10) si se toma el caudal medio del mejor estimado alcanzado en la operacioacuten 96225 BAPD a nivel de caacutelculos se estima en 130 KW demostrando que al ganar estabilidad en la bomba el gasto energeacutetico obtenido es menor a pesar de ganar capacidad de inyeccioacuten en el pozo Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Adicionalmente en la graacutefica 11 se cuenta con la relacioacuten del costo de energiacutea consumida por barril de agua inyectada promedio en los periodos de operacioacuten evaluados en el tratamiento el costo es de $ 113 y posterior al tratamiento es de $101 donde se mantiene un incremento en el iacutendice de inyectividad del 10
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
70
00
72
00
74
00
76
00
78
00
80
00
82
00
84
00
86
00
88
00
90
00
92
00
94
00
96
00
98
00
10
00
0
10
20
0
10
40
0
10
60
0
10
80
0
11
00
0
Po
ten
cia
de
la b
om
ba
(KW
)
Caudal de agua inyectada (BAPD)
68
Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten A mayor iacutendice de inyectividad se deberiacutea obtener un menor costo energeacutetico en el sistema con respecto al graacutefico anterior el comportamiento al realizar la comparacioacuten del costo de energiacutea por cantidad de agua inyectada se obtiene una disminucioacuten en los costos del proceso al requerir una menor presioacuten para inyectar el fluido en la formacioacuten esto se evidencia en la graacutefica donde el costo se ve influenciado por la operacioacuten de la bomba teniendo un comportamiento igual al de la graacutefica 6 demostrando la dependencia de la presioacuten en este tipo de sistemas Si se tiene en cuenta el valor objetivo de la operacioacuten tiene un costo de inyeccioacuten de agua objetivo de COP 9684 BAPD a nivel energeacutetico en consumo de energiacutea consumida diario representa un costo total diario de COP 931799 para inyectar 96225 BAPD En cuanto la operacioacuten actual el costo de inyeccioacuten medio es de COP 10516 BAPD y el costo del consumo energeacutetico es de COP 88796898 si se tuviera en cuenta el costo por el caudal objetivo el consumo energeacutetico diario seria de COP 1011869 para inyectar 96225 BAPD
$111 $108
$96 $99
$116
$110
$108 $104
$88 $92
$86 $88 $90 $92 $94 $96 $98
$100 $102 $104 $106 $108 $110 $112 $114 $116 $118
7-a
br
9-a
br
11
-ab
r1
3-a
br
15
-ab
r1
7-a
br
19
-ab
r2
1-a
br
23
-ab
r2
5-a
br
27
-ab
r2
9-a
br
1-m
ay
3-m
ay
5-m
ay
7-m
ay
9-m
ay
11
-may
1
3-m
ay
15
-may
1
7-m
ay
19
-may
2
1-m
ay
23
-may
2
5-m
ay
27
-may
2
9-m
ay
31
-may
2
-ju
n
4-j
un
6
-ju
n
8-j
un
1
0-j
un
1
2-j
un
1
4-j
un
1
6-j
un
1
8-j
un
2
0-j
un
2
2-j
un
2
4-j
un
2
6-j
un
2
8-j
un
3
0-j
un
2
-ju
l4
-ju
l6
-ju
l
$B
AP
D
Tiempo (diacutea)
Despueacutes del tratamiento
con inhibidor
Antes del tratamiento con
inhibidor
69
5 ANAacuteLISIS Y RESULTADOS
Una vez definido por la compantildeiacutea que el incremento del caudal de inyeccioacuten no es significativo para declarar la prueba exitosa se procede a determinar las probables causas por las cuales el producto inhibidor no cumplioacute su funcionalidad Para este anaacutelisis se parte de las caracteriacutesticas del agua de disposicioacuten el agua de formacioacuten el tipo de formacioacuten las caracteriacutesticas de la interaccioacuten o variacioacuten de los factores del medio acuoso y el medio poroso Se parte del conocimiento de que variacioacuten de la temperatura presioacuten y entorno del medio genera alteraciones en la solucioacuten que influyen en la formacioacuten de precipitados e incompatibilidades entre los productos que se encuentran interactuando Esta interaccioacuten de medio acuoso se da al entrar en contacto el agua con el producto tratante y la superficie del medio poroso donde se esperariacutea toda clase de reacciones bien sea que produzcan precipitados insolubles estas sustancias son indeseables porque provocan la reduccioacuten de la permeabilidad de la formacioacuten rocosa el taponamiento de los pozos y pueden causar ademaacutes la formacioacuten de incrustaciones en las bombas y liacuteneas del agua o que se vea disminuido la eficiencia del producto esto puede darse por tiempo concentracioacuten presioacuten temperatura entre otras variables Que en este caso no pueden ser medidas directamente sino que se infiere su eficiencia por resultados indirectos
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN
Se tienen en cuenta el agua de disposicioacuten y de la formacioacuten porque hacen parte de las condiciones de operacioacuten del sistema al ser la primera el fluido que se estaacute transportando para disposicioacuten y la interaccioacuten entre estos dos tipos de agua ocasionar alguacuten tipo de reaccioacuten que afecte la disposicioacuten final del agua En el capiacutetulo 3 se muestra una caracterizacioacuten del agua del efluente de la PTARI que es la misma a inyectar sobre un anaacutelisis realizado a comienzos del antildeo 2019 que se muestra en el ANEXO F en esta el agua cuenta con un pH neutro (771) con presencia de iones cloruros (28mgL) calcio (432mgL) magnesio (262mgL) sodio (252mgL) y bario (0207mgL) y contenido de aceite con una salinidad de 27014 mgL es un agua blanda y cuenta con una dureza de 216mgL Esta agua tiene una tendencia de agua a ser corrosiva La tendencia del agua corrosiva se da por los iones presentes en el fluido y la interaccioacuten entre ellos tales como sulfatos hierro cloruros carbonatosbicarbonatos que al reaccionar y en condiciones propicias pueden dar como resultado la formacioacuten de precipitados en el interior del sistema Estos pueden generar de igual manera corrosioacuten en el sistema esto ha sido evidenciado por la presencia de hierro en la muestra del depoacutesito que ha sido analizada (Capitulo 2)
70
que indicando corrosioacuten en el sistema accioacuten que puede ser apreciada graacuteficamente en la Figura 17 Figura 17 Formacioacuten de precipitados
Fuente KEMMER Frank N amp McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo II Meacutexico MCGraw-Hill inc p20-720-131998 La composicioacuten y contenido de iones en el agua de formacioacuten es importante para el estudio de las incrustaciones minerales por el posible intercambio ioacutenico entre el medio acuoso y el agua de la formacioacuten El anaacutelisis fisicoquiacutemico del agua del yacimiento en la formacioacuten C7-M (2010) se evidencia en la Tabla 6 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten CATIONES mgL ANIONES mgL
Ba+2 lt0005 HCO3- 165
Ca+2 lt015 Br- lt10
Fe+2 06 CO3-2 25
Mg+2 lt001 Cl- 16
K+ 55 I- lt20
Na+ 80 SO4-2 12
Salinidad mgL 173
Conductividad mScm 265
pH 855
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Esta agua de formacioacuten se caracteriza por tener muy baja dureza es decir que por ser un agua blanda deberiacutea requerir una menor cantidad de producto quiacutemico para el tratamiento avocado en la prueba ademaacutes es un agua con una muy alta alcalinidad de 177mgCaCO3L (Alkgt1476) condicioacuten que favorece las condiciones de operacioacuten de alta presioacuten sobre la roca de la formacioacuten
2
46
35
11
6
K+
Na+
HCO3-
CO3-2
Cl-
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql
71
Siguiendo con la caracterizacioacuten del agua de formacioacuten en la graacutefica 12 Se muestra la proporcioacuten en meq L de los distintos iones del agua representada y resaltada de manera visual por un exceso de sodio y bicarbonato dando lugar a un agua tipo bicarbonato de sodio (base) este exceso se confirma en el siguiente recuadro (Tabla 7) que expone la composicioacuten del agua con base en la clasificacioacuten de Sulin77 por tipo grupo y clase de agua que compone el agua de la formacioacuten Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin
TIPO DE AGUA GRUPO CLASE
NaClgt1
Sulfato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2lt1 Bicarbonato S1
salinidad primaria
predominante dlta
Bicarbonato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2gt1 Cloruro S2
Salinidad secundaria
d=a
NaCllt1
Cloruro de Magnesio
(Na+-Cl-)Mg+2lt1 Sulfato S3 Salinidad terciaria
dgtadlt(a+b)
Cloruro de Calcio
(Na+-Cl-)Mg+2gt1 A1 Alcalinidad
primario d=(a+b)
A2 Alcalinidad secundaria
dgt(a+b)
Fuente elaboracioacuten propia con base en anaacutelisis fiacutesico-quiacutemico CEPSA Colombia SA El anaacutelisis parte de la relacioacuten NaCl gt1 donde NaCl = 77 indica que predomina el sodio y este exceso se combina con bicarbonato que determina que el agua es de tipo bicarbonato de sodio al cumplir con la relacioacuten Na+-Cl-SO4
-2 gt1 donde (Na+-Cl-)SO4
-2=12114 y grupo S1 S3 S2 que expresan los constituyentes que se encuentran disueltos en el agua de manera generalizada 78 en donde S1 Predomina la salinidad primaria compuesta por Sulfatos y cloruros alcalinos S2 Predomina la salinidad secundaria compuesta por Sulfatos y cloruros
alcalinoteacuterreos S3 Predomina la salinidad terciaria compuesta por sulfatos y cloruros de hierro
y aluminio y aacutecidos fuertes libres
Se continua con la caracterizacioacuten mediante los iacutendices de saturacioacuten de Ryznar (IS) y Langelier (ISL) estos permiten conocer el efecto del agua sobre las superficies y predecir el potencial de corrosioacuten yo incrustacioacuten que maneja e
77 COLLINS Gene A Geochemistry of oilfield waters Classification of oilfield waters Elsevier Science 1975 p 254 78 Ibid p 254
72
identificar el tipo de agua que se presenta incrustante corrosiva o neutra al hacer una aproximacioacuten de los iacutendices se tiene en cuenta que el agua de la formacioacuten es altamente corrosiva con tendencia incrustante tal como se resalta en gris en la tabla 8 se muestra la clasificacioacuten y la respectiva indicacioacuten Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten
IacuteNDICE VALOR CLASIFICACIOacuteN INDICACIOacuteN
IS
785
lt55 Formacioacuten de incrustaciones pesadas
55-62 Formacioacuten de incrustaciones
62-68 Agua neutra
gt68 Agua con tendencia corrosiva
ISL 026
ISLlt0 Agua no saturada con respecto a carbonato de calcio(CaCO3)
ISL=0 Agua considerada neutral no existe formacioacuten de incrustaciones
ISLgt0 Agua suacuteper saturada con respecto a carbonato de calcio (CaCO3) Posible formacioacuten de incrustaciones
Fuente elaboracioacuten propia con base en COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE
LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) la Resolucioacuten 13142014(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras
determinaciones Bogotaacute DC 2014 De igual manera que con la caracterizacioacuten del agua tratada el agua de la formacioacuten presenta una tendencia corrosiva e incrustante esto se da por la reaccioacuten del bicarbonatoCarbonato con los iones presentes en las aguas (Mg2+ Ca2+ Fe2+ Ba2+) pues la interaccioacuten de estos compuestos generan incrustaciones minerales como BaSO4 MgCO3 FeCO3 CaCO3 y subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2CO3) En cuanto a la revisioacuten del agua por su Salinidad el agua de inyeccioacuten con 270 mgL y el agua de la formacioacuten con una salinidad con 173 mgL favorece una baja probabilidad de hinchamiento de arcillas o de incompatibilidad quiacutemica79que se da por el intercambio de iones o cambios de salinidad esto se puede explicar por el fenoacutemeno de la presioacuten osmoacutetica donde el flujo se mueve de menor concentracioacuten al de mayor concentracioacuten de esta manera las arcillas presentes en la formacioacuten no aumentan su volumen al no adsorber o llenarse del agua que se dispone a traveacutes de la inyeccioacuten
52 PRUEBA PILOTO
79 KEMMER Frank N y McCALLION John TOMO III Op cit p43-9
73
El anaacutelisis del desempentildeo del inhibidor en el sistema de inyeccioacuten durante la prueba piloto representada en la Graacutefica 13 Q P vs Tiempo se visualiza el comportamiento de los estados previo y posterior al tratamiento y el periodo de aplicacioacuten Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Como se mencionoacute en el capiacutetulo 4 la prueba piloto es el medio por el cual se verifica el rendimiento del producto tratante al estarse evaluando la accioacuten de limpieza del inhibidor que se deberiacutea reflejar a partir del aumento del caudal y la disminucioacuten de las caiacutedas de presioacuten del sistema en donde no se evidencia este efecto y se obtiene el siguiente comportamiento A Durante el periodo de aplicacioacuten se evidencia una mejora del caudal del 30
pero no se logra asegurar la integridad del pozo hablando teacuterminos de presioacuten porque en lugar de disminuir las caiacutedas de presioacuten se logra un aumento del 9 generando el efecto contrario al esperado para el tratamiento debido a que al efectuarse la limpieza y de estar ocurriendo la remocioacuten se deberiacutea tener una menor friccioacuten o un mayor diaacutemetro para el paso del fluido es decir menores restricciones durante la inyeccioacuten
B El incremento de caudal es proporcional al incremento de la presioacuten en tal
sentido no se aprecia el efecto del tratamiento sobre el sistema ademaacutes no se evidencia primero un cambio de caudal con una caiacuteda de presioacuten estable y segundo un caudal estable como resultado de una menor caiacuteda de presioacuten
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
504
201
9
804
201
9
110
42
019
140
42
019
170
42
019
200
42
019
230
42
019
260
42
019
290
42
019
205
201
9
505
201
9
805
201
9
110
52
019
140
52
019
170
52
019
200
52
019
230
52
019
260
52
019
290
52
019
106
201
9
406
201
9
706
201
9
100
62
019
130
62
019
160
62
019
190
62
019
220
62
019
250
62
019
280
62
019
107
201
9
407
201
9
707
201
9
100
72
019
Pre
sio
n (
Psi
)
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)q (BAPD) P (Psi)
74
Se encuentran caudales similares en donde se alcanza una disminucioacuten en la presioacuten se evidencia en la Tabla 9
Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes periodos
Previo Tratamiento Post Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
19042019 8255 1130 08062019 8252 1161
21042019 8675 1143 18062019 8676 1083
23042019 8561 1201 03072019 8562 1091
27042019 8968 1134 04072019 8966 1080
Fuente elaboracioacuten propia
Efectivamente se evidencia que en el periodo post tratamiento hubo diacuteas que el comportamiento del caudal incremento y no fue proporcional al aumento de la presioacuten como se muestra en la tabla anterior y la presioacuten alcanza valores cercanos estables cumpliendo el comportamiento de la primera situacioacuten pero estos diacuteas con este comportamiento son muy pocos del orden de cuatro o cinco Se encuentran presiones similares en donde se muestra el aumento del caudal como se muestra en la siguiente tabla
Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
Previo Tratamiento Posterior Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
12042019 7258 1003 24062019 8911 1005
11042019 7543 1053 23062019 8868 1050
19042019 8255 1130 17062019 8840 1130
14042019 7897 1145 14062019 8491 1145
18042019 8629 1180 13062019 8020 1181
Fuente elaboracioacuten propia
En esta tabla no se tiene ni presioacuten ni caudales estables por lo que no se genera ninguna de las situaciones y se observa una mayor variacioacuten
C Estas variaciones se atribuyen a una reaccioacuten por parte del producto en la
superficie de la liacutenea de inyeccioacuten que permite incrementar el paso de flujo pero no asegura la efectividad de limpieza del producto ni continuidad de la respuesta del inhibidor
D El aumento de la tasa de inyeccioacuten fue de 477 BAPD correspondiente al 6 del
agua depositada con un decremento de presioacuten del 4 esta comparacioacuten se da entre el periodo previo y posterior al tratamiento en teacuterminos de inyectividad se alcanza un aumento del 10
75
Al hacer el seguimiento al indicador del iacutendice de inyectividad se evidencia la influencia de la variabilidad de la presioacuten y su relacioacuten con el caudal que da como respuesta
Antes de inyeccioacuten caudal bajo presioacuten baja el iacutendice es bajo (Jle7)
En diacuteas que se tiene caudal alto pero se presenta una presioacuten alta de inyeccioacuten el iacutendice es bajo (8geJgt7)
En diacuteas que se tiene un caudal Alto con presiones bajas de inyeccioacuten el iacutendice es alto (9geJgt8)
Por ello se demuestra que la prueba es dependiente de las superficies de la liacutenea bomba y medio poroso si durante la prueba se realizoacute la limpieza se deberiacutea aumentar la inyectividad continua por la remocioacuten de los depoacutesitos de los poros y las superficies pero no se obtiene la continuidad esperada ni sostenibilidad de las variables de Caudal y presioacuten que se atribuye a la poca eficiencia del producto tratante
E En la etapa posterior a la prueba se alcanza un buen comportamiento en el sistema pero como se ha mencionado este no es sostenible ni significativo durante la etapa evaluada de los 30 diacuteas solo cuatro alcanzan un valor de operacioacuten de caudal de 9622 BAPD y una presioacuten aproximada de 1059 Psi este pequentildeo periodo alcanzo estabilidad de operacioacuten de las variables y un iacutendice de inyectividad de 9 en donde sus cambios P tienen menor variacioacuten y aumento de caudal No obstante esta mejora en la inyectividad no es significativa frente a las propiedades fiacutesicas de la formacioacuten (arenosa alta permeabilidad) que la hacen con un potencial de gran receptora
53 AGUA - ACEITE - SOacuteLIDO
En un sistema de limpieza en donde actuacutean las moleacuteculas de agua depoacutesito y soacutelido (superficies) se presentan diferentes equilibrios a traveacutes de este proceso por su interaccioacuten seguacuten Morton et al 80 se pueden tener los siguientes escenarios
80 MORTON S A KEFFER D J COUNCE R M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions New York Marcel Dekker 2003 p2820-2821
76
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza Escenario Equilibrio
Producto tratante como monoacutemero en solucioacuten libre y en solucioacuten micelizada
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantemicela
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz aceitesolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactanteaceite solucioacuten frasl
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz soacutelidosolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantesoacutelido solucioacuten frasl
El aceite se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la fase continua
Aceiteliacutequido harr Aceitesoacutelido aceitefrasl
El agua se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la solucioacuten
Aguasolucioacuten harr Aguasoacutelido solucioacutenfrasl
Fuente elaboracioacuten propia con base en MORTON S A KEFFER D J COUNCE R
M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions 2003
Por lo tanto en el proceso de inyeccioacuten se cumplen los equilibrios anteriores en mayor o menor medida seguacuten la fase en la que se encuentre en el sistema evaluado antes de la aplicacioacuten del tratamiento se ubican los dos uacuteltimos equilibrios donde el agua se encuentra en solucioacuten y es adsorbida por la formacioacuten ademaacutes el aceite se encuentra en la solucioacuten y en las superficies del sistema comuacuten soacutelido depositado Morton81 afirma que el aceite libre en la solucioacuten puede dividirse de ella por la baja miscibilidad de las sustancias De los tres primeros equilibrios no se tiene conocimiento de su estado en la aplicacioacuten del tratamiento pero este se encuentra en solucioacuten en el fluido de disposicioacuten al momento de la aplicacioacuten adicionalmente no se tiene certeza si las dosificaciones suministradas en el desarrollo de la prueba permiten la formacioacuten de las micelas que son las que ayudan en el proceso de limpieza Al aplicar el tratamiento en el sistema y darse la homogenizacioacuten de agua a disponer con el producto hay que tener en cuenta que no debe afectar el pH del fluido inyectado o bajar demasiado su alcalinidad82 ya que el medio va a ver afectado sus superficies y pueden repercutir en el comportamiento del inhibidor como se aborda en el capiacutetulo 3
81 Ibid p 2821 82 CAIRN ENERGY Technical purchase Specification of SCHMOO REMOVER Oil field Chemical Product [En liacutenea] [Consultado 27 de junio de 2020] Disponible en httpswwwcairnindiacomEOIDocLibrarySchmoo_Remover_EOI_Newspapers_0pdf
77
Es importante investigar el papel de la condiciones de campo como temperatura salinidad y pH en la estabilidad del producto que se aplica83 debido a que estas variables pueden cambiar el funcionamiento del producto tratante y afectar la formacioacuten de la emulsioacuten OW y su viscosidad hay que tener en cuenta que el mecanismos de eliminacioacuten del depoacutesito que se abarca es por medio de la emulsioacuten Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor
Fuente elaboracioacuten propia con base en The Fate of Oilfield Corrosion Inhibitors in Multiphase Systems En la tabla 12 Se observa las condiciones que afectan la curvatura que adquiere el producto en nuestro caso favorece tener la cabeza del tensoactivo orientada hacia la fase continua (Agua) y la cola hacia los depoacutesitos para envolver el depoacutesito en el interior de la micela que se forme y su dispersioacuten en la solucioacuten este comportamiento se da cuando se obtiene un emulsioacuten OW
La salinidad es una variable importante al tener una baja salinidad como la que se maneja (270 mgl) primero se deberiacutea favorecer la mezcla del producto en el fluido porque por la solubilidad con el agua y de otra manera permitir la formacioacuten de emulsioacuten OW como lo indica Al -Yaari M et al84 en su estudio
afirma que al ocurrir una inestabilidad de la emulsioacuten se genera un precipitado que conlleva a un incremento de la viscosidad y una mayor friccioacuten en el sistema por la interaccioacuten entre las gotas 85 y por ende un aumento de las caiacutedas de presioacuten a traveacutes del sistema
83 CHATURVEDI Krishna and SHARMA Tushar Rheological analysis and EOR potential of surfactant treated single-step silica nanofluid at high temperature and salinity Journal of Petroleum Science and Engineering 2020 vol196 p 3-6 84 AL- YAARI M et al Pressure drop reduction of stable emulsion role of aqueous phase salinity Society of Petroleum Engineers 2013 p 5 85SALAGER JL BRICENO M and BRACHO CL Heavy hydrocarbon emulsions Making use of the state of the art in formulation engineering Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology 2001 55 p
VARIABLE INHIBIDOR IOacuteNICO CURVATURA DEL SURFACTANTE
Aumento temperature Favorece la
emulsioacuten OW
Aumento salinidad
Disminuye la cabeza por lo que
desestabiliza la emulsioacuten OW
Alcoholes de cadena corta
Favorece la emulsioacuten OW
Hidrocarburos de bajo peso molecular
Disminuye la cabeza por lo que no favorece al OW
78
Otro autor a tener en cuenta es Qutubuddin et al86 estudia la relacioacuten de la salinidad y el pH y afirma que es posible contrarrestar los cambios de salinidad con los cambios de pH y asiacute mantener valores bajos de tensioacuten interfacial que permiten la eliminacioacuten de los depoacutesitos esto indica que es importante evaluar el comportamiento de las variables en manera conjunta para evidenciar queacute efectos tienen sobre la remocioacuten del depoacutesito y el comportamiento con la superficie mineral de igual manera para el caso de la temperatura y presioacuten
La temperatura influye en la solubilidad y el comportamiento del flujo a traveacutes del medio poroso en donde la solubilidad de un fluido aumenta con la temperatura y disminuye con el aumento de la presioacuten (Tgt= TK y Plt=Pc)87 el incremento de la temperatura permite la disminucioacuten de la tensioacuten superficial y del tamantildeo de la burbuja en nuestro caso gota88 afectando la formacioacuten de las micelas y por lo tanto la solubilidad del depoacutesito como su mojabilidad
A nivel de la presioacuten se afecta la solubilidad porque no puede incrementarse por encima de la presioacuten criacutetica que es aquella que puede generar un fenoacutemeno de desprendimiento de finos en la formacioacuten89 por la accioacuten erosiva del flujo la formacioacuten CM-7 estaacute compuesta de arenas y por ello es sensible al fenoacutemeno de desprendimiento de finos que ocasiona el incremento de soacutelidos en suspensioacuten e incremento de la perdida de inhibidor
En cuanto a la estructura molecular y concentracioacuten del inhibidor son factores que afectan de igual medida el comportamiento del tratamiento autores como Horsup y Hilfiger et al en su estudio abordan cual es el impacto de estas variables sobre la suciedad depositada y el efecto sobre la tensioacuten superficial
En el estudio de Horsup et al90 mencionado en el capiacutetulo 3 se resalta las moleacuteculas nitrogenadas como sitio activo en el paquete inhibidor como amonio cuaternario y amina grasa (AMF) en donde se ve el impacto de la estructura en la limpieza del aceite con respecto a la tensioacuten superficial y el aacutengulo de contacto
86 QUTUBUDDIN Syed and MILLER Clarence Phase behavior of pH-dependent microemulsions 1984 vol 101 p46-58 87 TANAKA Mitsuru Thermodynamics of solubility of surfactans in water En JOleo Sci 2005 vol 54 no 5 p 259-271 88 SHARMA MK SHAH DO and BRIGHAM WE La influencia de la temperatura en la superficie y las propiedades microscoacutepicas de las soluciones tensioactivas en relacioacuten con la eficiencia de desplazamiento de fluidos en medios porosos En Revista AIChE 1985 p 222-223 89 ZABALA ROMERO Modelo fenomenoloacutegico para escalar a yacimiento el impacto sobre la produccioacuten de hidrocarburos del dantildeo de formacioacuten por migracioacuten de finos En Revista Fuente el reventoacuten energeacutetico 2016 vol 14 no 1 p103-114 90 HORSUP D DUNSTAN T and CLINT J Op cit p534-540
79
En la tabla 13 Se muestran los resultados obtenidos de tensioacuten superficial para retirar la respectiva muestra (hidrocarburos asfaacuteltenos hierro y arena)
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media Inhibidor (Sitio activo) 50-100 ppm 200-500 ppm
Amina cuaternaria g=241mNm g=203mNm
Amina grasa (AMF) g=2mNm g=16mNm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HORSUP DI DUNSTAN TS and CLINT J S Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled
Systems CORROSION 2009 vol 65 no 8 p534-540 En este caso el producto apropiado seria el AMF donde se puede lograr un mejor efecto a una menor concentracioacuten porque al tener una menor tensioacuten superficial maacutes faacutecil seraacute la remocioacuten del depoacutesito
Mientras que Hilfiger et al91 en su estudio utiliza un rango amplio para la concentracioacuten del producto tratante (soluble en aceitedispersable en agua) seguacuten el problema que presente el pozo tratante como se observa en la tabla 14
Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso
Prueba Campo 1 Prueba Campo 2 Prueba Campo 3
Campo de baja produccioacuten- recuperacioacuten de pozo
Inyeccioacuten a 500 ppm
Despueacutes de 4 meses Disminuye 16 la presioacuten y Aumenta 50 el Caudal
Mantiene presioacuten y caudal
Alcanza proteccioacuten de corrosioacuten por inspeccioacuten visual (3 meses despueacutes) se logra remocioacuten del depoacutesito
Dosis 120ppm 50 y 65ppm en orden de prueba
Problema de Corrosioacuten
Dosis de 100 ppm (1mes) 50ppm (2 semanas) 40 ppm (2 semanas) y 35 ppm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 7 p
La peacuterdida del tensoactivo se puede dar por diferentes mecanismos adsorcioacuten del producto precipitacioacuten o degradacioacuten estaacute perdida tambieacuten se encuentra
91 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7-9
80
influenciada por el tipo de surfactante la concentracioacuten de surfactante pH salinidad y temperatura92
Las superficies minerales son sensibles al pH del medio por su ionizacioacuten como se menciona en el capiacutetulo 3 como se ha mencionado la arenisca tiene una carga superficial negativa que se mantiene al tener una solucioacuten alcalina si tenemos en cuenta que el inhibidor contiene compuestos de amonio cuaternario (R4N) + estos tendriacutean una afinidad alta a la superficie mineral en donde se puede llevar a cabo la adsorcioacuten del producto por el intercambio ioacutenico formando un enlace entre el grupo silanol con el amonio cuaternario esta interaccioacuten se muestra en la reaccioacuten siguiente
R3 minus Si minus O minus H + R4N+ rarr R3 minus Si minus O minus R4N + H+
Con respecto al primer equilibrio los tensioactivos se pueden adsorber en la superficie como monoacutemero cuando la concentracioacuten no es la adecuada y en este estado se tiene una mayor facilidad de adsorcioacuten por la superficie de siacutelice generando peacuterdidas del producto por el soacutelido este fenoacutemeno de igual manera se puede presentar en la fase acuosa por las micelas formadas disminuyendo la cantidad del producto que se desplaza por el sistema La precipitacioacuten del producto tambieacuten estaacute influenciada con la salinidad como se mencionoacute anteriormente el agua maneja en formacioacuten y deposicioacuten es blanda y de baja salinidad por lo que se va a tener una baja interaccioacuten de iones que provoquen una reaccioacuten de precipitacioacuten 93
La tensioacuten superficial es importante para la remocioacuten de los depoacutesitos en el sistema y se veraacute afectada tanto por el tipo de inhibidor como por la dosificacioacuten suministrada para el tratamiento actuado sobre el estado de agregacioacuten en el que se encuentre el producto (monoacutemero micela) y su comportamiento como se evidencio se requieren bajas tensiones interfaciales para lograr la dispersioacuten del depoacutesito en la solucioacuten ademaacutes el tamantildeo de la gota que se obtiene tras su dispersioacuten modifica la viscosidad de la emulsioacuten Para llevar a cabo un anaacutelisis a profundidad de estas variables se debe llevar a cabo pruebas de laboratorio tales como inundacioacuten por nuacutecleos en diferentes dosificaciones que permitan determinar la concentracioacuten optima del inhibidor y probar diferentes opciones de productos tratantes a las condiciones de operacioacuten del sistema Dentro de un anaacutelisis que simule las condiciones de campo y las
92 BELHAJ AFetal The effect of surfactant concentration salinity temperature and pH on surfactant adsorption for chemical enhanced oil recovery En Petrol Explor Prod Technol 2020 p125-137 93 CROSS John and SINGER EdwardJ Cationic Surfactants Analytical and Biological Evaluation A adsorption at solid surfaces PubMed 2003 vol 53 p7
81
posibles respuestas que se pueden obtener como permitir determinar la formacioacuten de precipitados que obstruyen las gargantas de los poros y por ende aumenta la resistencia al flujo94 En la prueba de campo llevada a cabo en el pozo C3 se maneja diferentes dosificaciones de 40ppm 80ppm y 120ppm estaacuten son las aplicadas por recomendacioacuten del proveedor de acuerdo con la patente US 20150011453 A1 estas dosis se encuentran dentro de los rangos para tratamientos continuos que son entre 10ppm-200ppm y entre 10ppm-500ppm De igual manera en la patente US 20150011453 A1 para productos (limpiadorinhibidor) como es nuestro caso se alcanza una remocioacuten aproximada del depoacutesito mayor o igual a 8 13 y 21 a dosificaciones de 50ppm 100ppm y 200ppm correspondientes si se hace la comparacioacuten con los resultados obtenidos en campo durante la aplicacioacuten no se tiene la cuantificacioacuten del porcentaje que se removioacute sin embargo al observar el comportamiento de la operacioacuten en los periodos evaluados se puede decir que no se alcanzan esos porcentajes de remocioacuten porque el incremento de inyeccioacuten y caudal posterior a la prueba son apenas del 10 y 6 donde se evidencia que el aumento no es significativo y tampoco se alcanza una integridad en las caiacutedas de presioacuten en el sistema baacutesicamente el producto permite el paso del fluido sea mayor durante la prueba al presentar aumentos del caudal durante su aplicacioacuten pero indica que en la formacioacuten se presentan problemas de taponamiento que no fueron remediados con el tratamiento Esta baja eficiencia puede estar relacionada con peacuterdidas del producto esto conlleva a que se genere un gasto mayor en su aplicacioacuten pues va a requerir una mayor cantidad de producto en el proceso efectuado sin conseguir un beneficio en la operacioacuten
94 REGE Sunil D and FOGLER HS Competition among flow dissolution and precipitation in
porous media AIChE J vol 35 p1177-1185 doi101002aic690350713
82
6 ANAacuteLISIS FINANCIERO
El anaacutelisis econoacutemico del tratamiento quiacutemico en el pozo de disposicioacuten final C3 involucra los beneficios econoacutemicos representados por un ahorro energeacutetico consecuencia de la mejora en la inyectividad y por ende menor consumo de energiacutea y se contrapone con los egresos del tratamiento directa y exclusivamente del costo del tratamiento quiacutemico en razoacuten a que los demaacutes costos operacionales son independientes de los del tratamiento al ser considerados propios del proceso de inyeccioacuten del agua como tal con o sin tratamiento
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO El costo de tratamiento del inhibidor por galoacuten se muestra en la siguiente tabla
Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten Inhibidor orgaacutenico Precio
(COPgal)
Producto A $ 75459
Se determina el consumo del tratamiento diacutea y por etapa seguacuten las distintas dosis (Ver tabla 16)
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa
Dosis [ppm] Gal diacutea Gal etapa
40 1514 7570
80 3158 31578
120 5300 52995
TOTAL GALONES 921
Fuente elaboracioacuten propia Con la cantidad de tratamiento consumido y el costo del producto por unidad de volumen se calcula el costo total del tratamiento por diacutea y por etapa de tratamiento seguacuten la ecuacioacuten 8 costos que se muestran en la tabla 17
Fuente elaboracioacuten propia
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba
119862119900119904119905119900 119905119903119886119905119886119898119894119890119899119905119900 =119862119874119875
119866119886119897lowast 119873deg 119905119900119905119886l G119886119897
83
Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa
Dosis [ppm] $ diacutea $ etapa
40 $ 1142385 $ 5711926
80 $ 2382841 $ 23828407
120 $ 3998957 $ 39989569
Total COP 69 529903
Fuente elaboracioacuten propia
El mayor costo del tratamiento se incrementa tal como se incrementa la dosis de tratamiento esto en la buacutesqueda de una dosis efectiva para que el tratamiento pueda ser replicado ahora como la prueba no fue exitosa esta dosis no pudo ser definida y por lo tanto no se da lugar a un costo perioacutedico de tratamiento quiacutemico que permita configurar una liacutenea de flujo de caja para determinar indicadores financieros y econoacutemicos como lo son Retorno de la inversioacuten o si este gasto de tratamiento es amortizable en un periodo de tiempo Sin embargo con resultados obtenidos se pueden derivar algunos indicadores de la prueba como lo son el costo de tratamiento por caudal de inyeccioacuten para cada dosis en particular ejercicio expuesto en la Tabla 18
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento
Fuente elaboracioacuten propia
Otro aspecto a tener en cuenta como anaacutelisis financiero es el costo del tratamiento quiacutemico con la prueba que es de COP 69 529903 que si se compara con tratamientos alternativos como es el caso de la estimulacioacuten llevados a cabo para mejorar el rendimiento de un pozo cuyo costo oscila entre los $ USD100 000 - 150000 equivalente a COP 330 000 000 - COP 495 000000 Cifras dentro de una brecha no comparable que demuestra porque los tratamientos quiacutemicos tienen una mayor preferencia
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO
Una expectativa con la aplicacioacuten del tratamiento quiacutemico es la reduccioacuten de los costos energeacuteticos en el sistema de inyeccioacuten para ello se tiene en cuenta tres tiempos de operacioacuten para llevar a cabo el seguimiento de la prueba y observar el impacto obtenido que se denominan como previo aplicacioacuten y posterior al tratamiento La mejora en la inyeccioacuten con la aplicacioacuten redunda en un mayor rendimiento de la bomba por ende en un menor consumo energeacutetico y sobre este ahorro se basa el beneficio o entradas en el flujo de caja econoacutemico
Dosis [ppm] $BAPD
40 127
80 254
120 380
84
Se toma como datos de insumos el costo de la unidad de energiacutea (Kw-h) que tiene como tarifa la empresa de energiacutea de la localidad que provee el fluido eleacutectrico a la Estacioacuten el consumo de energiacutea promedio por cada periodo de prueba (E) se determina el costo total de energiacutea por periodo de prueba y por la totalidad del tratamiento ($E) que se resumen en la tabla 19
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea
$ Kw-h 300
E=P(Kw)t(h)
$E=Consumo de Energia (E) $Kw-h
Fuente elaboracioacuten propia
En teacuterminos de energiacutea por barril de agua inyectada se alcanza una disminucioacuten del costo energeacutetico del 3 y del 8 teniendo en cuenta el mejor estimado de operacioacuten el costo de operacioacuten por barril de agua inyectada en los periodos de prueba como se expone en la Tabla 20
Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Tiempo operacioacuten $BAPD
Previo 105
Aplicacioacuten 113
Posterior 102
Mejor estimado 9684
Fuente elaboracioacuten propia
Del resultado de la inyectividad promedio se obtuvo un incremento del 6 de agua inyectada y una disminucioacuten energeacutetica del 2 El costo energeacutetico por promedio diacutea y por periodo evaluado que se determinan en la tabla 21
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Periodos de prueba $E promedio diacutea $E periodo BAPD
Previo a la prueba $ 888754 $ 27551389 8444
Aplicacioacuten $ 1061338 $ 26533454 9365
Posterior a la prueba $ 899028 $ 26970851 8921
Fuente elaboracioacuten propia
Si se hace este ejercicio con el mejor estimado y su comportamiento se llevara a cabo con el costo por 4 diacuteas que presentaron el mejor desempentildeo como costo objetivo el anaacutelisis del ahorro energeacutetico para la operacioacuten objetivo comparado los precios de la energiacutea en los dos casos se obtiene un ahorro de energiacutea diario expuesto en la Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten
85
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea
Costo energeacutetico inyeccioacuten
Actual $ 1011869
Objetivo $ 931799
ahorro diacutea $ 80070
Fuente elaboracioacuten propia
Si se extiende este ahorro en el tiempo con el mejor estimado y su comportamiento se llevara hasta el final del contrato de asociacioacuten del campo el ahorro energetico se expone en la Tabla 23 Ahorro de energia de Inyeccioacuten
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten
Ahorro de Energiacutea
Diacutea Mes Antildeo 2029
$ 80070 2404100 $ 29225412 $ 263028704
Fuente elaboracioacuten propia
En el analisis econoacutemico en este caso como el tratamiento no fue exitoso este no se puede replicar y por tanto no se puede generar un flujo de caja perioacutedico que en caso de haber sido el tratamiento exitoso el perido de replicacion seria el tiempo durante el cual se obtiene un comportamiento sostenible Sin embargo para efectos puntuales de comparar los beneficios obtenidos por ahorro energeacutetico se aproxima el periodo de la prueba al periodo de un mes (COP 2404100) contra los egresos por el costo del tratamiento (COP 69529903) esta comparacioacuten demuestra unos costos no amortizables en el tiempo y se asume como un gasto operacional de consumibles durante la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten
86
7 CONCLUSIONES
La prueba de inyeccioacuten con tratamiento quiacutemico para la limpieza del sistema del pozo C3 alcanzoacute un incremento en el iacutendice de inyectividad cercano al 10 (J=8) con un incremento de Volumen de inyeccioacuten del 6 (Q=477BAPD) y decremento de presioacuten de 4 resultados considerados no suficientes para determinar el tratamiento exitoso Pues dadas las caracteriacutesticas fiacutesicas intriacutensecas de la formacioacuten esta es una formacioacuten receptora de alta permeabilidad
El depoacutesito de materia ldquoschmoordquo actuacutea como agente adherente en la tuberiacutea del sistema y en los poros de la formacioacuten receptora y provoca en estos un efecto tensoactivo en areniscas y algunos materiales arcillosos como los presentes en la formacioacuten carbonera C7-M formando una peliacutecula que impide el paso del fluido esta accioacuten conocida como dantildeo de formacioacuten no pudo ser corregida por parte del inhibidor aunque el efecto tensoactivo no es posible demostrarse mediante la prueba
El anaacutelisis del agua de formacioacuten vs El agua de inyeccioacuten han arrojado aguas blandas con tendencia corrosiva y precursoras de incrustaciones en las superficies por la presencia de los iones presentes en ellas que forman precipitados
La salinidad del agua de formacioacuten es menor a la de inyeccioacuten garantiza que la roca no adsorba el agua y no se pueda generar el fenoacutemeno de hinchamiento de arcillas efecto que generariacutea mayor taponamiento
La seleccioacuten del inhibidor como producto tratante de la prueba de inyeccioacuten en el campo cumplioacute con los lineamientos teoacutericos requeridos para este tipo de depoacutesito mixto (muestra) y de medio acuoso de acuerdo con la prueba de laboratorio realizada por el proveedor
En comparacioacuten con valores reportados en la literatura el incremento obtenido estaacute por debajo del 10 en un tiempo mayor de comparacioacuten que infiere que el resultado de la prueba no depende del tiempo de aplicacioacuten sino de la efectividad del producto sobre las condiciones del sistema
Las condiciones del sistema como medio alcalino y alta temperatura favorecen el efecto del inhibidor como generador de emulsiones OW estas contribuyen a una peacuterdida del producto en la fase acuosa ocasionando disminucioacuten de la cantidad de inhibidor presente y disponible para actuar sobre la superficie
87
Las caracteriacutesticas de la formacioacuten compuesta por arenas finas la hacen sensible a la accioacuten erosiva del agua de inyeccioacuten con alta presioacuten este efecto aporta finos que incrementan los soacutelidos en suspensioacuten esto tambieacuten incrementa la peacuterdida del inhibidor por la adsorcioacuten del producto en los soacutelidos suspendidos y por ende disminuye su disponibilidad sobre la superficie de la roca
El producto cumple con la condicioacuten de mojar las superficies por agua es soluble en el fluido inyectado pero tiene una alta afinidad por las superficies generando peacuterdidas por soacutelidos
La baja efectividad del producto se puede ocasionar porque el amonio cuaternario no tiene un buen rendimiento con sustancias orgaacutenicas
El volumen de agua aumenta durante la aplicacioacuten se evidencia una relacioacuten proporcional a la presioacuten por tal no se ve reflejado el efecto del rendimiento del producto
La inclusioacuten de esta formulacioacuten quiacutemica no es viable debido a que el rendimiento del producto debe reflejarse en la mejora continua de la inyectividad
El comportamiento del tratamiento quiacutemico ha demostrado su accioacuten sobre el flujo al manifestar un incremento durante su aplicacioacuten pero la relacioacuten caudal vs Presioacuten ha demostrado que no remueve los depoacutesitos presentes en la garganta de los poros situacioacuten de dantildeo en la formacioacuten por soacutelidos agregacioacuten de hidrocarburos e incrustaciones de iones que han disminuido la permeabilidad de la formacioacuten y continuar con la baja inyeccioacuten del pozo C3
El uso del tratamiento quiacutemico aplicado ademaacutes de no haber sido exitoso es econoacutemicamente no amortizable con los beneficios energeacuteticos obtenidos
88
8 RECOMENDACIONES
Identificar y caracterizar el tipo de compuestos orgaacutenicos que se encuentran dentro de la muestra soacutelida recuperada de las bombas de inyeccioacuten con un mayor detalle a traveacutes de algunos anaacutelisis como WAT SARA Curvas reoloacutegicas y emulsiones con el fin de obtener el mejor tipo de tratamiento quiacutemico a aplicar
Realizar las pruebas correspondientes para determinar cuaacutel inhibidor tiene el mejor desempentildeo con respecto a los depoacutesitos que se encuentra en el sistema y evaluar diferentes clases de inhibidores a nivel de pruebas de laboratorio sobre nuacutecleos de la formacioacuten y mirar efecto de precipitacion y flujo del fluido
Realizar anaacutelisis PVT para evaluar la compatibilidad quimcia la reoligia del fluido y la deposicion de soacutelidos
Realizar un disentildeo de experimentos para evaluar el efecto de las variables (Temperatura salinidad concentracioacuten y pH) sobre el comportamiento del producto tratante o productos seleccionados para la limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos en lineas de flujo y rocas areniscas
Verificar el historial de las pruebas de inyeccioacuten de los pozos para determinar
las perdidas en los iacutendices de inyectividad causados por este fenoacutemeno de precipitacioacuten de soacutelidos
Realizar pruebas de laboratorio con diferentes productos tratantes reconocidos por la industria de los hidrocarburos a condiciones del pozo y descartar la recomendacioacuten del proveedor
El tratamiento de limpieza con aacutecido inorgaacutenico en este tipo de formacioacuten no es recomendable ni la maacutes efectiva debido a que los compuestos que taponan no siempre son solubles en estas sustancias y al contrario se puede generar un mayor taponamiento (Hinchamiento de arcillas)
Analizar el uso de surfactantes no ioacutenico como Alquil poli glucoacutesidos o alquil
etoxilato a nivel laboratorio para comparar el rendimiento con respecto a los inhibidores catioacutenicos como amidas aminas y amonios cuaternario (resultado observado en esta tesis) y revisar coacutemo afecta la disociacioacuten de los iones en las superficies aceitosas y su rendimiento en el desprendimiento de las escamas orgaacutenicasinorgaacutenicas
Implementar cupones en las superficies de la tuberiacutea para realizar el seguimiento a la corrosioacuten del sistema y probar sus beneficios para inhibir la corrosioacuten
89
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ANEXOS
98
ANEXO A
DATOS VARIABLES MONITOREADAS DURANTE EL PROCESO DE
INYECCION DE AGUA (PRESIOacuteN Y VOLUMEN DE AGUA INYECTADA)
Cabe resaltar que se confirma el valor de la presioacuten de la liacutenea base por medio de
los datos obtenidos en el histoacuterico teniendo en cuenta las funciones MIN
DESVESTA NORMALIZACIOacuteN en donde se obtienen
MIN=1003 Psi
DESVESTA= 43
NORMALIZACION=38841
P=1150 Psi
Etapa Fecha q (BAPD) P (Psi)
10042019 8211 1170
11042019 7543 1053
12042019 7258 1003
13042019 7592 1139
14042019 7897 1145
15042019 8145 1110
16042019 8581 1169
17042019 8425 1190
18042019 8629 1180
19042019 8255 1130
20042019 8349 1215
21042019 8675 1143
22042019 8650 1143
23042019 8561 1201
24042019 8487 1153
25042019 8388 1170
26042019 8441 1170
27042019 8968 1134
28042019 8770 1190
29042019 8439 1175
30042019 8685 1183
1052019 8355 1151
2052019 8766 1135
3052019 8751 1184
4052019 8970 1153
5052019 8565 1136
6052019 8616 1164
7052019 8243 1189
8052019 8710 1125
9052019 8991 1108
10052019 8856 1139
pre
trat
amie
nto
11052019 9002 1100
12052019 8645 1159
13052019 9125 1180
14052019 8990 1054
15052019 9295 1115
16052019 9232 1101
17052019 9294 1128
18052019 9160 1165
19052019 9117 1145
20052019 9201 1158
21052019 9518 1125
22052019 8629 1080
23052019 9063 1145
24052019 9930 1206
25052019 10838 1240
26052019 10375 1230
27052019 10392 1223
28052019 10540 1269
29052019 10580 1270
30052019 10620 1263
31052019 10571 1270
1062019 10632 1240
2062019 10163 1250
3062019 10815 1269
4062019 10461 1212
tra
tam
ien
to
5062019 9824 1270
6062019 9970 1181
7062019 8518 1208
8062019 8252 1161
9062019 8495 1163
10062019 8495 1164
11062019 8647 1115
12062019 9788 1114
13062019 8020 1181
14062019 8491 1145
15062019 8722 1145
16062019 8819 1160
17062019 8840 1130
18062019 8676 1083
20062019 7496 1143
21062019 8000 960
22062019 9022 1025
23062019 8868 1050
24062019 8911 1005
25062019 9092 1103
26062019 8900 1104
27062019 9464 1036
28062019 9410 1045
29062019 9912 1095
30062019 8960 1069
1072019 8558 1073
2072019 9704 1060
3072019 8562 1091
4072019 8966 1080
5072019 8838 1080
Des
pu
es d
el t
rata
mie
nto
99
Para la presioacuten se tiene P=NORMALIZACION [P] + Tabla5 [[Totales] [WHP [psi]]]
Donde la suma hace referencia al promedio de los datos evaluados desde el
01012019 (1146 Psi)
El mismo procedimiento se tiene para el iacutendice de inyectividad
MIN=7
DESVESTA= 0
NORMALIZACION=06889
J=7 aproximado
En donde el promedio de datos es 7 y el iacutendice de inyectividad J= NORMALIZACION
[J]+ Tabla5 [[Totales] [Columna1]]
Para el caudal se saca la relacioacuten por medio de la formula y se obtiene un valor de
8100 BAPD
Ademaacutes los incrementos realizados para la comparacioacuten de 49 y 144 se hallan
haciendo la relacioacuten por el tiempo de prueba y el incremento obtenido
respectivamente
Caacutelculos
294 90diacuteas 144 150diacuteas
x 15diacuteas x 15diacuteas
49 144
100
ANEXO B
TABLA DE SEGUIMIENTO PARA EL CAacuteLCULO DE LA ENERGIacuteA
Las conversiones que se tienen en cuenta para realizar el caacutelculo de potencia se
encuentran
1 BAPD = 00066244m3h
1 m3h = 0000277778
1 psi = 0703546663 mca
1 Kw = 134 Hp
La potencia es calcula mediante la ecuacioacuten 5 Donde el peso especiacutefico del agua
es tomado como 9810 Nm3 y el 134 representa la equivalencia de un 1Kw a Hp
Para calcular la energiacutea en el proceso se tiene el costo por Kw-h que es de $ 300
COP en la estacioacuten por la cantidad de energiacutea consumida
Etapa fecha q (m3s) P (mca) HB (kw) HP Econsumida $E q (BAPD) $Ebapd
10042019 001510915 823149595 122007879 163490557 292818909 878456726 8211 106985352
11042019 001387996 740834636 100873814 135170911 242097153 72629146 7543 962868169
12042019 001335553 705657303 924536069 123887833 221888657 66566597 7258 917147933
13042019 001397012 801339649 109821124 147160307 263570699 790712096 7592 104150698
14042019 001453136 805560929 114834818 153878656 275603564 826810691 7897 10469934
15042019 001498771 780936795 114820658 153859681 275569578 826708735 8145 101498924
16042019 001578999 822446049 127396758 170711655 305752219 917256656 8581 106893912
17042019 001550294 837220528 127327682 170619094 305586437 916759311 8425 108814162
18042019 001587832 830185062 129314861 173281914 310355667 931067002 8629 107899757
19042019 001519012 795007729 118468116 158747276 284323479 852970438 8255 103327733
20042019 001536309 854809195 128829909 172632079 309191783 927575348 8349 111100173
21042019 001596296 804153835 125927817 168743275 302226762 906680285 8675 104516459
22042019 001591696 804153835 125564913 168256983 301355791 904067374 8650 104516459
23042019 001575319 844959542 130579039 174975912 313389693 940169078 8561 109820007
24042019 001561702 811189302 124276631 166530686 298263915 894791744 8487 105430864
25042019 001543485 823149595 124637935 167014833 299131045 897393134 8388 106985352
26042019 001553238 823149595 125425466 168070125 301021119 903063357 8441 106985352
27042019 001650212 797821915 129156009 173069052 309974422 929923265 8968 103693495
28042019 001613777 837220528 132541694 17760587 318100066 954300197 8770 108814162
29042019 00155287 826667329 125931627 168748381 302235906 906707717 8439 107442555
30042019 001598137 832295702 130484982 174849876 313163957 93949187 8685 108174078
1052019 001537413 809782209 122131514 163656229 293115633 879346899 8355 105247983
2052019 001613041 798525462 126358159 169319933 303259582 909778746 8766 103784936
3052019 001610281 832999248 131587716 176327539 315810518 947431555 8751 108265519
4052019 00165058 811189302 131349285 176008042 315238284 945714851 8970 105430864
5052019 001576055 799229009 123569606 165583272 296567054 889701161 8565 103876376
6052019 00158544 818928315 127369262 170674811 305686229 917058687 8616 106436709
7052019 001516804 836516982 124472415 166793036 298733797 89620139 8243 108722721
8052019 001602737 791489995 124444767 166755988 298667441 896002324 8710 102870531
9052019 001654444 779529702 126518409 169534667 303644181 910932542 8991 101316043
10052019 001629602 801339649 128105358 17166118 307452859 922358577 8856 104150698
pret
rata
mie
nto
101
11052019 001656468 773901329 125758589 168516509 301820614 905461841 9002 100584519
12052019 001590776 815410582 127249005 170513667 305397613 916192838 8818 103900299
13052019 001679101 830185062 136747956 183242261 328195094 984585281 9125 107899757
14052019 00165426 741538182 120338963 16125421 288813511 866440534 8990 963782574
15052019 001710383 784454529 131622527 176374186 315894064 947682193 9295 101956126
16052019 001698791 774604875 129088953 172979197 309813486 929440459 9232 10067596
17052019 001710199 793600635 133142814 17841137 319542752 958628257 9294 103144852
18052019 001685542 819631862 135527479 181606822 325265951 975797852 9160 10652815
19052019 001677629 805560929 13257554 177651223 318181295 954543886 9117 10469934
20052019 001693086 814707035 135316125 181323607 3247587 9742761 9201 105888066
21052019 001751418 791489995 135989127 18222543 326373904 979121713 9518 102870531
22052019 001587832 759830396 118355975 158597006 28405434 852163019 8629 987557097
23052019 001667693 805560929 131790295 176598995 316296707 948890122 9063 10469934
24052019 00182723 848477275 152090651 203801472 365017562 109505269 9157 119586402
25052019 001994312 872397862 170677705 228708125 409626492 122887947 9709 126571168
26052019 001909115 865362395 162068711 217172073 388964907 116689472 9805 119010171
27052019 001912243 860437568 161410416 216289958 387384999 1162155 9787 118744763
28052019 001939477 892800715 169866679 227621349 407680029 122304009 9274 131878379
29052019 001946838 893504261 170645701 228665239 409549682 122864904 9504 129277046
30052019 001954198 888579435 170346741 228264633 408832179 122649654 9499 12911849
31052019 001945181 893504261 170500539 228470722 409201293 122760388 10202 120329728
1062019 001956406 872397862 1674336 224361024 40184064 120552192 9874 122090533
2062019 001870105 879433328 161338458 216193533 387212298 11616369 9571 121370483
3062019 00199008 892800715 174298684 233560237 418316842 125495053 9946 126176405
4062019 00192494 852698555 161020727 215767775 386449746 115934924 9813 118144221
trat
amie
nto
5062019 001807725 893504261 158452114 212325832 380285073 114085522 9824 116129399
6062019 001834591 830888608 149537811 200380666 358890746 107667224 9970 107991197
7062019 001567407 849884368 130680423 175111767 313633016 940899047 8518 11046009
8062019 00151846 816817675 121673892 163043016 292017342 876052025 8252 106162388
9062019 001563174 818224769 125472647 168133347 301134353 903403059 8495 106345269
10062019 001563174 818928315 125580534 168277916 301393282 904179846 8495 106436709
11062019 001591144 784454529 122446475 164078277 293871541 881614623 8647 101956126
12062019 001801101 783750982 138479381 185562371 332350515 997051544 9788 101864686
13062019 001475769 830888608 120290195 161188861 288696468 866089403 8020 107991197
14062019 001562438 805560929 123472514 165453168 296334033 889002099 8491 10469934
15062019 001604945 805560929 126831618 169954368 304395882 913187646 8722 10469934
16062019 001622794 816114129 129922179 174095719 311813228 935439685 8819 106070947
17062019 001626658 795007729 126863495 169997083 304472387 913417162 8840 103327733
18062019 00159648 761941036 119331187 159903791 28639485 85918455 8676 990300311
20062019 001379347 804153835 108813247 145809751 261151793 78345538 7496 104516459
21062019 001472089 675404796 975365034 130698915 234087608 702262824 8000 87782853
22062019 001660148 721135329 117444491 157375618 281866779 845600336 9022 937264837
23062019 001631811 738723996 11825539 158462223 283812937 85143881 8868 960124955
24062019 001639723 707064396 113736135 152406422 272966725 818900175 8911 918976743
25062019 001673029 776011969 127362303 170665485 305669526 917008578 9092 100858841
26062019 001637699 776715515 124785764 167212924 299485834 898457501 8900 100950281
27062019 001741481 728874342 124520383 166857314 29884892 896546761 9464 947323289
28062019 001731545 735206262 12488546 167346516 299725103 899175309 9410 955552932
29062019 001823918 770383596 137841939 184708199 330820655 992461964 9912 100127317
30062019 00164874 752091382 121644276 16300333 291946262 875838786 8960 977498645
1072019 001574767 754905569 116621324 156272574 279891177 83967353 8558 981156264
2072019 001785644 745759462 130635922 175052136 313526213 94057864 9704 969269002
3072019 001575503 767569409 118633116 158968375 284719478 854158433 8562 997615549
4072019 001649844 759830396 122978291 16479091 295147898 885443693 8966 987557097
5072019 00162629 759830396 121222634 162438329 290934321 872802962 8838 987557097
De
spu
es
de
l tra
tam
ien
to
102
ANEXO C
SEGUIMIENTO DOSIS DE INYECCIOacuteN DE PRODUCTO QUIacuteMICO
Para el seguimiento de la dosis de inyeccioacuten se tiene en cuenta el volumen del fluido
inyectado y la dosificacioacuten del inhibidor que se maneja en cada etapa para sacar la
cantidad de producto diacutea requerido y el volumen de inhibidor gastado por etapa
Donde se calcula la cantidad de producto utilizada teniendo como constante
la dosis que se esteacute manejando en cada una de las etapas por medio de la
ecuacioacuten 4 El 42 representa la conversioacuten a galones
119876119894119899ℎ =9002 lowast 42 lowast 40
1000000= 1512119892119886119897
119876119894119899ℎ =9232 lowast 42 lowast 80
1000000= 3102119892119886119897
119876119894119899ℎ =10375 lowast 42 lowast 120
1000000= 5229119892119886119897
etapa fecha q (BAPD) P (Psi) j dosis Productodia Producto etapa $Gal $BAPD
11052019 9002 1100 818 40 1512 1141673$ 127$
12052019 8645 1159 746 40 1452 1096397$ 127$
13052019 9125 1180 773 40 1533 1157272$ 127$
14052019 8990 1054 853 40 1510 1140151$ 127$
15052019 9295 1115 834 40 1562 1178833$ 127$
16052019 9232 1101 839 80 3102 2341685$ 254$
17052019 9294 1128 824 80 3123 2357412$ 254$
18052019 9160 1165 786 80 3078 2323423$ 254$
19052019 9117 1145 796 80 3063 2312516$ 254$
20052019 9201 1158 795 80 3092 2333822$ 254$
21052019 9518 1125 846 80 3198 2414229$ 254$
22052019 8629 1080 799 80 2899 2188735$ 254$
23052019 9063 1145 792 80 3045 2298819$ 254$
24052019 9930 1206 823 80 3336 2518732$ 254$
25052019 10838 1240 874 80 3642 2749045$ 254$
26052019 10375 1230 843495935 120 5229 3947409$ 380$
27052019 10392 1223 849713818 120 5237568 3953877$ 380$
28052019 10540 1269 830575256 120 531216 4010187$ 380$
29052019 10580 1270 833070866 120 533232 4025406$ 380$
30052019 10620 1263 840855107 120 535248 4040625$ 380$
31052019 10571 1270 832362205 120 5327784 4021982$ 380$
1062019 10632 1240 857419355 120 5358528 4045190$ 380$
2062019 10163 1250 81304 120 5122152 3866748$ 380$
3062019 10815 1269 852245863 120 545076 4114817$ 380$
4062019 10461 1212 863118812 120 5272344 3980129$ 380$
producto total 92142624 921$ 69559114$
7569576
31577952
52995096
do
sis
40
pp
md
osi
s 8
0 p
pm
do
sis
12
0 p
pm
103
Adicional en la tabla se muestra el costo del producto donde un galoacuten de
tratamiento tiene un costo $ 75459 COP y se calcula el costo por
productodiacutea
$119892119886119897 = 75459 lowast 1512 = 1141194
Tambieacuten se encuentra que el costo por el barril de agua inyectada cambia
seguacuten la dosis manejada e incrementa con la dosificacioacuten como se puede
observar en la tabla
$119861119860119875119863 =$119892119886119897
119902
104
ANEXO D
EVALUACIOacuteN DEL KPI POR MEDIO DE POWER PIVOT
Power pivot es un complemento de Excel que permite realizar anaacutelisis a datos una
de las herramientas aplicadas son los indicadores claves de rendimiento (KPI) este
elemento permite evaluar los datos de una forma raacutepida y dar una visual al estado
en el que se encuentra el proceso
Para hacer el anaacutelisis del indicador en Power pivot se hace una tabla dinaacutemica con
las variables fecha presioacuten y caudal
Se adicionan las variables BAPD y WHP como medidas calculadas como se
observa en las ventanas por medio de la funcioacuten SUMX que evaluacutean los valores
que se estaacuten tomando de la columna de una determinada tabla
Al tener estas variables como campos calculados se realiza el caacutelculo de la
inyectividad que representa el valor base del anaacutelisis que se genera
automaacuteticamente para los datos que se encuentren en la tabla
Etiquetas de fila Suma de P Suma de Q
15-abr 1110 8145
16-abr 1169 8581
17-abr 1190 8425
18-abr 1180 8629
19-abr 1130 8255
20-abr 1215 8349
21-abr 1143 8675
22-abr 1143 8650
23-abr 1201 8561
24-abr 1153 8487
25-abr 1170 8388
26-abr 1170 8441
27-abr 1134 8968
28-abr 1190 8770
105
Finalmente se elige una medida objetivo para el KPI por medio de un condicional
que permite realizar la comparacioacuten de los datos de la prueba ademaacutes del periodo
de pretratamiento y post tratamiento
Se agrega el indicador clave de rendimiento donde el campo base es la medida
inyectividad se definen los liacutemites del estado los cuales son 78 al ser el valor
promedio encontrado entre los datos analizados y 9 que es el valor establecido para
definir la prueba como exitosa
106
Al dar aceptar inmediatamente se analizan los valores de la variable inyectividad
en la tabla la cual nos muestra el estado de la inyeccioacuten seguacuten los rangos que se
establecieron esto se puede observar en la imagen por medio de los iconos como
una demostracioacuten graacutefica
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
16042019 FALSO 7340461933
17042019 FALSO 7079831933
18042019 FALSO 7312711864
19042019 FALSO 7305309735
20042019 FALSO 6871604938
21042019 FALSO 758967629
22042019 FALSO 7567804024
23042019 FALSO 7128226478
24042019 FALSO 7360797918
25042019 FALSO 7169230769
26042019 FALSO 7214529915
27042019 FALSO 7908289242
28042019 FALSO 7369747899
29042019 FALSO 718212766
30042019 FALSO 7341504649
1052019 FALSO 72589053
2052019 FALSO 7723348018
3052019 FALSO 7391047297
4052019 FALSO 7779705117
5052019 FALSO 7539612676
6052019 FALSO 7402061856
7052019 FALSO 6932716569
8052019 FALSO 7742222222
9052019 FALSO 8114620939
10052019 FALSO 777524144
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
11052019 FALSO 7800693241
12052019 FALSO 7608283003
13052019 FALSO 7733050847
14052019 FALSO 8529411765
15052019 FALSO 833632287
16052019 FALSO 838510445
17052019 FALSO 8239361702
18052019 FALSO 7862660944
19052019 FALSO 7962445415
20052019 FALSO 7945595855
21052019 FALSO 8460444444
22052019 FALSO 7989814815
23052019 FALSO 7915283843
24052019 FALSO 8233830846
25052019 FALSO 8740322581
26052019 FALSO 843495935
27052019 FALSO 8497138185
28052019 FALSO 8305752561
29052019 FALSO 8330708661
30052019 FALSO 8408551069
31052019 FALSO 8323622047
1062019 FALSO 8574193548
2062019 FALSO 81304
3062019 FALSO 8522458629
4062019 FALSO 8631188119
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
5062019 FALSO 7735433071
6062019 FALSO 8441998307
7062019 FALSO 7051324503
8062019 FALSO 7107665805
9062019 FALSO 7304385211
10062019 FALSO 7298109966
11062019 FALSO 7755156951
12062019 FALSO 8786355476
13062019 FALSO 6790855207
14062019 FALSO 7415720524
15062019 FALSO 7617467249
16062019 FALSO 7602586207
17062019 FALSO 782300885
18062019 FALSO 8011080332
19062019 FALSO 2206930693
20062019 FALSO 6558180227
21062019 FALSO 8333333333
22062019 FALSO 880195122
23062019 FALSO 8445714286
24062019 FALSO 8866666667
25062019 FALSO 8242973708
26062019 FALSO 8061594203
27062019 VERDADERO 9135135135
28062019 VERDADERO 9004784689
29062019 VERDADERO 9052054795
En el ANEXO podemos observar un semaacuteforo que permite ver el estado de la
inyectividad con los tiempos establecidos de pre durante y post tratamiento
teniendo como objetivo una inyectividad Xgt=9 donde el tiempo base de 30 diacuteas pre
tratamiento se encuentra en estado rojo el periodo de prueba se encuentra en
amarillo y los 30 diacuteas post tratamiento se encuentran en los tres estados (rojo
amarillo y verde) en rojo se encuentran los 15 diacuteas recieacuten se suspende la
dosificacioacuten del tratamiento 11 diacuteas en amarillo y 4 diacuteas en verde esto ademaacutes se
ve influenciado por la disminucioacuten de presioacuten que se presenta en cabeza de pozo
que afecta directamente la relacioacuten caudal presioacuten
107
ANEXO E
REPORTE ASSAY 2016 CEPSA COLOMBIA SA
Fuente CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de crudo CCA
108
ANEXO F
REPORTE LABORATORIO AGUA RESIDUAL NFUSTRIAL
Fuente CEPSA Colombia SA
4
DIRECTIVAS DE LA UNIVERSIDAD Presidente de la Universidad
Dr MARIO POSADA GARCIacuteA PENtildeA Consejero Insitucional
Dr LUIS JAIME POSADA GARCIacuteA PENtildeA Vicerrectoria Academica y de Investigaciones
Dra MARIacuteA CLAUDIacuteA APONTE GONZAacuteLEZ Vicerrector Administrativo y Financiero
Dr RICARDO ALFONSO PENtildeARANDA CASTRO Secretaria General
Dra ALEXANDRA MEJIacuteA GUZMAacuteN Decano de la Facultad de Ingenieriacuteas
Dr JULIO CEacuteSAR FUENTES ARISMENDI Director del Programa de Ingenieriacutea quiacutemica
Ing IVAacuteN RAMIacuteREZ MARIacuteN
5
Las directivas de la Universidad de Ameacuterica los jurados calificadores y el cuerpo docente no son responsables por los criterios e ideas expuestas en el presente documento Estos corresponden uacutenicamente a los autores
6
AGRADECIMIENTOS
Este es el primer peldantildeo de mi proyecto de vida a Dios y a mis padres por el
acompantildeamiento durante todo este proceso agradezco al inmenso esfuerzo de
personas integras que aportaron para el desarrollo de este trabajo con carintildeo a
Daniel Fajardo su esposa Sandra Juan Enrique Loacutepez y Juan Manuel Rodriguez
de la empresa Cepsa Colombia SA
7
CONTENIDO
paacuteg
RESUMEN 17
INTRODUCCIOacuteN 19
OBJETIVOS 20
1GENERALIDADES 21
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA 21
111 Naturaleza del agua 22
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN 23
121 Propiedades de la roca 24
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua 26
2CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA 34
21 TIPO DE MUESTRA 34
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO 34
221 Anaacutelisis SARA 35
222 Anaacutelisis composicionales 35
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA 36
3SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 40
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN 40
311 Revisioacuten de antecedentes 40
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada 41
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba 43
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor 43
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 45
321 El Inhibidor 45
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten 47
323 Sistema de inyeccioacuten 50
324 Aplicacioacuten de la prueba 50
8
4PRUEBA PILOTO 52
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO 52
411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor 52
42 PROCEDIMIENTO 54
421 Aplicacioacuten 54
422 Recopilacioacuten de datos 54
423 Evaluacioacuten de resultados 55
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS 59
431 Anaacutelisis del tratamiento 59
432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema 61
433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 63
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento 67
5ANAacuteLISIS Y RESULTADOS 69
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN 69
52 PRUEBA PILOTO 72
53 AGUA - ACEITE ndash SOacuteLIDO 75
6ANAacuteLISIS FINANCIERO 82
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO 82
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO 83
7 CONCLUSIONES 86
8RECOMENDACIONES 88
BIBLIOGRAFIacuteA 97
ANEXOS 89
9
LISTA DE TABLAS
paacuteg
Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra 37 Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual
industrial 43 Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba 57
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba 58 Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento 65 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten 70
Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin 71
Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten 72 Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes
periodos 74 Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
74
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza 76 Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor 77
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media 79 Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso 79 Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten 82
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa 82 Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa 83
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento 83
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea 84 Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea 85
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten 85
10
LISTA DE ECUACIONES
paacuteg
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad 55 Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten 56 Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad 56 Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida 57
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba 58 Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida 58 Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 59
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba 82
11
LISTA DE GRAacuteFICAS
paacuteg
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos 38 Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten 41 Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba 60 Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba 61 Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes
durante y despueacutes de la prueba 62 Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten 63
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo 64
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento 65 Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3 66 Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada 67 Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 68
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql 70 Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo 73
12
LISTA DE FIGURAS
paacuteg
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera 22
Figura 2 Esquema de un pozo disposal 24 Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la
formacioacuten 27 Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos 28 Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten 31
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica 33 Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten 34
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA 35
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo 36
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida 46
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada 47 Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base 48
Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos 50 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3 52
Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten 53
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico 53
Figura 17 Formacioacuten de precipitados 70
13
LISTA DE ANEXOS
paacuteg
Anexo A Datos variables monitoreadas durante el proceso de inyeccion de agua (presioacuten y volumen de agua inyectada) 988 Anexo B Tabla de seguimiento para el caacutelculo de la energiacutea 100 Anexo C Seguimiento dosis de inyeccioacuten de producto quiacutemico 102 Anexo D Evaluacioacuten del Kpi por medio de power pivot 104 Anexo E Reporte Assay 2016 CEPSA Colombia sa 107 Anexo F Reporte laboratorio agua residual industrial 108
14
ABREVIATURAS
Γ Peso especiacutefico
ww Concentracioacuten en peso
BAPD Barriles de Agua por Diacutea
BBL Barriles
CMC Concentracioacuten criacutetica de micelas
EOR Enhanced oil recovery
Ji Iacutendice de inyectividad
KPI Indicador clave de rendimiento
KW Kilo watts
OW contenido de grasas y aceites en agua
PDP Presioacuten de descarga de la bomba
PTARI Planta de tratamiento de aguas residuales
Ppm partes por milloacuten
Psi Libra por pulgada cuadrada
Q Caudal
TSS Soacutelidos suspendidos totals
WHP Presioacuten en cabeza de pozo
15
GLOSARIO
ADSORCIOacuteN moleacuteculas de una sustancia son capturadas por la superficie de la otra sustancia1
AGUA DE DISPOSICIOacuteN es el agua producida que al pasar por un proceso de tratamiento necesita su disposicioacuten final es decir ha terminado su ciclo productivo
AMINA CUATERNARIA es una sal de amina catioacutenica en donde el nitroacutegeno tiene cuatro grupos unidos a ella cargada positivamente Son utilizadas como agentes mojantes del petroacuteleo e inhibidores de corrosioacuten2
ARENISCAS supeficie mineral que estaacute compuesta principalmente de granos de cuarzo y puede contener otros minerales3
BARRIL unidad volumeacutetrica equivale a 42 galones US4
DISOLUCIOacuteN es lo formacioacuten de una mezcla homogeacutenea donde las moleacuteculas del soluto se disuelven en el solvente5
DISPERSIOacuteN es la separacioacuten de componentes dentro de un fluido por medio de la difusioacuten es decir es la presencia de partiacuteculas o granos dentro de un fluido 6
FORMACIOacuteN RECEPTORA se encuentra constituida por rocas porosas a nivel subterraacuteneo con la capacidad de contener y circular un fluido a traveacutes de ella en este caso el agua
INHIBIDOR es un producto quiacutemico que evita o retrasa una reaccioacuten quiacutemica como la corrosioacuten7
MOJABILIDAD es la preferencia de un soacutelido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro que permite que la fase mojante se disperse sobre la fase soacutelida8
1 SCHUMBERGER Oilfield glossary adsorption [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsaadsorptionaspx 2SCHUMBERGER Oilfield glossary amina cuaternaria En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsqquaternary_amineaspx 3 SCHUMBERGER Oilfield glossary arenisca [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsssandstoneaspx 4 SCHUMBERGER Oilfield glossary barril eqivalente [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsbbarrel_equivalentaspx 5 Disoluciones quiacutemicas Soluciones [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible
en httpsuftclimagesfuturos_alumnosprofesores_orientadoresmaterial-pedagogicoGuia_5_Solucionespdf 6 SCHUMBERGER Oilfield glossary dispersioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 7 SCHUMBERGER Oilfield glossary inhibitor [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 8 SCHUMBERGER Oilfield glossary mojabilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible enhttpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermswwettabilityaspx
16
POZOS DISPOSAL son pozos clase II seguacuten el UIC se utilizan para inyectar fluido como el agua tratada la cual es separada del aceite resultante de la produccioacuten de petroacuteleo y es reinyectada en formaciones subterraacuteneas con caracteriacutesticas iguales o similares para su eliminacioacuten9
PRECIPITACIOacuteN aparicioacuten de material soacutelido en una solucioacuten liquida en donde el soluto sobrepasa la solubilidad10
SCHMOO son depoacutesitos y acumulaciones de lodos de composicioacuten variable compuesta de sustancias inorgaacutenicas recubiertas con material hidrocarbonado que se acumula en las liacuteneas y sistemas de operacioacuten de inyeccioacuten11
SOLUBILIDAD es la capacidad de un cuerpo para disolverse y mezclarse en una sustancia12
9 EPA Control de inyeccioacuten subterraacutenea [En liacutenea] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwepagovuicclass-ii-oil-and-gas-related-injection-wells 10 SCHUMBERGER Oilfield glossary precipitacioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermspprecipitationaspx 11Hellberg PE and Zuberbuehler A Polymeric corrosion inhibitors - A new class of oilfield formulation bases[En liacutenea] International Petroleum Technology Conference 2014] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwlinknovatecomconferencepolymeric-corrosion-inhibitors-a-new-class-of-oilfield-formulation-bases-1197673 12 SCHUMBERGER Oilfield glossary solubilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsssolubilityaspx
17
RESUMEN
Este trabajo se desarrolla con base en la evaluacioacuten de un inhibidor orgaacutenico que busca incrementar el flujo de agua inyectada al pozo de disposicioacuten final C3 el cual trae un bajo iacutendice de inyectividad por la posible presencia de sustancias que bloquean el paso del fluido a la formacioacuten receptora evento recurrente en pozos de disposicioacuten con alguna carga de hidrocarburos se requiere verificar el desempentildeo con la aplicacioacuten de un tratamiento que sea econoacutemico y efectivo de este modo recuperar las propiedades de la roca de la formacioacuten para extender la vida del pozo inyector
Se analiza el histoacuterico del sistema de inyeccioacuten de la estacioacuten desde el 1 de enero del 2019 las condiciones de operacioacuten del pozo y el sistema de inyeccioacuten a partir de una revisioacuten bibliograacutefica y un anaacutelisis de composicioacuten se hace una discusioacuten sobre la eleccioacuten del producto tratante y los fenoacutemenos que interactuacutean para alcanzar la separacioacuten del depoacutesito que se encuentra acumulado en el medio del sistema Se hace la prueba de pozo con el producto tratante y el respectivo seguimiento las variables involucradas en el proceso de mejora de la inyectividad
Asiacute mismo se evaluacutean las consideraciones o factores que generaron el dantildeo a la formacioacuten y la efectividad o no del producto tratante su composicioacuten y reacciones con el medio acuoso y con la roca
PALABRAS CLAVES inhibidor inyectividad pozo de disposicioacuten agua de disposicioacuten
18
ABSTRACT
This work is developed based on the evaluation of an organic inhibitor that seeks to
increase the flow of water injected to the final disposal well C3 which brings a low
injection rate due to the possible presence of substances that block the passage of
the fluid to the receptor formation recurrent event in disposal wells with some
hydrocarbon load It is necessary to verify the performance with the application of a
treatment that is economical and effective in this way to recover the properties of
the rock of the formation to extend the life of the injection well
The history of the injection system of the station from January 1 2019 the operating
conditions of the well and the injection system is analyzed Based on a bibliographic
review and a composition analysis a discussion is made about the choice of the
treatment product and the phenomena that interact to achieve the separation of the
deposit that is accumulated in the middle of the system The well test is carried out
with the treatment product and the respective monitoring of the variables involved in
the process to improve injectivity
Likewise the considerations or factors that generated the damage to the formation
and the effectiveness or not of the treatment product its composition and reactions
with the aqueous medium and with the rock are evaluated
KEY WORDS inhibitor injectivity disposal well disposal water
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INTRODUCCIOacuteN
Un pozo de disposicioacuten de agua tratada es una de las alternativas de vertimiento de las aguas de produccioacuten en la industria de los hidrocarburos el caso de estudio es el pozo inyector C3 que pertenece al sistema de inyeccioacuten de un campo maduro en la cuenca de los llanos orientales de Colombia por ello el desarrollo de estos campos comprenden el manejo de una alta relacioacuten aceite agua que de manera incremental acrecienta los problemas de disposicioacuten de agua situacioacuten que puede llegar a generar un cuello de botella para el campo si la capacidad de inyeccioacuten no es suficiente
El sistema de disposicioacuten de agua se encuentra conformado por 5 pozos los cuales tienen la capacidad de recibir la cantidad de agua producida a disponer el volumen total de 95000 BWPD13 aproximadamente distribuido en los pozos C1 C2 C3 C6 y CC en este sistema el pozo C3 tiene la menor inyectividad por ello se ha tomado con el pozo de prueba
El objetivo del estudio es aumentar la capacidad de agua dispuesta en la formacioacuten esto se pretende lograr con la limpieza y la disolucioacuten de deposiciones presentes en la zona a partir de un inhibidor orgaacutenico El tratamiento fue aplicado en una prueba piloto del pozo inyector que alimenta la formacioacuten receptora la carbonera C7-M sobre el comportamiento de esta formacioacuten se tiene conocimiento a traveacutes del desarrollo del campo experiencia que recomienda que espera con el tratamiento un incremento significativo del volumen inyectado sino se da esta condicioacuten la prueba resultaraacute no exitosa por el alto costo del producto y el manejo de la integridad del pozo y de la formacioacuten
Este proyecto estaacute enfocado a la accioacuten limpiadora del producto en la formacioacuten receptora confrontando su desempentildeo operacional en su implementacioacuten al evaluar su eficiencia tecnoloacutegica y financiera que permita su aplicabilidad en todo el sistema de pozos de la compantildeiacutea Por ello la tasa de inyeccioacuten es el indicador principal o gradiente de medida en las variables operacionales que se tienen en cuenta para la evaluacioacuten
13 CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de implementacioacuten de tecnologiacutea en pozos inyectores 2019
20
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Evaluar la inyectividad en un pozo para disposicioacuten final de agua en un campo petrolero utilizando inhibidores orgaacutenicos modificados OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
1 Caracterizar el depoacutesito proveniente del pozo de disposicioacuten final C3 de la estacioacuten
2 Seleccionar el inhibidor de la tecnologiacutea de acuerdo con el depoacutesito proveniente del sistema
3 Evaluar en prueba piloto el rendimiento del producto 4 Determinar la viabilidad financiera del proyecto
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1 GENERALIDADES
En el presente capiacutetulo se abordan conocimientos y definiciones que ayudan a entender los factores y propiedades que afectan la inyectividad en un pozo de inyeccioacuten con el fin de entender el comportamiento de estos sistemas y tener una mejor evaluacioacuten del proceso
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA
El agua se usa como insumo o como materia prima en distintos procesos productivos de las industria asociado las actividades de exploracioacuten produccioacuten transporte y refinacioacuten este recurso es retornado al sistema de forma parcial o en su totalidad estos retornos de agua hacen referencia a las peacuterdidas vertimientos y descargas de agua seguacuten la ENA se estima una demanda hiacutedrica en el paiacutes de 5813 millones de m3 y la huella hiacutedrica azul de 62 millones de m3 que corresponden al 11 de demanda de agua en este sector el flujo de retorno es la diferencia entre el volumen usado y el que no retorna que corresponde a 5752 millones de m314
El manejo del recurso hiacutedrico permite garantizar proteccioacuten y conservacioacuten al medio ambiente a partir de un uso consciente y responsable del agua en los procesos a nivel Industrial se tiene como objetivo reducir el impacto ambiental que es generado por medio de las actividades que realiza la industria con el cumplimiento de las normativas internacionales teniendo en cuenta que las labores efectuadas pueden causar un impacto al ecosistema ya sea en las aguas subterraacuteneas la atmoacutesfera suelos biodiversidad entre otros15 por eso el agua que se emplea en la produccioacuten no puede ser usada o vertida sin un previo tratamiento por lo que debe cumplir con los estaacutendares correspondiente a las licencias ambientales que determinan los liacutemites y condiciones que se deben tener para no afectar los cuerpos receptores
Algunas alternativas implementadas para el manejo de los efluentes de produccioacuten con procura de la reduccioacuten del impacto ambiental al momento de disponer las aguas al medio despueacutes de su uso son i) La reutilizacioacuten del recurso en el proceso de refinacioacuten y aprovechamiento agriacutecola ii) La reinyeccioacuten en disposicioacuten final (Disposal) o recobro y iii) El uso en vertimientos a cuerpos de agua superficial suelo o alcantarillado la Figura 1 permite visualizar coacutemo se encuentra repartida la gestioacuten de agua residual realizada en Colombia por parte Ecopetrol16 dando una perspectiva de la utilidad de cada una de estas alternativas
14 Instituto de Hidrologiacutea Meteorologiacutea y Estudios Ambientales (IDEAM) Estudio nacional del agua 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Ideam 2019 p181 [Consultado 5 Agosto de 2019] Disponible en httpwwwandicomcoUploadsENA_2018-comprimidopdf 15 CEPSA Colombia SA Informe Anual y de responsabilidad corporativa 2018 16 Ecopetrol Reporte integrado de gestioacuten sostenible 2018 [en liacutenea] Bogotaacute Ecopetrol SA 2019 p 363-364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en
22
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera
Fuente ECOPETROL Reporte integrado gestioacuten sostenible 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 2019 p 364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 111 Naturaleza del agua En la industria de los hidrocarburos se tiene grandes voluacutemenes de agua asociados a sus procesos productivos debido a que el agua es un fluido que se encuentra asociado a las acumulaciones de petroacuteleo en donde se puede encontrar un mayor volumen produccioacuten de agua en comparacioacuten con el del petroacuteleo Su composicioacuten variacutea por las caracteriacutesticas quiacutemicas y fiacutesicas que muestra el agua del yacimiento al ambiente geoloacutegico en el que se encuentren17 por lo que se dispone de anaacutelisis que permiten identificar las caracteriacutesticas del agua que pueden depender de la composicioacuten quiacutemica temperatura gravedad especiacutefica pH y presioacuten donde el agua puede presentar contenido de soacutelidos disueltos soacutelidos suspendidas materiales inertes o gases bacterias y aceite residual
Composicioacuten la quiacutemica del agua es un aspecto importante por entender con respecto a la eliminacioacuten y operaciones de inyeccioacuten debido a que la calidad del agua de inyeccioacuten permite tomar medidas para poder controlar o eliminar la corrosioacuten incrustacioacuten y ensuciamiento de las liacuteneas equipos y tanques1819
Los soacutelidos disueltos totales estaacuten constituidos generalmente por concentraciones de cloruro de sodio cationes (calcio magnesio bario estroncio y hierro ferroso) y aniones (cloruro sulfato sulfuro y bicarbonato) la
httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 17 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades del agua En fundamentos de ingenieriacutea de
yacimiento [En liacutenea]Maracaibo Venezuela Astro Data SA 2009 p148 [Consultado 10 de
Agosto de 2019] Disponible en httpsesslidesharenetgeorgehsterlingfundamentos-de-
ingenieria-de-yacimientos-magdalena 18 KEMMER Frank N y McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo III Meacutexico McGraw-Hill inc1998 p43-9 19 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p148
23
concentracioacuten de estos soacutelidos es demostrada en partes por milloacuten (ppm) de cada ion
Los soacutelidos suspendidos son soacutelidos orgaacutenicos e inorgaacutenicos que se encuentran en el agua producida estas pueden ser partiacuteculas de oacutexidos metaacutelicos hierro oxidado o manganeso tambieacuten se encuentran sedimentos arena arcilla o cuerpos bacterianos Los gases disueltos de mayor frecuencia son el sulfuro de hidroacutegeno (H2S)
dioacutexido de carbono (CO2) y el oxiacutegeno (O2)
- El agua que contienen sulfuro de hidroacutegeno es denominada como agua amarga pueden tener este comportamiento por la actividad de las bacterias reductoras de sulfato en la formacioacuten que contribuyen a la corrosioacuten en el pozo y al taponamiento de la formacioacuten durante las operaciones de inyeccioacuten
- El agua con dioacutexido de carbono aumenta la dureza y alcalinidad ademaacutes de ser un gran contribuyente en la corrosioacuten
- El oxiacutegeno disuelto es el que se encuentra en menor presencia pero es el agente maacutes corrosivo y causa la formacioacuten de agentes taponadores por oxidacioacuten de hierro ferroso y del sulfuro de hidroacutegeno por lo que es importante evitar la presencia de oxiacutegeno en las liacuteneas de abastecimiento
A nivel bacteriano estas pueden causar corrosioacuten y taponamientos en el sistema
y en el pozo de inyeccioacuten se reproducen raacutepidamente a condiciones de alto y bajo pH temperatura presioacuten y en ausencia de oxiacutegeno las bacterias que se encuentran en esta industria se clasifican en aerobias anaerobias y facultativas20
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN
El proceso de inyeccioacuten de agua como se mencionoacute anteriormente son utilizados para la eliminacioacuten de los fluidos producidos asiacute como para la recuperacioacuten del petroacuteleo Estas operaciones dependen de la cantidad de agua inyectada en su respectiva zona por debajo de la presioacuten de fractura de la formacioacuten
Pozos de eliminacioacuten de agua o pozos de disposicioacuten final o tambieacuten denominados pozos Water disposal son pozos profundos que tienen como fin confinar el agua producida por medio de bombeo a una formacioacuten geoloacutegica (Ver figura 2) esta se realiza para asegurar la eliminacioacuten de los residuos de manera que no afecte al medio ambiente principalmente es disponer grandes cantidades del liacutequido en el depoacutesito al menor costo posible El agua y el pozo deben cumplir con las regulaciones pertinentes y llevar a cabo su respectivo monitoreo para asegurar la integridad de la zona de deposicioacuten y se ldquoimpida la migracioacuten del fluido hacia otras formaciones geoloacutegicas acuiacuteferos o cuerpos de agua superficialesrdquo (ANLA) por eso
20 COLLINS A Gene and WHRIGHT Charles C Chapter 6Enhanced Oil Recovery Injection Waters En Enhanced Oil Recovew I Fundamentals and Analyses Elsevier 1985 213 p
24
los operadores deben garantizar la permanencia del fluido en la formacioacuten por medio de un aislamiento que impida la migracioacuten estos pueden ser sellos hidraacuteulicos o capas de rocas que formen un sello natural21
Fuente ECOPETROLManejo de agua en campo petrolero Petroacuteleo y el mundo [En liacutenea] Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 201438 p [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesNuestraEmpresasalaPrensaPu blicacione Este tipo de operacioacuten de inyeccioacuten por parte de la industria de los hidrocarburos indica que hay tipos de rocas que poseen una porosidad y permeabilidad relativamente grande para poder captar grandes cantidades de fluido en condiciones favorables22
Entre las facilidades de los pozos disposal en superficie se encuentra la cabeza de pozo la cual debe estar equipada para poder realizar mediciones del caudal y presioacuten de inyeccioacuten esta debe contener ademaacutes una vaacutelvula de cheque entre la cabeza del pozo y la bomba de inyeccioacuten tambieacuten se requieren facilidades para tratamiento en la superficie
121 Propiedades de la roca Las propiedades a tener en cuenta en el proceso de inyeccioacuten y en medida especial en los depoacutesitos o recepcioacuten formadora que variacutean la capacidad de inyeccioacuten son permeabilidad tensioacuten interfacial y sus mecanismos de contacto como la humectabilidad y la presioacuten capilar estas tres uacuteltimas describen el comportamiento de dos o maacutes fases presentes en el medio poroso que van a permitir entender el comportamiento y la interaccioacuten entre la superficie el tenso activo y el fluido
21 QOMARUDIN Helmy and KARDENA Edwan Petroleum Oil and Gas Industry Waste Treatment Common Practice in Indonesia En J Pet Environ Biotechnol 2015 vol 6 p1-7
Figura 2 Esquema de un pozo disposal
25
Permeabilidad (K) es la capacidad del medio poroso para dejar pasar fluidos a traveacutes de eacutel por sus poros interconectados es expresada matemaacuteticamente por la ley de Darcy y es una medida de conductividad de los fluidos23 esta es una medida que se encuentra asociada directamente con la porosidad por lo tanto a mayor porosidad mayor permeabilidad
La permeabilidad se clasifica en absoluta efectiva y relativa y se explica a continuacioacuten
- Absoluta es cuando el medio poroso se encuentra saturado totalmente por solo
un fluido o estaacute en una sola fase - Efectiva el medio poroso permite que fluyan dos fases simultaacuteneamente - Relativa es la relacioacuten entre la permeabilidad efectiva y absoluta 24
Tensioacuten interfacial (IFT) se da cuando dos fluidos inmiscibles como el agua y
el aceite al entrar en contacto no se mezclan y los separa una interfaz por la diferencia de presiones ejercida por cada fluido
La tensioacuten interfacial en los poros de la roca puede afectar las caracteriacutesticas de flujo del fluido en el medio poroso la presioacuten de las fases y la preferencia del fluido que fluye en el depoacutesito
- Cuando se tiene un desplazamiento miscible el fluido desplazado y desplazante se mezclan y la ITF entre los dos fluidos se acerca a cero en su interface
- Un desplazamiento inmiscible ocurre cuando el fluido desplazado y desplazante no se mezclan
Satter e Iqbal en su libro dicen que ldquoEl efecto de la tensioacuten interfacial se refleja en el rendimiento del yacimiento ademaacutes que afecta propiedades como humectabilidad presioacuten capilar y permeabilidad relativardquo25
Presioacuten capilar (Pc) para Satter e Iqbal la presioacuten capilar es la diferencia de presioacuten en la interface entre dos fluidos inmiscibles que se encuentran presente en un medio poroso Estaacute influenciada por la saturacioacuten de los fluidos y la tensioacuten interfacial entre las fases del fluido donde se cumple una competencia de fuerzas interfaciales entre el agua-aceite agua-soacutelido y aceite-soacutelido en el depoacutesito26
23 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p 263 24 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades de las rocas y los fluidos En Inyeccioacuten de agua y gas en yacimientos petroliacuteferos [En liacutenea] Maracaibo Venezuela Astro data SA 2001 50 p [Consultado 10 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwingunpeduarasignaturasreservorioslibro20iny20agua20y20gaspdf 25 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Reservoir rock properties En reservoir engineering Gulf Professional Publishing 2016 50 p 26 Ibid p54
26
Rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transicioacuten de gran espesor mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores capilares y zonas de transicioacuten delgadas
Humectabilidad la humectabilidad de la roca indica la tendencia de un fluido inmiscible a extenderse en presencia de otro fluido en la superficie de la roca donde el agua y el aceite tienden a extenderse y adherirse a la superficie de la roca de manera diferente La humectabilidad se puede ver influenciada por el tipo de minerales en la matriz de la roca la composicioacuten de los fluidos asiacute como el aceite y el agua presente en el poro hay que tener en cuenta que la humectabilidad de la roca puede alterarse una vez que el agua inyectada entra en contacto con la roca27 El aacutengulo de contacto (θ) es una medida de la humectabilidad a medida que disminuye aumentan las caracteriacutesticas huacutemedas del liacutequido donde la humectabilidad completa se evidencia con un aacutengulo de contacto cero y la no humectacioacuten con uno de 180deg
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua Un deterioro en la inyectividad restringe la capacidad del volumen de agua que es inyectado para acumularse en una superficie para su eliminacioacuten esta reduccioacuten en la inyectividad genera costos en reparaciones trabajos de estimulacioacuten reajustes del sistema o fracturas en el pozo28
La inyeccioacuten depende de diferentes factores como las propiedades de la roca la interaccioacuten del agua inyectada y la presioacuten la produccioacuten de arena (finos) soacutelidos suspendidos incrustaciones corrosioacuten que influyen significativamente en la inyectividad
Soacutelidos suspendidos La reduccioacuten de la inyectividad estaacute relacionada con el taponamiento de la regioacuten cercana a la cara de inyeccioacuten es decir por el arrastre de partiacuteculas a la formacioacuten este proceso puede ser de forma raacutepida y severa dependiendo de la concentracioacuten y tamantildeo de los soacutelidos que esteacuten presentes en el fluido inyectado La figura 3 muestra el acomodamiento de las partiacuteculas a traveacutes de la formacioacuten y el taponamiento que pueden generar
27 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Op cit p 52-53 28 BENNION Douglas Brant et al Injection Water Quality A Key Factor to Successful Waterflooding [En liacutenea] Journal of Canadian Petroleum Technology (JCPT) 1994 p1-10 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwhycalcomoldPDFPapersReservoir20OptimizationInjection20Water20Qualitypdf
27
Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la formacioacuten
Fuente CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS
Se tienen tres posibles casos que relacionan el tamantildeo de partiacutecula y el diaacutemetro del poro de la formacioacuten estos casos se representan en la figura 4 Y se describen a continuacioacuten
1) Filtro externo las partiacuteculas tienen un mayor tamantildeo en comparacioacuten al diaacutemetro del poro maacutes del 33 del diaacutemetro del poro lo que impide atravesar la formacioacuten y causa su acumulacioacuten dando pasos a formacioacuten de una torta externa
2) Puente de poro Las partiacuteculas tienen un tamantildeo inferior al diaacutemetro del poro aproximadamente menor del 14 del diaacutemetro por lo que pueden atravesar la entrada de la formacioacuten pero se pueden adherir al poro ocasionando una restriccioacuten en la formacioacuten esta unioacuten ocurre cuando la partiacutecula que fluye se une a dos o maacutes partiacuteculas ya depositadas en la superficie o a otros depoacutesitos de partiacuteculas
3) Invasioacuten El tamantildeo de partiacutecula es significativamente menor al diaacutemetro del poro de la formacioacuten permitiendo el paso de las partiacuteculas sin dificultad ni ocasionar dantildeos o acumulaciones en la formacioacuten 29 30 31
29 CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS 30 CARPENTER Chris Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability Journal of Petroleum Technology 2018 vol 70 p 70-71 31 BENNION Douglas Brant et al Water Quality Considerations Resulting in the Impaired Injectivity of Water Injection and Disposal Wells En Journal of Canadian Petroleum Technology 2001 vol 40 p 3-4
28
Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos
Fuente CARPENTER C Mechanisms of permeability impairment reflecting conditions when (a) particles present in the injected water are smaller than the average pore-throat diameter of the formation (b) particles are smaller than the average pore-throat diameter of the formation and (c) particles are significantly smaller than the average pore-throat diameter of the formation [Imagen]Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability [En liacutenea] Society of Petroleum Engineers 2018 p 2 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgjournal-paperSPE-0218-0070-JPT Estos casos permiten evidenciar la influencia de la presencia de los soacutelidos suspendidos en el agua de disposicioacuten se tiene una relacioacuten directa con la afectacioacuten al nuacutecleo a mayor cantidad de soacutelidos suspendidos mayor seraacute el dantildeo ocasionado en nla permeabilidad del nuacutecleo
Incrustaciones y corrosioacuten Las incrustaciones y corrosiones se pueden formar en diferentes aacutereas de un sistema de inyeccioacuten como tal en las liacuteneas de tuberiacutea bombas de inyeccioacuten instrumentos superficiales y en las propias formaciones de inyeccioacuten entre las incrustaciones que generan mayor preocupacioacuten en el campo petrolero son el carbonato de calcio el sulfato de calcio y el sulfato de bario algunas de estas incrustaciones pueden removerse a traveacutes de tratamientos quiacutemicos mientras que otras son tan fuertes que requieren el remplazo de la liacutenea en la seccioacuten afectada
Las incrustaciones se ven influenciadas por cambios en la temperatura presioacuten y pH afectando las solubilidades de las incrustaciones esto se puede evitar y controlar con inhibidores de corrosioacuten frente a agentes corrosivos existentes en el sistema como el dioacutexido de carbono (CO2) el sulfuro de hidrogeno (H2S) y el oxiacutegeno (O2) ademaacutes de soacutelidos y gases disueltos
29
Entre las incrustaciones minerales maacutes recurrentes en los campos petroleros se encuentran32
Sulfato de Bario Es una incrustacioacuten insoluble a altas temperaturas y altas caiacutedas de presioacuten el pH no afecta su comportamiento
Ba+2 + SO4minus2 rarr BaSO4
Sulfato de Calcio Esta incrustacioacuten se incrementa con la disminucioacuten de la presioacuten puesto que a menor presioacuten menor solubilidad
Ca+2 + SO4minus2 rarr CaSO4
Carbonato de calcio La precipitacioacuten de esta incrustacioacuten se da a mayor pH y caiacutedas de presioacuten en el yacimiento que permiten la liberacioacuten del dioacutexido de carbono
Ca+2 + CO32minus rarr CaCO3
2H2CO3 + Ca+2 harr CaCO3 + CO2 + H2O Por lo que la presencia de CO2 favorece a la formacioacuten de esta incrustacioacuten
El dioacutexido de carbono al disolverse en agua da la formacioacuten de aacutecido carboacutenico que se ioniza
CO2(ac) + H2O harr H2CO3
CO2(ac) + H2O harr HCO3minus + H+
HCO3minus harr CO3
2minus + H+
A medida que aumenta la concentracioacuten de dioacutexido de carbono en la solucioacuten la reaccioacuten se mueve hacia la izquierda favoreciendo la precipitacioacuten del carbonato de calcio
El agua de inyeccioacuten dependiendo del contenido de agentes bacterianos de su fuente que se relacionan con el crecimiento de bacterias aeroacutebicas y anaeroacutebicas tanto en los equipos de superficie bombas tuberiacuteas y los equipos de fondo de pozo como dentro de la misma formacioacuten estas bacterias pueden contribuir a la corrosioacuten y el taponamiento de los poros de la formacioacuten
Las bacterias en el agua de inyeccioacuten contribuyen a la corrosioacuten y al taponamiento de los poros de la formacioacuten esto se atribuye especialmente a las
32 CASTRO HERNAacuteNDEZ Henry Fernando y GAacuteMEZ MEJIacuteA Christian Joseacute Evaluacioacuten de la depositacioacuten de incrustaciones en sistemas de bombeo electro sumergible del campo Cantagallo Trabajo de grado Ingenieriacutea de petroacuteleos Bucaramanga Universidad Industrial de Santander (UIS)Faculta de ingenieras fiacutesico-quiacutemicas2009 98 p Disponible en httptangarauiseducobibliowebtesis2009129542pdf
30
bacterias anaeroacutebicas en las que se encuentran las reductoras de sulfato (SRB) que son las maacutes problemaacuteticas en el campo petrolero pero si se llega a encontrar suficiente oxiacutegeno disuelto en el fluido de inyeccioacuten las bacterias aeroacutebicas tambieacuten se pueden convertir en un problema
Dentro de los problemas ocasionados por las bacterias para la reduccioacuten de la inyeccioacuten se encuentran33
Taponamiento del sistema de poros por bacterias vivas o muertas como taponamiento de partiacuteculas soacutelidas
Taponamiento del sistema de poros por la secrecioacuten de poliacutemero de polisacaacuterido de colonias activas en crecimiento en la formacioacuten
Taponamiento de la formacioacuten por productos de corrosioacuten generados por el crecimiento bacteriano
Generacioacuten de gases toacutexicos H2S por accioacuten metaboacutelica de las bacterias reductoras de sulfato (SRB) in situ en sulfato elemental presente en aguas de inyeccioacuten (gt10ppm Sulfato)
La temperatura y la presencia de bacterias en las operaciones tienen una influencia en el taponamiento y corrosioacuten en los sistemas de inyeccioacuten por lo cual se deben tener alternativas respecto a su control como lo son el aislamiento de las liacuteneas del sistema limpieza uso de inhibidores y control adecuado de microorganismos adicionalmente se puede hacer uso de instrumentos para monitorear y controlar en el campo los agentes corrosivos y sus efecto como medidores de pH medidores de oxiacutegeno medidores de corrosioacuten sondas de hidroacutegeno cupones de prueba34
Inhibidores de corrosioacuten Vera35 en su trabajo muestra un resumen de los inhibidores de corrosioacuten utilizados en la industria petrolera que se evidencia en la figura 5 que permite hacer un acercamiento al tipo de tratamiento que se utiliza en la industria
33 BENNION Douglas Brant et al Op cit p 5-6 34 Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC) Manual de perforacioacuten de IADC Deteccioacuten y monitoreo de corrosioacuten Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC)2015 Vol 1 y 2 ed12 35 VERA VILORIA Alfredo Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
31
Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten
Fuente VERA VILORIA Alfredo Inhibidores de Corrosioacuten Clasificacioacuten [Imagen] Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
El tipo de inhibidores a resaltar es por su naturaleza quiacutemica en donde se encuentran ubicados los inhibidores orgaacutenicos que es el estudiado en el presente trabajo Los inhibidores de corrosioacuten inorgaacutenicos son sales metaacutelicas que pasiva la superficie metaacutelica producen una capa protectora son solubles en agua y sensibles al pH no funcionan con presencia de cloruros y son anoacutedicos o catoacutedicos Los Inhibidores orgaacutenicos son formadores de peliacuteculas y son los maacutes utilizados en los sistemas de yacimientos petroleros al crean una capa entre el metal y el fluido Son los maacutes utilizados en la industria por brindar proteccioacuten en presencia
32
de hidrocarburos y deben ser solubles o dispersables en el medio que los rodea se encuentran disponibles en diferentes formas36
Solubles en petroacuteleo tratar pozos productores-gas Solubles en agua Utilizan corrientes de flujo agua Solubles en petroacuteleo y dispersables en agua pozos productores-gas que
producen agua
La efectividad del inhibidor depende de la composicioacuten quiacutemica estructura molecular y la afinidad por la superficie del metal tiene presencia de grupos funcionales como N S O en la moleacutecula que da la polaridad y permite su reaccioacuten
El mecanismo de accioacuten es la adsorcioacuten que se da por el intercambio de la carga del inhibidor y la superficie factores a tener en cuenta en el sistema son la temperatura y la presioacuten
Se clasifican como inhibidores orgaacutenicos en
Inhibidores catioacutenicos Estaacute conformado por grupos Aminas o (Amidas Sales de moleacuteculas nitrogenadas con aacutecidos carboxiacutelicos (aacutecidos grasos aacutecidos nafteacutenicos) compuesto cuaternario de nitroacutegeno Heterociclos de nitroacutegeno) con compuestos aromaacuteticos alifaacuteticos estos son utilizados en campo para su proteccioacuten
Inhibidores anioacutenicos Sulfonatos fosfonatos se usan en aguas de enfriamiento
o anticongelantes
La accioacuten de estos productos bien sea como surfactantes anioacutenicos o catioacutenicos crean emulsiones asfaacutelticas de tipo OW donde se prefieren las emulsiones catioacutenicas el surfactante catioacutenico se adsorbe en la superficie de la gota por la parte hidrofoacutebica y el grupo amina queda dirigido hacia el agua las gotas tienen una carga positiva y al acercarse entre ellas se genera un repulsioacuten electroestaacutetica37 (Figura 6 Izquierda)
36 SHLUMBERGER (Slb) La corrosioacuten la lucha maacutes extensa [En liacutenea] En Oilfield Review 2016 vol 28 no2 p 36-51 [Consultado 12 de julio de 2020] Disponible en httpswwwslbcom-mediafilesoilfield-review03-corrosion-spanish 37 SALAGER Jean Louis Uso de surfactantes en la industria petrolera En Ciencia e Ingenieriacutea
1986 vol 18 no 2 p 99
33
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica
Fuente SALAGER Jean Louis Uso de los surfactantes en la industria petrolera Laboratorio de formulacioacuten interfases reologia y proceso [pdf] Meacuterida VenezuelaUniversidad de los Andes1991 p 13 Disponible en httpwwwfirpulavearchivoscuadernosS350Apdf
La emulsioacuten al inyectarse en un medio rocoso (arena) forma un sistema soacutelido-aceite-agua el soacutelido o roca estaacute conformada por siacutelice como superficie con carga negativa el surfactante catioacutenico pasa de la interface agua-aceite hacia agua-soacutelido y se adsorbe en la superficie soacutelida al desaparecer el surfactante de la interface agua-aceite ya no hay repulsioacuten electroestaacutetica y se genera coalescencia con el rompimiento de la emulsioacuten y humectando la superficie por aceite (hidroacutefoba) generando la adherencia a la roca (Figura 6 Derecha)38
38 Ibid p 99-101
34
2 CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA
La recoleccioacuten y anaacutelisis de la muestra permite realizar un acercamiento acerca del tipo de depoacutesitos que se pueden localizar a traveacutes del sistema de inyeccioacuten en la industria de los hidrocarburos Generalmente lo recogido en la muestra se compone de sustancias viscosas o aceitosas que se adhieren a las superficies e impiden el flujo del fluido a nivel de pozo son ensuciamientos de caraacutecter inorgaacutenico que estaacuten cubiertos con material hidrocarbonado39
21 TIPO DE MUESTRA
En la figura 7 Se observa la muestra del depoacutesito extraiacuteda en donde se visualizan sus caracteriacutesticas fiacutesicas el aspecto encontrado es de tipo aceitoso pegajoso con una coloracioacuten negro petroacuteleo y un olor fuerte bastante penetrante
Fuente elaboracioacuten propia La muestra analizada es tomada por personal de campo es extraiacuteda por medio de un raspado en el filtro de las bombas de inyeccioacuten hay que tener en cuenta que el depoacutesito es sacado sobre agua para impedir la oxidacioacuten del depoacutesito
Estas sustancias en la industria pueden diferir en su composicioacuten debido a la concentracioacuten de especies en el agua asiacute como el tipo de hidrocarburos que se presenten la muestra recolectada es llevada a un laboratorio quiacutemico para su procesamiento y anaacutelisis de sus componentes
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO
Para el anaacutelisis de datos se tiene en cuenta el tipo de crudo que se produce en la estacioacuten por medio de la recopilacioacuten de informacioacuten de ensayos realizados Estos
39 FINK Johannes Karl Drilling Fluids En Water-based Chemicals and technology for Drilling Completion and Workover Fluids Gulf Professional Publishing 2015 p 5-114
Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten
35
permiten hacer un acercamiento a las propiedades y composicioacuten del crudo por medio de anaacutelisis SARA y composicionales
221 Anaacutelisis SARA Es un anaacutelisis que se realiza al crudo con el propoacutesito de definir las proporciones en las que se encuentran presentes los componentes saturados aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos con base en las diferencias de solubilidad los asfaacuteltenos son retirados por medio de su precipitacioacuten al agregarse un n-alcano y los componentes remanentes (maacuteltenos) son separados por cromatografiacutea cada componente es removido de la columna mediante el lavado con diversos solventes40 Figura 8 Representacion esquematica SARA a continuacioacuten
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA
Fuente KHARRAT A et al Issues with comparing SARA metodologies En Energy amp Fuels 2007 Citado por FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Esquema de la separacion SARA[imagen]Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudos provenientes de hidro desintegracioacuten Ciudad de Meacutexico 2017 p10
222 Anaacutelisis composicionales Determinacioacuten de la composicioacuten del petroacuteleo los componentes de hidrocarburos se identifican por lo general mediante fracciones con nuacutemero de carbono (Cn) ademaacutes se puede identificar componentes no hidrocarbonados como nitroacutegeno azufre metales pesados y sales los resultados utilizados son determinados por la teacutecnica flash separacioacuten y cromatografiacutea de gases en donde se hace una separacioacuten de la muestra en fase gaseosa y liquida y
40 FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudo proveniente de hidrodesintegracioacuten Trabajo de Grado Ciudad de Meacutexico Instituto Politeacutecnico Nacional 2017 p8-17
36
posteriormente los gases son analizados por medio de una teacutecnica de anaacutelisis de gases extendida y los liacutequidos por cromatografiacutea de gases capilar de alta resolucioacuten programada por temperatura
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA
En instalaciones de agua producida por la separacioacuten del crudo se encuentra un depoacutesito denominado como ldquoschmoordquo que estaacute compuesto de materia hidrocarbonada y solidos inorgaacutenicos es un depoacutesito negro espeso y pegajoso que se adhiere a cualquier superficie con la que entra en contacto y que puede acumularse en las superficies internas de la tuberiacutea y depositarse en la parte inferior del pozo que conecta con la formacioacuten algunos ejemplos se muestran Figura 9
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo
Fuente CEPSA Colombia SA Actividades de mantenimiento de tuberiacuteas de liacutenea de flujo [Imagen] 2020
La figura 9 hace un acercamiento de como se ve la deposicioacuten de compuestos orgaacutenicos en el interior de las tuberiacuteas a nivel del sistema de inyeccioacuten de agua hay que tener presente que el depoacutesito afecta la operacioacuten de inyeccioacuten al generar barreras que impiden el paso del fluido y deriva a la reduccioacuten del diaacutemetro de la tuberiacutea por su acumulacioacuten generando incremento de peacuterdidas de friccioacuten durante el bombeo del agua y ocasiona un incremento de requerimientos de la potencia de la bomba incrementando el costo de energiacutea en el bombeo un comportamiento similar se tiene con la deposicioacuten de soacutelidos en la formacioacuten como se menciona en el capiacutetulos anterior estos depoacutesitos generan taponamiento en la formacioacuten y por ende disminuyen el flujo inyectado (BAPD)
37
De los resultados del anaacutelisis de este material depositado determinan que la suciedad estaacute constituida en su mayoriacutea por hidrocarburos aceites y grasas con trazas de cationes como hierro y bario tal como se muestra en la tabla 1 Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra
Paraacutemetro Teacutecnica Liacutemite de
cuantificacioacuten de meacutetodo
Unidad Agua de
disposicioacuten
Bario total
Digestioacuten aacutecido niacutetrico ndash espectrofotometriacutea de absorcioacuten atoacutemica con llama directa de oacutexido nitroso ndash acetileno
100 Ppm lt100
Grasas y aceites
Extraccioacuten por ultrasonido-infrarrojo
00100 299
Hidrocarburos Extraccioacuten por ultrasonido- infrarrojo
00100 276
Hierro total Digestioacuten AA-llama aire acetileno
40 Ppm 1662
Fuente CHEMILAB Chemical laboratory Reporte de resultados de prueba de laboratorio [En liacutenea] Bogotaacute [Consultado 2 de diciembre de 2020] Comunicacioacuten personal En la caracterizacioacuten de la muestra se debe tener en cuenta todos los componentes presentes sin embargo como el resultado arroja un porcentaje mayor al 40 de compuestos orgaacutenicos hacen que la identificacioacuten de otros no sea posible porque la muestra no es soluble en agua por ello no es posible realizar la identificacioacuten y anaacutelisis de sulfatos porcentaje de soacutelidos calcio magnesio y materia orgaacutenica presente entre otros De otra parte aquellos componentes con valores no significativos tampoco son tenidos en cuenta
Adicionalmente se tiene como apoyo de anaacutelisis el resultado del ensayo SARA realizado al crudo de la estacioacuten este crudo se corresponde con una mayor proporcioacuten a compuestos saturados y en menor a aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos como se evidencia en la graacutefica 1
38
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Reporte resultados de laboratorio Anaacutelisis de crudo [pdf] 2016 p 1-2
Esta composicioacuten demuestra que el crudo es de tipo parafiacutenico al contener maacutes del 50 de hidrocarburos saturados y las trazas en el fluido tratado van a estar constituidas en mayor proporcioacuten por este tipo de compuestos Esta evidencia se puede reafirmar por medio de los anaacutelisis composicionales de hidrocarburos a C36
+ (PVT) realizados a muestras en cabeza y fondos de pozo en donde tambieacuten se encontraron hidrocarburos saturados y aromaacuteticos constituidos por moleacuteculas de metano a butano en menor proporcioacuten en peso de 015 en fase gaseosa del pentano(C5) hasta heptadecano (C17) en una proporcioacuten hasta de 3 en fase liacutequida y del octadecano (C18) en adelante se muestra la fase soacutelida con un comportamiento mayormente representado por el hexatriacontano (C36
+) que alcanza proporciones del 27 en peso
En los compuestos aromaacuteticos se tienen proporciones insignificantes en comparacioacuten a la fase soacutelida con proporciones hasta del 025 con moleacuteculas de benceno tolueno etilbenceno o-xileno m-xileno y p-xileno41
Al pasar el agua por el tratamiento en la PTARI quedan remanentes de aceites en el fluido de disposicioacuten esta presencia de aceite en el agua de inyeccioacuten hace que las gotas se puedan deformar en gotas de menor tamantildeo que se comportan como partiacuteculas soacutelidas y que actuacutean como agente de adherencia hacia las partiacuteculas que se presentan en el agua tambieacuten hay que tener en cuenta que las sustancias orgaacutenicas pueden precipitarse por cambios en el sistema de inyeccioacuten de la temperatura y la presioacuten lo que provoca que se altere la humectabilidad de la formacioacuten y disminuya la permeabilidad y por ende se cause la disminucioacuten de la inyectividad
El bario (Ba2+) y el hierro son compuestos de baja solubilidad en agua el ion bario tiene la capacidad de combinarse con el ion sulfato y precipitar a sulfato de bario
41 CEPSA Colombia SA Reporte final estudios de fluido de yacimiento [pdf] 2014 p 11-19
61
23
6
10
Saturados
Aromaacuteticos
Resinas
Asfaacuteltenos
39
(BaSO4) este puede generar problemas de taponamiento en cuanto al hierro en los sistemas de agua de tratamiento y disposicioacuten se le atribuye a la restriccioacuten de flujo por la presencia de subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2O3) carbonato de hierro (FeCO3) y sulfuro de hierro (FeS) ademaacutes indica problemas de corrosioacuten en el sistema de igual manera en los procesos de inyeccioacuten reduce la permeabilidad de la formacioacuten aumenta las presiones y reduce las tasas de inyeccioacuten42
LY KT et al43 en su artiacuteculo identifica que en sistemas de inyeccioacuten de agua se encuentra una escala orgaacutenica inorgaacutenica ldquoSchmoordquo que puede estar compuesta por partiacuteculas de sulfuro de hierro recubiertas de aceite es decir el causante de la disminucioacuten del caudal estaacute dado por la acumulacioacuten del depoacutesito mixto En nuestra muestra se considera solo la presencia de carbonato de hierro u oacutexido de hierro debido a que no hay presencia de sulfuros en el agua que se inyecta asiacute mismo la parte orgaacutenica se asocia tanto a las parafinas por ser el compuesto en mayor proporcioacuten en el anaacutelisis SARA como a los asfaacuteltenos debido a que estos inducen de manera natural un dantildeo a la formacioacuten al precipitarse y bloquear la garganta de los poros en la formacioacuten no obstante se encuentren entre unos de menor proporcioacuten
42 OGDEN BeckyL Water technology understanding interpreting and utilizing water analysis data [En liacutenea]2018 p2-4 [Consultado 10 de Febrero de 2020] Disponible en httpspdfssemanticscholarorgb2ea0b595edec21d5f0e4dde809af17fde6929d2pdf_ga=27332949115605180441597859168-17888081661597859168 43 LYK T et al Novel Chemical Dispersant for Removal of OrganicInorganic Schmoo Scale in Produced Water Injection Systems NACE International 1998
40
3 SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En este capiacutetulo se abordan las estrategias que se utilizan industrialmente al momento de seleccionar un tratamiento de limpieza una de ellas es el uso de inhibidores asiacute como los mecanismos que interactuacutean en la disolucioacuten de los depoacutesitos a afectar con el inhibidor enfocados en procesos de difusioacuten y precipitacioacuten de manera que en estos los tipos de reacciones que se lleven a cabo permitan cumplir la funcioacuten de limpieza del substrato en las liacuteneas del sistema de inyeccioacuten
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN
La seleccioacuten del inhibidor es realizada a traveacutes del proveedor por lo tanto estaacute guiada por la experiencia y recomendacioacuten que tiene el personal con la praacutectica en tratamientos quiacutemicos
Se realiza una revisioacuten bibliograacutefica para tener en cuenta los aspectos a revisar al momento de seleccionar un producto tratante y se participa de estas reuniones proveedor ndash compantildeiacutea y tesista en el proceso de seleccioacuten a traveacutes de estas se observa que el proceso de planeacioacuten ademaacutes de la ejecucioacuten experimental consiste de los aspectos a continuacioacuten44454647
Identificacioacuten del problema Estado operacional del sistema Anaacutelisis de la aplicacioacuten antes de iniciar la prueba Identificacioacuten de los inhibidores candidatos sean estos sugeridos por un
proveedor48 especializado en el tema o por medio de pruebas de laboratorio existentes en el mercado
Se procede de manera sistemaacutetica al desarrollo de los aspectos antes mencionados
311 Revisioacuten de antecedentes Se tiene en cuenta la revisioacuten de los antecedentes del sistema de disposicioacuten del agua producida en el campo Este sistema se encuentra conformado por cinco pozos disposal que cuentan con un volumen de inyeccioacuten aproximado de 100000 BAPD producida se tiene el historial de inyeccioacuten
44 SCHLUMBERGER (Slb) Matrix stimulation engineering [Diapositivas] Cartagena Colombia 2006 36 Diapositivas color 45 DURNIE William GOUGH Mark DE REUS Han Development of Corrosion Inhibitors to Address under Deposit Corrosion in Oil and Gas Production Systems Houston Texas NACE International 2005 3p 46 PALMER J W HEDGES W and DAWSON J L Use of Corrosion Inhibitors in Oil and Gas Production Inhibitor selection strategies [En liacutenea] London Maney 2004 p 21-36 [Consultado 19 de Agosto de 2020] Disponible en Knovel 47 ECKERT Richard Field Guide to Internal Corrosion Mitigation and Monitoring for Pipelines NACE 2016 368 p 48 HALLIBURTON Corrosioacuten Operaciones de campo [Diapositivas]2006 25 diapositiva color
41
del pozo a trabajar (C3) e informacioacuten de inyeccioacuten de los otros pozos En el graacutefico 2 se muestra el comportamiento de inyeccioacuten de cada pozo en el sistema
Fuente elaboracioacuten propia con base en el historial de pozos de inyeccioacuten de CEPSA Colombia SA
Seguacuten la graacutefica anterior del sistema se puede apreciar que el mayor pozo inyector es el pozo CA que representa cerca del 43 del fluido total inyectado mientras que el pozo C3 solo inyecta un 73 representando la menor proporcioacuten este es el pozo inyector utilizado para la investigacioacuten en donde se observa que se presenta una baja inyectividad como se menciona en el capiacutetulo 2 esta es causada por la acumulacioacuten de soacutelidos y el taponamiento de la formacioacuten
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada
El pozo C3 cumple con una operacioacuten continua (24Hrs) la cantidad de agua inyectada y la presioacuten en cabeza de pozo en liacutenea base es aproximadamente de 8100 bbls y 1150 Psi respectivamente Se tiene una presioacuten de descarga de bomba (PDP) de 1213 Psi y las dimensiones del horizonte de inyeccioacuten se encuentran a una base de 5119 y un tope de 5117 ft49
El agua residual tratada se dispone en la formacioacuten carbonera del miembro C7-M que estaacute conformada por rocas de reservorio de caraacutecter arenoso estas arenas son excelentes almacenadoras de hidrocarburos y asiacute mismo excelentes
49 CEPSA Colombia SA Reporte de produccioacuten Sistema de inyeccioacuten de Agua [En liacutenea] 2019
44397 BAPD
15792 BAPD8100 BAPD
10776 BAPD
23098 BAPD CA
C1
C3
C2
CC
Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten
42
reservorios con un rango de porosidad entre 10-30 a nivel bibliograacutefico50 y por ende un buen receptor del agua de inyeccioacuten
Las caracteriacutesticas de la carbonera C7 son
ldquoPorosidad 23-28 permeabilidad 1-5D espesor 30-100ft acuiacutefero activo pero igual buena inyectividad se inyecta como disposal en la misma formacioacuten productora pero a mayor profundidad arenisca alto NTGgt90 agua tratada en superficie con caracteriacutesticas seguacuten regulacioacutenrdquo51
Seguacuten las propiedades mencionadas anteriormente el pozo deberiacutea contar con una buena inyeccioacuten del flujo que se dispone por tal motivo se puede estar presentado un dantildeo en la formacioacuten receptora (Taponamiento de los poros)
El agua del sistema de inyeccioacuten debe pasar por un tratamiento previo con el fin de retirar las partiacuteculas que afectan su calidad esta estaacute dada por las caracteriacutesticas fiacutesicas quiacutemicas y bioloacutegicas producto de su origen como aguas de produccioacuten y su interaccioacuten en los distintos procesos de separacioacuten y tratamiento hasta dejarlas en condiciones de norma para su vertimiento como inyeccioacuten a la formacioacuten en el capiacutetulo 6 se hace un anaacutelisis maacutes detallado del agua de disposicioacuten y de la formacioacuten
El tratamiento de agua de produccioacuten en la industria se realiza a traveacutes de la PTARI cuenta con etapas de remocioacuten de crudo grasas y aceites esta remocioacuten se lleva a cabo en primera medida por medio de hidrociclones seguidos de procesos de separacioacuten por micro flotacioacuten y filtracioacuten estos se hacen a traveacutes de equipos de micro burbujeo y un separador API respectivamente Como segunda medida se realiza una nueva remocioacuten de aceite por medio de la adsorcioacuten del sustrato de nuez y finalmente el agua es pasada por un decantador y de alliacute pasa a los tanques de inyeccioacuten (TK-2700)52-
53 El efluente de la PTARI cumple con las condiciones que se muestran en la tabla 2
50AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH) Llanos Orientales [Poster] Open round Colombia 2010 [En liacutenea] 2010 [Consultado 10 de Noviembre de 2020] Disponible en httpwwwanhgovcoInformacion-Geologica-y-GeofisicaEstudios-Integrados-y-ModelamientosPresentaciones20y20Poster20TcnicosLlanos20(pdf)-Ronda20Colombia202010pdf 51 CEPSA Colombia SA Resentildea Ingenieriacutea de yacimientos 2019 52 MESA Sandra Lilianaet al Revisioacuten del panorama actual del manejo de agua de produccioacuten en la industria petrolera colombiana [En liacutenea] En Gestioacuten y Ambiente 2018 Vol 21 no1 p87-98 [Consultado 17 de Agosto de 2020] Disponible en httpsrevistasunaleducoindexphpgestionarticleview6979267011 53LIZARAZO FIGUEROA J G y OLAYA NOGUERA E A Evaluacioacuten teacutecnico financiera del cambio del sistema de levantamiento artificial actual por bombeo hidraacuteulico empleando las condiciones operativas del campo Peguita III Trabajo de grado Ingenieriacutea de Petroacuteleos Bogotaacute Fundacioacuten Universidad de Ameacuterica 2017 168 p
43
Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual industrial
Paraacutemetros Unidad Resultado
Aceites y grasas mgL 72
Conductividad eleacutectrica 1023
DBO5 mgL 591
DQO mgL 1191
Dureza total mgL 176
pH Unidad de pH 743
Solidos totales en suspensioacuten mgL lt10
Soacutelidos totales mgL 664
Aniones
Cloruros mgL 32
Metales totales
Bario mgL 0172
Cadmio mgL lt0010
Cromo mgL lt0050
Niacutequel lt0020
Plomo mgL lt0050
Sodio mgL 214
Hidrocarburos
Hidrocarburos totales mgL 6403
Fuente CEPSA Colombia SA Reporte de resultados agua industrial residual
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba De otra parte hay que tener en cuenta en el momento de seleccionar el inhibidor las condiciones de temperatura presioacuten y pH en el sistema en vista en que estas dos condiciones pueden afectar la solubilidad del producto bien sea por su disminucioacuten o porque impidan la mezcla del producto en el fluido Asiacute mismo en el entorno de aplicacioacuten se pueden generar reacciones indeseadas como la formacioacuten de precipitados efecto totalmente adverso al objetivo del inhibidor o porque su incompatibilidad con el medio de la formacioacuten produzca hinchamiento de las arcillas y taponamiento de los canales porosos
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor El proveedor realiza la seleccioacuten del inhibidor por medio de una prueba de dilucioacuten con inhibidores de una misma tecnologiacutea en donde se compara el inhibidor A frente al inhibidor B en este uacuteltimo se puede deducir que a nivel visual presenta incompatibilidad por la presencia de precipitado en el fondo de la botella El inhibidor A se puede decir que es seleccionado por demostrar dispersioacuten al tener una botella sucia en la imagen no se evidecia presencia de precipitados o asentamientos de soacutelidos en el fondo
44
La tecnologiacutea probada es multifuncional con la capacidad de inhibir la corrosioacuten y ser usado para la limpieza del sistema Estos inhibidores estaacuten conformados por compuestos tensioactivos y se identifica por ser soluble en agua
Para hacer un acercamiento a sus componentes se tiene en cuenta una ficha de seguridad en donde describe las generalidades del producto (Inhibidor multifuncional) y se describen a continuacioacuten
Composicioacuten general del inhibidor seleccionado Seguacuten la ficha del inhibidor seleccionado se conoce las sustancias que lo componen en las encontramos el metanol (30-60ww) isopropanol (1-5ww) compuesto de azufre orgaacutenico (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (10-30ww) compuesto de amonio cuaternario (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (1-5ww)54
Al hacer la revision bibliografica se puede decir que en el paquete de compuestos del inhibidor se tiene como solvente orgaacutenico el metanol (CH3OH) al ser la sustancia que se encuentra en mayor proporcioacuten el compuesto de amonio cuaternario (-R4N+) que sigue en peso al metanol representa el inhibidor de corrosioacuten activo presente en la formulacioacuten el compuesto de azufre orgaacutenico cumple el papel de intensificador que se utiliza para optimizar el rendimiento del inhibidor y acelerar la formacioacuten de la peliacutecula inhibidora los demaacutes compuestos se desempentildean diferentes funciones como rompedores de emulsiones agentes espumantes y detergentes que deberiacutea permitir la limpieza del substrato en la superficie55
En la literatura Garst56 trata el asunto de la mejora de un pozo por medio de estimulaciones en donde tiene en cuenta que la eleccioacuten del producto tratante debe tener las siguientes caracteriacutesticas
Tener la capacidad de reducir la tensioacuten interfacial aceite-agua
Ser soluble para obtener concentraciones suficientes en la interfaz aceite-agua para permitir el movimiento del aceite
Los inhibidores pueden ser solubles o dispersables aunque se prefiere solubilidad sobre la dispersioacuten del producto para evitar la posibilidad de formacioacuten de taponamientos de la liacutenea
El producto debe tener una baja tendencia de adsorcioacuten en las superficies para evitar la peacuterdida del producto
54 NALCO Hoja de datos de seguridad producto Clean n Correg EC1509A [en liacutenea] Naperville Nalco Company 2010 11 p [Consultado 7 de octubre de 2019] Disponible en httpnebulawsimgcom70c120fb9c30b35994c1f743a188e756AccessKeyId=0C73C9180B472EC38D9Aampdisposition=0ampalloworigin=1 55 COURSERA Universidad de Manchester Corrosion inhibitor SelectionDeployment [Video] Protecting the world Introducing corrosion Science and Engineering [En liacutenea] 2019 15min [Consultado] Disponible en httpswwwcourseraorglecturecorrosioncorrosion-inhibitor-selection-deployment-igezL 56 GARST AW A low-cost method of production stimulation En Journal of Petroleum Technology Society of Petroleum Engineers 1954 vol 6 p 11
45
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En la discusioacuten de los resultados se tiene en cuenta los aspectos que concierne a
El inhibidor
Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten
El sistema de inyeccioacuten
La aplicacioacuten de la prueba
321 El Inhibidor De los resultados de la dilucioacuten para nuestro caso la realizada por el proveedor del tratamiento tal como se menciona en la seccioacuten de la seleccioacuten del inhibidor por parte del proveedor se cuenta con dos tipos de productos inhibidor A e inhibidor B este producto es descartado posiblemente por la presencia de precipitados en el asiento de la botella y el producto A se aprueba como producto tratante por la disolucioacuten del soluto en el solvente se hace el acercamiento de las reacciones a partir de la imagen reportada en el resultado del proveedor donde se abarca informacioacuten sobre reaccioacuten de precipitacioacuten y el mecanismo de difusioacuten
Se adentra en la discusioacuten de los resultados obtenidos por el proveedor en donde se tienen en cuenta el comportamiento de la disolucioacuten y el tipo de reaccioacuten que se puede presentar en cada botella las premisas se detalla a continuacioacuten
Al realizar disoluciones se espera que las moleacuteculas del soluto se disuelvan para generar una disolucioacuten liquida en este proceso se presentan dos tipos de fases
La primera es la fase dispersa que se encuentra en menor proporcioacuten y hace referencia al soluto que seriacutea en nuestro caso el depoacutesito
La segunda es la fase dispersante que es representado por el producto tratante
Seguacuten Seager et al en una disolucioacuten el solvente debe tener la capacidad de interactuar con cualquier aacuterea superficial del soluto y las moleacuteculas del solvente sean atraiacutedas hacia el depoacutesito permitiendo que se asocien para luego fijarlas en la solucioacuten y asiacute alcanzar la disminucioacuten del tamantildeo y dispersioacuten de la partiacutecula57 este comportamiento puede estar asociado en lo ocurrido con el inhibidor A
Por lo cual el mecanismos que impera en este tipo de reaccioacuten (Botella inhibidor A) es la difusioacuten como se observa en la figura 10 este fenoacutemeno es explicado por Wang et al58 y se da cuando el producto tratante alcanza la suciedad sobre la superficie soacutelida que da paso a la formacioacuten de pequentildeos grupos de aceite-tensoactivo que aumentan la solubilidad del depoacutesito (soacutelido) permitiendo el
57 SEAGER R J ACEVEDO A J SPILL F et al Solid dissolution in a fluid solvent is characterized by the interplay of surface area-dependent diffusion and physical fragmentation [En liacutenea] En Sci Rep 8 2018[Consultado 15 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwnaturecomarticless41598-018-25821-x 58 WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Molecular mechanisms for surfactant-aided oil removal from a solid surface Applied Surface Science 2015 Vol359 p98-105
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desprendimiento al generar la ruptura de los grupos (aceite-tensioactivo) y facilitar la difusioacuten en la solucioacuten que se da por la naturaleza hidrofilica de la cabeza del producto y esta generacion de grupos en solucioacuten puede ser la causa de la turbidez o suciedad que se presenta en la botella A En la figura 10 tambien se observa la afinidad que tiene las partes del producto (cabezacola) hay que tener en cuenta que los inhibidores al estar conformados por compuestos tensioactivos siguen este comportamiento para la funcioacuten de limpieza donde la cabeza como se evidencia tiene la afinidad con las moleculas de agua y permite que se entre en solucioacuten mientras que la cola se asocia a sustancias apolares lo que permite el contacto e interaccioacuten con las superficies que se presentan en el sistema
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida
Fuente WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Mecanismos moleculares para la eliminacioacuten de aceite con ayuda de surfactante de una superficie soacutelida Applied Surface Science 2015 vol359 p 100
En el caso del producto B (botella) puede estar ocurriendo una reaccioacuten de precipitacioacuten que se presenta en la solucioacuten con la generacioacuten del producto insoluble (soacutelido en la botella) Renard et al59 aborda esta situacioacuten a traveacutes de la precipitacioacuten acoplada donde un mineral de carbonato AB (depoacutesito) que se va a disolverse en una solucioacuten acuosa (Producto) puede generar una reaccioacuten entre los iones del depoacutesito con las especies presentes en la solucioacuten y dar la precipitacioacuten de un nuevo compuesto este fenoacutemeno se observa en la figura 11
Cabe resaltar que el descarte de este producto se da porque a nivel visual se ven precipitados en la botella como se menciono se pueden dar por reacciones de precipitacion o porque no hay una buena afinidad entre las sustancias que interactuan que hacen que el proceso de difusioacuten sea mas lento y no tenga el rendimiento esperado en cualquiera de los casos al llegar a presentarse esto durante la aplicaion ya sea en la formacioacuten o en la liacutenea de inyeccion va a provocar que se genere un mayor taponamiento en el sistema por la posible acumulacioacuten y
59 RENARD Franccedilois ROYNE Anja PUTNIS V Christine Timescales of interface-coupled dissolution precipitation reactions on carbonates Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p1-40
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segundo va a generar un mayor gasto de producto y por lo tanto un impacto en costos de tratamiento
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada
Fuente RENARD F ROYNE A Putnis V C Escala de tiempo de las reacciones de precipitacioacuten de disolucioacuten acopladas por interfaz de carbonatos Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p 35
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten En las condiciones del sistema se menciona que la formacioacuten es de caraacutecter arenoso seguacuten la resolucioacuten 13142014 de la ANLA60 este tipo de reservorios se encuentra humectado por agua
En la superficie de la roca hidratada estaacute presente el grupo silanol (-Si-OH) que se ioniza dando grupos de carga positiva o negativa dependiendo del pH de la solucioacuten que lo rodee siguiendo el comportamiento de las reacciones que se muestran a continuacioacuten61
SiOH + H+ harr SiOH2+
SiOH + OHminus harr SiOminus + H2O
La superficie mineral es sensible a los cambios de pH porque afectan indirectamente su humectabilidad las superficies arenosas tienden a tener una carga negativa pero puede variar por el pH del medio
En la superficie mineral la precipitacioacuten de material hidrocarbonado cambia la humectabilidad de la misma de superficie mojada por agua en aceite por la acumulacioacuten de este tipo de sustancias y se encuentran influenciadas por el aacutengulo
60 COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) Resolucioacuten 1314
(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras determinaciones Bogotaacute DC 2014p 14 [Consultado 3 de octubre de 2019]Disponible en httpportalanlagovcositesdefaultfiles14400_res_1314_311014pdf 61 PHILIPOSSIAN A and MUSTAPHA L Tribological Attributes of Post-CMP Brush Scrubbing [En liacutenea] EnJournal of the electrochemical society2004p3[Consultado 2 de Julio de 2020]Disponible en httpwwwcmpconsultingorgcariboost_filesphiliposian_2Btribological_2Battributes_2Bof_2Bpost-cmp_2Bbrushpdf
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de contacto como se menciono en el capitulo 1 en la figura 12 se observa la interaccioacuten aacutecido-base de una solucioacuten salina la superficie mineral y una moleacutecula de hidrocarburo y se evidencia su interaccioacuten por intercambio ioacutenico un mecanismo por el agua se puede ver influenciado la deposicioacuten del aceite
Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base
Fuente WANG Yefei XU Huaimin YU Weizhao BAI Baojun SONG Xinwang and ZHANG Jichao Surfactant induced reservoir wettability alteration Recent theoretical and experimental advances inenhanced oil recovery China University of Petroleum and Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2011 p465
Cuando se presenta la diminucioacuten de la inyeccioacuten por el taponamiento de la superficie de la arena se obligan a implementar trabajos de estimulacioacuten mecaacutenica o quiacutemica que aumenten la capacidad de flujo mediante la remocioacuten de las restricciones que se presenten en dicha formacioacuten
En trabajos de acidificacioacuten por Halliburton se dice que para limpiar los poros de las areniscas la seleccioacuten del fluido del tratamiento se basa en la permeabilidad y mineralogiacutea de la roca teniendo en cuenta las reacciones quiacutemicas involucradas entre el aacutecido con los minerales
La interaccioacuten entre la arenisca y el tratamiento aacutecido se pueden encontrar las siguientes reacciones
4HF + SiO2 rarr SiF4 + 2H2O
3SiF4 + 2H2O rarr 2H2SiF6 + SiO2
En estas reacciones el dioacutexido de silicio es el principal constituyente del cuarzo el tetrafluoruro de silicio en presencia de agua forma aacutecido fluorosilicico que reacciona con sales del agua de la formacioacuten para formar fluorosilicatos y las
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arcillas que son solubilizadas por el HF se precipitan parcialmente al gastarse el aacutecido en la formacioacuten para un incremento de permeabilidad62
Hay que tener en cuenta que no siempre la limpieza por medios aacutecidos es efectiva debido a que los componentes que taponan el paso no son solubles en aacutecidos e incrementan el taponamiento de la formacioacuten por lo que una opcioacuten de tratamiento en areniscas es un fluido con tratamientos alcalinos o pocos aacutecidos
Una alternativa a los trabajos de acidificacioacuten e intervenciones de pozo es la inyeccioacuten quiacutemica como tratamiento de limpieza que baacutesicamente es el uso de limpiadores mejorados que se presentan en forma de productos solubles en agua63 que generan la modificacioacuten de la superficie por medio de la interaccioacuten de las fuerzas que son las responsables del humedecimiento y la adhesioacuten de las sustancias por eso hay que tener en cuenta que las partiacuteculas de aceite no se desplazan con el agua sino con la fase de humectacioacuten y por lo tanto con el cambio del angulo de contancto es decir se reduzca (lt90deg) por la interaccion entre las fuertas interfaciales y por medio de la fuerza del fluido y su movimiento sea maacutes faacutecil retirar el producto del sistema hacia la formacioacuten
Se observa que la superficie mineral es importante para el comportamiento del producto debido a que pueden generar peacuterdidas por la tendencias de adsorcioacuten sobre esta como lo menciona Garst anteriormente y se confirma por medio de los estudios realizados por Amirianshoja et al64en donde la adsorcioacuten disminuye la eficiencia del producto inyectado y se ve influenciado ademaacutes por el tipo de tensoactivo que se maneje (anioacutenicos no ioacutenico) en este estudio se incrementa la adsorcioacuten para los tensioactivos no ioacutenicos sobre los anioacutenicos en la arcilla probada
Por lo tanto la superficie mineral es un factor importante a la hora de seleccionar un producto tratante en donde se deben realizar las pruebas necesarias a nivel laboratorio para ver los efectos compatibilidad y el rendimiento que se puede alcanzar con el producto seleccionado y su composicioacuten
En este caso el paquete inhibidor tiene presente amonio cuaternario que puede ocasionar la interaccioacuten con la formacioacuten de igualmente los compuestos utilizados no siempre van a ser solubles en agua que producen la adicioacuten de alcoholes bien sea isopropanol o metanol (Solvente orgaacutenico) u otro alcohol porque son miscibles con agua y tienen compatibilidad con formaciones sensibles a esta de otra forma pueden reducir la tensioacuten superficial y permitir la remocioacuten de barreras al actuar como tensioactivos
62 HALLIBURTON Estimulacioacuten de pozos Operaciones de campo [Diapositivas]2006 35
diapositivas color 63 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 p 1-2 64 AMIRIANSHOJA T et al A comparative study of surfactant adsorption by clay minerals En Journal of Petroleum Science and Engineering 2013 vol 101 p 21-27
50
323 Sistema de inyeccioacuten El sistema de tratamiento contenido por tanques bombas y accesorios metaacutelicos asiacute mismo las largas tuberiacuteas de conduccioacuten desde el sistema de tratamiento hasta el pozo inyector contribuyen a generar grandes depoacutesitos de acumulacioacuten de ldquoschmoordquo que ocasionan taponamiento del sistema y por ende de los poros de la formacioacuten Este efecto de prevencioacuten y mitigacioacuten en el mantenimiento se hace maacutes efectivo como un proceso de limpieza de todo el sistema al aumento de la variables pero no se tiene certeza de la reaccion con los minerales que se encuentran en esta como se menciona en el intem anterior son de gran influencia para la eficiencia del producto y por lo tanto para el grado de limpieza del sistema
324 Aplicacioacuten de la prueba Autores como Horsup et al Hilfiger et al y Peacuterez D et al han trabajado el uso de inhibidores como una herramienta para la limpieza de liacuteneas y sistemas de inyeccioacuten donde se presentan peacuterdidas de inyeccioacuten presentando una buena respuesta a la solucioacuten del problema En la figura 13 Se observa coacutemo se da la interaccioacuten para obtener el efecto de limpieza del depoacutesito y la inhibicioacuten a la corrosioacuten claramente se observa que la segunda funcioacuten no se va a dar si el sistema se encuentra con suciedad Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos
Fuente HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Principles of cleaning hydrocarbon deposits using surfactants [imagen] Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor Brasil Society of petroleum Engineers 2011 p2 En el caso de Hilfiger et al65 utiliza una combinacioacuten de un limpiador soluble en agua y dispersable en aceite con un inhibidor de corrosioacuten para tratar depoacutesitos de parafinas e hidrocarburos los autores expresan que el ablandamiento de la moleacutecula depositada se da permitiendo que los depoacutesitos se descompongan y se mantengan dispersos en la solucioacuten En la prueba de campo 1 de los autores66 se obtiene la disminucioacuten de la presioacuten y el aumento de los voluacutemenes de agua estas dos variables objetivo permiten evaluar la bondad del producto tratante es asiacute como se pasa de un caudal de inyeccioacuten de 9m3d (5668 bblsd) a 13m3d (8177 bblsd) de la misma manera la presioacuten cae en 18 en un lapso de 4 meses
65 HILFIGER MG STEWART SA ANSARI A Op cit p2 66 Ibid p 7
51
Al igual que Hilfiger et al Peacuterez D et al67 aplica como producto tratante una combinacioacuten de inhibidor de corrosioacuten Agente de limpieza en una prueba de campo por 3 meses donde el pozo tratado pasa de tener una inyeccioacuten de 70 m3d (440bblsd) a 206 m3d (129574bblsd) con una reduccioacuten de presioacuten del 10
Al tenerse en cuenta los resultados obtenidos por los autores mencionados se observa un comportamiento en comuacuten la reduccioacuten de la presioacuten y el aumento del caudal en los periodos analizados que permite mejorar la operacioacuten de la actividad en campo por lo tanto se esperaba un comportamiento similar con la aplicacioacuten del producto en el pozo a tratado (C3)
Al igual que los autores anteriores Horsup et al68 tienen una misma finalidad de estudio pero utiliza una forma diferente de anaacutelisis empleando experimentacioacuten en laboratorio al probar diferentes alternativas de tratamientos (producto paquetes inhibidores) en sus ensayos y mirar el impacto de cada estructura en la tensioacuten interfacial y como esta influye en la remocioacuten del depoacutesito los resultados obtenidos en el estudio se muestran a continuacioacuten resaltando los productos con grupos nitrogenados
En el caso del producto de corrosioacuten activo la amina cuaternaria no era el mejor para las condiciones de estudio se necesitaba una alta CMC (200 a 500ppm) y su tensioacuten superficial miacutenima era18 mNm mientras que el activo AMF (amina grasa modificada) presentaba los valores maacutes bajos de CMC (50-100ppm) como de tensioacuten superficial (15 mNm)
Para los inhibidores de corrosioacuten estudiados se tiene en cuenta producto A (multifuncional) C (inhibidor corrosioacuten dispersante) y D (inhibidor corrosioacuten dispersante) donde A es el mejor producto de eliminacioacuten porque representa la menor tensioacuten (15) y una CMC significativa (100-200ppm) se hacen pruebas a concentraciones menores y se consigue una buena remocioacuten de la sustancia
Por lo tanto la aplicacioacuten objetivo del producto es alcanzar la miacutenima tensioacuten interfacial a concentraciones significativas coherente con los objetivos econoacutemicos para hacer que este sea un producto viable y efectivo en la eliminacioacuten del depoacutesito porque a menor concentracioacuten es posible un menor costo de aplicacioacuten y a menor tensioacuten superficial miacutenima obtenida mayor inyectividad se podraacute alcanzar confirmando que el producto A del autor es el mejor paquete entre los inhibidores de corrosioacuten activos y los inhibidores de corrosioacuten estudiados
67 PEacuteREZ D RIacuteOS J Tecnologiacuteas quiacutemicas para recuperacioacuten o mantenimiento de la inyectividad y de la integridad en sistemas de inyeccioacuten Como estrategia complementaria a EOR En Petrotecnia 2013 p 2 68 HORSUP DI DUNSTAN TS Y CLINT JS Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled Systems CORROSION 2009 vol 65 nro 8 pp 527-544
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4 PRUEBA PILOTO
La informacioacuten de anaacutelisis se obtiene de la prueba realizada por la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten llevado a cabo por la compantildeiacutea CEPSA COLOMBIA SA
Se toma como punto de control de la prueba el pozo C3 inyector se realiza un seguimiento diario del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten final de agua se verifica la toma de datos de las variables para medir el comportamiento de la inyectividad del pozo
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO
El sistema de inyeccioacuten del pozo se deriva del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten total compuesto por un tanque de almacenamiento de agua de inyeccioacuten (TK-2700) que alimenta a las bombas booster estas se encargan de aumentar la presioacuten para pasar el agua a seis bombas principales de inyeccioacuten en cabeza de pozo a traveacutes de manifold de derivacioacuten el cual unifica la produccioacuten total de agua y la divide a cada uno de los pozos inyectores Por lo tanto el sistema total estaacute compuesto por 5 pozos inyectores del campo El diagrama del sistema de inyeccioacuten del pozo C3 Se observa en la figura 14 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Esquema sistema de inyeccioacuten 411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor La aplicacioacuten del producto se da por medio de las facilidades que se encuentran ubicadas en la superficie de la liacutenea permitiendo la aplicacioacuten del tratamiento a nivel
53
superficial en la cabeza del pozo inyector C3 a traveacutes de un Quill de inyeccioacuten en la figura 15 se muestra un esquema de inyeccioacuten quiacutemica sobre la tuberiacutea69 Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten
Fuente HAYWARD Industries simple installation [imagen] FLOW CONTROL IV SERIES Injection Valves IQ SERIES Injection Quills Hayward Industries Inc 2016 p 2 [Consultado 11 de Agosto de 2020] Disponible en httpswwwhaywardflowcontrolcomassetsdocumentsflowcontrolpdfNPPIVQ0516pdf En la siguiente figura 16 se muestra el skid de inyeccioacuten para hacer la dosificacioacuten del tratamiento quiacutemico que cuenta con bombas dosificadoras vaacutelvulas el tanque de almacenamiento del producto quiacutemico y el medidor de nivel
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico
Fuente CEPSA Colombia SA Skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico
69 PALMER JW HEDGES W DAWSON JL Opcit p 51-69
Quill
Tubo
Bomba dosificadora
Tanque almacenamiento
quiacutemico
54
El sistema dosificador se compone de los siguientes elementos o equipos como se menciona anteriormente
Bomba de inyeccioacuten Bomba dosificadora de 50galdiacutea Los inhibidores orgaacutenicos al ser distribuidos de forma liacutequida son inyectados a traveacutes de bombas
Vidrio de nivel Permite controlar la cantidad de inhibidor que se dosifica
Quill de inyeccioacuten Este accesorio se fabrica comuacutenmente con acero inoxidable es un elemento que se encuentra fijo y es utilizado para dispersar y mezclar el inhibidor con la corriente del fluido producido en este caso el agua que es inyectada al pozo
42 PROCEDIMIENTO
421 Aplicacioacuten La prueba piloto en el pozo C3 tiene una duracioacuten de 25 diacuteas consta de tres etapas una primera con una duracioacuten de 5 otra de 10 y finalmente 10 diacuteas maacutes de aplicacioacuten del producto tratante con una dosificacioacuten variable de 40 80 y 120 ppm respectivamente a cada etapa
Los tiempos implementados en la prueba se detallan a continuacioacuten 70
Etapa de Inicio a la inyeccioacuten del inhibidor de manera continua en cabeza del pozo inyector a partir del diacutea 11 de mayo del 2019 con una dosis de 40 ppm un caudal de 9002 BAPD y a una presioacuten en cabeza de 1100 PSI
Etapa 2 a partir del 16 de mayo con el incremento de dosificacioacuten requerido
Etapa 3 o uacuteltima etapa inicia el 26 de mayo y se extiende hasta el 4 de junio que termina la prueba con producto tratante y se hace un seguimiento a las variables de inyectividad por 30 diacuteas adicionales
La dosificacioacuten se inicia a baja concentracioacuten como tratamiento de limpieza y se incrementa para estimular y provocar la inhibicioacuten de corrosioacuten hay que tener en cuenta que el segundo efecto se consigue solo al retirar primero las impurezas
Hay que tener en cuenta que se prueba la capacidad de limpieza del producto a traveacutes de la prueba en campo por eso las variables monitoreadas en el desarrollo de la prueba y a tener en cuenta son
La presioacuten en cabeza de pozo
caudal de agua inyectada
Como se evidencia en el capitulo anterior en la seccion de aplicacioacuten estas variables permiten ver el comportamiento del producto y visualizar la eficiencia obtenida
422 Recopilacioacuten de datos Al finalizar el tiempo de prueba se recopila la informacioacuten de las variables monitoreadas durante la operacioacuten para el
70 CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo [En Liacutenea] 2019
55
procesamiento de los datos y anaacutelisis de los resultados Tambieacuten se compila la informacioacuten de operacioacuten del pozo durante los 30 diacuteas previos y posteriores a la aplicacioacuten del tratamiento como periodos testigo de la prueba que permiten hacer la comparacioacuten de la operacioacuten tras la aplicacioacuten del tratamiento y el comportamiento que se tiene a nivel de la inyeccioacuten 201
423 Evaluacioacuten de resultados Los datos recopilados se suministran en una base en Excel que permite hacer los caacutelculos correspondientes
Iacutendice de inyectividad Como criterio de evaluacioacuten de la prueba un indicador clave de rendimiento de pozo que estaacute representado por el iacutendice de inyectividad (Jiny) este mide la capacidad de un pozo (formacioacuten) para aceptar un fluido relacionando la tasa de inyeccioacuten de agua (Qiny) con la diferencia de presiones (∆P) representada por la presioacuten en cabeza de pozo (PCabeza de pozo) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten 7172
FuenteABBASI J et al A simulation investigation of performance of polymer injection in hydraulically fractured heterogeneous reservoirs En J Petrol Explor Prod Techno2016p 4
Adicionalmente es calculado en los periodos testigos denominados como Previo y posterior a la aplicacioacuten del tratamiento que permite contar con una evidencia visual de los cambios generados con la operacioacuten a nivel de flujo presioacuten y de la inyectividad y determinar el eacutexito de la prueba por el desempentildeo obtenido en la inyectividad
Para tener una mejora en la inyectividad se deberiacutea contar
Con un caudal mayor a las condiciones de bombeo existentes (Presioacuten estable)
Caudal estable con menor requerimiento de potencia (Menor presioacuten)
Estas situaciones indicariacutean la accioacuten del producto sobre los depoacutesitos y su eficiencia en el sistema
Tambieacuten se cuenta con una liacutenea base con el fin de establecer datos de referencia que se encuentran representados por
71 LYONS CW PLISGA GJ and LORENZ MD Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas EngineeringReservoir Engineering Third edition Gulf Professional Publishing p 226-227 72 VAN WINGEN N Injectivity Indices-Their Prediction and Determination American Petroleum Institute1949
119869119894119899119910 =119876119868119899119910
∆P=
119876119868119899119910
119875119862119886119887119890119911119886 119889119890 119901119900119911119900
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad
56
Un caudal de agua inyectada base (119876119868119899119910119887 ) de 8100BAPD 73
Una presioacuten de cabeza de pozo de 1150 Psi
Iacutendice de inyectividad base (119869119868119899119910119887 ) de 7 BAPDPsi
Los valores son determinados por la media y normalizacioacuten de los datos obtenidos en la operacioacuten del diacutea 1 de enero del 2019 hasta el 10 de mayo del 2019
Incremento de variables monitoreadas Durante el anaacutelisis se realiza el calculoacute del incremento de los resultados de las variables monitoreadas y la inyectividad que permite cuantificar el aumento tras la aplicacioacuten del tratamiento en comparacioacuten con la liacutenea base como se muestra en la ecuacioacuten 2 y 3
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
De la misma forma se utiliza este tipo de caacutelculo para identificar el incremento o decremento de presioacuten obtenido ademaacutes ver su comportamiento en la operacioacuten y reconocer si los valores tienen un mejor desempentildeo en la operacioacuten o se comportan de acuerdo a los valores iniciales
Consumo de producto aplicado El volumen del producto aplicado es
calculado por medio de los datos recopilados se realiza la estimacioacuten de la dosificacioacuten diaria de inhibidor relacionando el volumen de agua depositado con la concentracioacuten del inhibidor en ppm siendo calculada por medio de la siguiente ecuacioacuten 74
73 CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento2019 74 AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
119876119894119899119910 = |119876119894119899119910 minus 119876119894119899119910119887
119876119894119899119910119887| lowast 100
119869119894119899119910 = |119869119894119899119910 minus 119869119894119899119910119887
119869119894119899119910119887| lowast 100
Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten
Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad
57
Fuente AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control
Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
Donde V representa los barriles de agua por diacutea que se disponen Qinh la dosificacioacuten de inhibidor requerida para tratar el agua a disponer diacutea en BAPD ppm son las partes por milloacuten recomendadas por el proveedor (40 80 y 120) ppm En el anexo se encuentra una muestra de caacutelculo de la cantidad de inhibidor diaria utilizada Este caacutelculo permite identificar de igual forma el consumo obtenido por etapa y en la totalidad de la prueba como se menciona anteriormente En la Tabla 3 Se observa la cantidad de producto quiacutemico requerido en cada una de las etapas calculado a traveacutes de la sumatoria de las dosificaciones diarias y su etapa correspondiente dando un consumo total de producto de 921 gal encontraacutendose dentro de las opciones contempladas por el proveedor que estipulaban un consumo alrededor de 752 875 y 1163 gal Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba
ETAPA PERIODO DIacuteAS DOSIS (PPM)
PRODUCTO (GAL)
1 11 a 15 de Mayo 5 40 76
2 16 a 25 de Mayo 10 80 316
3 26 de mayo a 04 de Junio 10 120 530
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Resultados del tratatamiento Potencia de la bomba En el sistema de inyeccioacuten la potencia de la bomba
es influenciada por las restricciones en el bombeo del fluido depositado por lo que se tiene en cuenta la potencia de la bomba requerida para inyectar el agua a disponer donde se relaciona el peso especiacutefico del fluido (Nm3) la tasa de inyeccioacuten (m3s) y la presioacuten en cabeza de pozo (mca) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten
119876119894119899ℎ =119881
1 000 000lowast 119901119901119898
Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida
58
Fuente BARREDA TRUJILLO Aacutengel Urbano Meacutetodo praacutectico de obtencioacuten de potencia y eficiencias de unidades de bombeo en operacion [En liacutenea]EnRIHA 2012 vol 33 no 3 P 86-97[Consultado 3 de septiembre de 2020]Disponible en httpscielosldcuscielophpscript=sci_arttextamppid=S1680-03382012000300007
En la ecuacioacuten para mantener las unidades mencionadas se manejan las conversiones que se evidencian en la siguiente tabla
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba
Conversioacuten Referencia
1 BAPD equivale a 00066244 m3h
Advanced corverterConversion barril por diacutea a metro cuacutebico por hora[En liacutenea] [Consultado] Disponible httpswwwadvancedconvertercomesconversion-de-unidadesconvertir-flujobarriles-por-dia-a-metros-cubicos-por-hora
1m3h equivale a 0000277778 m3s
Elaboracioacuten propia Se hace la conversioacuten a partir de la equivalencia 1h son 3600 s
1Psi equivale a 0703546663 mca
Convertidor de unidadesConversioacuten libra por pulgada cuadrada a metros de columna de agua [En liacutenea] [Consultado] Disponible en httpwwwconversordeunidadesorgpresion-pa-atm-bar-mpa-mh20-mmhg-psiphp
Fuente elaboracioacuten propia Las unidades de la potencia seguacuten la ecuacioacuten 5 quedan expresadas en teacuterminos de caballos de fuerza (Hp) aunque tambieacuten son expresadas en kilovatio (KW) para determinar el consumo energeacutetico Energiacutea consumida El caacutelculo de la potencia como se menciona en el punto
anterior es la base para el consumo energeacutetico del proceso mediante la relacioacuten potencia-tiempo como se evidencia en la ecuacioacuten 6
Fuente elaboracioacuten propia
119861119867119875 =(120574 lowast 119876 lowast 119875)
1000lowast 134
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba
119864119899119890119903119892iacute119886 = 119875119900119905119890119899119888119894119886(119870119882) lowast 119879119894119890119898119901119900(ℎ)
Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida
59
Como se ha mencionado anteriormente el proceso de inyeccioacuten cumple con una operacioacuten continua por lo tanto el tiempo a tener en cuenta en la relacioacuten es de 24h
Costo de energiacutea por barril de agua inyectado Se tiene la relacioacuten entre el costo de energiacutea consumida y barril de agua inyectado al diacutea como se muestra a continuacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para el costo de energiacutea consumida se multiplica el precio de KW-h por la cantidad de KW-h utilizados (Energiacutea consumida) se tiene en cuenta el costo KW-h que se maneja en la estacioacuten que se encuentra alrededor de COP 300 KW-h
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS
En el ANEXO A se observan los resultados de las variables monitoreadas es decir caudal de inyeccioacuten (BAPD) y presioacuten en cabeza de pozo (Psi) durante el proceso de inyeccioacuten y los datos de operacioacuten previos y posteriores al tratamiento 431 Anaacutelisis del tratamiento El tratamiento aplicado en los periodos o etapas 1 2 y 3 determina un aumento del flujo inyectado de 1125 1602 y 298 respectivamente el mejor desempentildeo se obtiene con la dosis de 120 ppm donde se maximiza la accioacuten de limpieza en el sistema y alcanzar una estabilidad en el flujo con los valores maacuteximos obtenidos de la prueba que oscilan entre los 10300 ndash 10800 BAPD El detalle del desempentildeo del tratamiento se muestra en la graacutefica 3 asiacute como en la primera etapa se lograron valores entre 8818 a 9295 BAPD durante la segunda dosis se presenta mayores variaciones de los datos que pueden estar influenciadas por efectos de dispersioacuten de las partiacuteculas o depoacutesitos en los poros de la formacioacuten donde el fluido tiene una preferencia de inyeccioacuten hacia los poros de mayor tamantildeo y de menor obstruccioacuten con valores 9063 a 9930 BAPD Entonces el efecto de limpieza y de dispersioacuten ocurrido en las dos primeras etapas redundan sobre el mejor desempentildeo de la tercera dosis que ademaacutes de tener una mayor concentracioacuten alcanza una uniformidad del flujo de inyeccioacuten
$119864
119861119860119875119863=
$119864119899119890119892iacute119886 119888119900119899119904119906119898119894119889119886
119861119860119875119863 119894119899119910119890119888119905119886119889119900
Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
60
Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Sin embargo estos resultados de incremento del Caudal no pueden ser tomados en cuenta sin comparar con los requerimientos de operacioacuten como es el caso de la presioacuten Los resultados de presioacuten en la cabeza de pozo tiene un comportamiento similar al Caudal con una estabilizacioacuten de los datos durante la tercera etapa sin embargo al ser un tratamiento de limpieza y encontrarse retirando las obstrucciones que se presenta en el sistema se esperariacutea que la presioacuten disminuya cuando se tenga un incremento del caudal debido a que las barreras que se presentaban en el interior del sistema para el fluido deberiacutean ser menores pero se consigue un efecto contrario donde se obtiene un aumento de presioacuten como se evidencia en la graacutefica 4 De otra manera al aplicar el tratamiento se busca alcanzar condiciones maacutes estables de operacioacuten en donde los resultados son coherente con respecto a la caiacuteda de presioacuten tal como se evidencia para cada una de las etapas donde se logran ΔP de 175 160 y 53 Psi respectivamente esta menor caiacuteda de presioacuten nos indica una condicioacuten maacutes estable durante el desarrollo de la operacioacuten en la tercera etapa que representa la meseta que se obtiene en la graacutefica 4
91259295
9160 9201
9518
8629
9063
993010392
10540 1058010571
10815
10461
85008700890091009300950097009900
101001030010500107001090011100
11
-may
12
-may
13
-may
14
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15
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16
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17
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18
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19
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20
-may
21
-may
22
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23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
I(40ppm)
II(80ppm)
III(120ppm)
61
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En la graacutefica anterior la presioacuten presenta un decremento del 2 en la primera etapa un incremento de 006 en la segunda y un incremento 9 en la tercera seguacuten las dosis suministradas Hay que acotar que la pretensioacuten de la investigacioacuten es medir el caudal a una presioacuten estable en la praacutectica esto no es totalmente cierto por el efecto que se tiene de la cabeza de presioacuten del tanque de almacenamiento sobre las bombas ademaacutes no se tiene una liacutenea independiente para este pozo inyector lo que ocasiona que haya influencia en el flujo por las liacuteneas de los otros pozos inyectores generando posibles problemas de preferencia de flujo en el sistema 432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema La situacioacuten de operacioacuten del sistema el flujo inyectado maneja un caudal inferior a los 8000 BAPD durante la prueba para mejorar la inyectividad se requiere que el volumen inyectado incremente la aplicacioacuten de los tratamientos se hace con un caudal media de inyeccioacuten de 9398 BAPD en la segunda etapa y hasta valores maacuteximos de 9912 BAPD posterior a la suspensioacuten del producto tratante el caudal de inyeccioacuten se sostiene en valores superiores al inicio de la prueba como son de 8838 BAPD derivada de una respuesta por parte mayor presioacuten de operacioacuten durante el tratamiento empleado
El comportamiento del pozo analizado se muestra en la graacutefica 5 donde la recta punteada representa la liacutenea base del caudal (8100 BAPD) y se obtiene incrementos variables de flujo de hasta 21 durante el tratamiento y un incremento del 10 para el flujo posterior al tratamiento
1180
1054
11281080
1206 12691270 1270
10401055107010851100111511301145116011751190120512201235125012651280
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
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18
-may
19
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20
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21
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22
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23
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24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Pre
sioacute
n (
Psi)
Tiempo (diacutea)
I (40ppm)
II (80ppm) III
(120ppm)
Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba
62
Se tiene como referencia de anaacutelisis los reportados por la literatura por Hilfiger et al75 Un tratamiento con un incremento resultante del flujo de inyeccioacuten de 2516 (Qincremento cerca al 50) BAPD en 4 meses y PEacuteREZ D et al 76con un incremento de 8554 BAPD (Qincremento=140) en un periodo de 3 meses En comparacioacuten con los resultados de la prueba se logra un valor medio del incremento de flujo de inyeccioacuten de 477 BAPD (Qncremento=6) durante una prueba de 25 diacuteas de tratamiento por lo tanto es un resultado comparable a nivel del caudal en pozos inyectores lo que no es comparable son las condiciones de la formacioacuten y operacioacuten de los campos Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes durante y despueacutes de la prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En el comportamiento de la presioacuten a traveacutes del proceso de inyeccioacuten (Ver graacutefica 6) la presioacuten en el periodo previo al tratamiento se mantiene cercana a los 1150 Psi teniendo miacutenimas variaciones en el desarrollo de la prueba se obtiene un incremento del 3 generando un mayor consumo de energiacutea para la inyeccioacuten del fluido adicionalmente se identifica una disminucioacuten de presioacuten con la suspensioacuten del producto el valor promedio de la etapa fue aproximadamente 1108 Psi representando un porcentaje de decremento del 4
75 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7 76 PEacuteREZ D RIacuteOS J Op Cit p72
8968
8970 8991
9125
9294
10838
10580
10815
8647
9788
8819
8900
9912
8838
660069007200750078008100840087009000930096009900
10200105001080011100
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
22
-ju
n
25
-ju
n
28
-ju
n
1-j
ul
4-j
ul
Caudal (B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
63
Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Al hacer la comparacioacuten entre las graacuteficas del proceso P Q vs tiempo de periodos de operacioacuten se encuentra que en el periodo posterior al tratamiento se logra disminuir la presioacuten y aumentar el flujo de agua que se dispone en la formacioacuten receptora del pozo C3 este comportamiento no se obtiene de manera continua a traveacutes de este periodo pero se encuentra en diferentes diacuteas por ejemplo se requeriacutea 1201 Psi para disponer 8561 BAPD antes de la prueba y posterior a ella para disponer 8562 BAPD fueron necesarios 1091 Psi logrando una mejora en el proceso de inyeccioacuten al disponer la misma tasa con una presioacuten 433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 En el ANEXO D se recopila los caacutelculos de inyectividad para los periodos del proceso analizado y establecidos como previo durante y posterior del tratamiento donde se presenta en resumen los valores en el graacutefico 7 Este se encuentra divido en tres franjas que representan cada uno de los periodos de operacioacuten
1145
1215
1143
1201
1151
1184
1153
1125
1180
1240 1269
1208
1114
960
1050
1005
1104
1036
1091
940
970
1000
1030
1060
1090
1120
1150
1180
1210
1240
1270
1300
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Pre
sioacute
n e
n c
abez
a d
e p
ozo
(P
si)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
64
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Hay que tener en cuenta que por medio de la inyectividad se identifica el eacutexito de la prueba en los resultados obtenidos no se observa una mejora continua del iacutendice y se encuentra una tendencia de los datos a su valor inicial (J alrededor de 7) que se da por la influencia directa de la presioacuten Del graacutefico anterior se resaltan los siguientes aspectos (Ver graacutefica 8)
El valor medio de la inyectividad en el estado actual (sin tratamiento) es J=734
El valor medio de la inyectividad durante el tratamiento es de J=829 con un incremento de la inyectividad del 1294
El valor medio de la inyectividad pos tratamiento en un periodo de 30 diacuteas es J=81 con un incremento de la inyectividad del 102
723
811
761
874863 879
880
913
915
662646668
772747678
882848688
99294
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
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19
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22
-may
25
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28
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31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Jin
y[B
AP
DP
SI]
Tiempo [Diacutea]
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
65
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA
Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten
En cuanto al comportamiento de la inyectividad se evidencia un aumento en comparacioacuten con la liacutenea base y el periodo previo a la prueba piloto tras la suspensioacuten del tratamiento como se menciona anteriormente la inyectividad media lograda fue de 81 se obtiene que el mejor estimado de inyectividad es aproximadamente 9 con un incremento de inyectividad mayor al 10 este comportamiento estaacute dado en diacuteas donde la operacioacuten alcanza un incremento medio del caudal del 18 y una presioacuten con un ΔP de 59 Psi que se detalla en el siguiente iacutetem
El sistema de inyeccioacuten del pozo C3 estaacute demostrado que puede operar a una presioacuten media de 1059 PSI y un caudal de inyeccioacuten medio de 96225 BAPD Con los cuales se obtiene un iacutendice de inyectividad de 9 y un incremento del 24 en la tabla 5 se evidencia que se puede tener esta capacidad de operacioacuten en el pozo C3 pero se demostroacute que el cumplimiento de esta operacioacuten fue durante 5 diacuteas posteriores al tratamiento
Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento
Caudal (BAPD) Presioacuten (Psi)
9464 1036
9410 1045
9912 1095
9704 1060
96225 1059
Fuente elaboracioacuten propia
J media
Incremento J
0
2
4
6
8
10
Previo Tratamiento Postratamiento
J media 734 829 8087
Incremento J 0 129 102
Ind
ice
de
inye
ctiv
idad
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento
66
Al revisar el histoacuterico de inyeccioacuten del pozo de los antildeos 2016 a 2019 a presiones de bombeo similares a las mostradas en la tabla 5 guardan un bajo desempentildeo como se aprecia en la graacutefica 9
Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo 2019
En el antildeo 2019 los valores muestran un desempentildeo significativo con respecto a los antildeos anteriores teniendo como base un rango de presioacuten de 1030 a 1060 Psi que es el rango de mejor operacioacuten que se logra despueacutes del tratamiento
Los autores Hilfiger et al Peacuterez d et al con base en el anaacutelisis de iacutendice de inyectividad con respecto a los valores reportados de presioacuten y caudal exponen un incremento del indice de inyectividad 294 y 144 en un periodo de prueba de 3 y 4 meses de tratamiento con el inhibidor estos resultados nos indican que el periodo de la prueba en el estudio es reducido y por ende los resultados pueden verse afectados haciendo una comparacioacuten en ese mismo orden los resultados esperados en 30 diacuteas seria de 98 y 288 en la mejora de inyeccioacuten por lo tanto los resultados del tratamiento no son significativos verificaacutendose que la prueba no es exitosa para replicarla en la actividad de la operacioacuten Por otra parte con base en los resultados totales del tratamiento se puede inferir que con la presioacuten media (1059 Psi) no disminuyo proporcional al caudal medio obtenido (96225 BAPD) durante un periodo suficientemente sostenible que para el caso es el periodo post-tratamiento es decir no se sostuvo la inyectividad esperada se evidencia que solo se obtuvo 4 de los 30 diacuteas dentro del rango estudiado lo que determina que para la evaluacioacuten de la inyectividad es bueno como valor absoluto porque se demuestra una mejora pero no es suficientemente exitoso por el bajo incremento del caudal (6)
2016 2017 2018 2019
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Q (BAPD) P (Psi)
67
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento En la siguiente graacutefica se muestra la relacioacuten entre la potencia de la bomba y el caudal de agua inyectado que tiene un comportamiento lineal en donde se muestra que a mayor caudal de agua inyectada mayor potencia de la bomba se va a requerir para su disposicioacuten por eso la necesidad de tener una operacioacuten a condiciones estables Se ve un conglomerado de datos que representa la mayor cabida del proceso en teacuterminos de potencia y tasa de flujo inyectado que se encuentran entre los rangos de 120-130 kW y 8400-8800 BAPD (Ver figura 10) si se toma el caudal medio del mejor estimado alcanzado en la operacioacuten 96225 BAPD a nivel de caacutelculos se estima en 130 KW demostrando que al ganar estabilidad en la bomba el gasto energeacutetico obtenido es menor a pesar de ganar capacidad de inyeccioacuten en el pozo Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Adicionalmente en la graacutefica 11 se cuenta con la relacioacuten del costo de energiacutea consumida por barril de agua inyectada promedio en los periodos de operacioacuten evaluados en el tratamiento el costo es de $ 113 y posterior al tratamiento es de $101 donde se mantiene un incremento en el iacutendice de inyectividad del 10
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
70
00
72
00
74
00
76
00
78
00
80
00
82
00
84
00
86
00
88
00
90
00
92
00
94
00
96
00
98
00
10
00
0
10
20
0
10
40
0
10
60
0
10
80
0
11
00
0
Po
ten
cia
de
la b
om
ba
(KW
)
Caudal de agua inyectada (BAPD)
68
Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten A mayor iacutendice de inyectividad se deberiacutea obtener un menor costo energeacutetico en el sistema con respecto al graacutefico anterior el comportamiento al realizar la comparacioacuten del costo de energiacutea por cantidad de agua inyectada se obtiene una disminucioacuten en los costos del proceso al requerir una menor presioacuten para inyectar el fluido en la formacioacuten esto se evidencia en la graacutefica donde el costo se ve influenciado por la operacioacuten de la bomba teniendo un comportamiento igual al de la graacutefica 6 demostrando la dependencia de la presioacuten en este tipo de sistemas Si se tiene en cuenta el valor objetivo de la operacioacuten tiene un costo de inyeccioacuten de agua objetivo de COP 9684 BAPD a nivel energeacutetico en consumo de energiacutea consumida diario representa un costo total diario de COP 931799 para inyectar 96225 BAPD En cuanto la operacioacuten actual el costo de inyeccioacuten medio es de COP 10516 BAPD y el costo del consumo energeacutetico es de COP 88796898 si se tuviera en cuenta el costo por el caudal objetivo el consumo energeacutetico diario seria de COP 1011869 para inyectar 96225 BAPD
$111 $108
$96 $99
$116
$110
$108 $104
$88 $92
$86 $88 $90 $92 $94 $96 $98
$100 $102 $104 $106 $108 $110 $112 $114 $116 $118
7-a
br
9-a
br
11
-ab
r1
3-a
br
15
-ab
r1
7-a
br
19
-ab
r2
1-a
br
23
-ab
r2
5-a
br
27
-ab
r2
9-a
br
1-m
ay
3-m
ay
5-m
ay
7-m
ay
9-m
ay
11
-may
1
3-m
ay
15
-may
1
7-m
ay
19
-may
2
1-m
ay
23
-may
2
5-m
ay
27
-may
2
9-m
ay
31
-may
2
-ju
n
4-j
un
6
-ju
n
8-j
un
1
0-j
un
1
2-j
un
1
4-j
un
1
6-j
un
1
8-j
un
2
0-j
un
2
2-j
un
2
4-j
un
2
6-j
un
2
8-j
un
3
0-j
un
2
-ju
l4
-ju
l6
-ju
l
$B
AP
D
Tiempo (diacutea)
Despueacutes del tratamiento
con inhibidor
Antes del tratamiento con
inhibidor
69
5 ANAacuteLISIS Y RESULTADOS
Una vez definido por la compantildeiacutea que el incremento del caudal de inyeccioacuten no es significativo para declarar la prueba exitosa se procede a determinar las probables causas por las cuales el producto inhibidor no cumplioacute su funcionalidad Para este anaacutelisis se parte de las caracteriacutesticas del agua de disposicioacuten el agua de formacioacuten el tipo de formacioacuten las caracteriacutesticas de la interaccioacuten o variacioacuten de los factores del medio acuoso y el medio poroso Se parte del conocimiento de que variacioacuten de la temperatura presioacuten y entorno del medio genera alteraciones en la solucioacuten que influyen en la formacioacuten de precipitados e incompatibilidades entre los productos que se encuentran interactuando Esta interaccioacuten de medio acuoso se da al entrar en contacto el agua con el producto tratante y la superficie del medio poroso donde se esperariacutea toda clase de reacciones bien sea que produzcan precipitados insolubles estas sustancias son indeseables porque provocan la reduccioacuten de la permeabilidad de la formacioacuten rocosa el taponamiento de los pozos y pueden causar ademaacutes la formacioacuten de incrustaciones en las bombas y liacuteneas del agua o que se vea disminuido la eficiencia del producto esto puede darse por tiempo concentracioacuten presioacuten temperatura entre otras variables Que en este caso no pueden ser medidas directamente sino que se infiere su eficiencia por resultados indirectos
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN
Se tienen en cuenta el agua de disposicioacuten y de la formacioacuten porque hacen parte de las condiciones de operacioacuten del sistema al ser la primera el fluido que se estaacute transportando para disposicioacuten y la interaccioacuten entre estos dos tipos de agua ocasionar alguacuten tipo de reaccioacuten que afecte la disposicioacuten final del agua En el capiacutetulo 3 se muestra una caracterizacioacuten del agua del efluente de la PTARI que es la misma a inyectar sobre un anaacutelisis realizado a comienzos del antildeo 2019 que se muestra en el ANEXO F en esta el agua cuenta con un pH neutro (771) con presencia de iones cloruros (28mgL) calcio (432mgL) magnesio (262mgL) sodio (252mgL) y bario (0207mgL) y contenido de aceite con una salinidad de 27014 mgL es un agua blanda y cuenta con una dureza de 216mgL Esta agua tiene una tendencia de agua a ser corrosiva La tendencia del agua corrosiva se da por los iones presentes en el fluido y la interaccioacuten entre ellos tales como sulfatos hierro cloruros carbonatosbicarbonatos que al reaccionar y en condiciones propicias pueden dar como resultado la formacioacuten de precipitados en el interior del sistema Estos pueden generar de igual manera corrosioacuten en el sistema esto ha sido evidenciado por la presencia de hierro en la muestra del depoacutesito que ha sido analizada (Capitulo 2)
70
que indicando corrosioacuten en el sistema accioacuten que puede ser apreciada graacuteficamente en la Figura 17 Figura 17 Formacioacuten de precipitados
Fuente KEMMER Frank N amp McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo II Meacutexico MCGraw-Hill inc p20-720-131998 La composicioacuten y contenido de iones en el agua de formacioacuten es importante para el estudio de las incrustaciones minerales por el posible intercambio ioacutenico entre el medio acuoso y el agua de la formacioacuten El anaacutelisis fisicoquiacutemico del agua del yacimiento en la formacioacuten C7-M (2010) se evidencia en la Tabla 6 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten CATIONES mgL ANIONES mgL
Ba+2 lt0005 HCO3- 165
Ca+2 lt015 Br- lt10
Fe+2 06 CO3-2 25
Mg+2 lt001 Cl- 16
K+ 55 I- lt20
Na+ 80 SO4-2 12
Salinidad mgL 173
Conductividad mScm 265
pH 855
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Esta agua de formacioacuten se caracteriza por tener muy baja dureza es decir que por ser un agua blanda deberiacutea requerir una menor cantidad de producto quiacutemico para el tratamiento avocado en la prueba ademaacutes es un agua con una muy alta alcalinidad de 177mgCaCO3L (Alkgt1476) condicioacuten que favorece las condiciones de operacioacuten de alta presioacuten sobre la roca de la formacioacuten
2
46
35
11
6
K+
Na+
HCO3-
CO3-2
Cl-
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql
71
Siguiendo con la caracterizacioacuten del agua de formacioacuten en la graacutefica 12 Se muestra la proporcioacuten en meq L de los distintos iones del agua representada y resaltada de manera visual por un exceso de sodio y bicarbonato dando lugar a un agua tipo bicarbonato de sodio (base) este exceso se confirma en el siguiente recuadro (Tabla 7) que expone la composicioacuten del agua con base en la clasificacioacuten de Sulin77 por tipo grupo y clase de agua que compone el agua de la formacioacuten Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin
TIPO DE AGUA GRUPO CLASE
NaClgt1
Sulfato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2lt1 Bicarbonato S1
salinidad primaria
predominante dlta
Bicarbonato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2gt1 Cloruro S2
Salinidad secundaria
d=a
NaCllt1
Cloruro de Magnesio
(Na+-Cl-)Mg+2lt1 Sulfato S3 Salinidad terciaria
dgtadlt(a+b)
Cloruro de Calcio
(Na+-Cl-)Mg+2gt1 A1 Alcalinidad
primario d=(a+b)
A2 Alcalinidad secundaria
dgt(a+b)
Fuente elaboracioacuten propia con base en anaacutelisis fiacutesico-quiacutemico CEPSA Colombia SA El anaacutelisis parte de la relacioacuten NaCl gt1 donde NaCl = 77 indica que predomina el sodio y este exceso se combina con bicarbonato que determina que el agua es de tipo bicarbonato de sodio al cumplir con la relacioacuten Na+-Cl-SO4
-2 gt1 donde (Na+-Cl-)SO4
-2=12114 y grupo S1 S3 S2 que expresan los constituyentes que se encuentran disueltos en el agua de manera generalizada 78 en donde S1 Predomina la salinidad primaria compuesta por Sulfatos y cloruros alcalinos S2 Predomina la salinidad secundaria compuesta por Sulfatos y cloruros
alcalinoteacuterreos S3 Predomina la salinidad terciaria compuesta por sulfatos y cloruros de hierro
y aluminio y aacutecidos fuertes libres
Se continua con la caracterizacioacuten mediante los iacutendices de saturacioacuten de Ryznar (IS) y Langelier (ISL) estos permiten conocer el efecto del agua sobre las superficies y predecir el potencial de corrosioacuten yo incrustacioacuten que maneja e
77 COLLINS Gene A Geochemistry of oilfield waters Classification of oilfield waters Elsevier Science 1975 p 254 78 Ibid p 254
72
identificar el tipo de agua que se presenta incrustante corrosiva o neutra al hacer una aproximacioacuten de los iacutendices se tiene en cuenta que el agua de la formacioacuten es altamente corrosiva con tendencia incrustante tal como se resalta en gris en la tabla 8 se muestra la clasificacioacuten y la respectiva indicacioacuten Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten
IacuteNDICE VALOR CLASIFICACIOacuteN INDICACIOacuteN
IS
785
lt55 Formacioacuten de incrustaciones pesadas
55-62 Formacioacuten de incrustaciones
62-68 Agua neutra
gt68 Agua con tendencia corrosiva
ISL 026
ISLlt0 Agua no saturada con respecto a carbonato de calcio(CaCO3)
ISL=0 Agua considerada neutral no existe formacioacuten de incrustaciones
ISLgt0 Agua suacuteper saturada con respecto a carbonato de calcio (CaCO3) Posible formacioacuten de incrustaciones
Fuente elaboracioacuten propia con base en COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE
LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) la Resolucioacuten 13142014(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras
determinaciones Bogotaacute DC 2014 De igual manera que con la caracterizacioacuten del agua tratada el agua de la formacioacuten presenta una tendencia corrosiva e incrustante esto se da por la reaccioacuten del bicarbonatoCarbonato con los iones presentes en las aguas (Mg2+ Ca2+ Fe2+ Ba2+) pues la interaccioacuten de estos compuestos generan incrustaciones minerales como BaSO4 MgCO3 FeCO3 CaCO3 y subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2CO3) En cuanto a la revisioacuten del agua por su Salinidad el agua de inyeccioacuten con 270 mgL y el agua de la formacioacuten con una salinidad con 173 mgL favorece una baja probabilidad de hinchamiento de arcillas o de incompatibilidad quiacutemica79que se da por el intercambio de iones o cambios de salinidad esto se puede explicar por el fenoacutemeno de la presioacuten osmoacutetica donde el flujo se mueve de menor concentracioacuten al de mayor concentracioacuten de esta manera las arcillas presentes en la formacioacuten no aumentan su volumen al no adsorber o llenarse del agua que se dispone a traveacutes de la inyeccioacuten
52 PRUEBA PILOTO
79 KEMMER Frank N y McCALLION John TOMO III Op cit p43-9
73
El anaacutelisis del desempentildeo del inhibidor en el sistema de inyeccioacuten durante la prueba piloto representada en la Graacutefica 13 Q P vs Tiempo se visualiza el comportamiento de los estados previo y posterior al tratamiento y el periodo de aplicacioacuten Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Como se mencionoacute en el capiacutetulo 4 la prueba piloto es el medio por el cual se verifica el rendimiento del producto tratante al estarse evaluando la accioacuten de limpieza del inhibidor que se deberiacutea reflejar a partir del aumento del caudal y la disminucioacuten de las caiacutedas de presioacuten del sistema en donde no se evidencia este efecto y se obtiene el siguiente comportamiento A Durante el periodo de aplicacioacuten se evidencia una mejora del caudal del 30
pero no se logra asegurar la integridad del pozo hablando teacuterminos de presioacuten porque en lugar de disminuir las caiacutedas de presioacuten se logra un aumento del 9 generando el efecto contrario al esperado para el tratamiento debido a que al efectuarse la limpieza y de estar ocurriendo la remocioacuten se deberiacutea tener una menor friccioacuten o un mayor diaacutemetro para el paso del fluido es decir menores restricciones durante la inyeccioacuten
B El incremento de caudal es proporcional al incremento de la presioacuten en tal
sentido no se aprecia el efecto del tratamiento sobre el sistema ademaacutes no se evidencia primero un cambio de caudal con una caiacuteda de presioacuten estable y segundo un caudal estable como resultado de una menor caiacuteda de presioacuten
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
504
201
9
804
201
9
110
42
019
140
42
019
170
42
019
200
42
019
230
42
019
260
42
019
290
42
019
205
201
9
505
201
9
805
201
9
110
52
019
140
52
019
170
52
019
200
52
019
230
52
019
260
52
019
290
52
019
106
201
9
406
201
9
706
201
9
100
62
019
130
62
019
160
62
019
190
62
019
220
62
019
250
62
019
280
62
019
107
201
9
407
201
9
707
201
9
100
72
019
Pre
sio
n (
Psi
)
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)q (BAPD) P (Psi)
74
Se encuentran caudales similares en donde se alcanza una disminucioacuten en la presioacuten se evidencia en la Tabla 9
Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes periodos
Previo Tratamiento Post Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
19042019 8255 1130 08062019 8252 1161
21042019 8675 1143 18062019 8676 1083
23042019 8561 1201 03072019 8562 1091
27042019 8968 1134 04072019 8966 1080
Fuente elaboracioacuten propia
Efectivamente se evidencia que en el periodo post tratamiento hubo diacuteas que el comportamiento del caudal incremento y no fue proporcional al aumento de la presioacuten como se muestra en la tabla anterior y la presioacuten alcanza valores cercanos estables cumpliendo el comportamiento de la primera situacioacuten pero estos diacuteas con este comportamiento son muy pocos del orden de cuatro o cinco Se encuentran presiones similares en donde se muestra el aumento del caudal como se muestra en la siguiente tabla
Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
Previo Tratamiento Posterior Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
12042019 7258 1003 24062019 8911 1005
11042019 7543 1053 23062019 8868 1050
19042019 8255 1130 17062019 8840 1130
14042019 7897 1145 14062019 8491 1145
18042019 8629 1180 13062019 8020 1181
Fuente elaboracioacuten propia
En esta tabla no se tiene ni presioacuten ni caudales estables por lo que no se genera ninguna de las situaciones y se observa una mayor variacioacuten
C Estas variaciones se atribuyen a una reaccioacuten por parte del producto en la
superficie de la liacutenea de inyeccioacuten que permite incrementar el paso de flujo pero no asegura la efectividad de limpieza del producto ni continuidad de la respuesta del inhibidor
D El aumento de la tasa de inyeccioacuten fue de 477 BAPD correspondiente al 6 del
agua depositada con un decremento de presioacuten del 4 esta comparacioacuten se da entre el periodo previo y posterior al tratamiento en teacuterminos de inyectividad se alcanza un aumento del 10
75
Al hacer el seguimiento al indicador del iacutendice de inyectividad se evidencia la influencia de la variabilidad de la presioacuten y su relacioacuten con el caudal que da como respuesta
Antes de inyeccioacuten caudal bajo presioacuten baja el iacutendice es bajo (Jle7)
En diacuteas que se tiene caudal alto pero se presenta una presioacuten alta de inyeccioacuten el iacutendice es bajo (8geJgt7)
En diacuteas que se tiene un caudal Alto con presiones bajas de inyeccioacuten el iacutendice es alto (9geJgt8)
Por ello se demuestra que la prueba es dependiente de las superficies de la liacutenea bomba y medio poroso si durante la prueba se realizoacute la limpieza se deberiacutea aumentar la inyectividad continua por la remocioacuten de los depoacutesitos de los poros y las superficies pero no se obtiene la continuidad esperada ni sostenibilidad de las variables de Caudal y presioacuten que se atribuye a la poca eficiencia del producto tratante
E En la etapa posterior a la prueba se alcanza un buen comportamiento en el sistema pero como se ha mencionado este no es sostenible ni significativo durante la etapa evaluada de los 30 diacuteas solo cuatro alcanzan un valor de operacioacuten de caudal de 9622 BAPD y una presioacuten aproximada de 1059 Psi este pequentildeo periodo alcanzo estabilidad de operacioacuten de las variables y un iacutendice de inyectividad de 9 en donde sus cambios P tienen menor variacioacuten y aumento de caudal No obstante esta mejora en la inyectividad no es significativa frente a las propiedades fiacutesicas de la formacioacuten (arenosa alta permeabilidad) que la hacen con un potencial de gran receptora
53 AGUA - ACEITE - SOacuteLIDO
En un sistema de limpieza en donde actuacutean las moleacuteculas de agua depoacutesito y soacutelido (superficies) se presentan diferentes equilibrios a traveacutes de este proceso por su interaccioacuten seguacuten Morton et al 80 se pueden tener los siguientes escenarios
80 MORTON S A KEFFER D J COUNCE R M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions New York Marcel Dekker 2003 p2820-2821
76
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza Escenario Equilibrio
Producto tratante como monoacutemero en solucioacuten libre y en solucioacuten micelizada
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantemicela
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz aceitesolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactanteaceite solucioacuten frasl
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz soacutelidosolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantesoacutelido solucioacuten frasl
El aceite se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la fase continua
Aceiteliacutequido harr Aceitesoacutelido aceitefrasl
El agua se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la solucioacuten
Aguasolucioacuten harr Aguasoacutelido solucioacutenfrasl
Fuente elaboracioacuten propia con base en MORTON S A KEFFER D J COUNCE R
M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions 2003
Por lo tanto en el proceso de inyeccioacuten se cumplen los equilibrios anteriores en mayor o menor medida seguacuten la fase en la que se encuentre en el sistema evaluado antes de la aplicacioacuten del tratamiento se ubican los dos uacuteltimos equilibrios donde el agua se encuentra en solucioacuten y es adsorbida por la formacioacuten ademaacutes el aceite se encuentra en la solucioacuten y en las superficies del sistema comuacuten soacutelido depositado Morton81 afirma que el aceite libre en la solucioacuten puede dividirse de ella por la baja miscibilidad de las sustancias De los tres primeros equilibrios no se tiene conocimiento de su estado en la aplicacioacuten del tratamiento pero este se encuentra en solucioacuten en el fluido de disposicioacuten al momento de la aplicacioacuten adicionalmente no se tiene certeza si las dosificaciones suministradas en el desarrollo de la prueba permiten la formacioacuten de las micelas que son las que ayudan en el proceso de limpieza Al aplicar el tratamiento en el sistema y darse la homogenizacioacuten de agua a disponer con el producto hay que tener en cuenta que no debe afectar el pH del fluido inyectado o bajar demasiado su alcalinidad82 ya que el medio va a ver afectado sus superficies y pueden repercutir en el comportamiento del inhibidor como se aborda en el capiacutetulo 3
81 Ibid p 2821 82 CAIRN ENERGY Technical purchase Specification of SCHMOO REMOVER Oil field Chemical Product [En liacutenea] [Consultado 27 de junio de 2020] Disponible en httpswwwcairnindiacomEOIDocLibrarySchmoo_Remover_EOI_Newspapers_0pdf
77
Es importante investigar el papel de la condiciones de campo como temperatura salinidad y pH en la estabilidad del producto que se aplica83 debido a que estas variables pueden cambiar el funcionamiento del producto tratante y afectar la formacioacuten de la emulsioacuten OW y su viscosidad hay que tener en cuenta que el mecanismos de eliminacioacuten del depoacutesito que se abarca es por medio de la emulsioacuten Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor
Fuente elaboracioacuten propia con base en The Fate of Oilfield Corrosion Inhibitors in Multiphase Systems En la tabla 12 Se observa las condiciones que afectan la curvatura que adquiere el producto en nuestro caso favorece tener la cabeza del tensoactivo orientada hacia la fase continua (Agua) y la cola hacia los depoacutesitos para envolver el depoacutesito en el interior de la micela que se forme y su dispersioacuten en la solucioacuten este comportamiento se da cuando se obtiene un emulsioacuten OW
La salinidad es una variable importante al tener una baja salinidad como la que se maneja (270 mgl) primero se deberiacutea favorecer la mezcla del producto en el fluido porque por la solubilidad con el agua y de otra manera permitir la formacioacuten de emulsioacuten OW como lo indica Al -Yaari M et al84 en su estudio
afirma que al ocurrir una inestabilidad de la emulsioacuten se genera un precipitado que conlleva a un incremento de la viscosidad y una mayor friccioacuten en el sistema por la interaccioacuten entre las gotas 85 y por ende un aumento de las caiacutedas de presioacuten a traveacutes del sistema
83 CHATURVEDI Krishna and SHARMA Tushar Rheological analysis and EOR potential of surfactant treated single-step silica nanofluid at high temperature and salinity Journal of Petroleum Science and Engineering 2020 vol196 p 3-6 84 AL- YAARI M et al Pressure drop reduction of stable emulsion role of aqueous phase salinity Society of Petroleum Engineers 2013 p 5 85SALAGER JL BRICENO M and BRACHO CL Heavy hydrocarbon emulsions Making use of the state of the art in formulation engineering Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology 2001 55 p
VARIABLE INHIBIDOR IOacuteNICO CURVATURA DEL SURFACTANTE
Aumento temperature Favorece la
emulsioacuten OW
Aumento salinidad
Disminuye la cabeza por lo que
desestabiliza la emulsioacuten OW
Alcoholes de cadena corta
Favorece la emulsioacuten OW
Hidrocarburos de bajo peso molecular
Disminuye la cabeza por lo que no favorece al OW
78
Otro autor a tener en cuenta es Qutubuddin et al86 estudia la relacioacuten de la salinidad y el pH y afirma que es posible contrarrestar los cambios de salinidad con los cambios de pH y asiacute mantener valores bajos de tensioacuten interfacial que permiten la eliminacioacuten de los depoacutesitos esto indica que es importante evaluar el comportamiento de las variables en manera conjunta para evidenciar queacute efectos tienen sobre la remocioacuten del depoacutesito y el comportamiento con la superficie mineral de igual manera para el caso de la temperatura y presioacuten
La temperatura influye en la solubilidad y el comportamiento del flujo a traveacutes del medio poroso en donde la solubilidad de un fluido aumenta con la temperatura y disminuye con el aumento de la presioacuten (Tgt= TK y Plt=Pc)87 el incremento de la temperatura permite la disminucioacuten de la tensioacuten superficial y del tamantildeo de la burbuja en nuestro caso gota88 afectando la formacioacuten de las micelas y por lo tanto la solubilidad del depoacutesito como su mojabilidad
A nivel de la presioacuten se afecta la solubilidad porque no puede incrementarse por encima de la presioacuten criacutetica que es aquella que puede generar un fenoacutemeno de desprendimiento de finos en la formacioacuten89 por la accioacuten erosiva del flujo la formacioacuten CM-7 estaacute compuesta de arenas y por ello es sensible al fenoacutemeno de desprendimiento de finos que ocasiona el incremento de soacutelidos en suspensioacuten e incremento de la perdida de inhibidor
En cuanto a la estructura molecular y concentracioacuten del inhibidor son factores que afectan de igual medida el comportamiento del tratamiento autores como Horsup y Hilfiger et al en su estudio abordan cual es el impacto de estas variables sobre la suciedad depositada y el efecto sobre la tensioacuten superficial
En el estudio de Horsup et al90 mencionado en el capiacutetulo 3 se resalta las moleacuteculas nitrogenadas como sitio activo en el paquete inhibidor como amonio cuaternario y amina grasa (AMF) en donde se ve el impacto de la estructura en la limpieza del aceite con respecto a la tensioacuten superficial y el aacutengulo de contacto
86 QUTUBUDDIN Syed and MILLER Clarence Phase behavior of pH-dependent microemulsions 1984 vol 101 p46-58 87 TANAKA Mitsuru Thermodynamics of solubility of surfactans in water En JOleo Sci 2005 vol 54 no 5 p 259-271 88 SHARMA MK SHAH DO and BRIGHAM WE La influencia de la temperatura en la superficie y las propiedades microscoacutepicas de las soluciones tensioactivas en relacioacuten con la eficiencia de desplazamiento de fluidos en medios porosos En Revista AIChE 1985 p 222-223 89 ZABALA ROMERO Modelo fenomenoloacutegico para escalar a yacimiento el impacto sobre la produccioacuten de hidrocarburos del dantildeo de formacioacuten por migracioacuten de finos En Revista Fuente el reventoacuten energeacutetico 2016 vol 14 no 1 p103-114 90 HORSUP D DUNSTAN T and CLINT J Op cit p534-540
79
En la tabla 13 Se muestran los resultados obtenidos de tensioacuten superficial para retirar la respectiva muestra (hidrocarburos asfaacuteltenos hierro y arena)
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media Inhibidor (Sitio activo) 50-100 ppm 200-500 ppm
Amina cuaternaria g=241mNm g=203mNm
Amina grasa (AMF) g=2mNm g=16mNm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HORSUP DI DUNSTAN TS and CLINT J S Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled
Systems CORROSION 2009 vol 65 no 8 p534-540 En este caso el producto apropiado seria el AMF donde se puede lograr un mejor efecto a una menor concentracioacuten porque al tener una menor tensioacuten superficial maacutes faacutecil seraacute la remocioacuten del depoacutesito
Mientras que Hilfiger et al91 en su estudio utiliza un rango amplio para la concentracioacuten del producto tratante (soluble en aceitedispersable en agua) seguacuten el problema que presente el pozo tratante como se observa en la tabla 14
Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso
Prueba Campo 1 Prueba Campo 2 Prueba Campo 3
Campo de baja produccioacuten- recuperacioacuten de pozo
Inyeccioacuten a 500 ppm
Despueacutes de 4 meses Disminuye 16 la presioacuten y Aumenta 50 el Caudal
Mantiene presioacuten y caudal
Alcanza proteccioacuten de corrosioacuten por inspeccioacuten visual (3 meses despueacutes) se logra remocioacuten del depoacutesito
Dosis 120ppm 50 y 65ppm en orden de prueba
Problema de Corrosioacuten
Dosis de 100 ppm (1mes) 50ppm (2 semanas) 40 ppm (2 semanas) y 35 ppm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 7 p
La peacuterdida del tensoactivo se puede dar por diferentes mecanismos adsorcioacuten del producto precipitacioacuten o degradacioacuten estaacute perdida tambieacuten se encuentra
91 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7-9
80
influenciada por el tipo de surfactante la concentracioacuten de surfactante pH salinidad y temperatura92
Las superficies minerales son sensibles al pH del medio por su ionizacioacuten como se menciona en el capiacutetulo 3 como se ha mencionado la arenisca tiene una carga superficial negativa que se mantiene al tener una solucioacuten alcalina si tenemos en cuenta que el inhibidor contiene compuestos de amonio cuaternario (R4N) + estos tendriacutean una afinidad alta a la superficie mineral en donde se puede llevar a cabo la adsorcioacuten del producto por el intercambio ioacutenico formando un enlace entre el grupo silanol con el amonio cuaternario esta interaccioacuten se muestra en la reaccioacuten siguiente
R3 minus Si minus O minus H + R4N+ rarr R3 minus Si minus O minus R4N + H+
Con respecto al primer equilibrio los tensioactivos se pueden adsorber en la superficie como monoacutemero cuando la concentracioacuten no es la adecuada y en este estado se tiene una mayor facilidad de adsorcioacuten por la superficie de siacutelice generando peacuterdidas del producto por el soacutelido este fenoacutemeno de igual manera se puede presentar en la fase acuosa por las micelas formadas disminuyendo la cantidad del producto que se desplaza por el sistema La precipitacioacuten del producto tambieacuten estaacute influenciada con la salinidad como se mencionoacute anteriormente el agua maneja en formacioacuten y deposicioacuten es blanda y de baja salinidad por lo que se va a tener una baja interaccioacuten de iones que provoquen una reaccioacuten de precipitacioacuten 93
La tensioacuten superficial es importante para la remocioacuten de los depoacutesitos en el sistema y se veraacute afectada tanto por el tipo de inhibidor como por la dosificacioacuten suministrada para el tratamiento actuado sobre el estado de agregacioacuten en el que se encuentre el producto (monoacutemero micela) y su comportamiento como se evidencio se requieren bajas tensiones interfaciales para lograr la dispersioacuten del depoacutesito en la solucioacuten ademaacutes el tamantildeo de la gota que se obtiene tras su dispersioacuten modifica la viscosidad de la emulsioacuten Para llevar a cabo un anaacutelisis a profundidad de estas variables se debe llevar a cabo pruebas de laboratorio tales como inundacioacuten por nuacutecleos en diferentes dosificaciones que permitan determinar la concentracioacuten optima del inhibidor y probar diferentes opciones de productos tratantes a las condiciones de operacioacuten del sistema Dentro de un anaacutelisis que simule las condiciones de campo y las
92 BELHAJ AFetal The effect of surfactant concentration salinity temperature and pH on surfactant adsorption for chemical enhanced oil recovery En Petrol Explor Prod Technol 2020 p125-137 93 CROSS John and SINGER EdwardJ Cationic Surfactants Analytical and Biological Evaluation A adsorption at solid surfaces PubMed 2003 vol 53 p7
81
posibles respuestas que se pueden obtener como permitir determinar la formacioacuten de precipitados que obstruyen las gargantas de los poros y por ende aumenta la resistencia al flujo94 En la prueba de campo llevada a cabo en el pozo C3 se maneja diferentes dosificaciones de 40ppm 80ppm y 120ppm estaacuten son las aplicadas por recomendacioacuten del proveedor de acuerdo con la patente US 20150011453 A1 estas dosis se encuentran dentro de los rangos para tratamientos continuos que son entre 10ppm-200ppm y entre 10ppm-500ppm De igual manera en la patente US 20150011453 A1 para productos (limpiadorinhibidor) como es nuestro caso se alcanza una remocioacuten aproximada del depoacutesito mayor o igual a 8 13 y 21 a dosificaciones de 50ppm 100ppm y 200ppm correspondientes si se hace la comparacioacuten con los resultados obtenidos en campo durante la aplicacioacuten no se tiene la cuantificacioacuten del porcentaje que se removioacute sin embargo al observar el comportamiento de la operacioacuten en los periodos evaluados se puede decir que no se alcanzan esos porcentajes de remocioacuten porque el incremento de inyeccioacuten y caudal posterior a la prueba son apenas del 10 y 6 donde se evidencia que el aumento no es significativo y tampoco se alcanza una integridad en las caiacutedas de presioacuten en el sistema baacutesicamente el producto permite el paso del fluido sea mayor durante la prueba al presentar aumentos del caudal durante su aplicacioacuten pero indica que en la formacioacuten se presentan problemas de taponamiento que no fueron remediados con el tratamiento Esta baja eficiencia puede estar relacionada con peacuterdidas del producto esto conlleva a que se genere un gasto mayor en su aplicacioacuten pues va a requerir una mayor cantidad de producto en el proceso efectuado sin conseguir un beneficio en la operacioacuten
94 REGE Sunil D and FOGLER HS Competition among flow dissolution and precipitation in
porous media AIChE J vol 35 p1177-1185 doi101002aic690350713
82
6 ANAacuteLISIS FINANCIERO
El anaacutelisis econoacutemico del tratamiento quiacutemico en el pozo de disposicioacuten final C3 involucra los beneficios econoacutemicos representados por un ahorro energeacutetico consecuencia de la mejora en la inyectividad y por ende menor consumo de energiacutea y se contrapone con los egresos del tratamiento directa y exclusivamente del costo del tratamiento quiacutemico en razoacuten a que los demaacutes costos operacionales son independientes de los del tratamiento al ser considerados propios del proceso de inyeccioacuten del agua como tal con o sin tratamiento
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO El costo de tratamiento del inhibidor por galoacuten se muestra en la siguiente tabla
Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten Inhibidor orgaacutenico Precio
(COPgal)
Producto A $ 75459
Se determina el consumo del tratamiento diacutea y por etapa seguacuten las distintas dosis (Ver tabla 16)
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa
Dosis [ppm] Gal diacutea Gal etapa
40 1514 7570
80 3158 31578
120 5300 52995
TOTAL GALONES 921
Fuente elaboracioacuten propia Con la cantidad de tratamiento consumido y el costo del producto por unidad de volumen se calcula el costo total del tratamiento por diacutea y por etapa de tratamiento seguacuten la ecuacioacuten 8 costos que se muestran en la tabla 17
Fuente elaboracioacuten propia
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba
119862119900119904119905119900 119905119903119886119905119886119898119894119890119899119905119900 =119862119874119875
119866119886119897lowast 119873deg 119905119900119905119886l G119886119897
83
Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa
Dosis [ppm] $ diacutea $ etapa
40 $ 1142385 $ 5711926
80 $ 2382841 $ 23828407
120 $ 3998957 $ 39989569
Total COP 69 529903
Fuente elaboracioacuten propia
El mayor costo del tratamiento se incrementa tal como se incrementa la dosis de tratamiento esto en la buacutesqueda de una dosis efectiva para que el tratamiento pueda ser replicado ahora como la prueba no fue exitosa esta dosis no pudo ser definida y por lo tanto no se da lugar a un costo perioacutedico de tratamiento quiacutemico que permita configurar una liacutenea de flujo de caja para determinar indicadores financieros y econoacutemicos como lo son Retorno de la inversioacuten o si este gasto de tratamiento es amortizable en un periodo de tiempo Sin embargo con resultados obtenidos se pueden derivar algunos indicadores de la prueba como lo son el costo de tratamiento por caudal de inyeccioacuten para cada dosis en particular ejercicio expuesto en la Tabla 18
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento
Fuente elaboracioacuten propia
Otro aspecto a tener en cuenta como anaacutelisis financiero es el costo del tratamiento quiacutemico con la prueba que es de COP 69 529903 que si se compara con tratamientos alternativos como es el caso de la estimulacioacuten llevados a cabo para mejorar el rendimiento de un pozo cuyo costo oscila entre los $ USD100 000 - 150000 equivalente a COP 330 000 000 - COP 495 000000 Cifras dentro de una brecha no comparable que demuestra porque los tratamientos quiacutemicos tienen una mayor preferencia
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO
Una expectativa con la aplicacioacuten del tratamiento quiacutemico es la reduccioacuten de los costos energeacuteticos en el sistema de inyeccioacuten para ello se tiene en cuenta tres tiempos de operacioacuten para llevar a cabo el seguimiento de la prueba y observar el impacto obtenido que se denominan como previo aplicacioacuten y posterior al tratamiento La mejora en la inyeccioacuten con la aplicacioacuten redunda en un mayor rendimiento de la bomba por ende en un menor consumo energeacutetico y sobre este ahorro se basa el beneficio o entradas en el flujo de caja econoacutemico
Dosis [ppm] $BAPD
40 127
80 254
120 380
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Se toma como datos de insumos el costo de la unidad de energiacutea (Kw-h) que tiene como tarifa la empresa de energiacutea de la localidad que provee el fluido eleacutectrico a la Estacioacuten el consumo de energiacutea promedio por cada periodo de prueba (E) se determina el costo total de energiacutea por periodo de prueba y por la totalidad del tratamiento ($E) que se resumen en la tabla 19
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea
$ Kw-h 300
E=P(Kw)t(h)
$E=Consumo de Energia (E) $Kw-h
Fuente elaboracioacuten propia
En teacuterminos de energiacutea por barril de agua inyectada se alcanza una disminucioacuten del costo energeacutetico del 3 y del 8 teniendo en cuenta el mejor estimado de operacioacuten el costo de operacioacuten por barril de agua inyectada en los periodos de prueba como se expone en la Tabla 20
Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Tiempo operacioacuten $BAPD
Previo 105
Aplicacioacuten 113
Posterior 102
Mejor estimado 9684
Fuente elaboracioacuten propia
Del resultado de la inyectividad promedio se obtuvo un incremento del 6 de agua inyectada y una disminucioacuten energeacutetica del 2 El costo energeacutetico por promedio diacutea y por periodo evaluado que se determinan en la tabla 21
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Periodos de prueba $E promedio diacutea $E periodo BAPD
Previo a la prueba $ 888754 $ 27551389 8444
Aplicacioacuten $ 1061338 $ 26533454 9365
Posterior a la prueba $ 899028 $ 26970851 8921
Fuente elaboracioacuten propia
Si se hace este ejercicio con el mejor estimado y su comportamiento se llevara a cabo con el costo por 4 diacuteas que presentaron el mejor desempentildeo como costo objetivo el anaacutelisis del ahorro energeacutetico para la operacioacuten objetivo comparado los precios de la energiacutea en los dos casos se obtiene un ahorro de energiacutea diario expuesto en la Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten
85
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea
Costo energeacutetico inyeccioacuten
Actual $ 1011869
Objetivo $ 931799
ahorro diacutea $ 80070
Fuente elaboracioacuten propia
Si se extiende este ahorro en el tiempo con el mejor estimado y su comportamiento se llevara hasta el final del contrato de asociacioacuten del campo el ahorro energetico se expone en la Tabla 23 Ahorro de energia de Inyeccioacuten
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten
Ahorro de Energiacutea
Diacutea Mes Antildeo 2029
$ 80070 2404100 $ 29225412 $ 263028704
Fuente elaboracioacuten propia
En el analisis econoacutemico en este caso como el tratamiento no fue exitoso este no se puede replicar y por tanto no se puede generar un flujo de caja perioacutedico que en caso de haber sido el tratamiento exitoso el perido de replicacion seria el tiempo durante el cual se obtiene un comportamiento sostenible Sin embargo para efectos puntuales de comparar los beneficios obtenidos por ahorro energeacutetico se aproxima el periodo de la prueba al periodo de un mes (COP 2404100) contra los egresos por el costo del tratamiento (COP 69529903) esta comparacioacuten demuestra unos costos no amortizables en el tiempo y se asume como un gasto operacional de consumibles durante la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten
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7 CONCLUSIONES
La prueba de inyeccioacuten con tratamiento quiacutemico para la limpieza del sistema del pozo C3 alcanzoacute un incremento en el iacutendice de inyectividad cercano al 10 (J=8) con un incremento de Volumen de inyeccioacuten del 6 (Q=477BAPD) y decremento de presioacuten de 4 resultados considerados no suficientes para determinar el tratamiento exitoso Pues dadas las caracteriacutesticas fiacutesicas intriacutensecas de la formacioacuten esta es una formacioacuten receptora de alta permeabilidad
El depoacutesito de materia ldquoschmoordquo actuacutea como agente adherente en la tuberiacutea del sistema y en los poros de la formacioacuten receptora y provoca en estos un efecto tensoactivo en areniscas y algunos materiales arcillosos como los presentes en la formacioacuten carbonera C7-M formando una peliacutecula que impide el paso del fluido esta accioacuten conocida como dantildeo de formacioacuten no pudo ser corregida por parte del inhibidor aunque el efecto tensoactivo no es posible demostrarse mediante la prueba
El anaacutelisis del agua de formacioacuten vs El agua de inyeccioacuten han arrojado aguas blandas con tendencia corrosiva y precursoras de incrustaciones en las superficies por la presencia de los iones presentes en ellas que forman precipitados
La salinidad del agua de formacioacuten es menor a la de inyeccioacuten garantiza que la roca no adsorba el agua y no se pueda generar el fenoacutemeno de hinchamiento de arcillas efecto que generariacutea mayor taponamiento
La seleccioacuten del inhibidor como producto tratante de la prueba de inyeccioacuten en el campo cumplioacute con los lineamientos teoacutericos requeridos para este tipo de depoacutesito mixto (muestra) y de medio acuoso de acuerdo con la prueba de laboratorio realizada por el proveedor
En comparacioacuten con valores reportados en la literatura el incremento obtenido estaacute por debajo del 10 en un tiempo mayor de comparacioacuten que infiere que el resultado de la prueba no depende del tiempo de aplicacioacuten sino de la efectividad del producto sobre las condiciones del sistema
Las condiciones del sistema como medio alcalino y alta temperatura favorecen el efecto del inhibidor como generador de emulsiones OW estas contribuyen a una peacuterdida del producto en la fase acuosa ocasionando disminucioacuten de la cantidad de inhibidor presente y disponible para actuar sobre la superficie
87
Las caracteriacutesticas de la formacioacuten compuesta por arenas finas la hacen sensible a la accioacuten erosiva del agua de inyeccioacuten con alta presioacuten este efecto aporta finos que incrementan los soacutelidos en suspensioacuten esto tambieacuten incrementa la peacuterdida del inhibidor por la adsorcioacuten del producto en los soacutelidos suspendidos y por ende disminuye su disponibilidad sobre la superficie de la roca
El producto cumple con la condicioacuten de mojar las superficies por agua es soluble en el fluido inyectado pero tiene una alta afinidad por las superficies generando peacuterdidas por soacutelidos
La baja efectividad del producto se puede ocasionar porque el amonio cuaternario no tiene un buen rendimiento con sustancias orgaacutenicas
El volumen de agua aumenta durante la aplicacioacuten se evidencia una relacioacuten proporcional a la presioacuten por tal no se ve reflejado el efecto del rendimiento del producto
La inclusioacuten de esta formulacioacuten quiacutemica no es viable debido a que el rendimiento del producto debe reflejarse en la mejora continua de la inyectividad
El comportamiento del tratamiento quiacutemico ha demostrado su accioacuten sobre el flujo al manifestar un incremento durante su aplicacioacuten pero la relacioacuten caudal vs Presioacuten ha demostrado que no remueve los depoacutesitos presentes en la garganta de los poros situacioacuten de dantildeo en la formacioacuten por soacutelidos agregacioacuten de hidrocarburos e incrustaciones de iones que han disminuido la permeabilidad de la formacioacuten y continuar con la baja inyeccioacuten del pozo C3
El uso del tratamiento quiacutemico aplicado ademaacutes de no haber sido exitoso es econoacutemicamente no amortizable con los beneficios energeacuteticos obtenidos
88
8 RECOMENDACIONES
Identificar y caracterizar el tipo de compuestos orgaacutenicos que se encuentran dentro de la muestra soacutelida recuperada de las bombas de inyeccioacuten con un mayor detalle a traveacutes de algunos anaacutelisis como WAT SARA Curvas reoloacutegicas y emulsiones con el fin de obtener el mejor tipo de tratamiento quiacutemico a aplicar
Realizar las pruebas correspondientes para determinar cuaacutel inhibidor tiene el mejor desempentildeo con respecto a los depoacutesitos que se encuentra en el sistema y evaluar diferentes clases de inhibidores a nivel de pruebas de laboratorio sobre nuacutecleos de la formacioacuten y mirar efecto de precipitacion y flujo del fluido
Realizar anaacutelisis PVT para evaluar la compatibilidad quimcia la reoligia del fluido y la deposicion de soacutelidos
Realizar un disentildeo de experimentos para evaluar el efecto de las variables (Temperatura salinidad concentracioacuten y pH) sobre el comportamiento del producto tratante o productos seleccionados para la limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos en lineas de flujo y rocas areniscas
Verificar el historial de las pruebas de inyeccioacuten de los pozos para determinar
las perdidas en los iacutendices de inyectividad causados por este fenoacutemeno de precipitacioacuten de soacutelidos
Realizar pruebas de laboratorio con diferentes productos tratantes reconocidos por la industria de los hidrocarburos a condiciones del pozo y descartar la recomendacioacuten del proveedor
El tratamiento de limpieza con aacutecido inorgaacutenico en este tipo de formacioacuten no es recomendable ni la maacutes efectiva debido a que los compuestos que taponan no siempre son solubles en estas sustancias y al contrario se puede generar un mayor taponamiento (Hinchamiento de arcillas)
Analizar el uso de surfactantes no ioacutenico como Alquil poli glucoacutesidos o alquil
etoxilato a nivel laboratorio para comparar el rendimiento con respecto a los inhibidores catioacutenicos como amidas aminas y amonios cuaternario (resultado observado en esta tesis) y revisar coacutemo afecta la disociacioacuten de los iones en las superficies aceitosas y su rendimiento en el desprendimiento de las escamas orgaacutenicasinorgaacutenicas
Implementar cupones en las superficies de la tuberiacutea para realizar el seguimiento a la corrosioacuten del sistema y probar sus beneficios para inhibir la corrosioacuten
89
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97
ANEXOS
98
ANEXO A
DATOS VARIABLES MONITOREADAS DURANTE EL PROCESO DE
INYECCION DE AGUA (PRESIOacuteN Y VOLUMEN DE AGUA INYECTADA)
Cabe resaltar que se confirma el valor de la presioacuten de la liacutenea base por medio de
los datos obtenidos en el histoacuterico teniendo en cuenta las funciones MIN
DESVESTA NORMALIZACIOacuteN en donde se obtienen
MIN=1003 Psi
DESVESTA= 43
NORMALIZACION=38841
P=1150 Psi
Etapa Fecha q (BAPD) P (Psi)
10042019 8211 1170
11042019 7543 1053
12042019 7258 1003
13042019 7592 1139
14042019 7897 1145
15042019 8145 1110
16042019 8581 1169
17042019 8425 1190
18042019 8629 1180
19042019 8255 1130
20042019 8349 1215
21042019 8675 1143
22042019 8650 1143
23042019 8561 1201
24042019 8487 1153
25042019 8388 1170
26042019 8441 1170
27042019 8968 1134
28042019 8770 1190
29042019 8439 1175
30042019 8685 1183
1052019 8355 1151
2052019 8766 1135
3052019 8751 1184
4052019 8970 1153
5052019 8565 1136
6052019 8616 1164
7052019 8243 1189
8052019 8710 1125
9052019 8991 1108
10052019 8856 1139
pre
trat
amie
nto
11052019 9002 1100
12052019 8645 1159
13052019 9125 1180
14052019 8990 1054
15052019 9295 1115
16052019 9232 1101
17052019 9294 1128
18052019 9160 1165
19052019 9117 1145
20052019 9201 1158
21052019 9518 1125
22052019 8629 1080
23052019 9063 1145
24052019 9930 1206
25052019 10838 1240
26052019 10375 1230
27052019 10392 1223
28052019 10540 1269
29052019 10580 1270
30052019 10620 1263
31052019 10571 1270
1062019 10632 1240
2062019 10163 1250
3062019 10815 1269
4062019 10461 1212
tra
tam
ien
to
5062019 9824 1270
6062019 9970 1181
7062019 8518 1208
8062019 8252 1161
9062019 8495 1163
10062019 8495 1164
11062019 8647 1115
12062019 9788 1114
13062019 8020 1181
14062019 8491 1145
15062019 8722 1145
16062019 8819 1160
17062019 8840 1130
18062019 8676 1083
20062019 7496 1143
21062019 8000 960
22062019 9022 1025
23062019 8868 1050
24062019 8911 1005
25062019 9092 1103
26062019 8900 1104
27062019 9464 1036
28062019 9410 1045
29062019 9912 1095
30062019 8960 1069
1072019 8558 1073
2072019 9704 1060
3072019 8562 1091
4072019 8966 1080
5072019 8838 1080
Des
pu
es d
el t
rata
mie
nto
99
Para la presioacuten se tiene P=NORMALIZACION [P] + Tabla5 [[Totales] [WHP [psi]]]
Donde la suma hace referencia al promedio de los datos evaluados desde el
01012019 (1146 Psi)
El mismo procedimiento se tiene para el iacutendice de inyectividad
MIN=7
DESVESTA= 0
NORMALIZACION=06889
J=7 aproximado
En donde el promedio de datos es 7 y el iacutendice de inyectividad J= NORMALIZACION
[J]+ Tabla5 [[Totales] [Columna1]]
Para el caudal se saca la relacioacuten por medio de la formula y se obtiene un valor de
8100 BAPD
Ademaacutes los incrementos realizados para la comparacioacuten de 49 y 144 se hallan
haciendo la relacioacuten por el tiempo de prueba y el incremento obtenido
respectivamente
Caacutelculos
294 90diacuteas 144 150diacuteas
x 15diacuteas x 15diacuteas
49 144
100
ANEXO B
TABLA DE SEGUIMIENTO PARA EL CAacuteLCULO DE LA ENERGIacuteA
Las conversiones que se tienen en cuenta para realizar el caacutelculo de potencia se
encuentran
1 BAPD = 00066244m3h
1 m3h = 0000277778
1 psi = 0703546663 mca
1 Kw = 134 Hp
La potencia es calcula mediante la ecuacioacuten 5 Donde el peso especiacutefico del agua
es tomado como 9810 Nm3 y el 134 representa la equivalencia de un 1Kw a Hp
Para calcular la energiacutea en el proceso se tiene el costo por Kw-h que es de $ 300
COP en la estacioacuten por la cantidad de energiacutea consumida
Etapa fecha q (m3s) P (mca) HB (kw) HP Econsumida $E q (BAPD) $Ebapd
10042019 001510915 823149595 122007879 163490557 292818909 878456726 8211 106985352
11042019 001387996 740834636 100873814 135170911 242097153 72629146 7543 962868169
12042019 001335553 705657303 924536069 123887833 221888657 66566597 7258 917147933
13042019 001397012 801339649 109821124 147160307 263570699 790712096 7592 104150698
14042019 001453136 805560929 114834818 153878656 275603564 826810691 7897 10469934
15042019 001498771 780936795 114820658 153859681 275569578 826708735 8145 101498924
16042019 001578999 822446049 127396758 170711655 305752219 917256656 8581 106893912
17042019 001550294 837220528 127327682 170619094 305586437 916759311 8425 108814162
18042019 001587832 830185062 129314861 173281914 310355667 931067002 8629 107899757
19042019 001519012 795007729 118468116 158747276 284323479 852970438 8255 103327733
20042019 001536309 854809195 128829909 172632079 309191783 927575348 8349 111100173
21042019 001596296 804153835 125927817 168743275 302226762 906680285 8675 104516459
22042019 001591696 804153835 125564913 168256983 301355791 904067374 8650 104516459
23042019 001575319 844959542 130579039 174975912 313389693 940169078 8561 109820007
24042019 001561702 811189302 124276631 166530686 298263915 894791744 8487 105430864
25042019 001543485 823149595 124637935 167014833 299131045 897393134 8388 106985352
26042019 001553238 823149595 125425466 168070125 301021119 903063357 8441 106985352
27042019 001650212 797821915 129156009 173069052 309974422 929923265 8968 103693495
28042019 001613777 837220528 132541694 17760587 318100066 954300197 8770 108814162
29042019 00155287 826667329 125931627 168748381 302235906 906707717 8439 107442555
30042019 001598137 832295702 130484982 174849876 313163957 93949187 8685 108174078
1052019 001537413 809782209 122131514 163656229 293115633 879346899 8355 105247983
2052019 001613041 798525462 126358159 169319933 303259582 909778746 8766 103784936
3052019 001610281 832999248 131587716 176327539 315810518 947431555 8751 108265519
4052019 00165058 811189302 131349285 176008042 315238284 945714851 8970 105430864
5052019 001576055 799229009 123569606 165583272 296567054 889701161 8565 103876376
6052019 00158544 818928315 127369262 170674811 305686229 917058687 8616 106436709
7052019 001516804 836516982 124472415 166793036 298733797 89620139 8243 108722721
8052019 001602737 791489995 124444767 166755988 298667441 896002324 8710 102870531
9052019 001654444 779529702 126518409 169534667 303644181 910932542 8991 101316043
10052019 001629602 801339649 128105358 17166118 307452859 922358577 8856 104150698
pret
rata
mie
nto
101
11052019 001656468 773901329 125758589 168516509 301820614 905461841 9002 100584519
12052019 001590776 815410582 127249005 170513667 305397613 916192838 8818 103900299
13052019 001679101 830185062 136747956 183242261 328195094 984585281 9125 107899757
14052019 00165426 741538182 120338963 16125421 288813511 866440534 8990 963782574
15052019 001710383 784454529 131622527 176374186 315894064 947682193 9295 101956126
16052019 001698791 774604875 129088953 172979197 309813486 929440459 9232 10067596
17052019 001710199 793600635 133142814 17841137 319542752 958628257 9294 103144852
18052019 001685542 819631862 135527479 181606822 325265951 975797852 9160 10652815
19052019 001677629 805560929 13257554 177651223 318181295 954543886 9117 10469934
20052019 001693086 814707035 135316125 181323607 3247587 9742761 9201 105888066
21052019 001751418 791489995 135989127 18222543 326373904 979121713 9518 102870531
22052019 001587832 759830396 118355975 158597006 28405434 852163019 8629 987557097
23052019 001667693 805560929 131790295 176598995 316296707 948890122 9063 10469934
24052019 00182723 848477275 152090651 203801472 365017562 109505269 9157 119586402
25052019 001994312 872397862 170677705 228708125 409626492 122887947 9709 126571168
26052019 001909115 865362395 162068711 217172073 388964907 116689472 9805 119010171
27052019 001912243 860437568 161410416 216289958 387384999 1162155 9787 118744763
28052019 001939477 892800715 169866679 227621349 407680029 122304009 9274 131878379
29052019 001946838 893504261 170645701 228665239 409549682 122864904 9504 129277046
30052019 001954198 888579435 170346741 228264633 408832179 122649654 9499 12911849
31052019 001945181 893504261 170500539 228470722 409201293 122760388 10202 120329728
1062019 001956406 872397862 1674336 224361024 40184064 120552192 9874 122090533
2062019 001870105 879433328 161338458 216193533 387212298 11616369 9571 121370483
3062019 00199008 892800715 174298684 233560237 418316842 125495053 9946 126176405
4062019 00192494 852698555 161020727 215767775 386449746 115934924 9813 118144221
trat
amie
nto
5062019 001807725 893504261 158452114 212325832 380285073 114085522 9824 116129399
6062019 001834591 830888608 149537811 200380666 358890746 107667224 9970 107991197
7062019 001567407 849884368 130680423 175111767 313633016 940899047 8518 11046009
8062019 00151846 816817675 121673892 163043016 292017342 876052025 8252 106162388
9062019 001563174 818224769 125472647 168133347 301134353 903403059 8495 106345269
10062019 001563174 818928315 125580534 168277916 301393282 904179846 8495 106436709
11062019 001591144 784454529 122446475 164078277 293871541 881614623 8647 101956126
12062019 001801101 783750982 138479381 185562371 332350515 997051544 9788 101864686
13062019 001475769 830888608 120290195 161188861 288696468 866089403 8020 107991197
14062019 001562438 805560929 123472514 165453168 296334033 889002099 8491 10469934
15062019 001604945 805560929 126831618 169954368 304395882 913187646 8722 10469934
16062019 001622794 816114129 129922179 174095719 311813228 935439685 8819 106070947
17062019 001626658 795007729 126863495 169997083 304472387 913417162 8840 103327733
18062019 00159648 761941036 119331187 159903791 28639485 85918455 8676 990300311
20062019 001379347 804153835 108813247 145809751 261151793 78345538 7496 104516459
21062019 001472089 675404796 975365034 130698915 234087608 702262824 8000 87782853
22062019 001660148 721135329 117444491 157375618 281866779 845600336 9022 937264837
23062019 001631811 738723996 11825539 158462223 283812937 85143881 8868 960124955
24062019 001639723 707064396 113736135 152406422 272966725 818900175 8911 918976743
25062019 001673029 776011969 127362303 170665485 305669526 917008578 9092 100858841
26062019 001637699 776715515 124785764 167212924 299485834 898457501 8900 100950281
27062019 001741481 728874342 124520383 166857314 29884892 896546761 9464 947323289
28062019 001731545 735206262 12488546 167346516 299725103 899175309 9410 955552932
29062019 001823918 770383596 137841939 184708199 330820655 992461964 9912 100127317
30062019 00164874 752091382 121644276 16300333 291946262 875838786 8960 977498645
1072019 001574767 754905569 116621324 156272574 279891177 83967353 8558 981156264
2072019 001785644 745759462 130635922 175052136 313526213 94057864 9704 969269002
3072019 001575503 767569409 118633116 158968375 284719478 854158433 8562 997615549
4072019 001649844 759830396 122978291 16479091 295147898 885443693 8966 987557097
5072019 00162629 759830396 121222634 162438329 290934321 872802962 8838 987557097
De
spu
es
de
l tra
tam
ien
to
102
ANEXO C
SEGUIMIENTO DOSIS DE INYECCIOacuteN DE PRODUCTO QUIacuteMICO
Para el seguimiento de la dosis de inyeccioacuten se tiene en cuenta el volumen del fluido
inyectado y la dosificacioacuten del inhibidor que se maneja en cada etapa para sacar la
cantidad de producto diacutea requerido y el volumen de inhibidor gastado por etapa
Donde se calcula la cantidad de producto utilizada teniendo como constante
la dosis que se esteacute manejando en cada una de las etapas por medio de la
ecuacioacuten 4 El 42 representa la conversioacuten a galones
119876119894119899ℎ =9002 lowast 42 lowast 40
1000000= 1512119892119886119897
119876119894119899ℎ =9232 lowast 42 lowast 80
1000000= 3102119892119886119897
119876119894119899ℎ =10375 lowast 42 lowast 120
1000000= 5229119892119886119897
etapa fecha q (BAPD) P (Psi) j dosis Productodia Producto etapa $Gal $BAPD
11052019 9002 1100 818 40 1512 1141673$ 127$
12052019 8645 1159 746 40 1452 1096397$ 127$
13052019 9125 1180 773 40 1533 1157272$ 127$
14052019 8990 1054 853 40 1510 1140151$ 127$
15052019 9295 1115 834 40 1562 1178833$ 127$
16052019 9232 1101 839 80 3102 2341685$ 254$
17052019 9294 1128 824 80 3123 2357412$ 254$
18052019 9160 1165 786 80 3078 2323423$ 254$
19052019 9117 1145 796 80 3063 2312516$ 254$
20052019 9201 1158 795 80 3092 2333822$ 254$
21052019 9518 1125 846 80 3198 2414229$ 254$
22052019 8629 1080 799 80 2899 2188735$ 254$
23052019 9063 1145 792 80 3045 2298819$ 254$
24052019 9930 1206 823 80 3336 2518732$ 254$
25052019 10838 1240 874 80 3642 2749045$ 254$
26052019 10375 1230 843495935 120 5229 3947409$ 380$
27052019 10392 1223 849713818 120 5237568 3953877$ 380$
28052019 10540 1269 830575256 120 531216 4010187$ 380$
29052019 10580 1270 833070866 120 533232 4025406$ 380$
30052019 10620 1263 840855107 120 535248 4040625$ 380$
31052019 10571 1270 832362205 120 5327784 4021982$ 380$
1062019 10632 1240 857419355 120 5358528 4045190$ 380$
2062019 10163 1250 81304 120 5122152 3866748$ 380$
3062019 10815 1269 852245863 120 545076 4114817$ 380$
4062019 10461 1212 863118812 120 5272344 3980129$ 380$
producto total 92142624 921$ 69559114$
7569576
31577952
52995096
do
sis
40
pp
md
osi
s 8
0 p
pm
do
sis
12
0 p
pm
103
Adicional en la tabla se muestra el costo del producto donde un galoacuten de
tratamiento tiene un costo $ 75459 COP y se calcula el costo por
productodiacutea
$119892119886119897 = 75459 lowast 1512 = 1141194
Tambieacuten se encuentra que el costo por el barril de agua inyectada cambia
seguacuten la dosis manejada e incrementa con la dosificacioacuten como se puede
observar en la tabla
$119861119860119875119863 =$119892119886119897
119902
104
ANEXO D
EVALUACIOacuteN DEL KPI POR MEDIO DE POWER PIVOT
Power pivot es un complemento de Excel que permite realizar anaacutelisis a datos una
de las herramientas aplicadas son los indicadores claves de rendimiento (KPI) este
elemento permite evaluar los datos de una forma raacutepida y dar una visual al estado
en el que se encuentra el proceso
Para hacer el anaacutelisis del indicador en Power pivot se hace una tabla dinaacutemica con
las variables fecha presioacuten y caudal
Se adicionan las variables BAPD y WHP como medidas calculadas como se
observa en las ventanas por medio de la funcioacuten SUMX que evaluacutean los valores
que se estaacuten tomando de la columna de una determinada tabla
Al tener estas variables como campos calculados se realiza el caacutelculo de la
inyectividad que representa el valor base del anaacutelisis que se genera
automaacuteticamente para los datos que se encuentren en la tabla
Etiquetas de fila Suma de P Suma de Q
15-abr 1110 8145
16-abr 1169 8581
17-abr 1190 8425
18-abr 1180 8629
19-abr 1130 8255
20-abr 1215 8349
21-abr 1143 8675
22-abr 1143 8650
23-abr 1201 8561
24-abr 1153 8487
25-abr 1170 8388
26-abr 1170 8441
27-abr 1134 8968
28-abr 1190 8770
105
Finalmente se elige una medida objetivo para el KPI por medio de un condicional
que permite realizar la comparacioacuten de los datos de la prueba ademaacutes del periodo
de pretratamiento y post tratamiento
Se agrega el indicador clave de rendimiento donde el campo base es la medida
inyectividad se definen los liacutemites del estado los cuales son 78 al ser el valor
promedio encontrado entre los datos analizados y 9 que es el valor establecido para
definir la prueba como exitosa
106
Al dar aceptar inmediatamente se analizan los valores de la variable inyectividad
en la tabla la cual nos muestra el estado de la inyeccioacuten seguacuten los rangos que se
establecieron esto se puede observar en la imagen por medio de los iconos como
una demostracioacuten graacutefica
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
16042019 FALSO 7340461933
17042019 FALSO 7079831933
18042019 FALSO 7312711864
19042019 FALSO 7305309735
20042019 FALSO 6871604938
21042019 FALSO 758967629
22042019 FALSO 7567804024
23042019 FALSO 7128226478
24042019 FALSO 7360797918
25042019 FALSO 7169230769
26042019 FALSO 7214529915
27042019 FALSO 7908289242
28042019 FALSO 7369747899
29042019 FALSO 718212766
30042019 FALSO 7341504649
1052019 FALSO 72589053
2052019 FALSO 7723348018
3052019 FALSO 7391047297
4052019 FALSO 7779705117
5052019 FALSO 7539612676
6052019 FALSO 7402061856
7052019 FALSO 6932716569
8052019 FALSO 7742222222
9052019 FALSO 8114620939
10052019 FALSO 777524144
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
11052019 FALSO 7800693241
12052019 FALSO 7608283003
13052019 FALSO 7733050847
14052019 FALSO 8529411765
15052019 FALSO 833632287
16052019 FALSO 838510445
17052019 FALSO 8239361702
18052019 FALSO 7862660944
19052019 FALSO 7962445415
20052019 FALSO 7945595855
21052019 FALSO 8460444444
22052019 FALSO 7989814815
23052019 FALSO 7915283843
24052019 FALSO 8233830846
25052019 FALSO 8740322581
26052019 FALSO 843495935
27052019 FALSO 8497138185
28052019 FALSO 8305752561
29052019 FALSO 8330708661
30052019 FALSO 8408551069
31052019 FALSO 8323622047
1062019 FALSO 8574193548
2062019 FALSO 81304
3062019 FALSO 8522458629
4062019 FALSO 8631188119
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
5062019 FALSO 7735433071
6062019 FALSO 8441998307
7062019 FALSO 7051324503
8062019 FALSO 7107665805
9062019 FALSO 7304385211
10062019 FALSO 7298109966
11062019 FALSO 7755156951
12062019 FALSO 8786355476
13062019 FALSO 6790855207
14062019 FALSO 7415720524
15062019 FALSO 7617467249
16062019 FALSO 7602586207
17062019 FALSO 782300885
18062019 FALSO 8011080332
19062019 FALSO 2206930693
20062019 FALSO 6558180227
21062019 FALSO 8333333333
22062019 FALSO 880195122
23062019 FALSO 8445714286
24062019 FALSO 8866666667
25062019 FALSO 8242973708
26062019 FALSO 8061594203
27062019 VERDADERO 9135135135
28062019 VERDADERO 9004784689
29062019 VERDADERO 9052054795
En el ANEXO podemos observar un semaacuteforo que permite ver el estado de la
inyectividad con los tiempos establecidos de pre durante y post tratamiento
teniendo como objetivo una inyectividad Xgt=9 donde el tiempo base de 30 diacuteas pre
tratamiento se encuentra en estado rojo el periodo de prueba se encuentra en
amarillo y los 30 diacuteas post tratamiento se encuentran en los tres estados (rojo
amarillo y verde) en rojo se encuentran los 15 diacuteas recieacuten se suspende la
dosificacioacuten del tratamiento 11 diacuteas en amarillo y 4 diacuteas en verde esto ademaacutes se
ve influenciado por la disminucioacuten de presioacuten que se presenta en cabeza de pozo
que afecta directamente la relacioacuten caudal presioacuten
107
ANEXO E
REPORTE ASSAY 2016 CEPSA COLOMBIA SA
Fuente CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de crudo CCA
108
ANEXO F
REPORTE LABORATORIO AGUA RESIDUAL NFUSTRIAL
Fuente CEPSA Colombia SA
5
Las directivas de la Universidad de Ameacuterica los jurados calificadores y el cuerpo docente no son responsables por los criterios e ideas expuestas en el presente documento Estos corresponden uacutenicamente a los autores
6
AGRADECIMIENTOS
Este es el primer peldantildeo de mi proyecto de vida a Dios y a mis padres por el
acompantildeamiento durante todo este proceso agradezco al inmenso esfuerzo de
personas integras que aportaron para el desarrollo de este trabajo con carintildeo a
Daniel Fajardo su esposa Sandra Juan Enrique Loacutepez y Juan Manuel Rodriguez
de la empresa Cepsa Colombia SA
7
CONTENIDO
paacuteg
RESUMEN 17
INTRODUCCIOacuteN 19
OBJETIVOS 20
1GENERALIDADES 21
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA 21
111 Naturaleza del agua 22
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN 23
121 Propiedades de la roca 24
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua 26
2CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA 34
21 TIPO DE MUESTRA 34
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO 34
221 Anaacutelisis SARA 35
222 Anaacutelisis composicionales 35
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA 36
3SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 40
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN 40
311 Revisioacuten de antecedentes 40
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada 41
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba 43
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor 43
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 45
321 El Inhibidor 45
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten 47
323 Sistema de inyeccioacuten 50
324 Aplicacioacuten de la prueba 50
8
4PRUEBA PILOTO 52
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO 52
411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor 52
42 PROCEDIMIENTO 54
421 Aplicacioacuten 54
422 Recopilacioacuten de datos 54
423 Evaluacioacuten de resultados 55
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS 59
431 Anaacutelisis del tratamiento 59
432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema 61
433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 63
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento 67
5ANAacuteLISIS Y RESULTADOS 69
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN 69
52 PRUEBA PILOTO 72
53 AGUA - ACEITE ndash SOacuteLIDO 75
6ANAacuteLISIS FINANCIERO 82
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO 82
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO 83
7 CONCLUSIONES 86
8RECOMENDACIONES 88
BIBLIOGRAFIacuteA 97
ANEXOS 89
9
LISTA DE TABLAS
paacuteg
Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra 37 Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual
industrial 43 Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba 57
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba 58 Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento 65 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten 70
Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin 71
Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten 72 Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes
periodos 74 Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
74
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza 76 Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor 77
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media 79 Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso 79 Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten 82
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa 82 Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa 83
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento 83
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea 84 Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea 85
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten 85
10
LISTA DE ECUACIONES
paacuteg
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad 55 Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten 56 Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad 56 Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida 57
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba 58 Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida 58 Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 59
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba 82
11
LISTA DE GRAacuteFICAS
paacuteg
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos 38 Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten 41 Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba 60 Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba 61 Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes
durante y despueacutes de la prueba 62 Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten 63
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo 64
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento 65 Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3 66 Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada 67 Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 68
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql 70 Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo 73
12
LISTA DE FIGURAS
paacuteg
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera 22
Figura 2 Esquema de un pozo disposal 24 Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la
formacioacuten 27 Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos 28 Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten 31
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica 33 Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten 34
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA 35
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo 36
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida 46
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada 47 Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base 48
Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos 50 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3 52
Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten 53
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico 53
Figura 17 Formacioacuten de precipitados 70
13
LISTA DE ANEXOS
paacuteg
Anexo A Datos variables monitoreadas durante el proceso de inyeccion de agua (presioacuten y volumen de agua inyectada) 988 Anexo B Tabla de seguimiento para el caacutelculo de la energiacutea 100 Anexo C Seguimiento dosis de inyeccioacuten de producto quiacutemico 102 Anexo D Evaluacioacuten del Kpi por medio de power pivot 104 Anexo E Reporte Assay 2016 CEPSA Colombia sa 107 Anexo F Reporte laboratorio agua residual industrial 108
14
ABREVIATURAS
Γ Peso especiacutefico
ww Concentracioacuten en peso
BAPD Barriles de Agua por Diacutea
BBL Barriles
CMC Concentracioacuten criacutetica de micelas
EOR Enhanced oil recovery
Ji Iacutendice de inyectividad
KPI Indicador clave de rendimiento
KW Kilo watts
OW contenido de grasas y aceites en agua
PDP Presioacuten de descarga de la bomba
PTARI Planta de tratamiento de aguas residuales
Ppm partes por milloacuten
Psi Libra por pulgada cuadrada
Q Caudal
TSS Soacutelidos suspendidos totals
WHP Presioacuten en cabeza de pozo
15
GLOSARIO
ADSORCIOacuteN moleacuteculas de una sustancia son capturadas por la superficie de la otra sustancia1
AGUA DE DISPOSICIOacuteN es el agua producida que al pasar por un proceso de tratamiento necesita su disposicioacuten final es decir ha terminado su ciclo productivo
AMINA CUATERNARIA es una sal de amina catioacutenica en donde el nitroacutegeno tiene cuatro grupos unidos a ella cargada positivamente Son utilizadas como agentes mojantes del petroacuteleo e inhibidores de corrosioacuten2
ARENISCAS supeficie mineral que estaacute compuesta principalmente de granos de cuarzo y puede contener otros minerales3
BARRIL unidad volumeacutetrica equivale a 42 galones US4
DISOLUCIOacuteN es lo formacioacuten de una mezcla homogeacutenea donde las moleacuteculas del soluto se disuelven en el solvente5
DISPERSIOacuteN es la separacioacuten de componentes dentro de un fluido por medio de la difusioacuten es decir es la presencia de partiacuteculas o granos dentro de un fluido 6
FORMACIOacuteN RECEPTORA se encuentra constituida por rocas porosas a nivel subterraacuteneo con la capacidad de contener y circular un fluido a traveacutes de ella en este caso el agua
INHIBIDOR es un producto quiacutemico que evita o retrasa una reaccioacuten quiacutemica como la corrosioacuten7
MOJABILIDAD es la preferencia de un soacutelido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro que permite que la fase mojante se disperse sobre la fase soacutelida8
1 SCHUMBERGER Oilfield glossary adsorption [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsaadsorptionaspx 2SCHUMBERGER Oilfield glossary amina cuaternaria En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsqquaternary_amineaspx 3 SCHUMBERGER Oilfield glossary arenisca [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsssandstoneaspx 4 SCHUMBERGER Oilfield glossary barril eqivalente [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsbbarrel_equivalentaspx 5 Disoluciones quiacutemicas Soluciones [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible
en httpsuftclimagesfuturos_alumnosprofesores_orientadoresmaterial-pedagogicoGuia_5_Solucionespdf 6 SCHUMBERGER Oilfield glossary dispersioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 7 SCHUMBERGER Oilfield glossary inhibitor [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 8 SCHUMBERGER Oilfield glossary mojabilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible enhttpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermswwettabilityaspx
16
POZOS DISPOSAL son pozos clase II seguacuten el UIC se utilizan para inyectar fluido como el agua tratada la cual es separada del aceite resultante de la produccioacuten de petroacuteleo y es reinyectada en formaciones subterraacuteneas con caracteriacutesticas iguales o similares para su eliminacioacuten9
PRECIPITACIOacuteN aparicioacuten de material soacutelido en una solucioacuten liquida en donde el soluto sobrepasa la solubilidad10
SCHMOO son depoacutesitos y acumulaciones de lodos de composicioacuten variable compuesta de sustancias inorgaacutenicas recubiertas con material hidrocarbonado que se acumula en las liacuteneas y sistemas de operacioacuten de inyeccioacuten11
SOLUBILIDAD es la capacidad de un cuerpo para disolverse y mezclarse en una sustancia12
9 EPA Control de inyeccioacuten subterraacutenea [En liacutenea] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwepagovuicclass-ii-oil-and-gas-related-injection-wells 10 SCHUMBERGER Oilfield glossary precipitacioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermspprecipitationaspx 11Hellberg PE and Zuberbuehler A Polymeric corrosion inhibitors - A new class of oilfield formulation bases[En liacutenea] International Petroleum Technology Conference 2014] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwlinknovatecomconferencepolymeric-corrosion-inhibitors-a-new-class-of-oilfield-formulation-bases-1197673 12 SCHUMBERGER Oilfield glossary solubilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsssolubilityaspx
17
RESUMEN
Este trabajo se desarrolla con base en la evaluacioacuten de un inhibidor orgaacutenico que busca incrementar el flujo de agua inyectada al pozo de disposicioacuten final C3 el cual trae un bajo iacutendice de inyectividad por la posible presencia de sustancias que bloquean el paso del fluido a la formacioacuten receptora evento recurrente en pozos de disposicioacuten con alguna carga de hidrocarburos se requiere verificar el desempentildeo con la aplicacioacuten de un tratamiento que sea econoacutemico y efectivo de este modo recuperar las propiedades de la roca de la formacioacuten para extender la vida del pozo inyector
Se analiza el histoacuterico del sistema de inyeccioacuten de la estacioacuten desde el 1 de enero del 2019 las condiciones de operacioacuten del pozo y el sistema de inyeccioacuten a partir de una revisioacuten bibliograacutefica y un anaacutelisis de composicioacuten se hace una discusioacuten sobre la eleccioacuten del producto tratante y los fenoacutemenos que interactuacutean para alcanzar la separacioacuten del depoacutesito que se encuentra acumulado en el medio del sistema Se hace la prueba de pozo con el producto tratante y el respectivo seguimiento las variables involucradas en el proceso de mejora de la inyectividad
Asiacute mismo se evaluacutean las consideraciones o factores que generaron el dantildeo a la formacioacuten y la efectividad o no del producto tratante su composicioacuten y reacciones con el medio acuoso y con la roca
PALABRAS CLAVES inhibidor inyectividad pozo de disposicioacuten agua de disposicioacuten
18
ABSTRACT
This work is developed based on the evaluation of an organic inhibitor that seeks to
increase the flow of water injected to the final disposal well C3 which brings a low
injection rate due to the possible presence of substances that block the passage of
the fluid to the receptor formation recurrent event in disposal wells with some
hydrocarbon load It is necessary to verify the performance with the application of a
treatment that is economical and effective in this way to recover the properties of
the rock of the formation to extend the life of the injection well
The history of the injection system of the station from January 1 2019 the operating
conditions of the well and the injection system is analyzed Based on a bibliographic
review and a composition analysis a discussion is made about the choice of the
treatment product and the phenomena that interact to achieve the separation of the
deposit that is accumulated in the middle of the system The well test is carried out
with the treatment product and the respective monitoring of the variables involved in
the process to improve injectivity
Likewise the considerations or factors that generated the damage to the formation
and the effectiveness or not of the treatment product its composition and reactions
with the aqueous medium and with the rock are evaluated
KEY WORDS inhibitor injectivity disposal well disposal water
19
INTRODUCCIOacuteN
Un pozo de disposicioacuten de agua tratada es una de las alternativas de vertimiento de las aguas de produccioacuten en la industria de los hidrocarburos el caso de estudio es el pozo inyector C3 que pertenece al sistema de inyeccioacuten de un campo maduro en la cuenca de los llanos orientales de Colombia por ello el desarrollo de estos campos comprenden el manejo de una alta relacioacuten aceite agua que de manera incremental acrecienta los problemas de disposicioacuten de agua situacioacuten que puede llegar a generar un cuello de botella para el campo si la capacidad de inyeccioacuten no es suficiente
El sistema de disposicioacuten de agua se encuentra conformado por 5 pozos los cuales tienen la capacidad de recibir la cantidad de agua producida a disponer el volumen total de 95000 BWPD13 aproximadamente distribuido en los pozos C1 C2 C3 C6 y CC en este sistema el pozo C3 tiene la menor inyectividad por ello se ha tomado con el pozo de prueba
El objetivo del estudio es aumentar la capacidad de agua dispuesta en la formacioacuten esto se pretende lograr con la limpieza y la disolucioacuten de deposiciones presentes en la zona a partir de un inhibidor orgaacutenico El tratamiento fue aplicado en una prueba piloto del pozo inyector que alimenta la formacioacuten receptora la carbonera C7-M sobre el comportamiento de esta formacioacuten se tiene conocimiento a traveacutes del desarrollo del campo experiencia que recomienda que espera con el tratamiento un incremento significativo del volumen inyectado sino se da esta condicioacuten la prueba resultaraacute no exitosa por el alto costo del producto y el manejo de la integridad del pozo y de la formacioacuten
Este proyecto estaacute enfocado a la accioacuten limpiadora del producto en la formacioacuten receptora confrontando su desempentildeo operacional en su implementacioacuten al evaluar su eficiencia tecnoloacutegica y financiera que permita su aplicabilidad en todo el sistema de pozos de la compantildeiacutea Por ello la tasa de inyeccioacuten es el indicador principal o gradiente de medida en las variables operacionales que se tienen en cuenta para la evaluacioacuten
13 CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de implementacioacuten de tecnologiacutea en pozos inyectores 2019
20
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Evaluar la inyectividad en un pozo para disposicioacuten final de agua en un campo petrolero utilizando inhibidores orgaacutenicos modificados OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
1 Caracterizar el depoacutesito proveniente del pozo de disposicioacuten final C3 de la estacioacuten
2 Seleccionar el inhibidor de la tecnologiacutea de acuerdo con el depoacutesito proveniente del sistema
3 Evaluar en prueba piloto el rendimiento del producto 4 Determinar la viabilidad financiera del proyecto
21
1 GENERALIDADES
En el presente capiacutetulo se abordan conocimientos y definiciones que ayudan a entender los factores y propiedades que afectan la inyectividad en un pozo de inyeccioacuten con el fin de entender el comportamiento de estos sistemas y tener una mejor evaluacioacuten del proceso
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA
El agua se usa como insumo o como materia prima en distintos procesos productivos de las industria asociado las actividades de exploracioacuten produccioacuten transporte y refinacioacuten este recurso es retornado al sistema de forma parcial o en su totalidad estos retornos de agua hacen referencia a las peacuterdidas vertimientos y descargas de agua seguacuten la ENA se estima una demanda hiacutedrica en el paiacutes de 5813 millones de m3 y la huella hiacutedrica azul de 62 millones de m3 que corresponden al 11 de demanda de agua en este sector el flujo de retorno es la diferencia entre el volumen usado y el que no retorna que corresponde a 5752 millones de m314
El manejo del recurso hiacutedrico permite garantizar proteccioacuten y conservacioacuten al medio ambiente a partir de un uso consciente y responsable del agua en los procesos a nivel Industrial se tiene como objetivo reducir el impacto ambiental que es generado por medio de las actividades que realiza la industria con el cumplimiento de las normativas internacionales teniendo en cuenta que las labores efectuadas pueden causar un impacto al ecosistema ya sea en las aguas subterraacuteneas la atmoacutesfera suelos biodiversidad entre otros15 por eso el agua que se emplea en la produccioacuten no puede ser usada o vertida sin un previo tratamiento por lo que debe cumplir con los estaacutendares correspondiente a las licencias ambientales que determinan los liacutemites y condiciones que se deben tener para no afectar los cuerpos receptores
Algunas alternativas implementadas para el manejo de los efluentes de produccioacuten con procura de la reduccioacuten del impacto ambiental al momento de disponer las aguas al medio despueacutes de su uso son i) La reutilizacioacuten del recurso en el proceso de refinacioacuten y aprovechamiento agriacutecola ii) La reinyeccioacuten en disposicioacuten final (Disposal) o recobro y iii) El uso en vertimientos a cuerpos de agua superficial suelo o alcantarillado la Figura 1 permite visualizar coacutemo se encuentra repartida la gestioacuten de agua residual realizada en Colombia por parte Ecopetrol16 dando una perspectiva de la utilidad de cada una de estas alternativas
14 Instituto de Hidrologiacutea Meteorologiacutea y Estudios Ambientales (IDEAM) Estudio nacional del agua 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Ideam 2019 p181 [Consultado 5 Agosto de 2019] Disponible en httpwwwandicomcoUploadsENA_2018-comprimidopdf 15 CEPSA Colombia SA Informe Anual y de responsabilidad corporativa 2018 16 Ecopetrol Reporte integrado de gestioacuten sostenible 2018 [en liacutenea] Bogotaacute Ecopetrol SA 2019 p 363-364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en
22
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera
Fuente ECOPETROL Reporte integrado gestioacuten sostenible 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 2019 p 364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 111 Naturaleza del agua En la industria de los hidrocarburos se tiene grandes voluacutemenes de agua asociados a sus procesos productivos debido a que el agua es un fluido que se encuentra asociado a las acumulaciones de petroacuteleo en donde se puede encontrar un mayor volumen produccioacuten de agua en comparacioacuten con el del petroacuteleo Su composicioacuten variacutea por las caracteriacutesticas quiacutemicas y fiacutesicas que muestra el agua del yacimiento al ambiente geoloacutegico en el que se encuentren17 por lo que se dispone de anaacutelisis que permiten identificar las caracteriacutesticas del agua que pueden depender de la composicioacuten quiacutemica temperatura gravedad especiacutefica pH y presioacuten donde el agua puede presentar contenido de soacutelidos disueltos soacutelidos suspendidas materiales inertes o gases bacterias y aceite residual
Composicioacuten la quiacutemica del agua es un aspecto importante por entender con respecto a la eliminacioacuten y operaciones de inyeccioacuten debido a que la calidad del agua de inyeccioacuten permite tomar medidas para poder controlar o eliminar la corrosioacuten incrustacioacuten y ensuciamiento de las liacuteneas equipos y tanques1819
Los soacutelidos disueltos totales estaacuten constituidos generalmente por concentraciones de cloruro de sodio cationes (calcio magnesio bario estroncio y hierro ferroso) y aniones (cloruro sulfato sulfuro y bicarbonato) la
httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 17 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades del agua En fundamentos de ingenieriacutea de
yacimiento [En liacutenea]Maracaibo Venezuela Astro Data SA 2009 p148 [Consultado 10 de
Agosto de 2019] Disponible en httpsesslidesharenetgeorgehsterlingfundamentos-de-
ingenieria-de-yacimientos-magdalena 18 KEMMER Frank N y McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo III Meacutexico McGraw-Hill inc1998 p43-9 19 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p148
23
concentracioacuten de estos soacutelidos es demostrada en partes por milloacuten (ppm) de cada ion
Los soacutelidos suspendidos son soacutelidos orgaacutenicos e inorgaacutenicos que se encuentran en el agua producida estas pueden ser partiacuteculas de oacutexidos metaacutelicos hierro oxidado o manganeso tambieacuten se encuentran sedimentos arena arcilla o cuerpos bacterianos Los gases disueltos de mayor frecuencia son el sulfuro de hidroacutegeno (H2S)
dioacutexido de carbono (CO2) y el oxiacutegeno (O2)
- El agua que contienen sulfuro de hidroacutegeno es denominada como agua amarga pueden tener este comportamiento por la actividad de las bacterias reductoras de sulfato en la formacioacuten que contribuyen a la corrosioacuten en el pozo y al taponamiento de la formacioacuten durante las operaciones de inyeccioacuten
- El agua con dioacutexido de carbono aumenta la dureza y alcalinidad ademaacutes de ser un gran contribuyente en la corrosioacuten
- El oxiacutegeno disuelto es el que se encuentra en menor presencia pero es el agente maacutes corrosivo y causa la formacioacuten de agentes taponadores por oxidacioacuten de hierro ferroso y del sulfuro de hidroacutegeno por lo que es importante evitar la presencia de oxiacutegeno en las liacuteneas de abastecimiento
A nivel bacteriano estas pueden causar corrosioacuten y taponamientos en el sistema
y en el pozo de inyeccioacuten se reproducen raacutepidamente a condiciones de alto y bajo pH temperatura presioacuten y en ausencia de oxiacutegeno las bacterias que se encuentran en esta industria se clasifican en aerobias anaerobias y facultativas20
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN
El proceso de inyeccioacuten de agua como se mencionoacute anteriormente son utilizados para la eliminacioacuten de los fluidos producidos asiacute como para la recuperacioacuten del petroacuteleo Estas operaciones dependen de la cantidad de agua inyectada en su respectiva zona por debajo de la presioacuten de fractura de la formacioacuten
Pozos de eliminacioacuten de agua o pozos de disposicioacuten final o tambieacuten denominados pozos Water disposal son pozos profundos que tienen como fin confinar el agua producida por medio de bombeo a una formacioacuten geoloacutegica (Ver figura 2) esta se realiza para asegurar la eliminacioacuten de los residuos de manera que no afecte al medio ambiente principalmente es disponer grandes cantidades del liacutequido en el depoacutesito al menor costo posible El agua y el pozo deben cumplir con las regulaciones pertinentes y llevar a cabo su respectivo monitoreo para asegurar la integridad de la zona de deposicioacuten y se ldquoimpida la migracioacuten del fluido hacia otras formaciones geoloacutegicas acuiacuteferos o cuerpos de agua superficialesrdquo (ANLA) por eso
20 COLLINS A Gene and WHRIGHT Charles C Chapter 6Enhanced Oil Recovery Injection Waters En Enhanced Oil Recovew I Fundamentals and Analyses Elsevier 1985 213 p
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los operadores deben garantizar la permanencia del fluido en la formacioacuten por medio de un aislamiento que impida la migracioacuten estos pueden ser sellos hidraacuteulicos o capas de rocas que formen un sello natural21
Fuente ECOPETROLManejo de agua en campo petrolero Petroacuteleo y el mundo [En liacutenea] Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 201438 p [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesNuestraEmpresasalaPrensaPu blicacione Este tipo de operacioacuten de inyeccioacuten por parte de la industria de los hidrocarburos indica que hay tipos de rocas que poseen una porosidad y permeabilidad relativamente grande para poder captar grandes cantidades de fluido en condiciones favorables22
Entre las facilidades de los pozos disposal en superficie se encuentra la cabeza de pozo la cual debe estar equipada para poder realizar mediciones del caudal y presioacuten de inyeccioacuten esta debe contener ademaacutes una vaacutelvula de cheque entre la cabeza del pozo y la bomba de inyeccioacuten tambieacuten se requieren facilidades para tratamiento en la superficie
121 Propiedades de la roca Las propiedades a tener en cuenta en el proceso de inyeccioacuten y en medida especial en los depoacutesitos o recepcioacuten formadora que variacutean la capacidad de inyeccioacuten son permeabilidad tensioacuten interfacial y sus mecanismos de contacto como la humectabilidad y la presioacuten capilar estas tres uacuteltimas describen el comportamiento de dos o maacutes fases presentes en el medio poroso que van a permitir entender el comportamiento y la interaccioacuten entre la superficie el tenso activo y el fluido
21 QOMARUDIN Helmy and KARDENA Edwan Petroleum Oil and Gas Industry Waste Treatment Common Practice in Indonesia En J Pet Environ Biotechnol 2015 vol 6 p1-7
Figura 2 Esquema de un pozo disposal
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Permeabilidad (K) es la capacidad del medio poroso para dejar pasar fluidos a traveacutes de eacutel por sus poros interconectados es expresada matemaacuteticamente por la ley de Darcy y es una medida de conductividad de los fluidos23 esta es una medida que se encuentra asociada directamente con la porosidad por lo tanto a mayor porosidad mayor permeabilidad
La permeabilidad se clasifica en absoluta efectiva y relativa y se explica a continuacioacuten
- Absoluta es cuando el medio poroso se encuentra saturado totalmente por solo
un fluido o estaacute en una sola fase - Efectiva el medio poroso permite que fluyan dos fases simultaacuteneamente - Relativa es la relacioacuten entre la permeabilidad efectiva y absoluta 24
Tensioacuten interfacial (IFT) se da cuando dos fluidos inmiscibles como el agua y
el aceite al entrar en contacto no se mezclan y los separa una interfaz por la diferencia de presiones ejercida por cada fluido
La tensioacuten interfacial en los poros de la roca puede afectar las caracteriacutesticas de flujo del fluido en el medio poroso la presioacuten de las fases y la preferencia del fluido que fluye en el depoacutesito
- Cuando se tiene un desplazamiento miscible el fluido desplazado y desplazante se mezclan y la ITF entre los dos fluidos se acerca a cero en su interface
- Un desplazamiento inmiscible ocurre cuando el fluido desplazado y desplazante no se mezclan
Satter e Iqbal en su libro dicen que ldquoEl efecto de la tensioacuten interfacial se refleja en el rendimiento del yacimiento ademaacutes que afecta propiedades como humectabilidad presioacuten capilar y permeabilidad relativardquo25
Presioacuten capilar (Pc) para Satter e Iqbal la presioacuten capilar es la diferencia de presioacuten en la interface entre dos fluidos inmiscibles que se encuentran presente en un medio poroso Estaacute influenciada por la saturacioacuten de los fluidos y la tensioacuten interfacial entre las fases del fluido donde se cumple una competencia de fuerzas interfaciales entre el agua-aceite agua-soacutelido y aceite-soacutelido en el depoacutesito26
23 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p 263 24 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades de las rocas y los fluidos En Inyeccioacuten de agua y gas en yacimientos petroliacuteferos [En liacutenea] Maracaibo Venezuela Astro data SA 2001 50 p [Consultado 10 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwingunpeduarasignaturasreservorioslibro20iny20agua20y20gaspdf 25 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Reservoir rock properties En reservoir engineering Gulf Professional Publishing 2016 50 p 26 Ibid p54
26
Rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transicioacuten de gran espesor mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores capilares y zonas de transicioacuten delgadas
Humectabilidad la humectabilidad de la roca indica la tendencia de un fluido inmiscible a extenderse en presencia de otro fluido en la superficie de la roca donde el agua y el aceite tienden a extenderse y adherirse a la superficie de la roca de manera diferente La humectabilidad se puede ver influenciada por el tipo de minerales en la matriz de la roca la composicioacuten de los fluidos asiacute como el aceite y el agua presente en el poro hay que tener en cuenta que la humectabilidad de la roca puede alterarse una vez que el agua inyectada entra en contacto con la roca27 El aacutengulo de contacto (θ) es una medida de la humectabilidad a medida que disminuye aumentan las caracteriacutesticas huacutemedas del liacutequido donde la humectabilidad completa se evidencia con un aacutengulo de contacto cero y la no humectacioacuten con uno de 180deg
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua Un deterioro en la inyectividad restringe la capacidad del volumen de agua que es inyectado para acumularse en una superficie para su eliminacioacuten esta reduccioacuten en la inyectividad genera costos en reparaciones trabajos de estimulacioacuten reajustes del sistema o fracturas en el pozo28
La inyeccioacuten depende de diferentes factores como las propiedades de la roca la interaccioacuten del agua inyectada y la presioacuten la produccioacuten de arena (finos) soacutelidos suspendidos incrustaciones corrosioacuten que influyen significativamente en la inyectividad
Soacutelidos suspendidos La reduccioacuten de la inyectividad estaacute relacionada con el taponamiento de la regioacuten cercana a la cara de inyeccioacuten es decir por el arrastre de partiacuteculas a la formacioacuten este proceso puede ser de forma raacutepida y severa dependiendo de la concentracioacuten y tamantildeo de los soacutelidos que esteacuten presentes en el fluido inyectado La figura 3 muestra el acomodamiento de las partiacuteculas a traveacutes de la formacioacuten y el taponamiento que pueden generar
27 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Op cit p 52-53 28 BENNION Douglas Brant et al Injection Water Quality A Key Factor to Successful Waterflooding [En liacutenea] Journal of Canadian Petroleum Technology (JCPT) 1994 p1-10 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwhycalcomoldPDFPapersReservoir20OptimizationInjection20Water20Qualitypdf
27
Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la formacioacuten
Fuente CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS
Se tienen tres posibles casos que relacionan el tamantildeo de partiacutecula y el diaacutemetro del poro de la formacioacuten estos casos se representan en la figura 4 Y se describen a continuacioacuten
1) Filtro externo las partiacuteculas tienen un mayor tamantildeo en comparacioacuten al diaacutemetro del poro maacutes del 33 del diaacutemetro del poro lo que impide atravesar la formacioacuten y causa su acumulacioacuten dando pasos a formacioacuten de una torta externa
2) Puente de poro Las partiacuteculas tienen un tamantildeo inferior al diaacutemetro del poro aproximadamente menor del 14 del diaacutemetro por lo que pueden atravesar la entrada de la formacioacuten pero se pueden adherir al poro ocasionando una restriccioacuten en la formacioacuten esta unioacuten ocurre cuando la partiacutecula que fluye se une a dos o maacutes partiacuteculas ya depositadas en la superficie o a otros depoacutesitos de partiacuteculas
3) Invasioacuten El tamantildeo de partiacutecula es significativamente menor al diaacutemetro del poro de la formacioacuten permitiendo el paso de las partiacuteculas sin dificultad ni ocasionar dantildeos o acumulaciones en la formacioacuten 29 30 31
29 CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS 30 CARPENTER Chris Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability Journal of Petroleum Technology 2018 vol 70 p 70-71 31 BENNION Douglas Brant et al Water Quality Considerations Resulting in the Impaired Injectivity of Water Injection and Disposal Wells En Journal of Canadian Petroleum Technology 2001 vol 40 p 3-4
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Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos
Fuente CARPENTER C Mechanisms of permeability impairment reflecting conditions when (a) particles present in the injected water are smaller than the average pore-throat diameter of the formation (b) particles are smaller than the average pore-throat diameter of the formation and (c) particles are significantly smaller than the average pore-throat diameter of the formation [Imagen]Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability [En liacutenea] Society of Petroleum Engineers 2018 p 2 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgjournal-paperSPE-0218-0070-JPT Estos casos permiten evidenciar la influencia de la presencia de los soacutelidos suspendidos en el agua de disposicioacuten se tiene una relacioacuten directa con la afectacioacuten al nuacutecleo a mayor cantidad de soacutelidos suspendidos mayor seraacute el dantildeo ocasionado en nla permeabilidad del nuacutecleo
Incrustaciones y corrosioacuten Las incrustaciones y corrosiones se pueden formar en diferentes aacutereas de un sistema de inyeccioacuten como tal en las liacuteneas de tuberiacutea bombas de inyeccioacuten instrumentos superficiales y en las propias formaciones de inyeccioacuten entre las incrustaciones que generan mayor preocupacioacuten en el campo petrolero son el carbonato de calcio el sulfato de calcio y el sulfato de bario algunas de estas incrustaciones pueden removerse a traveacutes de tratamientos quiacutemicos mientras que otras son tan fuertes que requieren el remplazo de la liacutenea en la seccioacuten afectada
Las incrustaciones se ven influenciadas por cambios en la temperatura presioacuten y pH afectando las solubilidades de las incrustaciones esto se puede evitar y controlar con inhibidores de corrosioacuten frente a agentes corrosivos existentes en el sistema como el dioacutexido de carbono (CO2) el sulfuro de hidrogeno (H2S) y el oxiacutegeno (O2) ademaacutes de soacutelidos y gases disueltos
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Entre las incrustaciones minerales maacutes recurrentes en los campos petroleros se encuentran32
Sulfato de Bario Es una incrustacioacuten insoluble a altas temperaturas y altas caiacutedas de presioacuten el pH no afecta su comportamiento
Ba+2 + SO4minus2 rarr BaSO4
Sulfato de Calcio Esta incrustacioacuten se incrementa con la disminucioacuten de la presioacuten puesto que a menor presioacuten menor solubilidad
Ca+2 + SO4minus2 rarr CaSO4
Carbonato de calcio La precipitacioacuten de esta incrustacioacuten se da a mayor pH y caiacutedas de presioacuten en el yacimiento que permiten la liberacioacuten del dioacutexido de carbono
Ca+2 + CO32minus rarr CaCO3
2H2CO3 + Ca+2 harr CaCO3 + CO2 + H2O Por lo que la presencia de CO2 favorece a la formacioacuten de esta incrustacioacuten
El dioacutexido de carbono al disolverse en agua da la formacioacuten de aacutecido carboacutenico que se ioniza
CO2(ac) + H2O harr H2CO3
CO2(ac) + H2O harr HCO3minus + H+
HCO3minus harr CO3
2minus + H+
A medida que aumenta la concentracioacuten de dioacutexido de carbono en la solucioacuten la reaccioacuten se mueve hacia la izquierda favoreciendo la precipitacioacuten del carbonato de calcio
El agua de inyeccioacuten dependiendo del contenido de agentes bacterianos de su fuente que se relacionan con el crecimiento de bacterias aeroacutebicas y anaeroacutebicas tanto en los equipos de superficie bombas tuberiacuteas y los equipos de fondo de pozo como dentro de la misma formacioacuten estas bacterias pueden contribuir a la corrosioacuten y el taponamiento de los poros de la formacioacuten
Las bacterias en el agua de inyeccioacuten contribuyen a la corrosioacuten y al taponamiento de los poros de la formacioacuten esto se atribuye especialmente a las
32 CASTRO HERNAacuteNDEZ Henry Fernando y GAacuteMEZ MEJIacuteA Christian Joseacute Evaluacioacuten de la depositacioacuten de incrustaciones en sistemas de bombeo electro sumergible del campo Cantagallo Trabajo de grado Ingenieriacutea de petroacuteleos Bucaramanga Universidad Industrial de Santander (UIS)Faculta de ingenieras fiacutesico-quiacutemicas2009 98 p Disponible en httptangarauiseducobibliowebtesis2009129542pdf
30
bacterias anaeroacutebicas en las que se encuentran las reductoras de sulfato (SRB) que son las maacutes problemaacuteticas en el campo petrolero pero si se llega a encontrar suficiente oxiacutegeno disuelto en el fluido de inyeccioacuten las bacterias aeroacutebicas tambieacuten se pueden convertir en un problema
Dentro de los problemas ocasionados por las bacterias para la reduccioacuten de la inyeccioacuten se encuentran33
Taponamiento del sistema de poros por bacterias vivas o muertas como taponamiento de partiacuteculas soacutelidas
Taponamiento del sistema de poros por la secrecioacuten de poliacutemero de polisacaacuterido de colonias activas en crecimiento en la formacioacuten
Taponamiento de la formacioacuten por productos de corrosioacuten generados por el crecimiento bacteriano
Generacioacuten de gases toacutexicos H2S por accioacuten metaboacutelica de las bacterias reductoras de sulfato (SRB) in situ en sulfato elemental presente en aguas de inyeccioacuten (gt10ppm Sulfato)
La temperatura y la presencia de bacterias en las operaciones tienen una influencia en el taponamiento y corrosioacuten en los sistemas de inyeccioacuten por lo cual se deben tener alternativas respecto a su control como lo son el aislamiento de las liacuteneas del sistema limpieza uso de inhibidores y control adecuado de microorganismos adicionalmente se puede hacer uso de instrumentos para monitorear y controlar en el campo los agentes corrosivos y sus efecto como medidores de pH medidores de oxiacutegeno medidores de corrosioacuten sondas de hidroacutegeno cupones de prueba34
Inhibidores de corrosioacuten Vera35 en su trabajo muestra un resumen de los inhibidores de corrosioacuten utilizados en la industria petrolera que se evidencia en la figura 5 que permite hacer un acercamiento al tipo de tratamiento que se utiliza en la industria
33 BENNION Douglas Brant et al Op cit p 5-6 34 Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC) Manual de perforacioacuten de IADC Deteccioacuten y monitoreo de corrosioacuten Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC)2015 Vol 1 y 2 ed12 35 VERA VILORIA Alfredo Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
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Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten
Fuente VERA VILORIA Alfredo Inhibidores de Corrosioacuten Clasificacioacuten [Imagen] Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
El tipo de inhibidores a resaltar es por su naturaleza quiacutemica en donde se encuentran ubicados los inhibidores orgaacutenicos que es el estudiado en el presente trabajo Los inhibidores de corrosioacuten inorgaacutenicos son sales metaacutelicas que pasiva la superficie metaacutelica producen una capa protectora son solubles en agua y sensibles al pH no funcionan con presencia de cloruros y son anoacutedicos o catoacutedicos Los Inhibidores orgaacutenicos son formadores de peliacuteculas y son los maacutes utilizados en los sistemas de yacimientos petroleros al crean una capa entre el metal y el fluido Son los maacutes utilizados en la industria por brindar proteccioacuten en presencia
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de hidrocarburos y deben ser solubles o dispersables en el medio que los rodea se encuentran disponibles en diferentes formas36
Solubles en petroacuteleo tratar pozos productores-gas Solubles en agua Utilizan corrientes de flujo agua Solubles en petroacuteleo y dispersables en agua pozos productores-gas que
producen agua
La efectividad del inhibidor depende de la composicioacuten quiacutemica estructura molecular y la afinidad por la superficie del metal tiene presencia de grupos funcionales como N S O en la moleacutecula que da la polaridad y permite su reaccioacuten
El mecanismo de accioacuten es la adsorcioacuten que se da por el intercambio de la carga del inhibidor y la superficie factores a tener en cuenta en el sistema son la temperatura y la presioacuten
Se clasifican como inhibidores orgaacutenicos en
Inhibidores catioacutenicos Estaacute conformado por grupos Aminas o (Amidas Sales de moleacuteculas nitrogenadas con aacutecidos carboxiacutelicos (aacutecidos grasos aacutecidos nafteacutenicos) compuesto cuaternario de nitroacutegeno Heterociclos de nitroacutegeno) con compuestos aromaacuteticos alifaacuteticos estos son utilizados en campo para su proteccioacuten
Inhibidores anioacutenicos Sulfonatos fosfonatos se usan en aguas de enfriamiento
o anticongelantes
La accioacuten de estos productos bien sea como surfactantes anioacutenicos o catioacutenicos crean emulsiones asfaacutelticas de tipo OW donde se prefieren las emulsiones catioacutenicas el surfactante catioacutenico se adsorbe en la superficie de la gota por la parte hidrofoacutebica y el grupo amina queda dirigido hacia el agua las gotas tienen una carga positiva y al acercarse entre ellas se genera un repulsioacuten electroestaacutetica37 (Figura 6 Izquierda)
36 SHLUMBERGER (Slb) La corrosioacuten la lucha maacutes extensa [En liacutenea] En Oilfield Review 2016 vol 28 no2 p 36-51 [Consultado 12 de julio de 2020] Disponible en httpswwwslbcom-mediafilesoilfield-review03-corrosion-spanish 37 SALAGER Jean Louis Uso de surfactantes en la industria petrolera En Ciencia e Ingenieriacutea
1986 vol 18 no 2 p 99
33
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica
Fuente SALAGER Jean Louis Uso de los surfactantes en la industria petrolera Laboratorio de formulacioacuten interfases reologia y proceso [pdf] Meacuterida VenezuelaUniversidad de los Andes1991 p 13 Disponible en httpwwwfirpulavearchivoscuadernosS350Apdf
La emulsioacuten al inyectarse en un medio rocoso (arena) forma un sistema soacutelido-aceite-agua el soacutelido o roca estaacute conformada por siacutelice como superficie con carga negativa el surfactante catioacutenico pasa de la interface agua-aceite hacia agua-soacutelido y se adsorbe en la superficie soacutelida al desaparecer el surfactante de la interface agua-aceite ya no hay repulsioacuten electroestaacutetica y se genera coalescencia con el rompimiento de la emulsioacuten y humectando la superficie por aceite (hidroacutefoba) generando la adherencia a la roca (Figura 6 Derecha)38
38 Ibid p 99-101
34
2 CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA
La recoleccioacuten y anaacutelisis de la muestra permite realizar un acercamiento acerca del tipo de depoacutesitos que se pueden localizar a traveacutes del sistema de inyeccioacuten en la industria de los hidrocarburos Generalmente lo recogido en la muestra se compone de sustancias viscosas o aceitosas que se adhieren a las superficies e impiden el flujo del fluido a nivel de pozo son ensuciamientos de caraacutecter inorgaacutenico que estaacuten cubiertos con material hidrocarbonado39
21 TIPO DE MUESTRA
En la figura 7 Se observa la muestra del depoacutesito extraiacuteda en donde se visualizan sus caracteriacutesticas fiacutesicas el aspecto encontrado es de tipo aceitoso pegajoso con una coloracioacuten negro petroacuteleo y un olor fuerte bastante penetrante
Fuente elaboracioacuten propia La muestra analizada es tomada por personal de campo es extraiacuteda por medio de un raspado en el filtro de las bombas de inyeccioacuten hay que tener en cuenta que el depoacutesito es sacado sobre agua para impedir la oxidacioacuten del depoacutesito
Estas sustancias en la industria pueden diferir en su composicioacuten debido a la concentracioacuten de especies en el agua asiacute como el tipo de hidrocarburos que se presenten la muestra recolectada es llevada a un laboratorio quiacutemico para su procesamiento y anaacutelisis de sus componentes
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO
Para el anaacutelisis de datos se tiene en cuenta el tipo de crudo que se produce en la estacioacuten por medio de la recopilacioacuten de informacioacuten de ensayos realizados Estos
39 FINK Johannes Karl Drilling Fluids En Water-based Chemicals and technology for Drilling Completion and Workover Fluids Gulf Professional Publishing 2015 p 5-114
Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten
35
permiten hacer un acercamiento a las propiedades y composicioacuten del crudo por medio de anaacutelisis SARA y composicionales
221 Anaacutelisis SARA Es un anaacutelisis que se realiza al crudo con el propoacutesito de definir las proporciones en las que se encuentran presentes los componentes saturados aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos con base en las diferencias de solubilidad los asfaacuteltenos son retirados por medio de su precipitacioacuten al agregarse un n-alcano y los componentes remanentes (maacuteltenos) son separados por cromatografiacutea cada componente es removido de la columna mediante el lavado con diversos solventes40 Figura 8 Representacion esquematica SARA a continuacioacuten
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA
Fuente KHARRAT A et al Issues with comparing SARA metodologies En Energy amp Fuels 2007 Citado por FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Esquema de la separacion SARA[imagen]Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudos provenientes de hidro desintegracioacuten Ciudad de Meacutexico 2017 p10
222 Anaacutelisis composicionales Determinacioacuten de la composicioacuten del petroacuteleo los componentes de hidrocarburos se identifican por lo general mediante fracciones con nuacutemero de carbono (Cn) ademaacutes se puede identificar componentes no hidrocarbonados como nitroacutegeno azufre metales pesados y sales los resultados utilizados son determinados por la teacutecnica flash separacioacuten y cromatografiacutea de gases en donde se hace una separacioacuten de la muestra en fase gaseosa y liquida y
40 FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudo proveniente de hidrodesintegracioacuten Trabajo de Grado Ciudad de Meacutexico Instituto Politeacutecnico Nacional 2017 p8-17
36
posteriormente los gases son analizados por medio de una teacutecnica de anaacutelisis de gases extendida y los liacutequidos por cromatografiacutea de gases capilar de alta resolucioacuten programada por temperatura
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA
En instalaciones de agua producida por la separacioacuten del crudo se encuentra un depoacutesito denominado como ldquoschmoordquo que estaacute compuesto de materia hidrocarbonada y solidos inorgaacutenicos es un depoacutesito negro espeso y pegajoso que se adhiere a cualquier superficie con la que entra en contacto y que puede acumularse en las superficies internas de la tuberiacutea y depositarse en la parte inferior del pozo que conecta con la formacioacuten algunos ejemplos se muestran Figura 9
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo
Fuente CEPSA Colombia SA Actividades de mantenimiento de tuberiacuteas de liacutenea de flujo [Imagen] 2020
La figura 9 hace un acercamiento de como se ve la deposicioacuten de compuestos orgaacutenicos en el interior de las tuberiacuteas a nivel del sistema de inyeccioacuten de agua hay que tener presente que el depoacutesito afecta la operacioacuten de inyeccioacuten al generar barreras que impiden el paso del fluido y deriva a la reduccioacuten del diaacutemetro de la tuberiacutea por su acumulacioacuten generando incremento de peacuterdidas de friccioacuten durante el bombeo del agua y ocasiona un incremento de requerimientos de la potencia de la bomba incrementando el costo de energiacutea en el bombeo un comportamiento similar se tiene con la deposicioacuten de soacutelidos en la formacioacuten como se menciona en el capiacutetulos anterior estos depoacutesitos generan taponamiento en la formacioacuten y por ende disminuyen el flujo inyectado (BAPD)
37
De los resultados del anaacutelisis de este material depositado determinan que la suciedad estaacute constituida en su mayoriacutea por hidrocarburos aceites y grasas con trazas de cationes como hierro y bario tal como se muestra en la tabla 1 Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra
Paraacutemetro Teacutecnica Liacutemite de
cuantificacioacuten de meacutetodo
Unidad Agua de
disposicioacuten
Bario total
Digestioacuten aacutecido niacutetrico ndash espectrofotometriacutea de absorcioacuten atoacutemica con llama directa de oacutexido nitroso ndash acetileno
100 Ppm lt100
Grasas y aceites
Extraccioacuten por ultrasonido-infrarrojo
00100 299
Hidrocarburos Extraccioacuten por ultrasonido- infrarrojo
00100 276
Hierro total Digestioacuten AA-llama aire acetileno
40 Ppm 1662
Fuente CHEMILAB Chemical laboratory Reporte de resultados de prueba de laboratorio [En liacutenea] Bogotaacute [Consultado 2 de diciembre de 2020] Comunicacioacuten personal En la caracterizacioacuten de la muestra se debe tener en cuenta todos los componentes presentes sin embargo como el resultado arroja un porcentaje mayor al 40 de compuestos orgaacutenicos hacen que la identificacioacuten de otros no sea posible porque la muestra no es soluble en agua por ello no es posible realizar la identificacioacuten y anaacutelisis de sulfatos porcentaje de soacutelidos calcio magnesio y materia orgaacutenica presente entre otros De otra parte aquellos componentes con valores no significativos tampoco son tenidos en cuenta
Adicionalmente se tiene como apoyo de anaacutelisis el resultado del ensayo SARA realizado al crudo de la estacioacuten este crudo se corresponde con una mayor proporcioacuten a compuestos saturados y en menor a aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos como se evidencia en la graacutefica 1
38
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Reporte resultados de laboratorio Anaacutelisis de crudo [pdf] 2016 p 1-2
Esta composicioacuten demuestra que el crudo es de tipo parafiacutenico al contener maacutes del 50 de hidrocarburos saturados y las trazas en el fluido tratado van a estar constituidas en mayor proporcioacuten por este tipo de compuestos Esta evidencia se puede reafirmar por medio de los anaacutelisis composicionales de hidrocarburos a C36
+ (PVT) realizados a muestras en cabeza y fondos de pozo en donde tambieacuten se encontraron hidrocarburos saturados y aromaacuteticos constituidos por moleacuteculas de metano a butano en menor proporcioacuten en peso de 015 en fase gaseosa del pentano(C5) hasta heptadecano (C17) en una proporcioacuten hasta de 3 en fase liacutequida y del octadecano (C18) en adelante se muestra la fase soacutelida con un comportamiento mayormente representado por el hexatriacontano (C36
+) que alcanza proporciones del 27 en peso
En los compuestos aromaacuteticos se tienen proporciones insignificantes en comparacioacuten a la fase soacutelida con proporciones hasta del 025 con moleacuteculas de benceno tolueno etilbenceno o-xileno m-xileno y p-xileno41
Al pasar el agua por el tratamiento en la PTARI quedan remanentes de aceites en el fluido de disposicioacuten esta presencia de aceite en el agua de inyeccioacuten hace que las gotas se puedan deformar en gotas de menor tamantildeo que se comportan como partiacuteculas soacutelidas y que actuacutean como agente de adherencia hacia las partiacuteculas que se presentan en el agua tambieacuten hay que tener en cuenta que las sustancias orgaacutenicas pueden precipitarse por cambios en el sistema de inyeccioacuten de la temperatura y la presioacuten lo que provoca que se altere la humectabilidad de la formacioacuten y disminuya la permeabilidad y por ende se cause la disminucioacuten de la inyectividad
El bario (Ba2+) y el hierro son compuestos de baja solubilidad en agua el ion bario tiene la capacidad de combinarse con el ion sulfato y precipitar a sulfato de bario
41 CEPSA Colombia SA Reporte final estudios de fluido de yacimiento [pdf] 2014 p 11-19
61
23
6
10
Saturados
Aromaacuteticos
Resinas
Asfaacuteltenos
39
(BaSO4) este puede generar problemas de taponamiento en cuanto al hierro en los sistemas de agua de tratamiento y disposicioacuten se le atribuye a la restriccioacuten de flujo por la presencia de subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2O3) carbonato de hierro (FeCO3) y sulfuro de hierro (FeS) ademaacutes indica problemas de corrosioacuten en el sistema de igual manera en los procesos de inyeccioacuten reduce la permeabilidad de la formacioacuten aumenta las presiones y reduce las tasas de inyeccioacuten42
LY KT et al43 en su artiacuteculo identifica que en sistemas de inyeccioacuten de agua se encuentra una escala orgaacutenica inorgaacutenica ldquoSchmoordquo que puede estar compuesta por partiacuteculas de sulfuro de hierro recubiertas de aceite es decir el causante de la disminucioacuten del caudal estaacute dado por la acumulacioacuten del depoacutesito mixto En nuestra muestra se considera solo la presencia de carbonato de hierro u oacutexido de hierro debido a que no hay presencia de sulfuros en el agua que se inyecta asiacute mismo la parte orgaacutenica se asocia tanto a las parafinas por ser el compuesto en mayor proporcioacuten en el anaacutelisis SARA como a los asfaacuteltenos debido a que estos inducen de manera natural un dantildeo a la formacioacuten al precipitarse y bloquear la garganta de los poros en la formacioacuten no obstante se encuentren entre unos de menor proporcioacuten
42 OGDEN BeckyL Water technology understanding interpreting and utilizing water analysis data [En liacutenea]2018 p2-4 [Consultado 10 de Febrero de 2020] Disponible en httpspdfssemanticscholarorgb2ea0b595edec21d5f0e4dde809af17fde6929d2pdf_ga=27332949115605180441597859168-17888081661597859168 43 LYK T et al Novel Chemical Dispersant for Removal of OrganicInorganic Schmoo Scale in Produced Water Injection Systems NACE International 1998
40
3 SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En este capiacutetulo se abordan las estrategias que se utilizan industrialmente al momento de seleccionar un tratamiento de limpieza una de ellas es el uso de inhibidores asiacute como los mecanismos que interactuacutean en la disolucioacuten de los depoacutesitos a afectar con el inhibidor enfocados en procesos de difusioacuten y precipitacioacuten de manera que en estos los tipos de reacciones que se lleven a cabo permitan cumplir la funcioacuten de limpieza del substrato en las liacuteneas del sistema de inyeccioacuten
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN
La seleccioacuten del inhibidor es realizada a traveacutes del proveedor por lo tanto estaacute guiada por la experiencia y recomendacioacuten que tiene el personal con la praacutectica en tratamientos quiacutemicos
Se realiza una revisioacuten bibliograacutefica para tener en cuenta los aspectos a revisar al momento de seleccionar un producto tratante y se participa de estas reuniones proveedor ndash compantildeiacutea y tesista en el proceso de seleccioacuten a traveacutes de estas se observa que el proceso de planeacioacuten ademaacutes de la ejecucioacuten experimental consiste de los aspectos a continuacioacuten44454647
Identificacioacuten del problema Estado operacional del sistema Anaacutelisis de la aplicacioacuten antes de iniciar la prueba Identificacioacuten de los inhibidores candidatos sean estos sugeridos por un
proveedor48 especializado en el tema o por medio de pruebas de laboratorio existentes en el mercado
Se procede de manera sistemaacutetica al desarrollo de los aspectos antes mencionados
311 Revisioacuten de antecedentes Se tiene en cuenta la revisioacuten de los antecedentes del sistema de disposicioacuten del agua producida en el campo Este sistema se encuentra conformado por cinco pozos disposal que cuentan con un volumen de inyeccioacuten aproximado de 100000 BAPD producida se tiene el historial de inyeccioacuten
44 SCHLUMBERGER (Slb) Matrix stimulation engineering [Diapositivas] Cartagena Colombia 2006 36 Diapositivas color 45 DURNIE William GOUGH Mark DE REUS Han Development of Corrosion Inhibitors to Address under Deposit Corrosion in Oil and Gas Production Systems Houston Texas NACE International 2005 3p 46 PALMER J W HEDGES W and DAWSON J L Use of Corrosion Inhibitors in Oil and Gas Production Inhibitor selection strategies [En liacutenea] London Maney 2004 p 21-36 [Consultado 19 de Agosto de 2020] Disponible en Knovel 47 ECKERT Richard Field Guide to Internal Corrosion Mitigation and Monitoring for Pipelines NACE 2016 368 p 48 HALLIBURTON Corrosioacuten Operaciones de campo [Diapositivas]2006 25 diapositiva color
41
del pozo a trabajar (C3) e informacioacuten de inyeccioacuten de los otros pozos En el graacutefico 2 se muestra el comportamiento de inyeccioacuten de cada pozo en el sistema
Fuente elaboracioacuten propia con base en el historial de pozos de inyeccioacuten de CEPSA Colombia SA
Seguacuten la graacutefica anterior del sistema se puede apreciar que el mayor pozo inyector es el pozo CA que representa cerca del 43 del fluido total inyectado mientras que el pozo C3 solo inyecta un 73 representando la menor proporcioacuten este es el pozo inyector utilizado para la investigacioacuten en donde se observa que se presenta una baja inyectividad como se menciona en el capiacutetulo 2 esta es causada por la acumulacioacuten de soacutelidos y el taponamiento de la formacioacuten
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada
El pozo C3 cumple con una operacioacuten continua (24Hrs) la cantidad de agua inyectada y la presioacuten en cabeza de pozo en liacutenea base es aproximadamente de 8100 bbls y 1150 Psi respectivamente Se tiene una presioacuten de descarga de bomba (PDP) de 1213 Psi y las dimensiones del horizonte de inyeccioacuten se encuentran a una base de 5119 y un tope de 5117 ft49
El agua residual tratada se dispone en la formacioacuten carbonera del miembro C7-M que estaacute conformada por rocas de reservorio de caraacutecter arenoso estas arenas son excelentes almacenadoras de hidrocarburos y asiacute mismo excelentes
49 CEPSA Colombia SA Reporte de produccioacuten Sistema de inyeccioacuten de Agua [En liacutenea] 2019
44397 BAPD
15792 BAPD8100 BAPD
10776 BAPD
23098 BAPD CA
C1
C3
C2
CC
Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten
42
reservorios con un rango de porosidad entre 10-30 a nivel bibliograacutefico50 y por ende un buen receptor del agua de inyeccioacuten
Las caracteriacutesticas de la carbonera C7 son
ldquoPorosidad 23-28 permeabilidad 1-5D espesor 30-100ft acuiacutefero activo pero igual buena inyectividad se inyecta como disposal en la misma formacioacuten productora pero a mayor profundidad arenisca alto NTGgt90 agua tratada en superficie con caracteriacutesticas seguacuten regulacioacutenrdquo51
Seguacuten las propiedades mencionadas anteriormente el pozo deberiacutea contar con una buena inyeccioacuten del flujo que se dispone por tal motivo se puede estar presentado un dantildeo en la formacioacuten receptora (Taponamiento de los poros)
El agua del sistema de inyeccioacuten debe pasar por un tratamiento previo con el fin de retirar las partiacuteculas que afectan su calidad esta estaacute dada por las caracteriacutesticas fiacutesicas quiacutemicas y bioloacutegicas producto de su origen como aguas de produccioacuten y su interaccioacuten en los distintos procesos de separacioacuten y tratamiento hasta dejarlas en condiciones de norma para su vertimiento como inyeccioacuten a la formacioacuten en el capiacutetulo 6 se hace un anaacutelisis maacutes detallado del agua de disposicioacuten y de la formacioacuten
El tratamiento de agua de produccioacuten en la industria se realiza a traveacutes de la PTARI cuenta con etapas de remocioacuten de crudo grasas y aceites esta remocioacuten se lleva a cabo en primera medida por medio de hidrociclones seguidos de procesos de separacioacuten por micro flotacioacuten y filtracioacuten estos se hacen a traveacutes de equipos de micro burbujeo y un separador API respectivamente Como segunda medida se realiza una nueva remocioacuten de aceite por medio de la adsorcioacuten del sustrato de nuez y finalmente el agua es pasada por un decantador y de alliacute pasa a los tanques de inyeccioacuten (TK-2700)52-
53 El efluente de la PTARI cumple con las condiciones que se muestran en la tabla 2
50AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH) Llanos Orientales [Poster] Open round Colombia 2010 [En liacutenea] 2010 [Consultado 10 de Noviembre de 2020] Disponible en httpwwwanhgovcoInformacion-Geologica-y-GeofisicaEstudios-Integrados-y-ModelamientosPresentaciones20y20Poster20TcnicosLlanos20(pdf)-Ronda20Colombia202010pdf 51 CEPSA Colombia SA Resentildea Ingenieriacutea de yacimientos 2019 52 MESA Sandra Lilianaet al Revisioacuten del panorama actual del manejo de agua de produccioacuten en la industria petrolera colombiana [En liacutenea] En Gestioacuten y Ambiente 2018 Vol 21 no1 p87-98 [Consultado 17 de Agosto de 2020] Disponible en httpsrevistasunaleducoindexphpgestionarticleview6979267011 53LIZARAZO FIGUEROA J G y OLAYA NOGUERA E A Evaluacioacuten teacutecnico financiera del cambio del sistema de levantamiento artificial actual por bombeo hidraacuteulico empleando las condiciones operativas del campo Peguita III Trabajo de grado Ingenieriacutea de Petroacuteleos Bogotaacute Fundacioacuten Universidad de Ameacuterica 2017 168 p
43
Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual industrial
Paraacutemetros Unidad Resultado
Aceites y grasas mgL 72
Conductividad eleacutectrica 1023
DBO5 mgL 591
DQO mgL 1191
Dureza total mgL 176
pH Unidad de pH 743
Solidos totales en suspensioacuten mgL lt10
Soacutelidos totales mgL 664
Aniones
Cloruros mgL 32
Metales totales
Bario mgL 0172
Cadmio mgL lt0010
Cromo mgL lt0050
Niacutequel lt0020
Plomo mgL lt0050
Sodio mgL 214
Hidrocarburos
Hidrocarburos totales mgL 6403
Fuente CEPSA Colombia SA Reporte de resultados agua industrial residual
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba De otra parte hay que tener en cuenta en el momento de seleccionar el inhibidor las condiciones de temperatura presioacuten y pH en el sistema en vista en que estas dos condiciones pueden afectar la solubilidad del producto bien sea por su disminucioacuten o porque impidan la mezcla del producto en el fluido Asiacute mismo en el entorno de aplicacioacuten se pueden generar reacciones indeseadas como la formacioacuten de precipitados efecto totalmente adverso al objetivo del inhibidor o porque su incompatibilidad con el medio de la formacioacuten produzca hinchamiento de las arcillas y taponamiento de los canales porosos
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor El proveedor realiza la seleccioacuten del inhibidor por medio de una prueba de dilucioacuten con inhibidores de una misma tecnologiacutea en donde se compara el inhibidor A frente al inhibidor B en este uacuteltimo se puede deducir que a nivel visual presenta incompatibilidad por la presencia de precipitado en el fondo de la botella El inhibidor A se puede decir que es seleccionado por demostrar dispersioacuten al tener una botella sucia en la imagen no se evidecia presencia de precipitados o asentamientos de soacutelidos en el fondo
44
La tecnologiacutea probada es multifuncional con la capacidad de inhibir la corrosioacuten y ser usado para la limpieza del sistema Estos inhibidores estaacuten conformados por compuestos tensioactivos y se identifica por ser soluble en agua
Para hacer un acercamiento a sus componentes se tiene en cuenta una ficha de seguridad en donde describe las generalidades del producto (Inhibidor multifuncional) y se describen a continuacioacuten
Composicioacuten general del inhibidor seleccionado Seguacuten la ficha del inhibidor seleccionado se conoce las sustancias que lo componen en las encontramos el metanol (30-60ww) isopropanol (1-5ww) compuesto de azufre orgaacutenico (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (10-30ww) compuesto de amonio cuaternario (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (1-5ww)54
Al hacer la revision bibliografica se puede decir que en el paquete de compuestos del inhibidor se tiene como solvente orgaacutenico el metanol (CH3OH) al ser la sustancia que se encuentra en mayor proporcioacuten el compuesto de amonio cuaternario (-R4N+) que sigue en peso al metanol representa el inhibidor de corrosioacuten activo presente en la formulacioacuten el compuesto de azufre orgaacutenico cumple el papel de intensificador que se utiliza para optimizar el rendimiento del inhibidor y acelerar la formacioacuten de la peliacutecula inhibidora los demaacutes compuestos se desempentildean diferentes funciones como rompedores de emulsiones agentes espumantes y detergentes que deberiacutea permitir la limpieza del substrato en la superficie55
En la literatura Garst56 trata el asunto de la mejora de un pozo por medio de estimulaciones en donde tiene en cuenta que la eleccioacuten del producto tratante debe tener las siguientes caracteriacutesticas
Tener la capacidad de reducir la tensioacuten interfacial aceite-agua
Ser soluble para obtener concentraciones suficientes en la interfaz aceite-agua para permitir el movimiento del aceite
Los inhibidores pueden ser solubles o dispersables aunque se prefiere solubilidad sobre la dispersioacuten del producto para evitar la posibilidad de formacioacuten de taponamientos de la liacutenea
El producto debe tener una baja tendencia de adsorcioacuten en las superficies para evitar la peacuterdida del producto
54 NALCO Hoja de datos de seguridad producto Clean n Correg EC1509A [en liacutenea] Naperville Nalco Company 2010 11 p [Consultado 7 de octubre de 2019] Disponible en httpnebulawsimgcom70c120fb9c30b35994c1f743a188e756AccessKeyId=0C73C9180B472EC38D9Aampdisposition=0ampalloworigin=1 55 COURSERA Universidad de Manchester Corrosion inhibitor SelectionDeployment [Video] Protecting the world Introducing corrosion Science and Engineering [En liacutenea] 2019 15min [Consultado] Disponible en httpswwwcourseraorglecturecorrosioncorrosion-inhibitor-selection-deployment-igezL 56 GARST AW A low-cost method of production stimulation En Journal of Petroleum Technology Society of Petroleum Engineers 1954 vol 6 p 11
45
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En la discusioacuten de los resultados se tiene en cuenta los aspectos que concierne a
El inhibidor
Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten
El sistema de inyeccioacuten
La aplicacioacuten de la prueba
321 El Inhibidor De los resultados de la dilucioacuten para nuestro caso la realizada por el proveedor del tratamiento tal como se menciona en la seccioacuten de la seleccioacuten del inhibidor por parte del proveedor se cuenta con dos tipos de productos inhibidor A e inhibidor B este producto es descartado posiblemente por la presencia de precipitados en el asiento de la botella y el producto A se aprueba como producto tratante por la disolucioacuten del soluto en el solvente se hace el acercamiento de las reacciones a partir de la imagen reportada en el resultado del proveedor donde se abarca informacioacuten sobre reaccioacuten de precipitacioacuten y el mecanismo de difusioacuten
Se adentra en la discusioacuten de los resultados obtenidos por el proveedor en donde se tienen en cuenta el comportamiento de la disolucioacuten y el tipo de reaccioacuten que se puede presentar en cada botella las premisas se detalla a continuacioacuten
Al realizar disoluciones se espera que las moleacuteculas del soluto se disuelvan para generar una disolucioacuten liquida en este proceso se presentan dos tipos de fases
La primera es la fase dispersa que se encuentra en menor proporcioacuten y hace referencia al soluto que seriacutea en nuestro caso el depoacutesito
La segunda es la fase dispersante que es representado por el producto tratante
Seguacuten Seager et al en una disolucioacuten el solvente debe tener la capacidad de interactuar con cualquier aacuterea superficial del soluto y las moleacuteculas del solvente sean atraiacutedas hacia el depoacutesito permitiendo que se asocien para luego fijarlas en la solucioacuten y asiacute alcanzar la disminucioacuten del tamantildeo y dispersioacuten de la partiacutecula57 este comportamiento puede estar asociado en lo ocurrido con el inhibidor A
Por lo cual el mecanismos que impera en este tipo de reaccioacuten (Botella inhibidor A) es la difusioacuten como se observa en la figura 10 este fenoacutemeno es explicado por Wang et al58 y se da cuando el producto tratante alcanza la suciedad sobre la superficie soacutelida que da paso a la formacioacuten de pequentildeos grupos de aceite-tensoactivo que aumentan la solubilidad del depoacutesito (soacutelido) permitiendo el
57 SEAGER R J ACEVEDO A J SPILL F et al Solid dissolution in a fluid solvent is characterized by the interplay of surface area-dependent diffusion and physical fragmentation [En liacutenea] En Sci Rep 8 2018[Consultado 15 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwnaturecomarticless41598-018-25821-x 58 WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Molecular mechanisms for surfactant-aided oil removal from a solid surface Applied Surface Science 2015 Vol359 p98-105
46
desprendimiento al generar la ruptura de los grupos (aceite-tensioactivo) y facilitar la difusioacuten en la solucioacuten que se da por la naturaleza hidrofilica de la cabeza del producto y esta generacion de grupos en solucioacuten puede ser la causa de la turbidez o suciedad que se presenta en la botella A En la figura 10 tambien se observa la afinidad que tiene las partes del producto (cabezacola) hay que tener en cuenta que los inhibidores al estar conformados por compuestos tensioactivos siguen este comportamiento para la funcioacuten de limpieza donde la cabeza como se evidencia tiene la afinidad con las moleculas de agua y permite que se entre en solucioacuten mientras que la cola se asocia a sustancias apolares lo que permite el contacto e interaccioacuten con las superficies que se presentan en el sistema
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida
Fuente WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Mecanismos moleculares para la eliminacioacuten de aceite con ayuda de surfactante de una superficie soacutelida Applied Surface Science 2015 vol359 p 100
En el caso del producto B (botella) puede estar ocurriendo una reaccioacuten de precipitacioacuten que se presenta en la solucioacuten con la generacioacuten del producto insoluble (soacutelido en la botella) Renard et al59 aborda esta situacioacuten a traveacutes de la precipitacioacuten acoplada donde un mineral de carbonato AB (depoacutesito) que se va a disolverse en una solucioacuten acuosa (Producto) puede generar una reaccioacuten entre los iones del depoacutesito con las especies presentes en la solucioacuten y dar la precipitacioacuten de un nuevo compuesto este fenoacutemeno se observa en la figura 11
Cabe resaltar que el descarte de este producto se da porque a nivel visual se ven precipitados en la botella como se menciono se pueden dar por reacciones de precipitacion o porque no hay una buena afinidad entre las sustancias que interactuan que hacen que el proceso de difusioacuten sea mas lento y no tenga el rendimiento esperado en cualquiera de los casos al llegar a presentarse esto durante la aplicaion ya sea en la formacioacuten o en la liacutenea de inyeccion va a provocar que se genere un mayor taponamiento en el sistema por la posible acumulacioacuten y
59 RENARD Franccedilois ROYNE Anja PUTNIS V Christine Timescales of interface-coupled dissolution precipitation reactions on carbonates Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p1-40
47
segundo va a generar un mayor gasto de producto y por lo tanto un impacto en costos de tratamiento
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada
Fuente RENARD F ROYNE A Putnis V C Escala de tiempo de las reacciones de precipitacioacuten de disolucioacuten acopladas por interfaz de carbonatos Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p 35
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten En las condiciones del sistema se menciona que la formacioacuten es de caraacutecter arenoso seguacuten la resolucioacuten 13142014 de la ANLA60 este tipo de reservorios se encuentra humectado por agua
En la superficie de la roca hidratada estaacute presente el grupo silanol (-Si-OH) que se ioniza dando grupos de carga positiva o negativa dependiendo del pH de la solucioacuten que lo rodee siguiendo el comportamiento de las reacciones que se muestran a continuacioacuten61
SiOH + H+ harr SiOH2+
SiOH + OHminus harr SiOminus + H2O
La superficie mineral es sensible a los cambios de pH porque afectan indirectamente su humectabilidad las superficies arenosas tienden a tener una carga negativa pero puede variar por el pH del medio
En la superficie mineral la precipitacioacuten de material hidrocarbonado cambia la humectabilidad de la misma de superficie mojada por agua en aceite por la acumulacioacuten de este tipo de sustancias y se encuentran influenciadas por el aacutengulo
60 COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) Resolucioacuten 1314
(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras determinaciones Bogotaacute DC 2014p 14 [Consultado 3 de octubre de 2019]Disponible en httpportalanlagovcositesdefaultfiles14400_res_1314_311014pdf 61 PHILIPOSSIAN A and MUSTAPHA L Tribological Attributes of Post-CMP Brush Scrubbing [En liacutenea] EnJournal of the electrochemical society2004p3[Consultado 2 de Julio de 2020]Disponible en httpwwwcmpconsultingorgcariboost_filesphiliposian_2Btribological_2Battributes_2Bof_2Bpost-cmp_2Bbrushpdf
48
de contacto como se menciono en el capitulo 1 en la figura 12 se observa la interaccioacuten aacutecido-base de una solucioacuten salina la superficie mineral y una moleacutecula de hidrocarburo y se evidencia su interaccioacuten por intercambio ioacutenico un mecanismo por el agua se puede ver influenciado la deposicioacuten del aceite
Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base
Fuente WANG Yefei XU Huaimin YU Weizhao BAI Baojun SONG Xinwang and ZHANG Jichao Surfactant induced reservoir wettability alteration Recent theoretical and experimental advances inenhanced oil recovery China University of Petroleum and Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2011 p465
Cuando se presenta la diminucioacuten de la inyeccioacuten por el taponamiento de la superficie de la arena se obligan a implementar trabajos de estimulacioacuten mecaacutenica o quiacutemica que aumenten la capacidad de flujo mediante la remocioacuten de las restricciones que se presenten en dicha formacioacuten
En trabajos de acidificacioacuten por Halliburton se dice que para limpiar los poros de las areniscas la seleccioacuten del fluido del tratamiento se basa en la permeabilidad y mineralogiacutea de la roca teniendo en cuenta las reacciones quiacutemicas involucradas entre el aacutecido con los minerales
La interaccioacuten entre la arenisca y el tratamiento aacutecido se pueden encontrar las siguientes reacciones
4HF + SiO2 rarr SiF4 + 2H2O
3SiF4 + 2H2O rarr 2H2SiF6 + SiO2
En estas reacciones el dioacutexido de silicio es el principal constituyente del cuarzo el tetrafluoruro de silicio en presencia de agua forma aacutecido fluorosilicico que reacciona con sales del agua de la formacioacuten para formar fluorosilicatos y las
49
arcillas que son solubilizadas por el HF se precipitan parcialmente al gastarse el aacutecido en la formacioacuten para un incremento de permeabilidad62
Hay que tener en cuenta que no siempre la limpieza por medios aacutecidos es efectiva debido a que los componentes que taponan el paso no son solubles en aacutecidos e incrementan el taponamiento de la formacioacuten por lo que una opcioacuten de tratamiento en areniscas es un fluido con tratamientos alcalinos o pocos aacutecidos
Una alternativa a los trabajos de acidificacioacuten e intervenciones de pozo es la inyeccioacuten quiacutemica como tratamiento de limpieza que baacutesicamente es el uso de limpiadores mejorados que se presentan en forma de productos solubles en agua63 que generan la modificacioacuten de la superficie por medio de la interaccioacuten de las fuerzas que son las responsables del humedecimiento y la adhesioacuten de las sustancias por eso hay que tener en cuenta que las partiacuteculas de aceite no se desplazan con el agua sino con la fase de humectacioacuten y por lo tanto con el cambio del angulo de contancto es decir se reduzca (lt90deg) por la interaccion entre las fuertas interfaciales y por medio de la fuerza del fluido y su movimiento sea maacutes faacutecil retirar el producto del sistema hacia la formacioacuten
Se observa que la superficie mineral es importante para el comportamiento del producto debido a que pueden generar peacuterdidas por la tendencias de adsorcioacuten sobre esta como lo menciona Garst anteriormente y se confirma por medio de los estudios realizados por Amirianshoja et al64en donde la adsorcioacuten disminuye la eficiencia del producto inyectado y se ve influenciado ademaacutes por el tipo de tensoactivo que se maneje (anioacutenicos no ioacutenico) en este estudio se incrementa la adsorcioacuten para los tensioactivos no ioacutenicos sobre los anioacutenicos en la arcilla probada
Por lo tanto la superficie mineral es un factor importante a la hora de seleccionar un producto tratante en donde se deben realizar las pruebas necesarias a nivel laboratorio para ver los efectos compatibilidad y el rendimiento que se puede alcanzar con el producto seleccionado y su composicioacuten
En este caso el paquete inhibidor tiene presente amonio cuaternario que puede ocasionar la interaccioacuten con la formacioacuten de igualmente los compuestos utilizados no siempre van a ser solubles en agua que producen la adicioacuten de alcoholes bien sea isopropanol o metanol (Solvente orgaacutenico) u otro alcohol porque son miscibles con agua y tienen compatibilidad con formaciones sensibles a esta de otra forma pueden reducir la tensioacuten superficial y permitir la remocioacuten de barreras al actuar como tensioactivos
62 HALLIBURTON Estimulacioacuten de pozos Operaciones de campo [Diapositivas]2006 35
diapositivas color 63 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 p 1-2 64 AMIRIANSHOJA T et al A comparative study of surfactant adsorption by clay minerals En Journal of Petroleum Science and Engineering 2013 vol 101 p 21-27
50
323 Sistema de inyeccioacuten El sistema de tratamiento contenido por tanques bombas y accesorios metaacutelicos asiacute mismo las largas tuberiacuteas de conduccioacuten desde el sistema de tratamiento hasta el pozo inyector contribuyen a generar grandes depoacutesitos de acumulacioacuten de ldquoschmoordquo que ocasionan taponamiento del sistema y por ende de los poros de la formacioacuten Este efecto de prevencioacuten y mitigacioacuten en el mantenimiento se hace maacutes efectivo como un proceso de limpieza de todo el sistema al aumento de la variables pero no se tiene certeza de la reaccion con los minerales que se encuentran en esta como se menciona en el intem anterior son de gran influencia para la eficiencia del producto y por lo tanto para el grado de limpieza del sistema
324 Aplicacioacuten de la prueba Autores como Horsup et al Hilfiger et al y Peacuterez D et al han trabajado el uso de inhibidores como una herramienta para la limpieza de liacuteneas y sistemas de inyeccioacuten donde se presentan peacuterdidas de inyeccioacuten presentando una buena respuesta a la solucioacuten del problema En la figura 13 Se observa coacutemo se da la interaccioacuten para obtener el efecto de limpieza del depoacutesito y la inhibicioacuten a la corrosioacuten claramente se observa que la segunda funcioacuten no se va a dar si el sistema se encuentra con suciedad Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos
Fuente HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Principles of cleaning hydrocarbon deposits using surfactants [imagen] Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor Brasil Society of petroleum Engineers 2011 p2 En el caso de Hilfiger et al65 utiliza una combinacioacuten de un limpiador soluble en agua y dispersable en aceite con un inhibidor de corrosioacuten para tratar depoacutesitos de parafinas e hidrocarburos los autores expresan que el ablandamiento de la moleacutecula depositada se da permitiendo que los depoacutesitos se descompongan y se mantengan dispersos en la solucioacuten En la prueba de campo 1 de los autores66 se obtiene la disminucioacuten de la presioacuten y el aumento de los voluacutemenes de agua estas dos variables objetivo permiten evaluar la bondad del producto tratante es asiacute como se pasa de un caudal de inyeccioacuten de 9m3d (5668 bblsd) a 13m3d (8177 bblsd) de la misma manera la presioacuten cae en 18 en un lapso de 4 meses
65 HILFIGER MG STEWART SA ANSARI A Op cit p2 66 Ibid p 7
51
Al igual que Hilfiger et al Peacuterez D et al67 aplica como producto tratante una combinacioacuten de inhibidor de corrosioacuten Agente de limpieza en una prueba de campo por 3 meses donde el pozo tratado pasa de tener una inyeccioacuten de 70 m3d (440bblsd) a 206 m3d (129574bblsd) con una reduccioacuten de presioacuten del 10
Al tenerse en cuenta los resultados obtenidos por los autores mencionados se observa un comportamiento en comuacuten la reduccioacuten de la presioacuten y el aumento del caudal en los periodos analizados que permite mejorar la operacioacuten de la actividad en campo por lo tanto se esperaba un comportamiento similar con la aplicacioacuten del producto en el pozo a tratado (C3)
Al igual que los autores anteriores Horsup et al68 tienen una misma finalidad de estudio pero utiliza una forma diferente de anaacutelisis empleando experimentacioacuten en laboratorio al probar diferentes alternativas de tratamientos (producto paquetes inhibidores) en sus ensayos y mirar el impacto de cada estructura en la tensioacuten interfacial y como esta influye en la remocioacuten del depoacutesito los resultados obtenidos en el estudio se muestran a continuacioacuten resaltando los productos con grupos nitrogenados
En el caso del producto de corrosioacuten activo la amina cuaternaria no era el mejor para las condiciones de estudio se necesitaba una alta CMC (200 a 500ppm) y su tensioacuten superficial miacutenima era18 mNm mientras que el activo AMF (amina grasa modificada) presentaba los valores maacutes bajos de CMC (50-100ppm) como de tensioacuten superficial (15 mNm)
Para los inhibidores de corrosioacuten estudiados se tiene en cuenta producto A (multifuncional) C (inhibidor corrosioacuten dispersante) y D (inhibidor corrosioacuten dispersante) donde A es el mejor producto de eliminacioacuten porque representa la menor tensioacuten (15) y una CMC significativa (100-200ppm) se hacen pruebas a concentraciones menores y se consigue una buena remocioacuten de la sustancia
Por lo tanto la aplicacioacuten objetivo del producto es alcanzar la miacutenima tensioacuten interfacial a concentraciones significativas coherente con los objetivos econoacutemicos para hacer que este sea un producto viable y efectivo en la eliminacioacuten del depoacutesito porque a menor concentracioacuten es posible un menor costo de aplicacioacuten y a menor tensioacuten superficial miacutenima obtenida mayor inyectividad se podraacute alcanzar confirmando que el producto A del autor es el mejor paquete entre los inhibidores de corrosioacuten activos y los inhibidores de corrosioacuten estudiados
67 PEacuteREZ D RIacuteOS J Tecnologiacuteas quiacutemicas para recuperacioacuten o mantenimiento de la inyectividad y de la integridad en sistemas de inyeccioacuten Como estrategia complementaria a EOR En Petrotecnia 2013 p 2 68 HORSUP DI DUNSTAN TS Y CLINT JS Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled Systems CORROSION 2009 vol 65 nro 8 pp 527-544
52
4 PRUEBA PILOTO
La informacioacuten de anaacutelisis se obtiene de la prueba realizada por la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten llevado a cabo por la compantildeiacutea CEPSA COLOMBIA SA
Se toma como punto de control de la prueba el pozo C3 inyector se realiza un seguimiento diario del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten final de agua se verifica la toma de datos de las variables para medir el comportamiento de la inyectividad del pozo
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO
El sistema de inyeccioacuten del pozo se deriva del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten total compuesto por un tanque de almacenamiento de agua de inyeccioacuten (TK-2700) que alimenta a las bombas booster estas se encargan de aumentar la presioacuten para pasar el agua a seis bombas principales de inyeccioacuten en cabeza de pozo a traveacutes de manifold de derivacioacuten el cual unifica la produccioacuten total de agua y la divide a cada uno de los pozos inyectores Por lo tanto el sistema total estaacute compuesto por 5 pozos inyectores del campo El diagrama del sistema de inyeccioacuten del pozo C3 Se observa en la figura 14 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Esquema sistema de inyeccioacuten 411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor La aplicacioacuten del producto se da por medio de las facilidades que se encuentran ubicadas en la superficie de la liacutenea permitiendo la aplicacioacuten del tratamiento a nivel
53
superficial en la cabeza del pozo inyector C3 a traveacutes de un Quill de inyeccioacuten en la figura 15 se muestra un esquema de inyeccioacuten quiacutemica sobre la tuberiacutea69 Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten
Fuente HAYWARD Industries simple installation [imagen] FLOW CONTROL IV SERIES Injection Valves IQ SERIES Injection Quills Hayward Industries Inc 2016 p 2 [Consultado 11 de Agosto de 2020] Disponible en httpswwwhaywardflowcontrolcomassetsdocumentsflowcontrolpdfNPPIVQ0516pdf En la siguiente figura 16 se muestra el skid de inyeccioacuten para hacer la dosificacioacuten del tratamiento quiacutemico que cuenta con bombas dosificadoras vaacutelvulas el tanque de almacenamiento del producto quiacutemico y el medidor de nivel
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico
Fuente CEPSA Colombia SA Skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico
69 PALMER JW HEDGES W DAWSON JL Opcit p 51-69
Quill
Tubo
Bomba dosificadora
Tanque almacenamiento
quiacutemico
54
El sistema dosificador se compone de los siguientes elementos o equipos como se menciona anteriormente
Bomba de inyeccioacuten Bomba dosificadora de 50galdiacutea Los inhibidores orgaacutenicos al ser distribuidos de forma liacutequida son inyectados a traveacutes de bombas
Vidrio de nivel Permite controlar la cantidad de inhibidor que se dosifica
Quill de inyeccioacuten Este accesorio se fabrica comuacutenmente con acero inoxidable es un elemento que se encuentra fijo y es utilizado para dispersar y mezclar el inhibidor con la corriente del fluido producido en este caso el agua que es inyectada al pozo
42 PROCEDIMIENTO
421 Aplicacioacuten La prueba piloto en el pozo C3 tiene una duracioacuten de 25 diacuteas consta de tres etapas una primera con una duracioacuten de 5 otra de 10 y finalmente 10 diacuteas maacutes de aplicacioacuten del producto tratante con una dosificacioacuten variable de 40 80 y 120 ppm respectivamente a cada etapa
Los tiempos implementados en la prueba se detallan a continuacioacuten 70
Etapa de Inicio a la inyeccioacuten del inhibidor de manera continua en cabeza del pozo inyector a partir del diacutea 11 de mayo del 2019 con una dosis de 40 ppm un caudal de 9002 BAPD y a una presioacuten en cabeza de 1100 PSI
Etapa 2 a partir del 16 de mayo con el incremento de dosificacioacuten requerido
Etapa 3 o uacuteltima etapa inicia el 26 de mayo y se extiende hasta el 4 de junio que termina la prueba con producto tratante y se hace un seguimiento a las variables de inyectividad por 30 diacuteas adicionales
La dosificacioacuten se inicia a baja concentracioacuten como tratamiento de limpieza y se incrementa para estimular y provocar la inhibicioacuten de corrosioacuten hay que tener en cuenta que el segundo efecto se consigue solo al retirar primero las impurezas
Hay que tener en cuenta que se prueba la capacidad de limpieza del producto a traveacutes de la prueba en campo por eso las variables monitoreadas en el desarrollo de la prueba y a tener en cuenta son
La presioacuten en cabeza de pozo
caudal de agua inyectada
Como se evidencia en el capitulo anterior en la seccion de aplicacioacuten estas variables permiten ver el comportamiento del producto y visualizar la eficiencia obtenida
422 Recopilacioacuten de datos Al finalizar el tiempo de prueba se recopila la informacioacuten de las variables monitoreadas durante la operacioacuten para el
70 CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo [En Liacutenea] 2019
55
procesamiento de los datos y anaacutelisis de los resultados Tambieacuten se compila la informacioacuten de operacioacuten del pozo durante los 30 diacuteas previos y posteriores a la aplicacioacuten del tratamiento como periodos testigo de la prueba que permiten hacer la comparacioacuten de la operacioacuten tras la aplicacioacuten del tratamiento y el comportamiento que se tiene a nivel de la inyeccioacuten 201
423 Evaluacioacuten de resultados Los datos recopilados se suministran en una base en Excel que permite hacer los caacutelculos correspondientes
Iacutendice de inyectividad Como criterio de evaluacioacuten de la prueba un indicador clave de rendimiento de pozo que estaacute representado por el iacutendice de inyectividad (Jiny) este mide la capacidad de un pozo (formacioacuten) para aceptar un fluido relacionando la tasa de inyeccioacuten de agua (Qiny) con la diferencia de presiones (∆P) representada por la presioacuten en cabeza de pozo (PCabeza de pozo) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten 7172
FuenteABBASI J et al A simulation investigation of performance of polymer injection in hydraulically fractured heterogeneous reservoirs En J Petrol Explor Prod Techno2016p 4
Adicionalmente es calculado en los periodos testigos denominados como Previo y posterior a la aplicacioacuten del tratamiento que permite contar con una evidencia visual de los cambios generados con la operacioacuten a nivel de flujo presioacuten y de la inyectividad y determinar el eacutexito de la prueba por el desempentildeo obtenido en la inyectividad
Para tener una mejora en la inyectividad se deberiacutea contar
Con un caudal mayor a las condiciones de bombeo existentes (Presioacuten estable)
Caudal estable con menor requerimiento de potencia (Menor presioacuten)
Estas situaciones indicariacutean la accioacuten del producto sobre los depoacutesitos y su eficiencia en el sistema
Tambieacuten se cuenta con una liacutenea base con el fin de establecer datos de referencia que se encuentran representados por
71 LYONS CW PLISGA GJ and LORENZ MD Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas EngineeringReservoir Engineering Third edition Gulf Professional Publishing p 226-227 72 VAN WINGEN N Injectivity Indices-Their Prediction and Determination American Petroleum Institute1949
119869119894119899119910 =119876119868119899119910
∆P=
119876119868119899119910
119875119862119886119887119890119911119886 119889119890 119901119900119911119900
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad
56
Un caudal de agua inyectada base (119876119868119899119910119887 ) de 8100BAPD 73
Una presioacuten de cabeza de pozo de 1150 Psi
Iacutendice de inyectividad base (119869119868119899119910119887 ) de 7 BAPDPsi
Los valores son determinados por la media y normalizacioacuten de los datos obtenidos en la operacioacuten del diacutea 1 de enero del 2019 hasta el 10 de mayo del 2019
Incremento de variables monitoreadas Durante el anaacutelisis se realiza el calculoacute del incremento de los resultados de las variables monitoreadas y la inyectividad que permite cuantificar el aumento tras la aplicacioacuten del tratamiento en comparacioacuten con la liacutenea base como se muestra en la ecuacioacuten 2 y 3
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
De la misma forma se utiliza este tipo de caacutelculo para identificar el incremento o decremento de presioacuten obtenido ademaacutes ver su comportamiento en la operacioacuten y reconocer si los valores tienen un mejor desempentildeo en la operacioacuten o se comportan de acuerdo a los valores iniciales
Consumo de producto aplicado El volumen del producto aplicado es
calculado por medio de los datos recopilados se realiza la estimacioacuten de la dosificacioacuten diaria de inhibidor relacionando el volumen de agua depositado con la concentracioacuten del inhibidor en ppm siendo calculada por medio de la siguiente ecuacioacuten 74
73 CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento2019 74 AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
119876119894119899119910 = |119876119894119899119910 minus 119876119894119899119910119887
119876119894119899119910119887| lowast 100
119869119894119899119910 = |119869119894119899119910 minus 119869119894119899119910119887
119869119894119899119910119887| lowast 100
Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten
Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad
57
Fuente AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control
Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
Donde V representa los barriles de agua por diacutea que se disponen Qinh la dosificacioacuten de inhibidor requerida para tratar el agua a disponer diacutea en BAPD ppm son las partes por milloacuten recomendadas por el proveedor (40 80 y 120) ppm En el anexo se encuentra una muestra de caacutelculo de la cantidad de inhibidor diaria utilizada Este caacutelculo permite identificar de igual forma el consumo obtenido por etapa y en la totalidad de la prueba como se menciona anteriormente En la Tabla 3 Se observa la cantidad de producto quiacutemico requerido en cada una de las etapas calculado a traveacutes de la sumatoria de las dosificaciones diarias y su etapa correspondiente dando un consumo total de producto de 921 gal encontraacutendose dentro de las opciones contempladas por el proveedor que estipulaban un consumo alrededor de 752 875 y 1163 gal Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba
ETAPA PERIODO DIacuteAS DOSIS (PPM)
PRODUCTO (GAL)
1 11 a 15 de Mayo 5 40 76
2 16 a 25 de Mayo 10 80 316
3 26 de mayo a 04 de Junio 10 120 530
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Resultados del tratatamiento Potencia de la bomba En el sistema de inyeccioacuten la potencia de la bomba
es influenciada por las restricciones en el bombeo del fluido depositado por lo que se tiene en cuenta la potencia de la bomba requerida para inyectar el agua a disponer donde se relaciona el peso especiacutefico del fluido (Nm3) la tasa de inyeccioacuten (m3s) y la presioacuten en cabeza de pozo (mca) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten
119876119894119899ℎ =119881
1 000 000lowast 119901119901119898
Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida
58
Fuente BARREDA TRUJILLO Aacutengel Urbano Meacutetodo praacutectico de obtencioacuten de potencia y eficiencias de unidades de bombeo en operacion [En liacutenea]EnRIHA 2012 vol 33 no 3 P 86-97[Consultado 3 de septiembre de 2020]Disponible en httpscielosldcuscielophpscript=sci_arttextamppid=S1680-03382012000300007
En la ecuacioacuten para mantener las unidades mencionadas se manejan las conversiones que se evidencian en la siguiente tabla
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba
Conversioacuten Referencia
1 BAPD equivale a 00066244 m3h
Advanced corverterConversion barril por diacutea a metro cuacutebico por hora[En liacutenea] [Consultado] Disponible httpswwwadvancedconvertercomesconversion-de-unidadesconvertir-flujobarriles-por-dia-a-metros-cubicos-por-hora
1m3h equivale a 0000277778 m3s
Elaboracioacuten propia Se hace la conversioacuten a partir de la equivalencia 1h son 3600 s
1Psi equivale a 0703546663 mca
Convertidor de unidadesConversioacuten libra por pulgada cuadrada a metros de columna de agua [En liacutenea] [Consultado] Disponible en httpwwwconversordeunidadesorgpresion-pa-atm-bar-mpa-mh20-mmhg-psiphp
Fuente elaboracioacuten propia Las unidades de la potencia seguacuten la ecuacioacuten 5 quedan expresadas en teacuterminos de caballos de fuerza (Hp) aunque tambieacuten son expresadas en kilovatio (KW) para determinar el consumo energeacutetico Energiacutea consumida El caacutelculo de la potencia como se menciona en el punto
anterior es la base para el consumo energeacutetico del proceso mediante la relacioacuten potencia-tiempo como se evidencia en la ecuacioacuten 6
Fuente elaboracioacuten propia
119861119867119875 =(120574 lowast 119876 lowast 119875)
1000lowast 134
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba
119864119899119890119903119892iacute119886 = 119875119900119905119890119899119888119894119886(119870119882) lowast 119879119894119890119898119901119900(ℎ)
Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida
59
Como se ha mencionado anteriormente el proceso de inyeccioacuten cumple con una operacioacuten continua por lo tanto el tiempo a tener en cuenta en la relacioacuten es de 24h
Costo de energiacutea por barril de agua inyectado Se tiene la relacioacuten entre el costo de energiacutea consumida y barril de agua inyectado al diacutea como se muestra a continuacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para el costo de energiacutea consumida se multiplica el precio de KW-h por la cantidad de KW-h utilizados (Energiacutea consumida) se tiene en cuenta el costo KW-h que se maneja en la estacioacuten que se encuentra alrededor de COP 300 KW-h
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS
En el ANEXO A se observan los resultados de las variables monitoreadas es decir caudal de inyeccioacuten (BAPD) y presioacuten en cabeza de pozo (Psi) durante el proceso de inyeccioacuten y los datos de operacioacuten previos y posteriores al tratamiento 431 Anaacutelisis del tratamiento El tratamiento aplicado en los periodos o etapas 1 2 y 3 determina un aumento del flujo inyectado de 1125 1602 y 298 respectivamente el mejor desempentildeo se obtiene con la dosis de 120 ppm donde se maximiza la accioacuten de limpieza en el sistema y alcanzar una estabilidad en el flujo con los valores maacuteximos obtenidos de la prueba que oscilan entre los 10300 ndash 10800 BAPD El detalle del desempentildeo del tratamiento se muestra en la graacutefica 3 asiacute como en la primera etapa se lograron valores entre 8818 a 9295 BAPD durante la segunda dosis se presenta mayores variaciones de los datos que pueden estar influenciadas por efectos de dispersioacuten de las partiacuteculas o depoacutesitos en los poros de la formacioacuten donde el fluido tiene una preferencia de inyeccioacuten hacia los poros de mayor tamantildeo y de menor obstruccioacuten con valores 9063 a 9930 BAPD Entonces el efecto de limpieza y de dispersioacuten ocurrido en las dos primeras etapas redundan sobre el mejor desempentildeo de la tercera dosis que ademaacutes de tener una mayor concentracioacuten alcanza una uniformidad del flujo de inyeccioacuten
$119864
119861119860119875119863=
$119864119899119890119892iacute119886 119888119900119899119904119906119898119894119889119886
119861119860119875119863 119894119899119910119890119888119905119886119889119900
Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
60
Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Sin embargo estos resultados de incremento del Caudal no pueden ser tomados en cuenta sin comparar con los requerimientos de operacioacuten como es el caso de la presioacuten Los resultados de presioacuten en la cabeza de pozo tiene un comportamiento similar al Caudal con una estabilizacioacuten de los datos durante la tercera etapa sin embargo al ser un tratamiento de limpieza y encontrarse retirando las obstrucciones que se presenta en el sistema se esperariacutea que la presioacuten disminuya cuando se tenga un incremento del caudal debido a que las barreras que se presentaban en el interior del sistema para el fluido deberiacutean ser menores pero se consigue un efecto contrario donde se obtiene un aumento de presioacuten como se evidencia en la graacutefica 4 De otra manera al aplicar el tratamiento se busca alcanzar condiciones maacutes estables de operacioacuten en donde los resultados son coherente con respecto a la caiacuteda de presioacuten tal como se evidencia para cada una de las etapas donde se logran ΔP de 175 160 y 53 Psi respectivamente esta menor caiacuteda de presioacuten nos indica una condicioacuten maacutes estable durante el desarrollo de la operacioacuten en la tercera etapa que representa la meseta que se obtiene en la graacutefica 4
91259295
9160 9201
9518
8629
9063
993010392
10540 1058010571
10815
10461
85008700890091009300950097009900
101001030010500107001090011100
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
I(40ppm)
II(80ppm)
III(120ppm)
61
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En la graacutefica anterior la presioacuten presenta un decremento del 2 en la primera etapa un incremento de 006 en la segunda y un incremento 9 en la tercera seguacuten las dosis suministradas Hay que acotar que la pretensioacuten de la investigacioacuten es medir el caudal a una presioacuten estable en la praacutectica esto no es totalmente cierto por el efecto que se tiene de la cabeza de presioacuten del tanque de almacenamiento sobre las bombas ademaacutes no se tiene una liacutenea independiente para este pozo inyector lo que ocasiona que haya influencia en el flujo por las liacuteneas de los otros pozos inyectores generando posibles problemas de preferencia de flujo en el sistema 432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema La situacioacuten de operacioacuten del sistema el flujo inyectado maneja un caudal inferior a los 8000 BAPD durante la prueba para mejorar la inyectividad se requiere que el volumen inyectado incremente la aplicacioacuten de los tratamientos se hace con un caudal media de inyeccioacuten de 9398 BAPD en la segunda etapa y hasta valores maacuteximos de 9912 BAPD posterior a la suspensioacuten del producto tratante el caudal de inyeccioacuten se sostiene en valores superiores al inicio de la prueba como son de 8838 BAPD derivada de una respuesta por parte mayor presioacuten de operacioacuten durante el tratamiento empleado
El comportamiento del pozo analizado se muestra en la graacutefica 5 donde la recta punteada representa la liacutenea base del caudal (8100 BAPD) y se obtiene incrementos variables de flujo de hasta 21 durante el tratamiento y un incremento del 10 para el flujo posterior al tratamiento
1180
1054
11281080
1206 12691270 1270
10401055107010851100111511301145116011751190120512201235125012651280
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Pre
sioacute
n (
Psi)
Tiempo (diacutea)
I (40ppm)
II (80ppm) III
(120ppm)
Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba
62
Se tiene como referencia de anaacutelisis los reportados por la literatura por Hilfiger et al75 Un tratamiento con un incremento resultante del flujo de inyeccioacuten de 2516 (Qincremento cerca al 50) BAPD en 4 meses y PEacuteREZ D et al 76con un incremento de 8554 BAPD (Qincremento=140) en un periodo de 3 meses En comparacioacuten con los resultados de la prueba se logra un valor medio del incremento de flujo de inyeccioacuten de 477 BAPD (Qncremento=6) durante una prueba de 25 diacuteas de tratamiento por lo tanto es un resultado comparable a nivel del caudal en pozos inyectores lo que no es comparable son las condiciones de la formacioacuten y operacioacuten de los campos Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes durante y despueacutes de la prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En el comportamiento de la presioacuten a traveacutes del proceso de inyeccioacuten (Ver graacutefica 6) la presioacuten en el periodo previo al tratamiento se mantiene cercana a los 1150 Psi teniendo miacutenimas variaciones en el desarrollo de la prueba se obtiene un incremento del 3 generando un mayor consumo de energiacutea para la inyeccioacuten del fluido adicionalmente se identifica una disminucioacuten de presioacuten con la suspensioacuten del producto el valor promedio de la etapa fue aproximadamente 1108 Psi representando un porcentaje de decremento del 4
75 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7 76 PEacuteREZ D RIacuteOS J Op Cit p72
8968
8970 8991
9125
9294
10838
10580
10815
8647
9788
8819
8900
9912
8838
660069007200750078008100840087009000930096009900
10200105001080011100
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
22
-ju
n
25
-ju
n
28
-ju
n
1-j
ul
4-j
ul
Caudal (B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
63
Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Al hacer la comparacioacuten entre las graacuteficas del proceso P Q vs tiempo de periodos de operacioacuten se encuentra que en el periodo posterior al tratamiento se logra disminuir la presioacuten y aumentar el flujo de agua que se dispone en la formacioacuten receptora del pozo C3 este comportamiento no se obtiene de manera continua a traveacutes de este periodo pero se encuentra en diferentes diacuteas por ejemplo se requeriacutea 1201 Psi para disponer 8561 BAPD antes de la prueba y posterior a ella para disponer 8562 BAPD fueron necesarios 1091 Psi logrando una mejora en el proceso de inyeccioacuten al disponer la misma tasa con una presioacuten 433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 En el ANEXO D se recopila los caacutelculos de inyectividad para los periodos del proceso analizado y establecidos como previo durante y posterior del tratamiento donde se presenta en resumen los valores en el graacutefico 7 Este se encuentra divido en tres franjas que representan cada uno de los periodos de operacioacuten
1145
1215
1143
1201
1151
1184
1153
1125
1180
1240 1269
1208
1114
960
1050
1005
1104
1036
1091
940
970
1000
1030
1060
1090
1120
1150
1180
1210
1240
1270
1300
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Pre
sioacute
n e
n c
abez
a d
e p
ozo
(P
si)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
64
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Hay que tener en cuenta que por medio de la inyectividad se identifica el eacutexito de la prueba en los resultados obtenidos no se observa una mejora continua del iacutendice y se encuentra una tendencia de los datos a su valor inicial (J alrededor de 7) que se da por la influencia directa de la presioacuten Del graacutefico anterior se resaltan los siguientes aspectos (Ver graacutefica 8)
El valor medio de la inyectividad en el estado actual (sin tratamiento) es J=734
El valor medio de la inyectividad durante el tratamiento es de J=829 con un incremento de la inyectividad del 1294
El valor medio de la inyectividad pos tratamiento en un periodo de 30 diacuteas es J=81 con un incremento de la inyectividad del 102
723
811
761
874863 879
880
913
915
662646668
772747678
882848688
99294
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Jin
y[B
AP
DP
SI]
Tiempo [Diacutea]
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
65
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA
Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten
En cuanto al comportamiento de la inyectividad se evidencia un aumento en comparacioacuten con la liacutenea base y el periodo previo a la prueba piloto tras la suspensioacuten del tratamiento como se menciona anteriormente la inyectividad media lograda fue de 81 se obtiene que el mejor estimado de inyectividad es aproximadamente 9 con un incremento de inyectividad mayor al 10 este comportamiento estaacute dado en diacuteas donde la operacioacuten alcanza un incremento medio del caudal del 18 y una presioacuten con un ΔP de 59 Psi que se detalla en el siguiente iacutetem
El sistema de inyeccioacuten del pozo C3 estaacute demostrado que puede operar a una presioacuten media de 1059 PSI y un caudal de inyeccioacuten medio de 96225 BAPD Con los cuales se obtiene un iacutendice de inyectividad de 9 y un incremento del 24 en la tabla 5 se evidencia que se puede tener esta capacidad de operacioacuten en el pozo C3 pero se demostroacute que el cumplimiento de esta operacioacuten fue durante 5 diacuteas posteriores al tratamiento
Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento
Caudal (BAPD) Presioacuten (Psi)
9464 1036
9410 1045
9912 1095
9704 1060
96225 1059
Fuente elaboracioacuten propia
J media
Incremento J
0
2
4
6
8
10
Previo Tratamiento Postratamiento
J media 734 829 8087
Incremento J 0 129 102
Ind
ice
de
inye
ctiv
idad
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento
66
Al revisar el histoacuterico de inyeccioacuten del pozo de los antildeos 2016 a 2019 a presiones de bombeo similares a las mostradas en la tabla 5 guardan un bajo desempentildeo como se aprecia en la graacutefica 9
Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo 2019
En el antildeo 2019 los valores muestran un desempentildeo significativo con respecto a los antildeos anteriores teniendo como base un rango de presioacuten de 1030 a 1060 Psi que es el rango de mejor operacioacuten que se logra despueacutes del tratamiento
Los autores Hilfiger et al Peacuterez d et al con base en el anaacutelisis de iacutendice de inyectividad con respecto a los valores reportados de presioacuten y caudal exponen un incremento del indice de inyectividad 294 y 144 en un periodo de prueba de 3 y 4 meses de tratamiento con el inhibidor estos resultados nos indican que el periodo de la prueba en el estudio es reducido y por ende los resultados pueden verse afectados haciendo una comparacioacuten en ese mismo orden los resultados esperados en 30 diacuteas seria de 98 y 288 en la mejora de inyeccioacuten por lo tanto los resultados del tratamiento no son significativos verificaacutendose que la prueba no es exitosa para replicarla en la actividad de la operacioacuten Por otra parte con base en los resultados totales del tratamiento se puede inferir que con la presioacuten media (1059 Psi) no disminuyo proporcional al caudal medio obtenido (96225 BAPD) durante un periodo suficientemente sostenible que para el caso es el periodo post-tratamiento es decir no se sostuvo la inyectividad esperada se evidencia que solo se obtuvo 4 de los 30 diacuteas dentro del rango estudiado lo que determina que para la evaluacioacuten de la inyectividad es bueno como valor absoluto porque se demuestra una mejora pero no es suficientemente exitoso por el bajo incremento del caudal (6)
2016 2017 2018 2019
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Q (BAPD) P (Psi)
67
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento En la siguiente graacutefica se muestra la relacioacuten entre la potencia de la bomba y el caudal de agua inyectado que tiene un comportamiento lineal en donde se muestra que a mayor caudal de agua inyectada mayor potencia de la bomba se va a requerir para su disposicioacuten por eso la necesidad de tener una operacioacuten a condiciones estables Se ve un conglomerado de datos que representa la mayor cabida del proceso en teacuterminos de potencia y tasa de flujo inyectado que se encuentran entre los rangos de 120-130 kW y 8400-8800 BAPD (Ver figura 10) si se toma el caudal medio del mejor estimado alcanzado en la operacioacuten 96225 BAPD a nivel de caacutelculos se estima en 130 KW demostrando que al ganar estabilidad en la bomba el gasto energeacutetico obtenido es menor a pesar de ganar capacidad de inyeccioacuten en el pozo Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Adicionalmente en la graacutefica 11 se cuenta con la relacioacuten del costo de energiacutea consumida por barril de agua inyectada promedio en los periodos de operacioacuten evaluados en el tratamiento el costo es de $ 113 y posterior al tratamiento es de $101 donde se mantiene un incremento en el iacutendice de inyectividad del 10
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
70
00
72
00
74
00
76
00
78
00
80
00
82
00
84
00
86
00
88
00
90
00
92
00
94
00
96
00
98
00
10
00
0
10
20
0
10
40
0
10
60
0
10
80
0
11
00
0
Po
ten
cia
de
la b
om
ba
(KW
)
Caudal de agua inyectada (BAPD)
68
Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten A mayor iacutendice de inyectividad se deberiacutea obtener un menor costo energeacutetico en el sistema con respecto al graacutefico anterior el comportamiento al realizar la comparacioacuten del costo de energiacutea por cantidad de agua inyectada se obtiene una disminucioacuten en los costos del proceso al requerir una menor presioacuten para inyectar el fluido en la formacioacuten esto se evidencia en la graacutefica donde el costo se ve influenciado por la operacioacuten de la bomba teniendo un comportamiento igual al de la graacutefica 6 demostrando la dependencia de la presioacuten en este tipo de sistemas Si se tiene en cuenta el valor objetivo de la operacioacuten tiene un costo de inyeccioacuten de agua objetivo de COP 9684 BAPD a nivel energeacutetico en consumo de energiacutea consumida diario representa un costo total diario de COP 931799 para inyectar 96225 BAPD En cuanto la operacioacuten actual el costo de inyeccioacuten medio es de COP 10516 BAPD y el costo del consumo energeacutetico es de COP 88796898 si se tuviera en cuenta el costo por el caudal objetivo el consumo energeacutetico diario seria de COP 1011869 para inyectar 96225 BAPD
$111 $108
$96 $99
$116
$110
$108 $104
$88 $92
$86 $88 $90 $92 $94 $96 $98
$100 $102 $104 $106 $108 $110 $112 $114 $116 $118
7-a
br
9-a
br
11
-ab
r1
3-a
br
15
-ab
r1
7-a
br
19
-ab
r2
1-a
br
23
-ab
r2
5-a
br
27
-ab
r2
9-a
br
1-m
ay
3-m
ay
5-m
ay
7-m
ay
9-m
ay
11
-may
1
3-m
ay
15
-may
1
7-m
ay
19
-may
2
1-m
ay
23
-may
2
5-m
ay
27
-may
2
9-m
ay
31
-may
2
-ju
n
4-j
un
6
-ju
n
8-j
un
1
0-j
un
1
2-j
un
1
4-j
un
1
6-j
un
1
8-j
un
2
0-j
un
2
2-j
un
2
4-j
un
2
6-j
un
2
8-j
un
3
0-j
un
2
-ju
l4
-ju
l6
-ju
l
$B
AP
D
Tiempo (diacutea)
Despueacutes del tratamiento
con inhibidor
Antes del tratamiento con
inhibidor
69
5 ANAacuteLISIS Y RESULTADOS
Una vez definido por la compantildeiacutea que el incremento del caudal de inyeccioacuten no es significativo para declarar la prueba exitosa se procede a determinar las probables causas por las cuales el producto inhibidor no cumplioacute su funcionalidad Para este anaacutelisis se parte de las caracteriacutesticas del agua de disposicioacuten el agua de formacioacuten el tipo de formacioacuten las caracteriacutesticas de la interaccioacuten o variacioacuten de los factores del medio acuoso y el medio poroso Se parte del conocimiento de que variacioacuten de la temperatura presioacuten y entorno del medio genera alteraciones en la solucioacuten que influyen en la formacioacuten de precipitados e incompatibilidades entre los productos que se encuentran interactuando Esta interaccioacuten de medio acuoso se da al entrar en contacto el agua con el producto tratante y la superficie del medio poroso donde se esperariacutea toda clase de reacciones bien sea que produzcan precipitados insolubles estas sustancias son indeseables porque provocan la reduccioacuten de la permeabilidad de la formacioacuten rocosa el taponamiento de los pozos y pueden causar ademaacutes la formacioacuten de incrustaciones en las bombas y liacuteneas del agua o que se vea disminuido la eficiencia del producto esto puede darse por tiempo concentracioacuten presioacuten temperatura entre otras variables Que en este caso no pueden ser medidas directamente sino que se infiere su eficiencia por resultados indirectos
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN
Se tienen en cuenta el agua de disposicioacuten y de la formacioacuten porque hacen parte de las condiciones de operacioacuten del sistema al ser la primera el fluido que se estaacute transportando para disposicioacuten y la interaccioacuten entre estos dos tipos de agua ocasionar alguacuten tipo de reaccioacuten que afecte la disposicioacuten final del agua En el capiacutetulo 3 se muestra una caracterizacioacuten del agua del efluente de la PTARI que es la misma a inyectar sobre un anaacutelisis realizado a comienzos del antildeo 2019 que se muestra en el ANEXO F en esta el agua cuenta con un pH neutro (771) con presencia de iones cloruros (28mgL) calcio (432mgL) magnesio (262mgL) sodio (252mgL) y bario (0207mgL) y contenido de aceite con una salinidad de 27014 mgL es un agua blanda y cuenta con una dureza de 216mgL Esta agua tiene una tendencia de agua a ser corrosiva La tendencia del agua corrosiva se da por los iones presentes en el fluido y la interaccioacuten entre ellos tales como sulfatos hierro cloruros carbonatosbicarbonatos que al reaccionar y en condiciones propicias pueden dar como resultado la formacioacuten de precipitados en el interior del sistema Estos pueden generar de igual manera corrosioacuten en el sistema esto ha sido evidenciado por la presencia de hierro en la muestra del depoacutesito que ha sido analizada (Capitulo 2)
70
que indicando corrosioacuten en el sistema accioacuten que puede ser apreciada graacuteficamente en la Figura 17 Figura 17 Formacioacuten de precipitados
Fuente KEMMER Frank N amp McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo II Meacutexico MCGraw-Hill inc p20-720-131998 La composicioacuten y contenido de iones en el agua de formacioacuten es importante para el estudio de las incrustaciones minerales por el posible intercambio ioacutenico entre el medio acuoso y el agua de la formacioacuten El anaacutelisis fisicoquiacutemico del agua del yacimiento en la formacioacuten C7-M (2010) se evidencia en la Tabla 6 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten CATIONES mgL ANIONES mgL
Ba+2 lt0005 HCO3- 165
Ca+2 lt015 Br- lt10
Fe+2 06 CO3-2 25
Mg+2 lt001 Cl- 16
K+ 55 I- lt20
Na+ 80 SO4-2 12
Salinidad mgL 173
Conductividad mScm 265
pH 855
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Esta agua de formacioacuten se caracteriza por tener muy baja dureza es decir que por ser un agua blanda deberiacutea requerir una menor cantidad de producto quiacutemico para el tratamiento avocado en la prueba ademaacutes es un agua con una muy alta alcalinidad de 177mgCaCO3L (Alkgt1476) condicioacuten que favorece las condiciones de operacioacuten de alta presioacuten sobre la roca de la formacioacuten
2
46
35
11
6
K+
Na+
HCO3-
CO3-2
Cl-
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql
71
Siguiendo con la caracterizacioacuten del agua de formacioacuten en la graacutefica 12 Se muestra la proporcioacuten en meq L de los distintos iones del agua representada y resaltada de manera visual por un exceso de sodio y bicarbonato dando lugar a un agua tipo bicarbonato de sodio (base) este exceso se confirma en el siguiente recuadro (Tabla 7) que expone la composicioacuten del agua con base en la clasificacioacuten de Sulin77 por tipo grupo y clase de agua que compone el agua de la formacioacuten Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin
TIPO DE AGUA GRUPO CLASE
NaClgt1
Sulfato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2lt1 Bicarbonato S1
salinidad primaria
predominante dlta
Bicarbonato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2gt1 Cloruro S2
Salinidad secundaria
d=a
NaCllt1
Cloruro de Magnesio
(Na+-Cl-)Mg+2lt1 Sulfato S3 Salinidad terciaria
dgtadlt(a+b)
Cloruro de Calcio
(Na+-Cl-)Mg+2gt1 A1 Alcalinidad
primario d=(a+b)
A2 Alcalinidad secundaria
dgt(a+b)
Fuente elaboracioacuten propia con base en anaacutelisis fiacutesico-quiacutemico CEPSA Colombia SA El anaacutelisis parte de la relacioacuten NaCl gt1 donde NaCl = 77 indica que predomina el sodio y este exceso se combina con bicarbonato que determina que el agua es de tipo bicarbonato de sodio al cumplir con la relacioacuten Na+-Cl-SO4
-2 gt1 donde (Na+-Cl-)SO4
-2=12114 y grupo S1 S3 S2 que expresan los constituyentes que se encuentran disueltos en el agua de manera generalizada 78 en donde S1 Predomina la salinidad primaria compuesta por Sulfatos y cloruros alcalinos S2 Predomina la salinidad secundaria compuesta por Sulfatos y cloruros
alcalinoteacuterreos S3 Predomina la salinidad terciaria compuesta por sulfatos y cloruros de hierro
y aluminio y aacutecidos fuertes libres
Se continua con la caracterizacioacuten mediante los iacutendices de saturacioacuten de Ryznar (IS) y Langelier (ISL) estos permiten conocer el efecto del agua sobre las superficies y predecir el potencial de corrosioacuten yo incrustacioacuten que maneja e
77 COLLINS Gene A Geochemistry of oilfield waters Classification of oilfield waters Elsevier Science 1975 p 254 78 Ibid p 254
72
identificar el tipo de agua que se presenta incrustante corrosiva o neutra al hacer una aproximacioacuten de los iacutendices se tiene en cuenta que el agua de la formacioacuten es altamente corrosiva con tendencia incrustante tal como se resalta en gris en la tabla 8 se muestra la clasificacioacuten y la respectiva indicacioacuten Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten
IacuteNDICE VALOR CLASIFICACIOacuteN INDICACIOacuteN
IS
785
lt55 Formacioacuten de incrustaciones pesadas
55-62 Formacioacuten de incrustaciones
62-68 Agua neutra
gt68 Agua con tendencia corrosiva
ISL 026
ISLlt0 Agua no saturada con respecto a carbonato de calcio(CaCO3)
ISL=0 Agua considerada neutral no existe formacioacuten de incrustaciones
ISLgt0 Agua suacuteper saturada con respecto a carbonato de calcio (CaCO3) Posible formacioacuten de incrustaciones
Fuente elaboracioacuten propia con base en COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE
LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) la Resolucioacuten 13142014(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras
determinaciones Bogotaacute DC 2014 De igual manera que con la caracterizacioacuten del agua tratada el agua de la formacioacuten presenta una tendencia corrosiva e incrustante esto se da por la reaccioacuten del bicarbonatoCarbonato con los iones presentes en las aguas (Mg2+ Ca2+ Fe2+ Ba2+) pues la interaccioacuten de estos compuestos generan incrustaciones minerales como BaSO4 MgCO3 FeCO3 CaCO3 y subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2CO3) En cuanto a la revisioacuten del agua por su Salinidad el agua de inyeccioacuten con 270 mgL y el agua de la formacioacuten con una salinidad con 173 mgL favorece una baja probabilidad de hinchamiento de arcillas o de incompatibilidad quiacutemica79que se da por el intercambio de iones o cambios de salinidad esto se puede explicar por el fenoacutemeno de la presioacuten osmoacutetica donde el flujo se mueve de menor concentracioacuten al de mayor concentracioacuten de esta manera las arcillas presentes en la formacioacuten no aumentan su volumen al no adsorber o llenarse del agua que se dispone a traveacutes de la inyeccioacuten
52 PRUEBA PILOTO
79 KEMMER Frank N y McCALLION John TOMO III Op cit p43-9
73
El anaacutelisis del desempentildeo del inhibidor en el sistema de inyeccioacuten durante la prueba piloto representada en la Graacutefica 13 Q P vs Tiempo se visualiza el comportamiento de los estados previo y posterior al tratamiento y el periodo de aplicacioacuten Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Como se mencionoacute en el capiacutetulo 4 la prueba piloto es el medio por el cual se verifica el rendimiento del producto tratante al estarse evaluando la accioacuten de limpieza del inhibidor que se deberiacutea reflejar a partir del aumento del caudal y la disminucioacuten de las caiacutedas de presioacuten del sistema en donde no se evidencia este efecto y se obtiene el siguiente comportamiento A Durante el periodo de aplicacioacuten se evidencia una mejora del caudal del 30
pero no se logra asegurar la integridad del pozo hablando teacuterminos de presioacuten porque en lugar de disminuir las caiacutedas de presioacuten se logra un aumento del 9 generando el efecto contrario al esperado para el tratamiento debido a que al efectuarse la limpieza y de estar ocurriendo la remocioacuten se deberiacutea tener una menor friccioacuten o un mayor diaacutemetro para el paso del fluido es decir menores restricciones durante la inyeccioacuten
B El incremento de caudal es proporcional al incremento de la presioacuten en tal
sentido no se aprecia el efecto del tratamiento sobre el sistema ademaacutes no se evidencia primero un cambio de caudal con una caiacuteda de presioacuten estable y segundo un caudal estable como resultado de una menor caiacuteda de presioacuten
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
504
201
9
804
201
9
110
42
019
140
42
019
170
42
019
200
42
019
230
42
019
260
42
019
290
42
019
205
201
9
505
201
9
805
201
9
110
52
019
140
52
019
170
52
019
200
52
019
230
52
019
260
52
019
290
52
019
106
201
9
406
201
9
706
201
9
100
62
019
130
62
019
160
62
019
190
62
019
220
62
019
250
62
019
280
62
019
107
201
9
407
201
9
707
201
9
100
72
019
Pre
sio
n (
Psi
)
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)q (BAPD) P (Psi)
74
Se encuentran caudales similares en donde se alcanza una disminucioacuten en la presioacuten se evidencia en la Tabla 9
Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes periodos
Previo Tratamiento Post Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
19042019 8255 1130 08062019 8252 1161
21042019 8675 1143 18062019 8676 1083
23042019 8561 1201 03072019 8562 1091
27042019 8968 1134 04072019 8966 1080
Fuente elaboracioacuten propia
Efectivamente se evidencia que en el periodo post tratamiento hubo diacuteas que el comportamiento del caudal incremento y no fue proporcional al aumento de la presioacuten como se muestra en la tabla anterior y la presioacuten alcanza valores cercanos estables cumpliendo el comportamiento de la primera situacioacuten pero estos diacuteas con este comportamiento son muy pocos del orden de cuatro o cinco Se encuentran presiones similares en donde se muestra el aumento del caudal como se muestra en la siguiente tabla
Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
Previo Tratamiento Posterior Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
12042019 7258 1003 24062019 8911 1005
11042019 7543 1053 23062019 8868 1050
19042019 8255 1130 17062019 8840 1130
14042019 7897 1145 14062019 8491 1145
18042019 8629 1180 13062019 8020 1181
Fuente elaboracioacuten propia
En esta tabla no se tiene ni presioacuten ni caudales estables por lo que no se genera ninguna de las situaciones y se observa una mayor variacioacuten
C Estas variaciones se atribuyen a una reaccioacuten por parte del producto en la
superficie de la liacutenea de inyeccioacuten que permite incrementar el paso de flujo pero no asegura la efectividad de limpieza del producto ni continuidad de la respuesta del inhibidor
D El aumento de la tasa de inyeccioacuten fue de 477 BAPD correspondiente al 6 del
agua depositada con un decremento de presioacuten del 4 esta comparacioacuten se da entre el periodo previo y posterior al tratamiento en teacuterminos de inyectividad se alcanza un aumento del 10
75
Al hacer el seguimiento al indicador del iacutendice de inyectividad se evidencia la influencia de la variabilidad de la presioacuten y su relacioacuten con el caudal que da como respuesta
Antes de inyeccioacuten caudal bajo presioacuten baja el iacutendice es bajo (Jle7)
En diacuteas que se tiene caudal alto pero se presenta una presioacuten alta de inyeccioacuten el iacutendice es bajo (8geJgt7)
En diacuteas que se tiene un caudal Alto con presiones bajas de inyeccioacuten el iacutendice es alto (9geJgt8)
Por ello se demuestra que la prueba es dependiente de las superficies de la liacutenea bomba y medio poroso si durante la prueba se realizoacute la limpieza se deberiacutea aumentar la inyectividad continua por la remocioacuten de los depoacutesitos de los poros y las superficies pero no se obtiene la continuidad esperada ni sostenibilidad de las variables de Caudal y presioacuten que se atribuye a la poca eficiencia del producto tratante
E En la etapa posterior a la prueba se alcanza un buen comportamiento en el sistema pero como se ha mencionado este no es sostenible ni significativo durante la etapa evaluada de los 30 diacuteas solo cuatro alcanzan un valor de operacioacuten de caudal de 9622 BAPD y una presioacuten aproximada de 1059 Psi este pequentildeo periodo alcanzo estabilidad de operacioacuten de las variables y un iacutendice de inyectividad de 9 en donde sus cambios P tienen menor variacioacuten y aumento de caudal No obstante esta mejora en la inyectividad no es significativa frente a las propiedades fiacutesicas de la formacioacuten (arenosa alta permeabilidad) que la hacen con un potencial de gran receptora
53 AGUA - ACEITE - SOacuteLIDO
En un sistema de limpieza en donde actuacutean las moleacuteculas de agua depoacutesito y soacutelido (superficies) se presentan diferentes equilibrios a traveacutes de este proceso por su interaccioacuten seguacuten Morton et al 80 se pueden tener los siguientes escenarios
80 MORTON S A KEFFER D J COUNCE R M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions New York Marcel Dekker 2003 p2820-2821
76
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza Escenario Equilibrio
Producto tratante como monoacutemero en solucioacuten libre y en solucioacuten micelizada
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantemicela
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz aceitesolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactanteaceite solucioacuten frasl
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz soacutelidosolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantesoacutelido solucioacuten frasl
El aceite se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la fase continua
Aceiteliacutequido harr Aceitesoacutelido aceitefrasl
El agua se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la solucioacuten
Aguasolucioacuten harr Aguasoacutelido solucioacutenfrasl
Fuente elaboracioacuten propia con base en MORTON S A KEFFER D J COUNCE R
M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions 2003
Por lo tanto en el proceso de inyeccioacuten se cumplen los equilibrios anteriores en mayor o menor medida seguacuten la fase en la que se encuentre en el sistema evaluado antes de la aplicacioacuten del tratamiento se ubican los dos uacuteltimos equilibrios donde el agua se encuentra en solucioacuten y es adsorbida por la formacioacuten ademaacutes el aceite se encuentra en la solucioacuten y en las superficies del sistema comuacuten soacutelido depositado Morton81 afirma que el aceite libre en la solucioacuten puede dividirse de ella por la baja miscibilidad de las sustancias De los tres primeros equilibrios no se tiene conocimiento de su estado en la aplicacioacuten del tratamiento pero este se encuentra en solucioacuten en el fluido de disposicioacuten al momento de la aplicacioacuten adicionalmente no se tiene certeza si las dosificaciones suministradas en el desarrollo de la prueba permiten la formacioacuten de las micelas que son las que ayudan en el proceso de limpieza Al aplicar el tratamiento en el sistema y darse la homogenizacioacuten de agua a disponer con el producto hay que tener en cuenta que no debe afectar el pH del fluido inyectado o bajar demasiado su alcalinidad82 ya que el medio va a ver afectado sus superficies y pueden repercutir en el comportamiento del inhibidor como se aborda en el capiacutetulo 3
81 Ibid p 2821 82 CAIRN ENERGY Technical purchase Specification of SCHMOO REMOVER Oil field Chemical Product [En liacutenea] [Consultado 27 de junio de 2020] Disponible en httpswwwcairnindiacomEOIDocLibrarySchmoo_Remover_EOI_Newspapers_0pdf
77
Es importante investigar el papel de la condiciones de campo como temperatura salinidad y pH en la estabilidad del producto que se aplica83 debido a que estas variables pueden cambiar el funcionamiento del producto tratante y afectar la formacioacuten de la emulsioacuten OW y su viscosidad hay que tener en cuenta que el mecanismos de eliminacioacuten del depoacutesito que se abarca es por medio de la emulsioacuten Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor
Fuente elaboracioacuten propia con base en The Fate of Oilfield Corrosion Inhibitors in Multiphase Systems En la tabla 12 Se observa las condiciones que afectan la curvatura que adquiere el producto en nuestro caso favorece tener la cabeza del tensoactivo orientada hacia la fase continua (Agua) y la cola hacia los depoacutesitos para envolver el depoacutesito en el interior de la micela que se forme y su dispersioacuten en la solucioacuten este comportamiento se da cuando se obtiene un emulsioacuten OW
La salinidad es una variable importante al tener una baja salinidad como la que se maneja (270 mgl) primero se deberiacutea favorecer la mezcla del producto en el fluido porque por la solubilidad con el agua y de otra manera permitir la formacioacuten de emulsioacuten OW como lo indica Al -Yaari M et al84 en su estudio
afirma que al ocurrir una inestabilidad de la emulsioacuten se genera un precipitado que conlleva a un incremento de la viscosidad y una mayor friccioacuten en el sistema por la interaccioacuten entre las gotas 85 y por ende un aumento de las caiacutedas de presioacuten a traveacutes del sistema
83 CHATURVEDI Krishna and SHARMA Tushar Rheological analysis and EOR potential of surfactant treated single-step silica nanofluid at high temperature and salinity Journal of Petroleum Science and Engineering 2020 vol196 p 3-6 84 AL- YAARI M et al Pressure drop reduction of stable emulsion role of aqueous phase salinity Society of Petroleum Engineers 2013 p 5 85SALAGER JL BRICENO M and BRACHO CL Heavy hydrocarbon emulsions Making use of the state of the art in formulation engineering Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology 2001 55 p
VARIABLE INHIBIDOR IOacuteNICO CURVATURA DEL SURFACTANTE
Aumento temperature Favorece la
emulsioacuten OW
Aumento salinidad
Disminuye la cabeza por lo que
desestabiliza la emulsioacuten OW
Alcoholes de cadena corta
Favorece la emulsioacuten OW
Hidrocarburos de bajo peso molecular
Disminuye la cabeza por lo que no favorece al OW
78
Otro autor a tener en cuenta es Qutubuddin et al86 estudia la relacioacuten de la salinidad y el pH y afirma que es posible contrarrestar los cambios de salinidad con los cambios de pH y asiacute mantener valores bajos de tensioacuten interfacial que permiten la eliminacioacuten de los depoacutesitos esto indica que es importante evaluar el comportamiento de las variables en manera conjunta para evidenciar queacute efectos tienen sobre la remocioacuten del depoacutesito y el comportamiento con la superficie mineral de igual manera para el caso de la temperatura y presioacuten
La temperatura influye en la solubilidad y el comportamiento del flujo a traveacutes del medio poroso en donde la solubilidad de un fluido aumenta con la temperatura y disminuye con el aumento de la presioacuten (Tgt= TK y Plt=Pc)87 el incremento de la temperatura permite la disminucioacuten de la tensioacuten superficial y del tamantildeo de la burbuja en nuestro caso gota88 afectando la formacioacuten de las micelas y por lo tanto la solubilidad del depoacutesito como su mojabilidad
A nivel de la presioacuten se afecta la solubilidad porque no puede incrementarse por encima de la presioacuten criacutetica que es aquella que puede generar un fenoacutemeno de desprendimiento de finos en la formacioacuten89 por la accioacuten erosiva del flujo la formacioacuten CM-7 estaacute compuesta de arenas y por ello es sensible al fenoacutemeno de desprendimiento de finos que ocasiona el incremento de soacutelidos en suspensioacuten e incremento de la perdida de inhibidor
En cuanto a la estructura molecular y concentracioacuten del inhibidor son factores que afectan de igual medida el comportamiento del tratamiento autores como Horsup y Hilfiger et al en su estudio abordan cual es el impacto de estas variables sobre la suciedad depositada y el efecto sobre la tensioacuten superficial
En el estudio de Horsup et al90 mencionado en el capiacutetulo 3 se resalta las moleacuteculas nitrogenadas como sitio activo en el paquete inhibidor como amonio cuaternario y amina grasa (AMF) en donde se ve el impacto de la estructura en la limpieza del aceite con respecto a la tensioacuten superficial y el aacutengulo de contacto
86 QUTUBUDDIN Syed and MILLER Clarence Phase behavior of pH-dependent microemulsions 1984 vol 101 p46-58 87 TANAKA Mitsuru Thermodynamics of solubility of surfactans in water En JOleo Sci 2005 vol 54 no 5 p 259-271 88 SHARMA MK SHAH DO and BRIGHAM WE La influencia de la temperatura en la superficie y las propiedades microscoacutepicas de las soluciones tensioactivas en relacioacuten con la eficiencia de desplazamiento de fluidos en medios porosos En Revista AIChE 1985 p 222-223 89 ZABALA ROMERO Modelo fenomenoloacutegico para escalar a yacimiento el impacto sobre la produccioacuten de hidrocarburos del dantildeo de formacioacuten por migracioacuten de finos En Revista Fuente el reventoacuten energeacutetico 2016 vol 14 no 1 p103-114 90 HORSUP D DUNSTAN T and CLINT J Op cit p534-540
79
En la tabla 13 Se muestran los resultados obtenidos de tensioacuten superficial para retirar la respectiva muestra (hidrocarburos asfaacuteltenos hierro y arena)
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media Inhibidor (Sitio activo) 50-100 ppm 200-500 ppm
Amina cuaternaria g=241mNm g=203mNm
Amina grasa (AMF) g=2mNm g=16mNm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HORSUP DI DUNSTAN TS and CLINT J S Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled
Systems CORROSION 2009 vol 65 no 8 p534-540 En este caso el producto apropiado seria el AMF donde se puede lograr un mejor efecto a una menor concentracioacuten porque al tener una menor tensioacuten superficial maacutes faacutecil seraacute la remocioacuten del depoacutesito
Mientras que Hilfiger et al91 en su estudio utiliza un rango amplio para la concentracioacuten del producto tratante (soluble en aceitedispersable en agua) seguacuten el problema que presente el pozo tratante como se observa en la tabla 14
Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso
Prueba Campo 1 Prueba Campo 2 Prueba Campo 3
Campo de baja produccioacuten- recuperacioacuten de pozo
Inyeccioacuten a 500 ppm
Despueacutes de 4 meses Disminuye 16 la presioacuten y Aumenta 50 el Caudal
Mantiene presioacuten y caudal
Alcanza proteccioacuten de corrosioacuten por inspeccioacuten visual (3 meses despueacutes) se logra remocioacuten del depoacutesito
Dosis 120ppm 50 y 65ppm en orden de prueba
Problema de Corrosioacuten
Dosis de 100 ppm (1mes) 50ppm (2 semanas) 40 ppm (2 semanas) y 35 ppm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 7 p
La peacuterdida del tensoactivo se puede dar por diferentes mecanismos adsorcioacuten del producto precipitacioacuten o degradacioacuten estaacute perdida tambieacuten se encuentra
91 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7-9
80
influenciada por el tipo de surfactante la concentracioacuten de surfactante pH salinidad y temperatura92
Las superficies minerales son sensibles al pH del medio por su ionizacioacuten como se menciona en el capiacutetulo 3 como se ha mencionado la arenisca tiene una carga superficial negativa que se mantiene al tener una solucioacuten alcalina si tenemos en cuenta que el inhibidor contiene compuestos de amonio cuaternario (R4N) + estos tendriacutean una afinidad alta a la superficie mineral en donde se puede llevar a cabo la adsorcioacuten del producto por el intercambio ioacutenico formando un enlace entre el grupo silanol con el amonio cuaternario esta interaccioacuten se muestra en la reaccioacuten siguiente
R3 minus Si minus O minus H + R4N+ rarr R3 minus Si minus O minus R4N + H+
Con respecto al primer equilibrio los tensioactivos se pueden adsorber en la superficie como monoacutemero cuando la concentracioacuten no es la adecuada y en este estado se tiene una mayor facilidad de adsorcioacuten por la superficie de siacutelice generando peacuterdidas del producto por el soacutelido este fenoacutemeno de igual manera se puede presentar en la fase acuosa por las micelas formadas disminuyendo la cantidad del producto que se desplaza por el sistema La precipitacioacuten del producto tambieacuten estaacute influenciada con la salinidad como se mencionoacute anteriormente el agua maneja en formacioacuten y deposicioacuten es blanda y de baja salinidad por lo que se va a tener una baja interaccioacuten de iones que provoquen una reaccioacuten de precipitacioacuten 93
La tensioacuten superficial es importante para la remocioacuten de los depoacutesitos en el sistema y se veraacute afectada tanto por el tipo de inhibidor como por la dosificacioacuten suministrada para el tratamiento actuado sobre el estado de agregacioacuten en el que se encuentre el producto (monoacutemero micela) y su comportamiento como se evidencio se requieren bajas tensiones interfaciales para lograr la dispersioacuten del depoacutesito en la solucioacuten ademaacutes el tamantildeo de la gota que se obtiene tras su dispersioacuten modifica la viscosidad de la emulsioacuten Para llevar a cabo un anaacutelisis a profundidad de estas variables se debe llevar a cabo pruebas de laboratorio tales como inundacioacuten por nuacutecleos en diferentes dosificaciones que permitan determinar la concentracioacuten optima del inhibidor y probar diferentes opciones de productos tratantes a las condiciones de operacioacuten del sistema Dentro de un anaacutelisis que simule las condiciones de campo y las
92 BELHAJ AFetal The effect of surfactant concentration salinity temperature and pH on surfactant adsorption for chemical enhanced oil recovery En Petrol Explor Prod Technol 2020 p125-137 93 CROSS John and SINGER EdwardJ Cationic Surfactants Analytical and Biological Evaluation A adsorption at solid surfaces PubMed 2003 vol 53 p7
81
posibles respuestas que se pueden obtener como permitir determinar la formacioacuten de precipitados que obstruyen las gargantas de los poros y por ende aumenta la resistencia al flujo94 En la prueba de campo llevada a cabo en el pozo C3 se maneja diferentes dosificaciones de 40ppm 80ppm y 120ppm estaacuten son las aplicadas por recomendacioacuten del proveedor de acuerdo con la patente US 20150011453 A1 estas dosis se encuentran dentro de los rangos para tratamientos continuos que son entre 10ppm-200ppm y entre 10ppm-500ppm De igual manera en la patente US 20150011453 A1 para productos (limpiadorinhibidor) como es nuestro caso se alcanza una remocioacuten aproximada del depoacutesito mayor o igual a 8 13 y 21 a dosificaciones de 50ppm 100ppm y 200ppm correspondientes si se hace la comparacioacuten con los resultados obtenidos en campo durante la aplicacioacuten no se tiene la cuantificacioacuten del porcentaje que se removioacute sin embargo al observar el comportamiento de la operacioacuten en los periodos evaluados se puede decir que no se alcanzan esos porcentajes de remocioacuten porque el incremento de inyeccioacuten y caudal posterior a la prueba son apenas del 10 y 6 donde se evidencia que el aumento no es significativo y tampoco se alcanza una integridad en las caiacutedas de presioacuten en el sistema baacutesicamente el producto permite el paso del fluido sea mayor durante la prueba al presentar aumentos del caudal durante su aplicacioacuten pero indica que en la formacioacuten se presentan problemas de taponamiento que no fueron remediados con el tratamiento Esta baja eficiencia puede estar relacionada con peacuterdidas del producto esto conlleva a que se genere un gasto mayor en su aplicacioacuten pues va a requerir una mayor cantidad de producto en el proceso efectuado sin conseguir un beneficio en la operacioacuten
94 REGE Sunil D and FOGLER HS Competition among flow dissolution and precipitation in
porous media AIChE J vol 35 p1177-1185 doi101002aic690350713
82
6 ANAacuteLISIS FINANCIERO
El anaacutelisis econoacutemico del tratamiento quiacutemico en el pozo de disposicioacuten final C3 involucra los beneficios econoacutemicos representados por un ahorro energeacutetico consecuencia de la mejora en la inyectividad y por ende menor consumo de energiacutea y se contrapone con los egresos del tratamiento directa y exclusivamente del costo del tratamiento quiacutemico en razoacuten a que los demaacutes costos operacionales son independientes de los del tratamiento al ser considerados propios del proceso de inyeccioacuten del agua como tal con o sin tratamiento
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO El costo de tratamiento del inhibidor por galoacuten se muestra en la siguiente tabla
Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten Inhibidor orgaacutenico Precio
(COPgal)
Producto A $ 75459
Se determina el consumo del tratamiento diacutea y por etapa seguacuten las distintas dosis (Ver tabla 16)
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa
Dosis [ppm] Gal diacutea Gal etapa
40 1514 7570
80 3158 31578
120 5300 52995
TOTAL GALONES 921
Fuente elaboracioacuten propia Con la cantidad de tratamiento consumido y el costo del producto por unidad de volumen se calcula el costo total del tratamiento por diacutea y por etapa de tratamiento seguacuten la ecuacioacuten 8 costos que se muestran en la tabla 17
Fuente elaboracioacuten propia
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba
119862119900119904119905119900 119905119903119886119905119886119898119894119890119899119905119900 =119862119874119875
119866119886119897lowast 119873deg 119905119900119905119886l G119886119897
83
Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa
Dosis [ppm] $ diacutea $ etapa
40 $ 1142385 $ 5711926
80 $ 2382841 $ 23828407
120 $ 3998957 $ 39989569
Total COP 69 529903
Fuente elaboracioacuten propia
El mayor costo del tratamiento se incrementa tal como se incrementa la dosis de tratamiento esto en la buacutesqueda de una dosis efectiva para que el tratamiento pueda ser replicado ahora como la prueba no fue exitosa esta dosis no pudo ser definida y por lo tanto no se da lugar a un costo perioacutedico de tratamiento quiacutemico que permita configurar una liacutenea de flujo de caja para determinar indicadores financieros y econoacutemicos como lo son Retorno de la inversioacuten o si este gasto de tratamiento es amortizable en un periodo de tiempo Sin embargo con resultados obtenidos se pueden derivar algunos indicadores de la prueba como lo son el costo de tratamiento por caudal de inyeccioacuten para cada dosis en particular ejercicio expuesto en la Tabla 18
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento
Fuente elaboracioacuten propia
Otro aspecto a tener en cuenta como anaacutelisis financiero es el costo del tratamiento quiacutemico con la prueba que es de COP 69 529903 que si se compara con tratamientos alternativos como es el caso de la estimulacioacuten llevados a cabo para mejorar el rendimiento de un pozo cuyo costo oscila entre los $ USD100 000 - 150000 equivalente a COP 330 000 000 - COP 495 000000 Cifras dentro de una brecha no comparable que demuestra porque los tratamientos quiacutemicos tienen una mayor preferencia
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO
Una expectativa con la aplicacioacuten del tratamiento quiacutemico es la reduccioacuten de los costos energeacuteticos en el sistema de inyeccioacuten para ello se tiene en cuenta tres tiempos de operacioacuten para llevar a cabo el seguimiento de la prueba y observar el impacto obtenido que se denominan como previo aplicacioacuten y posterior al tratamiento La mejora en la inyeccioacuten con la aplicacioacuten redunda en un mayor rendimiento de la bomba por ende en un menor consumo energeacutetico y sobre este ahorro se basa el beneficio o entradas en el flujo de caja econoacutemico
Dosis [ppm] $BAPD
40 127
80 254
120 380
84
Se toma como datos de insumos el costo de la unidad de energiacutea (Kw-h) que tiene como tarifa la empresa de energiacutea de la localidad que provee el fluido eleacutectrico a la Estacioacuten el consumo de energiacutea promedio por cada periodo de prueba (E) se determina el costo total de energiacutea por periodo de prueba y por la totalidad del tratamiento ($E) que se resumen en la tabla 19
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea
$ Kw-h 300
E=P(Kw)t(h)
$E=Consumo de Energia (E) $Kw-h
Fuente elaboracioacuten propia
En teacuterminos de energiacutea por barril de agua inyectada se alcanza una disminucioacuten del costo energeacutetico del 3 y del 8 teniendo en cuenta el mejor estimado de operacioacuten el costo de operacioacuten por barril de agua inyectada en los periodos de prueba como se expone en la Tabla 20
Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Tiempo operacioacuten $BAPD
Previo 105
Aplicacioacuten 113
Posterior 102
Mejor estimado 9684
Fuente elaboracioacuten propia
Del resultado de la inyectividad promedio se obtuvo un incremento del 6 de agua inyectada y una disminucioacuten energeacutetica del 2 El costo energeacutetico por promedio diacutea y por periodo evaluado que se determinan en la tabla 21
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Periodos de prueba $E promedio diacutea $E periodo BAPD
Previo a la prueba $ 888754 $ 27551389 8444
Aplicacioacuten $ 1061338 $ 26533454 9365
Posterior a la prueba $ 899028 $ 26970851 8921
Fuente elaboracioacuten propia
Si se hace este ejercicio con el mejor estimado y su comportamiento se llevara a cabo con el costo por 4 diacuteas que presentaron el mejor desempentildeo como costo objetivo el anaacutelisis del ahorro energeacutetico para la operacioacuten objetivo comparado los precios de la energiacutea en los dos casos se obtiene un ahorro de energiacutea diario expuesto en la Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten
85
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea
Costo energeacutetico inyeccioacuten
Actual $ 1011869
Objetivo $ 931799
ahorro diacutea $ 80070
Fuente elaboracioacuten propia
Si se extiende este ahorro en el tiempo con el mejor estimado y su comportamiento se llevara hasta el final del contrato de asociacioacuten del campo el ahorro energetico se expone en la Tabla 23 Ahorro de energia de Inyeccioacuten
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten
Ahorro de Energiacutea
Diacutea Mes Antildeo 2029
$ 80070 2404100 $ 29225412 $ 263028704
Fuente elaboracioacuten propia
En el analisis econoacutemico en este caso como el tratamiento no fue exitoso este no se puede replicar y por tanto no se puede generar un flujo de caja perioacutedico que en caso de haber sido el tratamiento exitoso el perido de replicacion seria el tiempo durante el cual se obtiene un comportamiento sostenible Sin embargo para efectos puntuales de comparar los beneficios obtenidos por ahorro energeacutetico se aproxima el periodo de la prueba al periodo de un mes (COP 2404100) contra los egresos por el costo del tratamiento (COP 69529903) esta comparacioacuten demuestra unos costos no amortizables en el tiempo y se asume como un gasto operacional de consumibles durante la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten
86
7 CONCLUSIONES
La prueba de inyeccioacuten con tratamiento quiacutemico para la limpieza del sistema del pozo C3 alcanzoacute un incremento en el iacutendice de inyectividad cercano al 10 (J=8) con un incremento de Volumen de inyeccioacuten del 6 (Q=477BAPD) y decremento de presioacuten de 4 resultados considerados no suficientes para determinar el tratamiento exitoso Pues dadas las caracteriacutesticas fiacutesicas intriacutensecas de la formacioacuten esta es una formacioacuten receptora de alta permeabilidad
El depoacutesito de materia ldquoschmoordquo actuacutea como agente adherente en la tuberiacutea del sistema y en los poros de la formacioacuten receptora y provoca en estos un efecto tensoactivo en areniscas y algunos materiales arcillosos como los presentes en la formacioacuten carbonera C7-M formando una peliacutecula que impide el paso del fluido esta accioacuten conocida como dantildeo de formacioacuten no pudo ser corregida por parte del inhibidor aunque el efecto tensoactivo no es posible demostrarse mediante la prueba
El anaacutelisis del agua de formacioacuten vs El agua de inyeccioacuten han arrojado aguas blandas con tendencia corrosiva y precursoras de incrustaciones en las superficies por la presencia de los iones presentes en ellas que forman precipitados
La salinidad del agua de formacioacuten es menor a la de inyeccioacuten garantiza que la roca no adsorba el agua y no se pueda generar el fenoacutemeno de hinchamiento de arcillas efecto que generariacutea mayor taponamiento
La seleccioacuten del inhibidor como producto tratante de la prueba de inyeccioacuten en el campo cumplioacute con los lineamientos teoacutericos requeridos para este tipo de depoacutesito mixto (muestra) y de medio acuoso de acuerdo con la prueba de laboratorio realizada por el proveedor
En comparacioacuten con valores reportados en la literatura el incremento obtenido estaacute por debajo del 10 en un tiempo mayor de comparacioacuten que infiere que el resultado de la prueba no depende del tiempo de aplicacioacuten sino de la efectividad del producto sobre las condiciones del sistema
Las condiciones del sistema como medio alcalino y alta temperatura favorecen el efecto del inhibidor como generador de emulsiones OW estas contribuyen a una peacuterdida del producto en la fase acuosa ocasionando disminucioacuten de la cantidad de inhibidor presente y disponible para actuar sobre la superficie
87
Las caracteriacutesticas de la formacioacuten compuesta por arenas finas la hacen sensible a la accioacuten erosiva del agua de inyeccioacuten con alta presioacuten este efecto aporta finos que incrementan los soacutelidos en suspensioacuten esto tambieacuten incrementa la peacuterdida del inhibidor por la adsorcioacuten del producto en los soacutelidos suspendidos y por ende disminuye su disponibilidad sobre la superficie de la roca
El producto cumple con la condicioacuten de mojar las superficies por agua es soluble en el fluido inyectado pero tiene una alta afinidad por las superficies generando peacuterdidas por soacutelidos
La baja efectividad del producto se puede ocasionar porque el amonio cuaternario no tiene un buen rendimiento con sustancias orgaacutenicas
El volumen de agua aumenta durante la aplicacioacuten se evidencia una relacioacuten proporcional a la presioacuten por tal no se ve reflejado el efecto del rendimiento del producto
La inclusioacuten de esta formulacioacuten quiacutemica no es viable debido a que el rendimiento del producto debe reflejarse en la mejora continua de la inyectividad
El comportamiento del tratamiento quiacutemico ha demostrado su accioacuten sobre el flujo al manifestar un incremento durante su aplicacioacuten pero la relacioacuten caudal vs Presioacuten ha demostrado que no remueve los depoacutesitos presentes en la garganta de los poros situacioacuten de dantildeo en la formacioacuten por soacutelidos agregacioacuten de hidrocarburos e incrustaciones de iones que han disminuido la permeabilidad de la formacioacuten y continuar con la baja inyeccioacuten del pozo C3
El uso del tratamiento quiacutemico aplicado ademaacutes de no haber sido exitoso es econoacutemicamente no amortizable con los beneficios energeacuteticos obtenidos
88
8 RECOMENDACIONES
Identificar y caracterizar el tipo de compuestos orgaacutenicos que se encuentran dentro de la muestra soacutelida recuperada de las bombas de inyeccioacuten con un mayor detalle a traveacutes de algunos anaacutelisis como WAT SARA Curvas reoloacutegicas y emulsiones con el fin de obtener el mejor tipo de tratamiento quiacutemico a aplicar
Realizar las pruebas correspondientes para determinar cuaacutel inhibidor tiene el mejor desempentildeo con respecto a los depoacutesitos que se encuentra en el sistema y evaluar diferentes clases de inhibidores a nivel de pruebas de laboratorio sobre nuacutecleos de la formacioacuten y mirar efecto de precipitacion y flujo del fluido
Realizar anaacutelisis PVT para evaluar la compatibilidad quimcia la reoligia del fluido y la deposicion de soacutelidos
Realizar un disentildeo de experimentos para evaluar el efecto de las variables (Temperatura salinidad concentracioacuten y pH) sobre el comportamiento del producto tratante o productos seleccionados para la limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos en lineas de flujo y rocas areniscas
Verificar el historial de las pruebas de inyeccioacuten de los pozos para determinar
las perdidas en los iacutendices de inyectividad causados por este fenoacutemeno de precipitacioacuten de soacutelidos
Realizar pruebas de laboratorio con diferentes productos tratantes reconocidos por la industria de los hidrocarburos a condiciones del pozo y descartar la recomendacioacuten del proveedor
El tratamiento de limpieza con aacutecido inorgaacutenico en este tipo de formacioacuten no es recomendable ni la maacutes efectiva debido a que los compuestos que taponan no siempre son solubles en estas sustancias y al contrario se puede generar un mayor taponamiento (Hinchamiento de arcillas)
Analizar el uso de surfactantes no ioacutenico como Alquil poli glucoacutesidos o alquil
etoxilato a nivel laboratorio para comparar el rendimiento con respecto a los inhibidores catioacutenicos como amidas aminas y amonios cuaternario (resultado observado en esta tesis) y revisar coacutemo afecta la disociacioacuten de los iones en las superficies aceitosas y su rendimiento en el desprendimiento de las escamas orgaacutenicasinorgaacutenicas
Implementar cupones en las superficies de la tuberiacutea para realizar el seguimiento a la corrosioacuten del sistema y probar sus beneficios para inhibir la corrosioacuten
89
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ANEXOS
98
ANEXO A
DATOS VARIABLES MONITOREADAS DURANTE EL PROCESO DE
INYECCION DE AGUA (PRESIOacuteN Y VOLUMEN DE AGUA INYECTADA)
Cabe resaltar que se confirma el valor de la presioacuten de la liacutenea base por medio de
los datos obtenidos en el histoacuterico teniendo en cuenta las funciones MIN
DESVESTA NORMALIZACIOacuteN en donde se obtienen
MIN=1003 Psi
DESVESTA= 43
NORMALIZACION=38841
P=1150 Psi
Etapa Fecha q (BAPD) P (Psi)
10042019 8211 1170
11042019 7543 1053
12042019 7258 1003
13042019 7592 1139
14042019 7897 1145
15042019 8145 1110
16042019 8581 1169
17042019 8425 1190
18042019 8629 1180
19042019 8255 1130
20042019 8349 1215
21042019 8675 1143
22042019 8650 1143
23042019 8561 1201
24042019 8487 1153
25042019 8388 1170
26042019 8441 1170
27042019 8968 1134
28042019 8770 1190
29042019 8439 1175
30042019 8685 1183
1052019 8355 1151
2052019 8766 1135
3052019 8751 1184
4052019 8970 1153
5052019 8565 1136
6052019 8616 1164
7052019 8243 1189
8052019 8710 1125
9052019 8991 1108
10052019 8856 1139
pre
trat
amie
nto
11052019 9002 1100
12052019 8645 1159
13052019 9125 1180
14052019 8990 1054
15052019 9295 1115
16052019 9232 1101
17052019 9294 1128
18052019 9160 1165
19052019 9117 1145
20052019 9201 1158
21052019 9518 1125
22052019 8629 1080
23052019 9063 1145
24052019 9930 1206
25052019 10838 1240
26052019 10375 1230
27052019 10392 1223
28052019 10540 1269
29052019 10580 1270
30052019 10620 1263
31052019 10571 1270
1062019 10632 1240
2062019 10163 1250
3062019 10815 1269
4062019 10461 1212
tra
tam
ien
to
5062019 9824 1270
6062019 9970 1181
7062019 8518 1208
8062019 8252 1161
9062019 8495 1163
10062019 8495 1164
11062019 8647 1115
12062019 9788 1114
13062019 8020 1181
14062019 8491 1145
15062019 8722 1145
16062019 8819 1160
17062019 8840 1130
18062019 8676 1083
20062019 7496 1143
21062019 8000 960
22062019 9022 1025
23062019 8868 1050
24062019 8911 1005
25062019 9092 1103
26062019 8900 1104
27062019 9464 1036
28062019 9410 1045
29062019 9912 1095
30062019 8960 1069
1072019 8558 1073
2072019 9704 1060
3072019 8562 1091
4072019 8966 1080
5072019 8838 1080
Des
pu
es d
el t
rata
mie
nto
99
Para la presioacuten se tiene P=NORMALIZACION [P] + Tabla5 [[Totales] [WHP [psi]]]
Donde la suma hace referencia al promedio de los datos evaluados desde el
01012019 (1146 Psi)
El mismo procedimiento se tiene para el iacutendice de inyectividad
MIN=7
DESVESTA= 0
NORMALIZACION=06889
J=7 aproximado
En donde el promedio de datos es 7 y el iacutendice de inyectividad J= NORMALIZACION
[J]+ Tabla5 [[Totales] [Columna1]]
Para el caudal se saca la relacioacuten por medio de la formula y se obtiene un valor de
8100 BAPD
Ademaacutes los incrementos realizados para la comparacioacuten de 49 y 144 se hallan
haciendo la relacioacuten por el tiempo de prueba y el incremento obtenido
respectivamente
Caacutelculos
294 90diacuteas 144 150diacuteas
x 15diacuteas x 15diacuteas
49 144
100
ANEXO B
TABLA DE SEGUIMIENTO PARA EL CAacuteLCULO DE LA ENERGIacuteA
Las conversiones que se tienen en cuenta para realizar el caacutelculo de potencia se
encuentran
1 BAPD = 00066244m3h
1 m3h = 0000277778
1 psi = 0703546663 mca
1 Kw = 134 Hp
La potencia es calcula mediante la ecuacioacuten 5 Donde el peso especiacutefico del agua
es tomado como 9810 Nm3 y el 134 representa la equivalencia de un 1Kw a Hp
Para calcular la energiacutea en el proceso se tiene el costo por Kw-h que es de $ 300
COP en la estacioacuten por la cantidad de energiacutea consumida
Etapa fecha q (m3s) P (mca) HB (kw) HP Econsumida $E q (BAPD) $Ebapd
10042019 001510915 823149595 122007879 163490557 292818909 878456726 8211 106985352
11042019 001387996 740834636 100873814 135170911 242097153 72629146 7543 962868169
12042019 001335553 705657303 924536069 123887833 221888657 66566597 7258 917147933
13042019 001397012 801339649 109821124 147160307 263570699 790712096 7592 104150698
14042019 001453136 805560929 114834818 153878656 275603564 826810691 7897 10469934
15042019 001498771 780936795 114820658 153859681 275569578 826708735 8145 101498924
16042019 001578999 822446049 127396758 170711655 305752219 917256656 8581 106893912
17042019 001550294 837220528 127327682 170619094 305586437 916759311 8425 108814162
18042019 001587832 830185062 129314861 173281914 310355667 931067002 8629 107899757
19042019 001519012 795007729 118468116 158747276 284323479 852970438 8255 103327733
20042019 001536309 854809195 128829909 172632079 309191783 927575348 8349 111100173
21042019 001596296 804153835 125927817 168743275 302226762 906680285 8675 104516459
22042019 001591696 804153835 125564913 168256983 301355791 904067374 8650 104516459
23042019 001575319 844959542 130579039 174975912 313389693 940169078 8561 109820007
24042019 001561702 811189302 124276631 166530686 298263915 894791744 8487 105430864
25042019 001543485 823149595 124637935 167014833 299131045 897393134 8388 106985352
26042019 001553238 823149595 125425466 168070125 301021119 903063357 8441 106985352
27042019 001650212 797821915 129156009 173069052 309974422 929923265 8968 103693495
28042019 001613777 837220528 132541694 17760587 318100066 954300197 8770 108814162
29042019 00155287 826667329 125931627 168748381 302235906 906707717 8439 107442555
30042019 001598137 832295702 130484982 174849876 313163957 93949187 8685 108174078
1052019 001537413 809782209 122131514 163656229 293115633 879346899 8355 105247983
2052019 001613041 798525462 126358159 169319933 303259582 909778746 8766 103784936
3052019 001610281 832999248 131587716 176327539 315810518 947431555 8751 108265519
4052019 00165058 811189302 131349285 176008042 315238284 945714851 8970 105430864
5052019 001576055 799229009 123569606 165583272 296567054 889701161 8565 103876376
6052019 00158544 818928315 127369262 170674811 305686229 917058687 8616 106436709
7052019 001516804 836516982 124472415 166793036 298733797 89620139 8243 108722721
8052019 001602737 791489995 124444767 166755988 298667441 896002324 8710 102870531
9052019 001654444 779529702 126518409 169534667 303644181 910932542 8991 101316043
10052019 001629602 801339649 128105358 17166118 307452859 922358577 8856 104150698
pret
rata
mie
nto
101
11052019 001656468 773901329 125758589 168516509 301820614 905461841 9002 100584519
12052019 001590776 815410582 127249005 170513667 305397613 916192838 8818 103900299
13052019 001679101 830185062 136747956 183242261 328195094 984585281 9125 107899757
14052019 00165426 741538182 120338963 16125421 288813511 866440534 8990 963782574
15052019 001710383 784454529 131622527 176374186 315894064 947682193 9295 101956126
16052019 001698791 774604875 129088953 172979197 309813486 929440459 9232 10067596
17052019 001710199 793600635 133142814 17841137 319542752 958628257 9294 103144852
18052019 001685542 819631862 135527479 181606822 325265951 975797852 9160 10652815
19052019 001677629 805560929 13257554 177651223 318181295 954543886 9117 10469934
20052019 001693086 814707035 135316125 181323607 3247587 9742761 9201 105888066
21052019 001751418 791489995 135989127 18222543 326373904 979121713 9518 102870531
22052019 001587832 759830396 118355975 158597006 28405434 852163019 8629 987557097
23052019 001667693 805560929 131790295 176598995 316296707 948890122 9063 10469934
24052019 00182723 848477275 152090651 203801472 365017562 109505269 9157 119586402
25052019 001994312 872397862 170677705 228708125 409626492 122887947 9709 126571168
26052019 001909115 865362395 162068711 217172073 388964907 116689472 9805 119010171
27052019 001912243 860437568 161410416 216289958 387384999 1162155 9787 118744763
28052019 001939477 892800715 169866679 227621349 407680029 122304009 9274 131878379
29052019 001946838 893504261 170645701 228665239 409549682 122864904 9504 129277046
30052019 001954198 888579435 170346741 228264633 408832179 122649654 9499 12911849
31052019 001945181 893504261 170500539 228470722 409201293 122760388 10202 120329728
1062019 001956406 872397862 1674336 224361024 40184064 120552192 9874 122090533
2062019 001870105 879433328 161338458 216193533 387212298 11616369 9571 121370483
3062019 00199008 892800715 174298684 233560237 418316842 125495053 9946 126176405
4062019 00192494 852698555 161020727 215767775 386449746 115934924 9813 118144221
trat
amie
nto
5062019 001807725 893504261 158452114 212325832 380285073 114085522 9824 116129399
6062019 001834591 830888608 149537811 200380666 358890746 107667224 9970 107991197
7062019 001567407 849884368 130680423 175111767 313633016 940899047 8518 11046009
8062019 00151846 816817675 121673892 163043016 292017342 876052025 8252 106162388
9062019 001563174 818224769 125472647 168133347 301134353 903403059 8495 106345269
10062019 001563174 818928315 125580534 168277916 301393282 904179846 8495 106436709
11062019 001591144 784454529 122446475 164078277 293871541 881614623 8647 101956126
12062019 001801101 783750982 138479381 185562371 332350515 997051544 9788 101864686
13062019 001475769 830888608 120290195 161188861 288696468 866089403 8020 107991197
14062019 001562438 805560929 123472514 165453168 296334033 889002099 8491 10469934
15062019 001604945 805560929 126831618 169954368 304395882 913187646 8722 10469934
16062019 001622794 816114129 129922179 174095719 311813228 935439685 8819 106070947
17062019 001626658 795007729 126863495 169997083 304472387 913417162 8840 103327733
18062019 00159648 761941036 119331187 159903791 28639485 85918455 8676 990300311
20062019 001379347 804153835 108813247 145809751 261151793 78345538 7496 104516459
21062019 001472089 675404796 975365034 130698915 234087608 702262824 8000 87782853
22062019 001660148 721135329 117444491 157375618 281866779 845600336 9022 937264837
23062019 001631811 738723996 11825539 158462223 283812937 85143881 8868 960124955
24062019 001639723 707064396 113736135 152406422 272966725 818900175 8911 918976743
25062019 001673029 776011969 127362303 170665485 305669526 917008578 9092 100858841
26062019 001637699 776715515 124785764 167212924 299485834 898457501 8900 100950281
27062019 001741481 728874342 124520383 166857314 29884892 896546761 9464 947323289
28062019 001731545 735206262 12488546 167346516 299725103 899175309 9410 955552932
29062019 001823918 770383596 137841939 184708199 330820655 992461964 9912 100127317
30062019 00164874 752091382 121644276 16300333 291946262 875838786 8960 977498645
1072019 001574767 754905569 116621324 156272574 279891177 83967353 8558 981156264
2072019 001785644 745759462 130635922 175052136 313526213 94057864 9704 969269002
3072019 001575503 767569409 118633116 158968375 284719478 854158433 8562 997615549
4072019 001649844 759830396 122978291 16479091 295147898 885443693 8966 987557097
5072019 00162629 759830396 121222634 162438329 290934321 872802962 8838 987557097
De
spu
es
de
l tra
tam
ien
to
102
ANEXO C
SEGUIMIENTO DOSIS DE INYECCIOacuteN DE PRODUCTO QUIacuteMICO
Para el seguimiento de la dosis de inyeccioacuten se tiene en cuenta el volumen del fluido
inyectado y la dosificacioacuten del inhibidor que se maneja en cada etapa para sacar la
cantidad de producto diacutea requerido y el volumen de inhibidor gastado por etapa
Donde se calcula la cantidad de producto utilizada teniendo como constante
la dosis que se esteacute manejando en cada una de las etapas por medio de la
ecuacioacuten 4 El 42 representa la conversioacuten a galones
119876119894119899ℎ =9002 lowast 42 lowast 40
1000000= 1512119892119886119897
119876119894119899ℎ =9232 lowast 42 lowast 80
1000000= 3102119892119886119897
119876119894119899ℎ =10375 lowast 42 lowast 120
1000000= 5229119892119886119897
etapa fecha q (BAPD) P (Psi) j dosis Productodia Producto etapa $Gal $BAPD
11052019 9002 1100 818 40 1512 1141673$ 127$
12052019 8645 1159 746 40 1452 1096397$ 127$
13052019 9125 1180 773 40 1533 1157272$ 127$
14052019 8990 1054 853 40 1510 1140151$ 127$
15052019 9295 1115 834 40 1562 1178833$ 127$
16052019 9232 1101 839 80 3102 2341685$ 254$
17052019 9294 1128 824 80 3123 2357412$ 254$
18052019 9160 1165 786 80 3078 2323423$ 254$
19052019 9117 1145 796 80 3063 2312516$ 254$
20052019 9201 1158 795 80 3092 2333822$ 254$
21052019 9518 1125 846 80 3198 2414229$ 254$
22052019 8629 1080 799 80 2899 2188735$ 254$
23052019 9063 1145 792 80 3045 2298819$ 254$
24052019 9930 1206 823 80 3336 2518732$ 254$
25052019 10838 1240 874 80 3642 2749045$ 254$
26052019 10375 1230 843495935 120 5229 3947409$ 380$
27052019 10392 1223 849713818 120 5237568 3953877$ 380$
28052019 10540 1269 830575256 120 531216 4010187$ 380$
29052019 10580 1270 833070866 120 533232 4025406$ 380$
30052019 10620 1263 840855107 120 535248 4040625$ 380$
31052019 10571 1270 832362205 120 5327784 4021982$ 380$
1062019 10632 1240 857419355 120 5358528 4045190$ 380$
2062019 10163 1250 81304 120 5122152 3866748$ 380$
3062019 10815 1269 852245863 120 545076 4114817$ 380$
4062019 10461 1212 863118812 120 5272344 3980129$ 380$
producto total 92142624 921$ 69559114$
7569576
31577952
52995096
do
sis
40
pp
md
osi
s 8
0 p
pm
do
sis
12
0 p
pm
103
Adicional en la tabla se muestra el costo del producto donde un galoacuten de
tratamiento tiene un costo $ 75459 COP y se calcula el costo por
productodiacutea
$119892119886119897 = 75459 lowast 1512 = 1141194
Tambieacuten se encuentra que el costo por el barril de agua inyectada cambia
seguacuten la dosis manejada e incrementa con la dosificacioacuten como se puede
observar en la tabla
$119861119860119875119863 =$119892119886119897
119902
104
ANEXO D
EVALUACIOacuteN DEL KPI POR MEDIO DE POWER PIVOT
Power pivot es un complemento de Excel que permite realizar anaacutelisis a datos una
de las herramientas aplicadas son los indicadores claves de rendimiento (KPI) este
elemento permite evaluar los datos de una forma raacutepida y dar una visual al estado
en el que se encuentra el proceso
Para hacer el anaacutelisis del indicador en Power pivot se hace una tabla dinaacutemica con
las variables fecha presioacuten y caudal
Se adicionan las variables BAPD y WHP como medidas calculadas como se
observa en las ventanas por medio de la funcioacuten SUMX que evaluacutean los valores
que se estaacuten tomando de la columna de una determinada tabla
Al tener estas variables como campos calculados se realiza el caacutelculo de la
inyectividad que representa el valor base del anaacutelisis que se genera
automaacuteticamente para los datos que se encuentren en la tabla
Etiquetas de fila Suma de P Suma de Q
15-abr 1110 8145
16-abr 1169 8581
17-abr 1190 8425
18-abr 1180 8629
19-abr 1130 8255
20-abr 1215 8349
21-abr 1143 8675
22-abr 1143 8650
23-abr 1201 8561
24-abr 1153 8487
25-abr 1170 8388
26-abr 1170 8441
27-abr 1134 8968
28-abr 1190 8770
105
Finalmente se elige una medida objetivo para el KPI por medio de un condicional
que permite realizar la comparacioacuten de los datos de la prueba ademaacutes del periodo
de pretratamiento y post tratamiento
Se agrega el indicador clave de rendimiento donde el campo base es la medida
inyectividad se definen los liacutemites del estado los cuales son 78 al ser el valor
promedio encontrado entre los datos analizados y 9 que es el valor establecido para
definir la prueba como exitosa
106
Al dar aceptar inmediatamente se analizan los valores de la variable inyectividad
en la tabla la cual nos muestra el estado de la inyeccioacuten seguacuten los rangos que se
establecieron esto se puede observar en la imagen por medio de los iconos como
una demostracioacuten graacutefica
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
16042019 FALSO 7340461933
17042019 FALSO 7079831933
18042019 FALSO 7312711864
19042019 FALSO 7305309735
20042019 FALSO 6871604938
21042019 FALSO 758967629
22042019 FALSO 7567804024
23042019 FALSO 7128226478
24042019 FALSO 7360797918
25042019 FALSO 7169230769
26042019 FALSO 7214529915
27042019 FALSO 7908289242
28042019 FALSO 7369747899
29042019 FALSO 718212766
30042019 FALSO 7341504649
1052019 FALSO 72589053
2052019 FALSO 7723348018
3052019 FALSO 7391047297
4052019 FALSO 7779705117
5052019 FALSO 7539612676
6052019 FALSO 7402061856
7052019 FALSO 6932716569
8052019 FALSO 7742222222
9052019 FALSO 8114620939
10052019 FALSO 777524144
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
11052019 FALSO 7800693241
12052019 FALSO 7608283003
13052019 FALSO 7733050847
14052019 FALSO 8529411765
15052019 FALSO 833632287
16052019 FALSO 838510445
17052019 FALSO 8239361702
18052019 FALSO 7862660944
19052019 FALSO 7962445415
20052019 FALSO 7945595855
21052019 FALSO 8460444444
22052019 FALSO 7989814815
23052019 FALSO 7915283843
24052019 FALSO 8233830846
25052019 FALSO 8740322581
26052019 FALSO 843495935
27052019 FALSO 8497138185
28052019 FALSO 8305752561
29052019 FALSO 8330708661
30052019 FALSO 8408551069
31052019 FALSO 8323622047
1062019 FALSO 8574193548
2062019 FALSO 81304
3062019 FALSO 8522458629
4062019 FALSO 8631188119
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
5062019 FALSO 7735433071
6062019 FALSO 8441998307
7062019 FALSO 7051324503
8062019 FALSO 7107665805
9062019 FALSO 7304385211
10062019 FALSO 7298109966
11062019 FALSO 7755156951
12062019 FALSO 8786355476
13062019 FALSO 6790855207
14062019 FALSO 7415720524
15062019 FALSO 7617467249
16062019 FALSO 7602586207
17062019 FALSO 782300885
18062019 FALSO 8011080332
19062019 FALSO 2206930693
20062019 FALSO 6558180227
21062019 FALSO 8333333333
22062019 FALSO 880195122
23062019 FALSO 8445714286
24062019 FALSO 8866666667
25062019 FALSO 8242973708
26062019 FALSO 8061594203
27062019 VERDADERO 9135135135
28062019 VERDADERO 9004784689
29062019 VERDADERO 9052054795
En el ANEXO podemos observar un semaacuteforo que permite ver el estado de la
inyectividad con los tiempos establecidos de pre durante y post tratamiento
teniendo como objetivo una inyectividad Xgt=9 donde el tiempo base de 30 diacuteas pre
tratamiento se encuentra en estado rojo el periodo de prueba se encuentra en
amarillo y los 30 diacuteas post tratamiento se encuentran en los tres estados (rojo
amarillo y verde) en rojo se encuentran los 15 diacuteas recieacuten se suspende la
dosificacioacuten del tratamiento 11 diacuteas en amarillo y 4 diacuteas en verde esto ademaacutes se
ve influenciado por la disminucioacuten de presioacuten que se presenta en cabeza de pozo
que afecta directamente la relacioacuten caudal presioacuten
107
ANEXO E
REPORTE ASSAY 2016 CEPSA COLOMBIA SA
Fuente CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de crudo CCA
108
ANEXO F
REPORTE LABORATORIO AGUA RESIDUAL NFUSTRIAL
Fuente CEPSA Colombia SA
6
AGRADECIMIENTOS
Este es el primer peldantildeo de mi proyecto de vida a Dios y a mis padres por el
acompantildeamiento durante todo este proceso agradezco al inmenso esfuerzo de
personas integras que aportaron para el desarrollo de este trabajo con carintildeo a
Daniel Fajardo su esposa Sandra Juan Enrique Loacutepez y Juan Manuel Rodriguez
de la empresa Cepsa Colombia SA
7
CONTENIDO
paacuteg
RESUMEN 17
INTRODUCCIOacuteN 19
OBJETIVOS 20
1GENERALIDADES 21
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA 21
111 Naturaleza del agua 22
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN 23
121 Propiedades de la roca 24
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua 26
2CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA 34
21 TIPO DE MUESTRA 34
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO 34
221 Anaacutelisis SARA 35
222 Anaacutelisis composicionales 35
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA 36
3SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 40
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN 40
311 Revisioacuten de antecedentes 40
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada 41
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba 43
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor 43
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 45
321 El Inhibidor 45
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten 47
323 Sistema de inyeccioacuten 50
324 Aplicacioacuten de la prueba 50
8
4PRUEBA PILOTO 52
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO 52
411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor 52
42 PROCEDIMIENTO 54
421 Aplicacioacuten 54
422 Recopilacioacuten de datos 54
423 Evaluacioacuten de resultados 55
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS 59
431 Anaacutelisis del tratamiento 59
432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema 61
433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 63
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento 67
5ANAacuteLISIS Y RESULTADOS 69
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN 69
52 PRUEBA PILOTO 72
53 AGUA - ACEITE ndash SOacuteLIDO 75
6ANAacuteLISIS FINANCIERO 82
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO 82
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO 83
7 CONCLUSIONES 86
8RECOMENDACIONES 88
BIBLIOGRAFIacuteA 97
ANEXOS 89
9
LISTA DE TABLAS
paacuteg
Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra 37 Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual
industrial 43 Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba 57
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba 58 Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento 65 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten 70
Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin 71
Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten 72 Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes
periodos 74 Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
74
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza 76 Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor 77
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media 79 Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso 79 Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten 82
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa 82 Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa 83
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento 83
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea 84 Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea 85
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten 85
10
LISTA DE ECUACIONES
paacuteg
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad 55 Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten 56 Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad 56 Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida 57
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba 58 Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida 58 Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 59
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba 82
11
LISTA DE GRAacuteFICAS
paacuteg
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos 38 Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten 41 Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba 60 Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba 61 Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes
durante y despueacutes de la prueba 62 Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten 63
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo 64
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento 65 Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3 66 Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada 67 Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 68
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql 70 Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo 73
12
LISTA DE FIGURAS
paacuteg
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera 22
Figura 2 Esquema de un pozo disposal 24 Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la
formacioacuten 27 Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos 28 Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten 31
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica 33 Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten 34
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA 35
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo 36
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida 46
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada 47 Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base 48
Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos 50 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3 52
Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten 53
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico 53
Figura 17 Formacioacuten de precipitados 70
13
LISTA DE ANEXOS
paacuteg
Anexo A Datos variables monitoreadas durante el proceso de inyeccion de agua (presioacuten y volumen de agua inyectada) 988 Anexo B Tabla de seguimiento para el caacutelculo de la energiacutea 100 Anexo C Seguimiento dosis de inyeccioacuten de producto quiacutemico 102 Anexo D Evaluacioacuten del Kpi por medio de power pivot 104 Anexo E Reporte Assay 2016 CEPSA Colombia sa 107 Anexo F Reporte laboratorio agua residual industrial 108
14
ABREVIATURAS
Γ Peso especiacutefico
ww Concentracioacuten en peso
BAPD Barriles de Agua por Diacutea
BBL Barriles
CMC Concentracioacuten criacutetica de micelas
EOR Enhanced oil recovery
Ji Iacutendice de inyectividad
KPI Indicador clave de rendimiento
KW Kilo watts
OW contenido de grasas y aceites en agua
PDP Presioacuten de descarga de la bomba
PTARI Planta de tratamiento de aguas residuales
Ppm partes por milloacuten
Psi Libra por pulgada cuadrada
Q Caudal
TSS Soacutelidos suspendidos totals
WHP Presioacuten en cabeza de pozo
15
GLOSARIO
ADSORCIOacuteN moleacuteculas de una sustancia son capturadas por la superficie de la otra sustancia1
AGUA DE DISPOSICIOacuteN es el agua producida que al pasar por un proceso de tratamiento necesita su disposicioacuten final es decir ha terminado su ciclo productivo
AMINA CUATERNARIA es una sal de amina catioacutenica en donde el nitroacutegeno tiene cuatro grupos unidos a ella cargada positivamente Son utilizadas como agentes mojantes del petroacuteleo e inhibidores de corrosioacuten2
ARENISCAS supeficie mineral que estaacute compuesta principalmente de granos de cuarzo y puede contener otros minerales3
BARRIL unidad volumeacutetrica equivale a 42 galones US4
DISOLUCIOacuteN es lo formacioacuten de una mezcla homogeacutenea donde las moleacuteculas del soluto se disuelven en el solvente5
DISPERSIOacuteN es la separacioacuten de componentes dentro de un fluido por medio de la difusioacuten es decir es la presencia de partiacuteculas o granos dentro de un fluido 6
FORMACIOacuteN RECEPTORA se encuentra constituida por rocas porosas a nivel subterraacuteneo con la capacidad de contener y circular un fluido a traveacutes de ella en este caso el agua
INHIBIDOR es un producto quiacutemico que evita o retrasa una reaccioacuten quiacutemica como la corrosioacuten7
MOJABILIDAD es la preferencia de un soacutelido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro que permite que la fase mojante se disperse sobre la fase soacutelida8
1 SCHUMBERGER Oilfield glossary adsorption [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsaadsorptionaspx 2SCHUMBERGER Oilfield glossary amina cuaternaria En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsqquaternary_amineaspx 3 SCHUMBERGER Oilfield glossary arenisca [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsssandstoneaspx 4 SCHUMBERGER Oilfield glossary barril eqivalente [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsbbarrel_equivalentaspx 5 Disoluciones quiacutemicas Soluciones [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible
en httpsuftclimagesfuturos_alumnosprofesores_orientadoresmaterial-pedagogicoGuia_5_Solucionespdf 6 SCHUMBERGER Oilfield glossary dispersioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 7 SCHUMBERGER Oilfield glossary inhibitor [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 8 SCHUMBERGER Oilfield glossary mojabilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible enhttpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermswwettabilityaspx
16
POZOS DISPOSAL son pozos clase II seguacuten el UIC se utilizan para inyectar fluido como el agua tratada la cual es separada del aceite resultante de la produccioacuten de petroacuteleo y es reinyectada en formaciones subterraacuteneas con caracteriacutesticas iguales o similares para su eliminacioacuten9
PRECIPITACIOacuteN aparicioacuten de material soacutelido en una solucioacuten liquida en donde el soluto sobrepasa la solubilidad10
SCHMOO son depoacutesitos y acumulaciones de lodos de composicioacuten variable compuesta de sustancias inorgaacutenicas recubiertas con material hidrocarbonado que se acumula en las liacuteneas y sistemas de operacioacuten de inyeccioacuten11
SOLUBILIDAD es la capacidad de un cuerpo para disolverse y mezclarse en una sustancia12
9 EPA Control de inyeccioacuten subterraacutenea [En liacutenea] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwepagovuicclass-ii-oil-and-gas-related-injection-wells 10 SCHUMBERGER Oilfield glossary precipitacioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermspprecipitationaspx 11Hellberg PE and Zuberbuehler A Polymeric corrosion inhibitors - A new class of oilfield formulation bases[En liacutenea] International Petroleum Technology Conference 2014] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwlinknovatecomconferencepolymeric-corrosion-inhibitors-a-new-class-of-oilfield-formulation-bases-1197673 12 SCHUMBERGER Oilfield glossary solubilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsssolubilityaspx
17
RESUMEN
Este trabajo se desarrolla con base en la evaluacioacuten de un inhibidor orgaacutenico que busca incrementar el flujo de agua inyectada al pozo de disposicioacuten final C3 el cual trae un bajo iacutendice de inyectividad por la posible presencia de sustancias que bloquean el paso del fluido a la formacioacuten receptora evento recurrente en pozos de disposicioacuten con alguna carga de hidrocarburos se requiere verificar el desempentildeo con la aplicacioacuten de un tratamiento que sea econoacutemico y efectivo de este modo recuperar las propiedades de la roca de la formacioacuten para extender la vida del pozo inyector
Se analiza el histoacuterico del sistema de inyeccioacuten de la estacioacuten desde el 1 de enero del 2019 las condiciones de operacioacuten del pozo y el sistema de inyeccioacuten a partir de una revisioacuten bibliograacutefica y un anaacutelisis de composicioacuten se hace una discusioacuten sobre la eleccioacuten del producto tratante y los fenoacutemenos que interactuacutean para alcanzar la separacioacuten del depoacutesito que se encuentra acumulado en el medio del sistema Se hace la prueba de pozo con el producto tratante y el respectivo seguimiento las variables involucradas en el proceso de mejora de la inyectividad
Asiacute mismo se evaluacutean las consideraciones o factores que generaron el dantildeo a la formacioacuten y la efectividad o no del producto tratante su composicioacuten y reacciones con el medio acuoso y con la roca
PALABRAS CLAVES inhibidor inyectividad pozo de disposicioacuten agua de disposicioacuten
18
ABSTRACT
This work is developed based on the evaluation of an organic inhibitor that seeks to
increase the flow of water injected to the final disposal well C3 which brings a low
injection rate due to the possible presence of substances that block the passage of
the fluid to the receptor formation recurrent event in disposal wells with some
hydrocarbon load It is necessary to verify the performance with the application of a
treatment that is economical and effective in this way to recover the properties of
the rock of the formation to extend the life of the injection well
The history of the injection system of the station from January 1 2019 the operating
conditions of the well and the injection system is analyzed Based on a bibliographic
review and a composition analysis a discussion is made about the choice of the
treatment product and the phenomena that interact to achieve the separation of the
deposit that is accumulated in the middle of the system The well test is carried out
with the treatment product and the respective monitoring of the variables involved in
the process to improve injectivity
Likewise the considerations or factors that generated the damage to the formation
and the effectiveness or not of the treatment product its composition and reactions
with the aqueous medium and with the rock are evaluated
KEY WORDS inhibitor injectivity disposal well disposal water
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INTRODUCCIOacuteN
Un pozo de disposicioacuten de agua tratada es una de las alternativas de vertimiento de las aguas de produccioacuten en la industria de los hidrocarburos el caso de estudio es el pozo inyector C3 que pertenece al sistema de inyeccioacuten de un campo maduro en la cuenca de los llanos orientales de Colombia por ello el desarrollo de estos campos comprenden el manejo de una alta relacioacuten aceite agua que de manera incremental acrecienta los problemas de disposicioacuten de agua situacioacuten que puede llegar a generar un cuello de botella para el campo si la capacidad de inyeccioacuten no es suficiente
El sistema de disposicioacuten de agua se encuentra conformado por 5 pozos los cuales tienen la capacidad de recibir la cantidad de agua producida a disponer el volumen total de 95000 BWPD13 aproximadamente distribuido en los pozos C1 C2 C3 C6 y CC en este sistema el pozo C3 tiene la menor inyectividad por ello se ha tomado con el pozo de prueba
El objetivo del estudio es aumentar la capacidad de agua dispuesta en la formacioacuten esto se pretende lograr con la limpieza y la disolucioacuten de deposiciones presentes en la zona a partir de un inhibidor orgaacutenico El tratamiento fue aplicado en una prueba piloto del pozo inyector que alimenta la formacioacuten receptora la carbonera C7-M sobre el comportamiento de esta formacioacuten se tiene conocimiento a traveacutes del desarrollo del campo experiencia que recomienda que espera con el tratamiento un incremento significativo del volumen inyectado sino se da esta condicioacuten la prueba resultaraacute no exitosa por el alto costo del producto y el manejo de la integridad del pozo y de la formacioacuten
Este proyecto estaacute enfocado a la accioacuten limpiadora del producto en la formacioacuten receptora confrontando su desempentildeo operacional en su implementacioacuten al evaluar su eficiencia tecnoloacutegica y financiera que permita su aplicabilidad en todo el sistema de pozos de la compantildeiacutea Por ello la tasa de inyeccioacuten es el indicador principal o gradiente de medida en las variables operacionales que se tienen en cuenta para la evaluacioacuten
13 CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de implementacioacuten de tecnologiacutea en pozos inyectores 2019
20
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Evaluar la inyectividad en un pozo para disposicioacuten final de agua en un campo petrolero utilizando inhibidores orgaacutenicos modificados OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
1 Caracterizar el depoacutesito proveniente del pozo de disposicioacuten final C3 de la estacioacuten
2 Seleccionar el inhibidor de la tecnologiacutea de acuerdo con el depoacutesito proveniente del sistema
3 Evaluar en prueba piloto el rendimiento del producto 4 Determinar la viabilidad financiera del proyecto
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1 GENERALIDADES
En el presente capiacutetulo se abordan conocimientos y definiciones que ayudan a entender los factores y propiedades que afectan la inyectividad en un pozo de inyeccioacuten con el fin de entender el comportamiento de estos sistemas y tener una mejor evaluacioacuten del proceso
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA
El agua se usa como insumo o como materia prima en distintos procesos productivos de las industria asociado las actividades de exploracioacuten produccioacuten transporte y refinacioacuten este recurso es retornado al sistema de forma parcial o en su totalidad estos retornos de agua hacen referencia a las peacuterdidas vertimientos y descargas de agua seguacuten la ENA se estima una demanda hiacutedrica en el paiacutes de 5813 millones de m3 y la huella hiacutedrica azul de 62 millones de m3 que corresponden al 11 de demanda de agua en este sector el flujo de retorno es la diferencia entre el volumen usado y el que no retorna que corresponde a 5752 millones de m314
El manejo del recurso hiacutedrico permite garantizar proteccioacuten y conservacioacuten al medio ambiente a partir de un uso consciente y responsable del agua en los procesos a nivel Industrial se tiene como objetivo reducir el impacto ambiental que es generado por medio de las actividades que realiza la industria con el cumplimiento de las normativas internacionales teniendo en cuenta que las labores efectuadas pueden causar un impacto al ecosistema ya sea en las aguas subterraacuteneas la atmoacutesfera suelos biodiversidad entre otros15 por eso el agua que se emplea en la produccioacuten no puede ser usada o vertida sin un previo tratamiento por lo que debe cumplir con los estaacutendares correspondiente a las licencias ambientales que determinan los liacutemites y condiciones que se deben tener para no afectar los cuerpos receptores
Algunas alternativas implementadas para el manejo de los efluentes de produccioacuten con procura de la reduccioacuten del impacto ambiental al momento de disponer las aguas al medio despueacutes de su uso son i) La reutilizacioacuten del recurso en el proceso de refinacioacuten y aprovechamiento agriacutecola ii) La reinyeccioacuten en disposicioacuten final (Disposal) o recobro y iii) El uso en vertimientos a cuerpos de agua superficial suelo o alcantarillado la Figura 1 permite visualizar coacutemo se encuentra repartida la gestioacuten de agua residual realizada en Colombia por parte Ecopetrol16 dando una perspectiva de la utilidad de cada una de estas alternativas
14 Instituto de Hidrologiacutea Meteorologiacutea y Estudios Ambientales (IDEAM) Estudio nacional del agua 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Ideam 2019 p181 [Consultado 5 Agosto de 2019] Disponible en httpwwwandicomcoUploadsENA_2018-comprimidopdf 15 CEPSA Colombia SA Informe Anual y de responsabilidad corporativa 2018 16 Ecopetrol Reporte integrado de gestioacuten sostenible 2018 [en liacutenea] Bogotaacute Ecopetrol SA 2019 p 363-364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en
22
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera
Fuente ECOPETROL Reporte integrado gestioacuten sostenible 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 2019 p 364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 111 Naturaleza del agua En la industria de los hidrocarburos se tiene grandes voluacutemenes de agua asociados a sus procesos productivos debido a que el agua es un fluido que se encuentra asociado a las acumulaciones de petroacuteleo en donde se puede encontrar un mayor volumen produccioacuten de agua en comparacioacuten con el del petroacuteleo Su composicioacuten variacutea por las caracteriacutesticas quiacutemicas y fiacutesicas que muestra el agua del yacimiento al ambiente geoloacutegico en el que se encuentren17 por lo que se dispone de anaacutelisis que permiten identificar las caracteriacutesticas del agua que pueden depender de la composicioacuten quiacutemica temperatura gravedad especiacutefica pH y presioacuten donde el agua puede presentar contenido de soacutelidos disueltos soacutelidos suspendidas materiales inertes o gases bacterias y aceite residual
Composicioacuten la quiacutemica del agua es un aspecto importante por entender con respecto a la eliminacioacuten y operaciones de inyeccioacuten debido a que la calidad del agua de inyeccioacuten permite tomar medidas para poder controlar o eliminar la corrosioacuten incrustacioacuten y ensuciamiento de las liacuteneas equipos y tanques1819
Los soacutelidos disueltos totales estaacuten constituidos generalmente por concentraciones de cloruro de sodio cationes (calcio magnesio bario estroncio y hierro ferroso) y aniones (cloruro sulfato sulfuro y bicarbonato) la
httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 17 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades del agua En fundamentos de ingenieriacutea de
yacimiento [En liacutenea]Maracaibo Venezuela Astro Data SA 2009 p148 [Consultado 10 de
Agosto de 2019] Disponible en httpsesslidesharenetgeorgehsterlingfundamentos-de-
ingenieria-de-yacimientos-magdalena 18 KEMMER Frank N y McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo III Meacutexico McGraw-Hill inc1998 p43-9 19 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p148
23
concentracioacuten de estos soacutelidos es demostrada en partes por milloacuten (ppm) de cada ion
Los soacutelidos suspendidos son soacutelidos orgaacutenicos e inorgaacutenicos que se encuentran en el agua producida estas pueden ser partiacuteculas de oacutexidos metaacutelicos hierro oxidado o manganeso tambieacuten se encuentran sedimentos arena arcilla o cuerpos bacterianos Los gases disueltos de mayor frecuencia son el sulfuro de hidroacutegeno (H2S)
dioacutexido de carbono (CO2) y el oxiacutegeno (O2)
- El agua que contienen sulfuro de hidroacutegeno es denominada como agua amarga pueden tener este comportamiento por la actividad de las bacterias reductoras de sulfato en la formacioacuten que contribuyen a la corrosioacuten en el pozo y al taponamiento de la formacioacuten durante las operaciones de inyeccioacuten
- El agua con dioacutexido de carbono aumenta la dureza y alcalinidad ademaacutes de ser un gran contribuyente en la corrosioacuten
- El oxiacutegeno disuelto es el que se encuentra en menor presencia pero es el agente maacutes corrosivo y causa la formacioacuten de agentes taponadores por oxidacioacuten de hierro ferroso y del sulfuro de hidroacutegeno por lo que es importante evitar la presencia de oxiacutegeno en las liacuteneas de abastecimiento
A nivel bacteriano estas pueden causar corrosioacuten y taponamientos en el sistema
y en el pozo de inyeccioacuten se reproducen raacutepidamente a condiciones de alto y bajo pH temperatura presioacuten y en ausencia de oxiacutegeno las bacterias que se encuentran en esta industria se clasifican en aerobias anaerobias y facultativas20
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN
El proceso de inyeccioacuten de agua como se mencionoacute anteriormente son utilizados para la eliminacioacuten de los fluidos producidos asiacute como para la recuperacioacuten del petroacuteleo Estas operaciones dependen de la cantidad de agua inyectada en su respectiva zona por debajo de la presioacuten de fractura de la formacioacuten
Pozos de eliminacioacuten de agua o pozos de disposicioacuten final o tambieacuten denominados pozos Water disposal son pozos profundos que tienen como fin confinar el agua producida por medio de bombeo a una formacioacuten geoloacutegica (Ver figura 2) esta se realiza para asegurar la eliminacioacuten de los residuos de manera que no afecte al medio ambiente principalmente es disponer grandes cantidades del liacutequido en el depoacutesito al menor costo posible El agua y el pozo deben cumplir con las regulaciones pertinentes y llevar a cabo su respectivo monitoreo para asegurar la integridad de la zona de deposicioacuten y se ldquoimpida la migracioacuten del fluido hacia otras formaciones geoloacutegicas acuiacuteferos o cuerpos de agua superficialesrdquo (ANLA) por eso
20 COLLINS A Gene and WHRIGHT Charles C Chapter 6Enhanced Oil Recovery Injection Waters En Enhanced Oil Recovew I Fundamentals and Analyses Elsevier 1985 213 p
24
los operadores deben garantizar la permanencia del fluido en la formacioacuten por medio de un aislamiento que impida la migracioacuten estos pueden ser sellos hidraacuteulicos o capas de rocas que formen un sello natural21
Fuente ECOPETROLManejo de agua en campo petrolero Petroacuteleo y el mundo [En liacutenea] Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 201438 p [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesNuestraEmpresasalaPrensaPu blicacione Este tipo de operacioacuten de inyeccioacuten por parte de la industria de los hidrocarburos indica que hay tipos de rocas que poseen una porosidad y permeabilidad relativamente grande para poder captar grandes cantidades de fluido en condiciones favorables22
Entre las facilidades de los pozos disposal en superficie se encuentra la cabeza de pozo la cual debe estar equipada para poder realizar mediciones del caudal y presioacuten de inyeccioacuten esta debe contener ademaacutes una vaacutelvula de cheque entre la cabeza del pozo y la bomba de inyeccioacuten tambieacuten se requieren facilidades para tratamiento en la superficie
121 Propiedades de la roca Las propiedades a tener en cuenta en el proceso de inyeccioacuten y en medida especial en los depoacutesitos o recepcioacuten formadora que variacutean la capacidad de inyeccioacuten son permeabilidad tensioacuten interfacial y sus mecanismos de contacto como la humectabilidad y la presioacuten capilar estas tres uacuteltimas describen el comportamiento de dos o maacutes fases presentes en el medio poroso que van a permitir entender el comportamiento y la interaccioacuten entre la superficie el tenso activo y el fluido
21 QOMARUDIN Helmy and KARDENA Edwan Petroleum Oil and Gas Industry Waste Treatment Common Practice in Indonesia En J Pet Environ Biotechnol 2015 vol 6 p1-7
Figura 2 Esquema de un pozo disposal
25
Permeabilidad (K) es la capacidad del medio poroso para dejar pasar fluidos a traveacutes de eacutel por sus poros interconectados es expresada matemaacuteticamente por la ley de Darcy y es una medida de conductividad de los fluidos23 esta es una medida que se encuentra asociada directamente con la porosidad por lo tanto a mayor porosidad mayor permeabilidad
La permeabilidad se clasifica en absoluta efectiva y relativa y se explica a continuacioacuten
- Absoluta es cuando el medio poroso se encuentra saturado totalmente por solo
un fluido o estaacute en una sola fase - Efectiva el medio poroso permite que fluyan dos fases simultaacuteneamente - Relativa es la relacioacuten entre la permeabilidad efectiva y absoluta 24
Tensioacuten interfacial (IFT) se da cuando dos fluidos inmiscibles como el agua y
el aceite al entrar en contacto no se mezclan y los separa una interfaz por la diferencia de presiones ejercida por cada fluido
La tensioacuten interfacial en los poros de la roca puede afectar las caracteriacutesticas de flujo del fluido en el medio poroso la presioacuten de las fases y la preferencia del fluido que fluye en el depoacutesito
- Cuando se tiene un desplazamiento miscible el fluido desplazado y desplazante se mezclan y la ITF entre los dos fluidos se acerca a cero en su interface
- Un desplazamiento inmiscible ocurre cuando el fluido desplazado y desplazante no se mezclan
Satter e Iqbal en su libro dicen que ldquoEl efecto de la tensioacuten interfacial se refleja en el rendimiento del yacimiento ademaacutes que afecta propiedades como humectabilidad presioacuten capilar y permeabilidad relativardquo25
Presioacuten capilar (Pc) para Satter e Iqbal la presioacuten capilar es la diferencia de presioacuten en la interface entre dos fluidos inmiscibles que se encuentran presente en un medio poroso Estaacute influenciada por la saturacioacuten de los fluidos y la tensioacuten interfacial entre las fases del fluido donde se cumple una competencia de fuerzas interfaciales entre el agua-aceite agua-soacutelido y aceite-soacutelido en el depoacutesito26
23 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p 263 24 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades de las rocas y los fluidos En Inyeccioacuten de agua y gas en yacimientos petroliacuteferos [En liacutenea] Maracaibo Venezuela Astro data SA 2001 50 p [Consultado 10 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwingunpeduarasignaturasreservorioslibro20iny20agua20y20gaspdf 25 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Reservoir rock properties En reservoir engineering Gulf Professional Publishing 2016 50 p 26 Ibid p54
26
Rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transicioacuten de gran espesor mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores capilares y zonas de transicioacuten delgadas
Humectabilidad la humectabilidad de la roca indica la tendencia de un fluido inmiscible a extenderse en presencia de otro fluido en la superficie de la roca donde el agua y el aceite tienden a extenderse y adherirse a la superficie de la roca de manera diferente La humectabilidad se puede ver influenciada por el tipo de minerales en la matriz de la roca la composicioacuten de los fluidos asiacute como el aceite y el agua presente en el poro hay que tener en cuenta que la humectabilidad de la roca puede alterarse una vez que el agua inyectada entra en contacto con la roca27 El aacutengulo de contacto (θ) es una medida de la humectabilidad a medida que disminuye aumentan las caracteriacutesticas huacutemedas del liacutequido donde la humectabilidad completa se evidencia con un aacutengulo de contacto cero y la no humectacioacuten con uno de 180deg
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua Un deterioro en la inyectividad restringe la capacidad del volumen de agua que es inyectado para acumularse en una superficie para su eliminacioacuten esta reduccioacuten en la inyectividad genera costos en reparaciones trabajos de estimulacioacuten reajustes del sistema o fracturas en el pozo28
La inyeccioacuten depende de diferentes factores como las propiedades de la roca la interaccioacuten del agua inyectada y la presioacuten la produccioacuten de arena (finos) soacutelidos suspendidos incrustaciones corrosioacuten que influyen significativamente en la inyectividad
Soacutelidos suspendidos La reduccioacuten de la inyectividad estaacute relacionada con el taponamiento de la regioacuten cercana a la cara de inyeccioacuten es decir por el arrastre de partiacuteculas a la formacioacuten este proceso puede ser de forma raacutepida y severa dependiendo de la concentracioacuten y tamantildeo de los soacutelidos que esteacuten presentes en el fluido inyectado La figura 3 muestra el acomodamiento de las partiacuteculas a traveacutes de la formacioacuten y el taponamiento que pueden generar
27 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Op cit p 52-53 28 BENNION Douglas Brant et al Injection Water Quality A Key Factor to Successful Waterflooding [En liacutenea] Journal of Canadian Petroleum Technology (JCPT) 1994 p1-10 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwhycalcomoldPDFPapersReservoir20OptimizationInjection20Water20Qualitypdf
27
Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la formacioacuten
Fuente CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS
Se tienen tres posibles casos que relacionan el tamantildeo de partiacutecula y el diaacutemetro del poro de la formacioacuten estos casos se representan en la figura 4 Y se describen a continuacioacuten
1) Filtro externo las partiacuteculas tienen un mayor tamantildeo en comparacioacuten al diaacutemetro del poro maacutes del 33 del diaacutemetro del poro lo que impide atravesar la formacioacuten y causa su acumulacioacuten dando pasos a formacioacuten de una torta externa
2) Puente de poro Las partiacuteculas tienen un tamantildeo inferior al diaacutemetro del poro aproximadamente menor del 14 del diaacutemetro por lo que pueden atravesar la entrada de la formacioacuten pero se pueden adherir al poro ocasionando una restriccioacuten en la formacioacuten esta unioacuten ocurre cuando la partiacutecula que fluye se une a dos o maacutes partiacuteculas ya depositadas en la superficie o a otros depoacutesitos de partiacuteculas
3) Invasioacuten El tamantildeo de partiacutecula es significativamente menor al diaacutemetro del poro de la formacioacuten permitiendo el paso de las partiacuteculas sin dificultad ni ocasionar dantildeos o acumulaciones en la formacioacuten 29 30 31
29 CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS 30 CARPENTER Chris Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability Journal of Petroleum Technology 2018 vol 70 p 70-71 31 BENNION Douglas Brant et al Water Quality Considerations Resulting in the Impaired Injectivity of Water Injection and Disposal Wells En Journal of Canadian Petroleum Technology 2001 vol 40 p 3-4
28
Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos
Fuente CARPENTER C Mechanisms of permeability impairment reflecting conditions when (a) particles present in the injected water are smaller than the average pore-throat diameter of the formation (b) particles are smaller than the average pore-throat diameter of the formation and (c) particles are significantly smaller than the average pore-throat diameter of the formation [Imagen]Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability [En liacutenea] Society of Petroleum Engineers 2018 p 2 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgjournal-paperSPE-0218-0070-JPT Estos casos permiten evidenciar la influencia de la presencia de los soacutelidos suspendidos en el agua de disposicioacuten se tiene una relacioacuten directa con la afectacioacuten al nuacutecleo a mayor cantidad de soacutelidos suspendidos mayor seraacute el dantildeo ocasionado en nla permeabilidad del nuacutecleo
Incrustaciones y corrosioacuten Las incrustaciones y corrosiones se pueden formar en diferentes aacutereas de un sistema de inyeccioacuten como tal en las liacuteneas de tuberiacutea bombas de inyeccioacuten instrumentos superficiales y en las propias formaciones de inyeccioacuten entre las incrustaciones que generan mayor preocupacioacuten en el campo petrolero son el carbonato de calcio el sulfato de calcio y el sulfato de bario algunas de estas incrustaciones pueden removerse a traveacutes de tratamientos quiacutemicos mientras que otras son tan fuertes que requieren el remplazo de la liacutenea en la seccioacuten afectada
Las incrustaciones se ven influenciadas por cambios en la temperatura presioacuten y pH afectando las solubilidades de las incrustaciones esto se puede evitar y controlar con inhibidores de corrosioacuten frente a agentes corrosivos existentes en el sistema como el dioacutexido de carbono (CO2) el sulfuro de hidrogeno (H2S) y el oxiacutegeno (O2) ademaacutes de soacutelidos y gases disueltos
29
Entre las incrustaciones minerales maacutes recurrentes en los campos petroleros se encuentran32
Sulfato de Bario Es una incrustacioacuten insoluble a altas temperaturas y altas caiacutedas de presioacuten el pH no afecta su comportamiento
Ba+2 + SO4minus2 rarr BaSO4
Sulfato de Calcio Esta incrustacioacuten se incrementa con la disminucioacuten de la presioacuten puesto que a menor presioacuten menor solubilidad
Ca+2 + SO4minus2 rarr CaSO4
Carbonato de calcio La precipitacioacuten de esta incrustacioacuten se da a mayor pH y caiacutedas de presioacuten en el yacimiento que permiten la liberacioacuten del dioacutexido de carbono
Ca+2 + CO32minus rarr CaCO3
2H2CO3 + Ca+2 harr CaCO3 + CO2 + H2O Por lo que la presencia de CO2 favorece a la formacioacuten de esta incrustacioacuten
El dioacutexido de carbono al disolverse en agua da la formacioacuten de aacutecido carboacutenico que se ioniza
CO2(ac) + H2O harr H2CO3
CO2(ac) + H2O harr HCO3minus + H+
HCO3minus harr CO3
2minus + H+
A medida que aumenta la concentracioacuten de dioacutexido de carbono en la solucioacuten la reaccioacuten se mueve hacia la izquierda favoreciendo la precipitacioacuten del carbonato de calcio
El agua de inyeccioacuten dependiendo del contenido de agentes bacterianos de su fuente que se relacionan con el crecimiento de bacterias aeroacutebicas y anaeroacutebicas tanto en los equipos de superficie bombas tuberiacuteas y los equipos de fondo de pozo como dentro de la misma formacioacuten estas bacterias pueden contribuir a la corrosioacuten y el taponamiento de los poros de la formacioacuten
Las bacterias en el agua de inyeccioacuten contribuyen a la corrosioacuten y al taponamiento de los poros de la formacioacuten esto se atribuye especialmente a las
32 CASTRO HERNAacuteNDEZ Henry Fernando y GAacuteMEZ MEJIacuteA Christian Joseacute Evaluacioacuten de la depositacioacuten de incrustaciones en sistemas de bombeo electro sumergible del campo Cantagallo Trabajo de grado Ingenieriacutea de petroacuteleos Bucaramanga Universidad Industrial de Santander (UIS)Faculta de ingenieras fiacutesico-quiacutemicas2009 98 p Disponible en httptangarauiseducobibliowebtesis2009129542pdf
30
bacterias anaeroacutebicas en las que se encuentran las reductoras de sulfato (SRB) que son las maacutes problemaacuteticas en el campo petrolero pero si se llega a encontrar suficiente oxiacutegeno disuelto en el fluido de inyeccioacuten las bacterias aeroacutebicas tambieacuten se pueden convertir en un problema
Dentro de los problemas ocasionados por las bacterias para la reduccioacuten de la inyeccioacuten se encuentran33
Taponamiento del sistema de poros por bacterias vivas o muertas como taponamiento de partiacuteculas soacutelidas
Taponamiento del sistema de poros por la secrecioacuten de poliacutemero de polisacaacuterido de colonias activas en crecimiento en la formacioacuten
Taponamiento de la formacioacuten por productos de corrosioacuten generados por el crecimiento bacteriano
Generacioacuten de gases toacutexicos H2S por accioacuten metaboacutelica de las bacterias reductoras de sulfato (SRB) in situ en sulfato elemental presente en aguas de inyeccioacuten (gt10ppm Sulfato)
La temperatura y la presencia de bacterias en las operaciones tienen una influencia en el taponamiento y corrosioacuten en los sistemas de inyeccioacuten por lo cual se deben tener alternativas respecto a su control como lo son el aislamiento de las liacuteneas del sistema limpieza uso de inhibidores y control adecuado de microorganismos adicionalmente se puede hacer uso de instrumentos para monitorear y controlar en el campo los agentes corrosivos y sus efecto como medidores de pH medidores de oxiacutegeno medidores de corrosioacuten sondas de hidroacutegeno cupones de prueba34
Inhibidores de corrosioacuten Vera35 en su trabajo muestra un resumen de los inhibidores de corrosioacuten utilizados en la industria petrolera que se evidencia en la figura 5 que permite hacer un acercamiento al tipo de tratamiento que se utiliza en la industria
33 BENNION Douglas Brant et al Op cit p 5-6 34 Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC) Manual de perforacioacuten de IADC Deteccioacuten y monitoreo de corrosioacuten Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC)2015 Vol 1 y 2 ed12 35 VERA VILORIA Alfredo Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
31
Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten
Fuente VERA VILORIA Alfredo Inhibidores de Corrosioacuten Clasificacioacuten [Imagen] Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
El tipo de inhibidores a resaltar es por su naturaleza quiacutemica en donde se encuentran ubicados los inhibidores orgaacutenicos que es el estudiado en el presente trabajo Los inhibidores de corrosioacuten inorgaacutenicos son sales metaacutelicas que pasiva la superficie metaacutelica producen una capa protectora son solubles en agua y sensibles al pH no funcionan con presencia de cloruros y son anoacutedicos o catoacutedicos Los Inhibidores orgaacutenicos son formadores de peliacuteculas y son los maacutes utilizados en los sistemas de yacimientos petroleros al crean una capa entre el metal y el fluido Son los maacutes utilizados en la industria por brindar proteccioacuten en presencia
32
de hidrocarburos y deben ser solubles o dispersables en el medio que los rodea se encuentran disponibles en diferentes formas36
Solubles en petroacuteleo tratar pozos productores-gas Solubles en agua Utilizan corrientes de flujo agua Solubles en petroacuteleo y dispersables en agua pozos productores-gas que
producen agua
La efectividad del inhibidor depende de la composicioacuten quiacutemica estructura molecular y la afinidad por la superficie del metal tiene presencia de grupos funcionales como N S O en la moleacutecula que da la polaridad y permite su reaccioacuten
El mecanismo de accioacuten es la adsorcioacuten que se da por el intercambio de la carga del inhibidor y la superficie factores a tener en cuenta en el sistema son la temperatura y la presioacuten
Se clasifican como inhibidores orgaacutenicos en
Inhibidores catioacutenicos Estaacute conformado por grupos Aminas o (Amidas Sales de moleacuteculas nitrogenadas con aacutecidos carboxiacutelicos (aacutecidos grasos aacutecidos nafteacutenicos) compuesto cuaternario de nitroacutegeno Heterociclos de nitroacutegeno) con compuestos aromaacuteticos alifaacuteticos estos son utilizados en campo para su proteccioacuten
Inhibidores anioacutenicos Sulfonatos fosfonatos se usan en aguas de enfriamiento
o anticongelantes
La accioacuten de estos productos bien sea como surfactantes anioacutenicos o catioacutenicos crean emulsiones asfaacutelticas de tipo OW donde se prefieren las emulsiones catioacutenicas el surfactante catioacutenico se adsorbe en la superficie de la gota por la parte hidrofoacutebica y el grupo amina queda dirigido hacia el agua las gotas tienen una carga positiva y al acercarse entre ellas se genera un repulsioacuten electroestaacutetica37 (Figura 6 Izquierda)
36 SHLUMBERGER (Slb) La corrosioacuten la lucha maacutes extensa [En liacutenea] En Oilfield Review 2016 vol 28 no2 p 36-51 [Consultado 12 de julio de 2020] Disponible en httpswwwslbcom-mediafilesoilfield-review03-corrosion-spanish 37 SALAGER Jean Louis Uso de surfactantes en la industria petrolera En Ciencia e Ingenieriacutea
1986 vol 18 no 2 p 99
33
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica
Fuente SALAGER Jean Louis Uso de los surfactantes en la industria petrolera Laboratorio de formulacioacuten interfases reologia y proceso [pdf] Meacuterida VenezuelaUniversidad de los Andes1991 p 13 Disponible en httpwwwfirpulavearchivoscuadernosS350Apdf
La emulsioacuten al inyectarse en un medio rocoso (arena) forma un sistema soacutelido-aceite-agua el soacutelido o roca estaacute conformada por siacutelice como superficie con carga negativa el surfactante catioacutenico pasa de la interface agua-aceite hacia agua-soacutelido y se adsorbe en la superficie soacutelida al desaparecer el surfactante de la interface agua-aceite ya no hay repulsioacuten electroestaacutetica y se genera coalescencia con el rompimiento de la emulsioacuten y humectando la superficie por aceite (hidroacutefoba) generando la adherencia a la roca (Figura 6 Derecha)38
38 Ibid p 99-101
34
2 CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA
La recoleccioacuten y anaacutelisis de la muestra permite realizar un acercamiento acerca del tipo de depoacutesitos que se pueden localizar a traveacutes del sistema de inyeccioacuten en la industria de los hidrocarburos Generalmente lo recogido en la muestra se compone de sustancias viscosas o aceitosas que se adhieren a las superficies e impiden el flujo del fluido a nivel de pozo son ensuciamientos de caraacutecter inorgaacutenico que estaacuten cubiertos con material hidrocarbonado39
21 TIPO DE MUESTRA
En la figura 7 Se observa la muestra del depoacutesito extraiacuteda en donde se visualizan sus caracteriacutesticas fiacutesicas el aspecto encontrado es de tipo aceitoso pegajoso con una coloracioacuten negro petroacuteleo y un olor fuerte bastante penetrante
Fuente elaboracioacuten propia La muestra analizada es tomada por personal de campo es extraiacuteda por medio de un raspado en el filtro de las bombas de inyeccioacuten hay que tener en cuenta que el depoacutesito es sacado sobre agua para impedir la oxidacioacuten del depoacutesito
Estas sustancias en la industria pueden diferir en su composicioacuten debido a la concentracioacuten de especies en el agua asiacute como el tipo de hidrocarburos que se presenten la muestra recolectada es llevada a un laboratorio quiacutemico para su procesamiento y anaacutelisis de sus componentes
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO
Para el anaacutelisis de datos se tiene en cuenta el tipo de crudo que se produce en la estacioacuten por medio de la recopilacioacuten de informacioacuten de ensayos realizados Estos
39 FINK Johannes Karl Drilling Fluids En Water-based Chemicals and technology for Drilling Completion and Workover Fluids Gulf Professional Publishing 2015 p 5-114
Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten
35
permiten hacer un acercamiento a las propiedades y composicioacuten del crudo por medio de anaacutelisis SARA y composicionales
221 Anaacutelisis SARA Es un anaacutelisis que se realiza al crudo con el propoacutesito de definir las proporciones en las que se encuentran presentes los componentes saturados aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos con base en las diferencias de solubilidad los asfaacuteltenos son retirados por medio de su precipitacioacuten al agregarse un n-alcano y los componentes remanentes (maacuteltenos) son separados por cromatografiacutea cada componente es removido de la columna mediante el lavado con diversos solventes40 Figura 8 Representacion esquematica SARA a continuacioacuten
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA
Fuente KHARRAT A et al Issues with comparing SARA metodologies En Energy amp Fuels 2007 Citado por FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Esquema de la separacion SARA[imagen]Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudos provenientes de hidro desintegracioacuten Ciudad de Meacutexico 2017 p10
222 Anaacutelisis composicionales Determinacioacuten de la composicioacuten del petroacuteleo los componentes de hidrocarburos se identifican por lo general mediante fracciones con nuacutemero de carbono (Cn) ademaacutes se puede identificar componentes no hidrocarbonados como nitroacutegeno azufre metales pesados y sales los resultados utilizados son determinados por la teacutecnica flash separacioacuten y cromatografiacutea de gases en donde se hace una separacioacuten de la muestra en fase gaseosa y liquida y
40 FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudo proveniente de hidrodesintegracioacuten Trabajo de Grado Ciudad de Meacutexico Instituto Politeacutecnico Nacional 2017 p8-17
36
posteriormente los gases son analizados por medio de una teacutecnica de anaacutelisis de gases extendida y los liacutequidos por cromatografiacutea de gases capilar de alta resolucioacuten programada por temperatura
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA
En instalaciones de agua producida por la separacioacuten del crudo se encuentra un depoacutesito denominado como ldquoschmoordquo que estaacute compuesto de materia hidrocarbonada y solidos inorgaacutenicos es un depoacutesito negro espeso y pegajoso que se adhiere a cualquier superficie con la que entra en contacto y que puede acumularse en las superficies internas de la tuberiacutea y depositarse en la parte inferior del pozo que conecta con la formacioacuten algunos ejemplos se muestran Figura 9
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo
Fuente CEPSA Colombia SA Actividades de mantenimiento de tuberiacuteas de liacutenea de flujo [Imagen] 2020
La figura 9 hace un acercamiento de como se ve la deposicioacuten de compuestos orgaacutenicos en el interior de las tuberiacuteas a nivel del sistema de inyeccioacuten de agua hay que tener presente que el depoacutesito afecta la operacioacuten de inyeccioacuten al generar barreras que impiden el paso del fluido y deriva a la reduccioacuten del diaacutemetro de la tuberiacutea por su acumulacioacuten generando incremento de peacuterdidas de friccioacuten durante el bombeo del agua y ocasiona un incremento de requerimientos de la potencia de la bomba incrementando el costo de energiacutea en el bombeo un comportamiento similar se tiene con la deposicioacuten de soacutelidos en la formacioacuten como se menciona en el capiacutetulos anterior estos depoacutesitos generan taponamiento en la formacioacuten y por ende disminuyen el flujo inyectado (BAPD)
37
De los resultados del anaacutelisis de este material depositado determinan que la suciedad estaacute constituida en su mayoriacutea por hidrocarburos aceites y grasas con trazas de cationes como hierro y bario tal como se muestra en la tabla 1 Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra
Paraacutemetro Teacutecnica Liacutemite de
cuantificacioacuten de meacutetodo
Unidad Agua de
disposicioacuten
Bario total
Digestioacuten aacutecido niacutetrico ndash espectrofotometriacutea de absorcioacuten atoacutemica con llama directa de oacutexido nitroso ndash acetileno
100 Ppm lt100
Grasas y aceites
Extraccioacuten por ultrasonido-infrarrojo
00100 299
Hidrocarburos Extraccioacuten por ultrasonido- infrarrojo
00100 276
Hierro total Digestioacuten AA-llama aire acetileno
40 Ppm 1662
Fuente CHEMILAB Chemical laboratory Reporte de resultados de prueba de laboratorio [En liacutenea] Bogotaacute [Consultado 2 de diciembre de 2020] Comunicacioacuten personal En la caracterizacioacuten de la muestra se debe tener en cuenta todos los componentes presentes sin embargo como el resultado arroja un porcentaje mayor al 40 de compuestos orgaacutenicos hacen que la identificacioacuten de otros no sea posible porque la muestra no es soluble en agua por ello no es posible realizar la identificacioacuten y anaacutelisis de sulfatos porcentaje de soacutelidos calcio magnesio y materia orgaacutenica presente entre otros De otra parte aquellos componentes con valores no significativos tampoco son tenidos en cuenta
Adicionalmente se tiene como apoyo de anaacutelisis el resultado del ensayo SARA realizado al crudo de la estacioacuten este crudo se corresponde con una mayor proporcioacuten a compuestos saturados y en menor a aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos como se evidencia en la graacutefica 1
38
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Reporte resultados de laboratorio Anaacutelisis de crudo [pdf] 2016 p 1-2
Esta composicioacuten demuestra que el crudo es de tipo parafiacutenico al contener maacutes del 50 de hidrocarburos saturados y las trazas en el fluido tratado van a estar constituidas en mayor proporcioacuten por este tipo de compuestos Esta evidencia se puede reafirmar por medio de los anaacutelisis composicionales de hidrocarburos a C36
+ (PVT) realizados a muestras en cabeza y fondos de pozo en donde tambieacuten se encontraron hidrocarburos saturados y aromaacuteticos constituidos por moleacuteculas de metano a butano en menor proporcioacuten en peso de 015 en fase gaseosa del pentano(C5) hasta heptadecano (C17) en una proporcioacuten hasta de 3 en fase liacutequida y del octadecano (C18) en adelante se muestra la fase soacutelida con un comportamiento mayormente representado por el hexatriacontano (C36
+) que alcanza proporciones del 27 en peso
En los compuestos aromaacuteticos se tienen proporciones insignificantes en comparacioacuten a la fase soacutelida con proporciones hasta del 025 con moleacuteculas de benceno tolueno etilbenceno o-xileno m-xileno y p-xileno41
Al pasar el agua por el tratamiento en la PTARI quedan remanentes de aceites en el fluido de disposicioacuten esta presencia de aceite en el agua de inyeccioacuten hace que las gotas se puedan deformar en gotas de menor tamantildeo que se comportan como partiacuteculas soacutelidas y que actuacutean como agente de adherencia hacia las partiacuteculas que se presentan en el agua tambieacuten hay que tener en cuenta que las sustancias orgaacutenicas pueden precipitarse por cambios en el sistema de inyeccioacuten de la temperatura y la presioacuten lo que provoca que se altere la humectabilidad de la formacioacuten y disminuya la permeabilidad y por ende se cause la disminucioacuten de la inyectividad
El bario (Ba2+) y el hierro son compuestos de baja solubilidad en agua el ion bario tiene la capacidad de combinarse con el ion sulfato y precipitar a sulfato de bario
41 CEPSA Colombia SA Reporte final estudios de fluido de yacimiento [pdf] 2014 p 11-19
61
23
6
10
Saturados
Aromaacuteticos
Resinas
Asfaacuteltenos
39
(BaSO4) este puede generar problemas de taponamiento en cuanto al hierro en los sistemas de agua de tratamiento y disposicioacuten se le atribuye a la restriccioacuten de flujo por la presencia de subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2O3) carbonato de hierro (FeCO3) y sulfuro de hierro (FeS) ademaacutes indica problemas de corrosioacuten en el sistema de igual manera en los procesos de inyeccioacuten reduce la permeabilidad de la formacioacuten aumenta las presiones y reduce las tasas de inyeccioacuten42
LY KT et al43 en su artiacuteculo identifica que en sistemas de inyeccioacuten de agua se encuentra una escala orgaacutenica inorgaacutenica ldquoSchmoordquo que puede estar compuesta por partiacuteculas de sulfuro de hierro recubiertas de aceite es decir el causante de la disminucioacuten del caudal estaacute dado por la acumulacioacuten del depoacutesito mixto En nuestra muestra se considera solo la presencia de carbonato de hierro u oacutexido de hierro debido a que no hay presencia de sulfuros en el agua que se inyecta asiacute mismo la parte orgaacutenica se asocia tanto a las parafinas por ser el compuesto en mayor proporcioacuten en el anaacutelisis SARA como a los asfaacuteltenos debido a que estos inducen de manera natural un dantildeo a la formacioacuten al precipitarse y bloquear la garganta de los poros en la formacioacuten no obstante se encuentren entre unos de menor proporcioacuten
42 OGDEN BeckyL Water technology understanding interpreting and utilizing water analysis data [En liacutenea]2018 p2-4 [Consultado 10 de Febrero de 2020] Disponible en httpspdfssemanticscholarorgb2ea0b595edec21d5f0e4dde809af17fde6929d2pdf_ga=27332949115605180441597859168-17888081661597859168 43 LYK T et al Novel Chemical Dispersant for Removal of OrganicInorganic Schmoo Scale in Produced Water Injection Systems NACE International 1998
40
3 SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En este capiacutetulo se abordan las estrategias que se utilizan industrialmente al momento de seleccionar un tratamiento de limpieza una de ellas es el uso de inhibidores asiacute como los mecanismos que interactuacutean en la disolucioacuten de los depoacutesitos a afectar con el inhibidor enfocados en procesos de difusioacuten y precipitacioacuten de manera que en estos los tipos de reacciones que se lleven a cabo permitan cumplir la funcioacuten de limpieza del substrato en las liacuteneas del sistema de inyeccioacuten
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN
La seleccioacuten del inhibidor es realizada a traveacutes del proveedor por lo tanto estaacute guiada por la experiencia y recomendacioacuten que tiene el personal con la praacutectica en tratamientos quiacutemicos
Se realiza una revisioacuten bibliograacutefica para tener en cuenta los aspectos a revisar al momento de seleccionar un producto tratante y se participa de estas reuniones proveedor ndash compantildeiacutea y tesista en el proceso de seleccioacuten a traveacutes de estas se observa que el proceso de planeacioacuten ademaacutes de la ejecucioacuten experimental consiste de los aspectos a continuacioacuten44454647
Identificacioacuten del problema Estado operacional del sistema Anaacutelisis de la aplicacioacuten antes de iniciar la prueba Identificacioacuten de los inhibidores candidatos sean estos sugeridos por un
proveedor48 especializado en el tema o por medio de pruebas de laboratorio existentes en el mercado
Se procede de manera sistemaacutetica al desarrollo de los aspectos antes mencionados
311 Revisioacuten de antecedentes Se tiene en cuenta la revisioacuten de los antecedentes del sistema de disposicioacuten del agua producida en el campo Este sistema se encuentra conformado por cinco pozos disposal que cuentan con un volumen de inyeccioacuten aproximado de 100000 BAPD producida se tiene el historial de inyeccioacuten
44 SCHLUMBERGER (Slb) Matrix stimulation engineering [Diapositivas] Cartagena Colombia 2006 36 Diapositivas color 45 DURNIE William GOUGH Mark DE REUS Han Development of Corrosion Inhibitors to Address under Deposit Corrosion in Oil and Gas Production Systems Houston Texas NACE International 2005 3p 46 PALMER J W HEDGES W and DAWSON J L Use of Corrosion Inhibitors in Oil and Gas Production Inhibitor selection strategies [En liacutenea] London Maney 2004 p 21-36 [Consultado 19 de Agosto de 2020] Disponible en Knovel 47 ECKERT Richard Field Guide to Internal Corrosion Mitigation and Monitoring for Pipelines NACE 2016 368 p 48 HALLIBURTON Corrosioacuten Operaciones de campo [Diapositivas]2006 25 diapositiva color
41
del pozo a trabajar (C3) e informacioacuten de inyeccioacuten de los otros pozos En el graacutefico 2 se muestra el comportamiento de inyeccioacuten de cada pozo en el sistema
Fuente elaboracioacuten propia con base en el historial de pozos de inyeccioacuten de CEPSA Colombia SA
Seguacuten la graacutefica anterior del sistema se puede apreciar que el mayor pozo inyector es el pozo CA que representa cerca del 43 del fluido total inyectado mientras que el pozo C3 solo inyecta un 73 representando la menor proporcioacuten este es el pozo inyector utilizado para la investigacioacuten en donde se observa que se presenta una baja inyectividad como se menciona en el capiacutetulo 2 esta es causada por la acumulacioacuten de soacutelidos y el taponamiento de la formacioacuten
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada
El pozo C3 cumple con una operacioacuten continua (24Hrs) la cantidad de agua inyectada y la presioacuten en cabeza de pozo en liacutenea base es aproximadamente de 8100 bbls y 1150 Psi respectivamente Se tiene una presioacuten de descarga de bomba (PDP) de 1213 Psi y las dimensiones del horizonte de inyeccioacuten se encuentran a una base de 5119 y un tope de 5117 ft49
El agua residual tratada se dispone en la formacioacuten carbonera del miembro C7-M que estaacute conformada por rocas de reservorio de caraacutecter arenoso estas arenas son excelentes almacenadoras de hidrocarburos y asiacute mismo excelentes
49 CEPSA Colombia SA Reporte de produccioacuten Sistema de inyeccioacuten de Agua [En liacutenea] 2019
44397 BAPD
15792 BAPD8100 BAPD
10776 BAPD
23098 BAPD CA
C1
C3
C2
CC
Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten
42
reservorios con un rango de porosidad entre 10-30 a nivel bibliograacutefico50 y por ende un buen receptor del agua de inyeccioacuten
Las caracteriacutesticas de la carbonera C7 son
ldquoPorosidad 23-28 permeabilidad 1-5D espesor 30-100ft acuiacutefero activo pero igual buena inyectividad se inyecta como disposal en la misma formacioacuten productora pero a mayor profundidad arenisca alto NTGgt90 agua tratada en superficie con caracteriacutesticas seguacuten regulacioacutenrdquo51
Seguacuten las propiedades mencionadas anteriormente el pozo deberiacutea contar con una buena inyeccioacuten del flujo que se dispone por tal motivo se puede estar presentado un dantildeo en la formacioacuten receptora (Taponamiento de los poros)
El agua del sistema de inyeccioacuten debe pasar por un tratamiento previo con el fin de retirar las partiacuteculas que afectan su calidad esta estaacute dada por las caracteriacutesticas fiacutesicas quiacutemicas y bioloacutegicas producto de su origen como aguas de produccioacuten y su interaccioacuten en los distintos procesos de separacioacuten y tratamiento hasta dejarlas en condiciones de norma para su vertimiento como inyeccioacuten a la formacioacuten en el capiacutetulo 6 se hace un anaacutelisis maacutes detallado del agua de disposicioacuten y de la formacioacuten
El tratamiento de agua de produccioacuten en la industria se realiza a traveacutes de la PTARI cuenta con etapas de remocioacuten de crudo grasas y aceites esta remocioacuten se lleva a cabo en primera medida por medio de hidrociclones seguidos de procesos de separacioacuten por micro flotacioacuten y filtracioacuten estos se hacen a traveacutes de equipos de micro burbujeo y un separador API respectivamente Como segunda medida se realiza una nueva remocioacuten de aceite por medio de la adsorcioacuten del sustrato de nuez y finalmente el agua es pasada por un decantador y de alliacute pasa a los tanques de inyeccioacuten (TK-2700)52-
53 El efluente de la PTARI cumple con las condiciones que se muestran en la tabla 2
50AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH) Llanos Orientales [Poster] Open round Colombia 2010 [En liacutenea] 2010 [Consultado 10 de Noviembre de 2020] Disponible en httpwwwanhgovcoInformacion-Geologica-y-GeofisicaEstudios-Integrados-y-ModelamientosPresentaciones20y20Poster20TcnicosLlanos20(pdf)-Ronda20Colombia202010pdf 51 CEPSA Colombia SA Resentildea Ingenieriacutea de yacimientos 2019 52 MESA Sandra Lilianaet al Revisioacuten del panorama actual del manejo de agua de produccioacuten en la industria petrolera colombiana [En liacutenea] En Gestioacuten y Ambiente 2018 Vol 21 no1 p87-98 [Consultado 17 de Agosto de 2020] Disponible en httpsrevistasunaleducoindexphpgestionarticleview6979267011 53LIZARAZO FIGUEROA J G y OLAYA NOGUERA E A Evaluacioacuten teacutecnico financiera del cambio del sistema de levantamiento artificial actual por bombeo hidraacuteulico empleando las condiciones operativas del campo Peguita III Trabajo de grado Ingenieriacutea de Petroacuteleos Bogotaacute Fundacioacuten Universidad de Ameacuterica 2017 168 p
43
Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual industrial
Paraacutemetros Unidad Resultado
Aceites y grasas mgL 72
Conductividad eleacutectrica 1023
DBO5 mgL 591
DQO mgL 1191
Dureza total mgL 176
pH Unidad de pH 743
Solidos totales en suspensioacuten mgL lt10
Soacutelidos totales mgL 664
Aniones
Cloruros mgL 32
Metales totales
Bario mgL 0172
Cadmio mgL lt0010
Cromo mgL lt0050
Niacutequel lt0020
Plomo mgL lt0050
Sodio mgL 214
Hidrocarburos
Hidrocarburos totales mgL 6403
Fuente CEPSA Colombia SA Reporte de resultados agua industrial residual
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba De otra parte hay que tener en cuenta en el momento de seleccionar el inhibidor las condiciones de temperatura presioacuten y pH en el sistema en vista en que estas dos condiciones pueden afectar la solubilidad del producto bien sea por su disminucioacuten o porque impidan la mezcla del producto en el fluido Asiacute mismo en el entorno de aplicacioacuten se pueden generar reacciones indeseadas como la formacioacuten de precipitados efecto totalmente adverso al objetivo del inhibidor o porque su incompatibilidad con el medio de la formacioacuten produzca hinchamiento de las arcillas y taponamiento de los canales porosos
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor El proveedor realiza la seleccioacuten del inhibidor por medio de una prueba de dilucioacuten con inhibidores de una misma tecnologiacutea en donde se compara el inhibidor A frente al inhibidor B en este uacuteltimo se puede deducir que a nivel visual presenta incompatibilidad por la presencia de precipitado en el fondo de la botella El inhibidor A se puede decir que es seleccionado por demostrar dispersioacuten al tener una botella sucia en la imagen no se evidecia presencia de precipitados o asentamientos de soacutelidos en el fondo
44
La tecnologiacutea probada es multifuncional con la capacidad de inhibir la corrosioacuten y ser usado para la limpieza del sistema Estos inhibidores estaacuten conformados por compuestos tensioactivos y se identifica por ser soluble en agua
Para hacer un acercamiento a sus componentes se tiene en cuenta una ficha de seguridad en donde describe las generalidades del producto (Inhibidor multifuncional) y se describen a continuacioacuten
Composicioacuten general del inhibidor seleccionado Seguacuten la ficha del inhibidor seleccionado se conoce las sustancias que lo componen en las encontramos el metanol (30-60ww) isopropanol (1-5ww) compuesto de azufre orgaacutenico (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (10-30ww) compuesto de amonio cuaternario (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (1-5ww)54
Al hacer la revision bibliografica se puede decir que en el paquete de compuestos del inhibidor se tiene como solvente orgaacutenico el metanol (CH3OH) al ser la sustancia que se encuentra en mayor proporcioacuten el compuesto de amonio cuaternario (-R4N+) que sigue en peso al metanol representa el inhibidor de corrosioacuten activo presente en la formulacioacuten el compuesto de azufre orgaacutenico cumple el papel de intensificador que se utiliza para optimizar el rendimiento del inhibidor y acelerar la formacioacuten de la peliacutecula inhibidora los demaacutes compuestos se desempentildean diferentes funciones como rompedores de emulsiones agentes espumantes y detergentes que deberiacutea permitir la limpieza del substrato en la superficie55
En la literatura Garst56 trata el asunto de la mejora de un pozo por medio de estimulaciones en donde tiene en cuenta que la eleccioacuten del producto tratante debe tener las siguientes caracteriacutesticas
Tener la capacidad de reducir la tensioacuten interfacial aceite-agua
Ser soluble para obtener concentraciones suficientes en la interfaz aceite-agua para permitir el movimiento del aceite
Los inhibidores pueden ser solubles o dispersables aunque se prefiere solubilidad sobre la dispersioacuten del producto para evitar la posibilidad de formacioacuten de taponamientos de la liacutenea
El producto debe tener una baja tendencia de adsorcioacuten en las superficies para evitar la peacuterdida del producto
54 NALCO Hoja de datos de seguridad producto Clean n Correg EC1509A [en liacutenea] Naperville Nalco Company 2010 11 p [Consultado 7 de octubre de 2019] Disponible en httpnebulawsimgcom70c120fb9c30b35994c1f743a188e756AccessKeyId=0C73C9180B472EC38D9Aampdisposition=0ampalloworigin=1 55 COURSERA Universidad de Manchester Corrosion inhibitor SelectionDeployment [Video] Protecting the world Introducing corrosion Science and Engineering [En liacutenea] 2019 15min [Consultado] Disponible en httpswwwcourseraorglecturecorrosioncorrosion-inhibitor-selection-deployment-igezL 56 GARST AW A low-cost method of production stimulation En Journal of Petroleum Technology Society of Petroleum Engineers 1954 vol 6 p 11
45
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En la discusioacuten de los resultados se tiene en cuenta los aspectos que concierne a
El inhibidor
Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten
El sistema de inyeccioacuten
La aplicacioacuten de la prueba
321 El Inhibidor De los resultados de la dilucioacuten para nuestro caso la realizada por el proveedor del tratamiento tal como se menciona en la seccioacuten de la seleccioacuten del inhibidor por parte del proveedor se cuenta con dos tipos de productos inhibidor A e inhibidor B este producto es descartado posiblemente por la presencia de precipitados en el asiento de la botella y el producto A se aprueba como producto tratante por la disolucioacuten del soluto en el solvente se hace el acercamiento de las reacciones a partir de la imagen reportada en el resultado del proveedor donde se abarca informacioacuten sobre reaccioacuten de precipitacioacuten y el mecanismo de difusioacuten
Se adentra en la discusioacuten de los resultados obtenidos por el proveedor en donde se tienen en cuenta el comportamiento de la disolucioacuten y el tipo de reaccioacuten que se puede presentar en cada botella las premisas se detalla a continuacioacuten
Al realizar disoluciones se espera que las moleacuteculas del soluto se disuelvan para generar una disolucioacuten liquida en este proceso se presentan dos tipos de fases
La primera es la fase dispersa que se encuentra en menor proporcioacuten y hace referencia al soluto que seriacutea en nuestro caso el depoacutesito
La segunda es la fase dispersante que es representado por el producto tratante
Seguacuten Seager et al en una disolucioacuten el solvente debe tener la capacidad de interactuar con cualquier aacuterea superficial del soluto y las moleacuteculas del solvente sean atraiacutedas hacia el depoacutesito permitiendo que se asocien para luego fijarlas en la solucioacuten y asiacute alcanzar la disminucioacuten del tamantildeo y dispersioacuten de la partiacutecula57 este comportamiento puede estar asociado en lo ocurrido con el inhibidor A
Por lo cual el mecanismos que impera en este tipo de reaccioacuten (Botella inhibidor A) es la difusioacuten como se observa en la figura 10 este fenoacutemeno es explicado por Wang et al58 y se da cuando el producto tratante alcanza la suciedad sobre la superficie soacutelida que da paso a la formacioacuten de pequentildeos grupos de aceite-tensoactivo que aumentan la solubilidad del depoacutesito (soacutelido) permitiendo el
57 SEAGER R J ACEVEDO A J SPILL F et al Solid dissolution in a fluid solvent is characterized by the interplay of surface area-dependent diffusion and physical fragmentation [En liacutenea] En Sci Rep 8 2018[Consultado 15 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwnaturecomarticless41598-018-25821-x 58 WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Molecular mechanisms for surfactant-aided oil removal from a solid surface Applied Surface Science 2015 Vol359 p98-105
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desprendimiento al generar la ruptura de los grupos (aceite-tensioactivo) y facilitar la difusioacuten en la solucioacuten que se da por la naturaleza hidrofilica de la cabeza del producto y esta generacion de grupos en solucioacuten puede ser la causa de la turbidez o suciedad que se presenta en la botella A En la figura 10 tambien se observa la afinidad que tiene las partes del producto (cabezacola) hay que tener en cuenta que los inhibidores al estar conformados por compuestos tensioactivos siguen este comportamiento para la funcioacuten de limpieza donde la cabeza como se evidencia tiene la afinidad con las moleculas de agua y permite que se entre en solucioacuten mientras que la cola se asocia a sustancias apolares lo que permite el contacto e interaccioacuten con las superficies que se presentan en el sistema
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida
Fuente WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Mecanismos moleculares para la eliminacioacuten de aceite con ayuda de surfactante de una superficie soacutelida Applied Surface Science 2015 vol359 p 100
En el caso del producto B (botella) puede estar ocurriendo una reaccioacuten de precipitacioacuten que se presenta en la solucioacuten con la generacioacuten del producto insoluble (soacutelido en la botella) Renard et al59 aborda esta situacioacuten a traveacutes de la precipitacioacuten acoplada donde un mineral de carbonato AB (depoacutesito) que se va a disolverse en una solucioacuten acuosa (Producto) puede generar una reaccioacuten entre los iones del depoacutesito con las especies presentes en la solucioacuten y dar la precipitacioacuten de un nuevo compuesto este fenoacutemeno se observa en la figura 11
Cabe resaltar que el descarte de este producto se da porque a nivel visual se ven precipitados en la botella como se menciono se pueden dar por reacciones de precipitacion o porque no hay una buena afinidad entre las sustancias que interactuan que hacen que el proceso de difusioacuten sea mas lento y no tenga el rendimiento esperado en cualquiera de los casos al llegar a presentarse esto durante la aplicaion ya sea en la formacioacuten o en la liacutenea de inyeccion va a provocar que se genere un mayor taponamiento en el sistema por la posible acumulacioacuten y
59 RENARD Franccedilois ROYNE Anja PUTNIS V Christine Timescales of interface-coupled dissolution precipitation reactions on carbonates Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p1-40
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segundo va a generar un mayor gasto de producto y por lo tanto un impacto en costos de tratamiento
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada
Fuente RENARD F ROYNE A Putnis V C Escala de tiempo de las reacciones de precipitacioacuten de disolucioacuten acopladas por interfaz de carbonatos Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p 35
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten En las condiciones del sistema se menciona que la formacioacuten es de caraacutecter arenoso seguacuten la resolucioacuten 13142014 de la ANLA60 este tipo de reservorios se encuentra humectado por agua
En la superficie de la roca hidratada estaacute presente el grupo silanol (-Si-OH) que se ioniza dando grupos de carga positiva o negativa dependiendo del pH de la solucioacuten que lo rodee siguiendo el comportamiento de las reacciones que se muestran a continuacioacuten61
SiOH + H+ harr SiOH2+
SiOH + OHminus harr SiOminus + H2O
La superficie mineral es sensible a los cambios de pH porque afectan indirectamente su humectabilidad las superficies arenosas tienden a tener una carga negativa pero puede variar por el pH del medio
En la superficie mineral la precipitacioacuten de material hidrocarbonado cambia la humectabilidad de la misma de superficie mojada por agua en aceite por la acumulacioacuten de este tipo de sustancias y se encuentran influenciadas por el aacutengulo
60 COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) Resolucioacuten 1314
(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras determinaciones Bogotaacute DC 2014p 14 [Consultado 3 de octubre de 2019]Disponible en httpportalanlagovcositesdefaultfiles14400_res_1314_311014pdf 61 PHILIPOSSIAN A and MUSTAPHA L Tribological Attributes of Post-CMP Brush Scrubbing [En liacutenea] EnJournal of the electrochemical society2004p3[Consultado 2 de Julio de 2020]Disponible en httpwwwcmpconsultingorgcariboost_filesphiliposian_2Btribological_2Battributes_2Bof_2Bpost-cmp_2Bbrushpdf
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de contacto como se menciono en el capitulo 1 en la figura 12 se observa la interaccioacuten aacutecido-base de una solucioacuten salina la superficie mineral y una moleacutecula de hidrocarburo y se evidencia su interaccioacuten por intercambio ioacutenico un mecanismo por el agua se puede ver influenciado la deposicioacuten del aceite
Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base
Fuente WANG Yefei XU Huaimin YU Weizhao BAI Baojun SONG Xinwang and ZHANG Jichao Surfactant induced reservoir wettability alteration Recent theoretical and experimental advances inenhanced oil recovery China University of Petroleum and Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2011 p465
Cuando se presenta la diminucioacuten de la inyeccioacuten por el taponamiento de la superficie de la arena se obligan a implementar trabajos de estimulacioacuten mecaacutenica o quiacutemica que aumenten la capacidad de flujo mediante la remocioacuten de las restricciones que se presenten en dicha formacioacuten
En trabajos de acidificacioacuten por Halliburton se dice que para limpiar los poros de las areniscas la seleccioacuten del fluido del tratamiento se basa en la permeabilidad y mineralogiacutea de la roca teniendo en cuenta las reacciones quiacutemicas involucradas entre el aacutecido con los minerales
La interaccioacuten entre la arenisca y el tratamiento aacutecido se pueden encontrar las siguientes reacciones
4HF + SiO2 rarr SiF4 + 2H2O
3SiF4 + 2H2O rarr 2H2SiF6 + SiO2
En estas reacciones el dioacutexido de silicio es el principal constituyente del cuarzo el tetrafluoruro de silicio en presencia de agua forma aacutecido fluorosilicico que reacciona con sales del agua de la formacioacuten para formar fluorosilicatos y las
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arcillas que son solubilizadas por el HF se precipitan parcialmente al gastarse el aacutecido en la formacioacuten para un incremento de permeabilidad62
Hay que tener en cuenta que no siempre la limpieza por medios aacutecidos es efectiva debido a que los componentes que taponan el paso no son solubles en aacutecidos e incrementan el taponamiento de la formacioacuten por lo que una opcioacuten de tratamiento en areniscas es un fluido con tratamientos alcalinos o pocos aacutecidos
Una alternativa a los trabajos de acidificacioacuten e intervenciones de pozo es la inyeccioacuten quiacutemica como tratamiento de limpieza que baacutesicamente es el uso de limpiadores mejorados que se presentan en forma de productos solubles en agua63 que generan la modificacioacuten de la superficie por medio de la interaccioacuten de las fuerzas que son las responsables del humedecimiento y la adhesioacuten de las sustancias por eso hay que tener en cuenta que las partiacuteculas de aceite no se desplazan con el agua sino con la fase de humectacioacuten y por lo tanto con el cambio del angulo de contancto es decir se reduzca (lt90deg) por la interaccion entre las fuertas interfaciales y por medio de la fuerza del fluido y su movimiento sea maacutes faacutecil retirar el producto del sistema hacia la formacioacuten
Se observa que la superficie mineral es importante para el comportamiento del producto debido a que pueden generar peacuterdidas por la tendencias de adsorcioacuten sobre esta como lo menciona Garst anteriormente y se confirma por medio de los estudios realizados por Amirianshoja et al64en donde la adsorcioacuten disminuye la eficiencia del producto inyectado y se ve influenciado ademaacutes por el tipo de tensoactivo que se maneje (anioacutenicos no ioacutenico) en este estudio se incrementa la adsorcioacuten para los tensioactivos no ioacutenicos sobre los anioacutenicos en la arcilla probada
Por lo tanto la superficie mineral es un factor importante a la hora de seleccionar un producto tratante en donde se deben realizar las pruebas necesarias a nivel laboratorio para ver los efectos compatibilidad y el rendimiento que se puede alcanzar con el producto seleccionado y su composicioacuten
En este caso el paquete inhibidor tiene presente amonio cuaternario que puede ocasionar la interaccioacuten con la formacioacuten de igualmente los compuestos utilizados no siempre van a ser solubles en agua que producen la adicioacuten de alcoholes bien sea isopropanol o metanol (Solvente orgaacutenico) u otro alcohol porque son miscibles con agua y tienen compatibilidad con formaciones sensibles a esta de otra forma pueden reducir la tensioacuten superficial y permitir la remocioacuten de barreras al actuar como tensioactivos
62 HALLIBURTON Estimulacioacuten de pozos Operaciones de campo [Diapositivas]2006 35
diapositivas color 63 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 p 1-2 64 AMIRIANSHOJA T et al A comparative study of surfactant adsorption by clay minerals En Journal of Petroleum Science and Engineering 2013 vol 101 p 21-27
50
323 Sistema de inyeccioacuten El sistema de tratamiento contenido por tanques bombas y accesorios metaacutelicos asiacute mismo las largas tuberiacuteas de conduccioacuten desde el sistema de tratamiento hasta el pozo inyector contribuyen a generar grandes depoacutesitos de acumulacioacuten de ldquoschmoordquo que ocasionan taponamiento del sistema y por ende de los poros de la formacioacuten Este efecto de prevencioacuten y mitigacioacuten en el mantenimiento se hace maacutes efectivo como un proceso de limpieza de todo el sistema al aumento de la variables pero no se tiene certeza de la reaccion con los minerales que se encuentran en esta como se menciona en el intem anterior son de gran influencia para la eficiencia del producto y por lo tanto para el grado de limpieza del sistema
324 Aplicacioacuten de la prueba Autores como Horsup et al Hilfiger et al y Peacuterez D et al han trabajado el uso de inhibidores como una herramienta para la limpieza de liacuteneas y sistemas de inyeccioacuten donde se presentan peacuterdidas de inyeccioacuten presentando una buena respuesta a la solucioacuten del problema En la figura 13 Se observa coacutemo se da la interaccioacuten para obtener el efecto de limpieza del depoacutesito y la inhibicioacuten a la corrosioacuten claramente se observa que la segunda funcioacuten no se va a dar si el sistema se encuentra con suciedad Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos
Fuente HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Principles of cleaning hydrocarbon deposits using surfactants [imagen] Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor Brasil Society of petroleum Engineers 2011 p2 En el caso de Hilfiger et al65 utiliza una combinacioacuten de un limpiador soluble en agua y dispersable en aceite con un inhibidor de corrosioacuten para tratar depoacutesitos de parafinas e hidrocarburos los autores expresan que el ablandamiento de la moleacutecula depositada se da permitiendo que los depoacutesitos se descompongan y se mantengan dispersos en la solucioacuten En la prueba de campo 1 de los autores66 se obtiene la disminucioacuten de la presioacuten y el aumento de los voluacutemenes de agua estas dos variables objetivo permiten evaluar la bondad del producto tratante es asiacute como se pasa de un caudal de inyeccioacuten de 9m3d (5668 bblsd) a 13m3d (8177 bblsd) de la misma manera la presioacuten cae en 18 en un lapso de 4 meses
65 HILFIGER MG STEWART SA ANSARI A Op cit p2 66 Ibid p 7
51
Al igual que Hilfiger et al Peacuterez D et al67 aplica como producto tratante una combinacioacuten de inhibidor de corrosioacuten Agente de limpieza en una prueba de campo por 3 meses donde el pozo tratado pasa de tener una inyeccioacuten de 70 m3d (440bblsd) a 206 m3d (129574bblsd) con una reduccioacuten de presioacuten del 10
Al tenerse en cuenta los resultados obtenidos por los autores mencionados se observa un comportamiento en comuacuten la reduccioacuten de la presioacuten y el aumento del caudal en los periodos analizados que permite mejorar la operacioacuten de la actividad en campo por lo tanto se esperaba un comportamiento similar con la aplicacioacuten del producto en el pozo a tratado (C3)
Al igual que los autores anteriores Horsup et al68 tienen una misma finalidad de estudio pero utiliza una forma diferente de anaacutelisis empleando experimentacioacuten en laboratorio al probar diferentes alternativas de tratamientos (producto paquetes inhibidores) en sus ensayos y mirar el impacto de cada estructura en la tensioacuten interfacial y como esta influye en la remocioacuten del depoacutesito los resultados obtenidos en el estudio se muestran a continuacioacuten resaltando los productos con grupos nitrogenados
En el caso del producto de corrosioacuten activo la amina cuaternaria no era el mejor para las condiciones de estudio se necesitaba una alta CMC (200 a 500ppm) y su tensioacuten superficial miacutenima era18 mNm mientras que el activo AMF (amina grasa modificada) presentaba los valores maacutes bajos de CMC (50-100ppm) como de tensioacuten superficial (15 mNm)
Para los inhibidores de corrosioacuten estudiados se tiene en cuenta producto A (multifuncional) C (inhibidor corrosioacuten dispersante) y D (inhibidor corrosioacuten dispersante) donde A es el mejor producto de eliminacioacuten porque representa la menor tensioacuten (15) y una CMC significativa (100-200ppm) se hacen pruebas a concentraciones menores y se consigue una buena remocioacuten de la sustancia
Por lo tanto la aplicacioacuten objetivo del producto es alcanzar la miacutenima tensioacuten interfacial a concentraciones significativas coherente con los objetivos econoacutemicos para hacer que este sea un producto viable y efectivo en la eliminacioacuten del depoacutesito porque a menor concentracioacuten es posible un menor costo de aplicacioacuten y a menor tensioacuten superficial miacutenima obtenida mayor inyectividad se podraacute alcanzar confirmando que el producto A del autor es el mejor paquete entre los inhibidores de corrosioacuten activos y los inhibidores de corrosioacuten estudiados
67 PEacuteREZ D RIacuteOS J Tecnologiacuteas quiacutemicas para recuperacioacuten o mantenimiento de la inyectividad y de la integridad en sistemas de inyeccioacuten Como estrategia complementaria a EOR En Petrotecnia 2013 p 2 68 HORSUP DI DUNSTAN TS Y CLINT JS Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled Systems CORROSION 2009 vol 65 nro 8 pp 527-544
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4 PRUEBA PILOTO
La informacioacuten de anaacutelisis se obtiene de la prueba realizada por la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten llevado a cabo por la compantildeiacutea CEPSA COLOMBIA SA
Se toma como punto de control de la prueba el pozo C3 inyector se realiza un seguimiento diario del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten final de agua se verifica la toma de datos de las variables para medir el comportamiento de la inyectividad del pozo
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO
El sistema de inyeccioacuten del pozo se deriva del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten total compuesto por un tanque de almacenamiento de agua de inyeccioacuten (TK-2700) que alimenta a las bombas booster estas se encargan de aumentar la presioacuten para pasar el agua a seis bombas principales de inyeccioacuten en cabeza de pozo a traveacutes de manifold de derivacioacuten el cual unifica la produccioacuten total de agua y la divide a cada uno de los pozos inyectores Por lo tanto el sistema total estaacute compuesto por 5 pozos inyectores del campo El diagrama del sistema de inyeccioacuten del pozo C3 Se observa en la figura 14 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Esquema sistema de inyeccioacuten 411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor La aplicacioacuten del producto se da por medio de las facilidades que se encuentran ubicadas en la superficie de la liacutenea permitiendo la aplicacioacuten del tratamiento a nivel
53
superficial en la cabeza del pozo inyector C3 a traveacutes de un Quill de inyeccioacuten en la figura 15 se muestra un esquema de inyeccioacuten quiacutemica sobre la tuberiacutea69 Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten
Fuente HAYWARD Industries simple installation [imagen] FLOW CONTROL IV SERIES Injection Valves IQ SERIES Injection Quills Hayward Industries Inc 2016 p 2 [Consultado 11 de Agosto de 2020] Disponible en httpswwwhaywardflowcontrolcomassetsdocumentsflowcontrolpdfNPPIVQ0516pdf En la siguiente figura 16 se muestra el skid de inyeccioacuten para hacer la dosificacioacuten del tratamiento quiacutemico que cuenta con bombas dosificadoras vaacutelvulas el tanque de almacenamiento del producto quiacutemico y el medidor de nivel
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico
Fuente CEPSA Colombia SA Skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico
69 PALMER JW HEDGES W DAWSON JL Opcit p 51-69
Quill
Tubo
Bomba dosificadora
Tanque almacenamiento
quiacutemico
54
El sistema dosificador se compone de los siguientes elementos o equipos como se menciona anteriormente
Bomba de inyeccioacuten Bomba dosificadora de 50galdiacutea Los inhibidores orgaacutenicos al ser distribuidos de forma liacutequida son inyectados a traveacutes de bombas
Vidrio de nivel Permite controlar la cantidad de inhibidor que se dosifica
Quill de inyeccioacuten Este accesorio se fabrica comuacutenmente con acero inoxidable es un elemento que se encuentra fijo y es utilizado para dispersar y mezclar el inhibidor con la corriente del fluido producido en este caso el agua que es inyectada al pozo
42 PROCEDIMIENTO
421 Aplicacioacuten La prueba piloto en el pozo C3 tiene una duracioacuten de 25 diacuteas consta de tres etapas una primera con una duracioacuten de 5 otra de 10 y finalmente 10 diacuteas maacutes de aplicacioacuten del producto tratante con una dosificacioacuten variable de 40 80 y 120 ppm respectivamente a cada etapa
Los tiempos implementados en la prueba se detallan a continuacioacuten 70
Etapa de Inicio a la inyeccioacuten del inhibidor de manera continua en cabeza del pozo inyector a partir del diacutea 11 de mayo del 2019 con una dosis de 40 ppm un caudal de 9002 BAPD y a una presioacuten en cabeza de 1100 PSI
Etapa 2 a partir del 16 de mayo con el incremento de dosificacioacuten requerido
Etapa 3 o uacuteltima etapa inicia el 26 de mayo y se extiende hasta el 4 de junio que termina la prueba con producto tratante y se hace un seguimiento a las variables de inyectividad por 30 diacuteas adicionales
La dosificacioacuten se inicia a baja concentracioacuten como tratamiento de limpieza y se incrementa para estimular y provocar la inhibicioacuten de corrosioacuten hay que tener en cuenta que el segundo efecto se consigue solo al retirar primero las impurezas
Hay que tener en cuenta que se prueba la capacidad de limpieza del producto a traveacutes de la prueba en campo por eso las variables monitoreadas en el desarrollo de la prueba y a tener en cuenta son
La presioacuten en cabeza de pozo
caudal de agua inyectada
Como se evidencia en el capitulo anterior en la seccion de aplicacioacuten estas variables permiten ver el comportamiento del producto y visualizar la eficiencia obtenida
422 Recopilacioacuten de datos Al finalizar el tiempo de prueba se recopila la informacioacuten de las variables monitoreadas durante la operacioacuten para el
70 CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo [En Liacutenea] 2019
55
procesamiento de los datos y anaacutelisis de los resultados Tambieacuten se compila la informacioacuten de operacioacuten del pozo durante los 30 diacuteas previos y posteriores a la aplicacioacuten del tratamiento como periodos testigo de la prueba que permiten hacer la comparacioacuten de la operacioacuten tras la aplicacioacuten del tratamiento y el comportamiento que se tiene a nivel de la inyeccioacuten 201
423 Evaluacioacuten de resultados Los datos recopilados se suministran en una base en Excel que permite hacer los caacutelculos correspondientes
Iacutendice de inyectividad Como criterio de evaluacioacuten de la prueba un indicador clave de rendimiento de pozo que estaacute representado por el iacutendice de inyectividad (Jiny) este mide la capacidad de un pozo (formacioacuten) para aceptar un fluido relacionando la tasa de inyeccioacuten de agua (Qiny) con la diferencia de presiones (∆P) representada por la presioacuten en cabeza de pozo (PCabeza de pozo) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten 7172
FuenteABBASI J et al A simulation investigation of performance of polymer injection in hydraulically fractured heterogeneous reservoirs En J Petrol Explor Prod Techno2016p 4
Adicionalmente es calculado en los periodos testigos denominados como Previo y posterior a la aplicacioacuten del tratamiento que permite contar con una evidencia visual de los cambios generados con la operacioacuten a nivel de flujo presioacuten y de la inyectividad y determinar el eacutexito de la prueba por el desempentildeo obtenido en la inyectividad
Para tener una mejora en la inyectividad se deberiacutea contar
Con un caudal mayor a las condiciones de bombeo existentes (Presioacuten estable)
Caudal estable con menor requerimiento de potencia (Menor presioacuten)
Estas situaciones indicariacutean la accioacuten del producto sobre los depoacutesitos y su eficiencia en el sistema
Tambieacuten se cuenta con una liacutenea base con el fin de establecer datos de referencia que se encuentran representados por
71 LYONS CW PLISGA GJ and LORENZ MD Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas EngineeringReservoir Engineering Third edition Gulf Professional Publishing p 226-227 72 VAN WINGEN N Injectivity Indices-Their Prediction and Determination American Petroleum Institute1949
119869119894119899119910 =119876119868119899119910
∆P=
119876119868119899119910
119875119862119886119887119890119911119886 119889119890 119901119900119911119900
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad
56
Un caudal de agua inyectada base (119876119868119899119910119887 ) de 8100BAPD 73
Una presioacuten de cabeza de pozo de 1150 Psi
Iacutendice de inyectividad base (119869119868119899119910119887 ) de 7 BAPDPsi
Los valores son determinados por la media y normalizacioacuten de los datos obtenidos en la operacioacuten del diacutea 1 de enero del 2019 hasta el 10 de mayo del 2019
Incremento de variables monitoreadas Durante el anaacutelisis se realiza el calculoacute del incremento de los resultados de las variables monitoreadas y la inyectividad que permite cuantificar el aumento tras la aplicacioacuten del tratamiento en comparacioacuten con la liacutenea base como se muestra en la ecuacioacuten 2 y 3
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
De la misma forma se utiliza este tipo de caacutelculo para identificar el incremento o decremento de presioacuten obtenido ademaacutes ver su comportamiento en la operacioacuten y reconocer si los valores tienen un mejor desempentildeo en la operacioacuten o se comportan de acuerdo a los valores iniciales
Consumo de producto aplicado El volumen del producto aplicado es
calculado por medio de los datos recopilados se realiza la estimacioacuten de la dosificacioacuten diaria de inhibidor relacionando el volumen de agua depositado con la concentracioacuten del inhibidor en ppm siendo calculada por medio de la siguiente ecuacioacuten 74
73 CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento2019 74 AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
119876119894119899119910 = |119876119894119899119910 minus 119876119894119899119910119887
119876119894119899119910119887| lowast 100
119869119894119899119910 = |119869119894119899119910 minus 119869119894119899119910119887
119869119894119899119910119887| lowast 100
Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten
Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad
57
Fuente AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control
Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
Donde V representa los barriles de agua por diacutea que se disponen Qinh la dosificacioacuten de inhibidor requerida para tratar el agua a disponer diacutea en BAPD ppm son las partes por milloacuten recomendadas por el proveedor (40 80 y 120) ppm En el anexo se encuentra una muestra de caacutelculo de la cantidad de inhibidor diaria utilizada Este caacutelculo permite identificar de igual forma el consumo obtenido por etapa y en la totalidad de la prueba como se menciona anteriormente En la Tabla 3 Se observa la cantidad de producto quiacutemico requerido en cada una de las etapas calculado a traveacutes de la sumatoria de las dosificaciones diarias y su etapa correspondiente dando un consumo total de producto de 921 gal encontraacutendose dentro de las opciones contempladas por el proveedor que estipulaban un consumo alrededor de 752 875 y 1163 gal Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba
ETAPA PERIODO DIacuteAS DOSIS (PPM)
PRODUCTO (GAL)
1 11 a 15 de Mayo 5 40 76
2 16 a 25 de Mayo 10 80 316
3 26 de mayo a 04 de Junio 10 120 530
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Resultados del tratatamiento Potencia de la bomba En el sistema de inyeccioacuten la potencia de la bomba
es influenciada por las restricciones en el bombeo del fluido depositado por lo que se tiene en cuenta la potencia de la bomba requerida para inyectar el agua a disponer donde se relaciona el peso especiacutefico del fluido (Nm3) la tasa de inyeccioacuten (m3s) y la presioacuten en cabeza de pozo (mca) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten
119876119894119899ℎ =119881
1 000 000lowast 119901119901119898
Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida
58
Fuente BARREDA TRUJILLO Aacutengel Urbano Meacutetodo praacutectico de obtencioacuten de potencia y eficiencias de unidades de bombeo en operacion [En liacutenea]EnRIHA 2012 vol 33 no 3 P 86-97[Consultado 3 de septiembre de 2020]Disponible en httpscielosldcuscielophpscript=sci_arttextamppid=S1680-03382012000300007
En la ecuacioacuten para mantener las unidades mencionadas se manejan las conversiones que se evidencian en la siguiente tabla
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba
Conversioacuten Referencia
1 BAPD equivale a 00066244 m3h
Advanced corverterConversion barril por diacutea a metro cuacutebico por hora[En liacutenea] [Consultado] Disponible httpswwwadvancedconvertercomesconversion-de-unidadesconvertir-flujobarriles-por-dia-a-metros-cubicos-por-hora
1m3h equivale a 0000277778 m3s
Elaboracioacuten propia Se hace la conversioacuten a partir de la equivalencia 1h son 3600 s
1Psi equivale a 0703546663 mca
Convertidor de unidadesConversioacuten libra por pulgada cuadrada a metros de columna de agua [En liacutenea] [Consultado] Disponible en httpwwwconversordeunidadesorgpresion-pa-atm-bar-mpa-mh20-mmhg-psiphp
Fuente elaboracioacuten propia Las unidades de la potencia seguacuten la ecuacioacuten 5 quedan expresadas en teacuterminos de caballos de fuerza (Hp) aunque tambieacuten son expresadas en kilovatio (KW) para determinar el consumo energeacutetico Energiacutea consumida El caacutelculo de la potencia como se menciona en el punto
anterior es la base para el consumo energeacutetico del proceso mediante la relacioacuten potencia-tiempo como se evidencia en la ecuacioacuten 6
Fuente elaboracioacuten propia
119861119867119875 =(120574 lowast 119876 lowast 119875)
1000lowast 134
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba
119864119899119890119903119892iacute119886 = 119875119900119905119890119899119888119894119886(119870119882) lowast 119879119894119890119898119901119900(ℎ)
Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida
59
Como se ha mencionado anteriormente el proceso de inyeccioacuten cumple con una operacioacuten continua por lo tanto el tiempo a tener en cuenta en la relacioacuten es de 24h
Costo de energiacutea por barril de agua inyectado Se tiene la relacioacuten entre el costo de energiacutea consumida y barril de agua inyectado al diacutea como se muestra a continuacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para el costo de energiacutea consumida se multiplica el precio de KW-h por la cantidad de KW-h utilizados (Energiacutea consumida) se tiene en cuenta el costo KW-h que se maneja en la estacioacuten que se encuentra alrededor de COP 300 KW-h
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS
En el ANEXO A se observan los resultados de las variables monitoreadas es decir caudal de inyeccioacuten (BAPD) y presioacuten en cabeza de pozo (Psi) durante el proceso de inyeccioacuten y los datos de operacioacuten previos y posteriores al tratamiento 431 Anaacutelisis del tratamiento El tratamiento aplicado en los periodos o etapas 1 2 y 3 determina un aumento del flujo inyectado de 1125 1602 y 298 respectivamente el mejor desempentildeo se obtiene con la dosis de 120 ppm donde se maximiza la accioacuten de limpieza en el sistema y alcanzar una estabilidad en el flujo con los valores maacuteximos obtenidos de la prueba que oscilan entre los 10300 ndash 10800 BAPD El detalle del desempentildeo del tratamiento se muestra en la graacutefica 3 asiacute como en la primera etapa se lograron valores entre 8818 a 9295 BAPD durante la segunda dosis se presenta mayores variaciones de los datos que pueden estar influenciadas por efectos de dispersioacuten de las partiacuteculas o depoacutesitos en los poros de la formacioacuten donde el fluido tiene una preferencia de inyeccioacuten hacia los poros de mayor tamantildeo y de menor obstruccioacuten con valores 9063 a 9930 BAPD Entonces el efecto de limpieza y de dispersioacuten ocurrido en las dos primeras etapas redundan sobre el mejor desempentildeo de la tercera dosis que ademaacutes de tener una mayor concentracioacuten alcanza una uniformidad del flujo de inyeccioacuten
$119864
119861119860119875119863=
$119864119899119890119892iacute119886 119888119900119899119904119906119898119894119889119886
119861119860119875119863 119894119899119910119890119888119905119886119889119900
Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
60
Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Sin embargo estos resultados de incremento del Caudal no pueden ser tomados en cuenta sin comparar con los requerimientos de operacioacuten como es el caso de la presioacuten Los resultados de presioacuten en la cabeza de pozo tiene un comportamiento similar al Caudal con una estabilizacioacuten de los datos durante la tercera etapa sin embargo al ser un tratamiento de limpieza y encontrarse retirando las obstrucciones que se presenta en el sistema se esperariacutea que la presioacuten disminuya cuando se tenga un incremento del caudal debido a que las barreras que se presentaban en el interior del sistema para el fluido deberiacutean ser menores pero se consigue un efecto contrario donde se obtiene un aumento de presioacuten como se evidencia en la graacutefica 4 De otra manera al aplicar el tratamiento se busca alcanzar condiciones maacutes estables de operacioacuten en donde los resultados son coherente con respecto a la caiacuteda de presioacuten tal como se evidencia para cada una de las etapas donde se logran ΔP de 175 160 y 53 Psi respectivamente esta menor caiacuteda de presioacuten nos indica una condicioacuten maacutes estable durante el desarrollo de la operacioacuten en la tercera etapa que representa la meseta que se obtiene en la graacutefica 4
91259295
9160 9201
9518
8629
9063
993010392
10540 1058010571
10815
10461
85008700890091009300950097009900
101001030010500107001090011100
11
-may
12
-may
13
-may
14
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15
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16
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17
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18
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19
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20
-may
21
-may
22
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23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
I(40ppm)
II(80ppm)
III(120ppm)
61
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En la graacutefica anterior la presioacuten presenta un decremento del 2 en la primera etapa un incremento de 006 en la segunda y un incremento 9 en la tercera seguacuten las dosis suministradas Hay que acotar que la pretensioacuten de la investigacioacuten es medir el caudal a una presioacuten estable en la praacutectica esto no es totalmente cierto por el efecto que se tiene de la cabeza de presioacuten del tanque de almacenamiento sobre las bombas ademaacutes no se tiene una liacutenea independiente para este pozo inyector lo que ocasiona que haya influencia en el flujo por las liacuteneas de los otros pozos inyectores generando posibles problemas de preferencia de flujo en el sistema 432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema La situacioacuten de operacioacuten del sistema el flujo inyectado maneja un caudal inferior a los 8000 BAPD durante la prueba para mejorar la inyectividad se requiere que el volumen inyectado incremente la aplicacioacuten de los tratamientos se hace con un caudal media de inyeccioacuten de 9398 BAPD en la segunda etapa y hasta valores maacuteximos de 9912 BAPD posterior a la suspensioacuten del producto tratante el caudal de inyeccioacuten se sostiene en valores superiores al inicio de la prueba como son de 8838 BAPD derivada de una respuesta por parte mayor presioacuten de operacioacuten durante el tratamiento empleado
El comportamiento del pozo analizado se muestra en la graacutefica 5 donde la recta punteada representa la liacutenea base del caudal (8100 BAPD) y se obtiene incrementos variables de flujo de hasta 21 durante el tratamiento y un incremento del 10 para el flujo posterior al tratamiento
1180
1054
11281080
1206 12691270 1270
10401055107010851100111511301145116011751190120512201235125012651280
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
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18
-may
19
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20
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21
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22
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23
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24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Pre
sioacute
n (
Psi)
Tiempo (diacutea)
I (40ppm)
II (80ppm) III
(120ppm)
Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba
62
Se tiene como referencia de anaacutelisis los reportados por la literatura por Hilfiger et al75 Un tratamiento con un incremento resultante del flujo de inyeccioacuten de 2516 (Qincremento cerca al 50) BAPD en 4 meses y PEacuteREZ D et al 76con un incremento de 8554 BAPD (Qincremento=140) en un periodo de 3 meses En comparacioacuten con los resultados de la prueba se logra un valor medio del incremento de flujo de inyeccioacuten de 477 BAPD (Qncremento=6) durante una prueba de 25 diacuteas de tratamiento por lo tanto es un resultado comparable a nivel del caudal en pozos inyectores lo que no es comparable son las condiciones de la formacioacuten y operacioacuten de los campos Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes durante y despueacutes de la prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En el comportamiento de la presioacuten a traveacutes del proceso de inyeccioacuten (Ver graacutefica 6) la presioacuten en el periodo previo al tratamiento se mantiene cercana a los 1150 Psi teniendo miacutenimas variaciones en el desarrollo de la prueba se obtiene un incremento del 3 generando un mayor consumo de energiacutea para la inyeccioacuten del fluido adicionalmente se identifica una disminucioacuten de presioacuten con la suspensioacuten del producto el valor promedio de la etapa fue aproximadamente 1108 Psi representando un porcentaje de decremento del 4
75 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7 76 PEacuteREZ D RIacuteOS J Op Cit p72
8968
8970 8991
9125
9294
10838
10580
10815
8647
9788
8819
8900
9912
8838
660069007200750078008100840087009000930096009900
10200105001080011100
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
22
-ju
n
25
-ju
n
28
-ju
n
1-j
ul
4-j
ul
Caudal (B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
63
Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Al hacer la comparacioacuten entre las graacuteficas del proceso P Q vs tiempo de periodos de operacioacuten se encuentra que en el periodo posterior al tratamiento se logra disminuir la presioacuten y aumentar el flujo de agua que se dispone en la formacioacuten receptora del pozo C3 este comportamiento no se obtiene de manera continua a traveacutes de este periodo pero se encuentra en diferentes diacuteas por ejemplo se requeriacutea 1201 Psi para disponer 8561 BAPD antes de la prueba y posterior a ella para disponer 8562 BAPD fueron necesarios 1091 Psi logrando una mejora en el proceso de inyeccioacuten al disponer la misma tasa con una presioacuten 433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 En el ANEXO D se recopila los caacutelculos de inyectividad para los periodos del proceso analizado y establecidos como previo durante y posterior del tratamiento donde se presenta en resumen los valores en el graacutefico 7 Este se encuentra divido en tres franjas que representan cada uno de los periodos de operacioacuten
1145
1215
1143
1201
1151
1184
1153
1125
1180
1240 1269
1208
1114
960
1050
1005
1104
1036
1091
940
970
1000
1030
1060
1090
1120
1150
1180
1210
1240
1270
1300
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Pre
sioacute
n e
n c
abez
a d
e p
ozo
(P
si)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
64
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Hay que tener en cuenta que por medio de la inyectividad se identifica el eacutexito de la prueba en los resultados obtenidos no se observa una mejora continua del iacutendice y se encuentra una tendencia de los datos a su valor inicial (J alrededor de 7) que se da por la influencia directa de la presioacuten Del graacutefico anterior se resaltan los siguientes aspectos (Ver graacutefica 8)
El valor medio de la inyectividad en el estado actual (sin tratamiento) es J=734
El valor medio de la inyectividad durante el tratamiento es de J=829 con un incremento de la inyectividad del 1294
El valor medio de la inyectividad pos tratamiento en un periodo de 30 diacuteas es J=81 con un incremento de la inyectividad del 102
723
811
761
874863 879
880
913
915
662646668
772747678
882848688
99294
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
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19
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22
-may
25
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28
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31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Jin
y[B
AP
DP
SI]
Tiempo [Diacutea]
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
65
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA
Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten
En cuanto al comportamiento de la inyectividad se evidencia un aumento en comparacioacuten con la liacutenea base y el periodo previo a la prueba piloto tras la suspensioacuten del tratamiento como se menciona anteriormente la inyectividad media lograda fue de 81 se obtiene que el mejor estimado de inyectividad es aproximadamente 9 con un incremento de inyectividad mayor al 10 este comportamiento estaacute dado en diacuteas donde la operacioacuten alcanza un incremento medio del caudal del 18 y una presioacuten con un ΔP de 59 Psi que se detalla en el siguiente iacutetem
El sistema de inyeccioacuten del pozo C3 estaacute demostrado que puede operar a una presioacuten media de 1059 PSI y un caudal de inyeccioacuten medio de 96225 BAPD Con los cuales se obtiene un iacutendice de inyectividad de 9 y un incremento del 24 en la tabla 5 se evidencia que se puede tener esta capacidad de operacioacuten en el pozo C3 pero se demostroacute que el cumplimiento de esta operacioacuten fue durante 5 diacuteas posteriores al tratamiento
Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento
Caudal (BAPD) Presioacuten (Psi)
9464 1036
9410 1045
9912 1095
9704 1060
96225 1059
Fuente elaboracioacuten propia
J media
Incremento J
0
2
4
6
8
10
Previo Tratamiento Postratamiento
J media 734 829 8087
Incremento J 0 129 102
Ind
ice
de
inye
ctiv
idad
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento
66
Al revisar el histoacuterico de inyeccioacuten del pozo de los antildeos 2016 a 2019 a presiones de bombeo similares a las mostradas en la tabla 5 guardan un bajo desempentildeo como se aprecia en la graacutefica 9
Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo 2019
En el antildeo 2019 los valores muestran un desempentildeo significativo con respecto a los antildeos anteriores teniendo como base un rango de presioacuten de 1030 a 1060 Psi que es el rango de mejor operacioacuten que se logra despueacutes del tratamiento
Los autores Hilfiger et al Peacuterez d et al con base en el anaacutelisis de iacutendice de inyectividad con respecto a los valores reportados de presioacuten y caudal exponen un incremento del indice de inyectividad 294 y 144 en un periodo de prueba de 3 y 4 meses de tratamiento con el inhibidor estos resultados nos indican que el periodo de la prueba en el estudio es reducido y por ende los resultados pueden verse afectados haciendo una comparacioacuten en ese mismo orden los resultados esperados en 30 diacuteas seria de 98 y 288 en la mejora de inyeccioacuten por lo tanto los resultados del tratamiento no son significativos verificaacutendose que la prueba no es exitosa para replicarla en la actividad de la operacioacuten Por otra parte con base en los resultados totales del tratamiento se puede inferir que con la presioacuten media (1059 Psi) no disminuyo proporcional al caudal medio obtenido (96225 BAPD) durante un periodo suficientemente sostenible que para el caso es el periodo post-tratamiento es decir no se sostuvo la inyectividad esperada se evidencia que solo se obtuvo 4 de los 30 diacuteas dentro del rango estudiado lo que determina que para la evaluacioacuten de la inyectividad es bueno como valor absoluto porque se demuestra una mejora pero no es suficientemente exitoso por el bajo incremento del caudal (6)
2016 2017 2018 2019
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Q (BAPD) P (Psi)
67
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento En la siguiente graacutefica se muestra la relacioacuten entre la potencia de la bomba y el caudal de agua inyectado que tiene un comportamiento lineal en donde se muestra que a mayor caudal de agua inyectada mayor potencia de la bomba se va a requerir para su disposicioacuten por eso la necesidad de tener una operacioacuten a condiciones estables Se ve un conglomerado de datos que representa la mayor cabida del proceso en teacuterminos de potencia y tasa de flujo inyectado que se encuentran entre los rangos de 120-130 kW y 8400-8800 BAPD (Ver figura 10) si se toma el caudal medio del mejor estimado alcanzado en la operacioacuten 96225 BAPD a nivel de caacutelculos se estima en 130 KW demostrando que al ganar estabilidad en la bomba el gasto energeacutetico obtenido es menor a pesar de ganar capacidad de inyeccioacuten en el pozo Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Adicionalmente en la graacutefica 11 se cuenta con la relacioacuten del costo de energiacutea consumida por barril de agua inyectada promedio en los periodos de operacioacuten evaluados en el tratamiento el costo es de $ 113 y posterior al tratamiento es de $101 donde se mantiene un incremento en el iacutendice de inyectividad del 10
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
70
00
72
00
74
00
76
00
78
00
80
00
82
00
84
00
86
00
88
00
90
00
92
00
94
00
96
00
98
00
10
00
0
10
20
0
10
40
0
10
60
0
10
80
0
11
00
0
Po
ten
cia
de
la b
om
ba
(KW
)
Caudal de agua inyectada (BAPD)
68
Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten A mayor iacutendice de inyectividad se deberiacutea obtener un menor costo energeacutetico en el sistema con respecto al graacutefico anterior el comportamiento al realizar la comparacioacuten del costo de energiacutea por cantidad de agua inyectada se obtiene una disminucioacuten en los costos del proceso al requerir una menor presioacuten para inyectar el fluido en la formacioacuten esto se evidencia en la graacutefica donde el costo se ve influenciado por la operacioacuten de la bomba teniendo un comportamiento igual al de la graacutefica 6 demostrando la dependencia de la presioacuten en este tipo de sistemas Si se tiene en cuenta el valor objetivo de la operacioacuten tiene un costo de inyeccioacuten de agua objetivo de COP 9684 BAPD a nivel energeacutetico en consumo de energiacutea consumida diario representa un costo total diario de COP 931799 para inyectar 96225 BAPD En cuanto la operacioacuten actual el costo de inyeccioacuten medio es de COP 10516 BAPD y el costo del consumo energeacutetico es de COP 88796898 si se tuviera en cuenta el costo por el caudal objetivo el consumo energeacutetico diario seria de COP 1011869 para inyectar 96225 BAPD
$111 $108
$96 $99
$116
$110
$108 $104
$88 $92
$86 $88 $90 $92 $94 $96 $98
$100 $102 $104 $106 $108 $110 $112 $114 $116 $118
7-a
br
9-a
br
11
-ab
r1
3-a
br
15
-ab
r1
7-a
br
19
-ab
r2
1-a
br
23
-ab
r2
5-a
br
27
-ab
r2
9-a
br
1-m
ay
3-m
ay
5-m
ay
7-m
ay
9-m
ay
11
-may
1
3-m
ay
15
-may
1
7-m
ay
19
-may
2
1-m
ay
23
-may
2
5-m
ay
27
-may
2
9-m
ay
31
-may
2
-ju
n
4-j
un
6
-ju
n
8-j
un
1
0-j
un
1
2-j
un
1
4-j
un
1
6-j
un
1
8-j
un
2
0-j
un
2
2-j
un
2
4-j
un
2
6-j
un
2
8-j
un
3
0-j
un
2
-ju
l4
-ju
l6
-ju
l
$B
AP
D
Tiempo (diacutea)
Despueacutes del tratamiento
con inhibidor
Antes del tratamiento con
inhibidor
69
5 ANAacuteLISIS Y RESULTADOS
Una vez definido por la compantildeiacutea que el incremento del caudal de inyeccioacuten no es significativo para declarar la prueba exitosa se procede a determinar las probables causas por las cuales el producto inhibidor no cumplioacute su funcionalidad Para este anaacutelisis se parte de las caracteriacutesticas del agua de disposicioacuten el agua de formacioacuten el tipo de formacioacuten las caracteriacutesticas de la interaccioacuten o variacioacuten de los factores del medio acuoso y el medio poroso Se parte del conocimiento de que variacioacuten de la temperatura presioacuten y entorno del medio genera alteraciones en la solucioacuten que influyen en la formacioacuten de precipitados e incompatibilidades entre los productos que se encuentran interactuando Esta interaccioacuten de medio acuoso se da al entrar en contacto el agua con el producto tratante y la superficie del medio poroso donde se esperariacutea toda clase de reacciones bien sea que produzcan precipitados insolubles estas sustancias son indeseables porque provocan la reduccioacuten de la permeabilidad de la formacioacuten rocosa el taponamiento de los pozos y pueden causar ademaacutes la formacioacuten de incrustaciones en las bombas y liacuteneas del agua o que se vea disminuido la eficiencia del producto esto puede darse por tiempo concentracioacuten presioacuten temperatura entre otras variables Que en este caso no pueden ser medidas directamente sino que se infiere su eficiencia por resultados indirectos
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN
Se tienen en cuenta el agua de disposicioacuten y de la formacioacuten porque hacen parte de las condiciones de operacioacuten del sistema al ser la primera el fluido que se estaacute transportando para disposicioacuten y la interaccioacuten entre estos dos tipos de agua ocasionar alguacuten tipo de reaccioacuten que afecte la disposicioacuten final del agua En el capiacutetulo 3 se muestra una caracterizacioacuten del agua del efluente de la PTARI que es la misma a inyectar sobre un anaacutelisis realizado a comienzos del antildeo 2019 que se muestra en el ANEXO F en esta el agua cuenta con un pH neutro (771) con presencia de iones cloruros (28mgL) calcio (432mgL) magnesio (262mgL) sodio (252mgL) y bario (0207mgL) y contenido de aceite con una salinidad de 27014 mgL es un agua blanda y cuenta con una dureza de 216mgL Esta agua tiene una tendencia de agua a ser corrosiva La tendencia del agua corrosiva se da por los iones presentes en el fluido y la interaccioacuten entre ellos tales como sulfatos hierro cloruros carbonatosbicarbonatos que al reaccionar y en condiciones propicias pueden dar como resultado la formacioacuten de precipitados en el interior del sistema Estos pueden generar de igual manera corrosioacuten en el sistema esto ha sido evidenciado por la presencia de hierro en la muestra del depoacutesito que ha sido analizada (Capitulo 2)
70
que indicando corrosioacuten en el sistema accioacuten que puede ser apreciada graacuteficamente en la Figura 17 Figura 17 Formacioacuten de precipitados
Fuente KEMMER Frank N amp McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo II Meacutexico MCGraw-Hill inc p20-720-131998 La composicioacuten y contenido de iones en el agua de formacioacuten es importante para el estudio de las incrustaciones minerales por el posible intercambio ioacutenico entre el medio acuoso y el agua de la formacioacuten El anaacutelisis fisicoquiacutemico del agua del yacimiento en la formacioacuten C7-M (2010) se evidencia en la Tabla 6 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten CATIONES mgL ANIONES mgL
Ba+2 lt0005 HCO3- 165
Ca+2 lt015 Br- lt10
Fe+2 06 CO3-2 25
Mg+2 lt001 Cl- 16
K+ 55 I- lt20
Na+ 80 SO4-2 12
Salinidad mgL 173
Conductividad mScm 265
pH 855
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Esta agua de formacioacuten se caracteriza por tener muy baja dureza es decir que por ser un agua blanda deberiacutea requerir una menor cantidad de producto quiacutemico para el tratamiento avocado en la prueba ademaacutes es un agua con una muy alta alcalinidad de 177mgCaCO3L (Alkgt1476) condicioacuten que favorece las condiciones de operacioacuten de alta presioacuten sobre la roca de la formacioacuten
2
46
35
11
6
K+
Na+
HCO3-
CO3-2
Cl-
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql
71
Siguiendo con la caracterizacioacuten del agua de formacioacuten en la graacutefica 12 Se muestra la proporcioacuten en meq L de los distintos iones del agua representada y resaltada de manera visual por un exceso de sodio y bicarbonato dando lugar a un agua tipo bicarbonato de sodio (base) este exceso se confirma en el siguiente recuadro (Tabla 7) que expone la composicioacuten del agua con base en la clasificacioacuten de Sulin77 por tipo grupo y clase de agua que compone el agua de la formacioacuten Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin
TIPO DE AGUA GRUPO CLASE
NaClgt1
Sulfato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2lt1 Bicarbonato S1
salinidad primaria
predominante dlta
Bicarbonato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2gt1 Cloruro S2
Salinidad secundaria
d=a
NaCllt1
Cloruro de Magnesio
(Na+-Cl-)Mg+2lt1 Sulfato S3 Salinidad terciaria
dgtadlt(a+b)
Cloruro de Calcio
(Na+-Cl-)Mg+2gt1 A1 Alcalinidad
primario d=(a+b)
A2 Alcalinidad secundaria
dgt(a+b)
Fuente elaboracioacuten propia con base en anaacutelisis fiacutesico-quiacutemico CEPSA Colombia SA El anaacutelisis parte de la relacioacuten NaCl gt1 donde NaCl = 77 indica que predomina el sodio y este exceso se combina con bicarbonato que determina que el agua es de tipo bicarbonato de sodio al cumplir con la relacioacuten Na+-Cl-SO4
-2 gt1 donde (Na+-Cl-)SO4
-2=12114 y grupo S1 S3 S2 que expresan los constituyentes que se encuentran disueltos en el agua de manera generalizada 78 en donde S1 Predomina la salinidad primaria compuesta por Sulfatos y cloruros alcalinos S2 Predomina la salinidad secundaria compuesta por Sulfatos y cloruros
alcalinoteacuterreos S3 Predomina la salinidad terciaria compuesta por sulfatos y cloruros de hierro
y aluminio y aacutecidos fuertes libres
Se continua con la caracterizacioacuten mediante los iacutendices de saturacioacuten de Ryznar (IS) y Langelier (ISL) estos permiten conocer el efecto del agua sobre las superficies y predecir el potencial de corrosioacuten yo incrustacioacuten que maneja e
77 COLLINS Gene A Geochemistry of oilfield waters Classification of oilfield waters Elsevier Science 1975 p 254 78 Ibid p 254
72
identificar el tipo de agua que se presenta incrustante corrosiva o neutra al hacer una aproximacioacuten de los iacutendices se tiene en cuenta que el agua de la formacioacuten es altamente corrosiva con tendencia incrustante tal como se resalta en gris en la tabla 8 se muestra la clasificacioacuten y la respectiva indicacioacuten Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten
IacuteNDICE VALOR CLASIFICACIOacuteN INDICACIOacuteN
IS
785
lt55 Formacioacuten de incrustaciones pesadas
55-62 Formacioacuten de incrustaciones
62-68 Agua neutra
gt68 Agua con tendencia corrosiva
ISL 026
ISLlt0 Agua no saturada con respecto a carbonato de calcio(CaCO3)
ISL=0 Agua considerada neutral no existe formacioacuten de incrustaciones
ISLgt0 Agua suacuteper saturada con respecto a carbonato de calcio (CaCO3) Posible formacioacuten de incrustaciones
Fuente elaboracioacuten propia con base en COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE
LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) la Resolucioacuten 13142014(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras
determinaciones Bogotaacute DC 2014 De igual manera que con la caracterizacioacuten del agua tratada el agua de la formacioacuten presenta una tendencia corrosiva e incrustante esto se da por la reaccioacuten del bicarbonatoCarbonato con los iones presentes en las aguas (Mg2+ Ca2+ Fe2+ Ba2+) pues la interaccioacuten de estos compuestos generan incrustaciones minerales como BaSO4 MgCO3 FeCO3 CaCO3 y subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2CO3) En cuanto a la revisioacuten del agua por su Salinidad el agua de inyeccioacuten con 270 mgL y el agua de la formacioacuten con una salinidad con 173 mgL favorece una baja probabilidad de hinchamiento de arcillas o de incompatibilidad quiacutemica79que se da por el intercambio de iones o cambios de salinidad esto se puede explicar por el fenoacutemeno de la presioacuten osmoacutetica donde el flujo se mueve de menor concentracioacuten al de mayor concentracioacuten de esta manera las arcillas presentes en la formacioacuten no aumentan su volumen al no adsorber o llenarse del agua que se dispone a traveacutes de la inyeccioacuten
52 PRUEBA PILOTO
79 KEMMER Frank N y McCALLION John TOMO III Op cit p43-9
73
El anaacutelisis del desempentildeo del inhibidor en el sistema de inyeccioacuten durante la prueba piloto representada en la Graacutefica 13 Q P vs Tiempo se visualiza el comportamiento de los estados previo y posterior al tratamiento y el periodo de aplicacioacuten Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Como se mencionoacute en el capiacutetulo 4 la prueba piloto es el medio por el cual se verifica el rendimiento del producto tratante al estarse evaluando la accioacuten de limpieza del inhibidor que se deberiacutea reflejar a partir del aumento del caudal y la disminucioacuten de las caiacutedas de presioacuten del sistema en donde no se evidencia este efecto y se obtiene el siguiente comportamiento A Durante el periodo de aplicacioacuten se evidencia una mejora del caudal del 30
pero no se logra asegurar la integridad del pozo hablando teacuterminos de presioacuten porque en lugar de disminuir las caiacutedas de presioacuten se logra un aumento del 9 generando el efecto contrario al esperado para el tratamiento debido a que al efectuarse la limpieza y de estar ocurriendo la remocioacuten se deberiacutea tener una menor friccioacuten o un mayor diaacutemetro para el paso del fluido es decir menores restricciones durante la inyeccioacuten
B El incremento de caudal es proporcional al incremento de la presioacuten en tal
sentido no se aprecia el efecto del tratamiento sobre el sistema ademaacutes no se evidencia primero un cambio de caudal con una caiacuteda de presioacuten estable y segundo un caudal estable como resultado de una menor caiacuteda de presioacuten
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
504
201
9
804
201
9
110
42
019
140
42
019
170
42
019
200
42
019
230
42
019
260
42
019
290
42
019
205
201
9
505
201
9
805
201
9
110
52
019
140
52
019
170
52
019
200
52
019
230
52
019
260
52
019
290
52
019
106
201
9
406
201
9
706
201
9
100
62
019
130
62
019
160
62
019
190
62
019
220
62
019
250
62
019
280
62
019
107
201
9
407
201
9
707
201
9
100
72
019
Pre
sio
n (
Psi
)
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)q (BAPD) P (Psi)
74
Se encuentran caudales similares en donde se alcanza una disminucioacuten en la presioacuten se evidencia en la Tabla 9
Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes periodos
Previo Tratamiento Post Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
19042019 8255 1130 08062019 8252 1161
21042019 8675 1143 18062019 8676 1083
23042019 8561 1201 03072019 8562 1091
27042019 8968 1134 04072019 8966 1080
Fuente elaboracioacuten propia
Efectivamente se evidencia que en el periodo post tratamiento hubo diacuteas que el comportamiento del caudal incremento y no fue proporcional al aumento de la presioacuten como se muestra en la tabla anterior y la presioacuten alcanza valores cercanos estables cumpliendo el comportamiento de la primera situacioacuten pero estos diacuteas con este comportamiento son muy pocos del orden de cuatro o cinco Se encuentran presiones similares en donde se muestra el aumento del caudal como se muestra en la siguiente tabla
Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
Previo Tratamiento Posterior Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
12042019 7258 1003 24062019 8911 1005
11042019 7543 1053 23062019 8868 1050
19042019 8255 1130 17062019 8840 1130
14042019 7897 1145 14062019 8491 1145
18042019 8629 1180 13062019 8020 1181
Fuente elaboracioacuten propia
En esta tabla no se tiene ni presioacuten ni caudales estables por lo que no se genera ninguna de las situaciones y se observa una mayor variacioacuten
C Estas variaciones se atribuyen a una reaccioacuten por parte del producto en la
superficie de la liacutenea de inyeccioacuten que permite incrementar el paso de flujo pero no asegura la efectividad de limpieza del producto ni continuidad de la respuesta del inhibidor
D El aumento de la tasa de inyeccioacuten fue de 477 BAPD correspondiente al 6 del
agua depositada con un decremento de presioacuten del 4 esta comparacioacuten se da entre el periodo previo y posterior al tratamiento en teacuterminos de inyectividad se alcanza un aumento del 10
75
Al hacer el seguimiento al indicador del iacutendice de inyectividad se evidencia la influencia de la variabilidad de la presioacuten y su relacioacuten con el caudal que da como respuesta
Antes de inyeccioacuten caudal bajo presioacuten baja el iacutendice es bajo (Jle7)
En diacuteas que se tiene caudal alto pero se presenta una presioacuten alta de inyeccioacuten el iacutendice es bajo (8geJgt7)
En diacuteas que se tiene un caudal Alto con presiones bajas de inyeccioacuten el iacutendice es alto (9geJgt8)
Por ello se demuestra que la prueba es dependiente de las superficies de la liacutenea bomba y medio poroso si durante la prueba se realizoacute la limpieza se deberiacutea aumentar la inyectividad continua por la remocioacuten de los depoacutesitos de los poros y las superficies pero no se obtiene la continuidad esperada ni sostenibilidad de las variables de Caudal y presioacuten que se atribuye a la poca eficiencia del producto tratante
E En la etapa posterior a la prueba se alcanza un buen comportamiento en el sistema pero como se ha mencionado este no es sostenible ni significativo durante la etapa evaluada de los 30 diacuteas solo cuatro alcanzan un valor de operacioacuten de caudal de 9622 BAPD y una presioacuten aproximada de 1059 Psi este pequentildeo periodo alcanzo estabilidad de operacioacuten de las variables y un iacutendice de inyectividad de 9 en donde sus cambios P tienen menor variacioacuten y aumento de caudal No obstante esta mejora en la inyectividad no es significativa frente a las propiedades fiacutesicas de la formacioacuten (arenosa alta permeabilidad) que la hacen con un potencial de gran receptora
53 AGUA - ACEITE - SOacuteLIDO
En un sistema de limpieza en donde actuacutean las moleacuteculas de agua depoacutesito y soacutelido (superficies) se presentan diferentes equilibrios a traveacutes de este proceso por su interaccioacuten seguacuten Morton et al 80 se pueden tener los siguientes escenarios
80 MORTON S A KEFFER D J COUNCE R M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions New York Marcel Dekker 2003 p2820-2821
76
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza Escenario Equilibrio
Producto tratante como monoacutemero en solucioacuten libre y en solucioacuten micelizada
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantemicela
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz aceitesolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactanteaceite solucioacuten frasl
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz soacutelidosolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantesoacutelido solucioacuten frasl
El aceite se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la fase continua
Aceiteliacutequido harr Aceitesoacutelido aceitefrasl
El agua se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la solucioacuten
Aguasolucioacuten harr Aguasoacutelido solucioacutenfrasl
Fuente elaboracioacuten propia con base en MORTON S A KEFFER D J COUNCE R
M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions 2003
Por lo tanto en el proceso de inyeccioacuten se cumplen los equilibrios anteriores en mayor o menor medida seguacuten la fase en la que se encuentre en el sistema evaluado antes de la aplicacioacuten del tratamiento se ubican los dos uacuteltimos equilibrios donde el agua se encuentra en solucioacuten y es adsorbida por la formacioacuten ademaacutes el aceite se encuentra en la solucioacuten y en las superficies del sistema comuacuten soacutelido depositado Morton81 afirma que el aceite libre en la solucioacuten puede dividirse de ella por la baja miscibilidad de las sustancias De los tres primeros equilibrios no se tiene conocimiento de su estado en la aplicacioacuten del tratamiento pero este se encuentra en solucioacuten en el fluido de disposicioacuten al momento de la aplicacioacuten adicionalmente no se tiene certeza si las dosificaciones suministradas en el desarrollo de la prueba permiten la formacioacuten de las micelas que son las que ayudan en el proceso de limpieza Al aplicar el tratamiento en el sistema y darse la homogenizacioacuten de agua a disponer con el producto hay que tener en cuenta que no debe afectar el pH del fluido inyectado o bajar demasiado su alcalinidad82 ya que el medio va a ver afectado sus superficies y pueden repercutir en el comportamiento del inhibidor como se aborda en el capiacutetulo 3
81 Ibid p 2821 82 CAIRN ENERGY Technical purchase Specification of SCHMOO REMOVER Oil field Chemical Product [En liacutenea] [Consultado 27 de junio de 2020] Disponible en httpswwwcairnindiacomEOIDocLibrarySchmoo_Remover_EOI_Newspapers_0pdf
77
Es importante investigar el papel de la condiciones de campo como temperatura salinidad y pH en la estabilidad del producto que se aplica83 debido a que estas variables pueden cambiar el funcionamiento del producto tratante y afectar la formacioacuten de la emulsioacuten OW y su viscosidad hay que tener en cuenta que el mecanismos de eliminacioacuten del depoacutesito que se abarca es por medio de la emulsioacuten Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor
Fuente elaboracioacuten propia con base en The Fate of Oilfield Corrosion Inhibitors in Multiphase Systems En la tabla 12 Se observa las condiciones que afectan la curvatura que adquiere el producto en nuestro caso favorece tener la cabeza del tensoactivo orientada hacia la fase continua (Agua) y la cola hacia los depoacutesitos para envolver el depoacutesito en el interior de la micela que se forme y su dispersioacuten en la solucioacuten este comportamiento se da cuando se obtiene un emulsioacuten OW
La salinidad es una variable importante al tener una baja salinidad como la que se maneja (270 mgl) primero se deberiacutea favorecer la mezcla del producto en el fluido porque por la solubilidad con el agua y de otra manera permitir la formacioacuten de emulsioacuten OW como lo indica Al -Yaari M et al84 en su estudio
afirma que al ocurrir una inestabilidad de la emulsioacuten se genera un precipitado que conlleva a un incremento de la viscosidad y una mayor friccioacuten en el sistema por la interaccioacuten entre las gotas 85 y por ende un aumento de las caiacutedas de presioacuten a traveacutes del sistema
83 CHATURVEDI Krishna and SHARMA Tushar Rheological analysis and EOR potential of surfactant treated single-step silica nanofluid at high temperature and salinity Journal of Petroleum Science and Engineering 2020 vol196 p 3-6 84 AL- YAARI M et al Pressure drop reduction of stable emulsion role of aqueous phase salinity Society of Petroleum Engineers 2013 p 5 85SALAGER JL BRICENO M and BRACHO CL Heavy hydrocarbon emulsions Making use of the state of the art in formulation engineering Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology 2001 55 p
VARIABLE INHIBIDOR IOacuteNICO CURVATURA DEL SURFACTANTE
Aumento temperature Favorece la
emulsioacuten OW
Aumento salinidad
Disminuye la cabeza por lo que
desestabiliza la emulsioacuten OW
Alcoholes de cadena corta
Favorece la emulsioacuten OW
Hidrocarburos de bajo peso molecular
Disminuye la cabeza por lo que no favorece al OW
78
Otro autor a tener en cuenta es Qutubuddin et al86 estudia la relacioacuten de la salinidad y el pH y afirma que es posible contrarrestar los cambios de salinidad con los cambios de pH y asiacute mantener valores bajos de tensioacuten interfacial que permiten la eliminacioacuten de los depoacutesitos esto indica que es importante evaluar el comportamiento de las variables en manera conjunta para evidenciar queacute efectos tienen sobre la remocioacuten del depoacutesito y el comportamiento con la superficie mineral de igual manera para el caso de la temperatura y presioacuten
La temperatura influye en la solubilidad y el comportamiento del flujo a traveacutes del medio poroso en donde la solubilidad de un fluido aumenta con la temperatura y disminuye con el aumento de la presioacuten (Tgt= TK y Plt=Pc)87 el incremento de la temperatura permite la disminucioacuten de la tensioacuten superficial y del tamantildeo de la burbuja en nuestro caso gota88 afectando la formacioacuten de las micelas y por lo tanto la solubilidad del depoacutesito como su mojabilidad
A nivel de la presioacuten se afecta la solubilidad porque no puede incrementarse por encima de la presioacuten criacutetica que es aquella que puede generar un fenoacutemeno de desprendimiento de finos en la formacioacuten89 por la accioacuten erosiva del flujo la formacioacuten CM-7 estaacute compuesta de arenas y por ello es sensible al fenoacutemeno de desprendimiento de finos que ocasiona el incremento de soacutelidos en suspensioacuten e incremento de la perdida de inhibidor
En cuanto a la estructura molecular y concentracioacuten del inhibidor son factores que afectan de igual medida el comportamiento del tratamiento autores como Horsup y Hilfiger et al en su estudio abordan cual es el impacto de estas variables sobre la suciedad depositada y el efecto sobre la tensioacuten superficial
En el estudio de Horsup et al90 mencionado en el capiacutetulo 3 se resalta las moleacuteculas nitrogenadas como sitio activo en el paquete inhibidor como amonio cuaternario y amina grasa (AMF) en donde se ve el impacto de la estructura en la limpieza del aceite con respecto a la tensioacuten superficial y el aacutengulo de contacto
86 QUTUBUDDIN Syed and MILLER Clarence Phase behavior of pH-dependent microemulsions 1984 vol 101 p46-58 87 TANAKA Mitsuru Thermodynamics of solubility of surfactans in water En JOleo Sci 2005 vol 54 no 5 p 259-271 88 SHARMA MK SHAH DO and BRIGHAM WE La influencia de la temperatura en la superficie y las propiedades microscoacutepicas de las soluciones tensioactivas en relacioacuten con la eficiencia de desplazamiento de fluidos en medios porosos En Revista AIChE 1985 p 222-223 89 ZABALA ROMERO Modelo fenomenoloacutegico para escalar a yacimiento el impacto sobre la produccioacuten de hidrocarburos del dantildeo de formacioacuten por migracioacuten de finos En Revista Fuente el reventoacuten energeacutetico 2016 vol 14 no 1 p103-114 90 HORSUP D DUNSTAN T and CLINT J Op cit p534-540
79
En la tabla 13 Se muestran los resultados obtenidos de tensioacuten superficial para retirar la respectiva muestra (hidrocarburos asfaacuteltenos hierro y arena)
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media Inhibidor (Sitio activo) 50-100 ppm 200-500 ppm
Amina cuaternaria g=241mNm g=203mNm
Amina grasa (AMF) g=2mNm g=16mNm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HORSUP DI DUNSTAN TS and CLINT J S Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled
Systems CORROSION 2009 vol 65 no 8 p534-540 En este caso el producto apropiado seria el AMF donde se puede lograr un mejor efecto a una menor concentracioacuten porque al tener una menor tensioacuten superficial maacutes faacutecil seraacute la remocioacuten del depoacutesito
Mientras que Hilfiger et al91 en su estudio utiliza un rango amplio para la concentracioacuten del producto tratante (soluble en aceitedispersable en agua) seguacuten el problema que presente el pozo tratante como se observa en la tabla 14
Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso
Prueba Campo 1 Prueba Campo 2 Prueba Campo 3
Campo de baja produccioacuten- recuperacioacuten de pozo
Inyeccioacuten a 500 ppm
Despueacutes de 4 meses Disminuye 16 la presioacuten y Aumenta 50 el Caudal
Mantiene presioacuten y caudal
Alcanza proteccioacuten de corrosioacuten por inspeccioacuten visual (3 meses despueacutes) se logra remocioacuten del depoacutesito
Dosis 120ppm 50 y 65ppm en orden de prueba
Problema de Corrosioacuten
Dosis de 100 ppm (1mes) 50ppm (2 semanas) 40 ppm (2 semanas) y 35 ppm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 7 p
La peacuterdida del tensoactivo se puede dar por diferentes mecanismos adsorcioacuten del producto precipitacioacuten o degradacioacuten estaacute perdida tambieacuten se encuentra
91 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7-9
80
influenciada por el tipo de surfactante la concentracioacuten de surfactante pH salinidad y temperatura92
Las superficies minerales son sensibles al pH del medio por su ionizacioacuten como se menciona en el capiacutetulo 3 como se ha mencionado la arenisca tiene una carga superficial negativa que se mantiene al tener una solucioacuten alcalina si tenemos en cuenta que el inhibidor contiene compuestos de amonio cuaternario (R4N) + estos tendriacutean una afinidad alta a la superficie mineral en donde se puede llevar a cabo la adsorcioacuten del producto por el intercambio ioacutenico formando un enlace entre el grupo silanol con el amonio cuaternario esta interaccioacuten se muestra en la reaccioacuten siguiente
R3 minus Si minus O minus H + R4N+ rarr R3 minus Si minus O minus R4N + H+
Con respecto al primer equilibrio los tensioactivos se pueden adsorber en la superficie como monoacutemero cuando la concentracioacuten no es la adecuada y en este estado se tiene una mayor facilidad de adsorcioacuten por la superficie de siacutelice generando peacuterdidas del producto por el soacutelido este fenoacutemeno de igual manera se puede presentar en la fase acuosa por las micelas formadas disminuyendo la cantidad del producto que se desplaza por el sistema La precipitacioacuten del producto tambieacuten estaacute influenciada con la salinidad como se mencionoacute anteriormente el agua maneja en formacioacuten y deposicioacuten es blanda y de baja salinidad por lo que se va a tener una baja interaccioacuten de iones que provoquen una reaccioacuten de precipitacioacuten 93
La tensioacuten superficial es importante para la remocioacuten de los depoacutesitos en el sistema y se veraacute afectada tanto por el tipo de inhibidor como por la dosificacioacuten suministrada para el tratamiento actuado sobre el estado de agregacioacuten en el que se encuentre el producto (monoacutemero micela) y su comportamiento como se evidencio se requieren bajas tensiones interfaciales para lograr la dispersioacuten del depoacutesito en la solucioacuten ademaacutes el tamantildeo de la gota que se obtiene tras su dispersioacuten modifica la viscosidad de la emulsioacuten Para llevar a cabo un anaacutelisis a profundidad de estas variables se debe llevar a cabo pruebas de laboratorio tales como inundacioacuten por nuacutecleos en diferentes dosificaciones que permitan determinar la concentracioacuten optima del inhibidor y probar diferentes opciones de productos tratantes a las condiciones de operacioacuten del sistema Dentro de un anaacutelisis que simule las condiciones de campo y las
92 BELHAJ AFetal The effect of surfactant concentration salinity temperature and pH on surfactant adsorption for chemical enhanced oil recovery En Petrol Explor Prod Technol 2020 p125-137 93 CROSS John and SINGER EdwardJ Cationic Surfactants Analytical and Biological Evaluation A adsorption at solid surfaces PubMed 2003 vol 53 p7
81
posibles respuestas que se pueden obtener como permitir determinar la formacioacuten de precipitados que obstruyen las gargantas de los poros y por ende aumenta la resistencia al flujo94 En la prueba de campo llevada a cabo en el pozo C3 se maneja diferentes dosificaciones de 40ppm 80ppm y 120ppm estaacuten son las aplicadas por recomendacioacuten del proveedor de acuerdo con la patente US 20150011453 A1 estas dosis se encuentran dentro de los rangos para tratamientos continuos que son entre 10ppm-200ppm y entre 10ppm-500ppm De igual manera en la patente US 20150011453 A1 para productos (limpiadorinhibidor) como es nuestro caso se alcanza una remocioacuten aproximada del depoacutesito mayor o igual a 8 13 y 21 a dosificaciones de 50ppm 100ppm y 200ppm correspondientes si se hace la comparacioacuten con los resultados obtenidos en campo durante la aplicacioacuten no se tiene la cuantificacioacuten del porcentaje que se removioacute sin embargo al observar el comportamiento de la operacioacuten en los periodos evaluados se puede decir que no se alcanzan esos porcentajes de remocioacuten porque el incremento de inyeccioacuten y caudal posterior a la prueba son apenas del 10 y 6 donde se evidencia que el aumento no es significativo y tampoco se alcanza una integridad en las caiacutedas de presioacuten en el sistema baacutesicamente el producto permite el paso del fluido sea mayor durante la prueba al presentar aumentos del caudal durante su aplicacioacuten pero indica que en la formacioacuten se presentan problemas de taponamiento que no fueron remediados con el tratamiento Esta baja eficiencia puede estar relacionada con peacuterdidas del producto esto conlleva a que se genere un gasto mayor en su aplicacioacuten pues va a requerir una mayor cantidad de producto en el proceso efectuado sin conseguir un beneficio en la operacioacuten
94 REGE Sunil D and FOGLER HS Competition among flow dissolution and precipitation in
porous media AIChE J vol 35 p1177-1185 doi101002aic690350713
82
6 ANAacuteLISIS FINANCIERO
El anaacutelisis econoacutemico del tratamiento quiacutemico en el pozo de disposicioacuten final C3 involucra los beneficios econoacutemicos representados por un ahorro energeacutetico consecuencia de la mejora en la inyectividad y por ende menor consumo de energiacutea y se contrapone con los egresos del tratamiento directa y exclusivamente del costo del tratamiento quiacutemico en razoacuten a que los demaacutes costos operacionales son independientes de los del tratamiento al ser considerados propios del proceso de inyeccioacuten del agua como tal con o sin tratamiento
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO El costo de tratamiento del inhibidor por galoacuten se muestra en la siguiente tabla
Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten Inhibidor orgaacutenico Precio
(COPgal)
Producto A $ 75459
Se determina el consumo del tratamiento diacutea y por etapa seguacuten las distintas dosis (Ver tabla 16)
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa
Dosis [ppm] Gal diacutea Gal etapa
40 1514 7570
80 3158 31578
120 5300 52995
TOTAL GALONES 921
Fuente elaboracioacuten propia Con la cantidad de tratamiento consumido y el costo del producto por unidad de volumen se calcula el costo total del tratamiento por diacutea y por etapa de tratamiento seguacuten la ecuacioacuten 8 costos que se muestran en la tabla 17
Fuente elaboracioacuten propia
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba
119862119900119904119905119900 119905119903119886119905119886119898119894119890119899119905119900 =119862119874119875
119866119886119897lowast 119873deg 119905119900119905119886l G119886119897
83
Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa
Dosis [ppm] $ diacutea $ etapa
40 $ 1142385 $ 5711926
80 $ 2382841 $ 23828407
120 $ 3998957 $ 39989569
Total COP 69 529903
Fuente elaboracioacuten propia
El mayor costo del tratamiento se incrementa tal como se incrementa la dosis de tratamiento esto en la buacutesqueda de una dosis efectiva para que el tratamiento pueda ser replicado ahora como la prueba no fue exitosa esta dosis no pudo ser definida y por lo tanto no se da lugar a un costo perioacutedico de tratamiento quiacutemico que permita configurar una liacutenea de flujo de caja para determinar indicadores financieros y econoacutemicos como lo son Retorno de la inversioacuten o si este gasto de tratamiento es amortizable en un periodo de tiempo Sin embargo con resultados obtenidos se pueden derivar algunos indicadores de la prueba como lo son el costo de tratamiento por caudal de inyeccioacuten para cada dosis en particular ejercicio expuesto en la Tabla 18
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento
Fuente elaboracioacuten propia
Otro aspecto a tener en cuenta como anaacutelisis financiero es el costo del tratamiento quiacutemico con la prueba que es de COP 69 529903 que si se compara con tratamientos alternativos como es el caso de la estimulacioacuten llevados a cabo para mejorar el rendimiento de un pozo cuyo costo oscila entre los $ USD100 000 - 150000 equivalente a COP 330 000 000 - COP 495 000000 Cifras dentro de una brecha no comparable que demuestra porque los tratamientos quiacutemicos tienen una mayor preferencia
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO
Una expectativa con la aplicacioacuten del tratamiento quiacutemico es la reduccioacuten de los costos energeacuteticos en el sistema de inyeccioacuten para ello se tiene en cuenta tres tiempos de operacioacuten para llevar a cabo el seguimiento de la prueba y observar el impacto obtenido que se denominan como previo aplicacioacuten y posterior al tratamiento La mejora en la inyeccioacuten con la aplicacioacuten redunda en un mayor rendimiento de la bomba por ende en un menor consumo energeacutetico y sobre este ahorro se basa el beneficio o entradas en el flujo de caja econoacutemico
Dosis [ppm] $BAPD
40 127
80 254
120 380
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Se toma como datos de insumos el costo de la unidad de energiacutea (Kw-h) que tiene como tarifa la empresa de energiacutea de la localidad que provee el fluido eleacutectrico a la Estacioacuten el consumo de energiacutea promedio por cada periodo de prueba (E) se determina el costo total de energiacutea por periodo de prueba y por la totalidad del tratamiento ($E) que se resumen en la tabla 19
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea
$ Kw-h 300
E=P(Kw)t(h)
$E=Consumo de Energia (E) $Kw-h
Fuente elaboracioacuten propia
En teacuterminos de energiacutea por barril de agua inyectada se alcanza una disminucioacuten del costo energeacutetico del 3 y del 8 teniendo en cuenta el mejor estimado de operacioacuten el costo de operacioacuten por barril de agua inyectada en los periodos de prueba como se expone en la Tabla 20
Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Tiempo operacioacuten $BAPD
Previo 105
Aplicacioacuten 113
Posterior 102
Mejor estimado 9684
Fuente elaboracioacuten propia
Del resultado de la inyectividad promedio se obtuvo un incremento del 6 de agua inyectada y una disminucioacuten energeacutetica del 2 El costo energeacutetico por promedio diacutea y por periodo evaluado que se determinan en la tabla 21
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Periodos de prueba $E promedio diacutea $E periodo BAPD
Previo a la prueba $ 888754 $ 27551389 8444
Aplicacioacuten $ 1061338 $ 26533454 9365
Posterior a la prueba $ 899028 $ 26970851 8921
Fuente elaboracioacuten propia
Si se hace este ejercicio con el mejor estimado y su comportamiento se llevara a cabo con el costo por 4 diacuteas que presentaron el mejor desempentildeo como costo objetivo el anaacutelisis del ahorro energeacutetico para la operacioacuten objetivo comparado los precios de la energiacutea en los dos casos se obtiene un ahorro de energiacutea diario expuesto en la Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten
85
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea
Costo energeacutetico inyeccioacuten
Actual $ 1011869
Objetivo $ 931799
ahorro diacutea $ 80070
Fuente elaboracioacuten propia
Si se extiende este ahorro en el tiempo con el mejor estimado y su comportamiento se llevara hasta el final del contrato de asociacioacuten del campo el ahorro energetico se expone en la Tabla 23 Ahorro de energia de Inyeccioacuten
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten
Ahorro de Energiacutea
Diacutea Mes Antildeo 2029
$ 80070 2404100 $ 29225412 $ 263028704
Fuente elaboracioacuten propia
En el analisis econoacutemico en este caso como el tratamiento no fue exitoso este no se puede replicar y por tanto no se puede generar un flujo de caja perioacutedico que en caso de haber sido el tratamiento exitoso el perido de replicacion seria el tiempo durante el cual se obtiene un comportamiento sostenible Sin embargo para efectos puntuales de comparar los beneficios obtenidos por ahorro energeacutetico se aproxima el periodo de la prueba al periodo de un mes (COP 2404100) contra los egresos por el costo del tratamiento (COP 69529903) esta comparacioacuten demuestra unos costos no amortizables en el tiempo y se asume como un gasto operacional de consumibles durante la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten
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7 CONCLUSIONES
La prueba de inyeccioacuten con tratamiento quiacutemico para la limpieza del sistema del pozo C3 alcanzoacute un incremento en el iacutendice de inyectividad cercano al 10 (J=8) con un incremento de Volumen de inyeccioacuten del 6 (Q=477BAPD) y decremento de presioacuten de 4 resultados considerados no suficientes para determinar el tratamiento exitoso Pues dadas las caracteriacutesticas fiacutesicas intriacutensecas de la formacioacuten esta es una formacioacuten receptora de alta permeabilidad
El depoacutesito de materia ldquoschmoordquo actuacutea como agente adherente en la tuberiacutea del sistema y en los poros de la formacioacuten receptora y provoca en estos un efecto tensoactivo en areniscas y algunos materiales arcillosos como los presentes en la formacioacuten carbonera C7-M formando una peliacutecula que impide el paso del fluido esta accioacuten conocida como dantildeo de formacioacuten no pudo ser corregida por parte del inhibidor aunque el efecto tensoactivo no es posible demostrarse mediante la prueba
El anaacutelisis del agua de formacioacuten vs El agua de inyeccioacuten han arrojado aguas blandas con tendencia corrosiva y precursoras de incrustaciones en las superficies por la presencia de los iones presentes en ellas que forman precipitados
La salinidad del agua de formacioacuten es menor a la de inyeccioacuten garantiza que la roca no adsorba el agua y no se pueda generar el fenoacutemeno de hinchamiento de arcillas efecto que generariacutea mayor taponamiento
La seleccioacuten del inhibidor como producto tratante de la prueba de inyeccioacuten en el campo cumplioacute con los lineamientos teoacutericos requeridos para este tipo de depoacutesito mixto (muestra) y de medio acuoso de acuerdo con la prueba de laboratorio realizada por el proveedor
En comparacioacuten con valores reportados en la literatura el incremento obtenido estaacute por debajo del 10 en un tiempo mayor de comparacioacuten que infiere que el resultado de la prueba no depende del tiempo de aplicacioacuten sino de la efectividad del producto sobre las condiciones del sistema
Las condiciones del sistema como medio alcalino y alta temperatura favorecen el efecto del inhibidor como generador de emulsiones OW estas contribuyen a una peacuterdida del producto en la fase acuosa ocasionando disminucioacuten de la cantidad de inhibidor presente y disponible para actuar sobre la superficie
87
Las caracteriacutesticas de la formacioacuten compuesta por arenas finas la hacen sensible a la accioacuten erosiva del agua de inyeccioacuten con alta presioacuten este efecto aporta finos que incrementan los soacutelidos en suspensioacuten esto tambieacuten incrementa la peacuterdida del inhibidor por la adsorcioacuten del producto en los soacutelidos suspendidos y por ende disminuye su disponibilidad sobre la superficie de la roca
El producto cumple con la condicioacuten de mojar las superficies por agua es soluble en el fluido inyectado pero tiene una alta afinidad por las superficies generando peacuterdidas por soacutelidos
La baja efectividad del producto se puede ocasionar porque el amonio cuaternario no tiene un buen rendimiento con sustancias orgaacutenicas
El volumen de agua aumenta durante la aplicacioacuten se evidencia una relacioacuten proporcional a la presioacuten por tal no se ve reflejado el efecto del rendimiento del producto
La inclusioacuten de esta formulacioacuten quiacutemica no es viable debido a que el rendimiento del producto debe reflejarse en la mejora continua de la inyectividad
El comportamiento del tratamiento quiacutemico ha demostrado su accioacuten sobre el flujo al manifestar un incremento durante su aplicacioacuten pero la relacioacuten caudal vs Presioacuten ha demostrado que no remueve los depoacutesitos presentes en la garganta de los poros situacioacuten de dantildeo en la formacioacuten por soacutelidos agregacioacuten de hidrocarburos e incrustaciones de iones que han disminuido la permeabilidad de la formacioacuten y continuar con la baja inyeccioacuten del pozo C3
El uso del tratamiento quiacutemico aplicado ademaacutes de no haber sido exitoso es econoacutemicamente no amortizable con los beneficios energeacuteticos obtenidos
88
8 RECOMENDACIONES
Identificar y caracterizar el tipo de compuestos orgaacutenicos que se encuentran dentro de la muestra soacutelida recuperada de las bombas de inyeccioacuten con un mayor detalle a traveacutes de algunos anaacutelisis como WAT SARA Curvas reoloacutegicas y emulsiones con el fin de obtener el mejor tipo de tratamiento quiacutemico a aplicar
Realizar las pruebas correspondientes para determinar cuaacutel inhibidor tiene el mejor desempentildeo con respecto a los depoacutesitos que se encuentra en el sistema y evaluar diferentes clases de inhibidores a nivel de pruebas de laboratorio sobre nuacutecleos de la formacioacuten y mirar efecto de precipitacion y flujo del fluido
Realizar anaacutelisis PVT para evaluar la compatibilidad quimcia la reoligia del fluido y la deposicion de soacutelidos
Realizar un disentildeo de experimentos para evaluar el efecto de las variables (Temperatura salinidad concentracioacuten y pH) sobre el comportamiento del producto tratante o productos seleccionados para la limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos en lineas de flujo y rocas areniscas
Verificar el historial de las pruebas de inyeccioacuten de los pozos para determinar
las perdidas en los iacutendices de inyectividad causados por este fenoacutemeno de precipitacioacuten de soacutelidos
Realizar pruebas de laboratorio con diferentes productos tratantes reconocidos por la industria de los hidrocarburos a condiciones del pozo y descartar la recomendacioacuten del proveedor
El tratamiento de limpieza con aacutecido inorgaacutenico en este tipo de formacioacuten no es recomendable ni la maacutes efectiva debido a que los compuestos que taponan no siempre son solubles en estas sustancias y al contrario se puede generar un mayor taponamiento (Hinchamiento de arcillas)
Analizar el uso de surfactantes no ioacutenico como Alquil poli glucoacutesidos o alquil
etoxilato a nivel laboratorio para comparar el rendimiento con respecto a los inhibidores catioacutenicos como amidas aminas y amonios cuaternario (resultado observado en esta tesis) y revisar coacutemo afecta la disociacioacuten de los iones en las superficies aceitosas y su rendimiento en el desprendimiento de las escamas orgaacutenicasinorgaacutenicas
Implementar cupones en las superficies de la tuberiacutea para realizar el seguimiento a la corrosioacuten del sistema y probar sus beneficios para inhibir la corrosioacuten
89
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97
ANEXOS
98
ANEXO A
DATOS VARIABLES MONITOREADAS DURANTE EL PROCESO DE
INYECCION DE AGUA (PRESIOacuteN Y VOLUMEN DE AGUA INYECTADA)
Cabe resaltar que se confirma el valor de la presioacuten de la liacutenea base por medio de
los datos obtenidos en el histoacuterico teniendo en cuenta las funciones MIN
DESVESTA NORMALIZACIOacuteN en donde se obtienen
MIN=1003 Psi
DESVESTA= 43
NORMALIZACION=38841
P=1150 Psi
Etapa Fecha q (BAPD) P (Psi)
10042019 8211 1170
11042019 7543 1053
12042019 7258 1003
13042019 7592 1139
14042019 7897 1145
15042019 8145 1110
16042019 8581 1169
17042019 8425 1190
18042019 8629 1180
19042019 8255 1130
20042019 8349 1215
21042019 8675 1143
22042019 8650 1143
23042019 8561 1201
24042019 8487 1153
25042019 8388 1170
26042019 8441 1170
27042019 8968 1134
28042019 8770 1190
29042019 8439 1175
30042019 8685 1183
1052019 8355 1151
2052019 8766 1135
3052019 8751 1184
4052019 8970 1153
5052019 8565 1136
6052019 8616 1164
7052019 8243 1189
8052019 8710 1125
9052019 8991 1108
10052019 8856 1139
pre
trat
amie
nto
11052019 9002 1100
12052019 8645 1159
13052019 9125 1180
14052019 8990 1054
15052019 9295 1115
16052019 9232 1101
17052019 9294 1128
18052019 9160 1165
19052019 9117 1145
20052019 9201 1158
21052019 9518 1125
22052019 8629 1080
23052019 9063 1145
24052019 9930 1206
25052019 10838 1240
26052019 10375 1230
27052019 10392 1223
28052019 10540 1269
29052019 10580 1270
30052019 10620 1263
31052019 10571 1270
1062019 10632 1240
2062019 10163 1250
3062019 10815 1269
4062019 10461 1212
tra
tam
ien
to
5062019 9824 1270
6062019 9970 1181
7062019 8518 1208
8062019 8252 1161
9062019 8495 1163
10062019 8495 1164
11062019 8647 1115
12062019 9788 1114
13062019 8020 1181
14062019 8491 1145
15062019 8722 1145
16062019 8819 1160
17062019 8840 1130
18062019 8676 1083
20062019 7496 1143
21062019 8000 960
22062019 9022 1025
23062019 8868 1050
24062019 8911 1005
25062019 9092 1103
26062019 8900 1104
27062019 9464 1036
28062019 9410 1045
29062019 9912 1095
30062019 8960 1069
1072019 8558 1073
2072019 9704 1060
3072019 8562 1091
4072019 8966 1080
5072019 8838 1080
Des
pu
es d
el t
rata
mie
nto
99
Para la presioacuten se tiene P=NORMALIZACION [P] + Tabla5 [[Totales] [WHP [psi]]]
Donde la suma hace referencia al promedio de los datos evaluados desde el
01012019 (1146 Psi)
El mismo procedimiento se tiene para el iacutendice de inyectividad
MIN=7
DESVESTA= 0
NORMALIZACION=06889
J=7 aproximado
En donde el promedio de datos es 7 y el iacutendice de inyectividad J= NORMALIZACION
[J]+ Tabla5 [[Totales] [Columna1]]
Para el caudal se saca la relacioacuten por medio de la formula y se obtiene un valor de
8100 BAPD
Ademaacutes los incrementos realizados para la comparacioacuten de 49 y 144 se hallan
haciendo la relacioacuten por el tiempo de prueba y el incremento obtenido
respectivamente
Caacutelculos
294 90diacuteas 144 150diacuteas
x 15diacuteas x 15diacuteas
49 144
100
ANEXO B
TABLA DE SEGUIMIENTO PARA EL CAacuteLCULO DE LA ENERGIacuteA
Las conversiones que se tienen en cuenta para realizar el caacutelculo de potencia se
encuentran
1 BAPD = 00066244m3h
1 m3h = 0000277778
1 psi = 0703546663 mca
1 Kw = 134 Hp
La potencia es calcula mediante la ecuacioacuten 5 Donde el peso especiacutefico del agua
es tomado como 9810 Nm3 y el 134 representa la equivalencia de un 1Kw a Hp
Para calcular la energiacutea en el proceso se tiene el costo por Kw-h que es de $ 300
COP en la estacioacuten por la cantidad de energiacutea consumida
Etapa fecha q (m3s) P (mca) HB (kw) HP Econsumida $E q (BAPD) $Ebapd
10042019 001510915 823149595 122007879 163490557 292818909 878456726 8211 106985352
11042019 001387996 740834636 100873814 135170911 242097153 72629146 7543 962868169
12042019 001335553 705657303 924536069 123887833 221888657 66566597 7258 917147933
13042019 001397012 801339649 109821124 147160307 263570699 790712096 7592 104150698
14042019 001453136 805560929 114834818 153878656 275603564 826810691 7897 10469934
15042019 001498771 780936795 114820658 153859681 275569578 826708735 8145 101498924
16042019 001578999 822446049 127396758 170711655 305752219 917256656 8581 106893912
17042019 001550294 837220528 127327682 170619094 305586437 916759311 8425 108814162
18042019 001587832 830185062 129314861 173281914 310355667 931067002 8629 107899757
19042019 001519012 795007729 118468116 158747276 284323479 852970438 8255 103327733
20042019 001536309 854809195 128829909 172632079 309191783 927575348 8349 111100173
21042019 001596296 804153835 125927817 168743275 302226762 906680285 8675 104516459
22042019 001591696 804153835 125564913 168256983 301355791 904067374 8650 104516459
23042019 001575319 844959542 130579039 174975912 313389693 940169078 8561 109820007
24042019 001561702 811189302 124276631 166530686 298263915 894791744 8487 105430864
25042019 001543485 823149595 124637935 167014833 299131045 897393134 8388 106985352
26042019 001553238 823149595 125425466 168070125 301021119 903063357 8441 106985352
27042019 001650212 797821915 129156009 173069052 309974422 929923265 8968 103693495
28042019 001613777 837220528 132541694 17760587 318100066 954300197 8770 108814162
29042019 00155287 826667329 125931627 168748381 302235906 906707717 8439 107442555
30042019 001598137 832295702 130484982 174849876 313163957 93949187 8685 108174078
1052019 001537413 809782209 122131514 163656229 293115633 879346899 8355 105247983
2052019 001613041 798525462 126358159 169319933 303259582 909778746 8766 103784936
3052019 001610281 832999248 131587716 176327539 315810518 947431555 8751 108265519
4052019 00165058 811189302 131349285 176008042 315238284 945714851 8970 105430864
5052019 001576055 799229009 123569606 165583272 296567054 889701161 8565 103876376
6052019 00158544 818928315 127369262 170674811 305686229 917058687 8616 106436709
7052019 001516804 836516982 124472415 166793036 298733797 89620139 8243 108722721
8052019 001602737 791489995 124444767 166755988 298667441 896002324 8710 102870531
9052019 001654444 779529702 126518409 169534667 303644181 910932542 8991 101316043
10052019 001629602 801339649 128105358 17166118 307452859 922358577 8856 104150698
pret
rata
mie
nto
101
11052019 001656468 773901329 125758589 168516509 301820614 905461841 9002 100584519
12052019 001590776 815410582 127249005 170513667 305397613 916192838 8818 103900299
13052019 001679101 830185062 136747956 183242261 328195094 984585281 9125 107899757
14052019 00165426 741538182 120338963 16125421 288813511 866440534 8990 963782574
15052019 001710383 784454529 131622527 176374186 315894064 947682193 9295 101956126
16052019 001698791 774604875 129088953 172979197 309813486 929440459 9232 10067596
17052019 001710199 793600635 133142814 17841137 319542752 958628257 9294 103144852
18052019 001685542 819631862 135527479 181606822 325265951 975797852 9160 10652815
19052019 001677629 805560929 13257554 177651223 318181295 954543886 9117 10469934
20052019 001693086 814707035 135316125 181323607 3247587 9742761 9201 105888066
21052019 001751418 791489995 135989127 18222543 326373904 979121713 9518 102870531
22052019 001587832 759830396 118355975 158597006 28405434 852163019 8629 987557097
23052019 001667693 805560929 131790295 176598995 316296707 948890122 9063 10469934
24052019 00182723 848477275 152090651 203801472 365017562 109505269 9157 119586402
25052019 001994312 872397862 170677705 228708125 409626492 122887947 9709 126571168
26052019 001909115 865362395 162068711 217172073 388964907 116689472 9805 119010171
27052019 001912243 860437568 161410416 216289958 387384999 1162155 9787 118744763
28052019 001939477 892800715 169866679 227621349 407680029 122304009 9274 131878379
29052019 001946838 893504261 170645701 228665239 409549682 122864904 9504 129277046
30052019 001954198 888579435 170346741 228264633 408832179 122649654 9499 12911849
31052019 001945181 893504261 170500539 228470722 409201293 122760388 10202 120329728
1062019 001956406 872397862 1674336 224361024 40184064 120552192 9874 122090533
2062019 001870105 879433328 161338458 216193533 387212298 11616369 9571 121370483
3062019 00199008 892800715 174298684 233560237 418316842 125495053 9946 126176405
4062019 00192494 852698555 161020727 215767775 386449746 115934924 9813 118144221
trat
amie
nto
5062019 001807725 893504261 158452114 212325832 380285073 114085522 9824 116129399
6062019 001834591 830888608 149537811 200380666 358890746 107667224 9970 107991197
7062019 001567407 849884368 130680423 175111767 313633016 940899047 8518 11046009
8062019 00151846 816817675 121673892 163043016 292017342 876052025 8252 106162388
9062019 001563174 818224769 125472647 168133347 301134353 903403059 8495 106345269
10062019 001563174 818928315 125580534 168277916 301393282 904179846 8495 106436709
11062019 001591144 784454529 122446475 164078277 293871541 881614623 8647 101956126
12062019 001801101 783750982 138479381 185562371 332350515 997051544 9788 101864686
13062019 001475769 830888608 120290195 161188861 288696468 866089403 8020 107991197
14062019 001562438 805560929 123472514 165453168 296334033 889002099 8491 10469934
15062019 001604945 805560929 126831618 169954368 304395882 913187646 8722 10469934
16062019 001622794 816114129 129922179 174095719 311813228 935439685 8819 106070947
17062019 001626658 795007729 126863495 169997083 304472387 913417162 8840 103327733
18062019 00159648 761941036 119331187 159903791 28639485 85918455 8676 990300311
20062019 001379347 804153835 108813247 145809751 261151793 78345538 7496 104516459
21062019 001472089 675404796 975365034 130698915 234087608 702262824 8000 87782853
22062019 001660148 721135329 117444491 157375618 281866779 845600336 9022 937264837
23062019 001631811 738723996 11825539 158462223 283812937 85143881 8868 960124955
24062019 001639723 707064396 113736135 152406422 272966725 818900175 8911 918976743
25062019 001673029 776011969 127362303 170665485 305669526 917008578 9092 100858841
26062019 001637699 776715515 124785764 167212924 299485834 898457501 8900 100950281
27062019 001741481 728874342 124520383 166857314 29884892 896546761 9464 947323289
28062019 001731545 735206262 12488546 167346516 299725103 899175309 9410 955552932
29062019 001823918 770383596 137841939 184708199 330820655 992461964 9912 100127317
30062019 00164874 752091382 121644276 16300333 291946262 875838786 8960 977498645
1072019 001574767 754905569 116621324 156272574 279891177 83967353 8558 981156264
2072019 001785644 745759462 130635922 175052136 313526213 94057864 9704 969269002
3072019 001575503 767569409 118633116 158968375 284719478 854158433 8562 997615549
4072019 001649844 759830396 122978291 16479091 295147898 885443693 8966 987557097
5072019 00162629 759830396 121222634 162438329 290934321 872802962 8838 987557097
De
spu
es
de
l tra
tam
ien
to
102
ANEXO C
SEGUIMIENTO DOSIS DE INYECCIOacuteN DE PRODUCTO QUIacuteMICO
Para el seguimiento de la dosis de inyeccioacuten se tiene en cuenta el volumen del fluido
inyectado y la dosificacioacuten del inhibidor que se maneja en cada etapa para sacar la
cantidad de producto diacutea requerido y el volumen de inhibidor gastado por etapa
Donde se calcula la cantidad de producto utilizada teniendo como constante
la dosis que se esteacute manejando en cada una de las etapas por medio de la
ecuacioacuten 4 El 42 representa la conversioacuten a galones
119876119894119899ℎ =9002 lowast 42 lowast 40
1000000= 1512119892119886119897
119876119894119899ℎ =9232 lowast 42 lowast 80
1000000= 3102119892119886119897
119876119894119899ℎ =10375 lowast 42 lowast 120
1000000= 5229119892119886119897
etapa fecha q (BAPD) P (Psi) j dosis Productodia Producto etapa $Gal $BAPD
11052019 9002 1100 818 40 1512 1141673$ 127$
12052019 8645 1159 746 40 1452 1096397$ 127$
13052019 9125 1180 773 40 1533 1157272$ 127$
14052019 8990 1054 853 40 1510 1140151$ 127$
15052019 9295 1115 834 40 1562 1178833$ 127$
16052019 9232 1101 839 80 3102 2341685$ 254$
17052019 9294 1128 824 80 3123 2357412$ 254$
18052019 9160 1165 786 80 3078 2323423$ 254$
19052019 9117 1145 796 80 3063 2312516$ 254$
20052019 9201 1158 795 80 3092 2333822$ 254$
21052019 9518 1125 846 80 3198 2414229$ 254$
22052019 8629 1080 799 80 2899 2188735$ 254$
23052019 9063 1145 792 80 3045 2298819$ 254$
24052019 9930 1206 823 80 3336 2518732$ 254$
25052019 10838 1240 874 80 3642 2749045$ 254$
26052019 10375 1230 843495935 120 5229 3947409$ 380$
27052019 10392 1223 849713818 120 5237568 3953877$ 380$
28052019 10540 1269 830575256 120 531216 4010187$ 380$
29052019 10580 1270 833070866 120 533232 4025406$ 380$
30052019 10620 1263 840855107 120 535248 4040625$ 380$
31052019 10571 1270 832362205 120 5327784 4021982$ 380$
1062019 10632 1240 857419355 120 5358528 4045190$ 380$
2062019 10163 1250 81304 120 5122152 3866748$ 380$
3062019 10815 1269 852245863 120 545076 4114817$ 380$
4062019 10461 1212 863118812 120 5272344 3980129$ 380$
producto total 92142624 921$ 69559114$
7569576
31577952
52995096
do
sis
40
pp
md
osi
s 8
0 p
pm
do
sis
12
0 p
pm
103
Adicional en la tabla se muestra el costo del producto donde un galoacuten de
tratamiento tiene un costo $ 75459 COP y se calcula el costo por
productodiacutea
$119892119886119897 = 75459 lowast 1512 = 1141194
Tambieacuten se encuentra que el costo por el barril de agua inyectada cambia
seguacuten la dosis manejada e incrementa con la dosificacioacuten como se puede
observar en la tabla
$119861119860119875119863 =$119892119886119897
119902
104
ANEXO D
EVALUACIOacuteN DEL KPI POR MEDIO DE POWER PIVOT
Power pivot es un complemento de Excel que permite realizar anaacutelisis a datos una
de las herramientas aplicadas son los indicadores claves de rendimiento (KPI) este
elemento permite evaluar los datos de una forma raacutepida y dar una visual al estado
en el que se encuentra el proceso
Para hacer el anaacutelisis del indicador en Power pivot se hace una tabla dinaacutemica con
las variables fecha presioacuten y caudal
Se adicionan las variables BAPD y WHP como medidas calculadas como se
observa en las ventanas por medio de la funcioacuten SUMX que evaluacutean los valores
que se estaacuten tomando de la columna de una determinada tabla
Al tener estas variables como campos calculados se realiza el caacutelculo de la
inyectividad que representa el valor base del anaacutelisis que se genera
automaacuteticamente para los datos que se encuentren en la tabla
Etiquetas de fila Suma de P Suma de Q
15-abr 1110 8145
16-abr 1169 8581
17-abr 1190 8425
18-abr 1180 8629
19-abr 1130 8255
20-abr 1215 8349
21-abr 1143 8675
22-abr 1143 8650
23-abr 1201 8561
24-abr 1153 8487
25-abr 1170 8388
26-abr 1170 8441
27-abr 1134 8968
28-abr 1190 8770
105
Finalmente se elige una medida objetivo para el KPI por medio de un condicional
que permite realizar la comparacioacuten de los datos de la prueba ademaacutes del periodo
de pretratamiento y post tratamiento
Se agrega el indicador clave de rendimiento donde el campo base es la medida
inyectividad se definen los liacutemites del estado los cuales son 78 al ser el valor
promedio encontrado entre los datos analizados y 9 que es el valor establecido para
definir la prueba como exitosa
106
Al dar aceptar inmediatamente se analizan los valores de la variable inyectividad
en la tabla la cual nos muestra el estado de la inyeccioacuten seguacuten los rangos que se
establecieron esto se puede observar en la imagen por medio de los iconos como
una demostracioacuten graacutefica
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
16042019 FALSO 7340461933
17042019 FALSO 7079831933
18042019 FALSO 7312711864
19042019 FALSO 7305309735
20042019 FALSO 6871604938
21042019 FALSO 758967629
22042019 FALSO 7567804024
23042019 FALSO 7128226478
24042019 FALSO 7360797918
25042019 FALSO 7169230769
26042019 FALSO 7214529915
27042019 FALSO 7908289242
28042019 FALSO 7369747899
29042019 FALSO 718212766
30042019 FALSO 7341504649
1052019 FALSO 72589053
2052019 FALSO 7723348018
3052019 FALSO 7391047297
4052019 FALSO 7779705117
5052019 FALSO 7539612676
6052019 FALSO 7402061856
7052019 FALSO 6932716569
8052019 FALSO 7742222222
9052019 FALSO 8114620939
10052019 FALSO 777524144
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
11052019 FALSO 7800693241
12052019 FALSO 7608283003
13052019 FALSO 7733050847
14052019 FALSO 8529411765
15052019 FALSO 833632287
16052019 FALSO 838510445
17052019 FALSO 8239361702
18052019 FALSO 7862660944
19052019 FALSO 7962445415
20052019 FALSO 7945595855
21052019 FALSO 8460444444
22052019 FALSO 7989814815
23052019 FALSO 7915283843
24052019 FALSO 8233830846
25052019 FALSO 8740322581
26052019 FALSO 843495935
27052019 FALSO 8497138185
28052019 FALSO 8305752561
29052019 FALSO 8330708661
30052019 FALSO 8408551069
31052019 FALSO 8323622047
1062019 FALSO 8574193548
2062019 FALSO 81304
3062019 FALSO 8522458629
4062019 FALSO 8631188119
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
5062019 FALSO 7735433071
6062019 FALSO 8441998307
7062019 FALSO 7051324503
8062019 FALSO 7107665805
9062019 FALSO 7304385211
10062019 FALSO 7298109966
11062019 FALSO 7755156951
12062019 FALSO 8786355476
13062019 FALSO 6790855207
14062019 FALSO 7415720524
15062019 FALSO 7617467249
16062019 FALSO 7602586207
17062019 FALSO 782300885
18062019 FALSO 8011080332
19062019 FALSO 2206930693
20062019 FALSO 6558180227
21062019 FALSO 8333333333
22062019 FALSO 880195122
23062019 FALSO 8445714286
24062019 FALSO 8866666667
25062019 FALSO 8242973708
26062019 FALSO 8061594203
27062019 VERDADERO 9135135135
28062019 VERDADERO 9004784689
29062019 VERDADERO 9052054795
En el ANEXO podemos observar un semaacuteforo que permite ver el estado de la
inyectividad con los tiempos establecidos de pre durante y post tratamiento
teniendo como objetivo una inyectividad Xgt=9 donde el tiempo base de 30 diacuteas pre
tratamiento se encuentra en estado rojo el periodo de prueba se encuentra en
amarillo y los 30 diacuteas post tratamiento se encuentran en los tres estados (rojo
amarillo y verde) en rojo se encuentran los 15 diacuteas recieacuten se suspende la
dosificacioacuten del tratamiento 11 diacuteas en amarillo y 4 diacuteas en verde esto ademaacutes se
ve influenciado por la disminucioacuten de presioacuten que se presenta en cabeza de pozo
que afecta directamente la relacioacuten caudal presioacuten
107
ANEXO E
REPORTE ASSAY 2016 CEPSA COLOMBIA SA
Fuente CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de crudo CCA
108
ANEXO F
REPORTE LABORATORIO AGUA RESIDUAL NFUSTRIAL
Fuente CEPSA Colombia SA
7
CONTENIDO
paacuteg
RESUMEN 17
INTRODUCCIOacuteN 19
OBJETIVOS 20
1GENERALIDADES 21
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA 21
111 Naturaleza del agua 22
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN 23
121 Propiedades de la roca 24
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua 26
2CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA 34
21 TIPO DE MUESTRA 34
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO 34
221 Anaacutelisis SARA 35
222 Anaacutelisis composicionales 35
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA 36
3SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 40
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN 40
311 Revisioacuten de antecedentes 40
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada 41
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba 43
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor 43
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR 45
321 El Inhibidor 45
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten 47
323 Sistema de inyeccioacuten 50
324 Aplicacioacuten de la prueba 50
8
4PRUEBA PILOTO 52
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO 52
411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor 52
42 PROCEDIMIENTO 54
421 Aplicacioacuten 54
422 Recopilacioacuten de datos 54
423 Evaluacioacuten de resultados 55
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS 59
431 Anaacutelisis del tratamiento 59
432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema 61
433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 63
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento 67
5ANAacuteLISIS Y RESULTADOS 69
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN 69
52 PRUEBA PILOTO 72
53 AGUA - ACEITE ndash SOacuteLIDO 75
6ANAacuteLISIS FINANCIERO 82
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO 82
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO 83
7 CONCLUSIONES 86
8RECOMENDACIONES 88
BIBLIOGRAFIacuteA 97
ANEXOS 89
9
LISTA DE TABLAS
paacuteg
Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra 37 Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual
industrial 43 Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba 57
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba 58 Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento 65 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten 70
Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin 71
Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten 72 Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes
periodos 74 Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
74
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza 76 Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor 77
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media 79 Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso 79 Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten 82
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa 82 Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa 83
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento 83
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea 84 Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea 85
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten 85
10
LISTA DE ECUACIONES
paacuteg
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad 55 Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten 56 Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad 56 Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida 57
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba 58 Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida 58 Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 59
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba 82
11
LISTA DE GRAacuteFICAS
paacuteg
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos 38 Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten 41 Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba 60 Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba 61 Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes
durante y despueacutes de la prueba 62 Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten 63
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo 64
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento 65 Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3 66 Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada 67 Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 68
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql 70 Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo 73
12
LISTA DE FIGURAS
paacuteg
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera 22
Figura 2 Esquema de un pozo disposal 24 Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la
formacioacuten 27 Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos 28 Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten 31
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica 33 Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten 34
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA 35
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo 36
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida 46
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada 47 Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base 48
Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos 50 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3 52
Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten 53
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico 53
Figura 17 Formacioacuten de precipitados 70
13
LISTA DE ANEXOS
paacuteg
Anexo A Datos variables monitoreadas durante el proceso de inyeccion de agua (presioacuten y volumen de agua inyectada) 988 Anexo B Tabla de seguimiento para el caacutelculo de la energiacutea 100 Anexo C Seguimiento dosis de inyeccioacuten de producto quiacutemico 102 Anexo D Evaluacioacuten del Kpi por medio de power pivot 104 Anexo E Reporte Assay 2016 CEPSA Colombia sa 107 Anexo F Reporte laboratorio agua residual industrial 108
14
ABREVIATURAS
Γ Peso especiacutefico
ww Concentracioacuten en peso
BAPD Barriles de Agua por Diacutea
BBL Barriles
CMC Concentracioacuten criacutetica de micelas
EOR Enhanced oil recovery
Ji Iacutendice de inyectividad
KPI Indicador clave de rendimiento
KW Kilo watts
OW contenido de grasas y aceites en agua
PDP Presioacuten de descarga de la bomba
PTARI Planta de tratamiento de aguas residuales
Ppm partes por milloacuten
Psi Libra por pulgada cuadrada
Q Caudal
TSS Soacutelidos suspendidos totals
WHP Presioacuten en cabeza de pozo
15
GLOSARIO
ADSORCIOacuteN moleacuteculas de una sustancia son capturadas por la superficie de la otra sustancia1
AGUA DE DISPOSICIOacuteN es el agua producida que al pasar por un proceso de tratamiento necesita su disposicioacuten final es decir ha terminado su ciclo productivo
AMINA CUATERNARIA es una sal de amina catioacutenica en donde el nitroacutegeno tiene cuatro grupos unidos a ella cargada positivamente Son utilizadas como agentes mojantes del petroacuteleo e inhibidores de corrosioacuten2
ARENISCAS supeficie mineral que estaacute compuesta principalmente de granos de cuarzo y puede contener otros minerales3
BARRIL unidad volumeacutetrica equivale a 42 galones US4
DISOLUCIOacuteN es lo formacioacuten de una mezcla homogeacutenea donde las moleacuteculas del soluto se disuelven en el solvente5
DISPERSIOacuteN es la separacioacuten de componentes dentro de un fluido por medio de la difusioacuten es decir es la presencia de partiacuteculas o granos dentro de un fluido 6
FORMACIOacuteN RECEPTORA se encuentra constituida por rocas porosas a nivel subterraacuteneo con la capacidad de contener y circular un fluido a traveacutes de ella en este caso el agua
INHIBIDOR es un producto quiacutemico que evita o retrasa una reaccioacuten quiacutemica como la corrosioacuten7
MOJABILIDAD es la preferencia de un soacutelido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro que permite que la fase mojante se disperse sobre la fase soacutelida8
1 SCHUMBERGER Oilfield glossary adsorption [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsaadsorptionaspx 2SCHUMBERGER Oilfield glossary amina cuaternaria En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsqquaternary_amineaspx 3 SCHUMBERGER Oilfield glossary arenisca [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsssandstoneaspx 4 SCHUMBERGER Oilfield glossary barril eqivalente [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsbbarrel_equivalentaspx 5 Disoluciones quiacutemicas Soluciones [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible
en httpsuftclimagesfuturos_alumnosprofesores_orientadoresmaterial-pedagogicoGuia_5_Solucionespdf 6 SCHUMBERGER Oilfield glossary dispersioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 7 SCHUMBERGER Oilfield glossary inhibitor [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 8 SCHUMBERGER Oilfield glossary mojabilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible enhttpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermswwettabilityaspx
16
POZOS DISPOSAL son pozos clase II seguacuten el UIC se utilizan para inyectar fluido como el agua tratada la cual es separada del aceite resultante de la produccioacuten de petroacuteleo y es reinyectada en formaciones subterraacuteneas con caracteriacutesticas iguales o similares para su eliminacioacuten9
PRECIPITACIOacuteN aparicioacuten de material soacutelido en una solucioacuten liquida en donde el soluto sobrepasa la solubilidad10
SCHMOO son depoacutesitos y acumulaciones de lodos de composicioacuten variable compuesta de sustancias inorgaacutenicas recubiertas con material hidrocarbonado que se acumula en las liacuteneas y sistemas de operacioacuten de inyeccioacuten11
SOLUBILIDAD es la capacidad de un cuerpo para disolverse y mezclarse en una sustancia12
9 EPA Control de inyeccioacuten subterraacutenea [En liacutenea] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwepagovuicclass-ii-oil-and-gas-related-injection-wells 10 SCHUMBERGER Oilfield glossary precipitacioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermspprecipitationaspx 11Hellberg PE and Zuberbuehler A Polymeric corrosion inhibitors - A new class of oilfield formulation bases[En liacutenea] International Petroleum Technology Conference 2014] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwlinknovatecomconferencepolymeric-corrosion-inhibitors-a-new-class-of-oilfield-formulation-bases-1197673 12 SCHUMBERGER Oilfield glossary solubilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsssolubilityaspx
17
RESUMEN
Este trabajo se desarrolla con base en la evaluacioacuten de un inhibidor orgaacutenico que busca incrementar el flujo de agua inyectada al pozo de disposicioacuten final C3 el cual trae un bajo iacutendice de inyectividad por la posible presencia de sustancias que bloquean el paso del fluido a la formacioacuten receptora evento recurrente en pozos de disposicioacuten con alguna carga de hidrocarburos se requiere verificar el desempentildeo con la aplicacioacuten de un tratamiento que sea econoacutemico y efectivo de este modo recuperar las propiedades de la roca de la formacioacuten para extender la vida del pozo inyector
Se analiza el histoacuterico del sistema de inyeccioacuten de la estacioacuten desde el 1 de enero del 2019 las condiciones de operacioacuten del pozo y el sistema de inyeccioacuten a partir de una revisioacuten bibliograacutefica y un anaacutelisis de composicioacuten se hace una discusioacuten sobre la eleccioacuten del producto tratante y los fenoacutemenos que interactuacutean para alcanzar la separacioacuten del depoacutesito que se encuentra acumulado en el medio del sistema Se hace la prueba de pozo con el producto tratante y el respectivo seguimiento las variables involucradas en el proceso de mejora de la inyectividad
Asiacute mismo se evaluacutean las consideraciones o factores que generaron el dantildeo a la formacioacuten y la efectividad o no del producto tratante su composicioacuten y reacciones con el medio acuoso y con la roca
PALABRAS CLAVES inhibidor inyectividad pozo de disposicioacuten agua de disposicioacuten
18
ABSTRACT
This work is developed based on the evaluation of an organic inhibitor that seeks to
increase the flow of water injected to the final disposal well C3 which brings a low
injection rate due to the possible presence of substances that block the passage of
the fluid to the receptor formation recurrent event in disposal wells with some
hydrocarbon load It is necessary to verify the performance with the application of a
treatment that is economical and effective in this way to recover the properties of
the rock of the formation to extend the life of the injection well
The history of the injection system of the station from January 1 2019 the operating
conditions of the well and the injection system is analyzed Based on a bibliographic
review and a composition analysis a discussion is made about the choice of the
treatment product and the phenomena that interact to achieve the separation of the
deposit that is accumulated in the middle of the system The well test is carried out
with the treatment product and the respective monitoring of the variables involved in
the process to improve injectivity
Likewise the considerations or factors that generated the damage to the formation
and the effectiveness or not of the treatment product its composition and reactions
with the aqueous medium and with the rock are evaluated
KEY WORDS inhibitor injectivity disposal well disposal water
19
INTRODUCCIOacuteN
Un pozo de disposicioacuten de agua tratada es una de las alternativas de vertimiento de las aguas de produccioacuten en la industria de los hidrocarburos el caso de estudio es el pozo inyector C3 que pertenece al sistema de inyeccioacuten de un campo maduro en la cuenca de los llanos orientales de Colombia por ello el desarrollo de estos campos comprenden el manejo de una alta relacioacuten aceite agua que de manera incremental acrecienta los problemas de disposicioacuten de agua situacioacuten que puede llegar a generar un cuello de botella para el campo si la capacidad de inyeccioacuten no es suficiente
El sistema de disposicioacuten de agua se encuentra conformado por 5 pozos los cuales tienen la capacidad de recibir la cantidad de agua producida a disponer el volumen total de 95000 BWPD13 aproximadamente distribuido en los pozos C1 C2 C3 C6 y CC en este sistema el pozo C3 tiene la menor inyectividad por ello se ha tomado con el pozo de prueba
El objetivo del estudio es aumentar la capacidad de agua dispuesta en la formacioacuten esto se pretende lograr con la limpieza y la disolucioacuten de deposiciones presentes en la zona a partir de un inhibidor orgaacutenico El tratamiento fue aplicado en una prueba piloto del pozo inyector que alimenta la formacioacuten receptora la carbonera C7-M sobre el comportamiento de esta formacioacuten se tiene conocimiento a traveacutes del desarrollo del campo experiencia que recomienda que espera con el tratamiento un incremento significativo del volumen inyectado sino se da esta condicioacuten la prueba resultaraacute no exitosa por el alto costo del producto y el manejo de la integridad del pozo y de la formacioacuten
Este proyecto estaacute enfocado a la accioacuten limpiadora del producto en la formacioacuten receptora confrontando su desempentildeo operacional en su implementacioacuten al evaluar su eficiencia tecnoloacutegica y financiera que permita su aplicabilidad en todo el sistema de pozos de la compantildeiacutea Por ello la tasa de inyeccioacuten es el indicador principal o gradiente de medida en las variables operacionales que se tienen en cuenta para la evaluacioacuten
13 CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de implementacioacuten de tecnologiacutea en pozos inyectores 2019
20
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Evaluar la inyectividad en un pozo para disposicioacuten final de agua en un campo petrolero utilizando inhibidores orgaacutenicos modificados OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
1 Caracterizar el depoacutesito proveniente del pozo de disposicioacuten final C3 de la estacioacuten
2 Seleccionar el inhibidor de la tecnologiacutea de acuerdo con el depoacutesito proveniente del sistema
3 Evaluar en prueba piloto el rendimiento del producto 4 Determinar la viabilidad financiera del proyecto
21
1 GENERALIDADES
En el presente capiacutetulo se abordan conocimientos y definiciones que ayudan a entender los factores y propiedades que afectan la inyectividad en un pozo de inyeccioacuten con el fin de entender el comportamiento de estos sistemas y tener una mejor evaluacioacuten del proceso
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA
El agua se usa como insumo o como materia prima en distintos procesos productivos de las industria asociado las actividades de exploracioacuten produccioacuten transporte y refinacioacuten este recurso es retornado al sistema de forma parcial o en su totalidad estos retornos de agua hacen referencia a las peacuterdidas vertimientos y descargas de agua seguacuten la ENA se estima una demanda hiacutedrica en el paiacutes de 5813 millones de m3 y la huella hiacutedrica azul de 62 millones de m3 que corresponden al 11 de demanda de agua en este sector el flujo de retorno es la diferencia entre el volumen usado y el que no retorna que corresponde a 5752 millones de m314
El manejo del recurso hiacutedrico permite garantizar proteccioacuten y conservacioacuten al medio ambiente a partir de un uso consciente y responsable del agua en los procesos a nivel Industrial se tiene como objetivo reducir el impacto ambiental que es generado por medio de las actividades que realiza la industria con el cumplimiento de las normativas internacionales teniendo en cuenta que las labores efectuadas pueden causar un impacto al ecosistema ya sea en las aguas subterraacuteneas la atmoacutesfera suelos biodiversidad entre otros15 por eso el agua que se emplea en la produccioacuten no puede ser usada o vertida sin un previo tratamiento por lo que debe cumplir con los estaacutendares correspondiente a las licencias ambientales que determinan los liacutemites y condiciones que se deben tener para no afectar los cuerpos receptores
Algunas alternativas implementadas para el manejo de los efluentes de produccioacuten con procura de la reduccioacuten del impacto ambiental al momento de disponer las aguas al medio despueacutes de su uso son i) La reutilizacioacuten del recurso en el proceso de refinacioacuten y aprovechamiento agriacutecola ii) La reinyeccioacuten en disposicioacuten final (Disposal) o recobro y iii) El uso en vertimientos a cuerpos de agua superficial suelo o alcantarillado la Figura 1 permite visualizar coacutemo se encuentra repartida la gestioacuten de agua residual realizada en Colombia por parte Ecopetrol16 dando una perspectiva de la utilidad de cada una de estas alternativas
14 Instituto de Hidrologiacutea Meteorologiacutea y Estudios Ambientales (IDEAM) Estudio nacional del agua 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Ideam 2019 p181 [Consultado 5 Agosto de 2019] Disponible en httpwwwandicomcoUploadsENA_2018-comprimidopdf 15 CEPSA Colombia SA Informe Anual y de responsabilidad corporativa 2018 16 Ecopetrol Reporte integrado de gestioacuten sostenible 2018 [en liacutenea] Bogotaacute Ecopetrol SA 2019 p 363-364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en
22
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera
Fuente ECOPETROL Reporte integrado gestioacuten sostenible 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 2019 p 364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 111 Naturaleza del agua En la industria de los hidrocarburos se tiene grandes voluacutemenes de agua asociados a sus procesos productivos debido a que el agua es un fluido que se encuentra asociado a las acumulaciones de petroacuteleo en donde se puede encontrar un mayor volumen produccioacuten de agua en comparacioacuten con el del petroacuteleo Su composicioacuten variacutea por las caracteriacutesticas quiacutemicas y fiacutesicas que muestra el agua del yacimiento al ambiente geoloacutegico en el que se encuentren17 por lo que se dispone de anaacutelisis que permiten identificar las caracteriacutesticas del agua que pueden depender de la composicioacuten quiacutemica temperatura gravedad especiacutefica pH y presioacuten donde el agua puede presentar contenido de soacutelidos disueltos soacutelidos suspendidas materiales inertes o gases bacterias y aceite residual
Composicioacuten la quiacutemica del agua es un aspecto importante por entender con respecto a la eliminacioacuten y operaciones de inyeccioacuten debido a que la calidad del agua de inyeccioacuten permite tomar medidas para poder controlar o eliminar la corrosioacuten incrustacioacuten y ensuciamiento de las liacuteneas equipos y tanques1819
Los soacutelidos disueltos totales estaacuten constituidos generalmente por concentraciones de cloruro de sodio cationes (calcio magnesio bario estroncio y hierro ferroso) y aniones (cloruro sulfato sulfuro y bicarbonato) la
httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 17 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades del agua En fundamentos de ingenieriacutea de
yacimiento [En liacutenea]Maracaibo Venezuela Astro Data SA 2009 p148 [Consultado 10 de
Agosto de 2019] Disponible en httpsesslidesharenetgeorgehsterlingfundamentos-de-
ingenieria-de-yacimientos-magdalena 18 KEMMER Frank N y McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo III Meacutexico McGraw-Hill inc1998 p43-9 19 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p148
23
concentracioacuten de estos soacutelidos es demostrada en partes por milloacuten (ppm) de cada ion
Los soacutelidos suspendidos son soacutelidos orgaacutenicos e inorgaacutenicos que se encuentran en el agua producida estas pueden ser partiacuteculas de oacutexidos metaacutelicos hierro oxidado o manganeso tambieacuten se encuentran sedimentos arena arcilla o cuerpos bacterianos Los gases disueltos de mayor frecuencia son el sulfuro de hidroacutegeno (H2S)
dioacutexido de carbono (CO2) y el oxiacutegeno (O2)
- El agua que contienen sulfuro de hidroacutegeno es denominada como agua amarga pueden tener este comportamiento por la actividad de las bacterias reductoras de sulfato en la formacioacuten que contribuyen a la corrosioacuten en el pozo y al taponamiento de la formacioacuten durante las operaciones de inyeccioacuten
- El agua con dioacutexido de carbono aumenta la dureza y alcalinidad ademaacutes de ser un gran contribuyente en la corrosioacuten
- El oxiacutegeno disuelto es el que se encuentra en menor presencia pero es el agente maacutes corrosivo y causa la formacioacuten de agentes taponadores por oxidacioacuten de hierro ferroso y del sulfuro de hidroacutegeno por lo que es importante evitar la presencia de oxiacutegeno en las liacuteneas de abastecimiento
A nivel bacteriano estas pueden causar corrosioacuten y taponamientos en el sistema
y en el pozo de inyeccioacuten se reproducen raacutepidamente a condiciones de alto y bajo pH temperatura presioacuten y en ausencia de oxiacutegeno las bacterias que se encuentran en esta industria se clasifican en aerobias anaerobias y facultativas20
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN
El proceso de inyeccioacuten de agua como se mencionoacute anteriormente son utilizados para la eliminacioacuten de los fluidos producidos asiacute como para la recuperacioacuten del petroacuteleo Estas operaciones dependen de la cantidad de agua inyectada en su respectiva zona por debajo de la presioacuten de fractura de la formacioacuten
Pozos de eliminacioacuten de agua o pozos de disposicioacuten final o tambieacuten denominados pozos Water disposal son pozos profundos que tienen como fin confinar el agua producida por medio de bombeo a una formacioacuten geoloacutegica (Ver figura 2) esta se realiza para asegurar la eliminacioacuten de los residuos de manera que no afecte al medio ambiente principalmente es disponer grandes cantidades del liacutequido en el depoacutesito al menor costo posible El agua y el pozo deben cumplir con las regulaciones pertinentes y llevar a cabo su respectivo monitoreo para asegurar la integridad de la zona de deposicioacuten y se ldquoimpida la migracioacuten del fluido hacia otras formaciones geoloacutegicas acuiacuteferos o cuerpos de agua superficialesrdquo (ANLA) por eso
20 COLLINS A Gene and WHRIGHT Charles C Chapter 6Enhanced Oil Recovery Injection Waters En Enhanced Oil Recovew I Fundamentals and Analyses Elsevier 1985 213 p
24
los operadores deben garantizar la permanencia del fluido en la formacioacuten por medio de un aislamiento que impida la migracioacuten estos pueden ser sellos hidraacuteulicos o capas de rocas que formen un sello natural21
Fuente ECOPETROLManejo de agua en campo petrolero Petroacuteleo y el mundo [En liacutenea] Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 201438 p [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesNuestraEmpresasalaPrensaPu blicacione Este tipo de operacioacuten de inyeccioacuten por parte de la industria de los hidrocarburos indica que hay tipos de rocas que poseen una porosidad y permeabilidad relativamente grande para poder captar grandes cantidades de fluido en condiciones favorables22
Entre las facilidades de los pozos disposal en superficie se encuentra la cabeza de pozo la cual debe estar equipada para poder realizar mediciones del caudal y presioacuten de inyeccioacuten esta debe contener ademaacutes una vaacutelvula de cheque entre la cabeza del pozo y la bomba de inyeccioacuten tambieacuten se requieren facilidades para tratamiento en la superficie
121 Propiedades de la roca Las propiedades a tener en cuenta en el proceso de inyeccioacuten y en medida especial en los depoacutesitos o recepcioacuten formadora que variacutean la capacidad de inyeccioacuten son permeabilidad tensioacuten interfacial y sus mecanismos de contacto como la humectabilidad y la presioacuten capilar estas tres uacuteltimas describen el comportamiento de dos o maacutes fases presentes en el medio poroso que van a permitir entender el comportamiento y la interaccioacuten entre la superficie el tenso activo y el fluido
21 QOMARUDIN Helmy and KARDENA Edwan Petroleum Oil and Gas Industry Waste Treatment Common Practice in Indonesia En J Pet Environ Biotechnol 2015 vol 6 p1-7
Figura 2 Esquema de un pozo disposal
25
Permeabilidad (K) es la capacidad del medio poroso para dejar pasar fluidos a traveacutes de eacutel por sus poros interconectados es expresada matemaacuteticamente por la ley de Darcy y es una medida de conductividad de los fluidos23 esta es una medida que se encuentra asociada directamente con la porosidad por lo tanto a mayor porosidad mayor permeabilidad
La permeabilidad se clasifica en absoluta efectiva y relativa y se explica a continuacioacuten
- Absoluta es cuando el medio poroso se encuentra saturado totalmente por solo
un fluido o estaacute en una sola fase - Efectiva el medio poroso permite que fluyan dos fases simultaacuteneamente - Relativa es la relacioacuten entre la permeabilidad efectiva y absoluta 24
Tensioacuten interfacial (IFT) se da cuando dos fluidos inmiscibles como el agua y
el aceite al entrar en contacto no se mezclan y los separa una interfaz por la diferencia de presiones ejercida por cada fluido
La tensioacuten interfacial en los poros de la roca puede afectar las caracteriacutesticas de flujo del fluido en el medio poroso la presioacuten de las fases y la preferencia del fluido que fluye en el depoacutesito
- Cuando se tiene un desplazamiento miscible el fluido desplazado y desplazante se mezclan y la ITF entre los dos fluidos se acerca a cero en su interface
- Un desplazamiento inmiscible ocurre cuando el fluido desplazado y desplazante no se mezclan
Satter e Iqbal en su libro dicen que ldquoEl efecto de la tensioacuten interfacial se refleja en el rendimiento del yacimiento ademaacutes que afecta propiedades como humectabilidad presioacuten capilar y permeabilidad relativardquo25
Presioacuten capilar (Pc) para Satter e Iqbal la presioacuten capilar es la diferencia de presioacuten en la interface entre dos fluidos inmiscibles que se encuentran presente en un medio poroso Estaacute influenciada por la saturacioacuten de los fluidos y la tensioacuten interfacial entre las fases del fluido donde se cumple una competencia de fuerzas interfaciales entre el agua-aceite agua-soacutelido y aceite-soacutelido en el depoacutesito26
23 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p 263 24 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades de las rocas y los fluidos En Inyeccioacuten de agua y gas en yacimientos petroliacuteferos [En liacutenea] Maracaibo Venezuela Astro data SA 2001 50 p [Consultado 10 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwingunpeduarasignaturasreservorioslibro20iny20agua20y20gaspdf 25 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Reservoir rock properties En reservoir engineering Gulf Professional Publishing 2016 50 p 26 Ibid p54
26
Rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transicioacuten de gran espesor mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores capilares y zonas de transicioacuten delgadas
Humectabilidad la humectabilidad de la roca indica la tendencia de un fluido inmiscible a extenderse en presencia de otro fluido en la superficie de la roca donde el agua y el aceite tienden a extenderse y adherirse a la superficie de la roca de manera diferente La humectabilidad se puede ver influenciada por el tipo de minerales en la matriz de la roca la composicioacuten de los fluidos asiacute como el aceite y el agua presente en el poro hay que tener en cuenta que la humectabilidad de la roca puede alterarse una vez que el agua inyectada entra en contacto con la roca27 El aacutengulo de contacto (θ) es una medida de la humectabilidad a medida que disminuye aumentan las caracteriacutesticas huacutemedas del liacutequido donde la humectabilidad completa se evidencia con un aacutengulo de contacto cero y la no humectacioacuten con uno de 180deg
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua Un deterioro en la inyectividad restringe la capacidad del volumen de agua que es inyectado para acumularse en una superficie para su eliminacioacuten esta reduccioacuten en la inyectividad genera costos en reparaciones trabajos de estimulacioacuten reajustes del sistema o fracturas en el pozo28
La inyeccioacuten depende de diferentes factores como las propiedades de la roca la interaccioacuten del agua inyectada y la presioacuten la produccioacuten de arena (finos) soacutelidos suspendidos incrustaciones corrosioacuten que influyen significativamente en la inyectividad
Soacutelidos suspendidos La reduccioacuten de la inyectividad estaacute relacionada con el taponamiento de la regioacuten cercana a la cara de inyeccioacuten es decir por el arrastre de partiacuteculas a la formacioacuten este proceso puede ser de forma raacutepida y severa dependiendo de la concentracioacuten y tamantildeo de los soacutelidos que esteacuten presentes en el fluido inyectado La figura 3 muestra el acomodamiento de las partiacuteculas a traveacutes de la formacioacuten y el taponamiento que pueden generar
27 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Op cit p 52-53 28 BENNION Douglas Brant et al Injection Water Quality A Key Factor to Successful Waterflooding [En liacutenea] Journal of Canadian Petroleum Technology (JCPT) 1994 p1-10 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwhycalcomoldPDFPapersReservoir20OptimizationInjection20Water20Qualitypdf
27
Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la formacioacuten
Fuente CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS
Se tienen tres posibles casos que relacionan el tamantildeo de partiacutecula y el diaacutemetro del poro de la formacioacuten estos casos se representan en la figura 4 Y se describen a continuacioacuten
1) Filtro externo las partiacuteculas tienen un mayor tamantildeo en comparacioacuten al diaacutemetro del poro maacutes del 33 del diaacutemetro del poro lo que impide atravesar la formacioacuten y causa su acumulacioacuten dando pasos a formacioacuten de una torta externa
2) Puente de poro Las partiacuteculas tienen un tamantildeo inferior al diaacutemetro del poro aproximadamente menor del 14 del diaacutemetro por lo que pueden atravesar la entrada de la formacioacuten pero se pueden adherir al poro ocasionando una restriccioacuten en la formacioacuten esta unioacuten ocurre cuando la partiacutecula que fluye se une a dos o maacutes partiacuteculas ya depositadas en la superficie o a otros depoacutesitos de partiacuteculas
3) Invasioacuten El tamantildeo de partiacutecula es significativamente menor al diaacutemetro del poro de la formacioacuten permitiendo el paso de las partiacuteculas sin dificultad ni ocasionar dantildeos o acumulaciones en la formacioacuten 29 30 31
29 CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS 30 CARPENTER Chris Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability Journal of Petroleum Technology 2018 vol 70 p 70-71 31 BENNION Douglas Brant et al Water Quality Considerations Resulting in the Impaired Injectivity of Water Injection and Disposal Wells En Journal of Canadian Petroleum Technology 2001 vol 40 p 3-4
28
Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos
Fuente CARPENTER C Mechanisms of permeability impairment reflecting conditions when (a) particles present in the injected water are smaller than the average pore-throat diameter of the formation (b) particles are smaller than the average pore-throat diameter of the formation and (c) particles are significantly smaller than the average pore-throat diameter of the formation [Imagen]Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability [En liacutenea] Society of Petroleum Engineers 2018 p 2 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgjournal-paperSPE-0218-0070-JPT Estos casos permiten evidenciar la influencia de la presencia de los soacutelidos suspendidos en el agua de disposicioacuten se tiene una relacioacuten directa con la afectacioacuten al nuacutecleo a mayor cantidad de soacutelidos suspendidos mayor seraacute el dantildeo ocasionado en nla permeabilidad del nuacutecleo
Incrustaciones y corrosioacuten Las incrustaciones y corrosiones se pueden formar en diferentes aacutereas de un sistema de inyeccioacuten como tal en las liacuteneas de tuberiacutea bombas de inyeccioacuten instrumentos superficiales y en las propias formaciones de inyeccioacuten entre las incrustaciones que generan mayor preocupacioacuten en el campo petrolero son el carbonato de calcio el sulfato de calcio y el sulfato de bario algunas de estas incrustaciones pueden removerse a traveacutes de tratamientos quiacutemicos mientras que otras son tan fuertes que requieren el remplazo de la liacutenea en la seccioacuten afectada
Las incrustaciones se ven influenciadas por cambios en la temperatura presioacuten y pH afectando las solubilidades de las incrustaciones esto se puede evitar y controlar con inhibidores de corrosioacuten frente a agentes corrosivos existentes en el sistema como el dioacutexido de carbono (CO2) el sulfuro de hidrogeno (H2S) y el oxiacutegeno (O2) ademaacutes de soacutelidos y gases disueltos
29
Entre las incrustaciones minerales maacutes recurrentes en los campos petroleros se encuentran32
Sulfato de Bario Es una incrustacioacuten insoluble a altas temperaturas y altas caiacutedas de presioacuten el pH no afecta su comportamiento
Ba+2 + SO4minus2 rarr BaSO4
Sulfato de Calcio Esta incrustacioacuten se incrementa con la disminucioacuten de la presioacuten puesto que a menor presioacuten menor solubilidad
Ca+2 + SO4minus2 rarr CaSO4
Carbonato de calcio La precipitacioacuten de esta incrustacioacuten se da a mayor pH y caiacutedas de presioacuten en el yacimiento que permiten la liberacioacuten del dioacutexido de carbono
Ca+2 + CO32minus rarr CaCO3
2H2CO3 + Ca+2 harr CaCO3 + CO2 + H2O Por lo que la presencia de CO2 favorece a la formacioacuten de esta incrustacioacuten
El dioacutexido de carbono al disolverse en agua da la formacioacuten de aacutecido carboacutenico que se ioniza
CO2(ac) + H2O harr H2CO3
CO2(ac) + H2O harr HCO3minus + H+
HCO3minus harr CO3
2minus + H+
A medida que aumenta la concentracioacuten de dioacutexido de carbono en la solucioacuten la reaccioacuten se mueve hacia la izquierda favoreciendo la precipitacioacuten del carbonato de calcio
El agua de inyeccioacuten dependiendo del contenido de agentes bacterianos de su fuente que se relacionan con el crecimiento de bacterias aeroacutebicas y anaeroacutebicas tanto en los equipos de superficie bombas tuberiacuteas y los equipos de fondo de pozo como dentro de la misma formacioacuten estas bacterias pueden contribuir a la corrosioacuten y el taponamiento de los poros de la formacioacuten
Las bacterias en el agua de inyeccioacuten contribuyen a la corrosioacuten y al taponamiento de los poros de la formacioacuten esto se atribuye especialmente a las
32 CASTRO HERNAacuteNDEZ Henry Fernando y GAacuteMEZ MEJIacuteA Christian Joseacute Evaluacioacuten de la depositacioacuten de incrustaciones en sistemas de bombeo electro sumergible del campo Cantagallo Trabajo de grado Ingenieriacutea de petroacuteleos Bucaramanga Universidad Industrial de Santander (UIS)Faculta de ingenieras fiacutesico-quiacutemicas2009 98 p Disponible en httptangarauiseducobibliowebtesis2009129542pdf
30
bacterias anaeroacutebicas en las que se encuentran las reductoras de sulfato (SRB) que son las maacutes problemaacuteticas en el campo petrolero pero si se llega a encontrar suficiente oxiacutegeno disuelto en el fluido de inyeccioacuten las bacterias aeroacutebicas tambieacuten se pueden convertir en un problema
Dentro de los problemas ocasionados por las bacterias para la reduccioacuten de la inyeccioacuten se encuentran33
Taponamiento del sistema de poros por bacterias vivas o muertas como taponamiento de partiacuteculas soacutelidas
Taponamiento del sistema de poros por la secrecioacuten de poliacutemero de polisacaacuterido de colonias activas en crecimiento en la formacioacuten
Taponamiento de la formacioacuten por productos de corrosioacuten generados por el crecimiento bacteriano
Generacioacuten de gases toacutexicos H2S por accioacuten metaboacutelica de las bacterias reductoras de sulfato (SRB) in situ en sulfato elemental presente en aguas de inyeccioacuten (gt10ppm Sulfato)
La temperatura y la presencia de bacterias en las operaciones tienen una influencia en el taponamiento y corrosioacuten en los sistemas de inyeccioacuten por lo cual se deben tener alternativas respecto a su control como lo son el aislamiento de las liacuteneas del sistema limpieza uso de inhibidores y control adecuado de microorganismos adicionalmente se puede hacer uso de instrumentos para monitorear y controlar en el campo los agentes corrosivos y sus efecto como medidores de pH medidores de oxiacutegeno medidores de corrosioacuten sondas de hidroacutegeno cupones de prueba34
Inhibidores de corrosioacuten Vera35 en su trabajo muestra un resumen de los inhibidores de corrosioacuten utilizados en la industria petrolera que se evidencia en la figura 5 que permite hacer un acercamiento al tipo de tratamiento que se utiliza en la industria
33 BENNION Douglas Brant et al Op cit p 5-6 34 Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC) Manual de perforacioacuten de IADC Deteccioacuten y monitoreo de corrosioacuten Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC)2015 Vol 1 y 2 ed12 35 VERA VILORIA Alfredo Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
31
Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten
Fuente VERA VILORIA Alfredo Inhibidores de Corrosioacuten Clasificacioacuten [Imagen] Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
El tipo de inhibidores a resaltar es por su naturaleza quiacutemica en donde se encuentran ubicados los inhibidores orgaacutenicos que es el estudiado en el presente trabajo Los inhibidores de corrosioacuten inorgaacutenicos son sales metaacutelicas que pasiva la superficie metaacutelica producen una capa protectora son solubles en agua y sensibles al pH no funcionan con presencia de cloruros y son anoacutedicos o catoacutedicos Los Inhibidores orgaacutenicos son formadores de peliacuteculas y son los maacutes utilizados en los sistemas de yacimientos petroleros al crean una capa entre el metal y el fluido Son los maacutes utilizados en la industria por brindar proteccioacuten en presencia
32
de hidrocarburos y deben ser solubles o dispersables en el medio que los rodea se encuentran disponibles en diferentes formas36
Solubles en petroacuteleo tratar pozos productores-gas Solubles en agua Utilizan corrientes de flujo agua Solubles en petroacuteleo y dispersables en agua pozos productores-gas que
producen agua
La efectividad del inhibidor depende de la composicioacuten quiacutemica estructura molecular y la afinidad por la superficie del metal tiene presencia de grupos funcionales como N S O en la moleacutecula que da la polaridad y permite su reaccioacuten
El mecanismo de accioacuten es la adsorcioacuten que se da por el intercambio de la carga del inhibidor y la superficie factores a tener en cuenta en el sistema son la temperatura y la presioacuten
Se clasifican como inhibidores orgaacutenicos en
Inhibidores catioacutenicos Estaacute conformado por grupos Aminas o (Amidas Sales de moleacuteculas nitrogenadas con aacutecidos carboxiacutelicos (aacutecidos grasos aacutecidos nafteacutenicos) compuesto cuaternario de nitroacutegeno Heterociclos de nitroacutegeno) con compuestos aromaacuteticos alifaacuteticos estos son utilizados en campo para su proteccioacuten
Inhibidores anioacutenicos Sulfonatos fosfonatos se usan en aguas de enfriamiento
o anticongelantes
La accioacuten de estos productos bien sea como surfactantes anioacutenicos o catioacutenicos crean emulsiones asfaacutelticas de tipo OW donde se prefieren las emulsiones catioacutenicas el surfactante catioacutenico se adsorbe en la superficie de la gota por la parte hidrofoacutebica y el grupo amina queda dirigido hacia el agua las gotas tienen una carga positiva y al acercarse entre ellas se genera un repulsioacuten electroestaacutetica37 (Figura 6 Izquierda)
36 SHLUMBERGER (Slb) La corrosioacuten la lucha maacutes extensa [En liacutenea] En Oilfield Review 2016 vol 28 no2 p 36-51 [Consultado 12 de julio de 2020] Disponible en httpswwwslbcom-mediafilesoilfield-review03-corrosion-spanish 37 SALAGER Jean Louis Uso de surfactantes en la industria petrolera En Ciencia e Ingenieriacutea
1986 vol 18 no 2 p 99
33
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica
Fuente SALAGER Jean Louis Uso de los surfactantes en la industria petrolera Laboratorio de formulacioacuten interfases reologia y proceso [pdf] Meacuterida VenezuelaUniversidad de los Andes1991 p 13 Disponible en httpwwwfirpulavearchivoscuadernosS350Apdf
La emulsioacuten al inyectarse en un medio rocoso (arena) forma un sistema soacutelido-aceite-agua el soacutelido o roca estaacute conformada por siacutelice como superficie con carga negativa el surfactante catioacutenico pasa de la interface agua-aceite hacia agua-soacutelido y se adsorbe en la superficie soacutelida al desaparecer el surfactante de la interface agua-aceite ya no hay repulsioacuten electroestaacutetica y se genera coalescencia con el rompimiento de la emulsioacuten y humectando la superficie por aceite (hidroacutefoba) generando la adherencia a la roca (Figura 6 Derecha)38
38 Ibid p 99-101
34
2 CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA
La recoleccioacuten y anaacutelisis de la muestra permite realizar un acercamiento acerca del tipo de depoacutesitos que se pueden localizar a traveacutes del sistema de inyeccioacuten en la industria de los hidrocarburos Generalmente lo recogido en la muestra se compone de sustancias viscosas o aceitosas que se adhieren a las superficies e impiden el flujo del fluido a nivel de pozo son ensuciamientos de caraacutecter inorgaacutenico que estaacuten cubiertos con material hidrocarbonado39
21 TIPO DE MUESTRA
En la figura 7 Se observa la muestra del depoacutesito extraiacuteda en donde se visualizan sus caracteriacutesticas fiacutesicas el aspecto encontrado es de tipo aceitoso pegajoso con una coloracioacuten negro petroacuteleo y un olor fuerte bastante penetrante
Fuente elaboracioacuten propia La muestra analizada es tomada por personal de campo es extraiacuteda por medio de un raspado en el filtro de las bombas de inyeccioacuten hay que tener en cuenta que el depoacutesito es sacado sobre agua para impedir la oxidacioacuten del depoacutesito
Estas sustancias en la industria pueden diferir en su composicioacuten debido a la concentracioacuten de especies en el agua asiacute como el tipo de hidrocarburos que se presenten la muestra recolectada es llevada a un laboratorio quiacutemico para su procesamiento y anaacutelisis de sus componentes
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO
Para el anaacutelisis de datos se tiene en cuenta el tipo de crudo que se produce en la estacioacuten por medio de la recopilacioacuten de informacioacuten de ensayos realizados Estos
39 FINK Johannes Karl Drilling Fluids En Water-based Chemicals and technology for Drilling Completion and Workover Fluids Gulf Professional Publishing 2015 p 5-114
Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten
35
permiten hacer un acercamiento a las propiedades y composicioacuten del crudo por medio de anaacutelisis SARA y composicionales
221 Anaacutelisis SARA Es un anaacutelisis que se realiza al crudo con el propoacutesito de definir las proporciones en las que se encuentran presentes los componentes saturados aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos con base en las diferencias de solubilidad los asfaacuteltenos son retirados por medio de su precipitacioacuten al agregarse un n-alcano y los componentes remanentes (maacuteltenos) son separados por cromatografiacutea cada componente es removido de la columna mediante el lavado con diversos solventes40 Figura 8 Representacion esquematica SARA a continuacioacuten
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA
Fuente KHARRAT A et al Issues with comparing SARA metodologies En Energy amp Fuels 2007 Citado por FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Esquema de la separacion SARA[imagen]Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudos provenientes de hidro desintegracioacuten Ciudad de Meacutexico 2017 p10
222 Anaacutelisis composicionales Determinacioacuten de la composicioacuten del petroacuteleo los componentes de hidrocarburos se identifican por lo general mediante fracciones con nuacutemero de carbono (Cn) ademaacutes se puede identificar componentes no hidrocarbonados como nitroacutegeno azufre metales pesados y sales los resultados utilizados son determinados por la teacutecnica flash separacioacuten y cromatografiacutea de gases en donde se hace una separacioacuten de la muestra en fase gaseosa y liquida y
40 FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudo proveniente de hidrodesintegracioacuten Trabajo de Grado Ciudad de Meacutexico Instituto Politeacutecnico Nacional 2017 p8-17
36
posteriormente los gases son analizados por medio de una teacutecnica de anaacutelisis de gases extendida y los liacutequidos por cromatografiacutea de gases capilar de alta resolucioacuten programada por temperatura
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA
En instalaciones de agua producida por la separacioacuten del crudo se encuentra un depoacutesito denominado como ldquoschmoordquo que estaacute compuesto de materia hidrocarbonada y solidos inorgaacutenicos es un depoacutesito negro espeso y pegajoso que se adhiere a cualquier superficie con la que entra en contacto y que puede acumularse en las superficies internas de la tuberiacutea y depositarse en la parte inferior del pozo que conecta con la formacioacuten algunos ejemplos se muestran Figura 9
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo
Fuente CEPSA Colombia SA Actividades de mantenimiento de tuberiacuteas de liacutenea de flujo [Imagen] 2020
La figura 9 hace un acercamiento de como se ve la deposicioacuten de compuestos orgaacutenicos en el interior de las tuberiacuteas a nivel del sistema de inyeccioacuten de agua hay que tener presente que el depoacutesito afecta la operacioacuten de inyeccioacuten al generar barreras que impiden el paso del fluido y deriva a la reduccioacuten del diaacutemetro de la tuberiacutea por su acumulacioacuten generando incremento de peacuterdidas de friccioacuten durante el bombeo del agua y ocasiona un incremento de requerimientos de la potencia de la bomba incrementando el costo de energiacutea en el bombeo un comportamiento similar se tiene con la deposicioacuten de soacutelidos en la formacioacuten como se menciona en el capiacutetulos anterior estos depoacutesitos generan taponamiento en la formacioacuten y por ende disminuyen el flujo inyectado (BAPD)
37
De los resultados del anaacutelisis de este material depositado determinan que la suciedad estaacute constituida en su mayoriacutea por hidrocarburos aceites y grasas con trazas de cationes como hierro y bario tal como se muestra en la tabla 1 Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra
Paraacutemetro Teacutecnica Liacutemite de
cuantificacioacuten de meacutetodo
Unidad Agua de
disposicioacuten
Bario total
Digestioacuten aacutecido niacutetrico ndash espectrofotometriacutea de absorcioacuten atoacutemica con llama directa de oacutexido nitroso ndash acetileno
100 Ppm lt100
Grasas y aceites
Extraccioacuten por ultrasonido-infrarrojo
00100 299
Hidrocarburos Extraccioacuten por ultrasonido- infrarrojo
00100 276
Hierro total Digestioacuten AA-llama aire acetileno
40 Ppm 1662
Fuente CHEMILAB Chemical laboratory Reporte de resultados de prueba de laboratorio [En liacutenea] Bogotaacute [Consultado 2 de diciembre de 2020] Comunicacioacuten personal En la caracterizacioacuten de la muestra se debe tener en cuenta todos los componentes presentes sin embargo como el resultado arroja un porcentaje mayor al 40 de compuestos orgaacutenicos hacen que la identificacioacuten de otros no sea posible porque la muestra no es soluble en agua por ello no es posible realizar la identificacioacuten y anaacutelisis de sulfatos porcentaje de soacutelidos calcio magnesio y materia orgaacutenica presente entre otros De otra parte aquellos componentes con valores no significativos tampoco son tenidos en cuenta
Adicionalmente se tiene como apoyo de anaacutelisis el resultado del ensayo SARA realizado al crudo de la estacioacuten este crudo se corresponde con una mayor proporcioacuten a compuestos saturados y en menor a aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos como se evidencia en la graacutefica 1
38
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Reporte resultados de laboratorio Anaacutelisis de crudo [pdf] 2016 p 1-2
Esta composicioacuten demuestra que el crudo es de tipo parafiacutenico al contener maacutes del 50 de hidrocarburos saturados y las trazas en el fluido tratado van a estar constituidas en mayor proporcioacuten por este tipo de compuestos Esta evidencia se puede reafirmar por medio de los anaacutelisis composicionales de hidrocarburos a C36
+ (PVT) realizados a muestras en cabeza y fondos de pozo en donde tambieacuten se encontraron hidrocarburos saturados y aromaacuteticos constituidos por moleacuteculas de metano a butano en menor proporcioacuten en peso de 015 en fase gaseosa del pentano(C5) hasta heptadecano (C17) en una proporcioacuten hasta de 3 en fase liacutequida y del octadecano (C18) en adelante se muestra la fase soacutelida con un comportamiento mayormente representado por el hexatriacontano (C36
+) que alcanza proporciones del 27 en peso
En los compuestos aromaacuteticos se tienen proporciones insignificantes en comparacioacuten a la fase soacutelida con proporciones hasta del 025 con moleacuteculas de benceno tolueno etilbenceno o-xileno m-xileno y p-xileno41
Al pasar el agua por el tratamiento en la PTARI quedan remanentes de aceites en el fluido de disposicioacuten esta presencia de aceite en el agua de inyeccioacuten hace que las gotas se puedan deformar en gotas de menor tamantildeo que se comportan como partiacuteculas soacutelidas y que actuacutean como agente de adherencia hacia las partiacuteculas que se presentan en el agua tambieacuten hay que tener en cuenta que las sustancias orgaacutenicas pueden precipitarse por cambios en el sistema de inyeccioacuten de la temperatura y la presioacuten lo que provoca que se altere la humectabilidad de la formacioacuten y disminuya la permeabilidad y por ende se cause la disminucioacuten de la inyectividad
El bario (Ba2+) y el hierro son compuestos de baja solubilidad en agua el ion bario tiene la capacidad de combinarse con el ion sulfato y precipitar a sulfato de bario
41 CEPSA Colombia SA Reporte final estudios de fluido de yacimiento [pdf] 2014 p 11-19
61
23
6
10
Saturados
Aromaacuteticos
Resinas
Asfaacuteltenos
39
(BaSO4) este puede generar problemas de taponamiento en cuanto al hierro en los sistemas de agua de tratamiento y disposicioacuten se le atribuye a la restriccioacuten de flujo por la presencia de subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2O3) carbonato de hierro (FeCO3) y sulfuro de hierro (FeS) ademaacutes indica problemas de corrosioacuten en el sistema de igual manera en los procesos de inyeccioacuten reduce la permeabilidad de la formacioacuten aumenta las presiones y reduce las tasas de inyeccioacuten42
LY KT et al43 en su artiacuteculo identifica que en sistemas de inyeccioacuten de agua se encuentra una escala orgaacutenica inorgaacutenica ldquoSchmoordquo que puede estar compuesta por partiacuteculas de sulfuro de hierro recubiertas de aceite es decir el causante de la disminucioacuten del caudal estaacute dado por la acumulacioacuten del depoacutesito mixto En nuestra muestra se considera solo la presencia de carbonato de hierro u oacutexido de hierro debido a que no hay presencia de sulfuros en el agua que se inyecta asiacute mismo la parte orgaacutenica se asocia tanto a las parafinas por ser el compuesto en mayor proporcioacuten en el anaacutelisis SARA como a los asfaacuteltenos debido a que estos inducen de manera natural un dantildeo a la formacioacuten al precipitarse y bloquear la garganta de los poros en la formacioacuten no obstante se encuentren entre unos de menor proporcioacuten
42 OGDEN BeckyL Water technology understanding interpreting and utilizing water analysis data [En liacutenea]2018 p2-4 [Consultado 10 de Febrero de 2020] Disponible en httpspdfssemanticscholarorgb2ea0b595edec21d5f0e4dde809af17fde6929d2pdf_ga=27332949115605180441597859168-17888081661597859168 43 LYK T et al Novel Chemical Dispersant for Removal of OrganicInorganic Schmoo Scale in Produced Water Injection Systems NACE International 1998
40
3 SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En este capiacutetulo se abordan las estrategias que se utilizan industrialmente al momento de seleccionar un tratamiento de limpieza una de ellas es el uso de inhibidores asiacute como los mecanismos que interactuacutean en la disolucioacuten de los depoacutesitos a afectar con el inhibidor enfocados en procesos de difusioacuten y precipitacioacuten de manera que en estos los tipos de reacciones que se lleven a cabo permitan cumplir la funcioacuten de limpieza del substrato en las liacuteneas del sistema de inyeccioacuten
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN
La seleccioacuten del inhibidor es realizada a traveacutes del proveedor por lo tanto estaacute guiada por la experiencia y recomendacioacuten que tiene el personal con la praacutectica en tratamientos quiacutemicos
Se realiza una revisioacuten bibliograacutefica para tener en cuenta los aspectos a revisar al momento de seleccionar un producto tratante y se participa de estas reuniones proveedor ndash compantildeiacutea y tesista en el proceso de seleccioacuten a traveacutes de estas se observa que el proceso de planeacioacuten ademaacutes de la ejecucioacuten experimental consiste de los aspectos a continuacioacuten44454647
Identificacioacuten del problema Estado operacional del sistema Anaacutelisis de la aplicacioacuten antes de iniciar la prueba Identificacioacuten de los inhibidores candidatos sean estos sugeridos por un
proveedor48 especializado en el tema o por medio de pruebas de laboratorio existentes en el mercado
Se procede de manera sistemaacutetica al desarrollo de los aspectos antes mencionados
311 Revisioacuten de antecedentes Se tiene en cuenta la revisioacuten de los antecedentes del sistema de disposicioacuten del agua producida en el campo Este sistema se encuentra conformado por cinco pozos disposal que cuentan con un volumen de inyeccioacuten aproximado de 100000 BAPD producida se tiene el historial de inyeccioacuten
44 SCHLUMBERGER (Slb) Matrix stimulation engineering [Diapositivas] Cartagena Colombia 2006 36 Diapositivas color 45 DURNIE William GOUGH Mark DE REUS Han Development of Corrosion Inhibitors to Address under Deposit Corrosion in Oil and Gas Production Systems Houston Texas NACE International 2005 3p 46 PALMER J W HEDGES W and DAWSON J L Use of Corrosion Inhibitors in Oil and Gas Production Inhibitor selection strategies [En liacutenea] London Maney 2004 p 21-36 [Consultado 19 de Agosto de 2020] Disponible en Knovel 47 ECKERT Richard Field Guide to Internal Corrosion Mitigation and Monitoring for Pipelines NACE 2016 368 p 48 HALLIBURTON Corrosioacuten Operaciones de campo [Diapositivas]2006 25 diapositiva color
41
del pozo a trabajar (C3) e informacioacuten de inyeccioacuten de los otros pozos En el graacutefico 2 se muestra el comportamiento de inyeccioacuten de cada pozo en el sistema
Fuente elaboracioacuten propia con base en el historial de pozos de inyeccioacuten de CEPSA Colombia SA
Seguacuten la graacutefica anterior del sistema se puede apreciar que el mayor pozo inyector es el pozo CA que representa cerca del 43 del fluido total inyectado mientras que el pozo C3 solo inyecta un 73 representando la menor proporcioacuten este es el pozo inyector utilizado para la investigacioacuten en donde se observa que se presenta una baja inyectividad como se menciona en el capiacutetulo 2 esta es causada por la acumulacioacuten de soacutelidos y el taponamiento de la formacioacuten
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada
El pozo C3 cumple con una operacioacuten continua (24Hrs) la cantidad de agua inyectada y la presioacuten en cabeza de pozo en liacutenea base es aproximadamente de 8100 bbls y 1150 Psi respectivamente Se tiene una presioacuten de descarga de bomba (PDP) de 1213 Psi y las dimensiones del horizonte de inyeccioacuten se encuentran a una base de 5119 y un tope de 5117 ft49
El agua residual tratada se dispone en la formacioacuten carbonera del miembro C7-M que estaacute conformada por rocas de reservorio de caraacutecter arenoso estas arenas son excelentes almacenadoras de hidrocarburos y asiacute mismo excelentes
49 CEPSA Colombia SA Reporte de produccioacuten Sistema de inyeccioacuten de Agua [En liacutenea] 2019
44397 BAPD
15792 BAPD8100 BAPD
10776 BAPD
23098 BAPD CA
C1
C3
C2
CC
Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten
42
reservorios con un rango de porosidad entre 10-30 a nivel bibliograacutefico50 y por ende un buen receptor del agua de inyeccioacuten
Las caracteriacutesticas de la carbonera C7 son
ldquoPorosidad 23-28 permeabilidad 1-5D espesor 30-100ft acuiacutefero activo pero igual buena inyectividad se inyecta como disposal en la misma formacioacuten productora pero a mayor profundidad arenisca alto NTGgt90 agua tratada en superficie con caracteriacutesticas seguacuten regulacioacutenrdquo51
Seguacuten las propiedades mencionadas anteriormente el pozo deberiacutea contar con una buena inyeccioacuten del flujo que se dispone por tal motivo se puede estar presentado un dantildeo en la formacioacuten receptora (Taponamiento de los poros)
El agua del sistema de inyeccioacuten debe pasar por un tratamiento previo con el fin de retirar las partiacuteculas que afectan su calidad esta estaacute dada por las caracteriacutesticas fiacutesicas quiacutemicas y bioloacutegicas producto de su origen como aguas de produccioacuten y su interaccioacuten en los distintos procesos de separacioacuten y tratamiento hasta dejarlas en condiciones de norma para su vertimiento como inyeccioacuten a la formacioacuten en el capiacutetulo 6 se hace un anaacutelisis maacutes detallado del agua de disposicioacuten y de la formacioacuten
El tratamiento de agua de produccioacuten en la industria se realiza a traveacutes de la PTARI cuenta con etapas de remocioacuten de crudo grasas y aceites esta remocioacuten se lleva a cabo en primera medida por medio de hidrociclones seguidos de procesos de separacioacuten por micro flotacioacuten y filtracioacuten estos se hacen a traveacutes de equipos de micro burbujeo y un separador API respectivamente Como segunda medida se realiza una nueva remocioacuten de aceite por medio de la adsorcioacuten del sustrato de nuez y finalmente el agua es pasada por un decantador y de alliacute pasa a los tanques de inyeccioacuten (TK-2700)52-
53 El efluente de la PTARI cumple con las condiciones que se muestran en la tabla 2
50AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH) Llanos Orientales [Poster] Open round Colombia 2010 [En liacutenea] 2010 [Consultado 10 de Noviembre de 2020] Disponible en httpwwwanhgovcoInformacion-Geologica-y-GeofisicaEstudios-Integrados-y-ModelamientosPresentaciones20y20Poster20TcnicosLlanos20(pdf)-Ronda20Colombia202010pdf 51 CEPSA Colombia SA Resentildea Ingenieriacutea de yacimientos 2019 52 MESA Sandra Lilianaet al Revisioacuten del panorama actual del manejo de agua de produccioacuten en la industria petrolera colombiana [En liacutenea] En Gestioacuten y Ambiente 2018 Vol 21 no1 p87-98 [Consultado 17 de Agosto de 2020] Disponible en httpsrevistasunaleducoindexphpgestionarticleview6979267011 53LIZARAZO FIGUEROA J G y OLAYA NOGUERA E A Evaluacioacuten teacutecnico financiera del cambio del sistema de levantamiento artificial actual por bombeo hidraacuteulico empleando las condiciones operativas del campo Peguita III Trabajo de grado Ingenieriacutea de Petroacuteleos Bogotaacute Fundacioacuten Universidad de Ameacuterica 2017 168 p
43
Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual industrial
Paraacutemetros Unidad Resultado
Aceites y grasas mgL 72
Conductividad eleacutectrica 1023
DBO5 mgL 591
DQO mgL 1191
Dureza total mgL 176
pH Unidad de pH 743
Solidos totales en suspensioacuten mgL lt10
Soacutelidos totales mgL 664
Aniones
Cloruros mgL 32
Metales totales
Bario mgL 0172
Cadmio mgL lt0010
Cromo mgL lt0050
Niacutequel lt0020
Plomo mgL lt0050
Sodio mgL 214
Hidrocarburos
Hidrocarburos totales mgL 6403
Fuente CEPSA Colombia SA Reporte de resultados agua industrial residual
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba De otra parte hay que tener en cuenta en el momento de seleccionar el inhibidor las condiciones de temperatura presioacuten y pH en el sistema en vista en que estas dos condiciones pueden afectar la solubilidad del producto bien sea por su disminucioacuten o porque impidan la mezcla del producto en el fluido Asiacute mismo en el entorno de aplicacioacuten se pueden generar reacciones indeseadas como la formacioacuten de precipitados efecto totalmente adverso al objetivo del inhibidor o porque su incompatibilidad con el medio de la formacioacuten produzca hinchamiento de las arcillas y taponamiento de los canales porosos
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor El proveedor realiza la seleccioacuten del inhibidor por medio de una prueba de dilucioacuten con inhibidores de una misma tecnologiacutea en donde se compara el inhibidor A frente al inhibidor B en este uacuteltimo se puede deducir que a nivel visual presenta incompatibilidad por la presencia de precipitado en el fondo de la botella El inhibidor A se puede decir que es seleccionado por demostrar dispersioacuten al tener una botella sucia en la imagen no se evidecia presencia de precipitados o asentamientos de soacutelidos en el fondo
44
La tecnologiacutea probada es multifuncional con la capacidad de inhibir la corrosioacuten y ser usado para la limpieza del sistema Estos inhibidores estaacuten conformados por compuestos tensioactivos y se identifica por ser soluble en agua
Para hacer un acercamiento a sus componentes se tiene en cuenta una ficha de seguridad en donde describe las generalidades del producto (Inhibidor multifuncional) y se describen a continuacioacuten
Composicioacuten general del inhibidor seleccionado Seguacuten la ficha del inhibidor seleccionado se conoce las sustancias que lo componen en las encontramos el metanol (30-60ww) isopropanol (1-5ww) compuesto de azufre orgaacutenico (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (10-30ww) compuesto de amonio cuaternario (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (1-5ww)54
Al hacer la revision bibliografica se puede decir que en el paquete de compuestos del inhibidor se tiene como solvente orgaacutenico el metanol (CH3OH) al ser la sustancia que se encuentra en mayor proporcioacuten el compuesto de amonio cuaternario (-R4N+) que sigue en peso al metanol representa el inhibidor de corrosioacuten activo presente en la formulacioacuten el compuesto de azufre orgaacutenico cumple el papel de intensificador que se utiliza para optimizar el rendimiento del inhibidor y acelerar la formacioacuten de la peliacutecula inhibidora los demaacutes compuestos se desempentildean diferentes funciones como rompedores de emulsiones agentes espumantes y detergentes que deberiacutea permitir la limpieza del substrato en la superficie55
En la literatura Garst56 trata el asunto de la mejora de un pozo por medio de estimulaciones en donde tiene en cuenta que la eleccioacuten del producto tratante debe tener las siguientes caracteriacutesticas
Tener la capacidad de reducir la tensioacuten interfacial aceite-agua
Ser soluble para obtener concentraciones suficientes en la interfaz aceite-agua para permitir el movimiento del aceite
Los inhibidores pueden ser solubles o dispersables aunque se prefiere solubilidad sobre la dispersioacuten del producto para evitar la posibilidad de formacioacuten de taponamientos de la liacutenea
El producto debe tener una baja tendencia de adsorcioacuten en las superficies para evitar la peacuterdida del producto
54 NALCO Hoja de datos de seguridad producto Clean n Correg EC1509A [en liacutenea] Naperville Nalco Company 2010 11 p [Consultado 7 de octubre de 2019] Disponible en httpnebulawsimgcom70c120fb9c30b35994c1f743a188e756AccessKeyId=0C73C9180B472EC38D9Aampdisposition=0ampalloworigin=1 55 COURSERA Universidad de Manchester Corrosion inhibitor SelectionDeployment [Video] Protecting the world Introducing corrosion Science and Engineering [En liacutenea] 2019 15min [Consultado] Disponible en httpswwwcourseraorglecturecorrosioncorrosion-inhibitor-selection-deployment-igezL 56 GARST AW A low-cost method of production stimulation En Journal of Petroleum Technology Society of Petroleum Engineers 1954 vol 6 p 11
45
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En la discusioacuten de los resultados se tiene en cuenta los aspectos que concierne a
El inhibidor
Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten
El sistema de inyeccioacuten
La aplicacioacuten de la prueba
321 El Inhibidor De los resultados de la dilucioacuten para nuestro caso la realizada por el proveedor del tratamiento tal como se menciona en la seccioacuten de la seleccioacuten del inhibidor por parte del proveedor se cuenta con dos tipos de productos inhibidor A e inhibidor B este producto es descartado posiblemente por la presencia de precipitados en el asiento de la botella y el producto A se aprueba como producto tratante por la disolucioacuten del soluto en el solvente se hace el acercamiento de las reacciones a partir de la imagen reportada en el resultado del proveedor donde se abarca informacioacuten sobre reaccioacuten de precipitacioacuten y el mecanismo de difusioacuten
Se adentra en la discusioacuten de los resultados obtenidos por el proveedor en donde se tienen en cuenta el comportamiento de la disolucioacuten y el tipo de reaccioacuten que se puede presentar en cada botella las premisas se detalla a continuacioacuten
Al realizar disoluciones se espera que las moleacuteculas del soluto se disuelvan para generar una disolucioacuten liquida en este proceso se presentan dos tipos de fases
La primera es la fase dispersa que se encuentra en menor proporcioacuten y hace referencia al soluto que seriacutea en nuestro caso el depoacutesito
La segunda es la fase dispersante que es representado por el producto tratante
Seguacuten Seager et al en una disolucioacuten el solvente debe tener la capacidad de interactuar con cualquier aacuterea superficial del soluto y las moleacuteculas del solvente sean atraiacutedas hacia el depoacutesito permitiendo que se asocien para luego fijarlas en la solucioacuten y asiacute alcanzar la disminucioacuten del tamantildeo y dispersioacuten de la partiacutecula57 este comportamiento puede estar asociado en lo ocurrido con el inhibidor A
Por lo cual el mecanismos que impera en este tipo de reaccioacuten (Botella inhibidor A) es la difusioacuten como se observa en la figura 10 este fenoacutemeno es explicado por Wang et al58 y se da cuando el producto tratante alcanza la suciedad sobre la superficie soacutelida que da paso a la formacioacuten de pequentildeos grupos de aceite-tensoactivo que aumentan la solubilidad del depoacutesito (soacutelido) permitiendo el
57 SEAGER R J ACEVEDO A J SPILL F et al Solid dissolution in a fluid solvent is characterized by the interplay of surface area-dependent diffusion and physical fragmentation [En liacutenea] En Sci Rep 8 2018[Consultado 15 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwnaturecomarticless41598-018-25821-x 58 WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Molecular mechanisms for surfactant-aided oil removal from a solid surface Applied Surface Science 2015 Vol359 p98-105
46
desprendimiento al generar la ruptura de los grupos (aceite-tensioactivo) y facilitar la difusioacuten en la solucioacuten que se da por la naturaleza hidrofilica de la cabeza del producto y esta generacion de grupos en solucioacuten puede ser la causa de la turbidez o suciedad que se presenta en la botella A En la figura 10 tambien se observa la afinidad que tiene las partes del producto (cabezacola) hay que tener en cuenta que los inhibidores al estar conformados por compuestos tensioactivos siguen este comportamiento para la funcioacuten de limpieza donde la cabeza como se evidencia tiene la afinidad con las moleculas de agua y permite que se entre en solucioacuten mientras que la cola se asocia a sustancias apolares lo que permite el contacto e interaccioacuten con las superficies que se presentan en el sistema
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida
Fuente WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Mecanismos moleculares para la eliminacioacuten de aceite con ayuda de surfactante de una superficie soacutelida Applied Surface Science 2015 vol359 p 100
En el caso del producto B (botella) puede estar ocurriendo una reaccioacuten de precipitacioacuten que se presenta en la solucioacuten con la generacioacuten del producto insoluble (soacutelido en la botella) Renard et al59 aborda esta situacioacuten a traveacutes de la precipitacioacuten acoplada donde un mineral de carbonato AB (depoacutesito) que se va a disolverse en una solucioacuten acuosa (Producto) puede generar una reaccioacuten entre los iones del depoacutesito con las especies presentes en la solucioacuten y dar la precipitacioacuten de un nuevo compuesto este fenoacutemeno se observa en la figura 11
Cabe resaltar que el descarte de este producto se da porque a nivel visual se ven precipitados en la botella como se menciono se pueden dar por reacciones de precipitacion o porque no hay una buena afinidad entre las sustancias que interactuan que hacen que el proceso de difusioacuten sea mas lento y no tenga el rendimiento esperado en cualquiera de los casos al llegar a presentarse esto durante la aplicaion ya sea en la formacioacuten o en la liacutenea de inyeccion va a provocar que se genere un mayor taponamiento en el sistema por la posible acumulacioacuten y
59 RENARD Franccedilois ROYNE Anja PUTNIS V Christine Timescales of interface-coupled dissolution precipitation reactions on carbonates Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p1-40
47
segundo va a generar un mayor gasto de producto y por lo tanto un impacto en costos de tratamiento
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada
Fuente RENARD F ROYNE A Putnis V C Escala de tiempo de las reacciones de precipitacioacuten de disolucioacuten acopladas por interfaz de carbonatos Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p 35
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten En las condiciones del sistema se menciona que la formacioacuten es de caraacutecter arenoso seguacuten la resolucioacuten 13142014 de la ANLA60 este tipo de reservorios se encuentra humectado por agua
En la superficie de la roca hidratada estaacute presente el grupo silanol (-Si-OH) que se ioniza dando grupos de carga positiva o negativa dependiendo del pH de la solucioacuten que lo rodee siguiendo el comportamiento de las reacciones que se muestran a continuacioacuten61
SiOH + H+ harr SiOH2+
SiOH + OHminus harr SiOminus + H2O
La superficie mineral es sensible a los cambios de pH porque afectan indirectamente su humectabilidad las superficies arenosas tienden a tener una carga negativa pero puede variar por el pH del medio
En la superficie mineral la precipitacioacuten de material hidrocarbonado cambia la humectabilidad de la misma de superficie mojada por agua en aceite por la acumulacioacuten de este tipo de sustancias y se encuentran influenciadas por el aacutengulo
60 COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) Resolucioacuten 1314
(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras determinaciones Bogotaacute DC 2014p 14 [Consultado 3 de octubre de 2019]Disponible en httpportalanlagovcositesdefaultfiles14400_res_1314_311014pdf 61 PHILIPOSSIAN A and MUSTAPHA L Tribological Attributes of Post-CMP Brush Scrubbing [En liacutenea] EnJournal of the electrochemical society2004p3[Consultado 2 de Julio de 2020]Disponible en httpwwwcmpconsultingorgcariboost_filesphiliposian_2Btribological_2Battributes_2Bof_2Bpost-cmp_2Bbrushpdf
48
de contacto como se menciono en el capitulo 1 en la figura 12 se observa la interaccioacuten aacutecido-base de una solucioacuten salina la superficie mineral y una moleacutecula de hidrocarburo y se evidencia su interaccioacuten por intercambio ioacutenico un mecanismo por el agua se puede ver influenciado la deposicioacuten del aceite
Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base
Fuente WANG Yefei XU Huaimin YU Weizhao BAI Baojun SONG Xinwang and ZHANG Jichao Surfactant induced reservoir wettability alteration Recent theoretical and experimental advances inenhanced oil recovery China University of Petroleum and Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2011 p465
Cuando se presenta la diminucioacuten de la inyeccioacuten por el taponamiento de la superficie de la arena se obligan a implementar trabajos de estimulacioacuten mecaacutenica o quiacutemica que aumenten la capacidad de flujo mediante la remocioacuten de las restricciones que se presenten en dicha formacioacuten
En trabajos de acidificacioacuten por Halliburton se dice que para limpiar los poros de las areniscas la seleccioacuten del fluido del tratamiento se basa en la permeabilidad y mineralogiacutea de la roca teniendo en cuenta las reacciones quiacutemicas involucradas entre el aacutecido con los minerales
La interaccioacuten entre la arenisca y el tratamiento aacutecido se pueden encontrar las siguientes reacciones
4HF + SiO2 rarr SiF4 + 2H2O
3SiF4 + 2H2O rarr 2H2SiF6 + SiO2
En estas reacciones el dioacutexido de silicio es el principal constituyente del cuarzo el tetrafluoruro de silicio en presencia de agua forma aacutecido fluorosilicico que reacciona con sales del agua de la formacioacuten para formar fluorosilicatos y las
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arcillas que son solubilizadas por el HF se precipitan parcialmente al gastarse el aacutecido en la formacioacuten para un incremento de permeabilidad62
Hay que tener en cuenta que no siempre la limpieza por medios aacutecidos es efectiva debido a que los componentes que taponan el paso no son solubles en aacutecidos e incrementan el taponamiento de la formacioacuten por lo que una opcioacuten de tratamiento en areniscas es un fluido con tratamientos alcalinos o pocos aacutecidos
Una alternativa a los trabajos de acidificacioacuten e intervenciones de pozo es la inyeccioacuten quiacutemica como tratamiento de limpieza que baacutesicamente es el uso de limpiadores mejorados que se presentan en forma de productos solubles en agua63 que generan la modificacioacuten de la superficie por medio de la interaccioacuten de las fuerzas que son las responsables del humedecimiento y la adhesioacuten de las sustancias por eso hay que tener en cuenta que las partiacuteculas de aceite no se desplazan con el agua sino con la fase de humectacioacuten y por lo tanto con el cambio del angulo de contancto es decir se reduzca (lt90deg) por la interaccion entre las fuertas interfaciales y por medio de la fuerza del fluido y su movimiento sea maacutes faacutecil retirar el producto del sistema hacia la formacioacuten
Se observa que la superficie mineral es importante para el comportamiento del producto debido a que pueden generar peacuterdidas por la tendencias de adsorcioacuten sobre esta como lo menciona Garst anteriormente y se confirma por medio de los estudios realizados por Amirianshoja et al64en donde la adsorcioacuten disminuye la eficiencia del producto inyectado y se ve influenciado ademaacutes por el tipo de tensoactivo que se maneje (anioacutenicos no ioacutenico) en este estudio se incrementa la adsorcioacuten para los tensioactivos no ioacutenicos sobre los anioacutenicos en la arcilla probada
Por lo tanto la superficie mineral es un factor importante a la hora de seleccionar un producto tratante en donde se deben realizar las pruebas necesarias a nivel laboratorio para ver los efectos compatibilidad y el rendimiento que se puede alcanzar con el producto seleccionado y su composicioacuten
En este caso el paquete inhibidor tiene presente amonio cuaternario que puede ocasionar la interaccioacuten con la formacioacuten de igualmente los compuestos utilizados no siempre van a ser solubles en agua que producen la adicioacuten de alcoholes bien sea isopropanol o metanol (Solvente orgaacutenico) u otro alcohol porque son miscibles con agua y tienen compatibilidad con formaciones sensibles a esta de otra forma pueden reducir la tensioacuten superficial y permitir la remocioacuten de barreras al actuar como tensioactivos
62 HALLIBURTON Estimulacioacuten de pozos Operaciones de campo [Diapositivas]2006 35
diapositivas color 63 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 p 1-2 64 AMIRIANSHOJA T et al A comparative study of surfactant adsorption by clay minerals En Journal of Petroleum Science and Engineering 2013 vol 101 p 21-27
50
323 Sistema de inyeccioacuten El sistema de tratamiento contenido por tanques bombas y accesorios metaacutelicos asiacute mismo las largas tuberiacuteas de conduccioacuten desde el sistema de tratamiento hasta el pozo inyector contribuyen a generar grandes depoacutesitos de acumulacioacuten de ldquoschmoordquo que ocasionan taponamiento del sistema y por ende de los poros de la formacioacuten Este efecto de prevencioacuten y mitigacioacuten en el mantenimiento se hace maacutes efectivo como un proceso de limpieza de todo el sistema al aumento de la variables pero no se tiene certeza de la reaccion con los minerales que se encuentran en esta como se menciona en el intem anterior son de gran influencia para la eficiencia del producto y por lo tanto para el grado de limpieza del sistema
324 Aplicacioacuten de la prueba Autores como Horsup et al Hilfiger et al y Peacuterez D et al han trabajado el uso de inhibidores como una herramienta para la limpieza de liacuteneas y sistemas de inyeccioacuten donde se presentan peacuterdidas de inyeccioacuten presentando una buena respuesta a la solucioacuten del problema En la figura 13 Se observa coacutemo se da la interaccioacuten para obtener el efecto de limpieza del depoacutesito y la inhibicioacuten a la corrosioacuten claramente se observa que la segunda funcioacuten no se va a dar si el sistema se encuentra con suciedad Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos
Fuente HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Principles of cleaning hydrocarbon deposits using surfactants [imagen] Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor Brasil Society of petroleum Engineers 2011 p2 En el caso de Hilfiger et al65 utiliza una combinacioacuten de un limpiador soluble en agua y dispersable en aceite con un inhibidor de corrosioacuten para tratar depoacutesitos de parafinas e hidrocarburos los autores expresan que el ablandamiento de la moleacutecula depositada se da permitiendo que los depoacutesitos se descompongan y se mantengan dispersos en la solucioacuten En la prueba de campo 1 de los autores66 se obtiene la disminucioacuten de la presioacuten y el aumento de los voluacutemenes de agua estas dos variables objetivo permiten evaluar la bondad del producto tratante es asiacute como se pasa de un caudal de inyeccioacuten de 9m3d (5668 bblsd) a 13m3d (8177 bblsd) de la misma manera la presioacuten cae en 18 en un lapso de 4 meses
65 HILFIGER MG STEWART SA ANSARI A Op cit p2 66 Ibid p 7
51
Al igual que Hilfiger et al Peacuterez D et al67 aplica como producto tratante una combinacioacuten de inhibidor de corrosioacuten Agente de limpieza en una prueba de campo por 3 meses donde el pozo tratado pasa de tener una inyeccioacuten de 70 m3d (440bblsd) a 206 m3d (129574bblsd) con una reduccioacuten de presioacuten del 10
Al tenerse en cuenta los resultados obtenidos por los autores mencionados se observa un comportamiento en comuacuten la reduccioacuten de la presioacuten y el aumento del caudal en los periodos analizados que permite mejorar la operacioacuten de la actividad en campo por lo tanto se esperaba un comportamiento similar con la aplicacioacuten del producto en el pozo a tratado (C3)
Al igual que los autores anteriores Horsup et al68 tienen una misma finalidad de estudio pero utiliza una forma diferente de anaacutelisis empleando experimentacioacuten en laboratorio al probar diferentes alternativas de tratamientos (producto paquetes inhibidores) en sus ensayos y mirar el impacto de cada estructura en la tensioacuten interfacial y como esta influye en la remocioacuten del depoacutesito los resultados obtenidos en el estudio se muestran a continuacioacuten resaltando los productos con grupos nitrogenados
En el caso del producto de corrosioacuten activo la amina cuaternaria no era el mejor para las condiciones de estudio se necesitaba una alta CMC (200 a 500ppm) y su tensioacuten superficial miacutenima era18 mNm mientras que el activo AMF (amina grasa modificada) presentaba los valores maacutes bajos de CMC (50-100ppm) como de tensioacuten superficial (15 mNm)
Para los inhibidores de corrosioacuten estudiados se tiene en cuenta producto A (multifuncional) C (inhibidor corrosioacuten dispersante) y D (inhibidor corrosioacuten dispersante) donde A es el mejor producto de eliminacioacuten porque representa la menor tensioacuten (15) y una CMC significativa (100-200ppm) se hacen pruebas a concentraciones menores y se consigue una buena remocioacuten de la sustancia
Por lo tanto la aplicacioacuten objetivo del producto es alcanzar la miacutenima tensioacuten interfacial a concentraciones significativas coherente con los objetivos econoacutemicos para hacer que este sea un producto viable y efectivo en la eliminacioacuten del depoacutesito porque a menor concentracioacuten es posible un menor costo de aplicacioacuten y a menor tensioacuten superficial miacutenima obtenida mayor inyectividad se podraacute alcanzar confirmando que el producto A del autor es el mejor paquete entre los inhibidores de corrosioacuten activos y los inhibidores de corrosioacuten estudiados
67 PEacuteREZ D RIacuteOS J Tecnologiacuteas quiacutemicas para recuperacioacuten o mantenimiento de la inyectividad y de la integridad en sistemas de inyeccioacuten Como estrategia complementaria a EOR En Petrotecnia 2013 p 2 68 HORSUP DI DUNSTAN TS Y CLINT JS Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled Systems CORROSION 2009 vol 65 nro 8 pp 527-544
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4 PRUEBA PILOTO
La informacioacuten de anaacutelisis se obtiene de la prueba realizada por la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten llevado a cabo por la compantildeiacutea CEPSA COLOMBIA SA
Se toma como punto de control de la prueba el pozo C3 inyector se realiza un seguimiento diario del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten final de agua se verifica la toma de datos de las variables para medir el comportamiento de la inyectividad del pozo
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO
El sistema de inyeccioacuten del pozo se deriva del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten total compuesto por un tanque de almacenamiento de agua de inyeccioacuten (TK-2700) que alimenta a las bombas booster estas se encargan de aumentar la presioacuten para pasar el agua a seis bombas principales de inyeccioacuten en cabeza de pozo a traveacutes de manifold de derivacioacuten el cual unifica la produccioacuten total de agua y la divide a cada uno de los pozos inyectores Por lo tanto el sistema total estaacute compuesto por 5 pozos inyectores del campo El diagrama del sistema de inyeccioacuten del pozo C3 Se observa en la figura 14 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Esquema sistema de inyeccioacuten 411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor La aplicacioacuten del producto se da por medio de las facilidades que se encuentran ubicadas en la superficie de la liacutenea permitiendo la aplicacioacuten del tratamiento a nivel
53
superficial en la cabeza del pozo inyector C3 a traveacutes de un Quill de inyeccioacuten en la figura 15 se muestra un esquema de inyeccioacuten quiacutemica sobre la tuberiacutea69 Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten
Fuente HAYWARD Industries simple installation [imagen] FLOW CONTROL IV SERIES Injection Valves IQ SERIES Injection Quills Hayward Industries Inc 2016 p 2 [Consultado 11 de Agosto de 2020] Disponible en httpswwwhaywardflowcontrolcomassetsdocumentsflowcontrolpdfNPPIVQ0516pdf En la siguiente figura 16 se muestra el skid de inyeccioacuten para hacer la dosificacioacuten del tratamiento quiacutemico que cuenta con bombas dosificadoras vaacutelvulas el tanque de almacenamiento del producto quiacutemico y el medidor de nivel
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico
Fuente CEPSA Colombia SA Skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico
69 PALMER JW HEDGES W DAWSON JL Opcit p 51-69
Quill
Tubo
Bomba dosificadora
Tanque almacenamiento
quiacutemico
54
El sistema dosificador se compone de los siguientes elementos o equipos como se menciona anteriormente
Bomba de inyeccioacuten Bomba dosificadora de 50galdiacutea Los inhibidores orgaacutenicos al ser distribuidos de forma liacutequida son inyectados a traveacutes de bombas
Vidrio de nivel Permite controlar la cantidad de inhibidor que se dosifica
Quill de inyeccioacuten Este accesorio se fabrica comuacutenmente con acero inoxidable es un elemento que se encuentra fijo y es utilizado para dispersar y mezclar el inhibidor con la corriente del fluido producido en este caso el agua que es inyectada al pozo
42 PROCEDIMIENTO
421 Aplicacioacuten La prueba piloto en el pozo C3 tiene una duracioacuten de 25 diacuteas consta de tres etapas una primera con una duracioacuten de 5 otra de 10 y finalmente 10 diacuteas maacutes de aplicacioacuten del producto tratante con una dosificacioacuten variable de 40 80 y 120 ppm respectivamente a cada etapa
Los tiempos implementados en la prueba se detallan a continuacioacuten 70
Etapa de Inicio a la inyeccioacuten del inhibidor de manera continua en cabeza del pozo inyector a partir del diacutea 11 de mayo del 2019 con una dosis de 40 ppm un caudal de 9002 BAPD y a una presioacuten en cabeza de 1100 PSI
Etapa 2 a partir del 16 de mayo con el incremento de dosificacioacuten requerido
Etapa 3 o uacuteltima etapa inicia el 26 de mayo y se extiende hasta el 4 de junio que termina la prueba con producto tratante y se hace un seguimiento a las variables de inyectividad por 30 diacuteas adicionales
La dosificacioacuten se inicia a baja concentracioacuten como tratamiento de limpieza y se incrementa para estimular y provocar la inhibicioacuten de corrosioacuten hay que tener en cuenta que el segundo efecto se consigue solo al retirar primero las impurezas
Hay que tener en cuenta que se prueba la capacidad de limpieza del producto a traveacutes de la prueba en campo por eso las variables monitoreadas en el desarrollo de la prueba y a tener en cuenta son
La presioacuten en cabeza de pozo
caudal de agua inyectada
Como se evidencia en el capitulo anterior en la seccion de aplicacioacuten estas variables permiten ver el comportamiento del producto y visualizar la eficiencia obtenida
422 Recopilacioacuten de datos Al finalizar el tiempo de prueba se recopila la informacioacuten de las variables monitoreadas durante la operacioacuten para el
70 CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo [En Liacutenea] 2019
55
procesamiento de los datos y anaacutelisis de los resultados Tambieacuten se compila la informacioacuten de operacioacuten del pozo durante los 30 diacuteas previos y posteriores a la aplicacioacuten del tratamiento como periodos testigo de la prueba que permiten hacer la comparacioacuten de la operacioacuten tras la aplicacioacuten del tratamiento y el comportamiento que se tiene a nivel de la inyeccioacuten 201
423 Evaluacioacuten de resultados Los datos recopilados se suministran en una base en Excel que permite hacer los caacutelculos correspondientes
Iacutendice de inyectividad Como criterio de evaluacioacuten de la prueba un indicador clave de rendimiento de pozo que estaacute representado por el iacutendice de inyectividad (Jiny) este mide la capacidad de un pozo (formacioacuten) para aceptar un fluido relacionando la tasa de inyeccioacuten de agua (Qiny) con la diferencia de presiones (∆P) representada por la presioacuten en cabeza de pozo (PCabeza de pozo) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten 7172
FuenteABBASI J et al A simulation investigation of performance of polymer injection in hydraulically fractured heterogeneous reservoirs En J Petrol Explor Prod Techno2016p 4
Adicionalmente es calculado en los periodos testigos denominados como Previo y posterior a la aplicacioacuten del tratamiento que permite contar con una evidencia visual de los cambios generados con la operacioacuten a nivel de flujo presioacuten y de la inyectividad y determinar el eacutexito de la prueba por el desempentildeo obtenido en la inyectividad
Para tener una mejora en la inyectividad se deberiacutea contar
Con un caudal mayor a las condiciones de bombeo existentes (Presioacuten estable)
Caudal estable con menor requerimiento de potencia (Menor presioacuten)
Estas situaciones indicariacutean la accioacuten del producto sobre los depoacutesitos y su eficiencia en el sistema
Tambieacuten se cuenta con una liacutenea base con el fin de establecer datos de referencia que se encuentran representados por
71 LYONS CW PLISGA GJ and LORENZ MD Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas EngineeringReservoir Engineering Third edition Gulf Professional Publishing p 226-227 72 VAN WINGEN N Injectivity Indices-Their Prediction and Determination American Petroleum Institute1949
119869119894119899119910 =119876119868119899119910
∆P=
119876119868119899119910
119875119862119886119887119890119911119886 119889119890 119901119900119911119900
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad
56
Un caudal de agua inyectada base (119876119868119899119910119887 ) de 8100BAPD 73
Una presioacuten de cabeza de pozo de 1150 Psi
Iacutendice de inyectividad base (119869119868119899119910119887 ) de 7 BAPDPsi
Los valores son determinados por la media y normalizacioacuten de los datos obtenidos en la operacioacuten del diacutea 1 de enero del 2019 hasta el 10 de mayo del 2019
Incremento de variables monitoreadas Durante el anaacutelisis se realiza el calculoacute del incremento de los resultados de las variables monitoreadas y la inyectividad que permite cuantificar el aumento tras la aplicacioacuten del tratamiento en comparacioacuten con la liacutenea base como se muestra en la ecuacioacuten 2 y 3
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
De la misma forma se utiliza este tipo de caacutelculo para identificar el incremento o decremento de presioacuten obtenido ademaacutes ver su comportamiento en la operacioacuten y reconocer si los valores tienen un mejor desempentildeo en la operacioacuten o se comportan de acuerdo a los valores iniciales
Consumo de producto aplicado El volumen del producto aplicado es
calculado por medio de los datos recopilados se realiza la estimacioacuten de la dosificacioacuten diaria de inhibidor relacionando el volumen de agua depositado con la concentracioacuten del inhibidor en ppm siendo calculada por medio de la siguiente ecuacioacuten 74
73 CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento2019 74 AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
119876119894119899119910 = |119876119894119899119910 minus 119876119894119899119910119887
119876119894119899119910119887| lowast 100
119869119894119899119910 = |119869119894119899119910 minus 119869119894119899119910119887
119869119894119899119910119887| lowast 100
Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten
Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad
57
Fuente AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control
Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
Donde V representa los barriles de agua por diacutea que se disponen Qinh la dosificacioacuten de inhibidor requerida para tratar el agua a disponer diacutea en BAPD ppm son las partes por milloacuten recomendadas por el proveedor (40 80 y 120) ppm En el anexo se encuentra una muestra de caacutelculo de la cantidad de inhibidor diaria utilizada Este caacutelculo permite identificar de igual forma el consumo obtenido por etapa y en la totalidad de la prueba como se menciona anteriormente En la Tabla 3 Se observa la cantidad de producto quiacutemico requerido en cada una de las etapas calculado a traveacutes de la sumatoria de las dosificaciones diarias y su etapa correspondiente dando un consumo total de producto de 921 gal encontraacutendose dentro de las opciones contempladas por el proveedor que estipulaban un consumo alrededor de 752 875 y 1163 gal Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba
ETAPA PERIODO DIacuteAS DOSIS (PPM)
PRODUCTO (GAL)
1 11 a 15 de Mayo 5 40 76
2 16 a 25 de Mayo 10 80 316
3 26 de mayo a 04 de Junio 10 120 530
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Resultados del tratatamiento Potencia de la bomba En el sistema de inyeccioacuten la potencia de la bomba
es influenciada por las restricciones en el bombeo del fluido depositado por lo que se tiene en cuenta la potencia de la bomba requerida para inyectar el agua a disponer donde se relaciona el peso especiacutefico del fluido (Nm3) la tasa de inyeccioacuten (m3s) y la presioacuten en cabeza de pozo (mca) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten
119876119894119899ℎ =119881
1 000 000lowast 119901119901119898
Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida
58
Fuente BARREDA TRUJILLO Aacutengel Urbano Meacutetodo praacutectico de obtencioacuten de potencia y eficiencias de unidades de bombeo en operacion [En liacutenea]EnRIHA 2012 vol 33 no 3 P 86-97[Consultado 3 de septiembre de 2020]Disponible en httpscielosldcuscielophpscript=sci_arttextamppid=S1680-03382012000300007
En la ecuacioacuten para mantener las unidades mencionadas se manejan las conversiones que se evidencian en la siguiente tabla
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba
Conversioacuten Referencia
1 BAPD equivale a 00066244 m3h
Advanced corverterConversion barril por diacutea a metro cuacutebico por hora[En liacutenea] [Consultado] Disponible httpswwwadvancedconvertercomesconversion-de-unidadesconvertir-flujobarriles-por-dia-a-metros-cubicos-por-hora
1m3h equivale a 0000277778 m3s
Elaboracioacuten propia Se hace la conversioacuten a partir de la equivalencia 1h son 3600 s
1Psi equivale a 0703546663 mca
Convertidor de unidadesConversioacuten libra por pulgada cuadrada a metros de columna de agua [En liacutenea] [Consultado] Disponible en httpwwwconversordeunidadesorgpresion-pa-atm-bar-mpa-mh20-mmhg-psiphp
Fuente elaboracioacuten propia Las unidades de la potencia seguacuten la ecuacioacuten 5 quedan expresadas en teacuterminos de caballos de fuerza (Hp) aunque tambieacuten son expresadas en kilovatio (KW) para determinar el consumo energeacutetico Energiacutea consumida El caacutelculo de la potencia como se menciona en el punto
anterior es la base para el consumo energeacutetico del proceso mediante la relacioacuten potencia-tiempo como se evidencia en la ecuacioacuten 6
Fuente elaboracioacuten propia
119861119867119875 =(120574 lowast 119876 lowast 119875)
1000lowast 134
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba
119864119899119890119903119892iacute119886 = 119875119900119905119890119899119888119894119886(119870119882) lowast 119879119894119890119898119901119900(ℎ)
Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida
59
Como se ha mencionado anteriormente el proceso de inyeccioacuten cumple con una operacioacuten continua por lo tanto el tiempo a tener en cuenta en la relacioacuten es de 24h
Costo de energiacutea por barril de agua inyectado Se tiene la relacioacuten entre el costo de energiacutea consumida y barril de agua inyectado al diacutea como se muestra a continuacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para el costo de energiacutea consumida se multiplica el precio de KW-h por la cantidad de KW-h utilizados (Energiacutea consumida) se tiene en cuenta el costo KW-h que se maneja en la estacioacuten que se encuentra alrededor de COP 300 KW-h
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS
En el ANEXO A se observan los resultados de las variables monitoreadas es decir caudal de inyeccioacuten (BAPD) y presioacuten en cabeza de pozo (Psi) durante el proceso de inyeccioacuten y los datos de operacioacuten previos y posteriores al tratamiento 431 Anaacutelisis del tratamiento El tratamiento aplicado en los periodos o etapas 1 2 y 3 determina un aumento del flujo inyectado de 1125 1602 y 298 respectivamente el mejor desempentildeo se obtiene con la dosis de 120 ppm donde se maximiza la accioacuten de limpieza en el sistema y alcanzar una estabilidad en el flujo con los valores maacuteximos obtenidos de la prueba que oscilan entre los 10300 ndash 10800 BAPD El detalle del desempentildeo del tratamiento se muestra en la graacutefica 3 asiacute como en la primera etapa se lograron valores entre 8818 a 9295 BAPD durante la segunda dosis se presenta mayores variaciones de los datos que pueden estar influenciadas por efectos de dispersioacuten de las partiacuteculas o depoacutesitos en los poros de la formacioacuten donde el fluido tiene una preferencia de inyeccioacuten hacia los poros de mayor tamantildeo y de menor obstruccioacuten con valores 9063 a 9930 BAPD Entonces el efecto de limpieza y de dispersioacuten ocurrido en las dos primeras etapas redundan sobre el mejor desempentildeo de la tercera dosis que ademaacutes de tener una mayor concentracioacuten alcanza una uniformidad del flujo de inyeccioacuten
$119864
119861119860119875119863=
$119864119899119890119892iacute119886 119888119900119899119904119906119898119894119889119886
119861119860119875119863 119894119899119910119890119888119905119886119889119900
Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
60
Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Sin embargo estos resultados de incremento del Caudal no pueden ser tomados en cuenta sin comparar con los requerimientos de operacioacuten como es el caso de la presioacuten Los resultados de presioacuten en la cabeza de pozo tiene un comportamiento similar al Caudal con una estabilizacioacuten de los datos durante la tercera etapa sin embargo al ser un tratamiento de limpieza y encontrarse retirando las obstrucciones que se presenta en el sistema se esperariacutea que la presioacuten disminuya cuando se tenga un incremento del caudal debido a que las barreras que se presentaban en el interior del sistema para el fluido deberiacutean ser menores pero se consigue un efecto contrario donde se obtiene un aumento de presioacuten como se evidencia en la graacutefica 4 De otra manera al aplicar el tratamiento se busca alcanzar condiciones maacutes estables de operacioacuten en donde los resultados son coherente con respecto a la caiacuteda de presioacuten tal como se evidencia para cada una de las etapas donde se logran ΔP de 175 160 y 53 Psi respectivamente esta menor caiacuteda de presioacuten nos indica una condicioacuten maacutes estable durante el desarrollo de la operacioacuten en la tercera etapa que representa la meseta que se obtiene en la graacutefica 4
91259295
9160 9201
9518
8629
9063
993010392
10540 1058010571
10815
10461
85008700890091009300950097009900
101001030010500107001090011100
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
I(40ppm)
II(80ppm)
III(120ppm)
61
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En la graacutefica anterior la presioacuten presenta un decremento del 2 en la primera etapa un incremento de 006 en la segunda y un incremento 9 en la tercera seguacuten las dosis suministradas Hay que acotar que la pretensioacuten de la investigacioacuten es medir el caudal a una presioacuten estable en la praacutectica esto no es totalmente cierto por el efecto que se tiene de la cabeza de presioacuten del tanque de almacenamiento sobre las bombas ademaacutes no se tiene una liacutenea independiente para este pozo inyector lo que ocasiona que haya influencia en el flujo por las liacuteneas de los otros pozos inyectores generando posibles problemas de preferencia de flujo en el sistema 432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema La situacioacuten de operacioacuten del sistema el flujo inyectado maneja un caudal inferior a los 8000 BAPD durante la prueba para mejorar la inyectividad se requiere que el volumen inyectado incremente la aplicacioacuten de los tratamientos se hace con un caudal media de inyeccioacuten de 9398 BAPD en la segunda etapa y hasta valores maacuteximos de 9912 BAPD posterior a la suspensioacuten del producto tratante el caudal de inyeccioacuten se sostiene en valores superiores al inicio de la prueba como son de 8838 BAPD derivada de una respuesta por parte mayor presioacuten de operacioacuten durante el tratamiento empleado
El comportamiento del pozo analizado se muestra en la graacutefica 5 donde la recta punteada representa la liacutenea base del caudal (8100 BAPD) y se obtiene incrementos variables de flujo de hasta 21 durante el tratamiento y un incremento del 10 para el flujo posterior al tratamiento
1180
1054
11281080
1206 12691270 1270
10401055107010851100111511301145116011751190120512201235125012651280
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Pre
sioacute
n (
Psi)
Tiempo (diacutea)
I (40ppm)
II (80ppm) III
(120ppm)
Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba
62
Se tiene como referencia de anaacutelisis los reportados por la literatura por Hilfiger et al75 Un tratamiento con un incremento resultante del flujo de inyeccioacuten de 2516 (Qincremento cerca al 50) BAPD en 4 meses y PEacuteREZ D et al 76con un incremento de 8554 BAPD (Qincremento=140) en un periodo de 3 meses En comparacioacuten con los resultados de la prueba se logra un valor medio del incremento de flujo de inyeccioacuten de 477 BAPD (Qncremento=6) durante una prueba de 25 diacuteas de tratamiento por lo tanto es un resultado comparable a nivel del caudal en pozos inyectores lo que no es comparable son las condiciones de la formacioacuten y operacioacuten de los campos Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes durante y despueacutes de la prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En el comportamiento de la presioacuten a traveacutes del proceso de inyeccioacuten (Ver graacutefica 6) la presioacuten en el periodo previo al tratamiento se mantiene cercana a los 1150 Psi teniendo miacutenimas variaciones en el desarrollo de la prueba se obtiene un incremento del 3 generando un mayor consumo de energiacutea para la inyeccioacuten del fluido adicionalmente se identifica una disminucioacuten de presioacuten con la suspensioacuten del producto el valor promedio de la etapa fue aproximadamente 1108 Psi representando un porcentaje de decremento del 4
75 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7 76 PEacuteREZ D RIacuteOS J Op Cit p72
8968
8970 8991
9125
9294
10838
10580
10815
8647
9788
8819
8900
9912
8838
660069007200750078008100840087009000930096009900
10200105001080011100
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
22
-ju
n
25
-ju
n
28
-ju
n
1-j
ul
4-j
ul
Caudal (B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
63
Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Al hacer la comparacioacuten entre las graacuteficas del proceso P Q vs tiempo de periodos de operacioacuten se encuentra que en el periodo posterior al tratamiento se logra disminuir la presioacuten y aumentar el flujo de agua que se dispone en la formacioacuten receptora del pozo C3 este comportamiento no se obtiene de manera continua a traveacutes de este periodo pero se encuentra en diferentes diacuteas por ejemplo se requeriacutea 1201 Psi para disponer 8561 BAPD antes de la prueba y posterior a ella para disponer 8562 BAPD fueron necesarios 1091 Psi logrando una mejora en el proceso de inyeccioacuten al disponer la misma tasa con una presioacuten 433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 En el ANEXO D se recopila los caacutelculos de inyectividad para los periodos del proceso analizado y establecidos como previo durante y posterior del tratamiento donde se presenta en resumen los valores en el graacutefico 7 Este se encuentra divido en tres franjas que representan cada uno de los periodos de operacioacuten
1145
1215
1143
1201
1151
1184
1153
1125
1180
1240 1269
1208
1114
960
1050
1005
1104
1036
1091
940
970
1000
1030
1060
1090
1120
1150
1180
1210
1240
1270
1300
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Pre
sioacute
n e
n c
abez
a d
e p
ozo
(P
si)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
64
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Hay que tener en cuenta que por medio de la inyectividad se identifica el eacutexito de la prueba en los resultados obtenidos no se observa una mejora continua del iacutendice y se encuentra una tendencia de los datos a su valor inicial (J alrededor de 7) que se da por la influencia directa de la presioacuten Del graacutefico anterior se resaltan los siguientes aspectos (Ver graacutefica 8)
El valor medio de la inyectividad en el estado actual (sin tratamiento) es J=734
El valor medio de la inyectividad durante el tratamiento es de J=829 con un incremento de la inyectividad del 1294
El valor medio de la inyectividad pos tratamiento en un periodo de 30 diacuteas es J=81 con un incremento de la inyectividad del 102
723
811
761
874863 879
880
913
915
662646668
772747678
882848688
99294
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
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19
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22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
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n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
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24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Jin
y[B
AP
DP
SI]
Tiempo [Diacutea]
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
65
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA
Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten
En cuanto al comportamiento de la inyectividad se evidencia un aumento en comparacioacuten con la liacutenea base y el periodo previo a la prueba piloto tras la suspensioacuten del tratamiento como se menciona anteriormente la inyectividad media lograda fue de 81 se obtiene que el mejor estimado de inyectividad es aproximadamente 9 con un incremento de inyectividad mayor al 10 este comportamiento estaacute dado en diacuteas donde la operacioacuten alcanza un incremento medio del caudal del 18 y una presioacuten con un ΔP de 59 Psi que se detalla en el siguiente iacutetem
El sistema de inyeccioacuten del pozo C3 estaacute demostrado que puede operar a una presioacuten media de 1059 PSI y un caudal de inyeccioacuten medio de 96225 BAPD Con los cuales se obtiene un iacutendice de inyectividad de 9 y un incremento del 24 en la tabla 5 se evidencia que se puede tener esta capacidad de operacioacuten en el pozo C3 pero se demostroacute que el cumplimiento de esta operacioacuten fue durante 5 diacuteas posteriores al tratamiento
Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento
Caudal (BAPD) Presioacuten (Psi)
9464 1036
9410 1045
9912 1095
9704 1060
96225 1059
Fuente elaboracioacuten propia
J media
Incremento J
0
2
4
6
8
10
Previo Tratamiento Postratamiento
J media 734 829 8087
Incremento J 0 129 102
Ind
ice
de
inye
ctiv
idad
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento
66
Al revisar el histoacuterico de inyeccioacuten del pozo de los antildeos 2016 a 2019 a presiones de bombeo similares a las mostradas en la tabla 5 guardan un bajo desempentildeo como se aprecia en la graacutefica 9
Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo 2019
En el antildeo 2019 los valores muestran un desempentildeo significativo con respecto a los antildeos anteriores teniendo como base un rango de presioacuten de 1030 a 1060 Psi que es el rango de mejor operacioacuten que se logra despueacutes del tratamiento
Los autores Hilfiger et al Peacuterez d et al con base en el anaacutelisis de iacutendice de inyectividad con respecto a los valores reportados de presioacuten y caudal exponen un incremento del indice de inyectividad 294 y 144 en un periodo de prueba de 3 y 4 meses de tratamiento con el inhibidor estos resultados nos indican que el periodo de la prueba en el estudio es reducido y por ende los resultados pueden verse afectados haciendo una comparacioacuten en ese mismo orden los resultados esperados en 30 diacuteas seria de 98 y 288 en la mejora de inyeccioacuten por lo tanto los resultados del tratamiento no son significativos verificaacutendose que la prueba no es exitosa para replicarla en la actividad de la operacioacuten Por otra parte con base en los resultados totales del tratamiento se puede inferir que con la presioacuten media (1059 Psi) no disminuyo proporcional al caudal medio obtenido (96225 BAPD) durante un periodo suficientemente sostenible que para el caso es el periodo post-tratamiento es decir no se sostuvo la inyectividad esperada se evidencia que solo se obtuvo 4 de los 30 diacuteas dentro del rango estudiado lo que determina que para la evaluacioacuten de la inyectividad es bueno como valor absoluto porque se demuestra una mejora pero no es suficientemente exitoso por el bajo incremento del caudal (6)
2016 2017 2018 2019
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Q (BAPD) P (Psi)
67
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento En la siguiente graacutefica se muestra la relacioacuten entre la potencia de la bomba y el caudal de agua inyectado que tiene un comportamiento lineal en donde se muestra que a mayor caudal de agua inyectada mayor potencia de la bomba se va a requerir para su disposicioacuten por eso la necesidad de tener una operacioacuten a condiciones estables Se ve un conglomerado de datos que representa la mayor cabida del proceso en teacuterminos de potencia y tasa de flujo inyectado que se encuentran entre los rangos de 120-130 kW y 8400-8800 BAPD (Ver figura 10) si se toma el caudal medio del mejor estimado alcanzado en la operacioacuten 96225 BAPD a nivel de caacutelculos se estima en 130 KW demostrando que al ganar estabilidad en la bomba el gasto energeacutetico obtenido es menor a pesar de ganar capacidad de inyeccioacuten en el pozo Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Adicionalmente en la graacutefica 11 se cuenta con la relacioacuten del costo de energiacutea consumida por barril de agua inyectada promedio en los periodos de operacioacuten evaluados en el tratamiento el costo es de $ 113 y posterior al tratamiento es de $101 donde se mantiene un incremento en el iacutendice de inyectividad del 10
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
70
00
72
00
74
00
76
00
78
00
80
00
82
00
84
00
86
00
88
00
90
00
92
00
94
00
96
00
98
00
10
00
0
10
20
0
10
40
0
10
60
0
10
80
0
11
00
0
Po
ten
cia
de
la b
om
ba
(KW
)
Caudal de agua inyectada (BAPD)
68
Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten A mayor iacutendice de inyectividad se deberiacutea obtener un menor costo energeacutetico en el sistema con respecto al graacutefico anterior el comportamiento al realizar la comparacioacuten del costo de energiacutea por cantidad de agua inyectada se obtiene una disminucioacuten en los costos del proceso al requerir una menor presioacuten para inyectar el fluido en la formacioacuten esto se evidencia en la graacutefica donde el costo se ve influenciado por la operacioacuten de la bomba teniendo un comportamiento igual al de la graacutefica 6 demostrando la dependencia de la presioacuten en este tipo de sistemas Si se tiene en cuenta el valor objetivo de la operacioacuten tiene un costo de inyeccioacuten de agua objetivo de COP 9684 BAPD a nivel energeacutetico en consumo de energiacutea consumida diario representa un costo total diario de COP 931799 para inyectar 96225 BAPD En cuanto la operacioacuten actual el costo de inyeccioacuten medio es de COP 10516 BAPD y el costo del consumo energeacutetico es de COP 88796898 si se tuviera en cuenta el costo por el caudal objetivo el consumo energeacutetico diario seria de COP 1011869 para inyectar 96225 BAPD
$111 $108
$96 $99
$116
$110
$108 $104
$88 $92
$86 $88 $90 $92 $94 $96 $98
$100 $102 $104 $106 $108 $110 $112 $114 $116 $118
7-a
br
9-a
br
11
-ab
r1
3-a
br
15
-ab
r1
7-a
br
19
-ab
r2
1-a
br
23
-ab
r2
5-a
br
27
-ab
r2
9-a
br
1-m
ay
3-m
ay
5-m
ay
7-m
ay
9-m
ay
11
-may
1
3-m
ay
15
-may
1
7-m
ay
19
-may
2
1-m
ay
23
-may
2
5-m
ay
27
-may
2
9-m
ay
31
-may
2
-ju
n
4-j
un
6
-ju
n
8-j
un
1
0-j
un
1
2-j
un
1
4-j
un
1
6-j
un
1
8-j
un
2
0-j
un
2
2-j
un
2
4-j
un
2
6-j
un
2
8-j
un
3
0-j
un
2
-ju
l4
-ju
l6
-ju
l
$B
AP
D
Tiempo (diacutea)
Despueacutes del tratamiento
con inhibidor
Antes del tratamiento con
inhibidor
69
5 ANAacuteLISIS Y RESULTADOS
Una vez definido por la compantildeiacutea que el incremento del caudal de inyeccioacuten no es significativo para declarar la prueba exitosa se procede a determinar las probables causas por las cuales el producto inhibidor no cumplioacute su funcionalidad Para este anaacutelisis se parte de las caracteriacutesticas del agua de disposicioacuten el agua de formacioacuten el tipo de formacioacuten las caracteriacutesticas de la interaccioacuten o variacioacuten de los factores del medio acuoso y el medio poroso Se parte del conocimiento de que variacioacuten de la temperatura presioacuten y entorno del medio genera alteraciones en la solucioacuten que influyen en la formacioacuten de precipitados e incompatibilidades entre los productos que se encuentran interactuando Esta interaccioacuten de medio acuoso se da al entrar en contacto el agua con el producto tratante y la superficie del medio poroso donde se esperariacutea toda clase de reacciones bien sea que produzcan precipitados insolubles estas sustancias son indeseables porque provocan la reduccioacuten de la permeabilidad de la formacioacuten rocosa el taponamiento de los pozos y pueden causar ademaacutes la formacioacuten de incrustaciones en las bombas y liacuteneas del agua o que se vea disminuido la eficiencia del producto esto puede darse por tiempo concentracioacuten presioacuten temperatura entre otras variables Que en este caso no pueden ser medidas directamente sino que se infiere su eficiencia por resultados indirectos
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN
Se tienen en cuenta el agua de disposicioacuten y de la formacioacuten porque hacen parte de las condiciones de operacioacuten del sistema al ser la primera el fluido que se estaacute transportando para disposicioacuten y la interaccioacuten entre estos dos tipos de agua ocasionar alguacuten tipo de reaccioacuten que afecte la disposicioacuten final del agua En el capiacutetulo 3 se muestra una caracterizacioacuten del agua del efluente de la PTARI que es la misma a inyectar sobre un anaacutelisis realizado a comienzos del antildeo 2019 que se muestra en el ANEXO F en esta el agua cuenta con un pH neutro (771) con presencia de iones cloruros (28mgL) calcio (432mgL) magnesio (262mgL) sodio (252mgL) y bario (0207mgL) y contenido de aceite con una salinidad de 27014 mgL es un agua blanda y cuenta con una dureza de 216mgL Esta agua tiene una tendencia de agua a ser corrosiva La tendencia del agua corrosiva se da por los iones presentes en el fluido y la interaccioacuten entre ellos tales como sulfatos hierro cloruros carbonatosbicarbonatos que al reaccionar y en condiciones propicias pueden dar como resultado la formacioacuten de precipitados en el interior del sistema Estos pueden generar de igual manera corrosioacuten en el sistema esto ha sido evidenciado por la presencia de hierro en la muestra del depoacutesito que ha sido analizada (Capitulo 2)
70
que indicando corrosioacuten en el sistema accioacuten que puede ser apreciada graacuteficamente en la Figura 17 Figura 17 Formacioacuten de precipitados
Fuente KEMMER Frank N amp McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo II Meacutexico MCGraw-Hill inc p20-720-131998 La composicioacuten y contenido de iones en el agua de formacioacuten es importante para el estudio de las incrustaciones minerales por el posible intercambio ioacutenico entre el medio acuoso y el agua de la formacioacuten El anaacutelisis fisicoquiacutemico del agua del yacimiento en la formacioacuten C7-M (2010) se evidencia en la Tabla 6 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten CATIONES mgL ANIONES mgL
Ba+2 lt0005 HCO3- 165
Ca+2 lt015 Br- lt10
Fe+2 06 CO3-2 25
Mg+2 lt001 Cl- 16
K+ 55 I- lt20
Na+ 80 SO4-2 12
Salinidad mgL 173
Conductividad mScm 265
pH 855
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Esta agua de formacioacuten se caracteriza por tener muy baja dureza es decir que por ser un agua blanda deberiacutea requerir una menor cantidad de producto quiacutemico para el tratamiento avocado en la prueba ademaacutes es un agua con una muy alta alcalinidad de 177mgCaCO3L (Alkgt1476) condicioacuten que favorece las condiciones de operacioacuten de alta presioacuten sobre la roca de la formacioacuten
2
46
35
11
6
K+
Na+
HCO3-
CO3-2
Cl-
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql
71
Siguiendo con la caracterizacioacuten del agua de formacioacuten en la graacutefica 12 Se muestra la proporcioacuten en meq L de los distintos iones del agua representada y resaltada de manera visual por un exceso de sodio y bicarbonato dando lugar a un agua tipo bicarbonato de sodio (base) este exceso se confirma en el siguiente recuadro (Tabla 7) que expone la composicioacuten del agua con base en la clasificacioacuten de Sulin77 por tipo grupo y clase de agua que compone el agua de la formacioacuten Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin
TIPO DE AGUA GRUPO CLASE
NaClgt1
Sulfato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2lt1 Bicarbonato S1
salinidad primaria
predominante dlta
Bicarbonato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2gt1 Cloruro S2
Salinidad secundaria
d=a
NaCllt1
Cloruro de Magnesio
(Na+-Cl-)Mg+2lt1 Sulfato S3 Salinidad terciaria
dgtadlt(a+b)
Cloruro de Calcio
(Na+-Cl-)Mg+2gt1 A1 Alcalinidad
primario d=(a+b)
A2 Alcalinidad secundaria
dgt(a+b)
Fuente elaboracioacuten propia con base en anaacutelisis fiacutesico-quiacutemico CEPSA Colombia SA El anaacutelisis parte de la relacioacuten NaCl gt1 donde NaCl = 77 indica que predomina el sodio y este exceso se combina con bicarbonato que determina que el agua es de tipo bicarbonato de sodio al cumplir con la relacioacuten Na+-Cl-SO4
-2 gt1 donde (Na+-Cl-)SO4
-2=12114 y grupo S1 S3 S2 que expresan los constituyentes que se encuentran disueltos en el agua de manera generalizada 78 en donde S1 Predomina la salinidad primaria compuesta por Sulfatos y cloruros alcalinos S2 Predomina la salinidad secundaria compuesta por Sulfatos y cloruros
alcalinoteacuterreos S3 Predomina la salinidad terciaria compuesta por sulfatos y cloruros de hierro
y aluminio y aacutecidos fuertes libres
Se continua con la caracterizacioacuten mediante los iacutendices de saturacioacuten de Ryznar (IS) y Langelier (ISL) estos permiten conocer el efecto del agua sobre las superficies y predecir el potencial de corrosioacuten yo incrustacioacuten que maneja e
77 COLLINS Gene A Geochemistry of oilfield waters Classification of oilfield waters Elsevier Science 1975 p 254 78 Ibid p 254
72
identificar el tipo de agua que se presenta incrustante corrosiva o neutra al hacer una aproximacioacuten de los iacutendices se tiene en cuenta que el agua de la formacioacuten es altamente corrosiva con tendencia incrustante tal como se resalta en gris en la tabla 8 se muestra la clasificacioacuten y la respectiva indicacioacuten Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten
IacuteNDICE VALOR CLASIFICACIOacuteN INDICACIOacuteN
IS
785
lt55 Formacioacuten de incrustaciones pesadas
55-62 Formacioacuten de incrustaciones
62-68 Agua neutra
gt68 Agua con tendencia corrosiva
ISL 026
ISLlt0 Agua no saturada con respecto a carbonato de calcio(CaCO3)
ISL=0 Agua considerada neutral no existe formacioacuten de incrustaciones
ISLgt0 Agua suacuteper saturada con respecto a carbonato de calcio (CaCO3) Posible formacioacuten de incrustaciones
Fuente elaboracioacuten propia con base en COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE
LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) la Resolucioacuten 13142014(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras
determinaciones Bogotaacute DC 2014 De igual manera que con la caracterizacioacuten del agua tratada el agua de la formacioacuten presenta una tendencia corrosiva e incrustante esto se da por la reaccioacuten del bicarbonatoCarbonato con los iones presentes en las aguas (Mg2+ Ca2+ Fe2+ Ba2+) pues la interaccioacuten de estos compuestos generan incrustaciones minerales como BaSO4 MgCO3 FeCO3 CaCO3 y subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2CO3) En cuanto a la revisioacuten del agua por su Salinidad el agua de inyeccioacuten con 270 mgL y el agua de la formacioacuten con una salinidad con 173 mgL favorece una baja probabilidad de hinchamiento de arcillas o de incompatibilidad quiacutemica79que se da por el intercambio de iones o cambios de salinidad esto se puede explicar por el fenoacutemeno de la presioacuten osmoacutetica donde el flujo se mueve de menor concentracioacuten al de mayor concentracioacuten de esta manera las arcillas presentes en la formacioacuten no aumentan su volumen al no adsorber o llenarse del agua que se dispone a traveacutes de la inyeccioacuten
52 PRUEBA PILOTO
79 KEMMER Frank N y McCALLION John TOMO III Op cit p43-9
73
El anaacutelisis del desempentildeo del inhibidor en el sistema de inyeccioacuten durante la prueba piloto representada en la Graacutefica 13 Q P vs Tiempo se visualiza el comportamiento de los estados previo y posterior al tratamiento y el periodo de aplicacioacuten Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Como se mencionoacute en el capiacutetulo 4 la prueba piloto es el medio por el cual se verifica el rendimiento del producto tratante al estarse evaluando la accioacuten de limpieza del inhibidor que se deberiacutea reflejar a partir del aumento del caudal y la disminucioacuten de las caiacutedas de presioacuten del sistema en donde no se evidencia este efecto y se obtiene el siguiente comportamiento A Durante el periodo de aplicacioacuten se evidencia una mejora del caudal del 30
pero no se logra asegurar la integridad del pozo hablando teacuterminos de presioacuten porque en lugar de disminuir las caiacutedas de presioacuten se logra un aumento del 9 generando el efecto contrario al esperado para el tratamiento debido a que al efectuarse la limpieza y de estar ocurriendo la remocioacuten se deberiacutea tener una menor friccioacuten o un mayor diaacutemetro para el paso del fluido es decir menores restricciones durante la inyeccioacuten
B El incremento de caudal es proporcional al incremento de la presioacuten en tal
sentido no se aprecia el efecto del tratamiento sobre el sistema ademaacutes no se evidencia primero un cambio de caudal con una caiacuteda de presioacuten estable y segundo un caudal estable como resultado de una menor caiacuteda de presioacuten
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
504
201
9
804
201
9
110
42
019
140
42
019
170
42
019
200
42
019
230
42
019
260
42
019
290
42
019
205
201
9
505
201
9
805
201
9
110
52
019
140
52
019
170
52
019
200
52
019
230
52
019
260
52
019
290
52
019
106
201
9
406
201
9
706
201
9
100
62
019
130
62
019
160
62
019
190
62
019
220
62
019
250
62
019
280
62
019
107
201
9
407
201
9
707
201
9
100
72
019
Pre
sio
n (
Psi
)
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)q (BAPD) P (Psi)
74
Se encuentran caudales similares en donde se alcanza una disminucioacuten en la presioacuten se evidencia en la Tabla 9
Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes periodos
Previo Tratamiento Post Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
19042019 8255 1130 08062019 8252 1161
21042019 8675 1143 18062019 8676 1083
23042019 8561 1201 03072019 8562 1091
27042019 8968 1134 04072019 8966 1080
Fuente elaboracioacuten propia
Efectivamente se evidencia que en el periodo post tratamiento hubo diacuteas que el comportamiento del caudal incremento y no fue proporcional al aumento de la presioacuten como se muestra en la tabla anterior y la presioacuten alcanza valores cercanos estables cumpliendo el comportamiento de la primera situacioacuten pero estos diacuteas con este comportamiento son muy pocos del orden de cuatro o cinco Se encuentran presiones similares en donde se muestra el aumento del caudal como se muestra en la siguiente tabla
Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
Previo Tratamiento Posterior Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
12042019 7258 1003 24062019 8911 1005
11042019 7543 1053 23062019 8868 1050
19042019 8255 1130 17062019 8840 1130
14042019 7897 1145 14062019 8491 1145
18042019 8629 1180 13062019 8020 1181
Fuente elaboracioacuten propia
En esta tabla no se tiene ni presioacuten ni caudales estables por lo que no se genera ninguna de las situaciones y se observa una mayor variacioacuten
C Estas variaciones se atribuyen a una reaccioacuten por parte del producto en la
superficie de la liacutenea de inyeccioacuten que permite incrementar el paso de flujo pero no asegura la efectividad de limpieza del producto ni continuidad de la respuesta del inhibidor
D El aumento de la tasa de inyeccioacuten fue de 477 BAPD correspondiente al 6 del
agua depositada con un decremento de presioacuten del 4 esta comparacioacuten se da entre el periodo previo y posterior al tratamiento en teacuterminos de inyectividad se alcanza un aumento del 10
75
Al hacer el seguimiento al indicador del iacutendice de inyectividad se evidencia la influencia de la variabilidad de la presioacuten y su relacioacuten con el caudal que da como respuesta
Antes de inyeccioacuten caudal bajo presioacuten baja el iacutendice es bajo (Jle7)
En diacuteas que se tiene caudal alto pero se presenta una presioacuten alta de inyeccioacuten el iacutendice es bajo (8geJgt7)
En diacuteas que se tiene un caudal Alto con presiones bajas de inyeccioacuten el iacutendice es alto (9geJgt8)
Por ello se demuestra que la prueba es dependiente de las superficies de la liacutenea bomba y medio poroso si durante la prueba se realizoacute la limpieza se deberiacutea aumentar la inyectividad continua por la remocioacuten de los depoacutesitos de los poros y las superficies pero no se obtiene la continuidad esperada ni sostenibilidad de las variables de Caudal y presioacuten que se atribuye a la poca eficiencia del producto tratante
E En la etapa posterior a la prueba se alcanza un buen comportamiento en el sistema pero como se ha mencionado este no es sostenible ni significativo durante la etapa evaluada de los 30 diacuteas solo cuatro alcanzan un valor de operacioacuten de caudal de 9622 BAPD y una presioacuten aproximada de 1059 Psi este pequentildeo periodo alcanzo estabilidad de operacioacuten de las variables y un iacutendice de inyectividad de 9 en donde sus cambios P tienen menor variacioacuten y aumento de caudal No obstante esta mejora en la inyectividad no es significativa frente a las propiedades fiacutesicas de la formacioacuten (arenosa alta permeabilidad) que la hacen con un potencial de gran receptora
53 AGUA - ACEITE - SOacuteLIDO
En un sistema de limpieza en donde actuacutean las moleacuteculas de agua depoacutesito y soacutelido (superficies) se presentan diferentes equilibrios a traveacutes de este proceso por su interaccioacuten seguacuten Morton et al 80 se pueden tener los siguientes escenarios
80 MORTON S A KEFFER D J COUNCE R M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions New York Marcel Dekker 2003 p2820-2821
76
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza Escenario Equilibrio
Producto tratante como monoacutemero en solucioacuten libre y en solucioacuten micelizada
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantemicela
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz aceitesolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactanteaceite solucioacuten frasl
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz soacutelidosolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantesoacutelido solucioacuten frasl
El aceite se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la fase continua
Aceiteliacutequido harr Aceitesoacutelido aceitefrasl
El agua se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la solucioacuten
Aguasolucioacuten harr Aguasoacutelido solucioacutenfrasl
Fuente elaboracioacuten propia con base en MORTON S A KEFFER D J COUNCE R
M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions 2003
Por lo tanto en el proceso de inyeccioacuten se cumplen los equilibrios anteriores en mayor o menor medida seguacuten la fase en la que se encuentre en el sistema evaluado antes de la aplicacioacuten del tratamiento se ubican los dos uacuteltimos equilibrios donde el agua se encuentra en solucioacuten y es adsorbida por la formacioacuten ademaacutes el aceite se encuentra en la solucioacuten y en las superficies del sistema comuacuten soacutelido depositado Morton81 afirma que el aceite libre en la solucioacuten puede dividirse de ella por la baja miscibilidad de las sustancias De los tres primeros equilibrios no se tiene conocimiento de su estado en la aplicacioacuten del tratamiento pero este se encuentra en solucioacuten en el fluido de disposicioacuten al momento de la aplicacioacuten adicionalmente no se tiene certeza si las dosificaciones suministradas en el desarrollo de la prueba permiten la formacioacuten de las micelas que son las que ayudan en el proceso de limpieza Al aplicar el tratamiento en el sistema y darse la homogenizacioacuten de agua a disponer con el producto hay que tener en cuenta que no debe afectar el pH del fluido inyectado o bajar demasiado su alcalinidad82 ya que el medio va a ver afectado sus superficies y pueden repercutir en el comportamiento del inhibidor como se aborda en el capiacutetulo 3
81 Ibid p 2821 82 CAIRN ENERGY Technical purchase Specification of SCHMOO REMOVER Oil field Chemical Product [En liacutenea] [Consultado 27 de junio de 2020] Disponible en httpswwwcairnindiacomEOIDocLibrarySchmoo_Remover_EOI_Newspapers_0pdf
77
Es importante investigar el papel de la condiciones de campo como temperatura salinidad y pH en la estabilidad del producto que se aplica83 debido a que estas variables pueden cambiar el funcionamiento del producto tratante y afectar la formacioacuten de la emulsioacuten OW y su viscosidad hay que tener en cuenta que el mecanismos de eliminacioacuten del depoacutesito que se abarca es por medio de la emulsioacuten Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor
Fuente elaboracioacuten propia con base en The Fate of Oilfield Corrosion Inhibitors in Multiphase Systems En la tabla 12 Se observa las condiciones que afectan la curvatura que adquiere el producto en nuestro caso favorece tener la cabeza del tensoactivo orientada hacia la fase continua (Agua) y la cola hacia los depoacutesitos para envolver el depoacutesito en el interior de la micela que se forme y su dispersioacuten en la solucioacuten este comportamiento se da cuando se obtiene un emulsioacuten OW
La salinidad es una variable importante al tener una baja salinidad como la que se maneja (270 mgl) primero se deberiacutea favorecer la mezcla del producto en el fluido porque por la solubilidad con el agua y de otra manera permitir la formacioacuten de emulsioacuten OW como lo indica Al -Yaari M et al84 en su estudio
afirma que al ocurrir una inestabilidad de la emulsioacuten se genera un precipitado que conlleva a un incremento de la viscosidad y una mayor friccioacuten en el sistema por la interaccioacuten entre las gotas 85 y por ende un aumento de las caiacutedas de presioacuten a traveacutes del sistema
83 CHATURVEDI Krishna and SHARMA Tushar Rheological analysis and EOR potential of surfactant treated single-step silica nanofluid at high temperature and salinity Journal of Petroleum Science and Engineering 2020 vol196 p 3-6 84 AL- YAARI M et al Pressure drop reduction of stable emulsion role of aqueous phase salinity Society of Petroleum Engineers 2013 p 5 85SALAGER JL BRICENO M and BRACHO CL Heavy hydrocarbon emulsions Making use of the state of the art in formulation engineering Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology 2001 55 p
VARIABLE INHIBIDOR IOacuteNICO CURVATURA DEL SURFACTANTE
Aumento temperature Favorece la
emulsioacuten OW
Aumento salinidad
Disminuye la cabeza por lo que
desestabiliza la emulsioacuten OW
Alcoholes de cadena corta
Favorece la emulsioacuten OW
Hidrocarburos de bajo peso molecular
Disminuye la cabeza por lo que no favorece al OW
78
Otro autor a tener en cuenta es Qutubuddin et al86 estudia la relacioacuten de la salinidad y el pH y afirma que es posible contrarrestar los cambios de salinidad con los cambios de pH y asiacute mantener valores bajos de tensioacuten interfacial que permiten la eliminacioacuten de los depoacutesitos esto indica que es importante evaluar el comportamiento de las variables en manera conjunta para evidenciar queacute efectos tienen sobre la remocioacuten del depoacutesito y el comportamiento con la superficie mineral de igual manera para el caso de la temperatura y presioacuten
La temperatura influye en la solubilidad y el comportamiento del flujo a traveacutes del medio poroso en donde la solubilidad de un fluido aumenta con la temperatura y disminuye con el aumento de la presioacuten (Tgt= TK y Plt=Pc)87 el incremento de la temperatura permite la disminucioacuten de la tensioacuten superficial y del tamantildeo de la burbuja en nuestro caso gota88 afectando la formacioacuten de las micelas y por lo tanto la solubilidad del depoacutesito como su mojabilidad
A nivel de la presioacuten se afecta la solubilidad porque no puede incrementarse por encima de la presioacuten criacutetica que es aquella que puede generar un fenoacutemeno de desprendimiento de finos en la formacioacuten89 por la accioacuten erosiva del flujo la formacioacuten CM-7 estaacute compuesta de arenas y por ello es sensible al fenoacutemeno de desprendimiento de finos que ocasiona el incremento de soacutelidos en suspensioacuten e incremento de la perdida de inhibidor
En cuanto a la estructura molecular y concentracioacuten del inhibidor son factores que afectan de igual medida el comportamiento del tratamiento autores como Horsup y Hilfiger et al en su estudio abordan cual es el impacto de estas variables sobre la suciedad depositada y el efecto sobre la tensioacuten superficial
En el estudio de Horsup et al90 mencionado en el capiacutetulo 3 se resalta las moleacuteculas nitrogenadas como sitio activo en el paquete inhibidor como amonio cuaternario y amina grasa (AMF) en donde se ve el impacto de la estructura en la limpieza del aceite con respecto a la tensioacuten superficial y el aacutengulo de contacto
86 QUTUBUDDIN Syed and MILLER Clarence Phase behavior of pH-dependent microemulsions 1984 vol 101 p46-58 87 TANAKA Mitsuru Thermodynamics of solubility of surfactans in water En JOleo Sci 2005 vol 54 no 5 p 259-271 88 SHARMA MK SHAH DO and BRIGHAM WE La influencia de la temperatura en la superficie y las propiedades microscoacutepicas de las soluciones tensioactivas en relacioacuten con la eficiencia de desplazamiento de fluidos en medios porosos En Revista AIChE 1985 p 222-223 89 ZABALA ROMERO Modelo fenomenoloacutegico para escalar a yacimiento el impacto sobre la produccioacuten de hidrocarburos del dantildeo de formacioacuten por migracioacuten de finos En Revista Fuente el reventoacuten energeacutetico 2016 vol 14 no 1 p103-114 90 HORSUP D DUNSTAN T and CLINT J Op cit p534-540
79
En la tabla 13 Se muestran los resultados obtenidos de tensioacuten superficial para retirar la respectiva muestra (hidrocarburos asfaacuteltenos hierro y arena)
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media Inhibidor (Sitio activo) 50-100 ppm 200-500 ppm
Amina cuaternaria g=241mNm g=203mNm
Amina grasa (AMF) g=2mNm g=16mNm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HORSUP DI DUNSTAN TS and CLINT J S Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled
Systems CORROSION 2009 vol 65 no 8 p534-540 En este caso el producto apropiado seria el AMF donde se puede lograr un mejor efecto a una menor concentracioacuten porque al tener una menor tensioacuten superficial maacutes faacutecil seraacute la remocioacuten del depoacutesito
Mientras que Hilfiger et al91 en su estudio utiliza un rango amplio para la concentracioacuten del producto tratante (soluble en aceitedispersable en agua) seguacuten el problema que presente el pozo tratante como se observa en la tabla 14
Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso
Prueba Campo 1 Prueba Campo 2 Prueba Campo 3
Campo de baja produccioacuten- recuperacioacuten de pozo
Inyeccioacuten a 500 ppm
Despueacutes de 4 meses Disminuye 16 la presioacuten y Aumenta 50 el Caudal
Mantiene presioacuten y caudal
Alcanza proteccioacuten de corrosioacuten por inspeccioacuten visual (3 meses despueacutes) se logra remocioacuten del depoacutesito
Dosis 120ppm 50 y 65ppm en orden de prueba
Problema de Corrosioacuten
Dosis de 100 ppm (1mes) 50ppm (2 semanas) 40 ppm (2 semanas) y 35 ppm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 7 p
La peacuterdida del tensoactivo se puede dar por diferentes mecanismos adsorcioacuten del producto precipitacioacuten o degradacioacuten estaacute perdida tambieacuten se encuentra
91 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7-9
80
influenciada por el tipo de surfactante la concentracioacuten de surfactante pH salinidad y temperatura92
Las superficies minerales son sensibles al pH del medio por su ionizacioacuten como se menciona en el capiacutetulo 3 como se ha mencionado la arenisca tiene una carga superficial negativa que se mantiene al tener una solucioacuten alcalina si tenemos en cuenta que el inhibidor contiene compuestos de amonio cuaternario (R4N) + estos tendriacutean una afinidad alta a la superficie mineral en donde se puede llevar a cabo la adsorcioacuten del producto por el intercambio ioacutenico formando un enlace entre el grupo silanol con el amonio cuaternario esta interaccioacuten se muestra en la reaccioacuten siguiente
R3 minus Si minus O minus H + R4N+ rarr R3 minus Si minus O minus R4N + H+
Con respecto al primer equilibrio los tensioactivos se pueden adsorber en la superficie como monoacutemero cuando la concentracioacuten no es la adecuada y en este estado se tiene una mayor facilidad de adsorcioacuten por la superficie de siacutelice generando peacuterdidas del producto por el soacutelido este fenoacutemeno de igual manera se puede presentar en la fase acuosa por las micelas formadas disminuyendo la cantidad del producto que se desplaza por el sistema La precipitacioacuten del producto tambieacuten estaacute influenciada con la salinidad como se mencionoacute anteriormente el agua maneja en formacioacuten y deposicioacuten es blanda y de baja salinidad por lo que se va a tener una baja interaccioacuten de iones que provoquen una reaccioacuten de precipitacioacuten 93
La tensioacuten superficial es importante para la remocioacuten de los depoacutesitos en el sistema y se veraacute afectada tanto por el tipo de inhibidor como por la dosificacioacuten suministrada para el tratamiento actuado sobre el estado de agregacioacuten en el que se encuentre el producto (monoacutemero micela) y su comportamiento como se evidencio se requieren bajas tensiones interfaciales para lograr la dispersioacuten del depoacutesito en la solucioacuten ademaacutes el tamantildeo de la gota que se obtiene tras su dispersioacuten modifica la viscosidad de la emulsioacuten Para llevar a cabo un anaacutelisis a profundidad de estas variables se debe llevar a cabo pruebas de laboratorio tales como inundacioacuten por nuacutecleos en diferentes dosificaciones que permitan determinar la concentracioacuten optima del inhibidor y probar diferentes opciones de productos tratantes a las condiciones de operacioacuten del sistema Dentro de un anaacutelisis que simule las condiciones de campo y las
92 BELHAJ AFetal The effect of surfactant concentration salinity temperature and pH on surfactant adsorption for chemical enhanced oil recovery En Petrol Explor Prod Technol 2020 p125-137 93 CROSS John and SINGER EdwardJ Cationic Surfactants Analytical and Biological Evaluation A adsorption at solid surfaces PubMed 2003 vol 53 p7
81
posibles respuestas que se pueden obtener como permitir determinar la formacioacuten de precipitados que obstruyen las gargantas de los poros y por ende aumenta la resistencia al flujo94 En la prueba de campo llevada a cabo en el pozo C3 se maneja diferentes dosificaciones de 40ppm 80ppm y 120ppm estaacuten son las aplicadas por recomendacioacuten del proveedor de acuerdo con la patente US 20150011453 A1 estas dosis se encuentran dentro de los rangos para tratamientos continuos que son entre 10ppm-200ppm y entre 10ppm-500ppm De igual manera en la patente US 20150011453 A1 para productos (limpiadorinhibidor) como es nuestro caso se alcanza una remocioacuten aproximada del depoacutesito mayor o igual a 8 13 y 21 a dosificaciones de 50ppm 100ppm y 200ppm correspondientes si se hace la comparacioacuten con los resultados obtenidos en campo durante la aplicacioacuten no se tiene la cuantificacioacuten del porcentaje que se removioacute sin embargo al observar el comportamiento de la operacioacuten en los periodos evaluados se puede decir que no se alcanzan esos porcentajes de remocioacuten porque el incremento de inyeccioacuten y caudal posterior a la prueba son apenas del 10 y 6 donde se evidencia que el aumento no es significativo y tampoco se alcanza una integridad en las caiacutedas de presioacuten en el sistema baacutesicamente el producto permite el paso del fluido sea mayor durante la prueba al presentar aumentos del caudal durante su aplicacioacuten pero indica que en la formacioacuten se presentan problemas de taponamiento que no fueron remediados con el tratamiento Esta baja eficiencia puede estar relacionada con peacuterdidas del producto esto conlleva a que se genere un gasto mayor en su aplicacioacuten pues va a requerir una mayor cantidad de producto en el proceso efectuado sin conseguir un beneficio en la operacioacuten
94 REGE Sunil D and FOGLER HS Competition among flow dissolution and precipitation in
porous media AIChE J vol 35 p1177-1185 doi101002aic690350713
82
6 ANAacuteLISIS FINANCIERO
El anaacutelisis econoacutemico del tratamiento quiacutemico en el pozo de disposicioacuten final C3 involucra los beneficios econoacutemicos representados por un ahorro energeacutetico consecuencia de la mejora en la inyectividad y por ende menor consumo de energiacutea y se contrapone con los egresos del tratamiento directa y exclusivamente del costo del tratamiento quiacutemico en razoacuten a que los demaacutes costos operacionales son independientes de los del tratamiento al ser considerados propios del proceso de inyeccioacuten del agua como tal con o sin tratamiento
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO El costo de tratamiento del inhibidor por galoacuten se muestra en la siguiente tabla
Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten Inhibidor orgaacutenico Precio
(COPgal)
Producto A $ 75459
Se determina el consumo del tratamiento diacutea y por etapa seguacuten las distintas dosis (Ver tabla 16)
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa
Dosis [ppm] Gal diacutea Gal etapa
40 1514 7570
80 3158 31578
120 5300 52995
TOTAL GALONES 921
Fuente elaboracioacuten propia Con la cantidad de tratamiento consumido y el costo del producto por unidad de volumen se calcula el costo total del tratamiento por diacutea y por etapa de tratamiento seguacuten la ecuacioacuten 8 costos que se muestran en la tabla 17
Fuente elaboracioacuten propia
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba
119862119900119904119905119900 119905119903119886119905119886119898119894119890119899119905119900 =119862119874119875
119866119886119897lowast 119873deg 119905119900119905119886l G119886119897
83
Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa
Dosis [ppm] $ diacutea $ etapa
40 $ 1142385 $ 5711926
80 $ 2382841 $ 23828407
120 $ 3998957 $ 39989569
Total COP 69 529903
Fuente elaboracioacuten propia
El mayor costo del tratamiento se incrementa tal como se incrementa la dosis de tratamiento esto en la buacutesqueda de una dosis efectiva para que el tratamiento pueda ser replicado ahora como la prueba no fue exitosa esta dosis no pudo ser definida y por lo tanto no se da lugar a un costo perioacutedico de tratamiento quiacutemico que permita configurar una liacutenea de flujo de caja para determinar indicadores financieros y econoacutemicos como lo son Retorno de la inversioacuten o si este gasto de tratamiento es amortizable en un periodo de tiempo Sin embargo con resultados obtenidos se pueden derivar algunos indicadores de la prueba como lo son el costo de tratamiento por caudal de inyeccioacuten para cada dosis en particular ejercicio expuesto en la Tabla 18
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento
Fuente elaboracioacuten propia
Otro aspecto a tener en cuenta como anaacutelisis financiero es el costo del tratamiento quiacutemico con la prueba que es de COP 69 529903 que si se compara con tratamientos alternativos como es el caso de la estimulacioacuten llevados a cabo para mejorar el rendimiento de un pozo cuyo costo oscila entre los $ USD100 000 - 150000 equivalente a COP 330 000 000 - COP 495 000000 Cifras dentro de una brecha no comparable que demuestra porque los tratamientos quiacutemicos tienen una mayor preferencia
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO
Una expectativa con la aplicacioacuten del tratamiento quiacutemico es la reduccioacuten de los costos energeacuteticos en el sistema de inyeccioacuten para ello se tiene en cuenta tres tiempos de operacioacuten para llevar a cabo el seguimiento de la prueba y observar el impacto obtenido que se denominan como previo aplicacioacuten y posterior al tratamiento La mejora en la inyeccioacuten con la aplicacioacuten redunda en un mayor rendimiento de la bomba por ende en un menor consumo energeacutetico y sobre este ahorro se basa el beneficio o entradas en el flujo de caja econoacutemico
Dosis [ppm] $BAPD
40 127
80 254
120 380
84
Se toma como datos de insumos el costo de la unidad de energiacutea (Kw-h) que tiene como tarifa la empresa de energiacutea de la localidad que provee el fluido eleacutectrico a la Estacioacuten el consumo de energiacutea promedio por cada periodo de prueba (E) se determina el costo total de energiacutea por periodo de prueba y por la totalidad del tratamiento ($E) que se resumen en la tabla 19
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea
$ Kw-h 300
E=P(Kw)t(h)
$E=Consumo de Energia (E) $Kw-h
Fuente elaboracioacuten propia
En teacuterminos de energiacutea por barril de agua inyectada se alcanza una disminucioacuten del costo energeacutetico del 3 y del 8 teniendo en cuenta el mejor estimado de operacioacuten el costo de operacioacuten por barril de agua inyectada en los periodos de prueba como se expone en la Tabla 20
Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Tiempo operacioacuten $BAPD
Previo 105
Aplicacioacuten 113
Posterior 102
Mejor estimado 9684
Fuente elaboracioacuten propia
Del resultado de la inyectividad promedio se obtuvo un incremento del 6 de agua inyectada y una disminucioacuten energeacutetica del 2 El costo energeacutetico por promedio diacutea y por periodo evaluado que se determinan en la tabla 21
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Periodos de prueba $E promedio diacutea $E periodo BAPD
Previo a la prueba $ 888754 $ 27551389 8444
Aplicacioacuten $ 1061338 $ 26533454 9365
Posterior a la prueba $ 899028 $ 26970851 8921
Fuente elaboracioacuten propia
Si se hace este ejercicio con el mejor estimado y su comportamiento se llevara a cabo con el costo por 4 diacuteas que presentaron el mejor desempentildeo como costo objetivo el anaacutelisis del ahorro energeacutetico para la operacioacuten objetivo comparado los precios de la energiacutea en los dos casos se obtiene un ahorro de energiacutea diario expuesto en la Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten
85
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea
Costo energeacutetico inyeccioacuten
Actual $ 1011869
Objetivo $ 931799
ahorro diacutea $ 80070
Fuente elaboracioacuten propia
Si se extiende este ahorro en el tiempo con el mejor estimado y su comportamiento se llevara hasta el final del contrato de asociacioacuten del campo el ahorro energetico se expone en la Tabla 23 Ahorro de energia de Inyeccioacuten
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten
Ahorro de Energiacutea
Diacutea Mes Antildeo 2029
$ 80070 2404100 $ 29225412 $ 263028704
Fuente elaboracioacuten propia
En el analisis econoacutemico en este caso como el tratamiento no fue exitoso este no se puede replicar y por tanto no se puede generar un flujo de caja perioacutedico que en caso de haber sido el tratamiento exitoso el perido de replicacion seria el tiempo durante el cual se obtiene un comportamiento sostenible Sin embargo para efectos puntuales de comparar los beneficios obtenidos por ahorro energeacutetico se aproxima el periodo de la prueba al periodo de un mes (COP 2404100) contra los egresos por el costo del tratamiento (COP 69529903) esta comparacioacuten demuestra unos costos no amortizables en el tiempo y se asume como un gasto operacional de consumibles durante la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten
86
7 CONCLUSIONES
La prueba de inyeccioacuten con tratamiento quiacutemico para la limpieza del sistema del pozo C3 alcanzoacute un incremento en el iacutendice de inyectividad cercano al 10 (J=8) con un incremento de Volumen de inyeccioacuten del 6 (Q=477BAPD) y decremento de presioacuten de 4 resultados considerados no suficientes para determinar el tratamiento exitoso Pues dadas las caracteriacutesticas fiacutesicas intriacutensecas de la formacioacuten esta es una formacioacuten receptora de alta permeabilidad
El depoacutesito de materia ldquoschmoordquo actuacutea como agente adherente en la tuberiacutea del sistema y en los poros de la formacioacuten receptora y provoca en estos un efecto tensoactivo en areniscas y algunos materiales arcillosos como los presentes en la formacioacuten carbonera C7-M formando una peliacutecula que impide el paso del fluido esta accioacuten conocida como dantildeo de formacioacuten no pudo ser corregida por parte del inhibidor aunque el efecto tensoactivo no es posible demostrarse mediante la prueba
El anaacutelisis del agua de formacioacuten vs El agua de inyeccioacuten han arrojado aguas blandas con tendencia corrosiva y precursoras de incrustaciones en las superficies por la presencia de los iones presentes en ellas que forman precipitados
La salinidad del agua de formacioacuten es menor a la de inyeccioacuten garantiza que la roca no adsorba el agua y no se pueda generar el fenoacutemeno de hinchamiento de arcillas efecto que generariacutea mayor taponamiento
La seleccioacuten del inhibidor como producto tratante de la prueba de inyeccioacuten en el campo cumplioacute con los lineamientos teoacutericos requeridos para este tipo de depoacutesito mixto (muestra) y de medio acuoso de acuerdo con la prueba de laboratorio realizada por el proveedor
En comparacioacuten con valores reportados en la literatura el incremento obtenido estaacute por debajo del 10 en un tiempo mayor de comparacioacuten que infiere que el resultado de la prueba no depende del tiempo de aplicacioacuten sino de la efectividad del producto sobre las condiciones del sistema
Las condiciones del sistema como medio alcalino y alta temperatura favorecen el efecto del inhibidor como generador de emulsiones OW estas contribuyen a una peacuterdida del producto en la fase acuosa ocasionando disminucioacuten de la cantidad de inhibidor presente y disponible para actuar sobre la superficie
87
Las caracteriacutesticas de la formacioacuten compuesta por arenas finas la hacen sensible a la accioacuten erosiva del agua de inyeccioacuten con alta presioacuten este efecto aporta finos que incrementan los soacutelidos en suspensioacuten esto tambieacuten incrementa la peacuterdida del inhibidor por la adsorcioacuten del producto en los soacutelidos suspendidos y por ende disminuye su disponibilidad sobre la superficie de la roca
El producto cumple con la condicioacuten de mojar las superficies por agua es soluble en el fluido inyectado pero tiene una alta afinidad por las superficies generando peacuterdidas por soacutelidos
La baja efectividad del producto se puede ocasionar porque el amonio cuaternario no tiene un buen rendimiento con sustancias orgaacutenicas
El volumen de agua aumenta durante la aplicacioacuten se evidencia una relacioacuten proporcional a la presioacuten por tal no se ve reflejado el efecto del rendimiento del producto
La inclusioacuten de esta formulacioacuten quiacutemica no es viable debido a que el rendimiento del producto debe reflejarse en la mejora continua de la inyectividad
El comportamiento del tratamiento quiacutemico ha demostrado su accioacuten sobre el flujo al manifestar un incremento durante su aplicacioacuten pero la relacioacuten caudal vs Presioacuten ha demostrado que no remueve los depoacutesitos presentes en la garganta de los poros situacioacuten de dantildeo en la formacioacuten por soacutelidos agregacioacuten de hidrocarburos e incrustaciones de iones que han disminuido la permeabilidad de la formacioacuten y continuar con la baja inyeccioacuten del pozo C3
El uso del tratamiento quiacutemico aplicado ademaacutes de no haber sido exitoso es econoacutemicamente no amortizable con los beneficios energeacuteticos obtenidos
88
8 RECOMENDACIONES
Identificar y caracterizar el tipo de compuestos orgaacutenicos que se encuentran dentro de la muestra soacutelida recuperada de las bombas de inyeccioacuten con un mayor detalle a traveacutes de algunos anaacutelisis como WAT SARA Curvas reoloacutegicas y emulsiones con el fin de obtener el mejor tipo de tratamiento quiacutemico a aplicar
Realizar las pruebas correspondientes para determinar cuaacutel inhibidor tiene el mejor desempentildeo con respecto a los depoacutesitos que se encuentra en el sistema y evaluar diferentes clases de inhibidores a nivel de pruebas de laboratorio sobre nuacutecleos de la formacioacuten y mirar efecto de precipitacion y flujo del fluido
Realizar anaacutelisis PVT para evaluar la compatibilidad quimcia la reoligia del fluido y la deposicion de soacutelidos
Realizar un disentildeo de experimentos para evaluar el efecto de las variables (Temperatura salinidad concentracioacuten y pH) sobre el comportamiento del producto tratante o productos seleccionados para la limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos en lineas de flujo y rocas areniscas
Verificar el historial de las pruebas de inyeccioacuten de los pozos para determinar
las perdidas en los iacutendices de inyectividad causados por este fenoacutemeno de precipitacioacuten de soacutelidos
Realizar pruebas de laboratorio con diferentes productos tratantes reconocidos por la industria de los hidrocarburos a condiciones del pozo y descartar la recomendacioacuten del proveedor
El tratamiento de limpieza con aacutecido inorgaacutenico en este tipo de formacioacuten no es recomendable ni la maacutes efectiva debido a que los compuestos que taponan no siempre son solubles en estas sustancias y al contrario se puede generar un mayor taponamiento (Hinchamiento de arcillas)
Analizar el uso de surfactantes no ioacutenico como Alquil poli glucoacutesidos o alquil
etoxilato a nivel laboratorio para comparar el rendimiento con respecto a los inhibidores catioacutenicos como amidas aminas y amonios cuaternario (resultado observado en esta tesis) y revisar coacutemo afecta la disociacioacuten de los iones en las superficies aceitosas y su rendimiento en el desprendimiento de las escamas orgaacutenicasinorgaacutenicas
Implementar cupones en las superficies de la tuberiacutea para realizar el seguimiento a la corrosioacuten del sistema y probar sus beneficios para inhibir la corrosioacuten
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ANEXOS
98
ANEXO A
DATOS VARIABLES MONITOREADAS DURANTE EL PROCESO DE
INYECCION DE AGUA (PRESIOacuteN Y VOLUMEN DE AGUA INYECTADA)
Cabe resaltar que se confirma el valor de la presioacuten de la liacutenea base por medio de
los datos obtenidos en el histoacuterico teniendo en cuenta las funciones MIN
DESVESTA NORMALIZACIOacuteN en donde se obtienen
MIN=1003 Psi
DESVESTA= 43
NORMALIZACION=38841
P=1150 Psi
Etapa Fecha q (BAPD) P (Psi)
10042019 8211 1170
11042019 7543 1053
12042019 7258 1003
13042019 7592 1139
14042019 7897 1145
15042019 8145 1110
16042019 8581 1169
17042019 8425 1190
18042019 8629 1180
19042019 8255 1130
20042019 8349 1215
21042019 8675 1143
22042019 8650 1143
23042019 8561 1201
24042019 8487 1153
25042019 8388 1170
26042019 8441 1170
27042019 8968 1134
28042019 8770 1190
29042019 8439 1175
30042019 8685 1183
1052019 8355 1151
2052019 8766 1135
3052019 8751 1184
4052019 8970 1153
5052019 8565 1136
6052019 8616 1164
7052019 8243 1189
8052019 8710 1125
9052019 8991 1108
10052019 8856 1139
pre
trat
amie
nto
11052019 9002 1100
12052019 8645 1159
13052019 9125 1180
14052019 8990 1054
15052019 9295 1115
16052019 9232 1101
17052019 9294 1128
18052019 9160 1165
19052019 9117 1145
20052019 9201 1158
21052019 9518 1125
22052019 8629 1080
23052019 9063 1145
24052019 9930 1206
25052019 10838 1240
26052019 10375 1230
27052019 10392 1223
28052019 10540 1269
29052019 10580 1270
30052019 10620 1263
31052019 10571 1270
1062019 10632 1240
2062019 10163 1250
3062019 10815 1269
4062019 10461 1212
tra
tam
ien
to
5062019 9824 1270
6062019 9970 1181
7062019 8518 1208
8062019 8252 1161
9062019 8495 1163
10062019 8495 1164
11062019 8647 1115
12062019 9788 1114
13062019 8020 1181
14062019 8491 1145
15062019 8722 1145
16062019 8819 1160
17062019 8840 1130
18062019 8676 1083
20062019 7496 1143
21062019 8000 960
22062019 9022 1025
23062019 8868 1050
24062019 8911 1005
25062019 9092 1103
26062019 8900 1104
27062019 9464 1036
28062019 9410 1045
29062019 9912 1095
30062019 8960 1069
1072019 8558 1073
2072019 9704 1060
3072019 8562 1091
4072019 8966 1080
5072019 8838 1080
Des
pu
es d
el t
rata
mie
nto
99
Para la presioacuten se tiene P=NORMALIZACION [P] + Tabla5 [[Totales] [WHP [psi]]]
Donde la suma hace referencia al promedio de los datos evaluados desde el
01012019 (1146 Psi)
El mismo procedimiento se tiene para el iacutendice de inyectividad
MIN=7
DESVESTA= 0
NORMALIZACION=06889
J=7 aproximado
En donde el promedio de datos es 7 y el iacutendice de inyectividad J= NORMALIZACION
[J]+ Tabla5 [[Totales] [Columna1]]
Para el caudal se saca la relacioacuten por medio de la formula y se obtiene un valor de
8100 BAPD
Ademaacutes los incrementos realizados para la comparacioacuten de 49 y 144 se hallan
haciendo la relacioacuten por el tiempo de prueba y el incremento obtenido
respectivamente
Caacutelculos
294 90diacuteas 144 150diacuteas
x 15diacuteas x 15diacuteas
49 144
100
ANEXO B
TABLA DE SEGUIMIENTO PARA EL CAacuteLCULO DE LA ENERGIacuteA
Las conversiones que se tienen en cuenta para realizar el caacutelculo de potencia se
encuentran
1 BAPD = 00066244m3h
1 m3h = 0000277778
1 psi = 0703546663 mca
1 Kw = 134 Hp
La potencia es calcula mediante la ecuacioacuten 5 Donde el peso especiacutefico del agua
es tomado como 9810 Nm3 y el 134 representa la equivalencia de un 1Kw a Hp
Para calcular la energiacutea en el proceso se tiene el costo por Kw-h que es de $ 300
COP en la estacioacuten por la cantidad de energiacutea consumida
Etapa fecha q (m3s) P (mca) HB (kw) HP Econsumida $E q (BAPD) $Ebapd
10042019 001510915 823149595 122007879 163490557 292818909 878456726 8211 106985352
11042019 001387996 740834636 100873814 135170911 242097153 72629146 7543 962868169
12042019 001335553 705657303 924536069 123887833 221888657 66566597 7258 917147933
13042019 001397012 801339649 109821124 147160307 263570699 790712096 7592 104150698
14042019 001453136 805560929 114834818 153878656 275603564 826810691 7897 10469934
15042019 001498771 780936795 114820658 153859681 275569578 826708735 8145 101498924
16042019 001578999 822446049 127396758 170711655 305752219 917256656 8581 106893912
17042019 001550294 837220528 127327682 170619094 305586437 916759311 8425 108814162
18042019 001587832 830185062 129314861 173281914 310355667 931067002 8629 107899757
19042019 001519012 795007729 118468116 158747276 284323479 852970438 8255 103327733
20042019 001536309 854809195 128829909 172632079 309191783 927575348 8349 111100173
21042019 001596296 804153835 125927817 168743275 302226762 906680285 8675 104516459
22042019 001591696 804153835 125564913 168256983 301355791 904067374 8650 104516459
23042019 001575319 844959542 130579039 174975912 313389693 940169078 8561 109820007
24042019 001561702 811189302 124276631 166530686 298263915 894791744 8487 105430864
25042019 001543485 823149595 124637935 167014833 299131045 897393134 8388 106985352
26042019 001553238 823149595 125425466 168070125 301021119 903063357 8441 106985352
27042019 001650212 797821915 129156009 173069052 309974422 929923265 8968 103693495
28042019 001613777 837220528 132541694 17760587 318100066 954300197 8770 108814162
29042019 00155287 826667329 125931627 168748381 302235906 906707717 8439 107442555
30042019 001598137 832295702 130484982 174849876 313163957 93949187 8685 108174078
1052019 001537413 809782209 122131514 163656229 293115633 879346899 8355 105247983
2052019 001613041 798525462 126358159 169319933 303259582 909778746 8766 103784936
3052019 001610281 832999248 131587716 176327539 315810518 947431555 8751 108265519
4052019 00165058 811189302 131349285 176008042 315238284 945714851 8970 105430864
5052019 001576055 799229009 123569606 165583272 296567054 889701161 8565 103876376
6052019 00158544 818928315 127369262 170674811 305686229 917058687 8616 106436709
7052019 001516804 836516982 124472415 166793036 298733797 89620139 8243 108722721
8052019 001602737 791489995 124444767 166755988 298667441 896002324 8710 102870531
9052019 001654444 779529702 126518409 169534667 303644181 910932542 8991 101316043
10052019 001629602 801339649 128105358 17166118 307452859 922358577 8856 104150698
pret
rata
mie
nto
101
11052019 001656468 773901329 125758589 168516509 301820614 905461841 9002 100584519
12052019 001590776 815410582 127249005 170513667 305397613 916192838 8818 103900299
13052019 001679101 830185062 136747956 183242261 328195094 984585281 9125 107899757
14052019 00165426 741538182 120338963 16125421 288813511 866440534 8990 963782574
15052019 001710383 784454529 131622527 176374186 315894064 947682193 9295 101956126
16052019 001698791 774604875 129088953 172979197 309813486 929440459 9232 10067596
17052019 001710199 793600635 133142814 17841137 319542752 958628257 9294 103144852
18052019 001685542 819631862 135527479 181606822 325265951 975797852 9160 10652815
19052019 001677629 805560929 13257554 177651223 318181295 954543886 9117 10469934
20052019 001693086 814707035 135316125 181323607 3247587 9742761 9201 105888066
21052019 001751418 791489995 135989127 18222543 326373904 979121713 9518 102870531
22052019 001587832 759830396 118355975 158597006 28405434 852163019 8629 987557097
23052019 001667693 805560929 131790295 176598995 316296707 948890122 9063 10469934
24052019 00182723 848477275 152090651 203801472 365017562 109505269 9157 119586402
25052019 001994312 872397862 170677705 228708125 409626492 122887947 9709 126571168
26052019 001909115 865362395 162068711 217172073 388964907 116689472 9805 119010171
27052019 001912243 860437568 161410416 216289958 387384999 1162155 9787 118744763
28052019 001939477 892800715 169866679 227621349 407680029 122304009 9274 131878379
29052019 001946838 893504261 170645701 228665239 409549682 122864904 9504 129277046
30052019 001954198 888579435 170346741 228264633 408832179 122649654 9499 12911849
31052019 001945181 893504261 170500539 228470722 409201293 122760388 10202 120329728
1062019 001956406 872397862 1674336 224361024 40184064 120552192 9874 122090533
2062019 001870105 879433328 161338458 216193533 387212298 11616369 9571 121370483
3062019 00199008 892800715 174298684 233560237 418316842 125495053 9946 126176405
4062019 00192494 852698555 161020727 215767775 386449746 115934924 9813 118144221
trat
amie
nto
5062019 001807725 893504261 158452114 212325832 380285073 114085522 9824 116129399
6062019 001834591 830888608 149537811 200380666 358890746 107667224 9970 107991197
7062019 001567407 849884368 130680423 175111767 313633016 940899047 8518 11046009
8062019 00151846 816817675 121673892 163043016 292017342 876052025 8252 106162388
9062019 001563174 818224769 125472647 168133347 301134353 903403059 8495 106345269
10062019 001563174 818928315 125580534 168277916 301393282 904179846 8495 106436709
11062019 001591144 784454529 122446475 164078277 293871541 881614623 8647 101956126
12062019 001801101 783750982 138479381 185562371 332350515 997051544 9788 101864686
13062019 001475769 830888608 120290195 161188861 288696468 866089403 8020 107991197
14062019 001562438 805560929 123472514 165453168 296334033 889002099 8491 10469934
15062019 001604945 805560929 126831618 169954368 304395882 913187646 8722 10469934
16062019 001622794 816114129 129922179 174095719 311813228 935439685 8819 106070947
17062019 001626658 795007729 126863495 169997083 304472387 913417162 8840 103327733
18062019 00159648 761941036 119331187 159903791 28639485 85918455 8676 990300311
20062019 001379347 804153835 108813247 145809751 261151793 78345538 7496 104516459
21062019 001472089 675404796 975365034 130698915 234087608 702262824 8000 87782853
22062019 001660148 721135329 117444491 157375618 281866779 845600336 9022 937264837
23062019 001631811 738723996 11825539 158462223 283812937 85143881 8868 960124955
24062019 001639723 707064396 113736135 152406422 272966725 818900175 8911 918976743
25062019 001673029 776011969 127362303 170665485 305669526 917008578 9092 100858841
26062019 001637699 776715515 124785764 167212924 299485834 898457501 8900 100950281
27062019 001741481 728874342 124520383 166857314 29884892 896546761 9464 947323289
28062019 001731545 735206262 12488546 167346516 299725103 899175309 9410 955552932
29062019 001823918 770383596 137841939 184708199 330820655 992461964 9912 100127317
30062019 00164874 752091382 121644276 16300333 291946262 875838786 8960 977498645
1072019 001574767 754905569 116621324 156272574 279891177 83967353 8558 981156264
2072019 001785644 745759462 130635922 175052136 313526213 94057864 9704 969269002
3072019 001575503 767569409 118633116 158968375 284719478 854158433 8562 997615549
4072019 001649844 759830396 122978291 16479091 295147898 885443693 8966 987557097
5072019 00162629 759830396 121222634 162438329 290934321 872802962 8838 987557097
De
spu
es
de
l tra
tam
ien
to
102
ANEXO C
SEGUIMIENTO DOSIS DE INYECCIOacuteN DE PRODUCTO QUIacuteMICO
Para el seguimiento de la dosis de inyeccioacuten se tiene en cuenta el volumen del fluido
inyectado y la dosificacioacuten del inhibidor que se maneja en cada etapa para sacar la
cantidad de producto diacutea requerido y el volumen de inhibidor gastado por etapa
Donde se calcula la cantidad de producto utilizada teniendo como constante
la dosis que se esteacute manejando en cada una de las etapas por medio de la
ecuacioacuten 4 El 42 representa la conversioacuten a galones
119876119894119899ℎ =9002 lowast 42 lowast 40
1000000= 1512119892119886119897
119876119894119899ℎ =9232 lowast 42 lowast 80
1000000= 3102119892119886119897
119876119894119899ℎ =10375 lowast 42 lowast 120
1000000= 5229119892119886119897
etapa fecha q (BAPD) P (Psi) j dosis Productodia Producto etapa $Gal $BAPD
11052019 9002 1100 818 40 1512 1141673$ 127$
12052019 8645 1159 746 40 1452 1096397$ 127$
13052019 9125 1180 773 40 1533 1157272$ 127$
14052019 8990 1054 853 40 1510 1140151$ 127$
15052019 9295 1115 834 40 1562 1178833$ 127$
16052019 9232 1101 839 80 3102 2341685$ 254$
17052019 9294 1128 824 80 3123 2357412$ 254$
18052019 9160 1165 786 80 3078 2323423$ 254$
19052019 9117 1145 796 80 3063 2312516$ 254$
20052019 9201 1158 795 80 3092 2333822$ 254$
21052019 9518 1125 846 80 3198 2414229$ 254$
22052019 8629 1080 799 80 2899 2188735$ 254$
23052019 9063 1145 792 80 3045 2298819$ 254$
24052019 9930 1206 823 80 3336 2518732$ 254$
25052019 10838 1240 874 80 3642 2749045$ 254$
26052019 10375 1230 843495935 120 5229 3947409$ 380$
27052019 10392 1223 849713818 120 5237568 3953877$ 380$
28052019 10540 1269 830575256 120 531216 4010187$ 380$
29052019 10580 1270 833070866 120 533232 4025406$ 380$
30052019 10620 1263 840855107 120 535248 4040625$ 380$
31052019 10571 1270 832362205 120 5327784 4021982$ 380$
1062019 10632 1240 857419355 120 5358528 4045190$ 380$
2062019 10163 1250 81304 120 5122152 3866748$ 380$
3062019 10815 1269 852245863 120 545076 4114817$ 380$
4062019 10461 1212 863118812 120 5272344 3980129$ 380$
producto total 92142624 921$ 69559114$
7569576
31577952
52995096
do
sis
40
pp
md
osi
s 8
0 p
pm
do
sis
12
0 p
pm
103
Adicional en la tabla se muestra el costo del producto donde un galoacuten de
tratamiento tiene un costo $ 75459 COP y se calcula el costo por
productodiacutea
$119892119886119897 = 75459 lowast 1512 = 1141194
Tambieacuten se encuentra que el costo por el barril de agua inyectada cambia
seguacuten la dosis manejada e incrementa con la dosificacioacuten como se puede
observar en la tabla
$119861119860119875119863 =$119892119886119897
119902
104
ANEXO D
EVALUACIOacuteN DEL KPI POR MEDIO DE POWER PIVOT
Power pivot es un complemento de Excel que permite realizar anaacutelisis a datos una
de las herramientas aplicadas son los indicadores claves de rendimiento (KPI) este
elemento permite evaluar los datos de una forma raacutepida y dar una visual al estado
en el que se encuentra el proceso
Para hacer el anaacutelisis del indicador en Power pivot se hace una tabla dinaacutemica con
las variables fecha presioacuten y caudal
Se adicionan las variables BAPD y WHP como medidas calculadas como se
observa en las ventanas por medio de la funcioacuten SUMX que evaluacutean los valores
que se estaacuten tomando de la columna de una determinada tabla
Al tener estas variables como campos calculados se realiza el caacutelculo de la
inyectividad que representa el valor base del anaacutelisis que se genera
automaacuteticamente para los datos que se encuentren en la tabla
Etiquetas de fila Suma de P Suma de Q
15-abr 1110 8145
16-abr 1169 8581
17-abr 1190 8425
18-abr 1180 8629
19-abr 1130 8255
20-abr 1215 8349
21-abr 1143 8675
22-abr 1143 8650
23-abr 1201 8561
24-abr 1153 8487
25-abr 1170 8388
26-abr 1170 8441
27-abr 1134 8968
28-abr 1190 8770
105
Finalmente se elige una medida objetivo para el KPI por medio de un condicional
que permite realizar la comparacioacuten de los datos de la prueba ademaacutes del periodo
de pretratamiento y post tratamiento
Se agrega el indicador clave de rendimiento donde el campo base es la medida
inyectividad se definen los liacutemites del estado los cuales son 78 al ser el valor
promedio encontrado entre los datos analizados y 9 que es el valor establecido para
definir la prueba como exitosa
106
Al dar aceptar inmediatamente se analizan los valores de la variable inyectividad
en la tabla la cual nos muestra el estado de la inyeccioacuten seguacuten los rangos que se
establecieron esto se puede observar en la imagen por medio de los iconos como
una demostracioacuten graacutefica
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
16042019 FALSO 7340461933
17042019 FALSO 7079831933
18042019 FALSO 7312711864
19042019 FALSO 7305309735
20042019 FALSO 6871604938
21042019 FALSO 758967629
22042019 FALSO 7567804024
23042019 FALSO 7128226478
24042019 FALSO 7360797918
25042019 FALSO 7169230769
26042019 FALSO 7214529915
27042019 FALSO 7908289242
28042019 FALSO 7369747899
29042019 FALSO 718212766
30042019 FALSO 7341504649
1052019 FALSO 72589053
2052019 FALSO 7723348018
3052019 FALSO 7391047297
4052019 FALSO 7779705117
5052019 FALSO 7539612676
6052019 FALSO 7402061856
7052019 FALSO 6932716569
8052019 FALSO 7742222222
9052019 FALSO 8114620939
10052019 FALSO 777524144
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
11052019 FALSO 7800693241
12052019 FALSO 7608283003
13052019 FALSO 7733050847
14052019 FALSO 8529411765
15052019 FALSO 833632287
16052019 FALSO 838510445
17052019 FALSO 8239361702
18052019 FALSO 7862660944
19052019 FALSO 7962445415
20052019 FALSO 7945595855
21052019 FALSO 8460444444
22052019 FALSO 7989814815
23052019 FALSO 7915283843
24052019 FALSO 8233830846
25052019 FALSO 8740322581
26052019 FALSO 843495935
27052019 FALSO 8497138185
28052019 FALSO 8305752561
29052019 FALSO 8330708661
30052019 FALSO 8408551069
31052019 FALSO 8323622047
1062019 FALSO 8574193548
2062019 FALSO 81304
3062019 FALSO 8522458629
4062019 FALSO 8631188119
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
5062019 FALSO 7735433071
6062019 FALSO 8441998307
7062019 FALSO 7051324503
8062019 FALSO 7107665805
9062019 FALSO 7304385211
10062019 FALSO 7298109966
11062019 FALSO 7755156951
12062019 FALSO 8786355476
13062019 FALSO 6790855207
14062019 FALSO 7415720524
15062019 FALSO 7617467249
16062019 FALSO 7602586207
17062019 FALSO 782300885
18062019 FALSO 8011080332
19062019 FALSO 2206930693
20062019 FALSO 6558180227
21062019 FALSO 8333333333
22062019 FALSO 880195122
23062019 FALSO 8445714286
24062019 FALSO 8866666667
25062019 FALSO 8242973708
26062019 FALSO 8061594203
27062019 VERDADERO 9135135135
28062019 VERDADERO 9004784689
29062019 VERDADERO 9052054795
En el ANEXO podemos observar un semaacuteforo que permite ver el estado de la
inyectividad con los tiempos establecidos de pre durante y post tratamiento
teniendo como objetivo una inyectividad Xgt=9 donde el tiempo base de 30 diacuteas pre
tratamiento se encuentra en estado rojo el periodo de prueba se encuentra en
amarillo y los 30 diacuteas post tratamiento se encuentran en los tres estados (rojo
amarillo y verde) en rojo se encuentran los 15 diacuteas recieacuten se suspende la
dosificacioacuten del tratamiento 11 diacuteas en amarillo y 4 diacuteas en verde esto ademaacutes se
ve influenciado por la disminucioacuten de presioacuten que se presenta en cabeza de pozo
que afecta directamente la relacioacuten caudal presioacuten
107
ANEXO E
REPORTE ASSAY 2016 CEPSA COLOMBIA SA
Fuente CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de crudo CCA
108
ANEXO F
REPORTE LABORATORIO AGUA RESIDUAL NFUSTRIAL
Fuente CEPSA Colombia SA
8
4PRUEBA PILOTO 52
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO 52
411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor 52
42 PROCEDIMIENTO 54
421 Aplicacioacuten 54
422 Recopilacioacuten de datos 54
423 Evaluacioacuten de resultados 55
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS 59
431 Anaacutelisis del tratamiento 59
432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema 61
433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 63
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento 67
5ANAacuteLISIS Y RESULTADOS 69
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN 69
52 PRUEBA PILOTO 72
53 AGUA - ACEITE ndash SOacuteLIDO 75
6ANAacuteLISIS FINANCIERO 82
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO 82
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO 83
7 CONCLUSIONES 86
8RECOMENDACIONES 88
BIBLIOGRAFIacuteA 97
ANEXOS 89
9
LISTA DE TABLAS
paacuteg
Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra 37 Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual
industrial 43 Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba 57
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba 58 Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento 65 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten 70
Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin 71
Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten 72 Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes
periodos 74 Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
74
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza 76 Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor 77
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media 79 Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso 79 Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten 82
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa 82 Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa 83
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento 83
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea 84 Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea 85
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten 85
10
LISTA DE ECUACIONES
paacuteg
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad 55 Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten 56 Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad 56 Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida 57
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba 58 Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida 58 Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 59
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba 82
11
LISTA DE GRAacuteFICAS
paacuteg
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos 38 Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten 41 Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba 60 Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba 61 Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes
durante y despueacutes de la prueba 62 Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten 63
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo 64
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento 65 Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3 66 Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada 67 Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 68
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql 70 Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo 73
12
LISTA DE FIGURAS
paacuteg
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera 22
Figura 2 Esquema de un pozo disposal 24 Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la
formacioacuten 27 Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos 28 Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten 31
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica 33 Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten 34
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA 35
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo 36
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida 46
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada 47 Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base 48
Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos 50 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3 52
Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten 53
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico 53
Figura 17 Formacioacuten de precipitados 70
13
LISTA DE ANEXOS
paacuteg
Anexo A Datos variables monitoreadas durante el proceso de inyeccion de agua (presioacuten y volumen de agua inyectada) 988 Anexo B Tabla de seguimiento para el caacutelculo de la energiacutea 100 Anexo C Seguimiento dosis de inyeccioacuten de producto quiacutemico 102 Anexo D Evaluacioacuten del Kpi por medio de power pivot 104 Anexo E Reporte Assay 2016 CEPSA Colombia sa 107 Anexo F Reporte laboratorio agua residual industrial 108
14
ABREVIATURAS
Γ Peso especiacutefico
ww Concentracioacuten en peso
BAPD Barriles de Agua por Diacutea
BBL Barriles
CMC Concentracioacuten criacutetica de micelas
EOR Enhanced oil recovery
Ji Iacutendice de inyectividad
KPI Indicador clave de rendimiento
KW Kilo watts
OW contenido de grasas y aceites en agua
PDP Presioacuten de descarga de la bomba
PTARI Planta de tratamiento de aguas residuales
Ppm partes por milloacuten
Psi Libra por pulgada cuadrada
Q Caudal
TSS Soacutelidos suspendidos totals
WHP Presioacuten en cabeza de pozo
15
GLOSARIO
ADSORCIOacuteN moleacuteculas de una sustancia son capturadas por la superficie de la otra sustancia1
AGUA DE DISPOSICIOacuteN es el agua producida que al pasar por un proceso de tratamiento necesita su disposicioacuten final es decir ha terminado su ciclo productivo
AMINA CUATERNARIA es una sal de amina catioacutenica en donde el nitroacutegeno tiene cuatro grupos unidos a ella cargada positivamente Son utilizadas como agentes mojantes del petroacuteleo e inhibidores de corrosioacuten2
ARENISCAS supeficie mineral que estaacute compuesta principalmente de granos de cuarzo y puede contener otros minerales3
BARRIL unidad volumeacutetrica equivale a 42 galones US4
DISOLUCIOacuteN es lo formacioacuten de una mezcla homogeacutenea donde las moleacuteculas del soluto se disuelven en el solvente5
DISPERSIOacuteN es la separacioacuten de componentes dentro de un fluido por medio de la difusioacuten es decir es la presencia de partiacuteculas o granos dentro de un fluido 6
FORMACIOacuteN RECEPTORA se encuentra constituida por rocas porosas a nivel subterraacuteneo con la capacidad de contener y circular un fluido a traveacutes de ella en este caso el agua
INHIBIDOR es un producto quiacutemico que evita o retrasa una reaccioacuten quiacutemica como la corrosioacuten7
MOJABILIDAD es la preferencia de un soacutelido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro que permite que la fase mojante se disperse sobre la fase soacutelida8
1 SCHUMBERGER Oilfield glossary adsorption [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsaadsorptionaspx 2SCHUMBERGER Oilfield glossary amina cuaternaria En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsqquaternary_amineaspx 3 SCHUMBERGER Oilfield glossary arenisca [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsssandstoneaspx 4 SCHUMBERGER Oilfield glossary barril eqivalente [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsbbarrel_equivalentaspx 5 Disoluciones quiacutemicas Soluciones [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible
en httpsuftclimagesfuturos_alumnosprofesores_orientadoresmaterial-pedagogicoGuia_5_Solucionespdf 6 SCHUMBERGER Oilfield glossary dispersioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 7 SCHUMBERGER Oilfield glossary inhibitor [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 8 SCHUMBERGER Oilfield glossary mojabilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible enhttpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermswwettabilityaspx
16
POZOS DISPOSAL son pozos clase II seguacuten el UIC se utilizan para inyectar fluido como el agua tratada la cual es separada del aceite resultante de la produccioacuten de petroacuteleo y es reinyectada en formaciones subterraacuteneas con caracteriacutesticas iguales o similares para su eliminacioacuten9
PRECIPITACIOacuteN aparicioacuten de material soacutelido en una solucioacuten liquida en donde el soluto sobrepasa la solubilidad10
SCHMOO son depoacutesitos y acumulaciones de lodos de composicioacuten variable compuesta de sustancias inorgaacutenicas recubiertas con material hidrocarbonado que se acumula en las liacuteneas y sistemas de operacioacuten de inyeccioacuten11
SOLUBILIDAD es la capacidad de un cuerpo para disolverse y mezclarse en una sustancia12
9 EPA Control de inyeccioacuten subterraacutenea [En liacutenea] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwepagovuicclass-ii-oil-and-gas-related-injection-wells 10 SCHUMBERGER Oilfield glossary precipitacioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermspprecipitationaspx 11Hellberg PE and Zuberbuehler A Polymeric corrosion inhibitors - A new class of oilfield formulation bases[En liacutenea] International Petroleum Technology Conference 2014] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwlinknovatecomconferencepolymeric-corrosion-inhibitors-a-new-class-of-oilfield-formulation-bases-1197673 12 SCHUMBERGER Oilfield glossary solubilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsssolubilityaspx
17
RESUMEN
Este trabajo se desarrolla con base en la evaluacioacuten de un inhibidor orgaacutenico que busca incrementar el flujo de agua inyectada al pozo de disposicioacuten final C3 el cual trae un bajo iacutendice de inyectividad por la posible presencia de sustancias que bloquean el paso del fluido a la formacioacuten receptora evento recurrente en pozos de disposicioacuten con alguna carga de hidrocarburos se requiere verificar el desempentildeo con la aplicacioacuten de un tratamiento que sea econoacutemico y efectivo de este modo recuperar las propiedades de la roca de la formacioacuten para extender la vida del pozo inyector
Se analiza el histoacuterico del sistema de inyeccioacuten de la estacioacuten desde el 1 de enero del 2019 las condiciones de operacioacuten del pozo y el sistema de inyeccioacuten a partir de una revisioacuten bibliograacutefica y un anaacutelisis de composicioacuten se hace una discusioacuten sobre la eleccioacuten del producto tratante y los fenoacutemenos que interactuacutean para alcanzar la separacioacuten del depoacutesito que se encuentra acumulado en el medio del sistema Se hace la prueba de pozo con el producto tratante y el respectivo seguimiento las variables involucradas en el proceso de mejora de la inyectividad
Asiacute mismo se evaluacutean las consideraciones o factores que generaron el dantildeo a la formacioacuten y la efectividad o no del producto tratante su composicioacuten y reacciones con el medio acuoso y con la roca
PALABRAS CLAVES inhibidor inyectividad pozo de disposicioacuten agua de disposicioacuten
18
ABSTRACT
This work is developed based on the evaluation of an organic inhibitor that seeks to
increase the flow of water injected to the final disposal well C3 which brings a low
injection rate due to the possible presence of substances that block the passage of
the fluid to the receptor formation recurrent event in disposal wells with some
hydrocarbon load It is necessary to verify the performance with the application of a
treatment that is economical and effective in this way to recover the properties of
the rock of the formation to extend the life of the injection well
The history of the injection system of the station from January 1 2019 the operating
conditions of the well and the injection system is analyzed Based on a bibliographic
review and a composition analysis a discussion is made about the choice of the
treatment product and the phenomena that interact to achieve the separation of the
deposit that is accumulated in the middle of the system The well test is carried out
with the treatment product and the respective monitoring of the variables involved in
the process to improve injectivity
Likewise the considerations or factors that generated the damage to the formation
and the effectiveness or not of the treatment product its composition and reactions
with the aqueous medium and with the rock are evaluated
KEY WORDS inhibitor injectivity disposal well disposal water
19
INTRODUCCIOacuteN
Un pozo de disposicioacuten de agua tratada es una de las alternativas de vertimiento de las aguas de produccioacuten en la industria de los hidrocarburos el caso de estudio es el pozo inyector C3 que pertenece al sistema de inyeccioacuten de un campo maduro en la cuenca de los llanos orientales de Colombia por ello el desarrollo de estos campos comprenden el manejo de una alta relacioacuten aceite agua que de manera incremental acrecienta los problemas de disposicioacuten de agua situacioacuten que puede llegar a generar un cuello de botella para el campo si la capacidad de inyeccioacuten no es suficiente
El sistema de disposicioacuten de agua se encuentra conformado por 5 pozos los cuales tienen la capacidad de recibir la cantidad de agua producida a disponer el volumen total de 95000 BWPD13 aproximadamente distribuido en los pozos C1 C2 C3 C6 y CC en este sistema el pozo C3 tiene la menor inyectividad por ello se ha tomado con el pozo de prueba
El objetivo del estudio es aumentar la capacidad de agua dispuesta en la formacioacuten esto se pretende lograr con la limpieza y la disolucioacuten de deposiciones presentes en la zona a partir de un inhibidor orgaacutenico El tratamiento fue aplicado en una prueba piloto del pozo inyector que alimenta la formacioacuten receptora la carbonera C7-M sobre el comportamiento de esta formacioacuten se tiene conocimiento a traveacutes del desarrollo del campo experiencia que recomienda que espera con el tratamiento un incremento significativo del volumen inyectado sino se da esta condicioacuten la prueba resultaraacute no exitosa por el alto costo del producto y el manejo de la integridad del pozo y de la formacioacuten
Este proyecto estaacute enfocado a la accioacuten limpiadora del producto en la formacioacuten receptora confrontando su desempentildeo operacional en su implementacioacuten al evaluar su eficiencia tecnoloacutegica y financiera que permita su aplicabilidad en todo el sistema de pozos de la compantildeiacutea Por ello la tasa de inyeccioacuten es el indicador principal o gradiente de medida en las variables operacionales que se tienen en cuenta para la evaluacioacuten
13 CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de implementacioacuten de tecnologiacutea en pozos inyectores 2019
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OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Evaluar la inyectividad en un pozo para disposicioacuten final de agua en un campo petrolero utilizando inhibidores orgaacutenicos modificados OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
1 Caracterizar el depoacutesito proveniente del pozo de disposicioacuten final C3 de la estacioacuten
2 Seleccionar el inhibidor de la tecnologiacutea de acuerdo con el depoacutesito proveniente del sistema
3 Evaluar en prueba piloto el rendimiento del producto 4 Determinar la viabilidad financiera del proyecto
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1 GENERALIDADES
En el presente capiacutetulo se abordan conocimientos y definiciones que ayudan a entender los factores y propiedades que afectan la inyectividad en un pozo de inyeccioacuten con el fin de entender el comportamiento de estos sistemas y tener una mejor evaluacioacuten del proceso
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA
El agua se usa como insumo o como materia prima en distintos procesos productivos de las industria asociado las actividades de exploracioacuten produccioacuten transporte y refinacioacuten este recurso es retornado al sistema de forma parcial o en su totalidad estos retornos de agua hacen referencia a las peacuterdidas vertimientos y descargas de agua seguacuten la ENA se estima una demanda hiacutedrica en el paiacutes de 5813 millones de m3 y la huella hiacutedrica azul de 62 millones de m3 que corresponden al 11 de demanda de agua en este sector el flujo de retorno es la diferencia entre el volumen usado y el que no retorna que corresponde a 5752 millones de m314
El manejo del recurso hiacutedrico permite garantizar proteccioacuten y conservacioacuten al medio ambiente a partir de un uso consciente y responsable del agua en los procesos a nivel Industrial se tiene como objetivo reducir el impacto ambiental que es generado por medio de las actividades que realiza la industria con el cumplimiento de las normativas internacionales teniendo en cuenta que las labores efectuadas pueden causar un impacto al ecosistema ya sea en las aguas subterraacuteneas la atmoacutesfera suelos biodiversidad entre otros15 por eso el agua que se emplea en la produccioacuten no puede ser usada o vertida sin un previo tratamiento por lo que debe cumplir con los estaacutendares correspondiente a las licencias ambientales que determinan los liacutemites y condiciones que se deben tener para no afectar los cuerpos receptores
Algunas alternativas implementadas para el manejo de los efluentes de produccioacuten con procura de la reduccioacuten del impacto ambiental al momento de disponer las aguas al medio despueacutes de su uso son i) La reutilizacioacuten del recurso en el proceso de refinacioacuten y aprovechamiento agriacutecola ii) La reinyeccioacuten en disposicioacuten final (Disposal) o recobro y iii) El uso en vertimientos a cuerpos de agua superficial suelo o alcantarillado la Figura 1 permite visualizar coacutemo se encuentra repartida la gestioacuten de agua residual realizada en Colombia por parte Ecopetrol16 dando una perspectiva de la utilidad de cada una de estas alternativas
14 Instituto de Hidrologiacutea Meteorologiacutea y Estudios Ambientales (IDEAM) Estudio nacional del agua 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Ideam 2019 p181 [Consultado 5 Agosto de 2019] Disponible en httpwwwandicomcoUploadsENA_2018-comprimidopdf 15 CEPSA Colombia SA Informe Anual y de responsabilidad corporativa 2018 16 Ecopetrol Reporte integrado de gestioacuten sostenible 2018 [en liacutenea] Bogotaacute Ecopetrol SA 2019 p 363-364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en
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Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera
Fuente ECOPETROL Reporte integrado gestioacuten sostenible 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 2019 p 364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 111 Naturaleza del agua En la industria de los hidrocarburos se tiene grandes voluacutemenes de agua asociados a sus procesos productivos debido a que el agua es un fluido que se encuentra asociado a las acumulaciones de petroacuteleo en donde se puede encontrar un mayor volumen produccioacuten de agua en comparacioacuten con el del petroacuteleo Su composicioacuten variacutea por las caracteriacutesticas quiacutemicas y fiacutesicas que muestra el agua del yacimiento al ambiente geoloacutegico en el que se encuentren17 por lo que se dispone de anaacutelisis que permiten identificar las caracteriacutesticas del agua que pueden depender de la composicioacuten quiacutemica temperatura gravedad especiacutefica pH y presioacuten donde el agua puede presentar contenido de soacutelidos disueltos soacutelidos suspendidas materiales inertes o gases bacterias y aceite residual
Composicioacuten la quiacutemica del agua es un aspecto importante por entender con respecto a la eliminacioacuten y operaciones de inyeccioacuten debido a que la calidad del agua de inyeccioacuten permite tomar medidas para poder controlar o eliminar la corrosioacuten incrustacioacuten y ensuciamiento de las liacuteneas equipos y tanques1819
Los soacutelidos disueltos totales estaacuten constituidos generalmente por concentraciones de cloruro de sodio cationes (calcio magnesio bario estroncio y hierro ferroso) y aniones (cloruro sulfato sulfuro y bicarbonato) la
httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 17 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades del agua En fundamentos de ingenieriacutea de
yacimiento [En liacutenea]Maracaibo Venezuela Astro Data SA 2009 p148 [Consultado 10 de
Agosto de 2019] Disponible en httpsesslidesharenetgeorgehsterlingfundamentos-de-
ingenieria-de-yacimientos-magdalena 18 KEMMER Frank N y McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo III Meacutexico McGraw-Hill inc1998 p43-9 19 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p148
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concentracioacuten de estos soacutelidos es demostrada en partes por milloacuten (ppm) de cada ion
Los soacutelidos suspendidos son soacutelidos orgaacutenicos e inorgaacutenicos que se encuentran en el agua producida estas pueden ser partiacuteculas de oacutexidos metaacutelicos hierro oxidado o manganeso tambieacuten se encuentran sedimentos arena arcilla o cuerpos bacterianos Los gases disueltos de mayor frecuencia son el sulfuro de hidroacutegeno (H2S)
dioacutexido de carbono (CO2) y el oxiacutegeno (O2)
- El agua que contienen sulfuro de hidroacutegeno es denominada como agua amarga pueden tener este comportamiento por la actividad de las bacterias reductoras de sulfato en la formacioacuten que contribuyen a la corrosioacuten en el pozo y al taponamiento de la formacioacuten durante las operaciones de inyeccioacuten
- El agua con dioacutexido de carbono aumenta la dureza y alcalinidad ademaacutes de ser un gran contribuyente en la corrosioacuten
- El oxiacutegeno disuelto es el que se encuentra en menor presencia pero es el agente maacutes corrosivo y causa la formacioacuten de agentes taponadores por oxidacioacuten de hierro ferroso y del sulfuro de hidroacutegeno por lo que es importante evitar la presencia de oxiacutegeno en las liacuteneas de abastecimiento
A nivel bacteriano estas pueden causar corrosioacuten y taponamientos en el sistema
y en el pozo de inyeccioacuten se reproducen raacutepidamente a condiciones de alto y bajo pH temperatura presioacuten y en ausencia de oxiacutegeno las bacterias que se encuentran en esta industria se clasifican en aerobias anaerobias y facultativas20
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN
El proceso de inyeccioacuten de agua como se mencionoacute anteriormente son utilizados para la eliminacioacuten de los fluidos producidos asiacute como para la recuperacioacuten del petroacuteleo Estas operaciones dependen de la cantidad de agua inyectada en su respectiva zona por debajo de la presioacuten de fractura de la formacioacuten
Pozos de eliminacioacuten de agua o pozos de disposicioacuten final o tambieacuten denominados pozos Water disposal son pozos profundos que tienen como fin confinar el agua producida por medio de bombeo a una formacioacuten geoloacutegica (Ver figura 2) esta se realiza para asegurar la eliminacioacuten de los residuos de manera que no afecte al medio ambiente principalmente es disponer grandes cantidades del liacutequido en el depoacutesito al menor costo posible El agua y el pozo deben cumplir con las regulaciones pertinentes y llevar a cabo su respectivo monitoreo para asegurar la integridad de la zona de deposicioacuten y se ldquoimpida la migracioacuten del fluido hacia otras formaciones geoloacutegicas acuiacuteferos o cuerpos de agua superficialesrdquo (ANLA) por eso
20 COLLINS A Gene and WHRIGHT Charles C Chapter 6Enhanced Oil Recovery Injection Waters En Enhanced Oil Recovew I Fundamentals and Analyses Elsevier 1985 213 p
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los operadores deben garantizar la permanencia del fluido en la formacioacuten por medio de un aislamiento que impida la migracioacuten estos pueden ser sellos hidraacuteulicos o capas de rocas que formen un sello natural21
Fuente ECOPETROLManejo de agua en campo petrolero Petroacuteleo y el mundo [En liacutenea] Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 201438 p [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesNuestraEmpresasalaPrensaPu blicacione Este tipo de operacioacuten de inyeccioacuten por parte de la industria de los hidrocarburos indica que hay tipos de rocas que poseen una porosidad y permeabilidad relativamente grande para poder captar grandes cantidades de fluido en condiciones favorables22
Entre las facilidades de los pozos disposal en superficie se encuentra la cabeza de pozo la cual debe estar equipada para poder realizar mediciones del caudal y presioacuten de inyeccioacuten esta debe contener ademaacutes una vaacutelvula de cheque entre la cabeza del pozo y la bomba de inyeccioacuten tambieacuten se requieren facilidades para tratamiento en la superficie
121 Propiedades de la roca Las propiedades a tener en cuenta en el proceso de inyeccioacuten y en medida especial en los depoacutesitos o recepcioacuten formadora que variacutean la capacidad de inyeccioacuten son permeabilidad tensioacuten interfacial y sus mecanismos de contacto como la humectabilidad y la presioacuten capilar estas tres uacuteltimas describen el comportamiento de dos o maacutes fases presentes en el medio poroso que van a permitir entender el comportamiento y la interaccioacuten entre la superficie el tenso activo y el fluido
21 QOMARUDIN Helmy and KARDENA Edwan Petroleum Oil and Gas Industry Waste Treatment Common Practice in Indonesia En J Pet Environ Biotechnol 2015 vol 6 p1-7
Figura 2 Esquema de un pozo disposal
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Permeabilidad (K) es la capacidad del medio poroso para dejar pasar fluidos a traveacutes de eacutel por sus poros interconectados es expresada matemaacuteticamente por la ley de Darcy y es una medida de conductividad de los fluidos23 esta es una medida que se encuentra asociada directamente con la porosidad por lo tanto a mayor porosidad mayor permeabilidad
La permeabilidad se clasifica en absoluta efectiva y relativa y se explica a continuacioacuten
- Absoluta es cuando el medio poroso se encuentra saturado totalmente por solo
un fluido o estaacute en una sola fase - Efectiva el medio poroso permite que fluyan dos fases simultaacuteneamente - Relativa es la relacioacuten entre la permeabilidad efectiva y absoluta 24
Tensioacuten interfacial (IFT) se da cuando dos fluidos inmiscibles como el agua y
el aceite al entrar en contacto no se mezclan y los separa una interfaz por la diferencia de presiones ejercida por cada fluido
La tensioacuten interfacial en los poros de la roca puede afectar las caracteriacutesticas de flujo del fluido en el medio poroso la presioacuten de las fases y la preferencia del fluido que fluye en el depoacutesito
- Cuando se tiene un desplazamiento miscible el fluido desplazado y desplazante se mezclan y la ITF entre los dos fluidos se acerca a cero en su interface
- Un desplazamiento inmiscible ocurre cuando el fluido desplazado y desplazante no se mezclan
Satter e Iqbal en su libro dicen que ldquoEl efecto de la tensioacuten interfacial se refleja en el rendimiento del yacimiento ademaacutes que afecta propiedades como humectabilidad presioacuten capilar y permeabilidad relativardquo25
Presioacuten capilar (Pc) para Satter e Iqbal la presioacuten capilar es la diferencia de presioacuten en la interface entre dos fluidos inmiscibles que se encuentran presente en un medio poroso Estaacute influenciada por la saturacioacuten de los fluidos y la tensioacuten interfacial entre las fases del fluido donde se cumple una competencia de fuerzas interfaciales entre el agua-aceite agua-soacutelido y aceite-soacutelido en el depoacutesito26
23 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p 263 24 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades de las rocas y los fluidos En Inyeccioacuten de agua y gas en yacimientos petroliacuteferos [En liacutenea] Maracaibo Venezuela Astro data SA 2001 50 p [Consultado 10 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwingunpeduarasignaturasreservorioslibro20iny20agua20y20gaspdf 25 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Reservoir rock properties En reservoir engineering Gulf Professional Publishing 2016 50 p 26 Ibid p54
26
Rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transicioacuten de gran espesor mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores capilares y zonas de transicioacuten delgadas
Humectabilidad la humectabilidad de la roca indica la tendencia de un fluido inmiscible a extenderse en presencia de otro fluido en la superficie de la roca donde el agua y el aceite tienden a extenderse y adherirse a la superficie de la roca de manera diferente La humectabilidad se puede ver influenciada por el tipo de minerales en la matriz de la roca la composicioacuten de los fluidos asiacute como el aceite y el agua presente en el poro hay que tener en cuenta que la humectabilidad de la roca puede alterarse una vez que el agua inyectada entra en contacto con la roca27 El aacutengulo de contacto (θ) es una medida de la humectabilidad a medida que disminuye aumentan las caracteriacutesticas huacutemedas del liacutequido donde la humectabilidad completa se evidencia con un aacutengulo de contacto cero y la no humectacioacuten con uno de 180deg
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua Un deterioro en la inyectividad restringe la capacidad del volumen de agua que es inyectado para acumularse en una superficie para su eliminacioacuten esta reduccioacuten en la inyectividad genera costos en reparaciones trabajos de estimulacioacuten reajustes del sistema o fracturas en el pozo28
La inyeccioacuten depende de diferentes factores como las propiedades de la roca la interaccioacuten del agua inyectada y la presioacuten la produccioacuten de arena (finos) soacutelidos suspendidos incrustaciones corrosioacuten que influyen significativamente en la inyectividad
Soacutelidos suspendidos La reduccioacuten de la inyectividad estaacute relacionada con el taponamiento de la regioacuten cercana a la cara de inyeccioacuten es decir por el arrastre de partiacuteculas a la formacioacuten este proceso puede ser de forma raacutepida y severa dependiendo de la concentracioacuten y tamantildeo de los soacutelidos que esteacuten presentes en el fluido inyectado La figura 3 muestra el acomodamiento de las partiacuteculas a traveacutes de la formacioacuten y el taponamiento que pueden generar
27 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Op cit p 52-53 28 BENNION Douglas Brant et al Injection Water Quality A Key Factor to Successful Waterflooding [En liacutenea] Journal of Canadian Petroleum Technology (JCPT) 1994 p1-10 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwhycalcomoldPDFPapersReservoir20OptimizationInjection20Water20Qualitypdf
27
Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la formacioacuten
Fuente CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS
Se tienen tres posibles casos que relacionan el tamantildeo de partiacutecula y el diaacutemetro del poro de la formacioacuten estos casos se representan en la figura 4 Y se describen a continuacioacuten
1) Filtro externo las partiacuteculas tienen un mayor tamantildeo en comparacioacuten al diaacutemetro del poro maacutes del 33 del diaacutemetro del poro lo que impide atravesar la formacioacuten y causa su acumulacioacuten dando pasos a formacioacuten de una torta externa
2) Puente de poro Las partiacuteculas tienen un tamantildeo inferior al diaacutemetro del poro aproximadamente menor del 14 del diaacutemetro por lo que pueden atravesar la entrada de la formacioacuten pero se pueden adherir al poro ocasionando una restriccioacuten en la formacioacuten esta unioacuten ocurre cuando la partiacutecula que fluye se une a dos o maacutes partiacuteculas ya depositadas en la superficie o a otros depoacutesitos de partiacuteculas
3) Invasioacuten El tamantildeo de partiacutecula es significativamente menor al diaacutemetro del poro de la formacioacuten permitiendo el paso de las partiacuteculas sin dificultad ni ocasionar dantildeos o acumulaciones en la formacioacuten 29 30 31
29 CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS 30 CARPENTER Chris Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability Journal of Petroleum Technology 2018 vol 70 p 70-71 31 BENNION Douglas Brant et al Water Quality Considerations Resulting in the Impaired Injectivity of Water Injection and Disposal Wells En Journal of Canadian Petroleum Technology 2001 vol 40 p 3-4
28
Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos
Fuente CARPENTER C Mechanisms of permeability impairment reflecting conditions when (a) particles present in the injected water are smaller than the average pore-throat diameter of the formation (b) particles are smaller than the average pore-throat diameter of the formation and (c) particles are significantly smaller than the average pore-throat diameter of the formation [Imagen]Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability [En liacutenea] Society of Petroleum Engineers 2018 p 2 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgjournal-paperSPE-0218-0070-JPT Estos casos permiten evidenciar la influencia de la presencia de los soacutelidos suspendidos en el agua de disposicioacuten se tiene una relacioacuten directa con la afectacioacuten al nuacutecleo a mayor cantidad de soacutelidos suspendidos mayor seraacute el dantildeo ocasionado en nla permeabilidad del nuacutecleo
Incrustaciones y corrosioacuten Las incrustaciones y corrosiones se pueden formar en diferentes aacutereas de un sistema de inyeccioacuten como tal en las liacuteneas de tuberiacutea bombas de inyeccioacuten instrumentos superficiales y en las propias formaciones de inyeccioacuten entre las incrustaciones que generan mayor preocupacioacuten en el campo petrolero son el carbonato de calcio el sulfato de calcio y el sulfato de bario algunas de estas incrustaciones pueden removerse a traveacutes de tratamientos quiacutemicos mientras que otras son tan fuertes que requieren el remplazo de la liacutenea en la seccioacuten afectada
Las incrustaciones se ven influenciadas por cambios en la temperatura presioacuten y pH afectando las solubilidades de las incrustaciones esto se puede evitar y controlar con inhibidores de corrosioacuten frente a agentes corrosivos existentes en el sistema como el dioacutexido de carbono (CO2) el sulfuro de hidrogeno (H2S) y el oxiacutegeno (O2) ademaacutes de soacutelidos y gases disueltos
29
Entre las incrustaciones minerales maacutes recurrentes en los campos petroleros se encuentran32
Sulfato de Bario Es una incrustacioacuten insoluble a altas temperaturas y altas caiacutedas de presioacuten el pH no afecta su comportamiento
Ba+2 + SO4minus2 rarr BaSO4
Sulfato de Calcio Esta incrustacioacuten se incrementa con la disminucioacuten de la presioacuten puesto que a menor presioacuten menor solubilidad
Ca+2 + SO4minus2 rarr CaSO4
Carbonato de calcio La precipitacioacuten de esta incrustacioacuten se da a mayor pH y caiacutedas de presioacuten en el yacimiento que permiten la liberacioacuten del dioacutexido de carbono
Ca+2 + CO32minus rarr CaCO3
2H2CO3 + Ca+2 harr CaCO3 + CO2 + H2O Por lo que la presencia de CO2 favorece a la formacioacuten de esta incrustacioacuten
El dioacutexido de carbono al disolverse en agua da la formacioacuten de aacutecido carboacutenico que se ioniza
CO2(ac) + H2O harr H2CO3
CO2(ac) + H2O harr HCO3minus + H+
HCO3minus harr CO3
2minus + H+
A medida que aumenta la concentracioacuten de dioacutexido de carbono en la solucioacuten la reaccioacuten se mueve hacia la izquierda favoreciendo la precipitacioacuten del carbonato de calcio
El agua de inyeccioacuten dependiendo del contenido de agentes bacterianos de su fuente que se relacionan con el crecimiento de bacterias aeroacutebicas y anaeroacutebicas tanto en los equipos de superficie bombas tuberiacuteas y los equipos de fondo de pozo como dentro de la misma formacioacuten estas bacterias pueden contribuir a la corrosioacuten y el taponamiento de los poros de la formacioacuten
Las bacterias en el agua de inyeccioacuten contribuyen a la corrosioacuten y al taponamiento de los poros de la formacioacuten esto se atribuye especialmente a las
32 CASTRO HERNAacuteNDEZ Henry Fernando y GAacuteMEZ MEJIacuteA Christian Joseacute Evaluacioacuten de la depositacioacuten de incrustaciones en sistemas de bombeo electro sumergible del campo Cantagallo Trabajo de grado Ingenieriacutea de petroacuteleos Bucaramanga Universidad Industrial de Santander (UIS)Faculta de ingenieras fiacutesico-quiacutemicas2009 98 p Disponible en httptangarauiseducobibliowebtesis2009129542pdf
30
bacterias anaeroacutebicas en las que se encuentran las reductoras de sulfato (SRB) que son las maacutes problemaacuteticas en el campo petrolero pero si se llega a encontrar suficiente oxiacutegeno disuelto en el fluido de inyeccioacuten las bacterias aeroacutebicas tambieacuten se pueden convertir en un problema
Dentro de los problemas ocasionados por las bacterias para la reduccioacuten de la inyeccioacuten se encuentran33
Taponamiento del sistema de poros por bacterias vivas o muertas como taponamiento de partiacuteculas soacutelidas
Taponamiento del sistema de poros por la secrecioacuten de poliacutemero de polisacaacuterido de colonias activas en crecimiento en la formacioacuten
Taponamiento de la formacioacuten por productos de corrosioacuten generados por el crecimiento bacteriano
Generacioacuten de gases toacutexicos H2S por accioacuten metaboacutelica de las bacterias reductoras de sulfato (SRB) in situ en sulfato elemental presente en aguas de inyeccioacuten (gt10ppm Sulfato)
La temperatura y la presencia de bacterias en las operaciones tienen una influencia en el taponamiento y corrosioacuten en los sistemas de inyeccioacuten por lo cual se deben tener alternativas respecto a su control como lo son el aislamiento de las liacuteneas del sistema limpieza uso de inhibidores y control adecuado de microorganismos adicionalmente se puede hacer uso de instrumentos para monitorear y controlar en el campo los agentes corrosivos y sus efecto como medidores de pH medidores de oxiacutegeno medidores de corrosioacuten sondas de hidroacutegeno cupones de prueba34
Inhibidores de corrosioacuten Vera35 en su trabajo muestra un resumen de los inhibidores de corrosioacuten utilizados en la industria petrolera que se evidencia en la figura 5 que permite hacer un acercamiento al tipo de tratamiento que se utiliza en la industria
33 BENNION Douglas Brant et al Op cit p 5-6 34 Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC) Manual de perforacioacuten de IADC Deteccioacuten y monitoreo de corrosioacuten Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC)2015 Vol 1 y 2 ed12 35 VERA VILORIA Alfredo Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
31
Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten
Fuente VERA VILORIA Alfredo Inhibidores de Corrosioacuten Clasificacioacuten [Imagen] Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
El tipo de inhibidores a resaltar es por su naturaleza quiacutemica en donde se encuentran ubicados los inhibidores orgaacutenicos que es el estudiado en el presente trabajo Los inhibidores de corrosioacuten inorgaacutenicos son sales metaacutelicas que pasiva la superficie metaacutelica producen una capa protectora son solubles en agua y sensibles al pH no funcionan con presencia de cloruros y son anoacutedicos o catoacutedicos Los Inhibidores orgaacutenicos son formadores de peliacuteculas y son los maacutes utilizados en los sistemas de yacimientos petroleros al crean una capa entre el metal y el fluido Son los maacutes utilizados en la industria por brindar proteccioacuten en presencia
32
de hidrocarburos y deben ser solubles o dispersables en el medio que los rodea se encuentran disponibles en diferentes formas36
Solubles en petroacuteleo tratar pozos productores-gas Solubles en agua Utilizan corrientes de flujo agua Solubles en petroacuteleo y dispersables en agua pozos productores-gas que
producen agua
La efectividad del inhibidor depende de la composicioacuten quiacutemica estructura molecular y la afinidad por la superficie del metal tiene presencia de grupos funcionales como N S O en la moleacutecula que da la polaridad y permite su reaccioacuten
El mecanismo de accioacuten es la adsorcioacuten que se da por el intercambio de la carga del inhibidor y la superficie factores a tener en cuenta en el sistema son la temperatura y la presioacuten
Se clasifican como inhibidores orgaacutenicos en
Inhibidores catioacutenicos Estaacute conformado por grupos Aminas o (Amidas Sales de moleacuteculas nitrogenadas con aacutecidos carboxiacutelicos (aacutecidos grasos aacutecidos nafteacutenicos) compuesto cuaternario de nitroacutegeno Heterociclos de nitroacutegeno) con compuestos aromaacuteticos alifaacuteticos estos son utilizados en campo para su proteccioacuten
Inhibidores anioacutenicos Sulfonatos fosfonatos se usan en aguas de enfriamiento
o anticongelantes
La accioacuten de estos productos bien sea como surfactantes anioacutenicos o catioacutenicos crean emulsiones asfaacutelticas de tipo OW donde se prefieren las emulsiones catioacutenicas el surfactante catioacutenico se adsorbe en la superficie de la gota por la parte hidrofoacutebica y el grupo amina queda dirigido hacia el agua las gotas tienen una carga positiva y al acercarse entre ellas se genera un repulsioacuten electroestaacutetica37 (Figura 6 Izquierda)
36 SHLUMBERGER (Slb) La corrosioacuten la lucha maacutes extensa [En liacutenea] En Oilfield Review 2016 vol 28 no2 p 36-51 [Consultado 12 de julio de 2020] Disponible en httpswwwslbcom-mediafilesoilfield-review03-corrosion-spanish 37 SALAGER Jean Louis Uso de surfactantes en la industria petrolera En Ciencia e Ingenieriacutea
1986 vol 18 no 2 p 99
33
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica
Fuente SALAGER Jean Louis Uso de los surfactantes en la industria petrolera Laboratorio de formulacioacuten interfases reologia y proceso [pdf] Meacuterida VenezuelaUniversidad de los Andes1991 p 13 Disponible en httpwwwfirpulavearchivoscuadernosS350Apdf
La emulsioacuten al inyectarse en un medio rocoso (arena) forma un sistema soacutelido-aceite-agua el soacutelido o roca estaacute conformada por siacutelice como superficie con carga negativa el surfactante catioacutenico pasa de la interface agua-aceite hacia agua-soacutelido y se adsorbe en la superficie soacutelida al desaparecer el surfactante de la interface agua-aceite ya no hay repulsioacuten electroestaacutetica y se genera coalescencia con el rompimiento de la emulsioacuten y humectando la superficie por aceite (hidroacutefoba) generando la adherencia a la roca (Figura 6 Derecha)38
38 Ibid p 99-101
34
2 CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA
La recoleccioacuten y anaacutelisis de la muestra permite realizar un acercamiento acerca del tipo de depoacutesitos que se pueden localizar a traveacutes del sistema de inyeccioacuten en la industria de los hidrocarburos Generalmente lo recogido en la muestra se compone de sustancias viscosas o aceitosas que se adhieren a las superficies e impiden el flujo del fluido a nivel de pozo son ensuciamientos de caraacutecter inorgaacutenico que estaacuten cubiertos con material hidrocarbonado39
21 TIPO DE MUESTRA
En la figura 7 Se observa la muestra del depoacutesito extraiacuteda en donde se visualizan sus caracteriacutesticas fiacutesicas el aspecto encontrado es de tipo aceitoso pegajoso con una coloracioacuten negro petroacuteleo y un olor fuerte bastante penetrante
Fuente elaboracioacuten propia La muestra analizada es tomada por personal de campo es extraiacuteda por medio de un raspado en el filtro de las bombas de inyeccioacuten hay que tener en cuenta que el depoacutesito es sacado sobre agua para impedir la oxidacioacuten del depoacutesito
Estas sustancias en la industria pueden diferir en su composicioacuten debido a la concentracioacuten de especies en el agua asiacute como el tipo de hidrocarburos que se presenten la muestra recolectada es llevada a un laboratorio quiacutemico para su procesamiento y anaacutelisis de sus componentes
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO
Para el anaacutelisis de datos se tiene en cuenta el tipo de crudo que se produce en la estacioacuten por medio de la recopilacioacuten de informacioacuten de ensayos realizados Estos
39 FINK Johannes Karl Drilling Fluids En Water-based Chemicals and technology for Drilling Completion and Workover Fluids Gulf Professional Publishing 2015 p 5-114
Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten
35
permiten hacer un acercamiento a las propiedades y composicioacuten del crudo por medio de anaacutelisis SARA y composicionales
221 Anaacutelisis SARA Es un anaacutelisis que se realiza al crudo con el propoacutesito de definir las proporciones en las que se encuentran presentes los componentes saturados aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos con base en las diferencias de solubilidad los asfaacuteltenos son retirados por medio de su precipitacioacuten al agregarse un n-alcano y los componentes remanentes (maacuteltenos) son separados por cromatografiacutea cada componente es removido de la columna mediante el lavado con diversos solventes40 Figura 8 Representacion esquematica SARA a continuacioacuten
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA
Fuente KHARRAT A et al Issues with comparing SARA metodologies En Energy amp Fuels 2007 Citado por FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Esquema de la separacion SARA[imagen]Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudos provenientes de hidro desintegracioacuten Ciudad de Meacutexico 2017 p10
222 Anaacutelisis composicionales Determinacioacuten de la composicioacuten del petroacuteleo los componentes de hidrocarburos se identifican por lo general mediante fracciones con nuacutemero de carbono (Cn) ademaacutes se puede identificar componentes no hidrocarbonados como nitroacutegeno azufre metales pesados y sales los resultados utilizados son determinados por la teacutecnica flash separacioacuten y cromatografiacutea de gases en donde se hace una separacioacuten de la muestra en fase gaseosa y liquida y
40 FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudo proveniente de hidrodesintegracioacuten Trabajo de Grado Ciudad de Meacutexico Instituto Politeacutecnico Nacional 2017 p8-17
36
posteriormente los gases son analizados por medio de una teacutecnica de anaacutelisis de gases extendida y los liacutequidos por cromatografiacutea de gases capilar de alta resolucioacuten programada por temperatura
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA
En instalaciones de agua producida por la separacioacuten del crudo se encuentra un depoacutesito denominado como ldquoschmoordquo que estaacute compuesto de materia hidrocarbonada y solidos inorgaacutenicos es un depoacutesito negro espeso y pegajoso que se adhiere a cualquier superficie con la que entra en contacto y que puede acumularse en las superficies internas de la tuberiacutea y depositarse en la parte inferior del pozo que conecta con la formacioacuten algunos ejemplos se muestran Figura 9
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo
Fuente CEPSA Colombia SA Actividades de mantenimiento de tuberiacuteas de liacutenea de flujo [Imagen] 2020
La figura 9 hace un acercamiento de como se ve la deposicioacuten de compuestos orgaacutenicos en el interior de las tuberiacuteas a nivel del sistema de inyeccioacuten de agua hay que tener presente que el depoacutesito afecta la operacioacuten de inyeccioacuten al generar barreras que impiden el paso del fluido y deriva a la reduccioacuten del diaacutemetro de la tuberiacutea por su acumulacioacuten generando incremento de peacuterdidas de friccioacuten durante el bombeo del agua y ocasiona un incremento de requerimientos de la potencia de la bomba incrementando el costo de energiacutea en el bombeo un comportamiento similar se tiene con la deposicioacuten de soacutelidos en la formacioacuten como se menciona en el capiacutetulos anterior estos depoacutesitos generan taponamiento en la formacioacuten y por ende disminuyen el flujo inyectado (BAPD)
37
De los resultados del anaacutelisis de este material depositado determinan que la suciedad estaacute constituida en su mayoriacutea por hidrocarburos aceites y grasas con trazas de cationes como hierro y bario tal como se muestra en la tabla 1 Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra
Paraacutemetro Teacutecnica Liacutemite de
cuantificacioacuten de meacutetodo
Unidad Agua de
disposicioacuten
Bario total
Digestioacuten aacutecido niacutetrico ndash espectrofotometriacutea de absorcioacuten atoacutemica con llama directa de oacutexido nitroso ndash acetileno
100 Ppm lt100
Grasas y aceites
Extraccioacuten por ultrasonido-infrarrojo
00100 299
Hidrocarburos Extraccioacuten por ultrasonido- infrarrojo
00100 276
Hierro total Digestioacuten AA-llama aire acetileno
40 Ppm 1662
Fuente CHEMILAB Chemical laboratory Reporte de resultados de prueba de laboratorio [En liacutenea] Bogotaacute [Consultado 2 de diciembre de 2020] Comunicacioacuten personal En la caracterizacioacuten de la muestra se debe tener en cuenta todos los componentes presentes sin embargo como el resultado arroja un porcentaje mayor al 40 de compuestos orgaacutenicos hacen que la identificacioacuten de otros no sea posible porque la muestra no es soluble en agua por ello no es posible realizar la identificacioacuten y anaacutelisis de sulfatos porcentaje de soacutelidos calcio magnesio y materia orgaacutenica presente entre otros De otra parte aquellos componentes con valores no significativos tampoco son tenidos en cuenta
Adicionalmente se tiene como apoyo de anaacutelisis el resultado del ensayo SARA realizado al crudo de la estacioacuten este crudo se corresponde con una mayor proporcioacuten a compuestos saturados y en menor a aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos como se evidencia en la graacutefica 1
38
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Reporte resultados de laboratorio Anaacutelisis de crudo [pdf] 2016 p 1-2
Esta composicioacuten demuestra que el crudo es de tipo parafiacutenico al contener maacutes del 50 de hidrocarburos saturados y las trazas en el fluido tratado van a estar constituidas en mayor proporcioacuten por este tipo de compuestos Esta evidencia se puede reafirmar por medio de los anaacutelisis composicionales de hidrocarburos a C36
+ (PVT) realizados a muestras en cabeza y fondos de pozo en donde tambieacuten se encontraron hidrocarburos saturados y aromaacuteticos constituidos por moleacuteculas de metano a butano en menor proporcioacuten en peso de 015 en fase gaseosa del pentano(C5) hasta heptadecano (C17) en una proporcioacuten hasta de 3 en fase liacutequida y del octadecano (C18) en adelante se muestra la fase soacutelida con un comportamiento mayormente representado por el hexatriacontano (C36
+) que alcanza proporciones del 27 en peso
En los compuestos aromaacuteticos se tienen proporciones insignificantes en comparacioacuten a la fase soacutelida con proporciones hasta del 025 con moleacuteculas de benceno tolueno etilbenceno o-xileno m-xileno y p-xileno41
Al pasar el agua por el tratamiento en la PTARI quedan remanentes de aceites en el fluido de disposicioacuten esta presencia de aceite en el agua de inyeccioacuten hace que las gotas se puedan deformar en gotas de menor tamantildeo que se comportan como partiacuteculas soacutelidas y que actuacutean como agente de adherencia hacia las partiacuteculas que se presentan en el agua tambieacuten hay que tener en cuenta que las sustancias orgaacutenicas pueden precipitarse por cambios en el sistema de inyeccioacuten de la temperatura y la presioacuten lo que provoca que se altere la humectabilidad de la formacioacuten y disminuya la permeabilidad y por ende se cause la disminucioacuten de la inyectividad
El bario (Ba2+) y el hierro son compuestos de baja solubilidad en agua el ion bario tiene la capacidad de combinarse con el ion sulfato y precipitar a sulfato de bario
41 CEPSA Colombia SA Reporte final estudios de fluido de yacimiento [pdf] 2014 p 11-19
61
23
6
10
Saturados
Aromaacuteticos
Resinas
Asfaacuteltenos
39
(BaSO4) este puede generar problemas de taponamiento en cuanto al hierro en los sistemas de agua de tratamiento y disposicioacuten se le atribuye a la restriccioacuten de flujo por la presencia de subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2O3) carbonato de hierro (FeCO3) y sulfuro de hierro (FeS) ademaacutes indica problemas de corrosioacuten en el sistema de igual manera en los procesos de inyeccioacuten reduce la permeabilidad de la formacioacuten aumenta las presiones y reduce las tasas de inyeccioacuten42
LY KT et al43 en su artiacuteculo identifica que en sistemas de inyeccioacuten de agua se encuentra una escala orgaacutenica inorgaacutenica ldquoSchmoordquo que puede estar compuesta por partiacuteculas de sulfuro de hierro recubiertas de aceite es decir el causante de la disminucioacuten del caudal estaacute dado por la acumulacioacuten del depoacutesito mixto En nuestra muestra se considera solo la presencia de carbonato de hierro u oacutexido de hierro debido a que no hay presencia de sulfuros en el agua que se inyecta asiacute mismo la parte orgaacutenica se asocia tanto a las parafinas por ser el compuesto en mayor proporcioacuten en el anaacutelisis SARA como a los asfaacuteltenos debido a que estos inducen de manera natural un dantildeo a la formacioacuten al precipitarse y bloquear la garganta de los poros en la formacioacuten no obstante se encuentren entre unos de menor proporcioacuten
42 OGDEN BeckyL Water technology understanding interpreting and utilizing water analysis data [En liacutenea]2018 p2-4 [Consultado 10 de Febrero de 2020] Disponible en httpspdfssemanticscholarorgb2ea0b595edec21d5f0e4dde809af17fde6929d2pdf_ga=27332949115605180441597859168-17888081661597859168 43 LYK T et al Novel Chemical Dispersant for Removal of OrganicInorganic Schmoo Scale in Produced Water Injection Systems NACE International 1998
40
3 SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En este capiacutetulo se abordan las estrategias que se utilizan industrialmente al momento de seleccionar un tratamiento de limpieza una de ellas es el uso de inhibidores asiacute como los mecanismos que interactuacutean en la disolucioacuten de los depoacutesitos a afectar con el inhibidor enfocados en procesos de difusioacuten y precipitacioacuten de manera que en estos los tipos de reacciones que se lleven a cabo permitan cumplir la funcioacuten de limpieza del substrato en las liacuteneas del sistema de inyeccioacuten
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN
La seleccioacuten del inhibidor es realizada a traveacutes del proveedor por lo tanto estaacute guiada por la experiencia y recomendacioacuten que tiene el personal con la praacutectica en tratamientos quiacutemicos
Se realiza una revisioacuten bibliograacutefica para tener en cuenta los aspectos a revisar al momento de seleccionar un producto tratante y se participa de estas reuniones proveedor ndash compantildeiacutea y tesista en el proceso de seleccioacuten a traveacutes de estas se observa que el proceso de planeacioacuten ademaacutes de la ejecucioacuten experimental consiste de los aspectos a continuacioacuten44454647
Identificacioacuten del problema Estado operacional del sistema Anaacutelisis de la aplicacioacuten antes de iniciar la prueba Identificacioacuten de los inhibidores candidatos sean estos sugeridos por un
proveedor48 especializado en el tema o por medio de pruebas de laboratorio existentes en el mercado
Se procede de manera sistemaacutetica al desarrollo de los aspectos antes mencionados
311 Revisioacuten de antecedentes Se tiene en cuenta la revisioacuten de los antecedentes del sistema de disposicioacuten del agua producida en el campo Este sistema se encuentra conformado por cinco pozos disposal que cuentan con un volumen de inyeccioacuten aproximado de 100000 BAPD producida se tiene el historial de inyeccioacuten
44 SCHLUMBERGER (Slb) Matrix stimulation engineering [Diapositivas] Cartagena Colombia 2006 36 Diapositivas color 45 DURNIE William GOUGH Mark DE REUS Han Development of Corrosion Inhibitors to Address under Deposit Corrosion in Oil and Gas Production Systems Houston Texas NACE International 2005 3p 46 PALMER J W HEDGES W and DAWSON J L Use of Corrosion Inhibitors in Oil and Gas Production Inhibitor selection strategies [En liacutenea] London Maney 2004 p 21-36 [Consultado 19 de Agosto de 2020] Disponible en Knovel 47 ECKERT Richard Field Guide to Internal Corrosion Mitigation and Monitoring for Pipelines NACE 2016 368 p 48 HALLIBURTON Corrosioacuten Operaciones de campo [Diapositivas]2006 25 diapositiva color
41
del pozo a trabajar (C3) e informacioacuten de inyeccioacuten de los otros pozos En el graacutefico 2 se muestra el comportamiento de inyeccioacuten de cada pozo en el sistema
Fuente elaboracioacuten propia con base en el historial de pozos de inyeccioacuten de CEPSA Colombia SA
Seguacuten la graacutefica anterior del sistema se puede apreciar que el mayor pozo inyector es el pozo CA que representa cerca del 43 del fluido total inyectado mientras que el pozo C3 solo inyecta un 73 representando la menor proporcioacuten este es el pozo inyector utilizado para la investigacioacuten en donde se observa que se presenta una baja inyectividad como se menciona en el capiacutetulo 2 esta es causada por la acumulacioacuten de soacutelidos y el taponamiento de la formacioacuten
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada
El pozo C3 cumple con una operacioacuten continua (24Hrs) la cantidad de agua inyectada y la presioacuten en cabeza de pozo en liacutenea base es aproximadamente de 8100 bbls y 1150 Psi respectivamente Se tiene una presioacuten de descarga de bomba (PDP) de 1213 Psi y las dimensiones del horizonte de inyeccioacuten se encuentran a una base de 5119 y un tope de 5117 ft49
El agua residual tratada se dispone en la formacioacuten carbonera del miembro C7-M que estaacute conformada por rocas de reservorio de caraacutecter arenoso estas arenas son excelentes almacenadoras de hidrocarburos y asiacute mismo excelentes
49 CEPSA Colombia SA Reporte de produccioacuten Sistema de inyeccioacuten de Agua [En liacutenea] 2019
44397 BAPD
15792 BAPD8100 BAPD
10776 BAPD
23098 BAPD CA
C1
C3
C2
CC
Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten
42
reservorios con un rango de porosidad entre 10-30 a nivel bibliograacutefico50 y por ende un buen receptor del agua de inyeccioacuten
Las caracteriacutesticas de la carbonera C7 son
ldquoPorosidad 23-28 permeabilidad 1-5D espesor 30-100ft acuiacutefero activo pero igual buena inyectividad se inyecta como disposal en la misma formacioacuten productora pero a mayor profundidad arenisca alto NTGgt90 agua tratada en superficie con caracteriacutesticas seguacuten regulacioacutenrdquo51
Seguacuten las propiedades mencionadas anteriormente el pozo deberiacutea contar con una buena inyeccioacuten del flujo que se dispone por tal motivo se puede estar presentado un dantildeo en la formacioacuten receptora (Taponamiento de los poros)
El agua del sistema de inyeccioacuten debe pasar por un tratamiento previo con el fin de retirar las partiacuteculas que afectan su calidad esta estaacute dada por las caracteriacutesticas fiacutesicas quiacutemicas y bioloacutegicas producto de su origen como aguas de produccioacuten y su interaccioacuten en los distintos procesos de separacioacuten y tratamiento hasta dejarlas en condiciones de norma para su vertimiento como inyeccioacuten a la formacioacuten en el capiacutetulo 6 se hace un anaacutelisis maacutes detallado del agua de disposicioacuten y de la formacioacuten
El tratamiento de agua de produccioacuten en la industria se realiza a traveacutes de la PTARI cuenta con etapas de remocioacuten de crudo grasas y aceites esta remocioacuten se lleva a cabo en primera medida por medio de hidrociclones seguidos de procesos de separacioacuten por micro flotacioacuten y filtracioacuten estos se hacen a traveacutes de equipos de micro burbujeo y un separador API respectivamente Como segunda medida se realiza una nueva remocioacuten de aceite por medio de la adsorcioacuten del sustrato de nuez y finalmente el agua es pasada por un decantador y de alliacute pasa a los tanques de inyeccioacuten (TK-2700)52-
53 El efluente de la PTARI cumple con las condiciones que se muestran en la tabla 2
50AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH) Llanos Orientales [Poster] Open round Colombia 2010 [En liacutenea] 2010 [Consultado 10 de Noviembre de 2020] Disponible en httpwwwanhgovcoInformacion-Geologica-y-GeofisicaEstudios-Integrados-y-ModelamientosPresentaciones20y20Poster20TcnicosLlanos20(pdf)-Ronda20Colombia202010pdf 51 CEPSA Colombia SA Resentildea Ingenieriacutea de yacimientos 2019 52 MESA Sandra Lilianaet al Revisioacuten del panorama actual del manejo de agua de produccioacuten en la industria petrolera colombiana [En liacutenea] En Gestioacuten y Ambiente 2018 Vol 21 no1 p87-98 [Consultado 17 de Agosto de 2020] Disponible en httpsrevistasunaleducoindexphpgestionarticleview6979267011 53LIZARAZO FIGUEROA J G y OLAYA NOGUERA E A Evaluacioacuten teacutecnico financiera del cambio del sistema de levantamiento artificial actual por bombeo hidraacuteulico empleando las condiciones operativas del campo Peguita III Trabajo de grado Ingenieriacutea de Petroacuteleos Bogotaacute Fundacioacuten Universidad de Ameacuterica 2017 168 p
43
Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual industrial
Paraacutemetros Unidad Resultado
Aceites y grasas mgL 72
Conductividad eleacutectrica 1023
DBO5 mgL 591
DQO mgL 1191
Dureza total mgL 176
pH Unidad de pH 743
Solidos totales en suspensioacuten mgL lt10
Soacutelidos totales mgL 664
Aniones
Cloruros mgL 32
Metales totales
Bario mgL 0172
Cadmio mgL lt0010
Cromo mgL lt0050
Niacutequel lt0020
Plomo mgL lt0050
Sodio mgL 214
Hidrocarburos
Hidrocarburos totales mgL 6403
Fuente CEPSA Colombia SA Reporte de resultados agua industrial residual
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba De otra parte hay que tener en cuenta en el momento de seleccionar el inhibidor las condiciones de temperatura presioacuten y pH en el sistema en vista en que estas dos condiciones pueden afectar la solubilidad del producto bien sea por su disminucioacuten o porque impidan la mezcla del producto en el fluido Asiacute mismo en el entorno de aplicacioacuten se pueden generar reacciones indeseadas como la formacioacuten de precipitados efecto totalmente adverso al objetivo del inhibidor o porque su incompatibilidad con el medio de la formacioacuten produzca hinchamiento de las arcillas y taponamiento de los canales porosos
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor El proveedor realiza la seleccioacuten del inhibidor por medio de una prueba de dilucioacuten con inhibidores de una misma tecnologiacutea en donde se compara el inhibidor A frente al inhibidor B en este uacuteltimo se puede deducir que a nivel visual presenta incompatibilidad por la presencia de precipitado en el fondo de la botella El inhibidor A se puede decir que es seleccionado por demostrar dispersioacuten al tener una botella sucia en la imagen no se evidecia presencia de precipitados o asentamientos de soacutelidos en el fondo
44
La tecnologiacutea probada es multifuncional con la capacidad de inhibir la corrosioacuten y ser usado para la limpieza del sistema Estos inhibidores estaacuten conformados por compuestos tensioactivos y se identifica por ser soluble en agua
Para hacer un acercamiento a sus componentes se tiene en cuenta una ficha de seguridad en donde describe las generalidades del producto (Inhibidor multifuncional) y se describen a continuacioacuten
Composicioacuten general del inhibidor seleccionado Seguacuten la ficha del inhibidor seleccionado se conoce las sustancias que lo componen en las encontramos el metanol (30-60ww) isopropanol (1-5ww) compuesto de azufre orgaacutenico (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (10-30ww) compuesto de amonio cuaternario (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (1-5ww)54
Al hacer la revision bibliografica se puede decir que en el paquete de compuestos del inhibidor se tiene como solvente orgaacutenico el metanol (CH3OH) al ser la sustancia que se encuentra en mayor proporcioacuten el compuesto de amonio cuaternario (-R4N+) que sigue en peso al metanol representa el inhibidor de corrosioacuten activo presente en la formulacioacuten el compuesto de azufre orgaacutenico cumple el papel de intensificador que se utiliza para optimizar el rendimiento del inhibidor y acelerar la formacioacuten de la peliacutecula inhibidora los demaacutes compuestos se desempentildean diferentes funciones como rompedores de emulsiones agentes espumantes y detergentes que deberiacutea permitir la limpieza del substrato en la superficie55
En la literatura Garst56 trata el asunto de la mejora de un pozo por medio de estimulaciones en donde tiene en cuenta que la eleccioacuten del producto tratante debe tener las siguientes caracteriacutesticas
Tener la capacidad de reducir la tensioacuten interfacial aceite-agua
Ser soluble para obtener concentraciones suficientes en la interfaz aceite-agua para permitir el movimiento del aceite
Los inhibidores pueden ser solubles o dispersables aunque se prefiere solubilidad sobre la dispersioacuten del producto para evitar la posibilidad de formacioacuten de taponamientos de la liacutenea
El producto debe tener una baja tendencia de adsorcioacuten en las superficies para evitar la peacuterdida del producto
54 NALCO Hoja de datos de seguridad producto Clean n Correg EC1509A [en liacutenea] Naperville Nalco Company 2010 11 p [Consultado 7 de octubre de 2019] Disponible en httpnebulawsimgcom70c120fb9c30b35994c1f743a188e756AccessKeyId=0C73C9180B472EC38D9Aampdisposition=0ampalloworigin=1 55 COURSERA Universidad de Manchester Corrosion inhibitor SelectionDeployment [Video] Protecting the world Introducing corrosion Science and Engineering [En liacutenea] 2019 15min [Consultado] Disponible en httpswwwcourseraorglecturecorrosioncorrosion-inhibitor-selection-deployment-igezL 56 GARST AW A low-cost method of production stimulation En Journal of Petroleum Technology Society of Petroleum Engineers 1954 vol 6 p 11
45
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En la discusioacuten de los resultados se tiene en cuenta los aspectos que concierne a
El inhibidor
Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten
El sistema de inyeccioacuten
La aplicacioacuten de la prueba
321 El Inhibidor De los resultados de la dilucioacuten para nuestro caso la realizada por el proveedor del tratamiento tal como se menciona en la seccioacuten de la seleccioacuten del inhibidor por parte del proveedor se cuenta con dos tipos de productos inhibidor A e inhibidor B este producto es descartado posiblemente por la presencia de precipitados en el asiento de la botella y el producto A se aprueba como producto tratante por la disolucioacuten del soluto en el solvente se hace el acercamiento de las reacciones a partir de la imagen reportada en el resultado del proveedor donde se abarca informacioacuten sobre reaccioacuten de precipitacioacuten y el mecanismo de difusioacuten
Se adentra en la discusioacuten de los resultados obtenidos por el proveedor en donde se tienen en cuenta el comportamiento de la disolucioacuten y el tipo de reaccioacuten que se puede presentar en cada botella las premisas se detalla a continuacioacuten
Al realizar disoluciones se espera que las moleacuteculas del soluto se disuelvan para generar una disolucioacuten liquida en este proceso se presentan dos tipos de fases
La primera es la fase dispersa que se encuentra en menor proporcioacuten y hace referencia al soluto que seriacutea en nuestro caso el depoacutesito
La segunda es la fase dispersante que es representado por el producto tratante
Seguacuten Seager et al en una disolucioacuten el solvente debe tener la capacidad de interactuar con cualquier aacuterea superficial del soluto y las moleacuteculas del solvente sean atraiacutedas hacia el depoacutesito permitiendo que se asocien para luego fijarlas en la solucioacuten y asiacute alcanzar la disminucioacuten del tamantildeo y dispersioacuten de la partiacutecula57 este comportamiento puede estar asociado en lo ocurrido con el inhibidor A
Por lo cual el mecanismos que impera en este tipo de reaccioacuten (Botella inhibidor A) es la difusioacuten como se observa en la figura 10 este fenoacutemeno es explicado por Wang et al58 y se da cuando el producto tratante alcanza la suciedad sobre la superficie soacutelida que da paso a la formacioacuten de pequentildeos grupos de aceite-tensoactivo que aumentan la solubilidad del depoacutesito (soacutelido) permitiendo el
57 SEAGER R J ACEVEDO A J SPILL F et al Solid dissolution in a fluid solvent is characterized by the interplay of surface area-dependent diffusion and physical fragmentation [En liacutenea] En Sci Rep 8 2018[Consultado 15 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwnaturecomarticless41598-018-25821-x 58 WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Molecular mechanisms for surfactant-aided oil removal from a solid surface Applied Surface Science 2015 Vol359 p98-105
46
desprendimiento al generar la ruptura de los grupos (aceite-tensioactivo) y facilitar la difusioacuten en la solucioacuten que se da por la naturaleza hidrofilica de la cabeza del producto y esta generacion de grupos en solucioacuten puede ser la causa de la turbidez o suciedad que se presenta en la botella A En la figura 10 tambien se observa la afinidad que tiene las partes del producto (cabezacola) hay que tener en cuenta que los inhibidores al estar conformados por compuestos tensioactivos siguen este comportamiento para la funcioacuten de limpieza donde la cabeza como se evidencia tiene la afinidad con las moleculas de agua y permite que se entre en solucioacuten mientras que la cola se asocia a sustancias apolares lo que permite el contacto e interaccioacuten con las superficies que se presentan en el sistema
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida
Fuente WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Mecanismos moleculares para la eliminacioacuten de aceite con ayuda de surfactante de una superficie soacutelida Applied Surface Science 2015 vol359 p 100
En el caso del producto B (botella) puede estar ocurriendo una reaccioacuten de precipitacioacuten que se presenta en la solucioacuten con la generacioacuten del producto insoluble (soacutelido en la botella) Renard et al59 aborda esta situacioacuten a traveacutes de la precipitacioacuten acoplada donde un mineral de carbonato AB (depoacutesito) que se va a disolverse en una solucioacuten acuosa (Producto) puede generar una reaccioacuten entre los iones del depoacutesito con las especies presentes en la solucioacuten y dar la precipitacioacuten de un nuevo compuesto este fenoacutemeno se observa en la figura 11
Cabe resaltar que el descarte de este producto se da porque a nivel visual se ven precipitados en la botella como se menciono se pueden dar por reacciones de precipitacion o porque no hay una buena afinidad entre las sustancias que interactuan que hacen que el proceso de difusioacuten sea mas lento y no tenga el rendimiento esperado en cualquiera de los casos al llegar a presentarse esto durante la aplicaion ya sea en la formacioacuten o en la liacutenea de inyeccion va a provocar que se genere un mayor taponamiento en el sistema por la posible acumulacioacuten y
59 RENARD Franccedilois ROYNE Anja PUTNIS V Christine Timescales of interface-coupled dissolution precipitation reactions on carbonates Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p1-40
47
segundo va a generar un mayor gasto de producto y por lo tanto un impacto en costos de tratamiento
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada
Fuente RENARD F ROYNE A Putnis V C Escala de tiempo de las reacciones de precipitacioacuten de disolucioacuten acopladas por interfaz de carbonatos Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p 35
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten En las condiciones del sistema se menciona que la formacioacuten es de caraacutecter arenoso seguacuten la resolucioacuten 13142014 de la ANLA60 este tipo de reservorios se encuentra humectado por agua
En la superficie de la roca hidratada estaacute presente el grupo silanol (-Si-OH) que se ioniza dando grupos de carga positiva o negativa dependiendo del pH de la solucioacuten que lo rodee siguiendo el comportamiento de las reacciones que se muestran a continuacioacuten61
SiOH + H+ harr SiOH2+
SiOH + OHminus harr SiOminus + H2O
La superficie mineral es sensible a los cambios de pH porque afectan indirectamente su humectabilidad las superficies arenosas tienden a tener una carga negativa pero puede variar por el pH del medio
En la superficie mineral la precipitacioacuten de material hidrocarbonado cambia la humectabilidad de la misma de superficie mojada por agua en aceite por la acumulacioacuten de este tipo de sustancias y se encuentran influenciadas por el aacutengulo
60 COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) Resolucioacuten 1314
(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras determinaciones Bogotaacute DC 2014p 14 [Consultado 3 de octubre de 2019]Disponible en httpportalanlagovcositesdefaultfiles14400_res_1314_311014pdf 61 PHILIPOSSIAN A and MUSTAPHA L Tribological Attributes of Post-CMP Brush Scrubbing [En liacutenea] EnJournal of the electrochemical society2004p3[Consultado 2 de Julio de 2020]Disponible en httpwwwcmpconsultingorgcariboost_filesphiliposian_2Btribological_2Battributes_2Bof_2Bpost-cmp_2Bbrushpdf
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de contacto como se menciono en el capitulo 1 en la figura 12 se observa la interaccioacuten aacutecido-base de una solucioacuten salina la superficie mineral y una moleacutecula de hidrocarburo y se evidencia su interaccioacuten por intercambio ioacutenico un mecanismo por el agua se puede ver influenciado la deposicioacuten del aceite
Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base
Fuente WANG Yefei XU Huaimin YU Weizhao BAI Baojun SONG Xinwang and ZHANG Jichao Surfactant induced reservoir wettability alteration Recent theoretical and experimental advances inenhanced oil recovery China University of Petroleum and Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2011 p465
Cuando se presenta la diminucioacuten de la inyeccioacuten por el taponamiento de la superficie de la arena se obligan a implementar trabajos de estimulacioacuten mecaacutenica o quiacutemica que aumenten la capacidad de flujo mediante la remocioacuten de las restricciones que se presenten en dicha formacioacuten
En trabajos de acidificacioacuten por Halliburton se dice que para limpiar los poros de las areniscas la seleccioacuten del fluido del tratamiento se basa en la permeabilidad y mineralogiacutea de la roca teniendo en cuenta las reacciones quiacutemicas involucradas entre el aacutecido con los minerales
La interaccioacuten entre la arenisca y el tratamiento aacutecido se pueden encontrar las siguientes reacciones
4HF + SiO2 rarr SiF4 + 2H2O
3SiF4 + 2H2O rarr 2H2SiF6 + SiO2
En estas reacciones el dioacutexido de silicio es el principal constituyente del cuarzo el tetrafluoruro de silicio en presencia de agua forma aacutecido fluorosilicico que reacciona con sales del agua de la formacioacuten para formar fluorosilicatos y las
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arcillas que son solubilizadas por el HF se precipitan parcialmente al gastarse el aacutecido en la formacioacuten para un incremento de permeabilidad62
Hay que tener en cuenta que no siempre la limpieza por medios aacutecidos es efectiva debido a que los componentes que taponan el paso no son solubles en aacutecidos e incrementan el taponamiento de la formacioacuten por lo que una opcioacuten de tratamiento en areniscas es un fluido con tratamientos alcalinos o pocos aacutecidos
Una alternativa a los trabajos de acidificacioacuten e intervenciones de pozo es la inyeccioacuten quiacutemica como tratamiento de limpieza que baacutesicamente es el uso de limpiadores mejorados que se presentan en forma de productos solubles en agua63 que generan la modificacioacuten de la superficie por medio de la interaccioacuten de las fuerzas que son las responsables del humedecimiento y la adhesioacuten de las sustancias por eso hay que tener en cuenta que las partiacuteculas de aceite no se desplazan con el agua sino con la fase de humectacioacuten y por lo tanto con el cambio del angulo de contancto es decir se reduzca (lt90deg) por la interaccion entre las fuertas interfaciales y por medio de la fuerza del fluido y su movimiento sea maacutes faacutecil retirar el producto del sistema hacia la formacioacuten
Se observa que la superficie mineral es importante para el comportamiento del producto debido a que pueden generar peacuterdidas por la tendencias de adsorcioacuten sobre esta como lo menciona Garst anteriormente y se confirma por medio de los estudios realizados por Amirianshoja et al64en donde la adsorcioacuten disminuye la eficiencia del producto inyectado y se ve influenciado ademaacutes por el tipo de tensoactivo que se maneje (anioacutenicos no ioacutenico) en este estudio se incrementa la adsorcioacuten para los tensioactivos no ioacutenicos sobre los anioacutenicos en la arcilla probada
Por lo tanto la superficie mineral es un factor importante a la hora de seleccionar un producto tratante en donde se deben realizar las pruebas necesarias a nivel laboratorio para ver los efectos compatibilidad y el rendimiento que se puede alcanzar con el producto seleccionado y su composicioacuten
En este caso el paquete inhibidor tiene presente amonio cuaternario que puede ocasionar la interaccioacuten con la formacioacuten de igualmente los compuestos utilizados no siempre van a ser solubles en agua que producen la adicioacuten de alcoholes bien sea isopropanol o metanol (Solvente orgaacutenico) u otro alcohol porque son miscibles con agua y tienen compatibilidad con formaciones sensibles a esta de otra forma pueden reducir la tensioacuten superficial y permitir la remocioacuten de barreras al actuar como tensioactivos
62 HALLIBURTON Estimulacioacuten de pozos Operaciones de campo [Diapositivas]2006 35
diapositivas color 63 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 p 1-2 64 AMIRIANSHOJA T et al A comparative study of surfactant adsorption by clay minerals En Journal of Petroleum Science and Engineering 2013 vol 101 p 21-27
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323 Sistema de inyeccioacuten El sistema de tratamiento contenido por tanques bombas y accesorios metaacutelicos asiacute mismo las largas tuberiacuteas de conduccioacuten desde el sistema de tratamiento hasta el pozo inyector contribuyen a generar grandes depoacutesitos de acumulacioacuten de ldquoschmoordquo que ocasionan taponamiento del sistema y por ende de los poros de la formacioacuten Este efecto de prevencioacuten y mitigacioacuten en el mantenimiento se hace maacutes efectivo como un proceso de limpieza de todo el sistema al aumento de la variables pero no se tiene certeza de la reaccion con los minerales que se encuentran en esta como se menciona en el intem anterior son de gran influencia para la eficiencia del producto y por lo tanto para el grado de limpieza del sistema
324 Aplicacioacuten de la prueba Autores como Horsup et al Hilfiger et al y Peacuterez D et al han trabajado el uso de inhibidores como una herramienta para la limpieza de liacuteneas y sistemas de inyeccioacuten donde se presentan peacuterdidas de inyeccioacuten presentando una buena respuesta a la solucioacuten del problema En la figura 13 Se observa coacutemo se da la interaccioacuten para obtener el efecto de limpieza del depoacutesito y la inhibicioacuten a la corrosioacuten claramente se observa que la segunda funcioacuten no se va a dar si el sistema se encuentra con suciedad Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos
Fuente HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Principles of cleaning hydrocarbon deposits using surfactants [imagen] Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor Brasil Society of petroleum Engineers 2011 p2 En el caso de Hilfiger et al65 utiliza una combinacioacuten de un limpiador soluble en agua y dispersable en aceite con un inhibidor de corrosioacuten para tratar depoacutesitos de parafinas e hidrocarburos los autores expresan que el ablandamiento de la moleacutecula depositada se da permitiendo que los depoacutesitos se descompongan y se mantengan dispersos en la solucioacuten En la prueba de campo 1 de los autores66 se obtiene la disminucioacuten de la presioacuten y el aumento de los voluacutemenes de agua estas dos variables objetivo permiten evaluar la bondad del producto tratante es asiacute como se pasa de un caudal de inyeccioacuten de 9m3d (5668 bblsd) a 13m3d (8177 bblsd) de la misma manera la presioacuten cae en 18 en un lapso de 4 meses
65 HILFIGER MG STEWART SA ANSARI A Op cit p2 66 Ibid p 7
51
Al igual que Hilfiger et al Peacuterez D et al67 aplica como producto tratante una combinacioacuten de inhibidor de corrosioacuten Agente de limpieza en una prueba de campo por 3 meses donde el pozo tratado pasa de tener una inyeccioacuten de 70 m3d (440bblsd) a 206 m3d (129574bblsd) con una reduccioacuten de presioacuten del 10
Al tenerse en cuenta los resultados obtenidos por los autores mencionados se observa un comportamiento en comuacuten la reduccioacuten de la presioacuten y el aumento del caudal en los periodos analizados que permite mejorar la operacioacuten de la actividad en campo por lo tanto se esperaba un comportamiento similar con la aplicacioacuten del producto en el pozo a tratado (C3)
Al igual que los autores anteriores Horsup et al68 tienen una misma finalidad de estudio pero utiliza una forma diferente de anaacutelisis empleando experimentacioacuten en laboratorio al probar diferentes alternativas de tratamientos (producto paquetes inhibidores) en sus ensayos y mirar el impacto de cada estructura en la tensioacuten interfacial y como esta influye en la remocioacuten del depoacutesito los resultados obtenidos en el estudio se muestran a continuacioacuten resaltando los productos con grupos nitrogenados
En el caso del producto de corrosioacuten activo la amina cuaternaria no era el mejor para las condiciones de estudio se necesitaba una alta CMC (200 a 500ppm) y su tensioacuten superficial miacutenima era18 mNm mientras que el activo AMF (amina grasa modificada) presentaba los valores maacutes bajos de CMC (50-100ppm) como de tensioacuten superficial (15 mNm)
Para los inhibidores de corrosioacuten estudiados se tiene en cuenta producto A (multifuncional) C (inhibidor corrosioacuten dispersante) y D (inhibidor corrosioacuten dispersante) donde A es el mejor producto de eliminacioacuten porque representa la menor tensioacuten (15) y una CMC significativa (100-200ppm) se hacen pruebas a concentraciones menores y se consigue una buena remocioacuten de la sustancia
Por lo tanto la aplicacioacuten objetivo del producto es alcanzar la miacutenima tensioacuten interfacial a concentraciones significativas coherente con los objetivos econoacutemicos para hacer que este sea un producto viable y efectivo en la eliminacioacuten del depoacutesito porque a menor concentracioacuten es posible un menor costo de aplicacioacuten y a menor tensioacuten superficial miacutenima obtenida mayor inyectividad se podraacute alcanzar confirmando que el producto A del autor es el mejor paquete entre los inhibidores de corrosioacuten activos y los inhibidores de corrosioacuten estudiados
67 PEacuteREZ D RIacuteOS J Tecnologiacuteas quiacutemicas para recuperacioacuten o mantenimiento de la inyectividad y de la integridad en sistemas de inyeccioacuten Como estrategia complementaria a EOR En Petrotecnia 2013 p 2 68 HORSUP DI DUNSTAN TS Y CLINT JS Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled Systems CORROSION 2009 vol 65 nro 8 pp 527-544
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4 PRUEBA PILOTO
La informacioacuten de anaacutelisis se obtiene de la prueba realizada por la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten llevado a cabo por la compantildeiacutea CEPSA COLOMBIA SA
Se toma como punto de control de la prueba el pozo C3 inyector se realiza un seguimiento diario del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten final de agua se verifica la toma de datos de las variables para medir el comportamiento de la inyectividad del pozo
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO
El sistema de inyeccioacuten del pozo se deriva del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten total compuesto por un tanque de almacenamiento de agua de inyeccioacuten (TK-2700) que alimenta a las bombas booster estas se encargan de aumentar la presioacuten para pasar el agua a seis bombas principales de inyeccioacuten en cabeza de pozo a traveacutes de manifold de derivacioacuten el cual unifica la produccioacuten total de agua y la divide a cada uno de los pozos inyectores Por lo tanto el sistema total estaacute compuesto por 5 pozos inyectores del campo El diagrama del sistema de inyeccioacuten del pozo C3 Se observa en la figura 14 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Esquema sistema de inyeccioacuten 411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor La aplicacioacuten del producto se da por medio de las facilidades que se encuentran ubicadas en la superficie de la liacutenea permitiendo la aplicacioacuten del tratamiento a nivel
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superficial en la cabeza del pozo inyector C3 a traveacutes de un Quill de inyeccioacuten en la figura 15 se muestra un esquema de inyeccioacuten quiacutemica sobre la tuberiacutea69 Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten
Fuente HAYWARD Industries simple installation [imagen] FLOW CONTROL IV SERIES Injection Valves IQ SERIES Injection Quills Hayward Industries Inc 2016 p 2 [Consultado 11 de Agosto de 2020] Disponible en httpswwwhaywardflowcontrolcomassetsdocumentsflowcontrolpdfNPPIVQ0516pdf En la siguiente figura 16 se muestra el skid de inyeccioacuten para hacer la dosificacioacuten del tratamiento quiacutemico que cuenta con bombas dosificadoras vaacutelvulas el tanque de almacenamiento del producto quiacutemico y el medidor de nivel
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico
Fuente CEPSA Colombia SA Skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico
69 PALMER JW HEDGES W DAWSON JL Opcit p 51-69
Quill
Tubo
Bomba dosificadora
Tanque almacenamiento
quiacutemico
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El sistema dosificador se compone de los siguientes elementos o equipos como se menciona anteriormente
Bomba de inyeccioacuten Bomba dosificadora de 50galdiacutea Los inhibidores orgaacutenicos al ser distribuidos de forma liacutequida son inyectados a traveacutes de bombas
Vidrio de nivel Permite controlar la cantidad de inhibidor que se dosifica
Quill de inyeccioacuten Este accesorio se fabrica comuacutenmente con acero inoxidable es un elemento que se encuentra fijo y es utilizado para dispersar y mezclar el inhibidor con la corriente del fluido producido en este caso el agua que es inyectada al pozo
42 PROCEDIMIENTO
421 Aplicacioacuten La prueba piloto en el pozo C3 tiene una duracioacuten de 25 diacuteas consta de tres etapas una primera con una duracioacuten de 5 otra de 10 y finalmente 10 diacuteas maacutes de aplicacioacuten del producto tratante con una dosificacioacuten variable de 40 80 y 120 ppm respectivamente a cada etapa
Los tiempos implementados en la prueba se detallan a continuacioacuten 70
Etapa de Inicio a la inyeccioacuten del inhibidor de manera continua en cabeza del pozo inyector a partir del diacutea 11 de mayo del 2019 con una dosis de 40 ppm un caudal de 9002 BAPD y a una presioacuten en cabeza de 1100 PSI
Etapa 2 a partir del 16 de mayo con el incremento de dosificacioacuten requerido
Etapa 3 o uacuteltima etapa inicia el 26 de mayo y se extiende hasta el 4 de junio que termina la prueba con producto tratante y se hace un seguimiento a las variables de inyectividad por 30 diacuteas adicionales
La dosificacioacuten se inicia a baja concentracioacuten como tratamiento de limpieza y se incrementa para estimular y provocar la inhibicioacuten de corrosioacuten hay que tener en cuenta que el segundo efecto se consigue solo al retirar primero las impurezas
Hay que tener en cuenta que se prueba la capacidad de limpieza del producto a traveacutes de la prueba en campo por eso las variables monitoreadas en el desarrollo de la prueba y a tener en cuenta son
La presioacuten en cabeza de pozo
caudal de agua inyectada
Como se evidencia en el capitulo anterior en la seccion de aplicacioacuten estas variables permiten ver el comportamiento del producto y visualizar la eficiencia obtenida
422 Recopilacioacuten de datos Al finalizar el tiempo de prueba se recopila la informacioacuten de las variables monitoreadas durante la operacioacuten para el
70 CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo [En Liacutenea] 2019
55
procesamiento de los datos y anaacutelisis de los resultados Tambieacuten se compila la informacioacuten de operacioacuten del pozo durante los 30 diacuteas previos y posteriores a la aplicacioacuten del tratamiento como periodos testigo de la prueba que permiten hacer la comparacioacuten de la operacioacuten tras la aplicacioacuten del tratamiento y el comportamiento que se tiene a nivel de la inyeccioacuten 201
423 Evaluacioacuten de resultados Los datos recopilados se suministran en una base en Excel que permite hacer los caacutelculos correspondientes
Iacutendice de inyectividad Como criterio de evaluacioacuten de la prueba un indicador clave de rendimiento de pozo que estaacute representado por el iacutendice de inyectividad (Jiny) este mide la capacidad de un pozo (formacioacuten) para aceptar un fluido relacionando la tasa de inyeccioacuten de agua (Qiny) con la diferencia de presiones (∆P) representada por la presioacuten en cabeza de pozo (PCabeza de pozo) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten 7172
FuenteABBASI J et al A simulation investigation of performance of polymer injection in hydraulically fractured heterogeneous reservoirs En J Petrol Explor Prod Techno2016p 4
Adicionalmente es calculado en los periodos testigos denominados como Previo y posterior a la aplicacioacuten del tratamiento que permite contar con una evidencia visual de los cambios generados con la operacioacuten a nivel de flujo presioacuten y de la inyectividad y determinar el eacutexito de la prueba por el desempentildeo obtenido en la inyectividad
Para tener una mejora en la inyectividad se deberiacutea contar
Con un caudal mayor a las condiciones de bombeo existentes (Presioacuten estable)
Caudal estable con menor requerimiento de potencia (Menor presioacuten)
Estas situaciones indicariacutean la accioacuten del producto sobre los depoacutesitos y su eficiencia en el sistema
Tambieacuten se cuenta con una liacutenea base con el fin de establecer datos de referencia que se encuentran representados por
71 LYONS CW PLISGA GJ and LORENZ MD Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas EngineeringReservoir Engineering Third edition Gulf Professional Publishing p 226-227 72 VAN WINGEN N Injectivity Indices-Their Prediction and Determination American Petroleum Institute1949
119869119894119899119910 =119876119868119899119910
∆P=
119876119868119899119910
119875119862119886119887119890119911119886 119889119890 119901119900119911119900
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad
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Un caudal de agua inyectada base (119876119868119899119910119887 ) de 8100BAPD 73
Una presioacuten de cabeza de pozo de 1150 Psi
Iacutendice de inyectividad base (119869119868119899119910119887 ) de 7 BAPDPsi
Los valores son determinados por la media y normalizacioacuten de los datos obtenidos en la operacioacuten del diacutea 1 de enero del 2019 hasta el 10 de mayo del 2019
Incremento de variables monitoreadas Durante el anaacutelisis se realiza el calculoacute del incremento de los resultados de las variables monitoreadas y la inyectividad que permite cuantificar el aumento tras la aplicacioacuten del tratamiento en comparacioacuten con la liacutenea base como se muestra en la ecuacioacuten 2 y 3
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
De la misma forma se utiliza este tipo de caacutelculo para identificar el incremento o decremento de presioacuten obtenido ademaacutes ver su comportamiento en la operacioacuten y reconocer si los valores tienen un mejor desempentildeo en la operacioacuten o se comportan de acuerdo a los valores iniciales
Consumo de producto aplicado El volumen del producto aplicado es
calculado por medio de los datos recopilados se realiza la estimacioacuten de la dosificacioacuten diaria de inhibidor relacionando el volumen de agua depositado con la concentracioacuten del inhibidor en ppm siendo calculada por medio de la siguiente ecuacioacuten 74
73 CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento2019 74 AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
119876119894119899119910 = |119876119894119899119910 minus 119876119894119899119910119887
119876119894119899119910119887| lowast 100
119869119894119899119910 = |119869119894119899119910 minus 119869119894119899119910119887
119869119894119899119910119887| lowast 100
Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten
Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad
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Fuente AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control
Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
Donde V representa los barriles de agua por diacutea que se disponen Qinh la dosificacioacuten de inhibidor requerida para tratar el agua a disponer diacutea en BAPD ppm son las partes por milloacuten recomendadas por el proveedor (40 80 y 120) ppm En el anexo se encuentra una muestra de caacutelculo de la cantidad de inhibidor diaria utilizada Este caacutelculo permite identificar de igual forma el consumo obtenido por etapa y en la totalidad de la prueba como se menciona anteriormente En la Tabla 3 Se observa la cantidad de producto quiacutemico requerido en cada una de las etapas calculado a traveacutes de la sumatoria de las dosificaciones diarias y su etapa correspondiente dando un consumo total de producto de 921 gal encontraacutendose dentro de las opciones contempladas por el proveedor que estipulaban un consumo alrededor de 752 875 y 1163 gal Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba
ETAPA PERIODO DIacuteAS DOSIS (PPM)
PRODUCTO (GAL)
1 11 a 15 de Mayo 5 40 76
2 16 a 25 de Mayo 10 80 316
3 26 de mayo a 04 de Junio 10 120 530
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Resultados del tratatamiento Potencia de la bomba En el sistema de inyeccioacuten la potencia de la bomba
es influenciada por las restricciones en el bombeo del fluido depositado por lo que se tiene en cuenta la potencia de la bomba requerida para inyectar el agua a disponer donde se relaciona el peso especiacutefico del fluido (Nm3) la tasa de inyeccioacuten (m3s) y la presioacuten en cabeza de pozo (mca) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten
119876119894119899ℎ =119881
1 000 000lowast 119901119901119898
Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida
58
Fuente BARREDA TRUJILLO Aacutengel Urbano Meacutetodo praacutectico de obtencioacuten de potencia y eficiencias de unidades de bombeo en operacion [En liacutenea]EnRIHA 2012 vol 33 no 3 P 86-97[Consultado 3 de septiembre de 2020]Disponible en httpscielosldcuscielophpscript=sci_arttextamppid=S1680-03382012000300007
En la ecuacioacuten para mantener las unidades mencionadas se manejan las conversiones que se evidencian en la siguiente tabla
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba
Conversioacuten Referencia
1 BAPD equivale a 00066244 m3h
Advanced corverterConversion barril por diacutea a metro cuacutebico por hora[En liacutenea] [Consultado] Disponible httpswwwadvancedconvertercomesconversion-de-unidadesconvertir-flujobarriles-por-dia-a-metros-cubicos-por-hora
1m3h equivale a 0000277778 m3s
Elaboracioacuten propia Se hace la conversioacuten a partir de la equivalencia 1h son 3600 s
1Psi equivale a 0703546663 mca
Convertidor de unidadesConversioacuten libra por pulgada cuadrada a metros de columna de agua [En liacutenea] [Consultado] Disponible en httpwwwconversordeunidadesorgpresion-pa-atm-bar-mpa-mh20-mmhg-psiphp
Fuente elaboracioacuten propia Las unidades de la potencia seguacuten la ecuacioacuten 5 quedan expresadas en teacuterminos de caballos de fuerza (Hp) aunque tambieacuten son expresadas en kilovatio (KW) para determinar el consumo energeacutetico Energiacutea consumida El caacutelculo de la potencia como se menciona en el punto
anterior es la base para el consumo energeacutetico del proceso mediante la relacioacuten potencia-tiempo como se evidencia en la ecuacioacuten 6
Fuente elaboracioacuten propia
119861119867119875 =(120574 lowast 119876 lowast 119875)
1000lowast 134
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba
119864119899119890119903119892iacute119886 = 119875119900119905119890119899119888119894119886(119870119882) lowast 119879119894119890119898119901119900(ℎ)
Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida
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Como se ha mencionado anteriormente el proceso de inyeccioacuten cumple con una operacioacuten continua por lo tanto el tiempo a tener en cuenta en la relacioacuten es de 24h
Costo de energiacutea por barril de agua inyectado Se tiene la relacioacuten entre el costo de energiacutea consumida y barril de agua inyectado al diacutea como se muestra a continuacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para el costo de energiacutea consumida se multiplica el precio de KW-h por la cantidad de KW-h utilizados (Energiacutea consumida) se tiene en cuenta el costo KW-h que se maneja en la estacioacuten que se encuentra alrededor de COP 300 KW-h
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS
En el ANEXO A se observan los resultados de las variables monitoreadas es decir caudal de inyeccioacuten (BAPD) y presioacuten en cabeza de pozo (Psi) durante el proceso de inyeccioacuten y los datos de operacioacuten previos y posteriores al tratamiento 431 Anaacutelisis del tratamiento El tratamiento aplicado en los periodos o etapas 1 2 y 3 determina un aumento del flujo inyectado de 1125 1602 y 298 respectivamente el mejor desempentildeo se obtiene con la dosis de 120 ppm donde se maximiza la accioacuten de limpieza en el sistema y alcanzar una estabilidad en el flujo con los valores maacuteximos obtenidos de la prueba que oscilan entre los 10300 ndash 10800 BAPD El detalle del desempentildeo del tratamiento se muestra en la graacutefica 3 asiacute como en la primera etapa se lograron valores entre 8818 a 9295 BAPD durante la segunda dosis se presenta mayores variaciones de los datos que pueden estar influenciadas por efectos de dispersioacuten de las partiacuteculas o depoacutesitos en los poros de la formacioacuten donde el fluido tiene una preferencia de inyeccioacuten hacia los poros de mayor tamantildeo y de menor obstruccioacuten con valores 9063 a 9930 BAPD Entonces el efecto de limpieza y de dispersioacuten ocurrido en las dos primeras etapas redundan sobre el mejor desempentildeo de la tercera dosis que ademaacutes de tener una mayor concentracioacuten alcanza una uniformidad del flujo de inyeccioacuten
$119864
119861119860119875119863=
$119864119899119890119892iacute119886 119888119900119899119904119906119898119894119889119886
119861119860119875119863 119894119899119910119890119888119905119886119889119900
Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
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Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Sin embargo estos resultados de incremento del Caudal no pueden ser tomados en cuenta sin comparar con los requerimientos de operacioacuten como es el caso de la presioacuten Los resultados de presioacuten en la cabeza de pozo tiene un comportamiento similar al Caudal con una estabilizacioacuten de los datos durante la tercera etapa sin embargo al ser un tratamiento de limpieza y encontrarse retirando las obstrucciones que se presenta en el sistema se esperariacutea que la presioacuten disminuya cuando se tenga un incremento del caudal debido a que las barreras que se presentaban en el interior del sistema para el fluido deberiacutean ser menores pero se consigue un efecto contrario donde se obtiene un aumento de presioacuten como se evidencia en la graacutefica 4 De otra manera al aplicar el tratamiento se busca alcanzar condiciones maacutes estables de operacioacuten en donde los resultados son coherente con respecto a la caiacuteda de presioacuten tal como se evidencia para cada una de las etapas donde se logran ΔP de 175 160 y 53 Psi respectivamente esta menor caiacuteda de presioacuten nos indica una condicioacuten maacutes estable durante el desarrollo de la operacioacuten en la tercera etapa que representa la meseta que se obtiene en la graacutefica 4
91259295
9160 9201
9518
8629
9063
993010392
10540 1058010571
10815
10461
85008700890091009300950097009900
101001030010500107001090011100
11
-may
12
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13
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14
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15
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20
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21
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29
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30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
I(40ppm)
II(80ppm)
III(120ppm)
61
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En la graacutefica anterior la presioacuten presenta un decremento del 2 en la primera etapa un incremento de 006 en la segunda y un incremento 9 en la tercera seguacuten las dosis suministradas Hay que acotar que la pretensioacuten de la investigacioacuten es medir el caudal a una presioacuten estable en la praacutectica esto no es totalmente cierto por el efecto que se tiene de la cabeza de presioacuten del tanque de almacenamiento sobre las bombas ademaacutes no se tiene una liacutenea independiente para este pozo inyector lo que ocasiona que haya influencia en el flujo por las liacuteneas de los otros pozos inyectores generando posibles problemas de preferencia de flujo en el sistema 432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema La situacioacuten de operacioacuten del sistema el flujo inyectado maneja un caudal inferior a los 8000 BAPD durante la prueba para mejorar la inyectividad se requiere que el volumen inyectado incremente la aplicacioacuten de los tratamientos se hace con un caudal media de inyeccioacuten de 9398 BAPD en la segunda etapa y hasta valores maacuteximos de 9912 BAPD posterior a la suspensioacuten del producto tratante el caudal de inyeccioacuten se sostiene en valores superiores al inicio de la prueba como son de 8838 BAPD derivada de una respuesta por parte mayor presioacuten de operacioacuten durante el tratamiento empleado
El comportamiento del pozo analizado se muestra en la graacutefica 5 donde la recta punteada representa la liacutenea base del caudal (8100 BAPD) y se obtiene incrementos variables de flujo de hasta 21 durante el tratamiento y un incremento del 10 para el flujo posterior al tratamiento
1180
1054
11281080
1206 12691270 1270
10401055107010851100111511301145116011751190120512201235125012651280
11
-may
12
-may
13
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14
-may
15
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16
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17
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18
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19
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20
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21
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26
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27
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28
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29
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30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Pre
sioacute
n (
Psi)
Tiempo (diacutea)
I (40ppm)
II (80ppm) III
(120ppm)
Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba
62
Se tiene como referencia de anaacutelisis los reportados por la literatura por Hilfiger et al75 Un tratamiento con un incremento resultante del flujo de inyeccioacuten de 2516 (Qincremento cerca al 50) BAPD en 4 meses y PEacuteREZ D et al 76con un incremento de 8554 BAPD (Qincremento=140) en un periodo de 3 meses En comparacioacuten con los resultados de la prueba se logra un valor medio del incremento de flujo de inyeccioacuten de 477 BAPD (Qncremento=6) durante una prueba de 25 diacuteas de tratamiento por lo tanto es un resultado comparable a nivel del caudal en pozos inyectores lo que no es comparable son las condiciones de la formacioacuten y operacioacuten de los campos Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes durante y despueacutes de la prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En el comportamiento de la presioacuten a traveacutes del proceso de inyeccioacuten (Ver graacutefica 6) la presioacuten en el periodo previo al tratamiento se mantiene cercana a los 1150 Psi teniendo miacutenimas variaciones en el desarrollo de la prueba se obtiene un incremento del 3 generando un mayor consumo de energiacutea para la inyeccioacuten del fluido adicionalmente se identifica una disminucioacuten de presioacuten con la suspensioacuten del producto el valor promedio de la etapa fue aproximadamente 1108 Psi representando un porcentaje de decremento del 4
75 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7 76 PEacuteREZ D RIacuteOS J Op Cit p72
8968
8970 8991
9125
9294
10838
10580
10815
8647
9788
8819
8900
9912
8838
660069007200750078008100840087009000930096009900
10200105001080011100
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
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19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
22
-ju
n
25
-ju
n
28
-ju
n
1-j
ul
4-j
ul
Caudal (B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
63
Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Al hacer la comparacioacuten entre las graacuteficas del proceso P Q vs tiempo de periodos de operacioacuten se encuentra que en el periodo posterior al tratamiento se logra disminuir la presioacuten y aumentar el flujo de agua que se dispone en la formacioacuten receptora del pozo C3 este comportamiento no se obtiene de manera continua a traveacutes de este periodo pero se encuentra en diferentes diacuteas por ejemplo se requeriacutea 1201 Psi para disponer 8561 BAPD antes de la prueba y posterior a ella para disponer 8562 BAPD fueron necesarios 1091 Psi logrando una mejora en el proceso de inyeccioacuten al disponer la misma tasa con una presioacuten 433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 En el ANEXO D se recopila los caacutelculos de inyectividad para los periodos del proceso analizado y establecidos como previo durante y posterior del tratamiento donde se presenta en resumen los valores en el graacutefico 7 Este se encuentra divido en tres franjas que representan cada uno de los periodos de operacioacuten
1145
1215
1143
1201
1151
1184
1153
1125
1180
1240 1269
1208
1114
960
1050
1005
1104
1036
1091
940
970
1000
1030
1060
1090
1120
1150
1180
1210
1240
1270
1300
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
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13
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16
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19
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22
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25
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28
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31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
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n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Pre
sioacute
n e
n c
abez
a d
e p
ozo
(P
si)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
64
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Hay que tener en cuenta que por medio de la inyectividad se identifica el eacutexito de la prueba en los resultados obtenidos no se observa una mejora continua del iacutendice y se encuentra una tendencia de los datos a su valor inicial (J alrededor de 7) que se da por la influencia directa de la presioacuten Del graacutefico anterior se resaltan los siguientes aspectos (Ver graacutefica 8)
El valor medio de la inyectividad en el estado actual (sin tratamiento) es J=734
El valor medio de la inyectividad durante el tratamiento es de J=829 con un incremento de la inyectividad del 1294
El valor medio de la inyectividad pos tratamiento en un periodo de 30 diacuteas es J=81 con un incremento de la inyectividad del 102
723
811
761
874863 879
880
913
915
662646668
772747678
882848688
99294
10
-ab
r
13
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19
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22
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25
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28
-ab
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1-m
ay
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ay
7-m
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10
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13
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25
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28
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31
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3-j
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12
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n
15
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18
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n
30
-ju
n
3-j
ul
Jin
y[B
AP
DP
SI]
Tiempo [Diacutea]
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
65
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA
Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten
En cuanto al comportamiento de la inyectividad se evidencia un aumento en comparacioacuten con la liacutenea base y el periodo previo a la prueba piloto tras la suspensioacuten del tratamiento como se menciona anteriormente la inyectividad media lograda fue de 81 se obtiene que el mejor estimado de inyectividad es aproximadamente 9 con un incremento de inyectividad mayor al 10 este comportamiento estaacute dado en diacuteas donde la operacioacuten alcanza un incremento medio del caudal del 18 y una presioacuten con un ΔP de 59 Psi que se detalla en el siguiente iacutetem
El sistema de inyeccioacuten del pozo C3 estaacute demostrado que puede operar a una presioacuten media de 1059 PSI y un caudal de inyeccioacuten medio de 96225 BAPD Con los cuales se obtiene un iacutendice de inyectividad de 9 y un incremento del 24 en la tabla 5 se evidencia que se puede tener esta capacidad de operacioacuten en el pozo C3 pero se demostroacute que el cumplimiento de esta operacioacuten fue durante 5 diacuteas posteriores al tratamiento
Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento
Caudal (BAPD) Presioacuten (Psi)
9464 1036
9410 1045
9912 1095
9704 1060
96225 1059
Fuente elaboracioacuten propia
J media
Incremento J
0
2
4
6
8
10
Previo Tratamiento Postratamiento
J media 734 829 8087
Incremento J 0 129 102
Ind
ice
de
inye
ctiv
idad
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento
66
Al revisar el histoacuterico de inyeccioacuten del pozo de los antildeos 2016 a 2019 a presiones de bombeo similares a las mostradas en la tabla 5 guardan un bajo desempentildeo como se aprecia en la graacutefica 9
Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo 2019
En el antildeo 2019 los valores muestran un desempentildeo significativo con respecto a los antildeos anteriores teniendo como base un rango de presioacuten de 1030 a 1060 Psi que es el rango de mejor operacioacuten que se logra despueacutes del tratamiento
Los autores Hilfiger et al Peacuterez d et al con base en el anaacutelisis de iacutendice de inyectividad con respecto a los valores reportados de presioacuten y caudal exponen un incremento del indice de inyectividad 294 y 144 en un periodo de prueba de 3 y 4 meses de tratamiento con el inhibidor estos resultados nos indican que el periodo de la prueba en el estudio es reducido y por ende los resultados pueden verse afectados haciendo una comparacioacuten en ese mismo orden los resultados esperados en 30 diacuteas seria de 98 y 288 en la mejora de inyeccioacuten por lo tanto los resultados del tratamiento no son significativos verificaacutendose que la prueba no es exitosa para replicarla en la actividad de la operacioacuten Por otra parte con base en los resultados totales del tratamiento se puede inferir que con la presioacuten media (1059 Psi) no disminuyo proporcional al caudal medio obtenido (96225 BAPD) durante un periodo suficientemente sostenible que para el caso es el periodo post-tratamiento es decir no se sostuvo la inyectividad esperada se evidencia que solo se obtuvo 4 de los 30 diacuteas dentro del rango estudiado lo que determina que para la evaluacioacuten de la inyectividad es bueno como valor absoluto porque se demuestra una mejora pero no es suficientemente exitoso por el bajo incremento del caudal (6)
2016 2017 2018 2019
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Q (BAPD) P (Psi)
67
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento En la siguiente graacutefica se muestra la relacioacuten entre la potencia de la bomba y el caudal de agua inyectado que tiene un comportamiento lineal en donde se muestra que a mayor caudal de agua inyectada mayor potencia de la bomba se va a requerir para su disposicioacuten por eso la necesidad de tener una operacioacuten a condiciones estables Se ve un conglomerado de datos que representa la mayor cabida del proceso en teacuterminos de potencia y tasa de flujo inyectado que se encuentran entre los rangos de 120-130 kW y 8400-8800 BAPD (Ver figura 10) si se toma el caudal medio del mejor estimado alcanzado en la operacioacuten 96225 BAPD a nivel de caacutelculos se estima en 130 KW demostrando que al ganar estabilidad en la bomba el gasto energeacutetico obtenido es menor a pesar de ganar capacidad de inyeccioacuten en el pozo Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Adicionalmente en la graacutefica 11 se cuenta con la relacioacuten del costo de energiacutea consumida por barril de agua inyectada promedio en los periodos de operacioacuten evaluados en el tratamiento el costo es de $ 113 y posterior al tratamiento es de $101 donde se mantiene un incremento en el iacutendice de inyectividad del 10
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
70
00
72
00
74
00
76
00
78
00
80
00
82
00
84
00
86
00
88
00
90
00
92
00
94
00
96
00
98
00
10
00
0
10
20
0
10
40
0
10
60
0
10
80
0
11
00
0
Po
ten
cia
de
la b
om
ba
(KW
)
Caudal de agua inyectada (BAPD)
68
Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten A mayor iacutendice de inyectividad se deberiacutea obtener un menor costo energeacutetico en el sistema con respecto al graacutefico anterior el comportamiento al realizar la comparacioacuten del costo de energiacutea por cantidad de agua inyectada se obtiene una disminucioacuten en los costos del proceso al requerir una menor presioacuten para inyectar el fluido en la formacioacuten esto se evidencia en la graacutefica donde el costo se ve influenciado por la operacioacuten de la bomba teniendo un comportamiento igual al de la graacutefica 6 demostrando la dependencia de la presioacuten en este tipo de sistemas Si se tiene en cuenta el valor objetivo de la operacioacuten tiene un costo de inyeccioacuten de agua objetivo de COP 9684 BAPD a nivel energeacutetico en consumo de energiacutea consumida diario representa un costo total diario de COP 931799 para inyectar 96225 BAPD En cuanto la operacioacuten actual el costo de inyeccioacuten medio es de COP 10516 BAPD y el costo del consumo energeacutetico es de COP 88796898 si se tuviera en cuenta el costo por el caudal objetivo el consumo energeacutetico diario seria de COP 1011869 para inyectar 96225 BAPD
$111 $108
$96 $99
$116
$110
$108 $104
$88 $92
$86 $88 $90 $92 $94 $96 $98
$100 $102 $104 $106 $108 $110 $112 $114 $116 $118
7-a
br
9-a
br
11
-ab
r1
3-a
br
15
-ab
r1
7-a
br
19
-ab
r2
1-a
br
23
-ab
r2
5-a
br
27
-ab
r2
9-a
br
1-m
ay
3-m
ay
5-m
ay
7-m
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9-m
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1
3-m
ay
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1
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19
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2
1-m
ay
23
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2
5-m
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27
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2
9-m
ay
31
-may
2
-ju
n
4-j
un
6
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n
8-j
un
1
0-j
un
1
2-j
un
1
4-j
un
1
6-j
un
1
8-j
un
2
0-j
un
2
2-j
un
2
4-j
un
2
6-j
un
2
8-j
un
3
0-j
un
2
-ju
l4
-ju
l6
-ju
l
$B
AP
D
Tiempo (diacutea)
Despueacutes del tratamiento
con inhibidor
Antes del tratamiento con
inhibidor
69
5 ANAacuteLISIS Y RESULTADOS
Una vez definido por la compantildeiacutea que el incremento del caudal de inyeccioacuten no es significativo para declarar la prueba exitosa se procede a determinar las probables causas por las cuales el producto inhibidor no cumplioacute su funcionalidad Para este anaacutelisis se parte de las caracteriacutesticas del agua de disposicioacuten el agua de formacioacuten el tipo de formacioacuten las caracteriacutesticas de la interaccioacuten o variacioacuten de los factores del medio acuoso y el medio poroso Se parte del conocimiento de que variacioacuten de la temperatura presioacuten y entorno del medio genera alteraciones en la solucioacuten que influyen en la formacioacuten de precipitados e incompatibilidades entre los productos que se encuentran interactuando Esta interaccioacuten de medio acuoso se da al entrar en contacto el agua con el producto tratante y la superficie del medio poroso donde se esperariacutea toda clase de reacciones bien sea que produzcan precipitados insolubles estas sustancias son indeseables porque provocan la reduccioacuten de la permeabilidad de la formacioacuten rocosa el taponamiento de los pozos y pueden causar ademaacutes la formacioacuten de incrustaciones en las bombas y liacuteneas del agua o que se vea disminuido la eficiencia del producto esto puede darse por tiempo concentracioacuten presioacuten temperatura entre otras variables Que en este caso no pueden ser medidas directamente sino que se infiere su eficiencia por resultados indirectos
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN
Se tienen en cuenta el agua de disposicioacuten y de la formacioacuten porque hacen parte de las condiciones de operacioacuten del sistema al ser la primera el fluido que se estaacute transportando para disposicioacuten y la interaccioacuten entre estos dos tipos de agua ocasionar alguacuten tipo de reaccioacuten que afecte la disposicioacuten final del agua En el capiacutetulo 3 se muestra una caracterizacioacuten del agua del efluente de la PTARI que es la misma a inyectar sobre un anaacutelisis realizado a comienzos del antildeo 2019 que se muestra en el ANEXO F en esta el agua cuenta con un pH neutro (771) con presencia de iones cloruros (28mgL) calcio (432mgL) magnesio (262mgL) sodio (252mgL) y bario (0207mgL) y contenido de aceite con una salinidad de 27014 mgL es un agua blanda y cuenta con una dureza de 216mgL Esta agua tiene una tendencia de agua a ser corrosiva La tendencia del agua corrosiva se da por los iones presentes en el fluido y la interaccioacuten entre ellos tales como sulfatos hierro cloruros carbonatosbicarbonatos que al reaccionar y en condiciones propicias pueden dar como resultado la formacioacuten de precipitados en el interior del sistema Estos pueden generar de igual manera corrosioacuten en el sistema esto ha sido evidenciado por la presencia de hierro en la muestra del depoacutesito que ha sido analizada (Capitulo 2)
70
que indicando corrosioacuten en el sistema accioacuten que puede ser apreciada graacuteficamente en la Figura 17 Figura 17 Formacioacuten de precipitados
Fuente KEMMER Frank N amp McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo II Meacutexico MCGraw-Hill inc p20-720-131998 La composicioacuten y contenido de iones en el agua de formacioacuten es importante para el estudio de las incrustaciones minerales por el posible intercambio ioacutenico entre el medio acuoso y el agua de la formacioacuten El anaacutelisis fisicoquiacutemico del agua del yacimiento en la formacioacuten C7-M (2010) se evidencia en la Tabla 6 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten CATIONES mgL ANIONES mgL
Ba+2 lt0005 HCO3- 165
Ca+2 lt015 Br- lt10
Fe+2 06 CO3-2 25
Mg+2 lt001 Cl- 16
K+ 55 I- lt20
Na+ 80 SO4-2 12
Salinidad mgL 173
Conductividad mScm 265
pH 855
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Esta agua de formacioacuten se caracteriza por tener muy baja dureza es decir que por ser un agua blanda deberiacutea requerir una menor cantidad de producto quiacutemico para el tratamiento avocado en la prueba ademaacutes es un agua con una muy alta alcalinidad de 177mgCaCO3L (Alkgt1476) condicioacuten que favorece las condiciones de operacioacuten de alta presioacuten sobre la roca de la formacioacuten
2
46
35
11
6
K+
Na+
HCO3-
CO3-2
Cl-
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql
71
Siguiendo con la caracterizacioacuten del agua de formacioacuten en la graacutefica 12 Se muestra la proporcioacuten en meq L de los distintos iones del agua representada y resaltada de manera visual por un exceso de sodio y bicarbonato dando lugar a un agua tipo bicarbonato de sodio (base) este exceso se confirma en el siguiente recuadro (Tabla 7) que expone la composicioacuten del agua con base en la clasificacioacuten de Sulin77 por tipo grupo y clase de agua que compone el agua de la formacioacuten Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin
TIPO DE AGUA GRUPO CLASE
NaClgt1
Sulfato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2lt1 Bicarbonato S1
salinidad primaria
predominante dlta
Bicarbonato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2gt1 Cloruro S2
Salinidad secundaria
d=a
NaCllt1
Cloruro de Magnesio
(Na+-Cl-)Mg+2lt1 Sulfato S3 Salinidad terciaria
dgtadlt(a+b)
Cloruro de Calcio
(Na+-Cl-)Mg+2gt1 A1 Alcalinidad
primario d=(a+b)
A2 Alcalinidad secundaria
dgt(a+b)
Fuente elaboracioacuten propia con base en anaacutelisis fiacutesico-quiacutemico CEPSA Colombia SA El anaacutelisis parte de la relacioacuten NaCl gt1 donde NaCl = 77 indica que predomina el sodio y este exceso se combina con bicarbonato que determina que el agua es de tipo bicarbonato de sodio al cumplir con la relacioacuten Na+-Cl-SO4
-2 gt1 donde (Na+-Cl-)SO4
-2=12114 y grupo S1 S3 S2 que expresan los constituyentes que se encuentran disueltos en el agua de manera generalizada 78 en donde S1 Predomina la salinidad primaria compuesta por Sulfatos y cloruros alcalinos S2 Predomina la salinidad secundaria compuesta por Sulfatos y cloruros
alcalinoteacuterreos S3 Predomina la salinidad terciaria compuesta por sulfatos y cloruros de hierro
y aluminio y aacutecidos fuertes libres
Se continua con la caracterizacioacuten mediante los iacutendices de saturacioacuten de Ryznar (IS) y Langelier (ISL) estos permiten conocer el efecto del agua sobre las superficies y predecir el potencial de corrosioacuten yo incrustacioacuten que maneja e
77 COLLINS Gene A Geochemistry of oilfield waters Classification of oilfield waters Elsevier Science 1975 p 254 78 Ibid p 254
72
identificar el tipo de agua que se presenta incrustante corrosiva o neutra al hacer una aproximacioacuten de los iacutendices se tiene en cuenta que el agua de la formacioacuten es altamente corrosiva con tendencia incrustante tal como se resalta en gris en la tabla 8 se muestra la clasificacioacuten y la respectiva indicacioacuten Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten
IacuteNDICE VALOR CLASIFICACIOacuteN INDICACIOacuteN
IS
785
lt55 Formacioacuten de incrustaciones pesadas
55-62 Formacioacuten de incrustaciones
62-68 Agua neutra
gt68 Agua con tendencia corrosiva
ISL 026
ISLlt0 Agua no saturada con respecto a carbonato de calcio(CaCO3)
ISL=0 Agua considerada neutral no existe formacioacuten de incrustaciones
ISLgt0 Agua suacuteper saturada con respecto a carbonato de calcio (CaCO3) Posible formacioacuten de incrustaciones
Fuente elaboracioacuten propia con base en COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE
LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) la Resolucioacuten 13142014(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras
determinaciones Bogotaacute DC 2014 De igual manera que con la caracterizacioacuten del agua tratada el agua de la formacioacuten presenta una tendencia corrosiva e incrustante esto se da por la reaccioacuten del bicarbonatoCarbonato con los iones presentes en las aguas (Mg2+ Ca2+ Fe2+ Ba2+) pues la interaccioacuten de estos compuestos generan incrustaciones minerales como BaSO4 MgCO3 FeCO3 CaCO3 y subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2CO3) En cuanto a la revisioacuten del agua por su Salinidad el agua de inyeccioacuten con 270 mgL y el agua de la formacioacuten con una salinidad con 173 mgL favorece una baja probabilidad de hinchamiento de arcillas o de incompatibilidad quiacutemica79que se da por el intercambio de iones o cambios de salinidad esto se puede explicar por el fenoacutemeno de la presioacuten osmoacutetica donde el flujo se mueve de menor concentracioacuten al de mayor concentracioacuten de esta manera las arcillas presentes en la formacioacuten no aumentan su volumen al no adsorber o llenarse del agua que se dispone a traveacutes de la inyeccioacuten
52 PRUEBA PILOTO
79 KEMMER Frank N y McCALLION John TOMO III Op cit p43-9
73
El anaacutelisis del desempentildeo del inhibidor en el sistema de inyeccioacuten durante la prueba piloto representada en la Graacutefica 13 Q P vs Tiempo se visualiza el comportamiento de los estados previo y posterior al tratamiento y el periodo de aplicacioacuten Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Como se mencionoacute en el capiacutetulo 4 la prueba piloto es el medio por el cual se verifica el rendimiento del producto tratante al estarse evaluando la accioacuten de limpieza del inhibidor que se deberiacutea reflejar a partir del aumento del caudal y la disminucioacuten de las caiacutedas de presioacuten del sistema en donde no se evidencia este efecto y se obtiene el siguiente comportamiento A Durante el periodo de aplicacioacuten se evidencia una mejora del caudal del 30
pero no se logra asegurar la integridad del pozo hablando teacuterminos de presioacuten porque en lugar de disminuir las caiacutedas de presioacuten se logra un aumento del 9 generando el efecto contrario al esperado para el tratamiento debido a que al efectuarse la limpieza y de estar ocurriendo la remocioacuten se deberiacutea tener una menor friccioacuten o un mayor diaacutemetro para el paso del fluido es decir menores restricciones durante la inyeccioacuten
B El incremento de caudal es proporcional al incremento de la presioacuten en tal
sentido no se aprecia el efecto del tratamiento sobre el sistema ademaacutes no se evidencia primero un cambio de caudal con una caiacuteda de presioacuten estable y segundo un caudal estable como resultado de una menor caiacuteda de presioacuten
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
504
201
9
804
201
9
110
42
019
140
42
019
170
42
019
200
42
019
230
42
019
260
42
019
290
42
019
205
201
9
505
201
9
805
201
9
110
52
019
140
52
019
170
52
019
200
52
019
230
52
019
260
52
019
290
52
019
106
201
9
406
201
9
706
201
9
100
62
019
130
62
019
160
62
019
190
62
019
220
62
019
250
62
019
280
62
019
107
201
9
407
201
9
707
201
9
100
72
019
Pre
sio
n (
Psi
)
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)q (BAPD) P (Psi)
74
Se encuentran caudales similares en donde se alcanza una disminucioacuten en la presioacuten se evidencia en la Tabla 9
Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes periodos
Previo Tratamiento Post Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
19042019 8255 1130 08062019 8252 1161
21042019 8675 1143 18062019 8676 1083
23042019 8561 1201 03072019 8562 1091
27042019 8968 1134 04072019 8966 1080
Fuente elaboracioacuten propia
Efectivamente se evidencia que en el periodo post tratamiento hubo diacuteas que el comportamiento del caudal incremento y no fue proporcional al aumento de la presioacuten como se muestra en la tabla anterior y la presioacuten alcanza valores cercanos estables cumpliendo el comportamiento de la primera situacioacuten pero estos diacuteas con este comportamiento son muy pocos del orden de cuatro o cinco Se encuentran presiones similares en donde se muestra el aumento del caudal como se muestra en la siguiente tabla
Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
Previo Tratamiento Posterior Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
12042019 7258 1003 24062019 8911 1005
11042019 7543 1053 23062019 8868 1050
19042019 8255 1130 17062019 8840 1130
14042019 7897 1145 14062019 8491 1145
18042019 8629 1180 13062019 8020 1181
Fuente elaboracioacuten propia
En esta tabla no se tiene ni presioacuten ni caudales estables por lo que no se genera ninguna de las situaciones y se observa una mayor variacioacuten
C Estas variaciones se atribuyen a una reaccioacuten por parte del producto en la
superficie de la liacutenea de inyeccioacuten que permite incrementar el paso de flujo pero no asegura la efectividad de limpieza del producto ni continuidad de la respuesta del inhibidor
D El aumento de la tasa de inyeccioacuten fue de 477 BAPD correspondiente al 6 del
agua depositada con un decremento de presioacuten del 4 esta comparacioacuten se da entre el periodo previo y posterior al tratamiento en teacuterminos de inyectividad se alcanza un aumento del 10
75
Al hacer el seguimiento al indicador del iacutendice de inyectividad se evidencia la influencia de la variabilidad de la presioacuten y su relacioacuten con el caudal que da como respuesta
Antes de inyeccioacuten caudal bajo presioacuten baja el iacutendice es bajo (Jle7)
En diacuteas que se tiene caudal alto pero se presenta una presioacuten alta de inyeccioacuten el iacutendice es bajo (8geJgt7)
En diacuteas que se tiene un caudal Alto con presiones bajas de inyeccioacuten el iacutendice es alto (9geJgt8)
Por ello se demuestra que la prueba es dependiente de las superficies de la liacutenea bomba y medio poroso si durante la prueba se realizoacute la limpieza se deberiacutea aumentar la inyectividad continua por la remocioacuten de los depoacutesitos de los poros y las superficies pero no se obtiene la continuidad esperada ni sostenibilidad de las variables de Caudal y presioacuten que se atribuye a la poca eficiencia del producto tratante
E En la etapa posterior a la prueba se alcanza un buen comportamiento en el sistema pero como se ha mencionado este no es sostenible ni significativo durante la etapa evaluada de los 30 diacuteas solo cuatro alcanzan un valor de operacioacuten de caudal de 9622 BAPD y una presioacuten aproximada de 1059 Psi este pequentildeo periodo alcanzo estabilidad de operacioacuten de las variables y un iacutendice de inyectividad de 9 en donde sus cambios P tienen menor variacioacuten y aumento de caudal No obstante esta mejora en la inyectividad no es significativa frente a las propiedades fiacutesicas de la formacioacuten (arenosa alta permeabilidad) que la hacen con un potencial de gran receptora
53 AGUA - ACEITE - SOacuteLIDO
En un sistema de limpieza en donde actuacutean las moleacuteculas de agua depoacutesito y soacutelido (superficies) se presentan diferentes equilibrios a traveacutes de este proceso por su interaccioacuten seguacuten Morton et al 80 se pueden tener los siguientes escenarios
80 MORTON S A KEFFER D J COUNCE R M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions New York Marcel Dekker 2003 p2820-2821
76
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza Escenario Equilibrio
Producto tratante como monoacutemero en solucioacuten libre y en solucioacuten micelizada
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantemicela
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz aceitesolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactanteaceite solucioacuten frasl
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz soacutelidosolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantesoacutelido solucioacuten frasl
El aceite se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la fase continua
Aceiteliacutequido harr Aceitesoacutelido aceitefrasl
El agua se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la solucioacuten
Aguasolucioacuten harr Aguasoacutelido solucioacutenfrasl
Fuente elaboracioacuten propia con base en MORTON S A KEFFER D J COUNCE R
M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions 2003
Por lo tanto en el proceso de inyeccioacuten se cumplen los equilibrios anteriores en mayor o menor medida seguacuten la fase en la que se encuentre en el sistema evaluado antes de la aplicacioacuten del tratamiento se ubican los dos uacuteltimos equilibrios donde el agua se encuentra en solucioacuten y es adsorbida por la formacioacuten ademaacutes el aceite se encuentra en la solucioacuten y en las superficies del sistema comuacuten soacutelido depositado Morton81 afirma que el aceite libre en la solucioacuten puede dividirse de ella por la baja miscibilidad de las sustancias De los tres primeros equilibrios no se tiene conocimiento de su estado en la aplicacioacuten del tratamiento pero este se encuentra en solucioacuten en el fluido de disposicioacuten al momento de la aplicacioacuten adicionalmente no se tiene certeza si las dosificaciones suministradas en el desarrollo de la prueba permiten la formacioacuten de las micelas que son las que ayudan en el proceso de limpieza Al aplicar el tratamiento en el sistema y darse la homogenizacioacuten de agua a disponer con el producto hay que tener en cuenta que no debe afectar el pH del fluido inyectado o bajar demasiado su alcalinidad82 ya que el medio va a ver afectado sus superficies y pueden repercutir en el comportamiento del inhibidor como se aborda en el capiacutetulo 3
81 Ibid p 2821 82 CAIRN ENERGY Technical purchase Specification of SCHMOO REMOVER Oil field Chemical Product [En liacutenea] [Consultado 27 de junio de 2020] Disponible en httpswwwcairnindiacomEOIDocLibrarySchmoo_Remover_EOI_Newspapers_0pdf
77
Es importante investigar el papel de la condiciones de campo como temperatura salinidad y pH en la estabilidad del producto que se aplica83 debido a que estas variables pueden cambiar el funcionamiento del producto tratante y afectar la formacioacuten de la emulsioacuten OW y su viscosidad hay que tener en cuenta que el mecanismos de eliminacioacuten del depoacutesito que se abarca es por medio de la emulsioacuten Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor
Fuente elaboracioacuten propia con base en The Fate of Oilfield Corrosion Inhibitors in Multiphase Systems En la tabla 12 Se observa las condiciones que afectan la curvatura que adquiere el producto en nuestro caso favorece tener la cabeza del tensoactivo orientada hacia la fase continua (Agua) y la cola hacia los depoacutesitos para envolver el depoacutesito en el interior de la micela que se forme y su dispersioacuten en la solucioacuten este comportamiento se da cuando se obtiene un emulsioacuten OW
La salinidad es una variable importante al tener una baja salinidad como la que se maneja (270 mgl) primero se deberiacutea favorecer la mezcla del producto en el fluido porque por la solubilidad con el agua y de otra manera permitir la formacioacuten de emulsioacuten OW como lo indica Al -Yaari M et al84 en su estudio
afirma que al ocurrir una inestabilidad de la emulsioacuten se genera un precipitado que conlleva a un incremento de la viscosidad y una mayor friccioacuten en el sistema por la interaccioacuten entre las gotas 85 y por ende un aumento de las caiacutedas de presioacuten a traveacutes del sistema
83 CHATURVEDI Krishna and SHARMA Tushar Rheological analysis and EOR potential of surfactant treated single-step silica nanofluid at high temperature and salinity Journal of Petroleum Science and Engineering 2020 vol196 p 3-6 84 AL- YAARI M et al Pressure drop reduction of stable emulsion role of aqueous phase salinity Society of Petroleum Engineers 2013 p 5 85SALAGER JL BRICENO M and BRACHO CL Heavy hydrocarbon emulsions Making use of the state of the art in formulation engineering Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology 2001 55 p
VARIABLE INHIBIDOR IOacuteNICO CURVATURA DEL SURFACTANTE
Aumento temperature Favorece la
emulsioacuten OW
Aumento salinidad
Disminuye la cabeza por lo que
desestabiliza la emulsioacuten OW
Alcoholes de cadena corta
Favorece la emulsioacuten OW
Hidrocarburos de bajo peso molecular
Disminuye la cabeza por lo que no favorece al OW
78
Otro autor a tener en cuenta es Qutubuddin et al86 estudia la relacioacuten de la salinidad y el pH y afirma que es posible contrarrestar los cambios de salinidad con los cambios de pH y asiacute mantener valores bajos de tensioacuten interfacial que permiten la eliminacioacuten de los depoacutesitos esto indica que es importante evaluar el comportamiento de las variables en manera conjunta para evidenciar queacute efectos tienen sobre la remocioacuten del depoacutesito y el comportamiento con la superficie mineral de igual manera para el caso de la temperatura y presioacuten
La temperatura influye en la solubilidad y el comportamiento del flujo a traveacutes del medio poroso en donde la solubilidad de un fluido aumenta con la temperatura y disminuye con el aumento de la presioacuten (Tgt= TK y Plt=Pc)87 el incremento de la temperatura permite la disminucioacuten de la tensioacuten superficial y del tamantildeo de la burbuja en nuestro caso gota88 afectando la formacioacuten de las micelas y por lo tanto la solubilidad del depoacutesito como su mojabilidad
A nivel de la presioacuten se afecta la solubilidad porque no puede incrementarse por encima de la presioacuten criacutetica que es aquella que puede generar un fenoacutemeno de desprendimiento de finos en la formacioacuten89 por la accioacuten erosiva del flujo la formacioacuten CM-7 estaacute compuesta de arenas y por ello es sensible al fenoacutemeno de desprendimiento de finos que ocasiona el incremento de soacutelidos en suspensioacuten e incremento de la perdida de inhibidor
En cuanto a la estructura molecular y concentracioacuten del inhibidor son factores que afectan de igual medida el comportamiento del tratamiento autores como Horsup y Hilfiger et al en su estudio abordan cual es el impacto de estas variables sobre la suciedad depositada y el efecto sobre la tensioacuten superficial
En el estudio de Horsup et al90 mencionado en el capiacutetulo 3 se resalta las moleacuteculas nitrogenadas como sitio activo en el paquete inhibidor como amonio cuaternario y amina grasa (AMF) en donde se ve el impacto de la estructura en la limpieza del aceite con respecto a la tensioacuten superficial y el aacutengulo de contacto
86 QUTUBUDDIN Syed and MILLER Clarence Phase behavior of pH-dependent microemulsions 1984 vol 101 p46-58 87 TANAKA Mitsuru Thermodynamics of solubility of surfactans in water En JOleo Sci 2005 vol 54 no 5 p 259-271 88 SHARMA MK SHAH DO and BRIGHAM WE La influencia de la temperatura en la superficie y las propiedades microscoacutepicas de las soluciones tensioactivas en relacioacuten con la eficiencia de desplazamiento de fluidos en medios porosos En Revista AIChE 1985 p 222-223 89 ZABALA ROMERO Modelo fenomenoloacutegico para escalar a yacimiento el impacto sobre la produccioacuten de hidrocarburos del dantildeo de formacioacuten por migracioacuten de finos En Revista Fuente el reventoacuten energeacutetico 2016 vol 14 no 1 p103-114 90 HORSUP D DUNSTAN T and CLINT J Op cit p534-540
79
En la tabla 13 Se muestran los resultados obtenidos de tensioacuten superficial para retirar la respectiva muestra (hidrocarburos asfaacuteltenos hierro y arena)
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media Inhibidor (Sitio activo) 50-100 ppm 200-500 ppm
Amina cuaternaria g=241mNm g=203mNm
Amina grasa (AMF) g=2mNm g=16mNm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HORSUP DI DUNSTAN TS and CLINT J S Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled
Systems CORROSION 2009 vol 65 no 8 p534-540 En este caso el producto apropiado seria el AMF donde se puede lograr un mejor efecto a una menor concentracioacuten porque al tener una menor tensioacuten superficial maacutes faacutecil seraacute la remocioacuten del depoacutesito
Mientras que Hilfiger et al91 en su estudio utiliza un rango amplio para la concentracioacuten del producto tratante (soluble en aceitedispersable en agua) seguacuten el problema que presente el pozo tratante como se observa en la tabla 14
Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso
Prueba Campo 1 Prueba Campo 2 Prueba Campo 3
Campo de baja produccioacuten- recuperacioacuten de pozo
Inyeccioacuten a 500 ppm
Despueacutes de 4 meses Disminuye 16 la presioacuten y Aumenta 50 el Caudal
Mantiene presioacuten y caudal
Alcanza proteccioacuten de corrosioacuten por inspeccioacuten visual (3 meses despueacutes) se logra remocioacuten del depoacutesito
Dosis 120ppm 50 y 65ppm en orden de prueba
Problema de Corrosioacuten
Dosis de 100 ppm (1mes) 50ppm (2 semanas) 40 ppm (2 semanas) y 35 ppm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 7 p
La peacuterdida del tensoactivo se puede dar por diferentes mecanismos adsorcioacuten del producto precipitacioacuten o degradacioacuten estaacute perdida tambieacuten se encuentra
91 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7-9
80
influenciada por el tipo de surfactante la concentracioacuten de surfactante pH salinidad y temperatura92
Las superficies minerales son sensibles al pH del medio por su ionizacioacuten como se menciona en el capiacutetulo 3 como se ha mencionado la arenisca tiene una carga superficial negativa que se mantiene al tener una solucioacuten alcalina si tenemos en cuenta que el inhibidor contiene compuestos de amonio cuaternario (R4N) + estos tendriacutean una afinidad alta a la superficie mineral en donde se puede llevar a cabo la adsorcioacuten del producto por el intercambio ioacutenico formando un enlace entre el grupo silanol con el amonio cuaternario esta interaccioacuten se muestra en la reaccioacuten siguiente
R3 minus Si minus O minus H + R4N+ rarr R3 minus Si minus O minus R4N + H+
Con respecto al primer equilibrio los tensioactivos se pueden adsorber en la superficie como monoacutemero cuando la concentracioacuten no es la adecuada y en este estado se tiene una mayor facilidad de adsorcioacuten por la superficie de siacutelice generando peacuterdidas del producto por el soacutelido este fenoacutemeno de igual manera se puede presentar en la fase acuosa por las micelas formadas disminuyendo la cantidad del producto que se desplaza por el sistema La precipitacioacuten del producto tambieacuten estaacute influenciada con la salinidad como se mencionoacute anteriormente el agua maneja en formacioacuten y deposicioacuten es blanda y de baja salinidad por lo que se va a tener una baja interaccioacuten de iones que provoquen una reaccioacuten de precipitacioacuten 93
La tensioacuten superficial es importante para la remocioacuten de los depoacutesitos en el sistema y se veraacute afectada tanto por el tipo de inhibidor como por la dosificacioacuten suministrada para el tratamiento actuado sobre el estado de agregacioacuten en el que se encuentre el producto (monoacutemero micela) y su comportamiento como se evidencio se requieren bajas tensiones interfaciales para lograr la dispersioacuten del depoacutesito en la solucioacuten ademaacutes el tamantildeo de la gota que se obtiene tras su dispersioacuten modifica la viscosidad de la emulsioacuten Para llevar a cabo un anaacutelisis a profundidad de estas variables se debe llevar a cabo pruebas de laboratorio tales como inundacioacuten por nuacutecleos en diferentes dosificaciones que permitan determinar la concentracioacuten optima del inhibidor y probar diferentes opciones de productos tratantes a las condiciones de operacioacuten del sistema Dentro de un anaacutelisis que simule las condiciones de campo y las
92 BELHAJ AFetal The effect of surfactant concentration salinity temperature and pH on surfactant adsorption for chemical enhanced oil recovery En Petrol Explor Prod Technol 2020 p125-137 93 CROSS John and SINGER EdwardJ Cationic Surfactants Analytical and Biological Evaluation A adsorption at solid surfaces PubMed 2003 vol 53 p7
81
posibles respuestas que se pueden obtener como permitir determinar la formacioacuten de precipitados que obstruyen las gargantas de los poros y por ende aumenta la resistencia al flujo94 En la prueba de campo llevada a cabo en el pozo C3 se maneja diferentes dosificaciones de 40ppm 80ppm y 120ppm estaacuten son las aplicadas por recomendacioacuten del proveedor de acuerdo con la patente US 20150011453 A1 estas dosis se encuentran dentro de los rangos para tratamientos continuos que son entre 10ppm-200ppm y entre 10ppm-500ppm De igual manera en la patente US 20150011453 A1 para productos (limpiadorinhibidor) como es nuestro caso se alcanza una remocioacuten aproximada del depoacutesito mayor o igual a 8 13 y 21 a dosificaciones de 50ppm 100ppm y 200ppm correspondientes si se hace la comparacioacuten con los resultados obtenidos en campo durante la aplicacioacuten no se tiene la cuantificacioacuten del porcentaje que se removioacute sin embargo al observar el comportamiento de la operacioacuten en los periodos evaluados se puede decir que no se alcanzan esos porcentajes de remocioacuten porque el incremento de inyeccioacuten y caudal posterior a la prueba son apenas del 10 y 6 donde se evidencia que el aumento no es significativo y tampoco se alcanza una integridad en las caiacutedas de presioacuten en el sistema baacutesicamente el producto permite el paso del fluido sea mayor durante la prueba al presentar aumentos del caudal durante su aplicacioacuten pero indica que en la formacioacuten se presentan problemas de taponamiento que no fueron remediados con el tratamiento Esta baja eficiencia puede estar relacionada con peacuterdidas del producto esto conlleva a que se genere un gasto mayor en su aplicacioacuten pues va a requerir una mayor cantidad de producto en el proceso efectuado sin conseguir un beneficio en la operacioacuten
94 REGE Sunil D and FOGLER HS Competition among flow dissolution and precipitation in
porous media AIChE J vol 35 p1177-1185 doi101002aic690350713
82
6 ANAacuteLISIS FINANCIERO
El anaacutelisis econoacutemico del tratamiento quiacutemico en el pozo de disposicioacuten final C3 involucra los beneficios econoacutemicos representados por un ahorro energeacutetico consecuencia de la mejora en la inyectividad y por ende menor consumo de energiacutea y se contrapone con los egresos del tratamiento directa y exclusivamente del costo del tratamiento quiacutemico en razoacuten a que los demaacutes costos operacionales son independientes de los del tratamiento al ser considerados propios del proceso de inyeccioacuten del agua como tal con o sin tratamiento
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO El costo de tratamiento del inhibidor por galoacuten se muestra en la siguiente tabla
Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten Inhibidor orgaacutenico Precio
(COPgal)
Producto A $ 75459
Se determina el consumo del tratamiento diacutea y por etapa seguacuten las distintas dosis (Ver tabla 16)
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa
Dosis [ppm] Gal diacutea Gal etapa
40 1514 7570
80 3158 31578
120 5300 52995
TOTAL GALONES 921
Fuente elaboracioacuten propia Con la cantidad de tratamiento consumido y el costo del producto por unidad de volumen se calcula el costo total del tratamiento por diacutea y por etapa de tratamiento seguacuten la ecuacioacuten 8 costos que se muestran en la tabla 17
Fuente elaboracioacuten propia
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba
119862119900119904119905119900 119905119903119886119905119886119898119894119890119899119905119900 =119862119874119875
119866119886119897lowast 119873deg 119905119900119905119886l G119886119897
83
Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa
Dosis [ppm] $ diacutea $ etapa
40 $ 1142385 $ 5711926
80 $ 2382841 $ 23828407
120 $ 3998957 $ 39989569
Total COP 69 529903
Fuente elaboracioacuten propia
El mayor costo del tratamiento se incrementa tal como se incrementa la dosis de tratamiento esto en la buacutesqueda de una dosis efectiva para que el tratamiento pueda ser replicado ahora como la prueba no fue exitosa esta dosis no pudo ser definida y por lo tanto no se da lugar a un costo perioacutedico de tratamiento quiacutemico que permita configurar una liacutenea de flujo de caja para determinar indicadores financieros y econoacutemicos como lo son Retorno de la inversioacuten o si este gasto de tratamiento es amortizable en un periodo de tiempo Sin embargo con resultados obtenidos se pueden derivar algunos indicadores de la prueba como lo son el costo de tratamiento por caudal de inyeccioacuten para cada dosis en particular ejercicio expuesto en la Tabla 18
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento
Fuente elaboracioacuten propia
Otro aspecto a tener en cuenta como anaacutelisis financiero es el costo del tratamiento quiacutemico con la prueba que es de COP 69 529903 que si se compara con tratamientos alternativos como es el caso de la estimulacioacuten llevados a cabo para mejorar el rendimiento de un pozo cuyo costo oscila entre los $ USD100 000 - 150000 equivalente a COP 330 000 000 - COP 495 000000 Cifras dentro de una brecha no comparable que demuestra porque los tratamientos quiacutemicos tienen una mayor preferencia
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO
Una expectativa con la aplicacioacuten del tratamiento quiacutemico es la reduccioacuten de los costos energeacuteticos en el sistema de inyeccioacuten para ello se tiene en cuenta tres tiempos de operacioacuten para llevar a cabo el seguimiento de la prueba y observar el impacto obtenido que se denominan como previo aplicacioacuten y posterior al tratamiento La mejora en la inyeccioacuten con la aplicacioacuten redunda en un mayor rendimiento de la bomba por ende en un menor consumo energeacutetico y sobre este ahorro se basa el beneficio o entradas en el flujo de caja econoacutemico
Dosis [ppm] $BAPD
40 127
80 254
120 380
84
Se toma como datos de insumos el costo de la unidad de energiacutea (Kw-h) que tiene como tarifa la empresa de energiacutea de la localidad que provee el fluido eleacutectrico a la Estacioacuten el consumo de energiacutea promedio por cada periodo de prueba (E) se determina el costo total de energiacutea por periodo de prueba y por la totalidad del tratamiento ($E) que se resumen en la tabla 19
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea
$ Kw-h 300
E=P(Kw)t(h)
$E=Consumo de Energia (E) $Kw-h
Fuente elaboracioacuten propia
En teacuterminos de energiacutea por barril de agua inyectada se alcanza una disminucioacuten del costo energeacutetico del 3 y del 8 teniendo en cuenta el mejor estimado de operacioacuten el costo de operacioacuten por barril de agua inyectada en los periodos de prueba como se expone en la Tabla 20
Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Tiempo operacioacuten $BAPD
Previo 105
Aplicacioacuten 113
Posterior 102
Mejor estimado 9684
Fuente elaboracioacuten propia
Del resultado de la inyectividad promedio se obtuvo un incremento del 6 de agua inyectada y una disminucioacuten energeacutetica del 2 El costo energeacutetico por promedio diacutea y por periodo evaluado que se determinan en la tabla 21
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Periodos de prueba $E promedio diacutea $E periodo BAPD
Previo a la prueba $ 888754 $ 27551389 8444
Aplicacioacuten $ 1061338 $ 26533454 9365
Posterior a la prueba $ 899028 $ 26970851 8921
Fuente elaboracioacuten propia
Si se hace este ejercicio con el mejor estimado y su comportamiento se llevara a cabo con el costo por 4 diacuteas que presentaron el mejor desempentildeo como costo objetivo el anaacutelisis del ahorro energeacutetico para la operacioacuten objetivo comparado los precios de la energiacutea en los dos casos se obtiene un ahorro de energiacutea diario expuesto en la Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten
85
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea
Costo energeacutetico inyeccioacuten
Actual $ 1011869
Objetivo $ 931799
ahorro diacutea $ 80070
Fuente elaboracioacuten propia
Si se extiende este ahorro en el tiempo con el mejor estimado y su comportamiento se llevara hasta el final del contrato de asociacioacuten del campo el ahorro energetico se expone en la Tabla 23 Ahorro de energia de Inyeccioacuten
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten
Ahorro de Energiacutea
Diacutea Mes Antildeo 2029
$ 80070 2404100 $ 29225412 $ 263028704
Fuente elaboracioacuten propia
En el analisis econoacutemico en este caso como el tratamiento no fue exitoso este no se puede replicar y por tanto no se puede generar un flujo de caja perioacutedico que en caso de haber sido el tratamiento exitoso el perido de replicacion seria el tiempo durante el cual se obtiene un comportamiento sostenible Sin embargo para efectos puntuales de comparar los beneficios obtenidos por ahorro energeacutetico se aproxima el periodo de la prueba al periodo de un mes (COP 2404100) contra los egresos por el costo del tratamiento (COP 69529903) esta comparacioacuten demuestra unos costos no amortizables en el tiempo y se asume como un gasto operacional de consumibles durante la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten
86
7 CONCLUSIONES
La prueba de inyeccioacuten con tratamiento quiacutemico para la limpieza del sistema del pozo C3 alcanzoacute un incremento en el iacutendice de inyectividad cercano al 10 (J=8) con un incremento de Volumen de inyeccioacuten del 6 (Q=477BAPD) y decremento de presioacuten de 4 resultados considerados no suficientes para determinar el tratamiento exitoso Pues dadas las caracteriacutesticas fiacutesicas intriacutensecas de la formacioacuten esta es una formacioacuten receptora de alta permeabilidad
El depoacutesito de materia ldquoschmoordquo actuacutea como agente adherente en la tuberiacutea del sistema y en los poros de la formacioacuten receptora y provoca en estos un efecto tensoactivo en areniscas y algunos materiales arcillosos como los presentes en la formacioacuten carbonera C7-M formando una peliacutecula que impide el paso del fluido esta accioacuten conocida como dantildeo de formacioacuten no pudo ser corregida por parte del inhibidor aunque el efecto tensoactivo no es posible demostrarse mediante la prueba
El anaacutelisis del agua de formacioacuten vs El agua de inyeccioacuten han arrojado aguas blandas con tendencia corrosiva y precursoras de incrustaciones en las superficies por la presencia de los iones presentes en ellas que forman precipitados
La salinidad del agua de formacioacuten es menor a la de inyeccioacuten garantiza que la roca no adsorba el agua y no se pueda generar el fenoacutemeno de hinchamiento de arcillas efecto que generariacutea mayor taponamiento
La seleccioacuten del inhibidor como producto tratante de la prueba de inyeccioacuten en el campo cumplioacute con los lineamientos teoacutericos requeridos para este tipo de depoacutesito mixto (muestra) y de medio acuoso de acuerdo con la prueba de laboratorio realizada por el proveedor
En comparacioacuten con valores reportados en la literatura el incremento obtenido estaacute por debajo del 10 en un tiempo mayor de comparacioacuten que infiere que el resultado de la prueba no depende del tiempo de aplicacioacuten sino de la efectividad del producto sobre las condiciones del sistema
Las condiciones del sistema como medio alcalino y alta temperatura favorecen el efecto del inhibidor como generador de emulsiones OW estas contribuyen a una peacuterdida del producto en la fase acuosa ocasionando disminucioacuten de la cantidad de inhibidor presente y disponible para actuar sobre la superficie
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Las caracteriacutesticas de la formacioacuten compuesta por arenas finas la hacen sensible a la accioacuten erosiva del agua de inyeccioacuten con alta presioacuten este efecto aporta finos que incrementan los soacutelidos en suspensioacuten esto tambieacuten incrementa la peacuterdida del inhibidor por la adsorcioacuten del producto en los soacutelidos suspendidos y por ende disminuye su disponibilidad sobre la superficie de la roca
El producto cumple con la condicioacuten de mojar las superficies por agua es soluble en el fluido inyectado pero tiene una alta afinidad por las superficies generando peacuterdidas por soacutelidos
La baja efectividad del producto se puede ocasionar porque el amonio cuaternario no tiene un buen rendimiento con sustancias orgaacutenicas
El volumen de agua aumenta durante la aplicacioacuten se evidencia una relacioacuten proporcional a la presioacuten por tal no se ve reflejado el efecto del rendimiento del producto
La inclusioacuten de esta formulacioacuten quiacutemica no es viable debido a que el rendimiento del producto debe reflejarse en la mejora continua de la inyectividad
El comportamiento del tratamiento quiacutemico ha demostrado su accioacuten sobre el flujo al manifestar un incremento durante su aplicacioacuten pero la relacioacuten caudal vs Presioacuten ha demostrado que no remueve los depoacutesitos presentes en la garganta de los poros situacioacuten de dantildeo en la formacioacuten por soacutelidos agregacioacuten de hidrocarburos e incrustaciones de iones que han disminuido la permeabilidad de la formacioacuten y continuar con la baja inyeccioacuten del pozo C3
El uso del tratamiento quiacutemico aplicado ademaacutes de no haber sido exitoso es econoacutemicamente no amortizable con los beneficios energeacuteticos obtenidos
88
8 RECOMENDACIONES
Identificar y caracterizar el tipo de compuestos orgaacutenicos que se encuentran dentro de la muestra soacutelida recuperada de las bombas de inyeccioacuten con un mayor detalle a traveacutes de algunos anaacutelisis como WAT SARA Curvas reoloacutegicas y emulsiones con el fin de obtener el mejor tipo de tratamiento quiacutemico a aplicar
Realizar las pruebas correspondientes para determinar cuaacutel inhibidor tiene el mejor desempentildeo con respecto a los depoacutesitos que se encuentra en el sistema y evaluar diferentes clases de inhibidores a nivel de pruebas de laboratorio sobre nuacutecleos de la formacioacuten y mirar efecto de precipitacion y flujo del fluido
Realizar anaacutelisis PVT para evaluar la compatibilidad quimcia la reoligia del fluido y la deposicion de soacutelidos
Realizar un disentildeo de experimentos para evaluar el efecto de las variables (Temperatura salinidad concentracioacuten y pH) sobre el comportamiento del producto tratante o productos seleccionados para la limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos en lineas de flujo y rocas areniscas
Verificar el historial de las pruebas de inyeccioacuten de los pozos para determinar
las perdidas en los iacutendices de inyectividad causados por este fenoacutemeno de precipitacioacuten de soacutelidos
Realizar pruebas de laboratorio con diferentes productos tratantes reconocidos por la industria de los hidrocarburos a condiciones del pozo y descartar la recomendacioacuten del proveedor
El tratamiento de limpieza con aacutecido inorgaacutenico en este tipo de formacioacuten no es recomendable ni la maacutes efectiva debido a que los compuestos que taponan no siempre son solubles en estas sustancias y al contrario se puede generar un mayor taponamiento (Hinchamiento de arcillas)
Analizar el uso de surfactantes no ioacutenico como Alquil poli glucoacutesidos o alquil
etoxilato a nivel laboratorio para comparar el rendimiento con respecto a los inhibidores catioacutenicos como amidas aminas y amonios cuaternario (resultado observado en esta tesis) y revisar coacutemo afecta la disociacioacuten de los iones en las superficies aceitosas y su rendimiento en el desprendimiento de las escamas orgaacutenicasinorgaacutenicas
Implementar cupones en las superficies de la tuberiacutea para realizar el seguimiento a la corrosioacuten del sistema y probar sus beneficios para inhibir la corrosioacuten
89
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97
ANEXOS
98
ANEXO A
DATOS VARIABLES MONITOREADAS DURANTE EL PROCESO DE
INYECCION DE AGUA (PRESIOacuteN Y VOLUMEN DE AGUA INYECTADA)
Cabe resaltar que se confirma el valor de la presioacuten de la liacutenea base por medio de
los datos obtenidos en el histoacuterico teniendo en cuenta las funciones MIN
DESVESTA NORMALIZACIOacuteN en donde se obtienen
MIN=1003 Psi
DESVESTA= 43
NORMALIZACION=38841
P=1150 Psi
Etapa Fecha q (BAPD) P (Psi)
10042019 8211 1170
11042019 7543 1053
12042019 7258 1003
13042019 7592 1139
14042019 7897 1145
15042019 8145 1110
16042019 8581 1169
17042019 8425 1190
18042019 8629 1180
19042019 8255 1130
20042019 8349 1215
21042019 8675 1143
22042019 8650 1143
23042019 8561 1201
24042019 8487 1153
25042019 8388 1170
26042019 8441 1170
27042019 8968 1134
28042019 8770 1190
29042019 8439 1175
30042019 8685 1183
1052019 8355 1151
2052019 8766 1135
3052019 8751 1184
4052019 8970 1153
5052019 8565 1136
6052019 8616 1164
7052019 8243 1189
8052019 8710 1125
9052019 8991 1108
10052019 8856 1139
pre
trat
amie
nto
11052019 9002 1100
12052019 8645 1159
13052019 9125 1180
14052019 8990 1054
15052019 9295 1115
16052019 9232 1101
17052019 9294 1128
18052019 9160 1165
19052019 9117 1145
20052019 9201 1158
21052019 9518 1125
22052019 8629 1080
23052019 9063 1145
24052019 9930 1206
25052019 10838 1240
26052019 10375 1230
27052019 10392 1223
28052019 10540 1269
29052019 10580 1270
30052019 10620 1263
31052019 10571 1270
1062019 10632 1240
2062019 10163 1250
3062019 10815 1269
4062019 10461 1212
tra
tam
ien
to
5062019 9824 1270
6062019 9970 1181
7062019 8518 1208
8062019 8252 1161
9062019 8495 1163
10062019 8495 1164
11062019 8647 1115
12062019 9788 1114
13062019 8020 1181
14062019 8491 1145
15062019 8722 1145
16062019 8819 1160
17062019 8840 1130
18062019 8676 1083
20062019 7496 1143
21062019 8000 960
22062019 9022 1025
23062019 8868 1050
24062019 8911 1005
25062019 9092 1103
26062019 8900 1104
27062019 9464 1036
28062019 9410 1045
29062019 9912 1095
30062019 8960 1069
1072019 8558 1073
2072019 9704 1060
3072019 8562 1091
4072019 8966 1080
5072019 8838 1080
Des
pu
es d
el t
rata
mie
nto
99
Para la presioacuten se tiene P=NORMALIZACION [P] + Tabla5 [[Totales] [WHP [psi]]]
Donde la suma hace referencia al promedio de los datos evaluados desde el
01012019 (1146 Psi)
El mismo procedimiento se tiene para el iacutendice de inyectividad
MIN=7
DESVESTA= 0
NORMALIZACION=06889
J=7 aproximado
En donde el promedio de datos es 7 y el iacutendice de inyectividad J= NORMALIZACION
[J]+ Tabla5 [[Totales] [Columna1]]
Para el caudal se saca la relacioacuten por medio de la formula y se obtiene un valor de
8100 BAPD
Ademaacutes los incrementos realizados para la comparacioacuten de 49 y 144 se hallan
haciendo la relacioacuten por el tiempo de prueba y el incremento obtenido
respectivamente
Caacutelculos
294 90diacuteas 144 150diacuteas
x 15diacuteas x 15diacuteas
49 144
100
ANEXO B
TABLA DE SEGUIMIENTO PARA EL CAacuteLCULO DE LA ENERGIacuteA
Las conversiones que se tienen en cuenta para realizar el caacutelculo de potencia se
encuentran
1 BAPD = 00066244m3h
1 m3h = 0000277778
1 psi = 0703546663 mca
1 Kw = 134 Hp
La potencia es calcula mediante la ecuacioacuten 5 Donde el peso especiacutefico del agua
es tomado como 9810 Nm3 y el 134 representa la equivalencia de un 1Kw a Hp
Para calcular la energiacutea en el proceso se tiene el costo por Kw-h que es de $ 300
COP en la estacioacuten por la cantidad de energiacutea consumida
Etapa fecha q (m3s) P (mca) HB (kw) HP Econsumida $E q (BAPD) $Ebapd
10042019 001510915 823149595 122007879 163490557 292818909 878456726 8211 106985352
11042019 001387996 740834636 100873814 135170911 242097153 72629146 7543 962868169
12042019 001335553 705657303 924536069 123887833 221888657 66566597 7258 917147933
13042019 001397012 801339649 109821124 147160307 263570699 790712096 7592 104150698
14042019 001453136 805560929 114834818 153878656 275603564 826810691 7897 10469934
15042019 001498771 780936795 114820658 153859681 275569578 826708735 8145 101498924
16042019 001578999 822446049 127396758 170711655 305752219 917256656 8581 106893912
17042019 001550294 837220528 127327682 170619094 305586437 916759311 8425 108814162
18042019 001587832 830185062 129314861 173281914 310355667 931067002 8629 107899757
19042019 001519012 795007729 118468116 158747276 284323479 852970438 8255 103327733
20042019 001536309 854809195 128829909 172632079 309191783 927575348 8349 111100173
21042019 001596296 804153835 125927817 168743275 302226762 906680285 8675 104516459
22042019 001591696 804153835 125564913 168256983 301355791 904067374 8650 104516459
23042019 001575319 844959542 130579039 174975912 313389693 940169078 8561 109820007
24042019 001561702 811189302 124276631 166530686 298263915 894791744 8487 105430864
25042019 001543485 823149595 124637935 167014833 299131045 897393134 8388 106985352
26042019 001553238 823149595 125425466 168070125 301021119 903063357 8441 106985352
27042019 001650212 797821915 129156009 173069052 309974422 929923265 8968 103693495
28042019 001613777 837220528 132541694 17760587 318100066 954300197 8770 108814162
29042019 00155287 826667329 125931627 168748381 302235906 906707717 8439 107442555
30042019 001598137 832295702 130484982 174849876 313163957 93949187 8685 108174078
1052019 001537413 809782209 122131514 163656229 293115633 879346899 8355 105247983
2052019 001613041 798525462 126358159 169319933 303259582 909778746 8766 103784936
3052019 001610281 832999248 131587716 176327539 315810518 947431555 8751 108265519
4052019 00165058 811189302 131349285 176008042 315238284 945714851 8970 105430864
5052019 001576055 799229009 123569606 165583272 296567054 889701161 8565 103876376
6052019 00158544 818928315 127369262 170674811 305686229 917058687 8616 106436709
7052019 001516804 836516982 124472415 166793036 298733797 89620139 8243 108722721
8052019 001602737 791489995 124444767 166755988 298667441 896002324 8710 102870531
9052019 001654444 779529702 126518409 169534667 303644181 910932542 8991 101316043
10052019 001629602 801339649 128105358 17166118 307452859 922358577 8856 104150698
pret
rata
mie
nto
101
11052019 001656468 773901329 125758589 168516509 301820614 905461841 9002 100584519
12052019 001590776 815410582 127249005 170513667 305397613 916192838 8818 103900299
13052019 001679101 830185062 136747956 183242261 328195094 984585281 9125 107899757
14052019 00165426 741538182 120338963 16125421 288813511 866440534 8990 963782574
15052019 001710383 784454529 131622527 176374186 315894064 947682193 9295 101956126
16052019 001698791 774604875 129088953 172979197 309813486 929440459 9232 10067596
17052019 001710199 793600635 133142814 17841137 319542752 958628257 9294 103144852
18052019 001685542 819631862 135527479 181606822 325265951 975797852 9160 10652815
19052019 001677629 805560929 13257554 177651223 318181295 954543886 9117 10469934
20052019 001693086 814707035 135316125 181323607 3247587 9742761 9201 105888066
21052019 001751418 791489995 135989127 18222543 326373904 979121713 9518 102870531
22052019 001587832 759830396 118355975 158597006 28405434 852163019 8629 987557097
23052019 001667693 805560929 131790295 176598995 316296707 948890122 9063 10469934
24052019 00182723 848477275 152090651 203801472 365017562 109505269 9157 119586402
25052019 001994312 872397862 170677705 228708125 409626492 122887947 9709 126571168
26052019 001909115 865362395 162068711 217172073 388964907 116689472 9805 119010171
27052019 001912243 860437568 161410416 216289958 387384999 1162155 9787 118744763
28052019 001939477 892800715 169866679 227621349 407680029 122304009 9274 131878379
29052019 001946838 893504261 170645701 228665239 409549682 122864904 9504 129277046
30052019 001954198 888579435 170346741 228264633 408832179 122649654 9499 12911849
31052019 001945181 893504261 170500539 228470722 409201293 122760388 10202 120329728
1062019 001956406 872397862 1674336 224361024 40184064 120552192 9874 122090533
2062019 001870105 879433328 161338458 216193533 387212298 11616369 9571 121370483
3062019 00199008 892800715 174298684 233560237 418316842 125495053 9946 126176405
4062019 00192494 852698555 161020727 215767775 386449746 115934924 9813 118144221
trat
amie
nto
5062019 001807725 893504261 158452114 212325832 380285073 114085522 9824 116129399
6062019 001834591 830888608 149537811 200380666 358890746 107667224 9970 107991197
7062019 001567407 849884368 130680423 175111767 313633016 940899047 8518 11046009
8062019 00151846 816817675 121673892 163043016 292017342 876052025 8252 106162388
9062019 001563174 818224769 125472647 168133347 301134353 903403059 8495 106345269
10062019 001563174 818928315 125580534 168277916 301393282 904179846 8495 106436709
11062019 001591144 784454529 122446475 164078277 293871541 881614623 8647 101956126
12062019 001801101 783750982 138479381 185562371 332350515 997051544 9788 101864686
13062019 001475769 830888608 120290195 161188861 288696468 866089403 8020 107991197
14062019 001562438 805560929 123472514 165453168 296334033 889002099 8491 10469934
15062019 001604945 805560929 126831618 169954368 304395882 913187646 8722 10469934
16062019 001622794 816114129 129922179 174095719 311813228 935439685 8819 106070947
17062019 001626658 795007729 126863495 169997083 304472387 913417162 8840 103327733
18062019 00159648 761941036 119331187 159903791 28639485 85918455 8676 990300311
20062019 001379347 804153835 108813247 145809751 261151793 78345538 7496 104516459
21062019 001472089 675404796 975365034 130698915 234087608 702262824 8000 87782853
22062019 001660148 721135329 117444491 157375618 281866779 845600336 9022 937264837
23062019 001631811 738723996 11825539 158462223 283812937 85143881 8868 960124955
24062019 001639723 707064396 113736135 152406422 272966725 818900175 8911 918976743
25062019 001673029 776011969 127362303 170665485 305669526 917008578 9092 100858841
26062019 001637699 776715515 124785764 167212924 299485834 898457501 8900 100950281
27062019 001741481 728874342 124520383 166857314 29884892 896546761 9464 947323289
28062019 001731545 735206262 12488546 167346516 299725103 899175309 9410 955552932
29062019 001823918 770383596 137841939 184708199 330820655 992461964 9912 100127317
30062019 00164874 752091382 121644276 16300333 291946262 875838786 8960 977498645
1072019 001574767 754905569 116621324 156272574 279891177 83967353 8558 981156264
2072019 001785644 745759462 130635922 175052136 313526213 94057864 9704 969269002
3072019 001575503 767569409 118633116 158968375 284719478 854158433 8562 997615549
4072019 001649844 759830396 122978291 16479091 295147898 885443693 8966 987557097
5072019 00162629 759830396 121222634 162438329 290934321 872802962 8838 987557097
De
spu
es
de
l tra
tam
ien
to
102
ANEXO C
SEGUIMIENTO DOSIS DE INYECCIOacuteN DE PRODUCTO QUIacuteMICO
Para el seguimiento de la dosis de inyeccioacuten se tiene en cuenta el volumen del fluido
inyectado y la dosificacioacuten del inhibidor que se maneja en cada etapa para sacar la
cantidad de producto diacutea requerido y el volumen de inhibidor gastado por etapa
Donde se calcula la cantidad de producto utilizada teniendo como constante
la dosis que se esteacute manejando en cada una de las etapas por medio de la
ecuacioacuten 4 El 42 representa la conversioacuten a galones
119876119894119899ℎ =9002 lowast 42 lowast 40
1000000= 1512119892119886119897
119876119894119899ℎ =9232 lowast 42 lowast 80
1000000= 3102119892119886119897
119876119894119899ℎ =10375 lowast 42 lowast 120
1000000= 5229119892119886119897
etapa fecha q (BAPD) P (Psi) j dosis Productodia Producto etapa $Gal $BAPD
11052019 9002 1100 818 40 1512 1141673$ 127$
12052019 8645 1159 746 40 1452 1096397$ 127$
13052019 9125 1180 773 40 1533 1157272$ 127$
14052019 8990 1054 853 40 1510 1140151$ 127$
15052019 9295 1115 834 40 1562 1178833$ 127$
16052019 9232 1101 839 80 3102 2341685$ 254$
17052019 9294 1128 824 80 3123 2357412$ 254$
18052019 9160 1165 786 80 3078 2323423$ 254$
19052019 9117 1145 796 80 3063 2312516$ 254$
20052019 9201 1158 795 80 3092 2333822$ 254$
21052019 9518 1125 846 80 3198 2414229$ 254$
22052019 8629 1080 799 80 2899 2188735$ 254$
23052019 9063 1145 792 80 3045 2298819$ 254$
24052019 9930 1206 823 80 3336 2518732$ 254$
25052019 10838 1240 874 80 3642 2749045$ 254$
26052019 10375 1230 843495935 120 5229 3947409$ 380$
27052019 10392 1223 849713818 120 5237568 3953877$ 380$
28052019 10540 1269 830575256 120 531216 4010187$ 380$
29052019 10580 1270 833070866 120 533232 4025406$ 380$
30052019 10620 1263 840855107 120 535248 4040625$ 380$
31052019 10571 1270 832362205 120 5327784 4021982$ 380$
1062019 10632 1240 857419355 120 5358528 4045190$ 380$
2062019 10163 1250 81304 120 5122152 3866748$ 380$
3062019 10815 1269 852245863 120 545076 4114817$ 380$
4062019 10461 1212 863118812 120 5272344 3980129$ 380$
producto total 92142624 921$ 69559114$
7569576
31577952
52995096
do
sis
40
pp
md
osi
s 8
0 p
pm
do
sis
12
0 p
pm
103
Adicional en la tabla se muestra el costo del producto donde un galoacuten de
tratamiento tiene un costo $ 75459 COP y se calcula el costo por
productodiacutea
$119892119886119897 = 75459 lowast 1512 = 1141194
Tambieacuten se encuentra que el costo por el barril de agua inyectada cambia
seguacuten la dosis manejada e incrementa con la dosificacioacuten como se puede
observar en la tabla
$119861119860119875119863 =$119892119886119897
119902
104
ANEXO D
EVALUACIOacuteN DEL KPI POR MEDIO DE POWER PIVOT
Power pivot es un complemento de Excel que permite realizar anaacutelisis a datos una
de las herramientas aplicadas son los indicadores claves de rendimiento (KPI) este
elemento permite evaluar los datos de una forma raacutepida y dar una visual al estado
en el que se encuentra el proceso
Para hacer el anaacutelisis del indicador en Power pivot se hace una tabla dinaacutemica con
las variables fecha presioacuten y caudal
Se adicionan las variables BAPD y WHP como medidas calculadas como se
observa en las ventanas por medio de la funcioacuten SUMX que evaluacutean los valores
que se estaacuten tomando de la columna de una determinada tabla
Al tener estas variables como campos calculados se realiza el caacutelculo de la
inyectividad que representa el valor base del anaacutelisis que se genera
automaacuteticamente para los datos que se encuentren en la tabla
Etiquetas de fila Suma de P Suma de Q
15-abr 1110 8145
16-abr 1169 8581
17-abr 1190 8425
18-abr 1180 8629
19-abr 1130 8255
20-abr 1215 8349
21-abr 1143 8675
22-abr 1143 8650
23-abr 1201 8561
24-abr 1153 8487
25-abr 1170 8388
26-abr 1170 8441
27-abr 1134 8968
28-abr 1190 8770
105
Finalmente se elige una medida objetivo para el KPI por medio de un condicional
que permite realizar la comparacioacuten de los datos de la prueba ademaacutes del periodo
de pretratamiento y post tratamiento
Se agrega el indicador clave de rendimiento donde el campo base es la medida
inyectividad se definen los liacutemites del estado los cuales son 78 al ser el valor
promedio encontrado entre los datos analizados y 9 que es el valor establecido para
definir la prueba como exitosa
106
Al dar aceptar inmediatamente se analizan los valores de la variable inyectividad
en la tabla la cual nos muestra el estado de la inyeccioacuten seguacuten los rangos que se
establecieron esto se puede observar en la imagen por medio de los iconos como
una demostracioacuten graacutefica
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
16042019 FALSO 7340461933
17042019 FALSO 7079831933
18042019 FALSO 7312711864
19042019 FALSO 7305309735
20042019 FALSO 6871604938
21042019 FALSO 758967629
22042019 FALSO 7567804024
23042019 FALSO 7128226478
24042019 FALSO 7360797918
25042019 FALSO 7169230769
26042019 FALSO 7214529915
27042019 FALSO 7908289242
28042019 FALSO 7369747899
29042019 FALSO 718212766
30042019 FALSO 7341504649
1052019 FALSO 72589053
2052019 FALSO 7723348018
3052019 FALSO 7391047297
4052019 FALSO 7779705117
5052019 FALSO 7539612676
6052019 FALSO 7402061856
7052019 FALSO 6932716569
8052019 FALSO 7742222222
9052019 FALSO 8114620939
10052019 FALSO 777524144
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
11052019 FALSO 7800693241
12052019 FALSO 7608283003
13052019 FALSO 7733050847
14052019 FALSO 8529411765
15052019 FALSO 833632287
16052019 FALSO 838510445
17052019 FALSO 8239361702
18052019 FALSO 7862660944
19052019 FALSO 7962445415
20052019 FALSO 7945595855
21052019 FALSO 8460444444
22052019 FALSO 7989814815
23052019 FALSO 7915283843
24052019 FALSO 8233830846
25052019 FALSO 8740322581
26052019 FALSO 843495935
27052019 FALSO 8497138185
28052019 FALSO 8305752561
29052019 FALSO 8330708661
30052019 FALSO 8408551069
31052019 FALSO 8323622047
1062019 FALSO 8574193548
2062019 FALSO 81304
3062019 FALSO 8522458629
4062019 FALSO 8631188119
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
5062019 FALSO 7735433071
6062019 FALSO 8441998307
7062019 FALSO 7051324503
8062019 FALSO 7107665805
9062019 FALSO 7304385211
10062019 FALSO 7298109966
11062019 FALSO 7755156951
12062019 FALSO 8786355476
13062019 FALSO 6790855207
14062019 FALSO 7415720524
15062019 FALSO 7617467249
16062019 FALSO 7602586207
17062019 FALSO 782300885
18062019 FALSO 8011080332
19062019 FALSO 2206930693
20062019 FALSO 6558180227
21062019 FALSO 8333333333
22062019 FALSO 880195122
23062019 FALSO 8445714286
24062019 FALSO 8866666667
25062019 FALSO 8242973708
26062019 FALSO 8061594203
27062019 VERDADERO 9135135135
28062019 VERDADERO 9004784689
29062019 VERDADERO 9052054795
En el ANEXO podemos observar un semaacuteforo que permite ver el estado de la
inyectividad con los tiempos establecidos de pre durante y post tratamiento
teniendo como objetivo una inyectividad Xgt=9 donde el tiempo base de 30 diacuteas pre
tratamiento se encuentra en estado rojo el periodo de prueba se encuentra en
amarillo y los 30 diacuteas post tratamiento se encuentran en los tres estados (rojo
amarillo y verde) en rojo se encuentran los 15 diacuteas recieacuten se suspende la
dosificacioacuten del tratamiento 11 diacuteas en amarillo y 4 diacuteas en verde esto ademaacutes se
ve influenciado por la disminucioacuten de presioacuten que se presenta en cabeza de pozo
que afecta directamente la relacioacuten caudal presioacuten
107
ANEXO E
REPORTE ASSAY 2016 CEPSA COLOMBIA SA
Fuente CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de crudo CCA
108
ANEXO F
REPORTE LABORATORIO AGUA RESIDUAL NFUSTRIAL
Fuente CEPSA Colombia SA
9
LISTA DE TABLAS
paacuteg
Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra 37 Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual
industrial 43 Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba 57
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba 58 Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento 65 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten 70
Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin 71
Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten 72 Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes
periodos 74 Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
74
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza 76 Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor 77
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media 79 Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso 79 Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten 82
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa 82 Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa 83
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento 83
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea 84 Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada 84
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea 85
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten 85
10
LISTA DE ECUACIONES
paacuteg
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad 55 Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten 56 Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad 56 Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida 57
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba 58 Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida 58 Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 59
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba 82
11
LISTA DE GRAacuteFICAS
paacuteg
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos 38 Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten 41 Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba 60 Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba 61 Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes
durante y despueacutes de la prueba 62 Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten 63
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo 64
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento 65 Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3 66 Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada 67 Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 68
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql 70 Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo 73
12
LISTA DE FIGURAS
paacuteg
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera 22
Figura 2 Esquema de un pozo disposal 24 Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la
formacioacuten 27 Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos 28 Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten 31
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica 33 Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten 34
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA 35
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo 36
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida 46
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada 47 Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base 48
Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos 50 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3 52
Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten 53
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico 53
Figura 17 Formacioacuten de precipitados 70
13
LISTA DE ANEXOS
paacuteg
Anexo A Datos variables monitoreadas durante el proceso de inyeccion de agua (presioacuten y volumen de agua inyectada) 988 Anexo B Tabla de seguimiento para el caacutelculo de la energiacutea 100 Anexo C Seguimiento dosis de inyeccioacuten de producto quiacutemico 102 Anexo D Evaluacioacuten del Kpi por medio de power pivot 104 Anexo E Reporte Assay 2016 CEPSA Colombia sa 107 Anexo F Reporte laboratorio agua residual industrial 108
14
ABREVIATURAS
Γ Peso especiacutefico
ww Concentracioacuten en peso
BAPD Barriles de Agua por Diacutea
BBL Barriles
CMC Concentracioacuten criacutetica de micelas
EOR Enhanced oil recovery
Ji Iacutendice de inyectividad
KPI Indicador clave de rendimiento
KW Kilo watts
OW contenido de grasas y aceites en agua
PDP Presioacuten de descarga de la bomba
PTARI Planta de tratamiento de aguas residuales
Ppm partes por milloacuten
Psi Libra por pulgada cuadrada
Q Caudal
TSS Soacutelidos suspendidos totals
WHP Presioacuten en cabeza de pozo
15
GLOSARIO
ADSORCIOacuteN moleacuteculas de una sustancia son capturadas por la superficie de la otra sustancia1
AGUA DE DISPOSICIOacuteN es el agua producida que al pasar por un proceso de tratamiento necesita su disposicioacuten final es decir ha terminado su ciclo productivo
AMINA CUATERNARIA es una sal de amina catioacutenica en donde el nitroacutegeno tiene cuatro grupos unidos a ella cargada positivamente Son utilizadas como agentes mojantes del petroacuteleo e inhibidores de corrosioacuten2
ARENISCAS supeficie mineral que estaacute compuesta principalmente de granos de cuarzo y puede contener otros minerales3
BARRIL unidad volumeacutetrica equivale a 42 galones US4
DISOLUCIOacuteN es lo formacioacuten de una mezcla homogeacutenea donde las moleacuteculas del soluto se disuelven en el solvente5
DISPERSIOacuteN es la separacioacuten de componentes dentro de un fluido por medio de la difusioacuten es decir es la presencia de partiacuteculas o granos dentro de un fluido 6
FORMACIOacuteN RECEPTORA se encuentra constituida por rocas porosas a nivel subterraacuteneo con la capacidad de contener y circular un fluido a traveacutes de ella en este caso el agua
INHIBIDOR es un producto quiacutemico que evita o retrasa una reaccioacuten quiacutemica como la corrosioacuten7
MOJABILIDAD es la preferencia de un soacutelido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro que permite que la fase mojante se disperse sobre la fase soacutelida8
1 SCHUMBERGER Oilfield glossary adsorption [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsaadsorptionaspx 2SCHUMBERGER Oilfield glossary amina cuaternaria En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsqquaternary_amineaspx 3 SCHUMBERGER Oilfield glossary arenisca [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsssandstoneaspx 4 SCHUMBERGER Oilfield glossary barril eqivalente [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsbbarrel_equivalentaspx 5 Disoluciones quiacutemicas Soluciones [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible
en httpsuftclimagesfuturos_alumnosprofesores_orientadoresmaterial-pedagogicoGuia_5_Solucionespdf 6 SCHUMBERGER Oilfield glossary dispersioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 7 SCHUMBERGER Oilfield glossary inhibitor [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 8 SCHUMBERGER Oilfield glossary mojabilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible enhttpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermswwettabilityaspx
16
POZOS DISPOSAL son pozos clase II seguacuten el UIC se utilizan para inyectar fluido como el agua tratada la cual es separada del aceite resultante de la produccioacuten de petroacuteleo y es reinyectada en formaciones subterraacuteneas con caracteriacutesticas iguales o similares para su eliminacioacuten9
PRECIPITACIOacuteN aparicioacuten de material soacutelido en una solucioacuten liquida en donde el soluto sobrepasa la solubilidad10
SCHMOO son depoacutesitos y acumulaciones de lodos de composicioacuten variable compuesta de sustancias inorgaacutenicas recubiertas con material hidrocarbonado que se acumula en las liacuteneas y sistemas de operacioacuten de inyeccioacuten11
SOLUBILIDAD es la capacidad de un cuerpo para disolverse y mezclarse en una sustancia12
9 EPA Control de inyeccioacuten subterraacutenea [En liacutenea] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwepagovuicclass-ii-oil-and-gas-related-injection-wells 10 SCHUMBERGER Oilfield glossary precipitacioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermspprecipitationaspx 11Hellberg PE and Zuberbuehler A Polymeric corrosion inhibitors - A new class of oilfield formulation bases[En liacutenea] International Petroleum Technology Conference 2014] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwlinknovatecomconferencepolymeric-corrosion-inhibitors-a-new-class-of-oilfield-formulation-bases-1197673 12 SCHUMBERGER Oilfield glossary solubilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsssolubilityaspx
17
RESUMEN
Este trabajo se desarrolla con base en la evaluacioacuten de un inhibidor orgaacutenico que busca incrementar el flujo de agua inyectada al pozo de disposicioacuten final C3 el cual trae un bajo iacutendice de inyectividad por la posible presencia de sustancias que bloquean el paso del fluido a la formacioacuten receptora evento recurrente en pozos de disposicioacuten con alguna carga de hidrocarburos se requiere verificar el desempentildeo con la aplicacioacuten de un tratamiento que sea econoacutemico y efectivo de este modo recuperar las propiedades de la roca de la formacioacuten para extender la vida del pozo inyector
Se analiza el histoacuterico del sistema de inyeccioacuten de la estacioacuten desde el 1 de enero del 2019 las condiciones de operacioacuten del pozo y el sistema de inyeccioacuten a partir de una revisioacuten bibliograacutefica y un anaacutelisis de composicioacuten se hace una discusioacuten sobre la eleccioacuten del producto tratante y los fenoacutemenos que interactuacutean para alcanzar la separacioacuten del depoacutesito que se encuentra acumulado en el medio del sistema Se hace la prueba de pozo con el producto tratante y el respectivo seguimiento las variables involucradas en el proceso de mejora de la inyectividad
Asiacute mismo se evaluacutean las consideraciones o factores que generaron el dantildeo a la formacioacuten y la efectividad o no del producto tratante su composicioacuten y reacciones con el medio acuoso y con la roca
PALABRAS CLAVES inhibidor inyectividad pozo de disposicioacuten agua de disposicioacuten
18
ABSTRACT
This work is developed based on the evaluation of an organic inhibitor that seeks to
increase the flow of water injected to the final disposal well C3 which brings a low
injection rate due to the possible presence of substances that block the passage of
the fluid to the receptor formation recurrent event in disposal wells with some
hydrocarbon load It is necessary to verify the performance with the application of a
treatment that is economical and effective in this way to recover the properties of
the rock of the formation to extend the life of the injection well
The history of the injection system of the station from January 1 2019 the operating
conditions of the well and the injection system is analyzed Based on a bibliographic
review and a composition analysis a discussion is made about the choice of the
treatment product and the phenomena that interact to achieve the separation of the
deposit that is accumulated in the middle of the system The well test is carried out
with the treatment product and the respective monitoring of the variables involved in
the process to improve injectivity
Likewise the considerations or factors that generated the damage to the formation
and the effectiveness or not of the treatment product its composition and reactions
with the aqueous medium and with the rock are evaluated
KEY WORDS inhibitor injectivity disposal well disposal water
19
INTRODUCCIOacuteN
Un pozo de disposicioacuten de agua tratada es una de las alternativas de vertimiento de las aguas de produccioacuten en la industria de los hidrocarburos el caso de estudio es el pozo inyector C3 que pertenece al sistema de inyeccioacuten de un campo maduro en la cuenca de los llanos orientales de Colombia por ello el desarrollo de estos campos comprenden el manejo de una alta relacioacuten aceite agua que de manera incremental acrecienta los problemas de disposicioacuten de agua situacioacuten que puede llegar a generar un cuello de botella para el campo si la capacidad de inyeccioacuten no es suficiente
El sistema de disposicioacuten de agua se encuentra conformado por 5 pozos los cuales tienen la capacidad de recibir la cantidad de agua producida a disponer el volumen total de 95000 BWPD13 aproximadamente distribuido en los pozos C1 C2 C3 C6 y CC en este sistema el pozo C3 tiene la menor inyectividad por ello se ha tomado con el pozo de prueba
El objetivo del estudio es aumentar la capacidad de agua dispuesta en la formacioacuten esto se pretende lograr con la limpieza y la disolucioacuten de deposiciones presentes en la zona a partir de un inhibidor orgaacutenico El tratamiento fue aplicado en una prueba piloto del pozo inyector que alimenta la formacioacuten receptora la carbonera C7-M sobre el comportamiento de esta formacioacuten se tiene conocimiento a traveacutes del desarrollo del campo experiencia que recomienda que espera con el tratamiento un incremento significativo del volumen inyectado sino se da esta condicioacuten la prueba resultaraacute no exitosa por el alto costo del producto y el manejo de la integridad del pozo y de la formacioacuten
Este proyecto estaacute enfocado a la accioacuten limpiadora del producto en la formacioacuten receptora confrontando su desempentildeo operacional en su implementacioacuten al evaluar su eficiencia tecnoloacutegica y financiera que permita su aplicabilidad en todo el sistema de pozos de la compantildeiacutea Por ello la tasa de inyeccioacuten es el indicador principal o gradiente de medida en las variables operacionales que se tienen en cuenta para la evaluacioacuten
13 CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de implementacioacuten de tecnologiacutea en pozos inyectores 2019
20
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Evaluar la inyectividad en un pozo para disposicioacuten final de agua en un campo petrolero utilizando inhibidores orgaacutenicos modificados OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
1 Caracterizar el depoacutesito proveniente del pozo de disposicioacuten final C3 de la estacioacuten
2 Seleccionar el inhibidor de la tecnologiacutea de acuerdo con el depoacutesito proveniente del sistema
3 Evaluar en prueba piloto el rendimiento del producto 4 Determinar la viabilidad financiera del proyecto
21
1 GENERALIDADES
En el presente capiacutetulo se abordan conocimientos y definiciones que ayudan a entender los factores y propiedades que afectan la inyectividad en un pozo de inyeccioacuten con el fin de entender el comportamiento de estos sistemas y tener una mejor evaluacioacuten del proceso
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA
El agua se usa como insumo o como materia prima en distintos procesos productivos de las industria asociado las actividades de exploracioacuten produccioacuten transporte y refinacioacuten este recurso es retornado al sistema de forma parcial o en su totalidad estos retornos de agua hacen referencia a las peacuterdidas vertimientos y descargas de agua seguacuten la ENA se estima una demanda hiacutedrica en el paiacutes de 5813 millones de m3 y la huella hiacutedrica azul de 62 millones de m3 que corresponden al 11 de demanda de agua en este sector el flujo de retorno es la diferencia entre el volumen usado y el que no retorna que corresponde a 5752 millones de m314
El manejo del recurso hiacutedrico permite garantizar proteccioacuten y conservacioacuten al medio ambiente a partir de un uso consciente y responsable del agua en los procesos a nivel Industrial se tiene como objetivo reducir el impacto ambiental que es generado por medio de las actividades que realiza la industria con el cumplimiento de las normativas internacionales teniendo en cuenta que las labores efectuadas pueden causar un impacto al ecosistema ya sea en las aguas subterraacuteneas la atmoacutesfera suelos biodiversidad entre otros15 por eso el agua que se emplea en la produccioacuten no puede ser usada o vertida sin un previo tratamiento por lo que debe cumplir con los estaacutendares correspondiente a las licencias ambientales que determinan los liacutemites y condiciones que se deben tener para no afectar los cuerpos receptores
Algunas alternativas implementadas para el manejo de los efluentes de produccioacuten con procura de la reduccioacuten del impacto ambiental al momento de disponer las aguas al medio despueacutes de su uso son i) La reutilizacioacuten del recurso en el proceso de refinacioacuten y aprovechamiento agriacutecola ii) La reinyeccioacuten en disposicioacuten final (Disposal) o recobro y iii) El uso en vertimientos a cuerpos de agua superficial suelo o alcantarillado la Figura 1 permite visualizar coacutemo se encuentra repartida la gestioacuten de agua residual realizada en Colombia por parte Ecopetrol16 dando una perspectiva de la utilidad de cada una de estas alternativas
14 Instituto de Hidrologiacutea Meteorologiacutea y Estudios Ambientales (IDEAM) Estudio nacional del agua 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Ideam 2019 p181 [Consultado 5 Agosto de 2019] Disponible en httpwwwandicomcoUploadsENA_2018-comprimidopdf 15 CEPSA Colombia SA Informe Anual y de responsabilidad corporativa 2018 16 Ecopetrol Reporte integrado de gestioacuten sostenible 2018 [en liacutenea] Bogotaacute Ecopetrol SA 2019 p 363-364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en
22
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera
Fuente ECOPETROL Reporte integrado gestioacuten sostenible 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 2019 p 364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 111 Naturaleza del agua En la industria de los hidrocarburos se tiene grandes voluacutemenes de agua asociados a sus procesos productivos debido a que el agua es un fluido que se encuentra asociado a las acumulaciones de petroacuteleo en donde se puede encontrar un mayor volumen produccioacuten de agua en comparacioacuten con el del petroacuteleo Su composicioacuten variacutea por las caracteriacutesticas quiacutemicas y fiacutesicas que muestra el agua del yacimiento al ambiente geoloacutegico en el que se encuentren17 por lo que se dispone de anaacutelisis que permiten identificar las caracteriacutesticas del agua que pueden depender de la composicioacuten quiacutemica temperatura gravedad especiacutefica pH y presioacuten donde el agua puede presentar contenido de soacutelidos disueltos soacutelidos suspendidas materiales inertes o gases bacterias y aceite residual
Composicioacuten la quiacutemica del agua es un aspecto importante por entender con respecto a la eliminacioacuten y operaciones de inyeccioacuten debido a que la calidad del agua de inyeccioacuten permite tomar medidas para poder controlar o eliminar la corrosioacuten incrustacioacuten y ensuciamiento de las liacuteneas equipos y tanques1819
Los soacutelidos disueltos totales estaacuten constituidos generalmente por concentraciones de cloruro de sodio cationes (calcio magnesio bario estroncio y hierro ferroso) y aniones (cloruro sulfato sulfuro y bicarbonato) la
httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 17 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades del agua En fundamentos de ingenieriacutea de
yacimiento [En liacutenea]Maracaibo Venezuela Astro Data SA 2009 p148 [Consultado 10 de
Agosto de 2019] Disponible en httpsesslidesharenetgeorgehsterlingfundamentos-de-
ingenieria-de-yacimientos-magdalena 18 KEMMER Frank N y McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo III Meacutexico McGraw-Hill inc1998 p43-9 19 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p148
23
concentracioacuten de estos soacutelidos es demostrada en partes por milloacuten (ppm) de cada ion
Los soacutelidos suspendidos son soacutelidos orgaacutenicos e inorgaacutenicos que se encuentran en el agua producida estas pueden ser partiacuteculas de oacutexidos metaacutelicos hierro oxidado o manganeso tambieacuten se encuentran sedimentos arena arcilla o cuerpos bacterianos Los gases disueltos de mayor frecuencia son el sulfuro de hidroacutegeno (H2S)
dioacutexido de carbono (CO2) y el oxiacutegeno (O2)
- El agua que contienen sulfuro de hidroacutegeno es denominada como agua amarga pueden tener este comportamiento por la actividad de las bacterias reductoras de sulfato en la formacioacuten que contribuyen a la corrosioacuten en el pozo y al taponamiento de la formacioacuten durante las operaciones de inyeccioacuten
- El agua con dioacutexido de carbono aumenta la dureza y alcalinidad ademaacutes de ser un gran contribuyente en la corrosioacuten
- El oxiacutegeno disuelto es el que se encuentra en menor presencia pero es el agente maacutes corrosivo y causa la formacioacuten de agentes taponadores por oxidacioacuten de hierro ferroso y del sulfuro de hidroacutegeno por lo que es importante evitar la presencia de oxiacutegeno en las liacuteneas de abastecimiento
A nivel bacteriano estas pueden causar corrosioacuten y taponamientos en el sistema
y en el pozo de inyeccioacuten se reproducen raacutepidamente a condiciones de alto y bajo pH temperatura presioacuten y en ausencia de oxiacutegeno las bacterias que se encuentran en esta industria se clasifican en aerobias anaerobias y facultativas20
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN
El proceso de inyeccioacuten de agua como se mencionoacute anteriormente son utilizados para la eliminacioacuten de los fluidos producidos asiacute como para la recuperacioacuten del petroacuteleo Estas operaciones dependen de la cantidad de agua inyectada en su respectiva zona por debajo de la presioacuten de fractura de la formacioacuten
Pozos de eliminacioacuten de agua o pozos de disposicioacuten final o tambieacuten denominados pozos Water disposal son pozos profundos que tienen como fin confinar el agua producida por medio de bombeo a una formacioacuten geoloacutegica (Ver figura 2) esta se realiza para asegurar la eliminacioacuten de los residuos de manera que no afecte al medio ambiente principalmente es disponer grandes cantidades del liacutequido en el depoacutesito al menor costo posible El agua y el pozo deben cumplir con las regulaciones pertinentes y llevar a cabo su respectivo monitoreo para asegurar la integridad de la zona de deposicioacuten y se ldquoimpida la migracioacuten del fluido hacia otras formaciones geoloacutegicas acuiacuteferos o cuerpos de agua superficialesrdquo (ANLA) por eso
20 COLLINS A Gene and WHRIGHT Charles C Chapter 6Enhanced Oil Recovery Injection Waters En Enhanced Oil Recovew I Fundamentals and Analyses Elsevier 1985 213 p
24
los operadores deben garantizar la permanencia del fluido en la formacioacuten por medio de un aislamiento que impida la migracioacuten estos pueden ser sellos hidraacuteulicos o capas de rocas que formen un sello natural21
Fuente ECOPETROLManejo de agua en campo petrolero Petroacuteleo y el mundo [En liacutenea] Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 201438 p [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesNuestraEmpresasalaPrensaPu blicacione Este tipo de operacioacuten de inyeccioacuten por parte de la industria de los hidrocarburos indica que hay tipos de rocas que poseen una porosidad y permeabilidad relativamente grande para poder captar grandes cantidades de fluido en condiciones favorables22
Entre las facilidades de los pozos disposal en superficie se encuentra la cabeza de pozo la cual debe estar equipada para poder realizar mediciones del caudal y presioacuten de inyeccioacuten esta debe contener ademaacutes una vaacutelvula de cheque entre la cabeza del pozo y la bomba de inyeccioacuten tambieacuten se requieren facilidades para tratamiento en la superficie
121 Propiedades de la roca Las propiedades a tener en cuenta en el proceso de inyeccioacuten y en medida especial en los depoacutesitos o recepcioacuten formadora que variacutean la capacidad de inyeccioacuten son permeabilidad tensioacuten interfacial y sus mecanismos de contacto como la humectabilidad y la presioacuten capilar estas tres uacuteltimas describen el comportamiento de dos o maacutes fases presentes en el medio poroso que van a permitir entender el comportamiento y la interaccioacuten entre la superficie el tenso activo y el fluido
21 QOMARUDIN Helmy and KARDENA Edwan Petroleum Oil and Gas Industry Waste Treatment Common Practice in Indonesia En J Pet Environ Biotechnol 2015 vol 6 p1-7
Figura 2 Esquema de un pozo disposal
25
Permeabilidad (K) es la capacidad del medio poroso para dejar pasar fluidos a traveacutes de eacutel por sus poros interconectados es expresada matemaacuteticamente por la ley de Darcy y es una medida de conductividad de los fluidos23 esta es una medida que se encuentra asociada directamente con la porosidad por lo tanto a mayor porosidad mayor permeabilidad
La permeabilidad se clasifica en absoluta efectiva y relativa y se explica a continuacioacuten
- Absoluta es cuando el medio poroso se encuentra saturado totalmente por solo
un fluido o estaacute en una sola fase - Efectiva el medio poroso permite que fluyan dos fases simultaacuteneamente - Relativa es la relacioacuten entre la permeabilidad efectiva y absoluta 24
Tensioacuten interfacial (IFT) se da cuando dos fluidos inmiscibles como el agua y
el aceite al entrar en contacto no se mezclan y los separa una interfaz por la diferencia de presiones ejercida por cada fluido
La tensioacuten interfacial en los poros de la roca puede afectar las caracteriacutesticas de flujo del fluido en el medio poroso la presioacuten de las fases y la preferencia del fluido que fluye en el depoacutesito
- Cuando se tiene un desplazamiento miscible el fluido desplazado y desplazante se mezclan y la ITF entre los dos fluidos se acerca a cero en su interface
- Un desplazamiento inmiscible ocurre cuando el fluido desplazado y desplazante no se mezclan
Satter e Iqbal en su libro dicen que ldquoEl efecto de la tensioacuten interfacial se refleja en el rendimiento del yacimiento ademaacutes que afecta propiedades como humectabilidad presioacuten capilar y permeabilidad relativardquo25
Presioacuten capilar (Pc) para Satter e Iqbal la presioacuten capilar es la diferencia de presioacuten en la interface entre dos fluidos inmiscibles que se encuentran presente en un medio poroso Estaacute influenciada por la saturacioacuten de los fluidos y la tensioacuten interfacial entre las fases del fluido donde se cumple una competencia de fuerzas interfaciales entre el agua-aceite agua-soacutelido y aceite-soacutelido en el depoacutesito26
23 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p 263 24 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades de las rocas y los fluidos En Inyeccioacuten de agua y gas en yacimientos petroliacuteferos [En liacutenea] Maracaibo Venezuela Astro data SA 2001 50 p [Consultado 10 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwingunpeduarasignaturasreservorioslibro20iny20agua20y20gaspdf 25 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Reservoir rock properties En reservoir engineering Gulf Professional Publishing 2016 50 p 26 Ibid p54
26
Rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transicioacuten de gran espesor mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores capilares y zonas de transicioacuten delgadas
Humectabilidad la humectabilidad de la roca indica la tendencia de un fluido inmiscible a extenderse en presencia de otro fluido en la superficie de la roca donde el agua y el aceite tienden a extenderse y adherirse a la superficie de la roca de manera diferente La humectabilidad se puede ver influenciada por el tipo de minerales en la matriz de la roca la composicioacuten de los fluidos asiacute como el aceite y el agua presente en el poro hay que tener en cuenta que la humectabilidad de la roca puede alterarse una vez que el agua inyectada entra en contacto con la roca27 El aacutengulo de contacto (θ) es una medida de la humectabilidad a medida que disminuye aumentan las caracteriacutesticas huacutemedas del liacutequido donde la humectabilidad completa se evidencia con un aacutengulo de contacto cero y la no humectacioacuten con uno de 180deg
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua Un deterioro en la inyectividad restringe la capacidad del volumen de agua que es inyectado para acumularse en una superficie para su eliminacioacuten esta reduccioacuten en la inyectividad genera costos en reparaciones trabajos de estimulacioacuten reajustes del sistema o fracturas en el pozo28
La inyeccioacuten depende de diferentes factores como las propiedades de la roca la interaccioacuten del agua inyectada y la presioacuten la produccioacuten de arena (finos) soacutelidos suspendidos incrustaciones corrosioacuten que influyen significativamente en la inyectividad
Soacutelidos suspendidos La reduccioacuten de la inyectividad estaacute relacionada con el taponamiento de la regioacuten cercana a la cara de inyeccioacuten es decir por el arrastre de partiacuteculas a la formacioacuten este proceso puede ser de forma raacutepida y severa dependiendo de la concentracioacuten y tamantildeo de los soacutelidos que esteacuten presentes en el fluido inyectado La figura 3 muestra el acomodamiento de las partiacuteculas a traveacutes de la formacioacuten y el taponamiento que pueden generar
27 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Op cit p 52-53 28 BENNION Douglas Brant et al Injection Water Quality A Key Factor to Successful Waterflooding [En liacutenea] Journal of Canadian Petroleum Technology (JCPT) 1994 p1-10 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwhycalcomoldPDFPapersReservoir20OptimizationInjection20Water20Qualitypdf
27
Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la formacioacuten
Fuente CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS
Se tienen tres posibles casos que relacionan el tamantildeo de partiacutecula y el diaacutemetro del poro de la formacioacuten estos casos se representan en la figura 4 Y se describen a continuacioacuten
1) Filtro externo las partiacuteculas tienen un mayor tamantildeo en comparacioacuten al diaacutemetro del poro maacutes del 33 del diaacutemetro del poro lo que impide atravesar la formacioacuten y causa su acumulacioacuten dando pasos a formacioacuten de una torta externa
2) Puente de poro Las partiacuteculas tienen un tamantildeo inferior al diaacutemetro del poro aproximadamente menor del 14 del diaacutemetro por lo que pueden atravesar la entrada de la formacioacuten pero se pueden adherir al poro ocasionando una restriccioacuten en la formacioacuten esta unioacuten ocurre cuando la partiacutecula que fluye se une a dos o maacutes partiacuteculas ya depositadas en la superficie o a otros depoacutesitos de partiacuteculas
3) Invasioacuten El tamantildeo de partiacutecula es significativamente menor al diaacutemetro del poro de la formacioacuten permitiendo el paso de las partiacuteculas sin dificultad ni ocasionar dantildeos o acumulaciones en la formacioacuten 29 30 31
29 CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS 30 CARPENTER Chris Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability Journal of Petroleum Technology 2018 vol 70 p 70-71 31 BENNION Douglas Brant et al Water Quality Considerations Resulting in the Impaired Injectivity of Water Injection and Disposal Wells En Journal of Canadian Petroleum Technology 2001 vol 40 p 3-4
28
Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos
Fuente CARPENTER C Mechanisms of permeability impairment reflecting conditions when (a) particles present in the injected water are smaller than the average pore-throat diameter of the formation (b) particles are smaller than the average pore-throat diameter of the formation and (c) particles are significantly smaller than the average pore-throat diameter of the formation [Imagen]Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability [En liacutenea] Society of Petroleum Engineers 2018 p 2 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgjournal-paperSPE-0218-0070-JPT Estos casos permiten evidenciar la influencia de la presencia de los soacutelidos suspendidos en el agua de disposicioacuten se tiene una relacioacuten directa con la afectacioacuten al nuacutecleo a mayor cantidad de soacutelidos suspendidos mayor seraacute el dantildeo ocasionado en nla permeabilidad del nuacutecleo
Incrustaciones y corrosioacuten Las incrustaciones y corrosiones se pueden formar en diferentes aacutereas de un sistema de inyeccioacuten como tal en las liacuteneas de tuberiacutea bombas de inyeccioacuten instrumentos superficiales y en las propias formaciones de inyeccioacuten entre las incrustaciones que generan mayor preocupacioacuten en el campo petrolero son el carbonato de calcio el sulfato de calcio y el sulfato de bario algunas de estas incrustaciones pueden removerse a traveacutes de tratamientos quiacutemicos mientras que otras son tan fuertes que requieren el remplazo de la liacutenea en la seccioacuten afectada
Las incrustaciones se ven influenciadas por cambios en la temperatura presioacuten y pH afectando las solubilidades de las incrustaciones esto se puede evitar y controlar con inhibidores de corrosioacuten frente a agentes corrosivos existentes en el sistema como el dioacutexido de carbono (CO2) el sulfuro de hidrogeno (H2S) y el oxiacutegeno (O2) ademaacutes de soacutelidos y gases disueltos
29
Entre las incrustaciones minerales maacutes recurrentes en los campos petroleros se encuentran32
Sulfato de Bario Es una incrustacioacuten insoluble a altas temperaturas y altas caiacutedas de presioacuten el pH no afecta su comportamiento
Ba+2 + SO4minus2 rarr BaSO4
Sulfato de Calcio Esta incrustacioacuten se incrementa con la disminucioacuten de la presioacuten puesto que a menor presioacuten menor solubilidad
Ca+2 + SO4minus2 rarr CaSO4
Carbonato de calcio La precipitacioacuten de esta incrustacioacuten se da a mayor pH y caiacutedas de presioacuten en el yacimiento que permiten la liberacioacuten del dioacutexido de carbono
Ca+2 + CO32minus rarr CaCO3
2H2CO3 + Ca+2 harr CaCO3 + CO2 + H2O Por lo que la presencia de CO2 favorece a la formacioacuten de esta incrustacioacuten
El dioacutexido de carbono al disolverse en agua da la formacioacuten de aacutecido carboacutenico que se ioniza
CO2(ac) + H2O harr H2CO3
CO2(ac) + H2O harr HCO3minus + H+
HCO3minus harr CO3
2minus + H+
A medida que aumenta la concentracioacuten de dioacutexido de carbono en la solucioacuten la reaccioacuten se mueve hacia la izquierda favoreciendo la precipitacioacuten del carbonato de calcio
El agua de inyeccioacuten dependiendo del contenido de agentes bacterianos de su fuente que se relacionan con el crecimiento de bacterias aeroacutebicas y anaeroacutebicas tanto en los equipos de superficie bombas tuberiacuteas y los equipos de fondo de pozo como dentro de la misma formacioacuten estas bacterias pueden contribuir a la corrosioacuten y el taponamiento de los poros de la formacioacuten
Las bacterias en el agua de inyeccioacuten contribuyen a la corrosioacuten y al taponamiento de los poros de la formacioacuten esto se atribuye especialmente a las
32 CASTRO HERNAacuteNDEZ Henry Fernando y GAacuteMEZ MEJIacuteA Christian Joseacute Evaluacioacuten de la depositacioacuten de incrustaciones en sistemas de bombeo electro sumergible del campo Cantagallo Trabajo de grado Ingenieriacutea de petroacuteleos Bucaramanga Universidad Industrial de Santander (UIS)Faculta de ingenieras fiacutesico-quiacutemicas2009 98 p Disponible en httptangarauiseducobibliowebtesis2009129542pdf
30
bacterias anaeroacutebicas en las que se encuentran las reductoras de sulfato (SRB) que son las maacutes problemaacuteticas en el campo petrolero pero si se llega a encontrar suficiente oxiacutegeno disuelto en el fluido de inyeccioacuten las bacterias aeroacutebicas tambieacuten se pueden convertir en un problema
Dentro de los problemas ocasionados por las bacterias para la reduccioacuten de la inyeccioacuten se encuentran33
Taponamiento del sistema de poros por bacterias vivas o muertas como taponamiento de partiacuteculas soacutelidas
Taponamiento del sistema de poros por la secrecioacuten de poliacutemero de polisacaacuterido de colonias activas en crecimiento en la formacioacuten
Taponamiento de la formacioacuten por productos de corrosioacuten generados por el crecimiento bacteriano
Generacioacuten de gases toacutexicos H2S por accioacuten metaboacutelica de las bacterias reductoras de sulfato (SRB) in situ en sulfato elemental presente en aguas de inyeccioacuten (gt10ppm Sulfato)
La temperatura y la presencia de bacterias en las operaciones tienen una influencia en el taponamiento y corrosioacuten en los sistemas de inyeccioacuten por lo cual se deben tener alternativas respecto a su control como lo son el aislamiento de las liacuteneas del sistema limpieza uso de inhibidores y control adecuado de microorganismos adicionalmente se puede hacer uso de instrumentos para monitorear y controlar en el campo los agentes corrosivos y sus efecto como medidores de pH medidores de oxiacutegeno medidores de corrosioacuten sondas de hidroacutegeno cupones de prueba34
Inhibidores de corrosioacuten Vera35 en su trabajo muestra un resumen de los inhibidores de corrosioacuten utilizados en la industria petrolera que se evidencia en la figura 5 que permite hacer un acercamiento al tipo de tratamiento que se utiliza en la industria
33 BENNION Douglas Brant et al Op cit p 5-6 34 Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC) Manual de perforacioacuten de IADC Deteccioacuten y monitoreo de corrosioacuten Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC)2015 Vol 1 y 2 ed12 35 VERA VILORIA Alfredo Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
31
Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten
Fuente VERA VILORIA Alfredo Inhibidores de Corrosioacuten Clasificacioacuten [Imagen] Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
El tipo de inhibidores a resaltar es por su naturaleza quiacutemica en donde se encuentran ubicados los inhibidores orgaacutenicos que es el estudiado en el presente trabajo Los inhibidores de corrosioacuten inorgaacutenicos son sales metaacutelicas que pasiva la superficie metaacutelica producen una capa protectora son solubles en agua y sensibles al pH no funcionan con presencia de cloruros y son anoacutedicos o catoacutedicos Los Inhibidores orgaacutenicos son formadores de peliacuteculas y son los maacutes utilizados en los sistemas de yacimientos petroleros al crean una capa entre el metal y el fluido Son los maacutes utilizados en la industria por brindar proteccioacuten en presencia
32
de hidrocarburos y deben ser solubles o dispersables en el medio que los rodea se encuentran disponibles en diferentes formas36
Solubles en petroacuteleo tratar pozos productores-gas Solubles en agua Utilizan corrientes de flujo agua Solubles en petroacuteleo y dispersables en agua pozos productores-gas que
producen agua
La efectividad del inhibidor depende de la composicioacuten quiacutemica estructura molecular y la afinidad por la superficie del metal tiene presencia de grupos funcionales como N S O en la moleacutecula que da la polaridad y permite su reaccioacuten
El mecanismo de accioacuten es la adsorcioacuten que se da por el intercambio de la carga del inhibidor y la superficie factores a tener en cuenta en el sistema son la temperatura y la presioacuten
Se clasifican como inhibidores orgaacutenicos en
Inhibidores catioacutenicos Estaacute conformado por grupos Aminas o (Amidas Sales de moleacuteculas nitrogenadas con aacutecidos carboxiacutelicos (aacutecidos grasos aacutecidos nafteacutenicos) compuesto cuaternario de nitroacutegeno Heterociclos de nitroacutegeno) con compuestos aromaacuteticos alifaacuteticos estos son utilizados en campo para su proteccioacuten
Inhibidores anioacutenicos Sulfonatos fosfonatos se usan en aguas de enfriamiento
o anticongelantes
La accioacuten de estos productos bien sea como surfactantes anioacutenicos o catioacutenicos crean emulsiones asfaacutelticas de tipo OW donde se prefieren las emulsiones catioacutenicas el surfactante catioacutenico se adsorbe en la superficie de la gota por la parte hidrofoacutebica y el grupo amina queda dirigido hacia el agua las gotas tienen una carga positiva y al acercarse entre ellas se genera un repulsioacuten electroestaacutetica37 (Figura 6 Izquierda)
36 SHLUMBERGER (Slb) La corrosioacuten la lucha maacutes extensa [En liacutenea] En Oilfield Review 2016 vol 28 no2 p 36-51 [Consultado 12 de julio de 2020] Disponible en httpswwwslbcom-mediafilesoilfield-review03-corrosion-spanish 37 SALAGER Jean Louis Uso de surfactantes en la industria petrolera En Ciencia e Ingenieriacutea
1986 vol 18 no 2 p 99
33
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica
Fuente SALAGER Jean Louis Uso de los surfactantes en la industria petrolera Laboratorio de formulacioacuten interfases reologia y proceso [pdf] Meacuterida VenezuelaUniversidad de los Andes1991 p 13 Disponible en httpwwwfirpulavearchivoscuadernosS350Apdf
La emulsioacuten al inyectarse en un medio rocoso (arena) forma un sistema soacutelido-aceite-agua el soacutelido o roca estaacute conformada por siacutelice como superficie con carga negativa el surfactante catioacutenico pasa de la interface agua-aceite hacia agua-soacutelido y se adsorbe en la superficie soacutelida al desaparecer el surfactante de la interface agua-aceite ya no hay repulsioacuten electroestaacutetica y se genera coalescencia con el rompimiento de la emulsioacuten y humectando la superficie por aceite (hidroacutefoba) generando la adherencia a la roca (Figura 6 Derecha)38
38 Ibid p 99-101
34
2 CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA
La recoleccioacuten y anaacutelisis de la muestra permite realizar un acercamiento acerca del tipo de depoacutesitos que se pueden localizar a traveacutes del sistema de inyeccioacuten en la industria de los hidrocarburos Generalmente lo recogido en la muestra se compone de sustancias viscosas o aceitosas que se adhieren a las superficies e impiden el flujo del fluido a nivel de pozo son ensuciamientos de caraacutecter inorgaacutenico que estaacuten cubiertos con material hidrocarbonado39
21 TIPO DE MUESTRA
En la figura 7 Se observa la muestra del depoacutesito extraiacuteda en donde se visualizan sus caracteriacutesticas fiacutesicas el aspecto encontrado es de tipo aceitoso pegajoso con una coloracioacuten negro petroacuteleo y un olor fuerte bastante penetrante
Fuente elaboracioacuten propia La muestra analizada es tomada por personal de campo es extraiacuteda por medio de un raspado en el filtro de las bombas de inyeccioacuten hay que tener en cuenta que el depoacutesito es sacado sobre agua para impedir la oxidacioacuten del depoacutesito
Estas sustancias en la industria pueden diferir en su composicioacuten debido a la concentracioacuten de especies en el agua asiacute como el tipo de hidrocarburos que se presenten la muestra recolectada es llevada a un laboratorio quiacutemico para su procesamiento y anaacutelisis de sus componentes
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO
Para el anaacutelisis de datos se tiene en cuenta el tipo de crudo que se produce en la estacioacuten por medio de la recopilacioacuten de informacioacuten de ensayos realizados Estos
39 FINK Johannes Karl Drilling Fluids En Water-based Chemicals and technology for Drilling Completion and Workover Fluids Gulf Professional Publishing 2015 p 5-114
Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten
35
permiten hacer un acercamiento a las propiedades y composicioacuten del crudo por medio de anaacutelisis SARA y composicionales
221 Anaacutelisis SARA Es un anaacutelisis que se realiza al crudo con el propoacutesito de definir las proporciones en las que se encuentran presentes los componentes saturados aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos con base en las diferencias de solubilidad los asfaacuteltenos son retirados por medio de su precipitacioacuten al agregarse un n-alcano y los componentes remanentes (maacuteltenos) son separados por cromatografiacutea cada componente es removido de la columna mediante el lavado con diversos solventes40 Figura 8 Representacion esquematica SARA a continuacioacuten
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA
Fuente KHARRAT A et al Issues with comparing SARA metodologies En Energy amp Fuels 2007 Citado por FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Esquema de la separacion SARA[imagen]Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudos provenientes de hidro desintegracioacuten Ciudad de Meacutexico 2017 p10
222 Anaacutelisis composicionales Determinacioacuten de la composicioacuten del petroacuteleo los componentes de hidrocarburos se identifican por lo general mediante fracciones con nuacutemero de carbono (Cn) ademaacutes se puede identificar componentes no hidrocarbonados como nitroacutegeno azufre metales pesados y sales los resultados utilizados son determinados por la teacutecnica flash separacioacuten y cromatografiacutea de gases en donde se hace una separacioacuten de la muestra en fase gaseosa y liquida y
40 FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudo proveniente de hidrodesintegracioacuten Trabajo de Grado Ciudad de Meacutexico Instituto Politeacutecnico Nacional 2017 p8-17
36
posteriormente los gases son analizados por medio de una teacutecnica de anaacutelisis de gases extendida y los liacutequidos por cromatografiacutea de gases capilar de alta resolucioacuten programada por temperatura
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA
En instalaciones de agua producida por la separacioacuten del crudo se encuentra un depoacutesito denominado como ldquoschmoordquo que estaacute compuesto de materia hidrocarbonada y solidos inorgaacutenicos es un depoacutesito negro espeso y pegajoso que se adhiere a cualquier superficie con la que entra en contacto y que puede acumularse en las superficies internas de la tuberiacutea y depositarse en la parte inferior del pozo que conecta con la formacioacuten algunos ejemplos se muestran Figura 9
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo
Fuente CEPSA Colombia SA Actividades de mantenimiento de tuberiacuteas de liacutenea de flujo [Imagen] 2020
La figura 9 hace un acercamiento de como se ve la deposicioacuten de compuestos orgaacutenicos en el interior de las tuberiacuteas a nivel del sistema de inyeccioacuten de agua hay que tener presente que el depoacutesito afecta la operacioacuten de inyeccioacuten al generar barreras que impiden el paso del fluido y deriva a la reduccioacuten del diaacutemetro de la tuberiacutea por su acumulacioacuten generando incremento de peacuterdidas de friccioacuten durante el bombeo del agua y ocasiona un incremento de requerimientos de la potencia de la bomba incrementando el costo de energiacutea en el bombeo un comportamiento similar se tiene con la deposicioacuten de soacutelidos en la formacioacuten como se menciona en el capiacutetulos anterior estos depoacutesitos generan taponamiento en la formacioacuten y por ende disminuyen el flujo inyectado (BAPD)
37
De los resultados del anaacutelisis de este material depositado determinan que la suciedad estaacute constituida en su mayoriacutea por hidrocarburos aceites y grasas con trazas de cationes como hierro y bario tal como se muestra en la tabla 1 Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra
Paraacutemetro Teacutecnica Liacutemite de
cuantificacioacuten de meacutetodo
Unidad Agua de
disposicioacuten
Bario total
Digestioacuten aacutecido niacutetrico ndash espectrofotometriacutea de absorcioacuten atoacutemica con llama directa de oacutexido nitroso ndash acetileno
100 Ppm lt100
Grasas y aceites
Extraccioacuten por ultrasonido-infrarrojo
00100 299
Hidrocarburos Extraccioacuten por ultrasonido- infrarrojo
00100 276
Hierro total Digestioacuten AA-llama aire acetileno
40 Ppm 1662
Fuente CHEMILAB Chemical laboratory Reporte de resultados de prueba de laboratorio [En liacutenea] Bogotaacute [Consultado 2 de diciembre de 2020] Comunicacioacuten personal En la caracterizacioacuten de la muestra se debe tener en cuenta todos los componentes presentes sin embargo como el resultado arroja un porcentaje mayor al 40 de compuestos orgaacutenicos hacen que la identificacioacuten de otros no sea posible porque la muestra no es soluble en agua por ello no es posible realizar la identificacioacuten y anaacutelisis de sulfatos porcentaje de soacutelidos calcio magnesio y materia orgaacutenica presente entre otros De otra parte aquellos componentes con valores no significativos tampoco son tenidos en cuenta
Adicionalmente se tiene como apoyo de anaacutelisis el resultado del ensayo SARA realizado al crudo de la estacioacuten este crudo se corresponde con una mayor proporcioacuten a compuestos saturados y en menor a aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos como se evidencia en la graacutefica 1
38
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Reporte resultados de laboratorio Anaacutelisis de crudo [pdf] 2016 p 1-2
Esta composicioacuten demuestra que el crudo es de tipo parafiacutenico al contener maacutes del 50 de hidrocarburos saturados y las trazas en el fluido tratado van a estar constituidas en mayor proporcioacuten por este tipo de compuestos Esta evidencia se puede reafirmar por medio de los anaacutelisis composicionales de hidrocarburos a C36
+ (PVT) realizados a muestras en cabeza y fondos de pozo en donde tambieacuten se encontraron hidrocarburos saturados y aromaacuteticos constituidos por moleacuteculas de metano a butano en menor proporcioacuten en peso de 015 en fase gaseosa del pentano(C5) hasta heptadecano (C17) en una proporcioacuten hasta de 3 en fase liacutequida y del octadecano (C18) en adelante se muestra la fase soacutelida con un comportamiento mayormente representado por el hexatriacontano (C36
+) que alcanza proporciones del 27 en peso
En los compuestos aromaacuteticos se tienen proporciones insignificantes en comparacioacuten a la fase soacutelida con proporciones hasta del 025 con moleacuteculas de benceno tolueno etilbenceno o-xileno m-xileno y p-xileno41
Al pasar el agua por el tratamiento en la PTARI quedan remanentes de aceites en el fluido de disposicioacuten esta presencia de aceite en el agua de inyeccioacuten hace que las gotas se puedan deformar en gotas de menor tamantildeo que se comportan como partiacuteculas soacutelidas y que actuacutean como agente de adherencia hacia las partiacuteculas que se presentan en el agua tambieacuten hay que tener en cuenta que las sustancias orgaacutenicas pueden precipitarse por cambios en el sistema de inyeccioacuten de la temperatura y la presioacuten lo que provoca que se altere la humectabilidad de la formacioacuten y disminuya la permeabilidad y por ende se cause la disminucioacuten de la inyectividad
El bario (Ba2+) y el hierro son compuestos de baja solubilidad en agua el ion bario tiene la capacidad de combinarse con el ion sulfato y precipitar a sulfato de bario
41 CEPSA Colombia SA Reporte final estudios de fluido de yacimiento [pdf] 2014 p 11-19
61
23
6
10
Saturados
Aromaacuteticos
Resinas
Asfaacuteltenos
39
(BaSO4) este puede generar problemas de taponamiento en cuanto al hierro en los sistemas de agua de tratamiento y disposicioacuten se le atribuye a la restriccioacuten de flujo por la presencia de subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2O3) carbonato de hierro (FeCO3) y sulfuro de hierro (FeS) ademaacutes indica problemas de corrosioacuten en el sistema de igual manera en los procesos de inyeccioacuten reduce la permeabilidad de la formacioacuten aumenta las presiones y reduce las tasas de inyeccioacuten42
LY KT et al43 en su artiacuteculo identifica que en sistemas de inyeccioacuten de agua se encuentra una escala orgaacutenica inorgaacutenica ldquoSchmoordquo que puede estar compuesta por partiacuteculas de sulfuro de hierro recubiertas de aceite es decir el causante de la disminucioacuten del caudal estaacute dado por la acumulacioacuten del depoacutesito mixto En nuestra muestra se considera solo la presencia de carbonato de hierro u oacutexido de hierro debido a que no hay presencia de sulfuros en el agua que se inyecta asiacute mismo la parte orgaacutenica se asocia tanto a las parafinas por ser el compuesto en mayor proporcioacuten en el anaacutelisis SARA como a los asfaacuteltenos debido a que estos inducen de manera natural un dantildeo a la formacioacuten al precipitarse y bloquear la garganta de los poros en la formacioacuten no obstante se encuentren entre unos de menor proporcioacuten
42 OGDEN BeckyL Water technology understanding interpreting and utilizing water analysis data [En liacutenea]2018 p2-4 [Consultado 10 de Febrero de 2020] Disponible en httpspdfssemanticscholarorgb2ea0b595edec21d5f0e4dde809af17fde6929d2pdf_ga=27332949115605180441597859168-17888081661597859168 43 LYK T et al Novel Chemical Dispersant for Removal of OrganicInorganic Schmoo Scale in Produced Water Injection Systems NACE International 1998
40
3 SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En este capiacutetulo se abordan las estrategias que se utilizan industrialmente al momento de seleccionar un tratamiento de limpieza una de ellas es el uso de inhibidores asiacute como los mecanismos que interactuacutean en la disolucioacuten de los depoacutesitos a afectar con el inhibidor enfocados en procesos de difusioacuten y precipitacioacuten de manera que en estos los tipos de reacciones que se lleven a cabo permitan cumplir la funcioacuten de limpieza del substrato en las liacuteneas del sistema de inyeccioacuten
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN
La seleccioacuten del inhibidor es realizada a traveacutes del proveedor por lo tanto estaacute guiada por la experiencia y recomendacioacuten que tiene el personal con la praacutectica en tratamientos quiacutemicos
Se realiza una revisioacuten bibliograacutefica para tener en cuenta los aspectos a revisar al momento de seleccionar un producto tratante y se participa de estas reuniones proveedor ndash compantildeiacutea y tesista en el proceso de seleccioacuten a traveacutes de estas se observa que el proceso de planeacioacuten ademaacutes de la ejecucioacuten experimental consiste de los aspectos a continuacioacuten44454647
Identificacioacuten del problema Estado operacional del sistema Anaacutelisis de la aplicacioacuten antes de iniciar la prueba Identificacioacuten de los inhibidores candidatos sean estos sugeridos por un
proveedor48 especializado en el tema o por medio de pruebas de laboratorio existentes en el mercado
Se procede de manera sistemaacutetica al desarrollo de los aspectos antes mencionados
311 Revisioacuten de antecedentes Se tiene en cuenta la revisioacuten de los antecedentes del sistema de disposicioacuten del agua producida en el campo Este sistema se encuentra conformado por cinco pozos disposal que cuentan con un volumen de inyeccioacuten aproximado de 100000 BAPD producida se tiene el historial de inyeccioacuten
44 SCHLUMBERGER (Slb) Matrix stimulation engineering [Diapositivas] Cartagena Colombia 2006 36 Diapositivas color 45 DURNIE William GOUGH Mark DE REUS Han Development of Corrosion Inhibitors to Address under Deposit Corrosion in Oil and Gas Production Systems Houston Texas NACE International 2005 3p 46 PALMER J W HEDGES W and DAWSON J L Use of Corrosion Inhibitors in Oil and Gas Production Inhibitor selection strategies [En liacutenea] London Maney 2004 p 21-36 [Consultado 19 de Agosto de 2020] Disponible en Knovel 47 ECKERT Richard Field Guide to Internal Corrosion Mitigation and Monitoring for Pipelines NACE 2016 368 p 48 HALLIBURTON Corrosioacuten Operaciones de campo [Diapositivas]2006 25 diapositiva color
41
del pozo a trabajar (C3) e informacioacuten de inyeccioacuten de los otros pozos En el graacutefico 2 se muestra el comportamiento de inyeccioacuten de cada pozo en el sistema
Fuente elaboracioacuten propia con base en el historial de pozos de inyeccioacuten de CEPSA Colombia SA
Seguacuten la graacutefica anterior del sistema se puede apreciar que el mayor pozo inyector es el pozo CA que representa cerca del 43 del fluido total inyectado mientras que el pozo C3 solo inyecta un 73 representando la menor proporcioacuten este es el pozo inyector utilizado para la investigacioacuten en donde se observa que se presenta una baja inyectividad como se menciona en el capiacutetulo 2 esta es causada por la acumulacioacuten de soacutelidos y el taponamiento de la formacioacuten
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada
El pozo C3 cumple con una operacioacuten continua (24Hrs) la cantidad de agua inyectada y la presioacuten en cabeza de pozo en liacutenea base es aproximadamente de 8100 bbls y 1150 Psi respectivamente Se tiene una presioacuten de descarga de bomba (PDP) de 1213 Psi y las dimensiones del horizonte de inyeccioacuten se encuentran a una base de 5119 y un tope de 5117 ft49
El agua residual tratada se dispone en la formacioacuten carbonera del miembro C7-M que estaacute conformada por rocas de reservorio de caraacutecter arenoso estas arenas son excelentes almacenadoras de hidrocarburos y asiacute mismo excelentes
49 CEPSA Colombia SA Reporte de produccioacuten Sistema de inyeccioacuten de Agua [En liacutenea] 2019
44397 BAPD
15792 BAPD8100 BAPD
10776 BAPD
23098 BAPD CA
C1
C3
C2
CC
Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten
42
reservorios con un rango de porosidad entre 10-30 a nivel bibliograacutefico50 y por ende un buen receptor del agua de inyeccioacuten
Las caracteriacutesticas de la carbonera C7 son
ldquoPorosidad 23-28 permeabilidad 1-5D espesor 30-100ft acuiacutefero activo pero igual buena inyectividad se inyecta como disposal en la misma formacioacuten productora pero a mayor profundidad arenisca alto NTGgt90 agua tratada en superficie con caracteriacutesticas seguacuten regulacioacutenrdquo51
Seguacuten las propiedades mencionadas anteriormente el pozo deberiacutea contar con una buena inyeccioacuten del flujo que se dispone por tal motivo se puede estar presentado un dantildeo en la formacioacuten receptora (Taponamiento de los poros)
El agua del sistema de inyeccioacuten debe pasar por un tratamiento previo con el fin de retirar las partiacuteculas que afectan su calidad esta estaacute dada por las caracteriacutesticas fiacutesicas quiacutemicas y bioloacutegicas producto de su origen como aguas de produccioacuten y su interaccioacuten en los distintos procesos de separacioacuten y tratamiento hasta dejarlas en condiciones de norma para su vertimiento como inyeccioacuten a la formacioacuten en el capiacutetulo 6 se hace un anaacutelisis maacutes detallado del agua de disposicioacuten y de la formacioacuten
El tratamiento de agua de produccioacuten en la industria se realiza a traveacutes de la PTARI cuenta con etapas de remocioacuten de crudo grasas y aceites esta remocioacuten se lleva a cabo en primera medida por medio de hidrociclones seguidos de procesos de separacioacuten por micro flotacioacuten y filtracioacuten estos se hacen a traveacutes de equipos de micro burbujeo y un separador API respectivamente Como segunda medida se realiza una nueva remocioacuten de aceite por medio de la adsorcioacuten del sustrato de nuez y finalmente el agua es pasada por un decantador y de alliacute pasa a los tanques de inyeccioacuten (TK-2700)52-
53 El efluente de la PTARI cumple con las condiciones que se muestran en la tabla 2
50AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH) Llanos Orientales [Poster] Open round Colombia 2010 [En liacutenea] 2010 [Consultado 10 de Noviembre de 2020] Disponible en httpwwwanhgovcoInformacion-Geologica-y-GeofisicaEstudios-Integrados-y-ModelamientosPresentaciones20y20Poster20TcnicosLlanos20(pdf)-Ronda20Colombia202010pdf 51 CEPSA Colombia SA Resentildea Ingenieriacutea de yacimientos 2019 52 MESA Sandra Lilianaet al Revisioacuten del panorama actual del manejo de agua de produccioacuten en la industria petrolera colombiana [En liacutenea] En Gestioacuten y Ambiente 2018 Vol 21 no1 p87-98 [Consultado 17 de Agosto de 2020] Disponible en httpsrevistasunaleducoindexphpgestionarticleview6979267011 53LIZARAZO FIGUEROA J G y OLAYA NOGUERA E A Evaluacioacuten teacutecnico financiera del cambio del sistema de levantamiento artificial actual por bombeo hidraacuteulico empleando las condiciones operativas del campo Peguita III Trabajo de grado Ingenieriacutea de Petroacuteleos Bogotaacute Fundacioacuten Universidad de Ameacuterica 2017 168 p
43
Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual industrial
Paraacutemetros Unidad Resultado
Aceites y grasas mgL 72
Conductividad eleacutectrica 1023
DBO5 mgL 591
DQO mgL 1191
Dureza total mgL 176
pH Unidad de pH 743
Solidos totales en suspensioacuten mgL lt10
Soacutelidos totales mgL 664
Aniones
Cloruros mgL 32
Metales totales
Bario mgL 0172
Cadmio mgL lt0010
Cromo mgL lt0050
Niacutequel lt0020
Plomo mgL lt0050
Sodio mgL 214
Hidrocarburos
Hidrocarburos totales mgL 6403
Fuente CEPSA Colombia SA Reporte de resultados agua industrial residual
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba De otra parte hay que tener en cuenta en el momento de seleccionar el inhibidor las condiciones de temperatura presioacuten y pH en el sistema en vista en que estas dos condiciones pueden afectar la solubilidad del producto bien sea por su disminucioacuten o porque impidan la mezcla del producto en el fluido Asiacute mismo en el entorno de aplicacioacuten se pueden generar reacciones indeseadas como la formacioacuten de precipitados efecto totalmente adverso al objetivo del inhibidor o porque su incompatibilidad con el medio de la formacioacuten produzca hinchamiento de las arcillas y taponamiento de los canales porosos
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor El proveedor realiza la seleccioacuten del inhibidor por medio de una prueba de dilucioacuten con inhibidores de una misma tecnologiacutea en donde se compara el inhibidor A frente al inhibidor B en este uacuteltimo se puede deducir que a nivel visual presenta incompatibilidad por la presencia de precipitado en el fondo de la botella El inhibidor A se puede decir que es seleccionado por demostrar dispersioacuten al tener una botella sucia en la imagen no se evidecia presencia de precipitados o asentamientos de soacutelidos en el fondo
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La tecnologiacutea probada es multifuncional con la capacidad de inhibir la corrosioacuten y ser usado para la limpieza del sistema Estos inhibidores estaacuten conformados por compuestos tensioactivos y se identifica por ser soluble en agua
Para hacer un acercamiento a sus componentes se tiene en cuenta una ficha de seguridad en donde describe las generalidades del producto (Inhibidor multifuncional) y se describen a continuacioacuten
Composicioacuten general del inhibidor seleccionado Seguacuten la ficha del inhibidor seleccionado se conoce las sustancias que lo componen en las encontramos el metanol (30-60ww) isopropanol (1-5ww) compuesto de azufre orgaacutenico (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (10-30ww) compuesto de amonio cuaternario (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (1-5ww)54
Al hacer la revision bibliografica se puede decir que en el paquete de compuestos del inhibidor se tiene como solvente orgaacutenico el metanol (CH3OH) al ser la sustancia que se encuentra en mayor proporcioacuten el compuesto de amonio cuaternario (-R4N+) que sigue en peso al metanol representa el inhibidor de corrosioacuten activo presente en la formulacioacuten el compuesto de azufre orgaacutenico cumple el papel de intensificador que se utiliza para optimizar el rendimiento del inhibidor y acelerar la formacioacuten de la peliacutecula inhibidora los demaacutes compuestos se desempentildean diferentes funciones como rompedores de emulsiones agentes espumantes y detergentes que deberiacutea permitir la limpieza del substrato en la superficie55
En la literatura Garst56 trata el asunto de la mejora de un pozo por medio de estimulaciones en donde tiene en cuenta que la eleccioacuten del producto tratante debe tener las siguientes caracteriacutesticas
Tener la capacidad de reducir la tensioacuten interfacial aceite-agua
Ser soluble para obtener concentraciones suficientes en la interfaz aceite-agua para permitir el movimiento del aceite
Los inhibidores pueden ser solubles o dispersables aunque se prefiere solubilidad sobre la dispersioacuten del producto para evitar la posibilidad de formacioacuten de taponamientos de la liacutenea
El producto debe tener una baja tendencia de adsorcioacuten en las superficies para evitar la peacuterdida del producto
54 NALCO Hoja de datos de seguridad producto Clean n Correg EC1509A [en liacutenea] Naperville Nalco Company 2010 11 p [Consultado 7 de octubre de 2019] Disponible en httpnebulawsimgcom70c120fb9c30b35994c1f743a188e756AccessKeyId=0C73C9180B472EC38D9Aampdisposition=0ampalloworigin=1 55 COURSERA Universidad de Manchester Corrosion inhibitor SelectionDeployment [Video] Protecting the world Introducing corrosion Science and Engineering [En liacutenea] 2019 15min [Consultado] Disponible en httpswwwcourseraorglecturecorrosioncorrosion-inhibitor-selection-deployment-igezL 56 GARST AW A low-cost method of production stimulation En Journal of Petroleum Technology Society of Petroleum Engineers 1954 vol 6 p 11
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32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En la discusioacuten de los resultados se tiene en cuenta los aspectos que concierne a
El inhibidor
Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten
El sistema de inyeccioacuten
La aplicacioacuten de la prueba
321 El Inhibidor De los resultados de la dilucioacuten para nuestro caso la realizada por el proveedor del tratamiento tal como se menciona en la seccioacuten de la seleccioacuten del inhibidor por parte del proveedor se cuenta con dos tipos de productos inhibidor A e inhibidor B este producto es descartado posiblemente por la presencia de precipitados en el asiento de la botella y el producto A se aprueba como producto tratante por la disolucioacuten del soluto en el solvente se hace el acercamiento de las reacciones a partir de la imagen reportada en el resultado del proveedor donde se abarca informacioacuten sobre reaccioacuten de precipitacioacuten y el mecanismo de difusioacuten
Se adentra en la discusioacuten de los resultados obtenidos por el proveedor en donde se tienen en cuenta el comportamiento de la disolucioacuten y el tipo de reaccioacuten que se puede presentar en cada botella las premisas se detalla a continuacioacuten
Al realizar disoluciones se espera que las moleacuteculas del soluto se disuelvan para generar una disolucioacuten liquida en este proceso se presentan dos tipos de fases
La primera es la fase dispersa que se encuentra en menor proporcioacuten y hace referencia al soluto que seriacutea en nuestro caso el depoacutesito
La segunda es la fase dispersante que es representado por el producto tratante
Seguacuten Seager et al en una disolucioacuten el solvente debe tener la capacidad de interactuar con cualquier aacuterea superficial del soluto y las moleacuteculas del solvente sean atraiacutedas hacia el depoacutesito permitiendo que se asocien para luego fijarlas en la solucioacuten y asiacute alcanzar la disminucioacuten del tamantildeo y dispersioacuten de la partiacutecula57 este comportamiento puede estar asociado en lo ocurrido con el inhibidor A
Por lo cual el mecanismos que impera en este tipo de reaccioacuten (Botella inhibidor A) es la difusioacuten como se observa en la figura 10 este fenoacutemeno es explicado por Wang et al58 y se da cuando el producto tratante alcanza la suciedad sobre la superficie soacutelida que da paso a la formacioacuten de pequentildeos grupos de aceite-tensoactivo que aumentan la solubilidad del depoacutesito (soacutelido) permitiendo el
57 SEAGER R J ACEVEDO A J SPILL F et al Solid dissolution in a fluid solvent is characterized by the interplay of surface area-dependent diffusion and physical fragmentation [En liacutenea] En Sci Rep 8 2018[Consultado 15 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwnaturecomarticless41598-018-25821-x 58 WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Molecular mechanisms for surfactant-aided oil removal from a solid surface Applied Surface Science 2015 Vol359 p98-105
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desprendimiento al generar la ruptura de los grupos (aceite-tensioactivo) y facilitar la difusioacuten en la solucioacuten que se da por la naturaleza hidrofilica de la cabeza del producto y esta generacion de grupos en solucioacuten puede ser la causa de la turbidez o suciedad que se presenta en la botella A En la figura 10 tambien se observa la afinidad que tiene las partes del producto (cabezacola) hay que tener en cuenta que los inhibidores al estar conformados por compuestos tensioactivos siguen este comportamiento para la funcioacuten de limpieza donde la cabeza como se evidencia tiene la afinidad con las moleculas de agua y permite que se entre en solucioacuten mientras que la cola se asocia a sustancias apolares lo que permite el contacto e interaccioacuten con las superficies que se presentan en el sistema
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida
Fuente WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Mecanismos moleculares para la eliminacioacuten de aceite con ayuda de surfactante de una superficie soacutelida Applied Surface Science 2015 vol359 p 100
En el caso del producto B (botella) puede estar ocurriendo una reaccioacuten de precipitacioacuten que se presenta en la solucioacuten con la generacioacuten del producto insoluble (soacutelido en la botella) Renard et al59 aborda esta situacioacuten a traveacutes de la precipitacioacuten acoplada donde un mineral de carbonato AB (depoacutesito) que se va a disolverse en una solucioacuten acuosa (Producto) puede generar una reaccioacuten entre los iones del depoacutesito con las especies presentes en la solucioacuten y dar la precipitacioacuten de un nuevo compuesto este fenoacutemeno se observa en la figura 11
Cabe resaltar que el descarte de este producto se da porque a nivel visual se ven precipitados en la botella como se menciono se pueden dar por reacciones de precipitacion o porque no hay una buena afinidad entre las sustancias que interactuan que hacen que el proceso de difusioacuten sea mas lento y no tenga el rendimiento esperado en cualquiera de los casos al llegar a presentarse esto durante la aplicaion ya sea en la formacioacuten o en la liacutenea de inyeccion va a provocar que se genere un mayor taponamiento en el sistema por la posible acumulacioacuten y
59 RENARD Franccedilois ROYNE Anja PUTNIS V Christine Timescales of interface-coupled dissolution precipitation reactions on carbonates Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p1-40
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segundo va a generar un mayor gasto de producto y por lo tanto un impacto en costos de tratamiento
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada
Fuente RENARD F ROYNE A Putnis V C Escala de tiempo de las reacciones de precipitacioacuten de disolucioacuten acopladas por interfaz de carbonatos Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p 35
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten En las condiciones del sistema se menciona que la formacioacuten es de caraacutecter arenoso seguacuten la resolucioacuten 13142014 de la ANLA60 este tipo de reservorios se encuentra humectado por agua
En la superficie de la roca hidratada estaacute presente el grupo silanol (-Si-OH) que se ioniza dando grupos de carga positiva o negativa dependiendo del pH de la solucioacuten que lo rodee siguiendo el comportamiento de las reacciones que se muestran a continuacioacuten61
SiOH + H+ harr SiOH2+
SiOH + OHminus harr SiOminus + H2O
La superficie mineral es sensible a los cambios de pH porque afectan indirectamente su humectabilidad las superficies arenosas tienden a tener una carga negativa pero puede variar por el pH del medio
En la superficie mineral la precipitacioacuten de material hidrocarbonado cambia la humectabilidad de la misma de superficie mojada por agua en aceite por la acumulacioacuten de este tipo de sustancias y se encuentran influenciadas por el aacutengulo
60 COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) Resolucioacuten 1314
(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras determinaciones Bogotaacute DC 2014p 14 [Consultado 3 de octubre de 2019]Disponible en httpportalanlagovcositesdefaultfiles14400_res_1314_311014pdf 61 PHILIPOSSIAN A and MUSTAPHA L Tribological Attributes of Post-CMP Brush Scrubbing [En liacutenea] EnJournal of the electrochemical society2004p3[Consultado 2 de Julio de 2020]Disponible en httpwwwcmpconsultingorgcariboost_filesphiliposian_2Btribological_2Battributes_2Bof_2Bpost-cmp_2Bbrushpdf
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de contacto como se menciono en el capitulo 1 en la figura 12 se observa la interaccioacuten aacutecido-base de una solucioacuten salina la superficie mineral y una moleacutecula de hidrocarburo y se evidencia su interaccioacuten por intercambio ioacutenico un mecanismo por el agua se puede ver influenciado la deposicioacuten del aceite
Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base
Fuente WANG Yefei XU Huaimin YU Weizhao BAI Baojun SONG Xinwang and ZHANG Jichao Surfactant induced reservoir wettability alteration Recent theoretical and experimental advances inenhanced oil recovery China University of Petroleum and Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2011 p465
Cuando se presenta la diminucioacuten de la inyeccioacuten por el taponamiento de la superficie de la arena se obligan a implementar trabajos de estimulacioacuten mecaacutenica o quiacutemica que aumenten la capacidad de flujo mediante la remocioacuten de las restricciones que se presenten en dicha formacioacuten
En trabajos de acidificacioacuten por Halliburton se dice que para limpiar los poros de las areniscas la seleccioacuten del fluido del tratamiento se basa en la permeabilidad y mineralogiacutea de la roca teniendo en cuenta las reacciones quiacutemicas involucradas entre el aacutecido con los minerales
La interaccioacuten entre la arenisca y el tratamiento aacutecido se pueden encontrar las siguientes reacciones
4HF + SiO2 rarr SiF4 + 2H2O
3SiF4 + 2H2O rarr 2H2SiF6 + SiO2
En estas reacciones el dioacutexido de silicio es el principal constituyente del cuarzo el tetrafluoruro de silicio en presencia de agua forma aacutecido fluorosilicico que reacciona con sales del agua de la formacioacuten para formar fluorosilicatos y las
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arcillas que son solubilizadas por el HF se precipitan parcialmente al gastarse el aacutecido en la formacioacuten para un incremento de permeabilidad62
Hay que tener en cuenta que no siempre la limpieza por medios aacutecidos es efectiva debido a que los componentes que taponan el paso no son solubles en aacutecidos e incrementan el taponamiento de la formacioacuten por lo que una opcioacuten de tratamiento en areniscas es un fluido con tratamientos alcalinos o pocos aacutecidos
Una alternativa a los trabajos de acidificacioacuten e intervenciones de pozo es la inyeccioacuten quiacutemica como tratamiento de limpieza que baacutesicamente es el uso de limpiadores mejorados que se presentan en forma de productos solubles en agua63 que generan la modificacioacuten de la superficie por medio de la interaccioacuten de las fuerzas que son las responsables del humedecimiento y la adhesioacuten de las sustancias por eso hay que tener en cuenta que las partiacuteculas de aceite no se desplazan con el agua sino con la fase de humectacioacuten y por lo tanto con el cambio del angulo de contancto es decir se reduzca (lt90deg) por la interaccion entre las fuertas interfaciales y por medio de la fuerza del fluido y su movimiento sea maacutes faacutecil retirar el producto del sistema hacia la formacioacuten
Se observa que la superficie mineral es importante para el comportamiento del producto debido a que pueden generar peacuterdidas por la tendencias de adsorcioacuten sobre esta como lo menciona Garst anteriormente y se confirma por medio de los estudios realizados por Amirianshoja et al64en donde la adsorcioacuten disminuye la eficiencia del producto inyectado y se ve influenciado ademaacutes por el tipo de tensoactivo que se maneje (anioacutenicos no ioacutenico) en este estudio se incrementa la adsorcioacuten para los tensioactivos no ioacutenicos sobre los anioacutenicos en la arcilla probada
Por lo tanto la superficie mineral es un factor importante a la hora de seleccionar un producto tratante en donde se deben realizar las pruebas necesarias a nivel laboratorio para ver los efectos compatibilidad y el rendimiento que se puede alcanzar con el producto seleccionado y su composicioacuten
En este caso el paquete inhibidor tiene presente amonio cuaternario que puede ocasionar la interaccioacuten con la formacioacuten de igualmente los compuestos utilizados no siempre van a ser solubles en agua que producen la adicioacuten de alcoholes bien sea isopropanol o metanol (Solvente orgaacutenico) u otro alcohol porque son miscibles con agua y tienen compatibilidad con formaciones sensibles a esta de otra forma pueden reducir la tensioacuten superficial y permitir la remocioacuten de barreras al actuar como tensioactivos
62 HALLIBURTON Estimulacioacuten de pozos Operaciones de campo [Diapositivas]2006 35
diapositivas color 63 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 p 1-2 64 AMIRIANSHOJA T et al A comparative study of surfactant adsorption by clay minerals En Journal of Petroleum Science and Engineering 2013 vol 101 p 21-27
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323 Sistema de inyeccioacuten El sistema de tratamiento contenido por tanques bombas y accesorios metaacutelicos asiacute mismo las largas tuberiacuteas de conduccioacuten desde el sistema de tratamiento hasta el pozo inyector contribuyen a generar grandes depoacutesitos de acumulacioacuten de ldquoschmoordquo que ocasionan taponamiento del sistema y por ende de los poros de la formacioacuten Este efecto de prevencioacuten y mitigacioacuten en el mantenimiento se hace maacutes efectivo como un proceso de limpieza de todo el sistema al aumento de la variables pero no se tiene certeza de la reaccion con los minerales que se encuentran en esta como se menciona en el intem anterior son de gran influencia para la eficiencia del producto y por lo tanto para el grado de limpieza del sistema
324 Aplicacioacuten de la prueba Autores como Horsup et al Hilfiger et al y Peacuterez D et al han trabajado el uso de inhibidores como una herramienta para la limpieza de liacuteneas y sistemas de inyeccioacuten donde se presentan peacuterdidas de inyeccioacuten presentando una buena respuesta a la solucioacuten del problema En la figura 13 Se observa coacutemo se da la interaccioacuten para obtener el efecto de limpieza del depoacutesito y la inhibicioacuten a la corrosioacuten claramente se observa que la segunda funcioacuten no se va a dar si el sistema se encuentra con suciedad Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos
Fuente HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Principles of cleaning hydrocarbon deposits using surfactants [imagen] Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor Brasil Society of petroleum Engineers 2011 p2 En el caso de Hilfiger et al65 utiliza una combinacioacuten de un limpiador soluble en agua y dispersable en aceite con un inhibidor de corrosioacuten para tratar depoacutesitos de parafinas e hidrocarburos los autores expresan que el ablandamiento de la moleacutecula depositada se da permitiendo que los depoacutesitos se descompongan y se mantengan dispersos en la solucioacuten En la prueba de campo 1 de los autores66 se obtiene la disminucioacuten de la presioacuten y el aumento de los voluacutemenes de agua estas dos variables objetivo permiten evaluar la bondad del producto tratante es asiacute como se pasa de un caudal de inyeccioacuten de 9m3d (5668 bblsd) a 13m3d (8177 bblsd) de la misma manera la presioacuten cae en 18 en un lapso de 4 meses
65 HILFIGER MG STEWART SA ANSARI A Op cit p2 66 Ibid p 7
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Al igual que Hilfiger et al Peacuterez D et al67 aplica como producto tratante una combinacioacuten de inhibidor de corrosioacuten Agente de limpieza en una prueba de campo por 3 meses donde el pozo tratado pasa de tener una inyeccioacuten de 70 m3d (440bblsd) a 206 m3d (129574bblsd) con una reduccioacuten de presioacuten del 10
Al tenerse en cuenta los resultados obtenidos por los autores mencionados se observa un comportamiento en comuacuten la reduccioacuten de la presioacuten y el aumento del caudal en los periodos analizados que permite mejorar la operacioacuten de la actividad en campo por lo tanto se esperaba un comportamiento similar con la aplicacioacuten del producto en el pozo a tratado (C3)
Al igual que los autores anteriores Horsup et al68 tienen una misma finalidad de estudio pero utiliza una forma diferente de anaacutelisis empleando experimentacioacuten en laboratorio al probar diferentes alternativas de tratamientos (producto paquetes inhibidores) en sus ensayos y mirar el impacto de cada estructura en la tensioacuten interfacial y como esta influye en la remocioacuten del depoacutesito los resultados obtenidos en el estudio se muestran a continuacioacuten resaltando los productos con grupos nitrogenados
En el caso del producto de corrosioacuten activo la amina cuaternaria no era el mejor para las condiciones de estudio se necesitaba una alta CMC (200 a 500ppm) y su tensioacuten superficial miacutenima era18 mNm mientras que el activo AMF (amina grasa modificada) presentaba los valores maacutes bajos de CMC (50-100ppm) como de tensioacuten superficial (15 mNm)
Para los inhibidores de corrosioacuten estudiados se tiene en cuenta producto A (multifuncional) C (inhibidor corrosioacuten dispersante) y D (inhibidor corrosioacuten dispersante) donde A es el mejor producto de eliminacioacuten porque representa la menor tensioacuten (15) y una CMC significativa (100-200ppm) se hacen pruebas a concentraciones menores y se consigue una buena remocioacuten de la sustancia
Por lo tanto la aplicacioacuten objetivo del producto es alcanzar la miacutenima tensioacuten interfacial a concentraciones significativas coherente con los objetivos econoacutemicos para hacer que este sea un producto viable y efectivo en la eliminacioacuten del depoacutesito porque a menor concentracioacuten es posible un menor costo de aplicacioacuten y a menor tensioacuten superficial miacutenima obtenida mayor inyectividad se podraacute alcanzar confirmando que el producto A del autor es el mejor paquete entre los inhibidores de corrosioacuten activos y los inhibidores de corrosioacuten estudiados
67 PEacuteREZ D RIacuteOS J Tecnologiacuteas quiacutemicas para recuperacioacuten o mantenimiento de la inyectividad y de la integridad en sistemas de inyeccioacuten Como estrategia complementaria a EOR En Petrotecnia 2013 p 2 68 HORSUP DI DUNSTAN TS Y CLINT JS Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled Systems CORROSION 2009 vol 65 nro 8 pp 527-544
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4 PRUEBA PILOTO
La informacioacuten de anaacutelisis se obtiene de la prueba realizada por la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten llevado a cabo por la compantildeiacutea CEPSA COLOMBIA SA
Se toma como punto de control de la prueba el pozo C3 inyector se realiza un seguimiento diario del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten final de agua se verifica la toma de datos de las variables para medir el comportamiento de la inyectividad del pozo
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO
El sistema de inyeccioacuten del pozo se deriva del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten total compuesto por un tanque de almacenamiento de agua de inyeccioacuten (TK-2700) que alimenta a las bombas booster estas se encargan de aumentar la presioacuten para pasar el agua a seis bombas principales de inyeccioacuten en cabeza de pozo a traveacutes de manifold de derivacioacuten el cual unifica la produccioacuten total de agua y la divide a cada uno de los pozos inyectores Por lo tanto el sistema total estaacute compuesto por 5 pozos inyectores del campo El diagrama del sistema de inyeccioacuten del pozo C3 Se observa en la figura 14 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Esquema sistema de inyeccioacuten 411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor La aplicacioacuten del producto se da por medio de las facilidades que se encuentran ubicadas en la superficie de la liacutenea permitiendo la aplicacioacuten del tratamiento a nivel
53
superficial en la cabeza del pozo inyector C3 a traveacutes de un Quill de inyeccioacuten en la figura 15 se muestra un esquema de inyeccioacuten quiacutemica sobre la tuberiacutea69 Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten
Fuente HAYWARD Industries simple installation [imagen] FLOW CONTROL IV SERIES Injection Valves IQ SERIES Injection Quills Hayward Industries Inc 2016 p 2 [Consultado 11 de Agosto de 2020] Disponible en httpswwwhaywardflowcontrolcomassetsdocumentsflowcontrolpdfNPPIVQ0516pdf En la siguiente figura 16 se muestra el skid de inyeccioacuten para hacer la dosificacioacuten del tratamiento quiacutemico que cuenta con bombas dosificadoras vaacutelvulas el tanque de almacenamiento del producto quiacutemico y el medidor de nivel
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico
Fuente CEPSA Colombia SA Skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico
69 PALMER JW HEDGES W DAWSON JL Opcit p 51-69
Quill
Tubo
Bomba dosificadora
Tanque almacenamiento
quiacutemico
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El sistema dosificador se compone de los siguientes elementos o equipos como se menciona anteriormente
Bomba de inyeccioacuten Bomba dosificadora de 50galdiacutea Los inhibidores orgaacutenicos al ser distribuidos de forma liacutequida son inyectados a traveacutes de bombas
Vidrio de nivel Permite controlar la cantidad de inhibidor que se dosifica
Quill de inyeccioacuten Este accesorio se fabrica comuacutenmente con acero inoxidable es un elemento que se encuentra fijo y es utilizado para dispersar y mezclar el inhibidor con la corriente del fluido producido en este caso el agua que es inyectada al pozo
42 PROCEDIMIENTO
421 Aplicacioacuten La prueba piloto en el pozo C3 tiene una duracioacuten de 25 diacuteas consta de tres etapas una primera con una duracioacuten de 5 otra de 10 y finalmente 10 diacuteas maacutes de aplicacioacuten del producto tratante con una dosificacioacuten variable de 40 80 y 120 ppm respectivamente a cada etapa
Los tiempos implementados en la prueba se detallan a continuacioacuten 70
Etapa de Inicio a la inyeccioacuten del inhibidor de manera continua en cabeza del pozo inyector a partir del diacutea 11 de mayo del 2019 con una dosis de 40 ppm un caudal de 9002 BAPD y a una presioacuten en cabeza de 1100 PSI
Etapa 2 a partir del 16 de mayo con el incremento de dosificacioacuten requerido
Etapa 3 o uacuteltima etapa inicia el 26 de mayo y se extiende hasta el 4 de junio que termina la prueba con producto tratante y se hace un seguimiento a las variables de inyectividad por 30 diacuteas adicionales
La dosificacioacuten se inicia a baja concentracioacuten como tratamiento de limpieza y se incrementa para estimular y provocar la inhibicioacuten de corrosioacuten hay que tener en cuenta que el segundo efecto se consigue solo al retirar primero las impurezas
Hay que tener en cuenta que se prueba la capacidad de limpieza del producto a traveacutes de la prueba en campo por eso las variables monitoreadas en el desarrollo de la prueba y a tener en cuenta son
La presioacuten en cabeza de pozo
caudal de agua inyectada
Como se evidencia en el capitulo anterior en la seccion de aplicacioacuten estas variables permiten ver el comportamiento del producto y visualizar la eficiencia obtenida
422 Recopilacioacuten de datos Al finalizar el tiempo de prueba se recopila la informacioacuten de las variables monitoreadas durante la operacioacuten para el
70 CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo [En Liacutenea] 2019
55
procesamiento de los datos y anaacutelisis de los resultados Tambieacuten se compila la informacioacuten de operacioacuten del pozo durante los 30 diacuteas previos y posteriores a la aplicacioacuten del tratamiento como periodos testigo de la prueba que permiten hacer la comparacioacuten de la operacioacuten tras la aplicacioacuten del tratamiento y el comportamiento que se tiene a nivel de la inyeccioacuten 201
423 Evaluacioacuten de resultados Los datos recopilados se suministran en una base en Excel que permite hacer los caacutelculos correspondientes
Iacutendice de inyectividad Como criterio de evaluacioacuten de la prueba un indicador clave de rendimiento de pozo que estaacute representado por el iacutendice de inyectividad (Jiny) este mide la capacidad de un pozo (formacioacuten) para aceptar un fluido relacionando la tasa de inyeccioacuten de agua (Qiny) con la diferencia de presiones (∆P) representada por la presioacuten en cabeza de pozo (PCabeza de pozo) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten 7172
FuenteABBASI J et al A simulation investigation of performance of polymer injection in hydraulically fractured heterogeneous reservoirs En J Petrol Explor Prod Techno2016p 4
Adicionalmente es calculado en los periodos testigos denominados como Previo y posterior a la aplicacioacuten del tratamiento que permite contar con una evidencia visual de los cambios generados con la operacioacuten a nivel de flujo presioacuten y de la inyectividad y determinar el eacutexito de la prueba por el desempentildeo obtenido en la inyectividad
Para tener una mejora en la inyectividad se deberiacutea contar
Con un caudal mayor a las condiciones de bombeo existentes (Presioacuten estable)
Caudal estable con menor requerimiento de potencia (Menor presioacuten)
Estas situaciones indicariacutean la accioacuten del producto sobre los depoacutesitos y su eficiencia en el sistema
Tambieacuten se cuenta con una liacutenea base con el fin de establecer datos de referencia que se encuentran representados por
71 LYONS CW PLISGA GJ and LORENZ MD Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas EngineeringReservoir Engineering Third edition Gulf Professional Publishing p 226-227 72 VAN WINGEN N Injectivity Indices-Their Prediction and Determination American Petroleum Institute1949
119869119894119899119910 =119876119868119899119910
∆P=
119876119868119899119910
119875119862119886119887119890119911119886 119889119890 119901119900119911119900
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad
56
Un caudal de agua inyectada base (119876119868119899119910119887 ) de 8100BAPD 73
Una presioacuten de cabeza de pozo de 1150 Psi
Iacutendice de inyectividad base (119869119868119899119910119887 ) de 7 BAPDPsi
Los valores son determinados por la media y normalizacioacuten de los datos obtenidos en la operacioacuten del diacutea 1 de enero del 2019 hasta el 10 de mayo del 2019
Incremento de variables monitoreadas Durante el anaacutelisis se realiza el calculoacute del incremento de los resultados de las variables monitoreadas y la inyectividad que permite cuantificar el aumento tras la aplicacioacuten del tratamiento en comparacioacuten con la liacutenea base como se muestra en la ecuacioacuten 2 y 3
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
De la misma forma se utiliza este tipo de caacutelculo para identificar el incremento o decremento de presioacuten obtenido ademaacutes ver su comportamiento en la operacioacuten y reconocer si los valores tienen un mejor desempentildeo en la operacioacuten o se comportan de acuerdo a los valores iniciales
Consumo de producto aplicado El volumen del producto aplicado es
calculado por medio de los datos recopilados se realiza la estimacioacuten de la dosificacioacuten diaria de inhibidor relacionando el volumen de agua depositado con la concentracioacuten del inhibidor en ppm siendo calculada por medio de la siguiente ecuacioacuten 74
73 CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento2019 74 AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
119876119894119899119910 = |119876119894119899119910 minus 119876119894119899119910119887
119876119894119899119910119887| lowast 100
119869119894119899119910 = |119869119894119899119910 minus 119869119894119899119910119887
119869119894119899119910119887| lowast 100
Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten
Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad
57
Fuente AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control
Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
Donde V representa los barriles de agua por diacutea que se disponen Qinh la dosificacioacuten de inhibidor requerida para tratar el agua a disponer diacutea en BAPD ppm son las partes por milloacuten recomendadas por el proveedor (40 80 y 120) ppm En el anexo se encuentra una muestra de caacutelculo de la cantidad de inhibidor diaria utilizada Este caacutelculo permite identificar de igual forma el consumo obtenido por etapa y en la totalidad de la prueba como se menciona anteriormente En la Tabla 3 Se observa la cantidad de producto quiacutemico requerido en cada una de las etapas calculado a traveacutes de la sumatoria de las dosificaciones diarias y su etapa correspondiente dando un consumo total de producto de 921 gal encontraacutendose dentro de las opciones contempladas por el proveedor que estipulaban un consumo alrededor de 752 875 y 1163 gal Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba
ETAPA PERIODO DIacuteAS DOSIS (PPM)
PRODUCTO (GAL)
1 11 a 15 de Mayo 5 40 76
2 16 a 25 de Mayo 10 80 316
3 26 de mayo a 04 de Junio 10 120 530
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Resultados del tratatamiento Potencia de la bomba En el sistema de inyeccioacuten la potencia de la bomba
es influenciada por las restricciones en el bombeo del fluido depositado por lo que se tiene en cuenta la potencia de la bomba requerida para inyectar el agua a disponer donde se relaciona el peso especiacutefico del fluido (Nm3) la tasa de inyeccioacuten (m3s) y la presioacuten en cabeza de pozo (mca) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten
119876119894119899ℎ =119881
1 000 000lowast 119901119901119898
Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida
58
Fuente BARREDA TRUJILLO Aacutengel Urbano Meacutetodo praacutectico de obtencioacuten de potencia y eficiencias de unidades de bombeo en operacion [En liacutenea]EnRIHA 2012 vol 33 no 3 P 86-97[Consultado 3 de septiembre de 2020]Disponible en httpscielosldcuscielophpscript=sci_arttextamppid=S1680-03382012000300007
En la ecuacioacuten para mantener las unidades mencionadas se manejan las conversiones que se evidencian en la siguiente tabla
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba
Conversioacuten Referencia
1 BAPD equivale a 00066244 m3h
Advanced corverterConversion barril por diacutea a metro cuacutebico por hora[En liacutenea] [Consultado] Disponible httpswwwadvancedconvertercomesconversion-de-unidadesconvertir-flujobarriles-por-dia-a-metros-cubicos-por-hora
1m3h equivale a 0000277778 m3s
Elaboracioacuten propia Se hace la conversioacuten a partir de la equivalencia 1h son 3600 s
1Psi equivale a 0703546663 mca
Convertidor de unidadesConversioacuten libra por pulgada cuadrada a metros de columna de agua [En liacutenea] [Consultado] Disponible en httpwwwconversordeunidadesorgpresion-pa-atm-bar-mpa-mh20-mmhg-psiphp
Fuente elaboracioacuten propia Las unidades de la potencia seguacuten la ecuacioacuten 5 quedan expresadas en teacuterminos de caballos de fuerza (Hp) aunque tambieacuten son expresadas en kilovatio (KW) para determinar el consumo energeacutetico Energiacutea consumida El caacutelculo de la potencia como se menciona en el punto
anterior es la base para el consumo energeacutetico del proceso mediante la relacioacuten potencia-tiempo como se evidencia en la ecuacioacuten 6
Fuente elaboracioacuten propia
119861119867119875 =(120574 lowast 119876 lowast 119875)
1000lowast 134
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba
119864119899119890119903119892iacute119886 = 119875119900119905119890119899119888119894119886(119870119882) lowast 119879119894119890119898119901119900(ℎ)
Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida
59
Como se ha mencionado anteriormente el proceso de inyeccioacuten cumple con una operacioacuten continua por lo tanto el tiempo a tener en cuenta en la relacioacuten es de 24h
Costo de energiacutea por barril de agua inyectado Se tiene la relacioacuten entre el costo de energiacutea consumida y barril de agua inyectado al diacutea como se muestra a continuacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para el costo de energiacutea consumida se multiplica el precio de KW-h por la cantidad de KW-h utilizados (Energiacutea consumida) se tiene en cuenta el costo KW-h que se maneja en la estacioacuten que se encuentra alrededor de COP 300 KW-h
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS
En el ANEXO A se observan los resultados de las variables monitoreadas es decir caudal de inyeccioacuten (BAPD) y presioacuten en cabeza de pozo (Psi) durante el proceso de inyeccioacuten y los datos de operacioacuten previos y posteriores al tratamiento 431 Anaacutelisis del tratamiento El tratamiento aplicado en los periodos o etapas 1 2 y 3 determina un aumento del flujo inyectado de 1125 1602 y 298 respectivamente el mejor desempentildeo se obtiene con la dosis de 120 ppm donde se maximiza la accioacuten de limpieza en el sistema y alcanzar una estabilidad en el flujo con los valores maacuteximos obtenidos de la prueba que oscilan entre los 10300 ndash 10800 BAPD El detalle del desempentildeo del tratamiento se muestra en la graacutefica 3 asiacute como en la primera etapa se lograron valores entre 8818 a 9295 BAPD durante la segunda dosis se presenta mayores variaciones de los datos que pueden estar influenciadas por efectos de dispersioacuten de las partiacuteculas o depoacutesitos en los poros de la formacioacuten donde el fluido tiene una preferencia de inyeccioacuten hacia los poros de mayor tamantildeo y de menor obstruccioacuten con valores 9063 a 9930 BAPD Entonces el efecto de limpieza y de dispersioacuten ocurrido en las dos primeras etapas redundan sobre el mejor desempentildeo de la tercera dosis que ademaacutes de tener una mayor concentracioacuten alcanza una uniformidad del flujo de inyeccioacuten
$119864
119861119860119875119863=
$119864119899119890119892iacute119886 119888119900119899119904119906119898119894119889119886
119861119860119875119863 119894119899119910119890119888119905119886119889119900
Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
60
Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Sin embargo estos resultados de incremento del Caudal no pueden ser tomados en cuenta sin comparar con los requerimientos de operacioacuten como es el caso de la presioacuten Los resultados de presioacuten en la cabeza de pozo tiene un comportamiento similar al Caudal con una estabilizacioacuten de los datos durante la tercera etapa sin embargo al ser un tratamiento de limpieza y encontrarse retirando las obstrucciones que se presenta en el sistema se esperariacutea que la presioacuten disminuya cuando se tenga un incremento del caudal debido a que las barreras que se presentaban en el interior del sistema para el fluido deberiacutean ser menores pero se consigue un efecto contrario donde se obtiene un aumento de presioacuten como se evidencia en la graacutefica 4 De otra manera al aplicar el tratamiento se busca alcanzar condiciones maacutes estables de operacioacuten en donde los resultados son coherente con respecto a la caiacuteda de presioacuten tal como se evidencia para cada una de las etapas donde se logran ΔP de 175 160 y 53 Psi respectivamente esta menor caiacuteda de presioacuten nos indica una condicioacuten maacutes estable durante el desarrollo de la operacioacuten en la tercera etapa que representa la meseta que se obtiene en la graacutefica 4
91259295
9160 9201
9518
8629
9063
993010392
10540 1058010571
10815
10461
85008700890091009300950097009900
101001030010500107001090011100
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
I(40ppm)
II(80ppm)
III(120ppm)
61
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En la graacutefica anterior la presioacuten presenta un decremento del 2 en la primera etapa un incremento de 006 en la segunda y un incremento 9 en la tercera seguacuten las dosis suministradas Hay que acotar que la pretensioacuten de la investigacioacuten es medir el caudal a una presioacuten estable en la praacutectica esto no es totalmente cierto por el efecto que se tiene de la cabeza de presioacuten del tanque de almacenamiento sobre las bombas ademaacutes no se tiene una liacutenea independiente para este pozo inyector lo que ocasiona que haya influencia en el flujo por las liacuteneas de los otros pozos inyectores generando posibles problemas de preferencia de flujo en el sistema 432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema La situacioacuten de operacioacuten del sistema el flujo inyectado maneja un caudal inferior a los 8000 BAPD durante la prueba para mejorar la inyectividad se requiere que el volumen inyectado incremente la aplicacioacuten de los tratamientos se hace con un caudal media de inyeccioacuten de 9398 BAPD en la segunda etapa y hasta valores maacuteximos de 9912 BAPD posterior a la suspensioacuten del producto tratante el caudal de inyeccioacuten se sostiene en valores superiores al inicio de la prueba como son de 8838 BAPD derivada de una respuesta por parte mayor presioacuten de operacioacuten durante el tratamiento empleado
El comportamiento del pozo analizado se muestra en la graacutefica 5 donde la recta punteada representa la liacutenea base del caudal (8100 BAPD) y se obtiene incrementos variables de flujo de hasta 21 durante el tratamiento y un incremento del 10 para el flujo posterior al tratamiento
1180
1054
11281080
1206 12691270 1270
10401055107010851100111511301145116011751190120512201235125012651280
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Pre
sioacute
n (
Psi)
Tiempo (diacutea)
I (40ppm)
II (80ppm) III
(120ppm)
Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba
62
Se tiene como referencia de anaacutelisis los reportados por la literatura por Hilfiger et al75 Un tratamiento con un incremento resultante del flujo de inyeccioacuten de 2516 (Qincremento cerca al 50) BAPD en 4 meses y PEacuteREZ D et al 76con un incremento de 8554 BAPD (Qincremento=140) en un periodo de 3 meses En comparacioacuten con los resultados de la prueba se logra un valor medio del incremento de flujo de inyeccioacuten de 477 BAPD (Qncremento=6) durante una prueba de 25 diacuteas de tratamiento por lo tanto es un resultado comparable a nivel del caudal en pozos inyectores lo que no es comparable son las condiciones de la formacioacuten y operacioacuten de los campos Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes durante y despueacutes de la prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En el comportamiento de la presioacuten a traveacutes del proceso de inyeccioacuten (Ver graacutefica 6) la presioacuten en el periodo previo al tratamiento se mantiene cercana a los 1150 Psi teniendo miacutenimas variaciones en el desarrollo de la prueba se obtiene un incremento del 3 generando un mayor consumo de energiacutea para la inyeccioacuten del fluido adicionalmente se identifica una disminucioacuten de presioacuten con la suspensioacuten del producto el valor promedio de la etapa fue aproximadamente 1108 Psi representando un porcentaje de decremento del 4
75 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7 76 PEacuteREZ D RIacuteOS J Op Cit p72
8968
8970 8991
9125
9294
10838
10580
10815
8647
9788
8819
8900
9912
8838
660069007200750078008100840087009000930096009900
10200105001080011100
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
22
-ju
n
25
-ju
n
28
-ju
n
1-j
ul
4-j
ul
Caudal (B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
63
Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Al hacer la comparacioacuten entre las graacuteficas del proceso P Q vs tiempo de periodos de operacioacuten se encuentra que en el periodo posterior al tratamiento se logra disminuir la presioacuten y aumentar el flujo de agua que se dispone en la formacioacuten receptora del pozo C3 este comportamiento no se obtiene de manera continua a traveacutes de este periodo pero se encuentra en diferentes diacuteas por ejemplo se requeriacutea 1201 Psi para disponer 8561 BAPD antes de la prueba y posterior a ella para disponer 8562 BAPD fueron necesarios 1091 Psi logrando una mejora en el proceso de inyeccioacuten al disponer la misma tasa con una presioacuten 433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 En el ANEXO D se recopila los caacutelculos de inyectividad para los periodos del proceso analizado y establecidos como previo durante y posterior del tratamiento donde se presenta en resumen los valores en el graacutefico 7 Este se encuentra divido en tres franjas que representan cada uno de los periodos de operacioacuten
1145
1215
1143
1201
1151
1184
1153
1125
1180
1240 1269
1208
1114
960
1050
1005
1104
1036
1091
940
970
1000
1030
1060
1090
1120
1150
1180
1210
1240
1270
1300
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Pre
sioacute
n e
n c
abez
a d
e p
ozo
(P
si)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
64
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Hay que tener en cuenta que por medio de la inyectividad se identifica el eacutexito de la prueba en los resultados obtenidos no se observa una mejora continua del iacutendice y se encuentra una tendencia de los datos a su valor inicial (J alrededor de 7) que se da por la influencia directa de la presioacuten Del graacutefico anterior se resaltan los siguientes aspectos (Ver graacutefica 8)
El valor medio de la inyectividad en el estado actual (sin tratamiento) es J=734
El valor medio de la inyectividad durante el tratamiento es de J=829 con un incremento de la inyectividad del 1294
El valor medio de la inyectividad pos tratamiento en un periodo de 30 diacuteas es J=81 con un incremento de la inyectividad del 102
723
811
761
874863 879
880
913
915
662646668
772747678
882848688
99294
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Jin
y[B
AP
DP
SI]
Tiempo [Diacutea]
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
65
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA
Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten
En cuanto al comportamiento de la inyectividad se evidencia un aumento en comparacioacuten con la liacutenea base y el periodo previo a la prueba piloto tras la suspensioacuten del tratamiento como se menciona anteriormente la inyectividad media lograda fue de 81 se obtiene que el mejor estimado de inyectividad es aproximadamente 9 con un incremento de inyectividad mayor al 10 este comportamiento estaacute dado en diacuteas donde la operacioacuten alcanza un incremento medio del caudal del 18 y una presioacuten con un ΔP de 59 Psi que se detalla en el siguiente iacutetem
El sistema de inyeccioacuten del pozo C3 estaacute demostrado que puede operar a una presioacuten media de 1059 PSI y un caudal de inyeccioacuten medio de 96225 BAPD Con los cuales se obtiene un iacutendice de inyectividad de 9 y un incremento del 24 en la tabla 5 se evidencia que se puede tener esta capacidad de operacioacuten en el pozo C3 pero se demostroacute que el cumplimiento de esta operacioacuten fue durante 5 diacuteas posteriores al tratamiento
Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento
Caudal (BAPD) Presioacuten (Psi)
9464 1036
9410 1045
9912 1095
9704 1060
96225 1059
Fuente elaboracioacuten propia
J media
Incremento J
0
2
4
6
8
10
Previo Tratamiento Postratamiento
J media 734 829 8087
Incremento J 0 129 102
Ind
ice
de
inye
ctiv
idad
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento
66
Al revisar el histoacuterico de inyeccioacuten del pozo de los antildeos 2016 a 2019 a presiones de bombeo similares a las mostradas en la tabla 5 guardan un bajo desempentildeo como se aprecia en la graacutefica 9
Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo 2019
En el antildeo 2019 los valores muestran un desempentildeo significativo con respecto a los antildeos anteriores teniendo como base un rango de presioacuten de 1030 a 1060 Psi que es el rango de mejor operacioacuten que se logra despueacutes del tratamiento
Los autores Hilfiger et al Peacuterez d et al con base en el anaacutelisis de iacutendice de inyectividad con respecto a los valores reportados de presioacuten y caudal exponen un incremento del indice de inyectividad 294 y 144 en un periodo de prueba de 3 y 4 meses de tratamiento con el inhibidor estos resultados nos indican que el periodo de la prueba en el estudio es reducido y por ende los resultados pueden verse afectados haciendo una comparacioacuten en ese mismo orden los resultados esperados en 30 diacuteas seria de 98 y 288 en la mejora de inyeccioacuten por lo tanto los resultados del tratamiento no son significativos verificaacutendose que la prueba no es exitosa para replicarla en la actividad de la operacioacuten Por otra parte con base en los resultados totales del tratamiento se puede inferir que con la presioacuten media (1059 Psi) no disminuyo proporcional al caudal medio obtenido (96225 BAPD) durante un periodo suficientemente sostenible que para el caso es el periodo post-tratamiento es decir no se sostuvo la inyectividad esperada se evidencia que solo se obtuvo 4 de los 30 diacuteas dentro del rango estudiado lo que determina que para la evaluacioacuten de la inyectividad es bueno como valor absoluto porque se demuestra una mejora pero no es suficientemente exitoso por el bajo incremento del caudal (6)
2016 2017 2018 2019
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Q (BAPD) P (Psi)
67
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento En la siguiente graacutefica se muestra la relacioacuten entre la potencia de la bomba y el caudal de agua inyectado que tiene un comportamiento lineal en donde se muestra que a mayor caudal de agua inyectada mayor potencia de la bomba se va a requerir para su disposicioacuten por eso la necesidad de tener una operacioacuten a condiciones estables Se ve un conglomerado de datos que representa la mayor cabida del proceso en teacuterminos de potencia y tasa de flujo inyectado que se encuentran entre los rangos de 120-130 kW y 8400-8800 BAPD (Ver figura 10) si se toma el caudal medio del mejor estimado alcanzado en la operacioacuten 96225 BAPD a nivel de caacutelculos se estima en 130 KW demostrando que al ganar estabilidad en la bomba el gasto energeacutetico obtenido es menor a pesar de ganar capacidad de inyeccioacuten en el pozo Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Adicionalmente en la graacutefica 11 se cuenta con la relacioacuten del costo de energiacutea consumida por barril de agua inyectada promedio en los periodos de operacioacuten evaluados en el tratamiento el costo es de $ 113 y posterior al tratamiento es de $101 donde se mantiene un incremento en el iacutendice de inyectividad del 10
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
70
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Po
ten
cia
de
la b
om
ba
(KW
)
Caudal de agua inyectada (BAPD)
68
Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten A mayor iacutendice de inyectividad se deberiacutea obtener un menor costo energeacutetico en el sistema con respecto al graacutefico anterior el comportamiento al realizar la comparacioacuten del costo de energiacutea por cantidad de agua inyectada se obtiene una disminucioacuten en los costos del proceso al requerir una menor presioacuten para inyectar el fluido en la formacioacuten esto se evidencia en la graacutefica donde el costo se ve influenciado por la operacioacuten de la bomba teniendo un comportamiento igual al de la graacutefica 6 demostrando la dependencia de la presioacuten en este tipo de sistemas Si se tiene en cuenta el valor objetivo de la operacioacuten tiene un costo de inyeccioacuten de agua objetivo de COP 9684 BAPD a nivel energeacutetico en consumo de energiacutea consumida diario representa un costo total diario de COP 931799 para inyectar 96225 BAPD En cuanto la operacioacuten actual el costo de inyeccioacuten medio es de COP 10516 BAPD y el costo del consumo energeacutetico es de COP 88796898 si se tuviera en cuenta el costo por el caudal objetivo el consumo energeacutetico diario seria de COP 1011869 para inyectar 96225 BAPD
$111 $108
$96 $99
$116
$110
$108 $104
$88 $92
$86 $88 $90 $92 $94 $96 $98
$100 $102 $104 $106 $108 $110 $112 $114 $116 $118
7-a
br
9-a
br
11
-ab
r1
3-a
br
15
-ab
r1
7-a
br
19
-ab
r2
1-a
br
23
-ab
r2
5-a
br
27
-ab
r2
9-a
br
1-m
ay
3-m
ay
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ay
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ay
9-m
ay
11
-may
1
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ay
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1
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ay
19
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2
1-m
ay
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2
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ay
27
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2
9-m
ay
31
-may
2
-ju
n
4-j
un
6
-ju
n
8-j
un
1
0-j
un
1
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1
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1
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un
1
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2
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un
2
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2
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2
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2
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un
3
0-j
un
2
-ju
l4
-ju
l6
-ju
l
$B
AP
D
Tiempo (diacutea)
Despueacutes del tratamiento
con inhibidor
Antes del tratamiento con
inhibidor
69
5 ANAacuteLISIS Y RESULTADOS
Una vez definido por la compantildeiacutea que el incremento del caudal de inyeccioacuten no es significativo para declarar la prueba exitosa se procede a determinar las probables causas por las cuales el producto inhibidor no cumplioacute su funcionalidad Para este anaacutelisis se parte de las caracteriacutesticas del agua de disposicioacuten el agua de formacioacuten el tipo de formacioacuten las caracteriacutesticas de la interaccioacuten o variacioacuten de los factores del medio acuoso y el medio poroso Se parte del conocimiento de que variacioacuten de la temperatura presioacuten y entorno del medio genera alteraciones en la solucioacuten que influyen en la formacioacuten de precipitados e incompatibilidades entre los productos que se encuentran interactuando Esta interaccioacuten de medio acuoso se da al entrar en contacto el agua con el producto tratante y la superficie del medio poroso donde se esperariacutea toda clase de reacciones bien sea que produzcan precipitados insolubles estas sustancias son indeseables porque provocan la reduccioacuten de la permeabilidad de la formacioacuten rocosa el taponamiento de los pozos y pueden causar ademaacutes la formacioacuten de incrustaciones en las bombas y liacuteneas del agua o que se vea disminuido la eficiencia del producto esto puede darse por tiempo concentracioacuten presioacuten temperatura entre otras variables Que en este caso no pueden ser medidas directamente sino que se infiere su eficiencia por resultados indirectos
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN
Se tienen en cuenta el agua de disposicioacuten y de la formacioacuten porque hacen parte de las condiciones de operacioacuten del sistema al ser la primera el fluido que se estaacute transportando para disposicioacuten y la interaccioacuten entre estos dos tipos de agua ocasionar alguacuten tipo de reaccioacuten que afecte la disposicioacuten final del agua En el capiacutetulo 3 se muestra una caracterizacioacuten del agua del efluente de la PTARI que es la misma a inyectar sobre un anaacutelisis realizado a comienzos del antildeo 2019 que se muestra en el ANEXO F en esta el agua cuenta con un pH neutro (771) con presencia de iones cloruros (28mgL) calcio (432mgL) magnesio (262mgL) sodio (252mgL) y bario (0207mgL) y contenido de aceite con una salinidad de 27014 mgL es un agua blanda y cuenta con una dureza de 216mgL Esta agua tiene una tendencia de agua a ser corrosiva La tendencia del agua corrosiva se da por los iones presentes en el fluido y la interaccioacuten entre ellos tales como sulfatos hierro cloruros carbonatosbicarbonatos que al reaccionar y en condiciones propicias pueden dar como resultado la formacioacuten de precipitados en el interior del sistema Estos pueden generar de igual manera corrosioacuten en el sistema esto ha sido evidenciado por la presencia de hierro en la muestra del depoacutesito que ha sido analizada (Capitulo 2)
70
que indicando corrosioacuten en el sistema accioacuten que puede ser apreciada graacuteficamente en la Figura 17 Figura 17 Formacioacuten de precipitados
Fuente KEMMER Frank N amp McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo II Meacutexico MCGraw-Hill inc p20-720-131998 La composicioacuten y contenido de iones en el agua de formacioacuten es importante para el estudio de las incrustaciones minerales por el posible intercambio ioacutenico entre el medio acuoso y el agua de la formacioacuten El anaacutelisis fisicoquiacutemico del agua del yacimiento en la formacioacuten C7-M (2010) se evidencia en la Tabla 6 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten CATIONES mgL ANIONES mgL
Ba+2 lt0005 HCO3- 165
Ca+2 lt015 Br- lt10
Fe+2 06 CO3-2 25
Mg+2 lt001 Cl- 16
K+ 55 I- lt20
Na+ 80 SO4-2 12
Salinidad mgL 173
Conductividad mScm 265
pH 855
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Esta agua de formacioacuten se caracteriza por tener muy baja dureza es decir que por ser un agua blanda deberiacutea requerir una menor cantidad de producto quiacutemico para el tratamiento avocado en la prueba ademaacutes es un agua con una muy alta alcalinidad de 177mgCaCO3L (Alkgt1476) condicioacuten que favorece las condiciones de operacioacuten de alta presioacuten sobre la roca de la formacioacuten
2
46
35
11
6
K+
Na+
HCO3-
CO3-2
Cl-
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql
71
Siguiendo con la caracterizacioacuten del agua de formacioacuten en la graacutefica 12 Se muestra la proporcioacuten en meq L de los distintos iones del agua representada y resaltada de manera visual por un exceso de sodio y bicarbonato dando lugar a un agua tipo bicarbonato de sodio (base) este exceso se confirma en el siguiente recuadro (Tabla 7) que expone la composicioacuten del agua con base en la clasificacioacuten de Sulin77 por tipo grupo y clase de agua que compone el agua de la formacioacuten Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin
TIPO DE AGUA GRUPO CLASE
NaClgt1
Sulfato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2lt1 Bicarbonato S1
salinidad primaria
predominante dlta
Bicarbonato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2gt1 Cloruro S2
Salinidad secundaria
d=a
NaCllt1
Cloruro de Magnesio
(Na+-Cl-)Mg+2lt1 Sulfato S3 Salinidad terciaria
dgtadlt(a+b)
Cloruro de Calcio
(Na+-Cl-)Mg+2gt1 A1 Alcalinidad
primario d=(a+b)
A2 Alcalinidad secundaria
dgt(a+b)
Fuente elaboracioacuten propia con base en anaacutelisis fiacutesico-quiacutemico CEPSA Colombia SA El anaacutelisis parte de la relacioacuten NaCl gt1 donde NaCl = 77 indica que predomina el sodio y este exceso se combina con bicarbonato que determina que el agua es de tipo bicarbonato de sodio al cumplir con la relacioacuten Na+-Cl-SO4
-2 gt1 donde (Na+-Cl-)SO4
-2=12114 y grupo S1 S3 S2 que expresan los constituyentes que se encuentran disueltos en el agua de manera generalizada 78 en donde S1 Predomina la salinidad primaria compuesta por Sulfatos y cloruros alcalinos S2 Predomina la salinidad secundaria compuesta por Sulfatos y cloruros
alcalinoteacuterreos S3 Predomina la salinidad terciaria compuesta por sulfatos y cloruros de hierro
y aluminio y aacutecidos fuertes libres
Se continua con la caracterizacioacuten mediante los iacutendices de saturacioacuten de Ryznar (IS) y Langelier (ISL) estos permiten conocer el efecto del agua sobre las superficies y predecir el potencial de corrosioacuten yo incrustacioacuten que maneja e
77 COLLINS Gene A Geochemistry of oilfield waters Classification of oilfield waters Elsevier Science 1975 p 254 78 Ibid p 254
72
identificar el tipo de agua que se presenta incrustante corrosiva o neutra al hacer una aproximacioacuten de los iacutendices se tiene en cuenta que el agua de la formacioacuten es altamente corrosiva con tendencia incrustante tal como se resalta en gris en la tabla 8 se muestra la clasificacioacuten y la respectiva indicacioacuten Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten
IacuteNDICE VALOR CLASIFICACIOacuteN INDICACIOacuteN
IS
785
lt55 Formacioacuten de incrustaciones pesadas
55-62 Formacioacuten de incrustaciones
62-68 Agua neutra
gt68 Agua con tendencia corrosiva
ISL 026
ISLlt0 Agua no saturada con respecto a carbonato de calcio(CaCO3)
ISL=0 Agua considerada neutral no existe formacioacuten de incrustaciones
ISLgt0 Agua suacuteper saturada con respecto a carbonato de calcio (CaCO3) Posible formacioacuten de incrustaciones
Fuente elaboracioacuten propia con base en COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE
LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) la Resolucioacuten 13142014(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras
determinaciones Bogotaacute DC 2014 De igual manera que con la caracterizacioacuten del agua tratada el agua de la formacioacuten presenta una tendencia corrosiva e incrustante esto se da por la reaccioacuten del bicarbonatoCarbonato con los iones presentes en las aguas (Mg2+ Ca2+ Fe2+ Ba2+) pues la interaccioacuten de estos compuestos generan incrustaciones minerales como BaSO4 MgCO3 FeCO3 CaCO3 y subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2CO3) En cuanto a la revisioacuten del agua por su Salinidad el agua de inyeccioacuten con 270 mgL y el agua de la formacioacuten con una salinidad con 173 mgL favorece una baja probabilidad de hinchamiento de arcillas o de incompatibilidad quiacutemica79que se da por el intercambio de iones o cambios de salinidad esto se puede explicar por el fenoacutemeno de la presioacuten osmoacutetica donde el flujo se mueve de menor concentracioacuten al de mayor concentracioacuten de esta manera las arcillas presentes en la formacioacuten no aumentan su volumen al no adsorber o llenarse del agua que se dispone a traveacutes de la inyeccioacuten
52 PRUEBA PILOTO
79 KEMMER Frank N y McCALLION John TOMO III Op cit p43-9
73
El anaacutelisis del desempentildeo del inhibidor en el sistema de inyeccioacuten durante la prueba piloto representada en la Graacutefica 13 Q P vs Tiempo se visualiza el comportamiento de los estados previo y posterior al tratamiento y el periodo de aplicacioacuten Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Como se mencionoacute en el capiacutetulo 4 la prueba piloto es el medio por el cual se verifica el rendimiento del producto tratante al estarse evaluando la accioacuten de limpieza del inhibidor que se deberiacutea reflejar a partir del aumento del caudal y la disminucioacuten de las caiacutedas de presioacuten del sistema en donde no se evidencia este efecto y se obtiene el siguiente comportamiento A Durante el periodo de aplicacioacuten se evidencia una mejora del caudal del 30
pero no se logra asegurar la integridad del pozo hablando teacuterminos de presioacuten porque en lugar de disminuir las caiacutedas de presioacuten se logra un aumento del 9 generando el efecto contrario al esperado para el tratamiento debido a que al efectuarse la limpieza y de estar ocurriendo la remocioacuten se deberiacutea tener una menor friccioacuten o un mayor diaacutemetro para el paso del fluido es decir menores restricciones durante la inyeccioacuten
B El incremento de caudal es proporcional al incremento de la presioacuten en tal
sentido no se aprecia el efecto del tratamiento sobre el sistema ademaacutes no se evidencia primero un cambio de caudal con una caiacuteda de presioacuten estable y segundo un caudal estable como resultado de una menor caiacuteda de presioacuten
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
4000
5000
6000
7000
8000
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11000
504
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9
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9
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140
42
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170
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019
200
42
019
230
42
019
260
42
019
290
42
019
205
201
9
505
201
9
805
201
9
110
52
019
140
52
019
170
52
019
200
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230
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019
260
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019
290
52
019
106
201
9
406
201
9
706
201
9
100
62
019
130
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019
160
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019
190
62
019
220
62
019
250
62
019
280
62
019
107
201
9
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201
9
707
201
9
100
72
019
Pre
sio
n (
Psi
)
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)q (BAPD) P (Psi)
74
Se encuentran caudales similares en donde se alcanza una disminucioacuten en la presioacuten se evidencia en la Tabla 9
Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes periodos
Previo Tratamiento Post Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
19042019 8255 1130 08062019 8252 1161
21042019 8675 1143 18062019 8676 1083
23042019 8561 1201 03072019 8562 1091
27042019 8968 1134 04072019 8966 1080
Fuente elaboracioacuten propia
Efectivamente se evidencia que en el periodo post tratamiento hubo diacuteas que el comportamiento del caudal incremento y no fue proporcional al aumento de la presioacuten como se muestra en la tabla anterior y la presioacuten alcanza valores cercanos estables cumpliendo el comportamiento de la primera situacioacuten pero estos diacuteas con este comportamiento son muy pocos del orden de cuatro o cinco Se encuentran presiones similares en donde se muestra el aumento del caudal como se muestra en la siguiente tabla
Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
Previo Tratamiento Posterior Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
12042019 7258 1003 24062019 8911 1005
11042019 7543 1053 23062019 8868 1050
19042019 8255 1130 17062019 8840 1130
14042019 7897 1145 14062019 8491 1145
18042019 8629 1180 13062019 8020 1181
Fuente elaboracioacuten propia
En esta tabla no se tiene ni presioacuten ni caudales estables por lo que no se genera ninguna de las situaciones y se observa una mayor variacioacuten
C Estas variaciones se atribuyen a una reaccioacuten por parte del producto en la
superficie de la liacutenea de inyeccioacuten que permite incrementar el paso de flujo pero no asegura la efectividad de limpieza del producto ni continuidad de la respuesta del inhibidor
D El aumento de la tasa de inyeccioacuten fue de 477 BAPD correspondiente al 6 del
agua depositada con un decremento de presioacuten del 4 esta comparacioacuten se da entre el periodo previo y posterior al tratamiento en teacuterminos de inyectividad se alcanza un aumento del 10
75
Al hacer el seguimiento al indicador del iacutendice de inyectividad se evidencia la influencia de la variabilidad de la presioacuten y su relacioacuten con el caudal que da como respuesta
Antes de inyeccioacuten caudal bajo presioacuten baja el iacutendice es bajo (Jle7)
En diacuteas que se tiene caudal alto pero se presenta una presioacuten alta de inyeccioacuten el iacutendice es bajo (8geJgt7)
En diacuteas que se tiene un caudal Alto con presiones bajas de inyeccioacuten el iacutendice es alto (9geJgt8)
Por ello se demuestra que la prueba es dependiente de las superficies de la liacutenea bomba y medio poroso si durante la prueba se realizoacute la limpieza se deberiacutea aumentar la inyectividad continua por la remocioacuten de los depoacutesitos de los poros y las superficies pero no se obtiene la continuidad esperada ni sostenibilidad de las variables de Caudal y presioacuten que se atribuye a la poca eficiencia del producto tratante
E En la etapa posterior a la prueba se alcanza un buen comportamiento en el sistema pero como se ha mencionado este no es sostenible ni significativo durante la etapa evaluada de los 30 diacuteas solo cuatro alcanzan un valor de operacioacuten de caudal de 9622 BAPD y una presioacuten aproximada de 1059 Psi este pequentildeo periodo alcanzo estabilidad de operacioacuten de las variables y un iacutendice de inyectividad de 9 en donde sus cambios P tienen menor variacioacuten y aumento de caudal No obstante esta mejora en la inyectividad no es significativa frente a las propiedades fiacutesicas de la formacioacuten (arenosa alta permeabilidad) que la hacen con un potencial de gran receptora
53 AGUA - ACEITE - SOacuteLIDO
En un sistema de limpieza en donde actuacutean las moleacuteculas de agua depoacutesito y soacutelido (superficies) se presentan diferentes equilibrios a traveacutes de este proceso por su interaccioacuten seguacuten Morton et al 80 se pueden tener los siguientes escenarios
80 MORTON S A KEFFER D J COUNCE R M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions New York Marcel Dekker 2003 p2820-2821
76
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza Escenario Equilibrio
Producto tratante como monoacutemero en solucioacuten libre y en solucioacuten micelizada
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantemicela
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz aceitesolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactanteaceite solucioacuten frasl
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz soacutelidosolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantesoacutelido solucioacuten frasl
El aceite se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la fase continua
Aceiteliacutequido harr Aceitesoacutelido aceitefrasl
El agua se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la solucioacuten
Aguasolucioacuten harr Aguasoacutelido solucioacutenfrasl
Fuente elaboracioacuten propia con base en MORTON S A KEFFER D J COUNCE R
M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions 2003
Por lo tanto en el proceso de inyeccioacuten se cumplen los equilibrios anteriores en mayor o menor medida seguacuten la fase en la que se encuentre en el sistema evaluado antes de la aplicacioacuten del tratamiento se ubican los dos uacuteltimos equilibrios donde el agua se encuentra en solucioacuten y es adsorbida por la formacioacuten ademaacutes el aceite se encuentra en la solucioacuten y en las superficies del sistema comuacuten soacutelido depositado Morton81 afirma que el aceite libre en la solucioacuten puede dividirse de ella por la baja miscibilidad de las sustancias De los tres primeros equilibrios no se tiene conocimiento de su estado en la aplicacioacuten del tratamiento pero este se encuentra en solucioacuten en el fluido de disposicioacuten al momento de la aplicacioacuten adicionalmente no se tiene certeza si las dosificaciones suministradas en el desarrollo de la prueba permiten la formacioacuten de las micelas que son las que ayudan en el proceso de limpieza Al aplicar el tratamiento en el sistema y darse la homogenizacioacuten de agua a disponer con el producto hay que tener en cuenta que no debe afectar el pH del fluido inyectado o bajar demasiado su alcalinidad82 ya que el medio va a ver afectado sus superficies y pueden repercutir en el comportamiento del inhibidor como se aborda en el capiacutetulo 3
81 Ibid p 2821 82 CAIRN ENERGY Technical purchase Specification of SCHMOO REMOVER Oil field Chemical Product [En liacutenea] [Consultado 27 de junio de 2020] Disponible en httpswwwcairnindiacomEOIDocLibrarySchmoo_Remover_EOI_Newspapers_0pdf
77
Es importante investigar el papel de la condiciones de campo como temperatura salinidad y pH en la estabilidad del producto que se aplica83 debido a que estas variables pueden cambiar el funcionamiento del producto tratante y afectar la formacioacuten de la emulsioacuten OW y su viscosidad hay que tener en cuenta que el mecanismos de eliminacioacuten del depoacutesito que se abarca es por medio de la emulsioacuten Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor
Fuente elaboracioacuten propia con base en The Fate of Oilfield Corrosion Inhibitors in Multiphase Systems En la tabla 12 Se observa las condiciones que afectan la curvatura que adquiere el producto en nuestro caso favorece tener la cabeza del tensoactivo orientada hacia la fase continua (Agua) y la cola hacia los depoacutesitos para envolver el depoacutesito en el interior de la micela que se forme y su dispersioacuten en la solucioacuten este comportamiento se da cuando se obtiene un emulsioacuten OW
La salinidad es una variable importante al tener una baja salinidad como la que se maneja (270 mgl) primero se deberiacutea favorecer la mezcla del producto en el fluido porque por la solubilidad con el agua y de otra manera permitir la formacioacuten de emulsioacuten OW como lo indica Al -Yaari M et al84 en su estudio
afirma que al ocurrir una inestabilidad de la emulsioacuten se genera un precipitado que conlleva a un incremento de la viscosidad y una mayor friccioacuten en el sistema por la interaccioacuten entre las gotas 85 y por ende un aumento de las caiacutedas de presioacuten a traveacutes del sistema
83 CHATURVEDI Krishna and SHARMA Tushar Rheological analysis and EOR potential of surfactant treated single-step silica nanofluid at high temperature and salinity Journal of Petroleum Science and Engineering 2020 vol196 p 3-6 84 AL- YAARI M et al Pressure drop reduction of stable emulsion role of aqueous phase salinity Society of Petroleum Engineers 2013 p 5 85SALAGER JL BRICENO M and BRACHO CL Heavy hydrocarbon emulsions Making use of the state of the art in formulation engineering Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology 2001 55 p
VARIABLE INHIBIDOR IOacuteNICO CURVATURA DEL SURFACTANTE
Aumento temperature Favorece la
emulsioacuten OW
Aumento salinidad
Disminuye la cabeza por lo que
desestabiliza la emulsioacuten OW
Alcoholes de cadena corta
Favorece la emulsioacuten OW
Hidrocarburos de bajo peso molecular
Disminuye la cabeza por lo que no favorece al OW
78
Otro autor a tener en cuenta es Qutubuddin et al86 estudia la relacioacuten de la salinidad y el pH y afirma que es posible contrarrestar los cambios de salinidad con los cambios de pH y asiacute mantener valores bajos de tensioacuten interfacial que permiten la eliminacioacuten de los depoacutesitos esto indica que es importante evaluar el comportamiento de las variables en manera conjunta para evidenciar queacute efectos tienen sobre la remocioacuten del depoacutesito y el comportamiento con la superficie mineral de igual manera para el caso de la temperatura y presioacuten
La temperatura influye en la solubilidad y el comportamiento del flujo a traveacutes del medio poroso en donde la solubilidad de un fluido aumenta con la temperatura y disminuye con el aumento de la presioacuten (Tgt= TK y Plt=Pc)87 el incremento de la temperatura permite la disminucioacuten de la tensioacuten superficial y del tamantildeo de la burbuja en nuestro caso gota88 afectando la formacioacuten de las micelas y por lo tanto la solubilidad del depoacutesito como su mojabilidad
A nivel de la presioacuten se afecta la solubilidad porque no puede incrementarse por encima de la presioacuten criacutetica que es aquella que puede generar un fenoacutemeno de desprendimiento de finos en la formacioacuten89 por la accioacuten erosiva del flujo la formacioacuten CM-7 estaacute compuesta de arenas y por ello es sensible al fenoacutemeno de desprendimiento de finos que ocasiona el incremento de soacutelidos en suspensioacuten e incremento de la perdida de inhibidor
En cuanto a la estructura molecular y concentracioacuten del inhibidor son factores que afectan de igual medida el comportamiento del tratamiento autores como Horsup y Hilfiger et al en su estudio abordan cual es el impacto de estas variables sobre la suciedad depositada y el efecto sobre la tensioacuten superficial
En el estudio de Horsup et al90 mencionado en el capiacutetulo 3 se resalta las moleacuteculas nitrogenadas como sitio activo en el paquete inhibidor como amonio cuaternario y amina grasa (AMF) en donde se ve el impacto de la estructura en la limpieza del aceite con respecto a la tensioacuten superficial y el aacutengulo de contacto
86 QUTUBUDDIN Syed and MILLER Clarence Phase behavior of pH-dependent microemulsions 1984 vol 101 p46-58 87 TANAKA Mitsuru Thermodynamics of solubility of surfactans in water En JOleo Sci 2005 vol 54 no 5 p 259-271 88 SHARMA MK SHAH DO and BRIGHAM WE La influencia de la temperatura en la superficie y las propiedades microscoacutepicas de las soluciones tensioactivas en relacioacuten con la eficiencia de desplazamiento de fluidos en medios porosos En Revista AIChE 1985 p 222-223 89 ZABALA ROMERO Modelo fenomenoloacutegico para escalar a yacimiento el impacto sobre la produccioacuten de hidrocarburos del dantildeo de formacioacuten por migracioacuten de finos En Revista Fuente el reventoacuten energeacutetico 2016 vol 14 no 1 p103-114 90 HORSUP D DUNSTAN T and CLINT J Op cit p534-540
79
En la tabla 13 Se muestran los resultados obtenidos de tensioacuten superficial para retirar la respectiva muestra (hidrocarburos asfaacuteltenos hierro y arena)
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media Inhibidor (Sitio activo) 50-100 ppm 200-500 ppm
Amina cuaternaria g=241mNm g=203mNm
Amina grasa (AMF) g=2mNm g=16mNm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HORSUP DI DUNSTAN TS and CLINT J S Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled
Systems CORROSION 2009 vol 65 no 8 p534-540 En este caso el producto apropiado seria el AMF donde se puede lograr un mejor efecto a una menor concentracioacuten porque al tener una menor tensioacuten superficial maacutes faacutecil seraacute la remocioacuten del depoacutesito
Mientras que Hilfiger et al91 en su estudio utiliza un rango amplio para la concentracioacuten del producto tratante (soluble en aceitedispersable en agua) seguacuten el problema que presente el pozo tratante como se observa en la tabla 14
Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso
Prueba Campo 1 Prueba Campo 2 Prueba Campo 3
Campo de baja produccioacuten- recuperacioacuten de pozo
Inyeccioacuten a 500 ppm
Despueacutes de 4 meses Disminuye 16 la presioacuten y Aumenta 50 el Caudal
Mantiene presioacuten y caudal
Alcanza proteccioacuten de corrosioacuten por inspeccioacuten visual (3 meses despueacutes) se logra remocioacuten del depoacutesito
Dosis 120ppm 50 y 65ppm en orden de prueba
Problema de Corrosioacuten
Dosis de 100 ppm (1mes) 50ppm (2 semanas) 40 ppm (2 semanas) y 35 ppm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 7 p
La peacuterdida del tensoactivo se puede dar por diferentes mecanismos adsorcioacuten del producto precipitacioacuten o degradacioacuten estaacute perdida tambieacuten se encuentra
91 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7-9
80
influenciada por el tipo de surfactante la concentracioacuten de surfactante pH salinidad y temperatura92
Las superficies minerales son sensibles al pH del medio por su ionizacioacuten como se menciona en el capiacutetulo 3 como se ha mencionado la arenisca tiene una carga superficial negativa que se mantiene al tener una solucioacuten alcalina si tenemos en cuenta que el inhibidor contiene compuestos de amonio cuaternario (R4N) + estos tendriacutean una afinidad alta a la superficie mineral en donde se puede llevar a cabo la adsorcioacuten del producto por el intercambio ioacutenico formando un enlace entre el grupo silanol con el amonio cuaternario esta interaccioacuten se muestra en la reaccioacuten siguiente
R3 minus Si minus O minus H + R4N+ rarr R3 minus Si minus O minus R4N + H+
Con respecto al primer equilibrio los tensioactivos se pueden adsorber en la superficie como monoacutemero cuando la concentracioacuten no es la adecuada y en este estado se tiene una mayor facilidad de adsorcioacuten por la superficie de siacutelice generando peacuterdidas del producto por el soacutelido este fenoacutemeno de igual manera se puede presentar en la fase acuosa por las micelas formadas disminuyendo la cantidad del producto que se desplaza por el sistema La precipitacioacuten del producto tambieacuten estaacute influenciada con la salinidad como se mencionoacute anteriormente el agua maneja en formacioacuten y deposicioacuten es blanda y de baja salinidad por lo que se va a tener una baja interaccioacuten de iones que provoquen una reaccioacuten de precipitacioacuten 93
La tensioacuten superficial es importante para la remocioacuten de los depoacutesitos en el sistema y se veraacute afectada tanto por el tipo de inhibidor como por la dosificacioacuten suministrada para el tratamiento actuado sobre el estado de agregacioacuten en el que se encuentre el producto (monoacutemero micela) y su comportamiento como se evidencio se requieren bajas tensiones interfaciales para lograr la dispersioacuten del depoacutesito en la solucioacuten ademaacutes el tamantildeo de la gota que se obtiene tras su dispersioacuten modifica la viscosidad de la emulsioacuten Para llevar a cabo un anaacutelisis a profundidad de estas variables se debe llevar a cabo pruebas de laboratorio tales como inundacioacuten por nuacutecleos en diferentes dosificaciones que permitan determinar la concentracioacuten optima del inhibidor y probar diferentes opciones de productos tratantes a las condiciones de operacioacuten del sistema Dentro de un anaacutelisis que simule las condiciones de campo y las
92 BELHAJ AFetal The effect of surfactant concentration salinity temperature and pH on surfactant adsorption for chemical enhanced oil recovery En Petrol Explor Prod Technol 2020 p125-137 93 CROSS John and SINGER EdwardJ Cationic Surfactants Analytical and Biological Evaluation A adsorption at solid surfaces PubMed 2003 vol 53 p7
81
posibles respuestas que se pueden obtener como permitir determinar la formacioacuten de precipitados que obstruyen las gargantas de los poros y por ende aumenta la resistencia al flujo94 En la prueba de campo llevada a cabo en el pozo C3 se maneja diferentes dosificaciones de 40ppm 80ppm y 120ppm estaacuten son las aplicadas por recomendacioacuten del proveedor de acuerdo con la patente US 20150011453 A1 estas dosis se encuentran dentro de los rangos para tratamientos continuos que son entre 10ppm-200ppm y entre 10ppm-500ppm De igual manera en la patente US 20150011453 A1 para productos (limpiadorinhibidor) como es nuestro caso se alcanza una remocioacuten aproximada del depoacutesito mayor o igual a 8 13 y 21 a dosificaciones de 50ppm 100ppm y 200ppm correspondientes si se hace la comparacioacuten con los resultados obtenidos en campo durante la aplicacioacuten no se tiene la cuantificacioacuten del porcentaje que se removioacute sin embargo al observar el comportamiento de la operacioacuten en los periodos evaluados se puede decir que no se alcanzan esos porcentajes de remocioacuten porque el incremento de inyeccioacuten y caudal posterior a la prueba son apenas del 10 y 6 donde se evidencia que el aumento no es significativo y tampoco se alcanza una integridad en las caiacutedas de presioacuten en el sistema baacutesicamente el producto permite el paso del fluido sea mayor durante la prueba al presentar aumentos del caudal durante su aplicacioacuten pero indica que en la formacioacuten se presentan problemas de taponamiento que no fueron remediados con el tratamiento Esta baja eficiencia puede estar relacionada con peacuterdidas del producto esto conlleva a que se genere un gasto mayor en su aplicacioacuten pues va a requerir una mayor cantidad de producto en el proceso efectuado sin conseguir un beneficio en la operacioacuten
94 REGE Sunil D and FOGLER HS Competition among flow dissolution and precipitation in
porous media AIChE J vol 35 p1177-1185 doi101002aic690350713
82
6 ANAacuteLISIS FINANCIERO
El anaacutelisis econoacutemico del tratamiento quiacutemico en el pozo de disposicioacuten final C3 involucra los beneficios econoacutemicos representados por un ahorro energeacutetico consecuencia de la mejora en la inyectividad y por ende menor consumo de energiacutea y se contrapone con los egresos del tratamiento directa y exclusivamente del costo del tratamiento quiacutemico en razoacuten a que los demaacutes costos operacionales son independientes de los del tratamiento al ser considerados propios del proceso de inyeccioacuten del agua como tal con o sin tratamiento
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO El costo de tratamiento del inhibidor por galoacuten se muestra en la siguiente tabla
Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten Inhibidor orgaacutenico Precio
(COPgal)
Producto A $ 75459
Se determina el consumo del tratamiento diacutea y por etapa seguacuten las distintas dosis (Ver tabla 16)
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa
Dosis [ppm] Gal diacutea Gal etapa
40 1514 7570
80 3158 31578
120 5300 52995
TOTAL GALONES 921
Fuente elaboracioacuten propia Con la cantidad de tratamiento consumido y el costo del producto por unidad de volumen se calcula el costo total del tratamiento por diacutea y por etapa de tratamiento seguacuten la ecuacioacuten 8 costos que se muestran en la tabla 17
Fuente elaboracioacuten propia
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba
119862119900119904119905119900 119905119903119886119905119886119898119894119890119899119905119900 =119862119874119875
119866119886119897lowast 119873deg 119905119900119905119886l G119886119897
83
Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa
Dosis [ppm] $ diacutea $ etapa
40 $ 1142385 $ 5711926
80 $ 2382841 $ 23828407
120 $ 3998957 $ 39989569
Total COP 69 529903
Fuente elaboracioacuten propia
El mayor costo del tratamiento se incrementa tal como se incrementa la dosis de tratamiento esto en la buacutesqueda de una dosis efectiva para que el tratamiento pueda ser replicado ahora como la prueba no fue exitosa esta dosis no pudo ser definida y por lo tanto no se da lugar a un costo perioacutedico de tratamiento quiacutemico que permita configurar una liacutenea de flujo de caja para determinar indicadores financieros y econoacutemicos como lo son Retorno de la inversioacuten o si este gasto de tratamiento es amortizable en un periodo de tiempo Sin embargo con resultados obtenidos se pueden derivar algunos indicadores de la prueba como lo son el costo de tratamiento por caudal de inyeccioacuten para cada dosis en particular ejercicio expuesto en la Tabla 18
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento
Fuente elaboracioacuten propia
Otro aspecto a tener en cuenta como anaacutelisis financiero es el costo del tratamiento quiacutemico con la prueba que es de COP 69 529903 que si se compara con tratamientos alternativos como es el caso de la estimulacioacuten llevados a cabo para mejorar el rendimiento de un pozo cuyo costo oscila entre los $ USD100 000 - 150000 equivalente a COP 330 000 000 - COP 495 000000 Cifras dentro de una brecha no comparable que demuestra porque los tratamientos quiacutemicos tienen una mayor preferencia
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO
Una expectativa con la aplicacioacuten del tratamiento quiacutemico es la reduccioacuten de los costos energeacuteticos en el sistema de inyeccioacuten para ello se tiene en cuenta tres tiempos de operacioacuten para llevar a cabo el seguimiento de la prueba y observar el impacto obtenido que se denominan como previo aplicacioacuten y posterior al tratamiento La mejora en la inyeccioacuten con la aplicacioacuten redunda en un mayor rendimiento de la bomba por ende en un menor consumo energeacutetico y sobre este ahorro se basa el beneficio o entradas en el flujo de caja econoacutemico
Dosis [ppm] $BAPD
40 127
80 254
120 380
84
Se toma como datos de insumos el costo de la unidad de energiacutea (Kw-h) que tiene como tarifa la empresa de energiacutea de la localidad que provee el fluido eleacutectrico a la Estacioacuten el consumo de energiacutea promedio por cada periodo de prueba (E) se determina el costo total de energiacutea por periodo de prueba y por la totalidad del tratamiento ($E) que se resumen en la tabla 19
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea
$ Kw-h 300
E=P(Kw)t(h)
$E=Consumo de Energia (E) $Kw-h
Fuente elaboracioacuten propia
En teacuterminos de energiacutea por barril de agua inyectada se alcanza una disminucioacuten del costo energeacutetico del 3 y del 8 teniendo en cuenta el mejor estimado de operacioacuten el costo de operacioacuten por barril de agua inyectada en los periodos de prueba como se expone en la Tabla 20
Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Tiempo operacioacuten $BAPD
Previo 105
Aplicacioacuten 113
Posterior 102
Mejor estimado 9684
Fuente elaboracioacuten propia
Del resultado de la inyectividad promedio se obtuvo un incremento del 6 de agua inyectada y una disminucioacuten energeacutetica del 2 El costo energeacutetico por promedio diacutea y por periodo evaluado que se determinan en la tabla 21
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Periodos de prueba $E promedio diacutea $E periodo BAPD
Previo a la prueba $ 888754 $ 27551389 8444
Aplicacioacuten $ 1061338 $ 26533454 9365
Posterior a la prueba $ 899028 $ 26970851 8921
Fuente elaboracioacuten propia
Si se hace este ejercicio con el mejor estimado y su comportamiento se llevara a cabo con el costo por 4 diacuteas que presentaron el mejor desempentildeo como costo objetivo el anaacutelisis del ahorro energeacutetico para la operacioacuten objetivo comparado los precios de la energiacutea en los dos casos se obtiene un ahorro de energiacutea diario expuesto en la Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten
85
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea
Costo energeacutetico inyeccioacuten
Actual $ 1011869
Objetivo $ 931799
ahorro diacutea $ 80070
Fuente elaboracioacuten propia
Si se extiende este ahorro en el tiempo con el mejor estimado y su comportamiento se llevara hasta el final del contrato de asociacioacuten del campo el ahorro energetico se expone en la Tabla 23 Ahorro de energia de Inyeccioacuten
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten
Ahorro de Energiacutea
Diacutea Mes Antildeo 2029
$ 80070 2404100 $ 29225412 $ 263028704
Fuente elaboracioacuten propia
En el analisis econoacutemico en este caso como el tratamiento no fue exitoso este no se puede replicar y por tanto no se puede generar un flujo de caja perioacutedico que en caso de haber sido el tratamiento exitoso el perido de replicacion seria el tiempo durante el cual se obtiene un comportamiento sostenible Sin embargo para efectos puntuales de comparar los beneficios obtenidos por ahorro energeacutetico se aproxima el periodo de la prueba al periodo de un mes (COP 2404100) contra los egresos por el costo del tratamiento (COP 69529903) esta comparacioacuten demuestra unos costos no amortizables en el tiempo y se asume como un gasto operacional de consumibles durante la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten
86
7 CONCLUSIONES
La prueba de inyeccioacuten con tratamiento quiacutemico para la limpieza del sistema del pozo C3 alcanzoacute un incremento en el iacutendice de inyectividad cercano al 10 (J=8) con un incremento de Volumen de inyeccioacuten del 6 (Q=477BAPD) y decremento de presioacuten de 4 resultados considerados no suficientes para determinar el tratamiento exitoso Pues dadas las caracteriacutesticas fiacutesicas intriacutensecas de la formacioacuten esta es una formacioacuten receptora de alta permeabilidad
El depoacutesito de materia ldquoschmoordquo actuacutea como agente adherente en la tuberiacutea del sistema y en los poros de la formacioacuten receptora y provoca en estos un efecto tensoactivo en areniscas y algunos materiales arcillosos como los presentes en la formacioacuten carbonera C7-M formando una peliacutecula que impide el paso del fluido esta accioacuten conocida como dantildeo de formacioacuten no pudo ser corregida por parte del inhibidor aunque el efecto tensoactivo no es posible demostrarse mediante la prueba
El anaacutelisis del agua de formacioacuten vs El agua de inyeccioacuten han arrojado aguas blandas con tendencia corrosiva y precursoras de incrustaciones en las superficies por la presencia de los iones presentes en ellas que forman precipitados
La salinidad del agua de formacioacuten es menor a la de inyeccioacuten garantiza que la roca no adsorba el agua y no se pueda generar el fenoacutemeno de hinchamiento de arcillas efecto que generariacutea mayor taponamiento
La seleccioacuten del inhibidor como producto tratante de la prueba de inyeccioacuten en el campo cumplioacute con los lineamientos teoacutericos requeridos para este tipo de depoacutesito mixto (muestra) y de medio acuoso de acuerdo con la prueba de laboratorio realizada por el proveedor
En comparacioacuten con valores reportados en la literatura el incremento obtenido estaacute por debajo del 10 en un tiempo mayor de comparacioacuten que infiere que el resultado de la prueba no depende del tiempo de aplicacioacuten sino de la efectividad del producto sobre las condiciones del sistema
Las condiciones del sistema como medio alcalino y alta temperatura favorecen el efecto del inhibidor como generador de emulsiones OW estas contribuyen a una peacuterdida del producto en la fase acuosa ocasionando disminucioacuten de la cantidad de inhibidor presente y disponible para actuar sobre la superficie
87
Las caracteriacutesticas de la formacioacuten compuesta por arenas finas la hacen sensible a la accioacuten erosiva del agua de inyeccioacuten con alta presioacuten este efecto aporta finos que incrementan los soacutelidos en suspensioacuten esto tambieacuten incrementa la peacuterdida del inhibidor por la adsorcioacuten del producto en los soacutelidos suspendidos y por ende disminuye su disponibilidad sobre la superficie de la roca
El producto cumple con la condicioacuten de mojar las superficies por agua es soluble en el fluido inyectado pero tiene una alta afinidad por las superficies generando peacuterdidas por soacutelidos
La baja efectividad del producto se puede ocasionar porque el amonio cuaternario no tiene un buen rendimiento con sustancias orgaacutenicas
El volumen de agua aumenta durante la aplicacioacuten se evidencia una relacioacuten proporcional a la presioacuten por tal no se ve reflejado el efecto del rendimiento del producto
La inclusioacuten de esta formulacioacuten quiacutemica no es viable debido a que el rendimiento del producto debe reflejarse en la mejora continua de la inyectividad
El comportamiento del tratamiento quiacutemico ha demostrado su accioacuten sobre el flujo al manifestar un incremento durante su aplicacioacuten pero la relacioacuten caudal vs Presioacuten ha demostrado que no remueve los depoacutesitos presentes en la garganta de los poros situacioacuten de dantildeo en la formacioacuten por soacutelidos agregacioacuten de hidrocarburos e incrustaciones de iones que han disminuido la permeabilidad de la formacioacuten y continuar con la baja inyeccioacuten del pozo C3
El uso del tratamiento quiacutemico aplicado ademaacutes de no haber sido exitoso es econoacutemicamente no amortizable con los beneficios energeacuteticos obtenidos
88
8 RECOMENDACIONES
Identificar y caracterizar el tipo de compuestos orgaacutenicos que se encuentran dentro de la muestra soacutelida recuperada de las bombas de inyeccioacuten con un mayor detalle a traveacutes de algunos anaacutelisis como WAT SARA Curvas reoloacutegicas y emulsiones con el fin de obtener el mejor tipo de tratamiento quiacutemico a aplicar
Realizar las pruebas correspondientes para determinar cuaacutel inhibidor tiene el mejor desempentildeo con respecto a los depoacutesitos que se encuentra en el sistema y evaluar diferentes clases de inhibidores a nivel de pruebas de laboratorio sobre nuacutecleos de la formacioacuten y mirar efecto de precipitacion y flujo del fluido
Realizar anaacutelisis PVT para evaluar la compatibilidad quimcia la reoligia del fluido y la deposicion de soacutelidos
Realizar un disentildeo de experimentos para evaluar el efecto de las variables (Temperatura salinidad concentracioacuten y pH) sobre el comportamiento del producto tratante o productos seleccionados para la limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos en lineas de flujo y rocas areniscas
Verificar el historial de las pruebas de inyeccioacuten de los pozos para determinar
las perdidas en los iacutendices de inyectividad causados por este fenoacutemeno de precipitacioacuten de soacutelidos
Realizar pruebas de laboratorio con diferentes productos tratantes reconocidos por la industria de los hidrocarburos a condiciones del pozo y descartar la recomendacioacuten del proveedor
El tratamiento de limpieza con aacutecido inorgaacutenico en este tipo de formacioacuten no es recomendable ni la maacutes efectiva debido a que los compuestos que taponan no siempre son solubles en estas sustancias y al contrario se puede generar un mayor taponamiento (Hinchamiento de arcillas)
Analizar el uso de surfactantes no ioacutenico como Alquil poli glucoacutesidos o alquil
etoxilato a nivel laboratorio para comparar el rendimiento con respecto a los inhibidores catioacutenicos como amidas aminas y amonios cuaternario (resultado observado en esta tesis) y revisar coacutemo afecta la disociacioacuten de los iones en las superficies aceitosas y su rendimiento en el desprendimiento de las escamas orgaacutenicasinorgaacutenicas
Implementar cupones en las superficies de la tuberiacutea para realizar el seguimiento a la corrosioacuten del sistema y probar sus beneficios para inhibir la corrosioacuten
89
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97
ANEXOS
98
ANEXO A
DATOS VARIABLES MONITOREADAS DURANTE EL PROCESO DE
INYECCION DE AGUA (PRESIOacuteN Y VOLUMEN DE AGUA INYECTADA)
Cabe resaltar que se confirma el valor de la presioacuten de la liacutenea base por medio de
los datos obtenidos en el histoacuterico teniendo en cuenta las funciones MIN
DESVESTA NORMALIZACIOacuteN en donde se obtienen
MIN=1003 Psi
DESVESTA= 43
NORMALIZACION=38841
P=1150 Psi
Etapa Fecha q (BAPD) P (Psi)
10042019 8211 1170
11042019 7543 1053
12042019 7258 1003
13042019 7592 1139
14042019 7897 1145
15042019 8145 1110
16042019 8581 1169
17042019 8425 1190
18042019 8629 1180
19042019 8255 1130
20042019 8349 1215
21042019 8675 1143
22042019 8650 1143
23042019 8561 1201
24042019 8487 1153
25042019 8388 1170
26042019 8441 1170
27042019 8968 1134
28042019 8770 1190
29042019 8439 1175
30042019 8685 1183
1052019 8355 1151
2052019 8766 1135
3052019 8751 1184
4052019 8970 1153
5052019 8565 1136
6052019 8616 1164
7052019 8243 1189
8052019 8710 1125
9052019 8991 1108
10052019 8856 1139
pre
trat
amie
nto
11052019 9002 1100
12052019 8645 1159
13052019 9125 1180
14052019 8990 1054
15052019 9295 1115
16052019 9232 1101
17052019 9294 1128
18052019 9160 1165
19052019 9117 1145
20052019 9201 1158
21052019 9518 1125
22052019 8629 1080
23052019 9063 1145
24052019 9930 1206
25052019 10838 1240
26052019 10375 1230
27052019 10392 1223
28052019 10540 1269
29052019 10580 1270
30052019 10620 1263
31052019 10571 1270
1062019 10632 1240
2062019 10163 1250
3062019 10815 1269
4062019 10461 1212
tra
tam
ien
to
5062019 9824 1270
6062019 9970 1181
7062019 8518 1208
8062019 8252 1161
9062019 8495 1163
10062019 8495 1164
11062019 8647 1115
12062019 9788 1114
13062019 8020 1181
14062019 8491 1145
15062019 8722 1145
16062019 8819 1160
17062019 8840 1130
18062019 8676 1083
20062019 7496 1143
21062019 8000 960
22062019 9022 1025
23062019 8868 1050
24062019 8911 1005
25062019 9092 1103
26062019 8900 1104
27062019 9464 1036
28062019 9410 1045
29062019 9912 1095
30062019 8960 1069
1072019 8558 1073
2072019 9704 1060
3072019 8562 1091
4072019 8966 1080
5072019 8838 1080
Des
pu
es d
el t
rata
mie
nto
99
Para la presioacuten se tiene P=NORMALIZACION [P] + Tabla5 [[Totales] [WHP [psi]]]
Donde la suma hace referencia al promedio de los datos evaluados desde el
01012019 (1146 Psi)
El mismo procedimiento se tiene para el iacutendice de inyectividad
MIN=7
DESVESTA= 0
NORMALIZACION=06889
J=7 aproximado
En donde el promedio de datos es 7 y el iacutendice de inyectividad J= NORMALIZACION
[J]+ Tabla5 [[Totales] [Columna1]]
Para el caudal se saca la relacioacuten por medio de la formula y se obtiene un valor de
8100 BAPD
Ademaacutes los incrementos realizados para la comparacioacuten de 49 y 144 se hallan
haciendo la relacioacuten por el tiempo de prueba y el incremento obtenido
respectivamente
Caacutelculos
294 90diacuteas 144 150diacuteas
x 15diacuteas x 15diacuteas
49 144
100
ANEXO B
TABLA DE SEGUIMIENTO PARA EL CAacuteLCULO DE LA ENERGIacuteA
Las conversiones que se tienen en cuenta para realizar el caacutelculo de potencia se
encuentran
1 BAPD = 00066244m3h
1 m3h = 0000277778
1 psi = 0703546663 mca
1 Kw = 134 Hp
La potencia es calcula mediante la ecuacioacuten 5 Donde el peso especiacutefico del agua
es tomado como 9810 Nm3 y el 134 representa la equivalencia de un 1Kw a Hp
Para calcular la energiacutea en el proceso se tiene el costo por Kw-h que es de $ 300
COP en la estacioacuten por la cantidad de energiacutea consumida
Etapa fecha q (m3s) P (mca) HB (kw) HP Econsumida $E q (BAPD) $Ebapd
10042019 001510915 823149595 122007879 163490557 292818909 878456726 8211 106985352
11042019 001387996 740834636 100873814 135170911 242097153 72629146 7543 962868169
12042019 001335553 705657303 924536069 123887833 221888657 66566597 7258 917147933
13042019 001397012 801339649 109821124 147160307 263570699 790712096 7592 104150698
14042019 001453136 805560929 114834818 153878656 275603564 826810691 7897 10469934
15042019 001498771 780936795 114820658 153859681 275569578 826708735 8145 101498924
16042019 001578999 822446049 127396758 170711655 305752219 917256656 8581 106893912
17042019 001550294 837220528 127327682 170619094 305586437 916759311 8425 108814162
18042019 001587832 830185062 129314861 173281914 310355667 931067002 8629 107899757
19042019 001519012 795007729 118468116 158747276 284323479 852970438 8255 103327733
20042019 001536309 854809195 128829909 172632079 309191783 927575348 8349 111100173
21042019 001596296 804153835 125927817 168743275 302226762 906680285 8675 104516459
22042019 001591696 804153835 125564913 168256983 301355791 904067374 8650 104516459
23042019 001575319 844959542 130579039 174975912 313389693 940169078 8561 109820007
24042019 001561702 811189302 124276631 166530686 298263915 894791744 8487 105430864
25042019 001543485 823149595 124637935 167014833 299131045 897393134 8388 106985352
26042019 001553238 823149595 125425466 168070125 301021119 903063357 8441 106985352
27042019 001650212 797821915 129156009 173069052 309974422 929923265 8968 103693495
28042019 001613777 837220528 132541694 17760587 318100066 954300197 8770 108814162
29042019 00155287 826667329 125931627 168748381 302235906 906707717 8439 107442555
30042019 001598137 832295702 130484982 174849876 313163957 93949187 8685 108174078
1052019 001537413 809782209 122131514 163656229 293115633 879346899 8355 105247983
2052019 001613041 798525462 126358159 169319933 303259582 909778746 8766 103784936
3052019 001610281 832999248 131587716 176327539 315810518 947431555 8751 108265519
4052019 00165058 811189302 131349285 176008042 315238284 945714851 8970 105430864
5052019 001576055 799229009 123569606 165583272 296567054 889701161 8565 103876376
6052019 00158544 818928315 127369262 170674811 305686229 917058687 8616 106436709
7052019 001516804 836516982 124472415 166793036 298733797 89620139 8243 108722721
8052019 001602737 791489995 124444767 166755988 298667441 896002324 8710 102870531
9052019 001654444 779529702 126518409 169534667 303644181 910932542 8991 101316043
10052019 001629602 801339649 128105358 17166118 307452859 922358577 8856 104150698
pret
rata
mie
nto
101
11052019 001656468 773901329 125758589 168516509 301820614 905461841 9002 100584519
12052019 001590776 815410582 127249005 170513667 305397613 916192838 8818 103900299
13052019 001679101 830185062 136747956 183242261 328195094 984585281 9125 107899757
14052019 00165426 741538182 120338963 16125421 288813511 866440534 8990 963782574
15052019 001710383 784454529 131622527 176374186 315894064 947682193 9295 101956126
16052019 001698791 774604875 129088953 172979197 309813486 929440459 9232 10067596
17052019 001710199 793600635 133142814 17841137 319542752 958628257 9294 103144852
18052019 001685542 819631862 135527479 181606822 325265951 975797852 9160 10652815
19052019 001677629 805560929 13257554 177651223 318181295 954543886 9117 10469934
20052019 001693086 814707035 135316125 181323607 3247587 9742761 9201 105888066
21052019 001751418 791489995 135989127 18222543 326373904 979121713 9518 102870531
22052019 001587832 759830396 118355975 158597006 28405434 852163019 8629 987557097
23052019 001667693 805560929 131790295 176598995 316296707 948890122 9063 10469934
24052019 00182723 848477275 152090651 203801472 365017562 109505269 9157 119586402
25052019 001994312 872397862 170677705 228708125 409626492 122887947 9709 126571168
26052019 001909115 865362395 162068711 217172073 388964907 116689472 9805 119010171
27052019 001912243 860437568 161410416 216289958 387384999 1162155 9787 118744763
28052019 001939477 892800715 169866679 227621349 407680029 122304009 9274 131878379
29052019 001946838 893504261 170645701 228665239 409549682 122864904 9504 129277046
30052019 001954198 888579435 170346741 228264633 408832179 122649654 9499 12911849
31052019 001945181 893504261 170500539 228470722 409201293 122760388 10202 120329728
1062019 001956406 872397862 1674336 224361024 40184064 120552192 9874 122090533
2062019 001870105 879433328 161338458 216193533 387212298 11616369 9571 121370483
3062019 00199008 892800715 174298684 233560237 418316842 125495053 9946 126176405
4062019 00192494 852698555 161020727 215767775 386449746 115934924 9813 118144221
trat
amie
nto
5062019 001807725 893504261 158452114 212325832 380285073 114085522 9824 116129399
6062019 001834591 830888608 149537811 200380666 358890746 107667224 9970 107991197
7062019 001567407 849884368 130680423 175111767 313633016 940899047 8518 11046009
8062019 00151846 816817675 121673892 163043016 292017342 876052025 8252 106162388
9062019 001563174 818224769 125472647 168133347 301134353 903403059 8495 106345269
10062019 001563174 818928315 125580534 168277916 301393282 904179846 8495 106436709
11062019 001591144 784454529 122446475 164078277 293871541 881614623 8647 101956126
12062019 001801101 783750982 138479381 185562371 332350515 997051544 9788 101864686
13062019 001475769 830888608 120290195 161188861 288696468 866089403 8020 107991197
14062019 001562438 805560929 123472514 165453168 296334033 889002099 8491 10469934
15062019 001604945 805560929 126831618 169954368 304395882 913187646 8722 10469934
16062019 001622794 816114129 129922179 174095719 311813228 935439685 8819 106070947
17062019 001626658 795007729 126863495 169997083 304472387 913417162 8840 103327733
18062019 00159648 761941036 119331187 159903791 28639485 85918455 8676 990300311
20062019 001379347 804153835 108813247 145809751 261151793 78345538 7496 104516459
21062019 001472089 675404796 975365034 130698915 234087608 702262824 8000 87782853
22062019 001660148 721135329 117444491 157375618 281866779 845600336 9022 937264837
23062019 001631811 738723996 11825539 158462223 283812937 85143881 8868 960124955
24062019 001639723 707064396 113736135 152406422 272966725 818900175 8911 918976743
25062019 001673029 776011969 127362303 170665485 305669526 917008578 9092 100858841
26062019 001637699 776715515 124785764 167212924 299485834 898457501 8900 100950281
27062019 001741481 728874342 124520383 166857314 29884892 896546761 9464 947323289
28062019 001731545 735206262 12488546 167346516 299725103 899175309 9410 955552932
29062019 001823918 770383596 137841939 184708199 330820655 992461964 9912 100127317
30062019 00164874 752091382 121644276 16300333 291946262 875838786 8960 977498645
1072019 001574767 754905569 116621324 156272574 279891177 83967353 8558 981156264
2072019 001785644 745759462 130635922 175052136 313526213 94057864 9704 969269002
3072019 001575503 767569409 118633116 158968375 284719478 854158433 8562 997615549
4072019 001649844 759830396 122978291 16479091 295147898 885443693 8966 987557097
5072019 00162629 759830396 121222634 162438329 290934321 872802962 8838 987557097
De
spu
es
de
l tra
tam
ien
to
102
ANEXO C
SEGUIMIENTO DOSIS DE INYECCIOacuteN DE PRODUCTO QUIacuteMICO
Para el seguimiento de la dosis de inyeccioacuten se tiene en cuenta el volumen del fluido
inyectado y la dosificacioacuten del inhibidor que se maneja en cada etapa para sacar la
cantidad de producto diacutea requerido y el volumen de inhibidor gastado por etapa
Donde se calcula la cantidad de producto utilizada teniendo como constante
la dosis que se esteacute manejando en cada una de las etapas por medio de la
ecuacioacuten 4 El 42 representa la conversioacuten a galones
119876119894119899ℎ =9002 lowast 42 lowast 40
1000000= 1512119892119886119897
119876119894119899ℎ =9232 lowast 42 lowast 80
1000000= 3102119892119886119897
119876119894119899ℎ =10375 lowast 42 lowast 120
1000000= 5229119892119886119897
etapa fecha q (BAPD) P (Psi) j dosis Productodia Producto etapa $Gal $BAPD
11052019 9002 1100 818 40 1512 1141673$ 127$
12052019 8645 1159 746 40 1452 1096397$ 127$
13052019 9125 1180 773 40 1533 1157272$ 127$
14052019 8990 1054 853 40 1510 1140151$ 127$
15052019 9295 1115 834 40 1562 1178833$ 127$
16052019 9232 1101 839 80 3102 2341685$ 254$
17052019 9294 1128 824 80 3123 2357412$ 254$
18052019 9160 1165 786 80 3078 2323423$ 254$
19052019 9117 1145 796 80 3063 2312516$ 254$
20052019 9201 1158 795 80 3092 2333822$ 254$
21052019 9518 1125 846 80 3198 2414229$ 254$
22052019 8629 1080 799 80 2899 2188735$ 254$
23052019 9063 1145 792 80 3045 2298819$ 254$
24052019 9930 1206 823 80 3336 2518732$ 254$
25052019 10838 1240 874 80 3642 2749045$ 254$
26052019 10375 1230 843495935 120 5229 3947409$ 380$
27052019 10392 1223 849713818 120 5237568 3953877$ 380$
28052019 10540 1269 830575256 120 531216 4010187$ 380$
29052019 10580 1270 833070866 120 533232 4025406$ 380$
30052019 10620 1263 840855107 120 535248 4040625$ 380$
31052019 10571 1270 832362205 120 5327784 4021982$ 380$
1062019 10632 1240 857419355 120 5358528 4045190$ 380$
2062019 10163 1250 81304 120 5122152 3866748$ 380$
3062019 10815 1269 852245863 120 545076 4114817$ 380$
4062019 10461 1212 863118812 120 5272344 3980129$ 380$
producto total 92142624 921$ 69559114$
7569576
31577952
52995096
do
sis
40
pp
md
osi
s 8
0 p
pm
do
sis
12
0 p
pm
103
Adicional en la tabla se muestra el costo del producto donde un galoacuten de
tratamiento tiene un costo $ 75459 COP y se calcula el costo por
productodiacutea
$119892119886119897 = 75459 lowast 1512 = 1141194
Tambieacuten se encuentra que el costo por el barril de agua inyectada cambia
seguacuten la dosis manejada e incrementa con la dosificacioacuten como se puede
observar en la tabla
$119861119860119875119863 =$119892119886119897
119902
104
ANEXO D
EVALUACIOacuteN DEL KPI POR MEDIO DE POWER PIVOT
Power pivot es un complemento de Excel que permite realizar anaacutelisis a datos una
de las herramientas aplicadas son los indicadores claves de rendimiento (KPI) este
elemento permite evaluar los datos de una forma raacutepida y dar una visual al estado
en el que se encuentra el proceso
Para hacer el anaacutelisis del indicador en Power pivot se hace una tabla dinaacutemica con
las variables fecha presioacuten y caudal
Se adicionan las variables BAPD y WHP como medidas calculadas como se
observa en las ventanas por medio de la funcioacuten SUMX que evaluacutean los valores
que se estaacuten tomando de la columna de una determinada tabla
Al tener estas variables como campos calculados se realiza el caacutelculo de la
inyectividad que representa el valor base del anaacutelisis que se genera
automaacuteticamente para los datos que se encuentren en la tabla
Etiquetas de fila Suma de P Suma de Q
15-abr 1110 8145
16-abr 1169 8581
17-abr 1190 8425
18-abr 1180 8629
19-abr 1130 8255
20-abr 1215 8349
21-abr 1143 8675
22-abr 1143 8650
23-abr 1201 8561
24-abr 1153 8487
25-abr 1170 8388
26-abr 1170 8441
27-abr 1134 8968
28-abr 1190 8770
105
Finalmente se elige una medida objetivo para el KPI por medio de un condicional
que permite realizar la comparacioacuten de los datos de la prueba ademaacutes del periodo
de pretratamiento y post tratamiento
Se agrega el indicador clave de rendimiento donde el campo base es la medida
inyectividad se definen los liacutemites del estado los cuales son 78 al ser el valor
promedio encontrado entre los datos analizados y 9 que es el valor establecido para
definir la prueba como exitosa
106
Al dar aceptar inmediatamente se analizan los valores de la variable inyectividad
en la tabla la cual nos muestra el estado de la inyeccioacuten seguacuten los rangos que se
establecieron esto se puede observar en la imagen por medio de los iconos como
una demostracioacuten graacutefica
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
16042019 FALSO 7340461933
17042019 FALSO 7079831933
18042019 FALSO 7312711864
19042019 FALSO 7305309735
20042019 FALSO 6871604938
21042019 FALSO 758967629
22042019 FALSO 7567804024
23042019 FALSO 7128226478
24042019 FALSO 7360797918
25042019 FALSO 7169230769
26042019 FALSO 7214529915
27042019 FALSO 7908289242
28042019 FALSO 7369747899
29042019 FALSO 718212766
30042019 FALSO 7341504649
1052019 FALSO 72589053
2052019 FALSO 7723348018
3052019 FALSO 7391047297
4052019 FALSO 7779705117
5052019 FALSO 7539612676
6052019 FALSO 7402061856
7052019 FALSO 6932716569
8052019 FALSO 7742222222
9052019 FALSO 8114620939
10052019 FALSO 777524144
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
11052019 FALSO 7800693241
12052019 FALSO 7608283003
13052019 FALSO 7733050847
14052019 FALSO 8529411765
15052019 FALSO 833632287
16052019 FALSO 838510445
17052019 FALSO 8239361702
18052019 FALSO 7862660944
19052019 FALSO 7962445415
20052019 FALSO 7945595855
21052019 FALSO 8460444444
22052019 FALSO 7989814815
23052019 FALSO 7915283843
24052019 FALSO 8233830846
25052019 FALSO 8740322581
26052019 FALSO 843495935
27052019 FALSO 8497138185
28052019 FALSO 8305752561
29052019 FALSO 8330708661
30052019 FALSO 8408551069
31052019 FALSO 8323622047
1062019 FALSO 8574193548
2062019 FALSO 81304
3062019 FALSO 8522458629
4062019 FALSO 8631188119
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
5062019 FALSO 7735433071
6062019 FALSO 8441998307
7062019 FALSO 7051324503
8062019 FALSO 7107665805
9062019 FALSO 7304385211
10062019 FALSO 7298109966
11062019 FALSO 7755156951
12062019 FALSO 8786355476
13062019 FALSO 6790855207
14062019 FALSO 7415720524
15062019 FALSO 7617467249
16062019 FALSO 7602586207
17062019 FALSO 782300885
18062019 FALSO 8011080332
19062019 FALSO 2206930693
20062019 FALSO 6558180227
21062019 FALSO 8333333333
22062019 FALSO 880195122
23062019 FALSO 8445714286
24062019 FALSO 8866666667
25062019 FALSO 8242973708
26062019 FALSO 8061594203
27062019 VERDADERO 9135135135
28062019 VERDADERO 9004784689
29062019 VERDADERO 9052054795
En el ANEXO podemos observar un semaacuteforo que permite ver el estado de la
inyectividad con los tiempos establecidos de pre durante y post tratamiento
teniendo como objetivo una inyectividad Xgt=9 donde el tiempo base de 30 diacuteas pre
tratamiento se encuentra en estado rojo el periodo de prueba se encuentra en
amarillo y los 30 diacuteas post tratamiento se encuentran en los tres estados (rojo
amarillo y verde) en rojo se encuentran los 15 diacuteas recieacuten se suspende la
dosificacioacuten del tratamiento 11 diacuteas en amarillo y 4 diacuteas en verde esto ademaacutes se
ve influenciado por la disminucioacuten de presioacuten que se presenta en cabeza de pozo
que afecta directamente la relacioacuten caudal presioacuten
107
ANEXO E
REPORTE ASSAY 2016 CEPSA COLOMBIA SA
Fuente CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de crudo CCA
108
ANEXO F
REPORTE LABORATORIO AGUA RESIDUAL NFUSTRIAL
Fuente CEPSA Colombia SA
10
LISTA DE ECUACIONES
paacuteg
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad 55 Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten 56 Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad 56 Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida 57
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba 58 Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida 58 Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 59
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba 82
11
LISTA DE GRAacuteFICAS
paacuteg
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos 38 Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten 41 Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba 60 Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba 61 Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes
durante y despueacutes de la prueba 62 Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten 63
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo 64
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento 65 Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3 66 Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada 67 Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada 68
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql 70 Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo 73
12
LISTA DE FIGURAS
paacuteg
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera 22
Figura 2 Esquema de un pozo disposal 24 Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la
formacioacuten 27 Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos 28 Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten 31
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica 33 Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten 34
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA 35
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo 36
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida 46
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada 47 Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base 48
Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos 50 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3 52
Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten 53
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico 53
Figura 17 Formacioacuten de precipitados 70
13
LISTA DE ANEXOS
paacuteg
Anexo A Datos variables monitoreadas durante el proceso de inyeccion de agua (presioacuten y volumen de agua inyectada) 988 Anexo B Tabla de seguimiento para el caacutelculo de la energiacutea 100 Anexo C Seguimiento dosis de inyeccioacuten de producto quiacutemico 102 Anexo D Evaluacioacuten del Kpi por medio de power pivot 104 Anexo E Reporte Assay 2016 CEPSA Colombia sa 107 Anexo F Reporte laboratorio agua residual industrial 108
14
ABREVIATURAS
Γ Peso especiacutefico
ww Concentracioacuten en peso
BAPD Barriles de Agua por Diacutea
BBL Barriles
CMC Concentracioacuten criacutetica de micelas
EOR Enhanced oil recovery
Ji Iacutendice de inyectividad
KPI Indicador clave de rendimiento
KW Kilo watts
OW contenido de grasas y aceites en agua
PDP Presioacuten de descarga de la bomba
PTARI Planta de tratamiento de aguas residuales
Ppm partes por milloacuten
Psi Libra por pulgada cuadrada
Q Caudal
TSS Soacutelidos suspendidos totals
WHP Presioacuten en cabeza de pozo
15
GLOSARIO
ADSORCIOacuteN moleacuteculas de una sustancia son capturadas por la superficie de la otra sustancia1
AGUA DE DISPOSICIOacuteN es el agua producida que al pasar por un proceso de tratamiento necesita su disposicioacuten final es decir ha terminado su ciclo productivo
AMINA CUATERNARIA es una sal de amina catioacutenica en donde el nitroacutegeno tiene cuatro grupos unidos a ella cargada positivamente Son utilizadas como agentes mojantes del petroacuteleo e inhibidores de corrosioacuten2
ARENISCAS supeficie mineral que estaacute compuesta principalmente de granos de cuarzo y puede contener otros minerales3
BARRIL unidad volumeacutetrica equivale a 42 galones US4
DISOLUCIOacuteN es lo formacioacuten de una mezcla homogeacutenea donde las moleacuteculas del soluto se disuelven en el solvente5
DISPERSIOacuteN es la separacioacuten de componentes dentro de un fluido por medio de la difusioacuten es decir es la presencia de partiacuteculas o granos dentro de un fluido 6
FORMACIOacuteN RECEPTORA se encuentra constituida por rocas porosas a nivel subterraacuteneo con la capacidad de contener y circular un fluido a traveacutes de ella en este caso el agua
INHIBIDOR es un producto quiacutemico que evita o retrasa una reaccioacuten quiacutemica como la corrosioacuten7
MOJABILIDAD es la preferencia de un soacutelido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro que permite que la fase mojante se disperse sobre la fase soacutelida8
1 SCHUMBERGER Oilfield glossary adsorption [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsaadsorptionaspx 2SCHUMBERGER Oilfield glossary amina cuaternaria En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsqquaternary_amineaspx 3 SCHUMBERGER Oilfield glossary arenisca [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsssandstoneaspx 4 SCHUMBERGER Oilfield glossary barril eqivalente [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermsbbarrel_equivalentaspx 5 Disoluciones quiacutemicas Soluciones [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible
en httpsuftclimagesfuturos_alumnosprofesores_orientadoresmaterial-pedagogicoGuia_5_Solucionespdf 6 SCHUMBERGER Oilfield glossary dispersioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 7 SCHUMBERGER Oilfield glossary inhibitor [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomenTermsddispersionaspx 8 SCHUMBERGER Oilfield glossary mojabilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible enhttpswwwglossaryoilfieldslbcomesTermswwettabilityaspx
16
POZOS DISPOSAL son pozos clase II seguacuten el UIC se utilizan para inyectar fluido como el agua tratada la cual es separada del aceite resultante de la produccioacuten de petroacuteleo y es reinyectada en formaciones subterraacuteneas con caracteriacutesticas iguales o similares para su eliminacioacuten9
PRECIPITACIOacuteN aparicioacuten de material soacutelido en una solucioacuten liquida en donde el soluto sobrepasa la solubilidad10
SCHMOO son depoacutesitos y acumulaciones de lodos de composicioacuten variable compuesta de sustancias inorgaacutenicas recubiertas con material hidrocarbonado que se acumula en las liacuteneas y sistemas de operacioacuten de inyeccioacuten11
SOLUBILIDAD es la capacidad de un cuerpo para disolverse y mezclarse en una sustancia12
9 EPA Control de inyeccioacuten subterraacutenea [En liacutenea] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwepagovuicclass-ii-oil-and-gas-related-injection-wells 10 SCHUMBERGER Oilfield glossary precipitacioacuten [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermspprecipitationaspx 11Hellberg PE and Zuberbuehler A Polymeric corrosion inhibitors - A new class of oilfield formulation bases[En liacutenea] International Petroleum Technology Conference 2014] [Consultado 3 de agosto de 2019] Disponible en httpswwwlinknovatecomconferencepolymeric-corrosion-inhibitors-a-new-class-of-oilfield-formulation-bases-1197673 12 SCHUMBERGER Oilfield glossary solubilidad [En liacutenea] [Consultado 8 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwglossaryoilfieldslbcomTermsssolubilityaspx
17
RESUMEN
Este trabajo se desarrolla con base en la evaluacioacuten de un inhibidor orgaacutenico que busca incrementar el flujo de agua inyectada al pozo de disposicioacuten final C3 el cual trae un bajo iacutendice de inyectividad por la posible presencia de sustancias que bloquean el paso del fluido a la formacioacuten receptora evento recurrente en pozos de disposicioacuten con alguna carga de hidrocarburos se requiere verificar el desempentildeo con la aplicacioacuten de un tratamiento que sea econoacutemico y efectivo de este modo recuperar las propiedades de la roca de la formacioacuten para extender la vida del pozo inyector
Se analiza el histoacuterico del sistema de inyeccioacuten de la estacioacuten desde el 1 de enero del 2019 las condiciones de operacioacuten del pozo y el sistema de inyeccioacuten a partir de una revisioacuten bibliograacutefica y un anaacutelisis de composicioacuten se hace una discusioacuten sobre la eleccioacuten del producto tratante y los fenoacutemenos que interactuacutean para alcanzar la separacioacuten del depoacutesito que se encuentra acumulado en el medio del sistema Se hace la prueba de pozo con el producto tratante y el respectivo seguimiento las variables involucradas en el proceso de mejora de la inyectividad
Asiacute mismo se evaluacutean las consideraciones o factores que generaron el dantildeo a la formacioacuten y la efectividad o no del producto tratante su composicioacuten y reacciones con el medio acuoso y con la roca
PALABRAS CLAVES inhibidor inyectividad pozo de disposicioacuten agua de disposicioacuten
18
ABSTRACT
This work is developed based on the evaluation of an organic inhibitor that seeks to
increase the flow of water injected to the final disposal well C3 which brings a low
injection rate due to the possible presence of substances that block the passage of
the fluid to the receptor formation recurrent event in disposal wells with some
hydrocarbon load It is necessary to verify the performance with the application of a
treatment that is economical and effective in this way to recover the properties of
the rock of the formation to extend the life of the injection well
The history of the injection system of the station from January 1 2019 the operating
conditions of the well and the injection system is analyzed Based on a bibliographic
review and a composition analysis a discussion is made about the choice of the
treatment product and the phenomena that interact to achieve the separation of the
deposit that is accumulated in the middle of the system The well test is carried out
with the treatment product and the respective monitoring of the variables involved in
the process to improve injectivity
Likewise the considerations or factors that generated the damage to the formation
and the effectiveness or not of the treatment product its composition and reactions
with the aqueous medium and with the rock are evaluated
KEY WORDS inhibitor injectivity disposal well disposal water
19
INTRODUCCIOacuteN
Un pozo de disposicioacuten de agua tratada es una de las alternativas de vertimiento de las aguas de produccioacuten en la industria de los hidrocarburos el caso de estudio es el pozo inyector C3 que pertenece al sistema de inyeccioacuten de un campo maduro en la cuenca de los llanos orientales de Colombia por ello el desarrollo de estos campos comprenden el manejo de una alta relacioacuten aceite agua que de manera incremental acrecienta los problemas de disposicioacuten de agua situacioacuten que puede llegar a generar un cuello de botella para el campo si la capacidad de inyeccioacuten no es suficiente
El sistema de disposicioacuten de agua se encuentra conformado por 5 pozos los cuales tienen la capacidad de recibir la cantidad de agua producida a disponer el volumen total de 95000 BWPD13 aproximadamente distribuido en los pozos C1 C2 C3 C6 y CC en este sistema el pozo C3 tiene la menor inyectividad por ello se ha tomado con el pozo de prueba
El objetivo del estudio es aumentar la capacidad de agua dispuesta en la formacioacuten esto se pretende lograr con la limpieza y la disolucioacuten de deposiciones presentes en la zona a partir de un inhibidor orgaacutenico El tratamiento fue aplicado en una prueba piloto del pozo inyector que alimenta la formacioacuten receptora la carbonera C7-M sobre el comportamiento de esta formacioacuten se tiene conocimiento a traveacutes del desarrollo del campo experiencia que recomienda que espera con el tratamiento un incremento significativo del volumen inyectado sino se da esta condicioacuten la prueba resultaraacute no exitosa por el alto costo del producto y el manejo de la integridad del pozo y de la formacioacuten
Este proyecto estaacute enfocado a la accioacuten limpiadora del producto en la formacioacuten receptora confrontando su desempentildeo operacional en su implementacioacuten al evaluar su eficiencia tecnoloacutegica y financiera que permita su aplicabilidad en todo el sistema de pozos de la compantildeiacutea Por ello la tasa de inyeccioacuten es el indicador principal o gradiente de medida en las variables operacionales que se tienen en cuenta para la evaluacioacuten
13 CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de implementacioacuten de tecnologiacutea en pozos inyectores 2019
20
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Evaluar la inyectividad en un pozo para disposicioacuten final de agua en un campo petrolero utilizando inhibidores orgaacutenicos modificados OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
1 Caracterizar el depoacutesito proveniente del pozo de disposicioacuten final C3 de la estacioacuten
2 Seleccionar el inhibidor de la tecnologiacutea de acuerdo con el depoacutesito proveniente del sistema
3 Evaluar en prueba piloto el rendimiento del producto 4 Determinar la viabilidad financiera del proyecto
21
1 GENERALIDADES
En el presente capiacutetulo se abordan conocimientos y definiciones que ayudan a entender los factores y propiedades que afectan la inyectividad en un pozo de inyeccioacuten con el fin de entender el comportamiento de estos sistemas y tener una mejor evaluacioacuten del proceso
11 EL AGUA EN LA INDUSTRIA PETROLERA
El agua se usa como insumo o como materia prima en distintos procesos productivos de las industria asociado las actividades de exploracioacuten produccioacuten transporte y refinacioacuten este recurso es retornado al sistema de forma parcial o en su totalidad estos retornos de agua hacen referencia a las peacuterdidas vertimientos y descargas de agua seguacuten la ENA se estima una demanda hiacutedrica en el paiacutes de 5813 millones de m3 y la huella hiacutedrica azul de 62 millones de m3 que corresponden al 11 de demanda de agua en este sector el flujo de retorno es la diferencia entre el volumen usado y el que no retorna que corresponde a 5752 millones de m314
El manejo del recurso hiacutedrico permite garantizar proteccioacuten y conservacioacuten al medio ambiente a partir de un uso consciente y responsable del agua en los procesos a nivel Industrial se tiene como objetivo reducir el impacto ambiental que es generado por medio de las actividades que realiza la industria con el cumplimiento de las normativas internacionales teniendo en cuenta que las labores efectuadas pueden causar un impacto al ecosistema ya sea en las aguas subterraacuteneas la atmoacutesfera suelos biodiversidad entre otros15 por eso el agua que se emplea en la produccioacuten no puede ser usada o vertida sin un previo tratamiento por lo que debe cumplir con los estaacutendares correspondiente a las licencias ambientales que determinan los liacutemites y condiciones que se deben tener para no afectar los cuerpos receptores
Algunas alternativas implementadas para el manejo de los efluentes de produccioacuten con procura de la reduccioacuten del impacto ambiental al momento de disponer las aguas al medio despueacutes de su uso son i) La reutilizacioacuten del recurso en el proceso de refinacioacuten y aprovechamiento agriacutecola ii) La reinyeccioacuten en disposicioacuten final (Disposal) o recobro y iii) El uso en vertimientos a cuerpos de agua superficial suelo o alcantarillado la Figura 1 permite visualizar coacutemo se encuentra repartida la gestioacuten de agua residual realizada en Colombia por parte Ecopetrol16 dando una perspectiva de la utilidad de cada una de estas alternativas
14 Instituto de Hidrologiacutea Meteorologiacutea y Estudios Ambientales (IDEAM) Estudio nacional del agua 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Ideam 2019 p181 [Consultado 5 Agosto de 2019] Disponible en httpwwwandicomcoUploadsENA_2018-comprimidopdf 15 CEPSA Colombia SA Informe Anual y de responsabilidad corporativa 2018 16 Ecopetrol Reporte integrado de gestioacuten sostenible 2018 [en liacutenea] Bogotaacute Ecopetrol SA 2019 p 363-364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en
22
Figura 1 Manejo de agua residual en la industria petrolera
Fuente ECOPETROL Reporte integrado gestioacuten sostenible 2018 [En liacutenea]Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 2019 p 364 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 111 Naturaleza del agua En la industria de los hidrocarburos se tiene grandes voluacutemenes de agua asociados a sus procesos productivos debido a que el agua es un fluido que se encuentra asociado a las acumulaciones de petroacuteleo en donde se puede encontrar un mayor volumen produccioacuten de agua en comparacioacuten con el del petroacuteleo Su composicioacuten variacutea por las caracteriacutesticas quiacutemicas y fiacutesicas que muestra el agua del yacimiento al ambiente geoloacutegico en el que se encuentren17 por lo que se dispone de anaacutelisis que permiten identificar las caracteriacutesticas del agua que pueden depender de la composicioacuten quiacutemica temperatura gravedad especiacutefica pH y presioacuten donde el agua puede presentar contenido de soacutelidos disueltos soacutelidos suspendidas materiales inertes o gases bacterias y aceite residual
Composicioacuten la quiacutemica del agua es un aspecto importante por entender con respecto a la eliminacioacuten y operaciones de inyeccioacuten debido a que la calidad del agua de inyeccioacuten permite tomar medidas para poder controlar o eliminar la corrosioacuten incrustacioacuten y ensuciamiento de las liacuteneas equipos y tanques1819
Los soacutelidos disueltos totales estaacuten constituidos generalmente por concentraciones de cloruro de sodio cationes (calcio magnesio bario estroncio y hierro ferroso) y aniones (cloruro sulfato sulfuro y bicarbonato) la
httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesResponsabilidadEtiquetaInformesGestionSostenibilidadInformesdegestion 17 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades del agua En fundamentos de ingenieriacutea de
yacimiento [En liacutenea]Maracaibo Venezuela Astro Data SA 2009 p148 [Consultado 10 de
Agosto de 2019] Disponible en httpsesslidesharenetgeorgehsterlingfundamentos-de-
ingenieria-de-yacimientos-magdalena 18 KEMMER Frank N y McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo III Meacutexico McGraw-Hill inc1998 p43-9 19 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p148
23
concentracioacuten de estos soacutelidos es demostrada en partes por milloacuten (ppm) de cada ion
Los soacutelidos suspendidos son soacutelidos orgaacutenicos e inorgaacutenicos que se encuentran en el agua producida estas pueden ser partiacuteculas de oacutexidos metaacutelicos hierro oxidado o manganeso tambieacuten se encuentran sedimentos arena arcilla o cuerpos bacterianos Los gases disueltos de mayor frecuencia son el sulfuro de hidroacutegeno (H2S)
dioacutexido de carbono (CO2) y el oxiacutegeno (O2)
- El agua que contienen sulfuro de hidroacutegeno es denominada como agua amarga pueden tener este comportamiento por la actividad de las bacterias reductoras de sulfato en la formacioacuten que contribuyen a la corrosioacuten en el pozo y al taponamiento de la formacioacuten durante las operaciones de inyeccioacuten
- El agua con dioacutexido de carbono aumenta la dureza y alcalinidad ademaacutes de ser un gran contribuyente en la corrosioacuten
- El oxiacutegeno disuelto es el que se encuentra en menor presencia pero es el agente maacutes corrosivo y causa la formacioacuten de agentes taponadores por oxidacioacuten de hierro ferroso y del sulfuro de hidroacutegeno por lo que es importante evitar la presencia de oxiacutegeno en las liacuteneas de abastecimiento
A nivel bacteriano estas pueden causar corrosioacuten y taponamientos en el sistema
y en el pozo de inyeccioacuten se reproducen raacutepidamente a condiciones de alto y bajo pH temperatura presioacuten y en ausencia de oxiacutegeno las bacterias que se encuentran en esta industria se clasifican en aerobias anaerobias y facultativas20
12 PROCESO DE INYECCIOacuteN
El proceso de inyeccioacuten de agua como se mencionoacute anteriormente son utilizados para la eliminacioacuten de los fluidos producidos asiacute como para la recuperacioacuten del petroacuteleo Estas operaciones dependen de la cantidad de agua inyectada en su respectiva zona por debajo de la presioacuten de fractura de la formacioacuten
Pozos de eliminacioacuten de agua o pozos de disposicioacuten final o tambieacuten denominados pozos Water disposal son pozos profundos que tienen como fin confinar el agua producida por medio de bombeo a una formacioacuten geoloacutegica (Ver figura 2) esta se realiza para asegurar la eliminacioacuten de los residuos de manera que no afecte al medio ambiente principalmente es disponer grandes cantidades del liacutequido en el depoacutesito al menor costo posible El agua y el pozo deben cumplir con las regulaciones pertinentes y llevar a cabo su respectivo monitoreo para asegurar la integridad de la zona de deposicioacuten y se ldquoimpida la migracioacuten del fluido hacia otras formaciones geoloacutegicas acuiacuteferos o cuerpos de agua superficialesrdquo (ANLA) por eso
20 COLLINS A Gene and WHRIGHT Charles C Chapter 6Enhanced Oil Recovery Injection Waters En Enhanced Oil Recovew I Fundamentals and Analyses Elsevier 1985 213 p
24
los operadores deben garantizar la permanencia del fluido en la formacioacuten por medio de un aislamiento que impida la migracioacuten estos pueden ser sellos hidraacuteulicos o capas de rocas que formen un sello natural21
Fuente ECOPETROLManejo de agua en campo petrolero Petroacuteleo y el mundo [En liacutenea] Bogotaacute Colombia Ecopetrol SA 201438 p [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwecopetrolcomcowpsportalHomeesNuestraEmpresasalaPrensaPu blicacione Este tipo de operacioacuten de inyeccioacuten por parte de la industria de los hidrocarburos indica que hay tipos de rocas que poseen una porosidad y permeabilidad relativamente grande para poder captar grandes cantidades de fluido en condiciones favorables22
Entre las facilidades de los pozos disposal en superficie se encuentra la cabeza de pozo la cual debe estar equipada para poder realizar mediciones del caudal y presioacuten de inyeccioacuten esta debe contener ademaacutes una vaacutelvula de cheque entre la cabeza del pozo y la bomba de inyeccioacuten tambieacuten se requieren facilidades para tratamiento en la superficie
121 Propiedades de la roca Las propiedades a tener en cuenta en el proceso de inyeccioacuten y en medida especial en los depoacutesitos o recepcioacuten formadora que variacutean la capacidad de inyeccioacuten son permeabilidad tensioacuten interfacial y sus mecanismos de contacto como la humectabilidad y la presioacuten capilar estas tres uacuteltimas describen el comportamiento de dos o maacutes fases presentes en el medio poroso que van a permitir entender el comportamiento y la interaccioacuten entre la superficie el tenso activo y el fluido
21 QOMARUDIN Helmy and KARDENA Edwan Petroleum Oil and Gas Industry Waste Treatment Common Practice in Indonesia En J Pet Environ Biotechnol 2015 vol 6 p1-7
Figura 2 Esquema de un pozo disposal
25
Permeabilidad (K) es la capacidad del medio poroso para dejar pasar fluidos a traveacutes de eacutel por sus poros interconectados es expresada matemaacuteticamente por la ley de Darcy y es una medida de conductividad de los fluidos23 esta es una medida que se encuentra asociada directamente con la porosidad por lo tanto a mayor porosidad mayor permeabilidad
La permeabilidad se clasifica en absoluta efectiva y relativa y se explica a continuacioacuten
- Absoluta es cuando el medio poroso se encuentra saturado totalmente por solo
un fluido o estaacute en una sola fase - Efectiva el medio poroso permite que fluyan dos fases simultaacuteneamente - Relativa es la relacioacuten entre la permeabilidad efectiva y absoluta 24
Tensioacuten interfacial (IFT) se da cuando dos fluidos inmiscibles como el agua y
el aceite al entrar en contacto no se mezclan y los separa una interfaz por la diferencia de presiones ejercida por cada fluido
La tensioacuten interfacial en los poros de la roca puede afectar las caracteriacutesticas de flujo del fluido en el medio poroso la presioacuten de las fases y la preferencia del fluido que fluye en el depoacutesito
- Cuando se tiene un desplazamiento miscible el fluido desplazado y desplazante se mezclan y la ITF entre los dos fluidos se acerca a cero en su interface
- Un desplazamiento inmiscible ocurre cuando el fluido desplazado y desplazante no se mezclan
Satter e Iqbal en su libro dicen que ldquoEl efecto de la tensioacuten interfacial se refleja en el rendimiento del yacimiento ademaacutes que afecta propiedades como humectabilidad presioacuten capilar y permeabilidad relativardquo25
Presioacuten capilar (Pc) para Satter e Iqbal la presioacuten capilar es la diferencia de presioacuten en la interface entre dos fluidos inmiscibles que se encuentran presente en un medio poroso Estaacute influenciada por la saturacioacuten de los fluidos y la tensioacuten interfacial entre las fases del fluido donde se cumple una competencia de fuerzas interfaciales entre el agua-aceite agua-soacutelido y aceite-soacutelido en el depoacutesito26
23 PARIS DE FERRER Magdalena Op cit p 263 24 PARIS DE FERRER Magdalena Propiedades de las rocas y los fluidos En Inyeccioacuten de agua y gas en yacimientos petroliacuteferos [En liacutenea] Maracaibo Venezuela Astro data SA 2001 50 p [Consultado 10 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwingunpeduarasignaturasreservorioslibro20iny20agua20y20gaspdf 25 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Reservoir rock properties En reservoir engineering Gulf Professional Publishing 2016 50 p 26 Ibid p54
26
Rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transicioacuten de gran espesor mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores capilares y zonas de transicioacuten delgadas
Humectabilidad la humectabilidad de la roca indica la tendencia de un fluido inmiscible a extenderse en presencia de otro fluido en la superficie de la roca donde el agua y el aceite tienden a extenderse y adherirse a la superficie de la roca de manera diferente La humectabilidad se puede ver influenciada por el tipo de minerales en la matriz de la roca la composicioacuten de los fluidos asiacute como el aceite y el agua presente en el poro hay que tener en cuenta que la humectabilidad de la roca puede alterarse una vez que el agua inyectada entra en contacto con la roca27 El aacutengulo de contacto (θ) es una medida de la humectabilidad a medida que disminuye aumentan las caracteriacutesticas huacutemedas del liacutequido donde la humectabilidad completa se evidencia con un aacutengulo de contacto cero y la no humectacioacuten con uno de 180deg
122 Factores que afectan la inyeccioacuten del agua Un deterioro en la inyectividad restringe la capacidad del volumen de agua que es inyectado para acumularse en una superficie para su eliminacioacuten esta reduccioacuten en la inyectividad genera costos en reparaciones trabajos de estimulacioacuten reajustes del sistema o fracturas en el pozo28
La inyeccioacuten depende de diferentes factores como las propiedades de la roca la interaccioacuten del agua inyectada y la presioacuten la produccioacuten de arena (finos) soacutelidos suspendidos incrustaciones corrosioacuten que influyen significativamente en la inyectividad
Soacutelidos suspendidos La reduccioacuten de la inyectividad estaacute relacionada con el taponamiento de la regioacuten cercana a la cara de inyeccioacuten es decir por el arrastre de partiacuteculas a la formacioacuten este proceso puede ser de forma raacutepida y severa dependiendo de la concentracioacuten y tamantildeo de los soacutelidos que esteacuten presentes en el fluido inyectado La figura 3 muestra el acomodamiento de las partiacuteculas a traveacutes de la formacioacuten y el taponamiento que pueden generar
27 SATTER Abdus and IQBAL Ghulam M Op cit p 52-53 28 BENNION Douglas Brant et al Injection Water Quality A Key Factor to Successful Waterflooding [En liacutenea] Journal of Canadian Petroleum Technology (JCPT) 1994 p1-10 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpwwwhycalcomoldPDFPapersReservoir20OptimizationInjection20Water20Qualitypdf
27
Figura 3 Esquema de las posibles deposiciones de los soacutelidos a traveacutes de la formacioacuten
Fuente CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS
Se tienen tres posibles casos que relacionan el tamantildeo de partiacutecula y el diaacutemetro del poro de la formacioacuten estos casos se representan en la figura 4 Y se describen a continuacioacuten
1) Filtro externo las partiacuteculas tienen un mayor tamantildeo en comparacioacuten al diaacutemetro del poro maacutes del 33 del diaacutemetro del poro lo que impide atravesar la formacioacuten y causa su acumulacioacuten dando pasos a formacioacuten de una torta externa
2) Puente de poro Las partiacuteculas tienen un tamantildeo inferior al diaacutemetro del poro aproximadamente menor del 14 del diaacutemetro por lo que pueden atravesar la entrada de la formacioacuten pero se pueden adherir al poro ocasionando una restriccioacuten en la formacioacuten esta unioacuten ocurre cuando la partiacutecula que fluye se une a dos o maacutes partiacuteculas ya depositadas en la superficie o a otros depoacutesitos de partiacuteculas
3) Invasioacuten El tamantildeo de partiacutecula es significativamente menor al diaacutemetro del poro de la formacioacuten permitiendo el paso de las partiacuteculas sin dificultad ni ocasionar dantildeos o acumulaciones en la formacioacuten 29 30 31
29 CHAUVETEAU Guy NABZAR Lahcen and COSTE J-P Physics and Modeling of Permeability Damage Induced by Particle Deposition [En liacutenea] Lafayette Louisiana Society of Petroleum Engineers 1998 p 417 [Consultado 3 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgconference-paperSPE-39463-MS 30 CARPENTER Chris Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability Journal of Petroleum Technology 2018 vol 70 p 70-71 31 BENNION Douglas Brant et al Water Quality Considerations Resulting in the Impaired Injectivity of Water Injection and Disposal Wells En Journal of Canadian Petroleum Technology 2001 vol 40 p 3-4
28
Figura 4 Deposicioacuten de soacutelidos seguacuten los mecanismos
Fuente CARPENTER C Mechanisms of permeability impairment reflecting conditions when (a) particles present in the injected water are smaller than the average pore-throat diameter of the formation (b) particles are smaller than the average pore-throat diameter of the formation and (c) particles are significantly smaller than the average pore-throat diameter of the formation [Imagen]Maintaining Injectivity of Disposal Wells From Water Quality to Formation Permeability [En liacutenea] Society of Petroleum Engineers 2018 p 2 [Consultado 6 de Agosto de 2019] Disponible en httpswwwonepetroorgjournal-paperSPE-0218-0070-JPT Estos casos permiten evidenciar la influencia de la presencia de los soacutelidos suspendidos en el agua de disposicioacuten se tiene una relacioacuten directa con la afectacioacuten al nuacutecleo a mayor cantidad de soacutelidos suspendidos mayor seraacute el dantildeo ocasionado en nla permeabilidad del nuacutecleo
Incrustaciones y corrosioacuten Las incrustaciones y corrosiones se pueden formar en diferentes aacutereas de un sistema de inyeccioacuten como tal en las liacuteneas de tuberiacutea bombas de inyeccioacuten instrumentos superficiales y en las propias formaciones de inyeccioacuten entre las incrustaciones que generan mayor preocupacioacuten en el campo petrolero son el carbonato de calcio el sulfato de calcio y el sulfato de bario algunas de estas incrustaciones pueden removerse a traveacutes de tratamientos quiacutemicos mientras que otras son tan fuertes que requieren el remplazo de la liacutenea en la seccioacuten afectada
Las incrustaciones se ven influenciadas por cambios en la temperatura presioacuten y pH afectando las solubilidades de las incrustaciones esto se puede evitar y controlar con inhibidores de corrosioacuten frente a agentes corrosivos existentes en el sistema como el dioacutexido de carbono (CO2) el sulfuro de hidrogeno (H2S) y el oxiacutegeno (O2) ademaacutes de soacutelidos y gases disueltos
29
Entre las incrustaciones minerales maacutes recurrentes en los campos petroleros se encuentran32
Sulfato de Bario Es una incrustacioacuten insoluble a altas temperaturas y altas caiacutedas de presioacuten el pH no afecta su comportamiento
Ba+2 + SO4minus2 rarr BaSO4
Sulfato de Calcio Esta incrustacioacuten se incrementa con la disminucioacuten de la presioacuten puesto que a menor presioacuten menor solubilidad
Ca+2 + SO4minus2 rarr CaSO4
Carbonato de calcio La precipitacioacuten de esta incrustacioacuten se da a mayor pH y caiacutedas de presioacuten en el yacimiento que permiten la liberacioacuten del dioacutexido de carbono
Ca+2 + CO32minus rarr CaCO3
2H2CO3 + Ca+2 harr CaCO3 + CO2 + H2O Por lo que la presencia de CO2 favorece a la formacioacuten de esta incrustacioacuten
El dioacutexido de carbono al disolverse en agua da la formacioacuten de aacutecido carboacutenico que se ioniza
CO2(ac) + H2O harr H2CO3
CO2(ac) + H2O harr HCO3minus + H+
HCO3minus harr CO3
2minus + H+
A medida que aumenta la concentracioacuten de dioacutexido de carbono en la solucioacuten la reaccioacuten se mueve hacia la izquierda favoreciendo la precipitacioacuten del carbonato de calcio
El agua de inyeccioacuten dependiendo del contenido de agentes bacterianos de su fuente que se relacionan con el crecimiento de bacterias aeroacutebicas y anaeroacutebicas tanto en los equipos de superficie bombas tuberiacuteas y los equipos de fondo de pozo como dentro de la misma formacioacuten estas bacterias pueden contribuir a la corrosioacuten y el taponamiento de los poros de la formacioacuten
Las bacterias en el agua de inyeccioacuten contribuyen a la corrosioacuten y al taponamiento de los poros de la formacioacuten esto se atribuye especialmente a las
32 CASTRO HERNAacuteNDEZ Henry Fernando y GAacuteMEZ MEJIacuteA Christian Joseacute Evaluacioacuten de la depositacioacuten de incrustaciones en sistemas de bombeo electro sumergible del campo Cantagallo Trabajo de grado Ingenieriacutea de petroacuteleos Bucaramanga Universidad Industrial de Santander (UIS)Faculta de ingenieras fiacutesico-quiacutemicas2009 98 p Disponible en httptangarauiseducobibliowebtesis2009129542pdf
30
bacterias anaeroacutebicas en las que se encuentran las reductoras de sulfato (SRB) que son las maacutes problemaacuteticas en el campo petrolero pero si se llega a encontrar suficiente oxiacutegeno disuelto en el fluido de inyeccioacuten las bacterias aeroacutebicas tambieacuten se pueden convertir en un problema
Dentro de los problemas ocasionados por las bacterias para la reduccioacuten de la inyeccioacuten se encuentran33
Taponamiento del sistema de poros por bacterias vivas o muertas como taponamiento de partiacuteculas soacutelidas
Taponamiento del sistema de poros por la secrecioacuten de poliacutemero de polisacaacuterido de colonias activas en crecimiento en la formacioacuten
Taponamiento de la formacioacuten por productos de corrosioacuten generados por el crecimiento bacteriano
Generacioacuten de gases toacutexicos H2S por accioacuten metaboacutelica de las bacterias reductoras de sulfato (SRB) in situ en sulfato elemental presente en aguas de inyeccioacuten (gt10ppm Sulfato)
La temperatura y la presencia de bacterias en las operaciones tienen una influencia en el taponamiento y corrosioacuten en los sistemas de inyeccioacuten por lo cual se deben tener alternativas respecto a su control como lo son el aislamiento de las liacuteneas del sistema limpieza uso de inhibidores y control adecuado de microorganismos adicionalmente se puede hacer uso de instrumentos para monitorear y controlar en el campo los agentes corrosivos y sus efecto como medidores de pH medidores de oxiacutegeno medidores de corrosioacuten sondas de hidroacutegeno cupones de prueba34
Inhibidores de corrosioacuten Vera35 en su trabajo muestra un resumen de los inhibidores de corrosioacuten utilizados en la industria petrolera que se evidencia en la figura 5 que permite hacer un acercamiento al tipo de tratamiento que se utiliza en la industria
33 BENNION Douglas Brant et al Op cit p 5-6 34 Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC) Manual de perforacioacuten de IADC Deteccioacuten y monitoreo de corrosioacuten Asociacioacuten Internacional de Contratistas de Perforacioacuten (IADC)2015 Vol 1 y 2 ed12 35 VERA VILORIA Alfredo Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
31
Figura 5 Clasificacioacuten inhibidores de corrosioacuten
Fuente VERA VILORIA Alfredo Inhibidores de Corrosioacuten Clasificacioacuten [Imagen] Uso de inhibidores de la industria de hidrocarburos [En liacutenea] 2014 p156 [Consultado 12 de Julio de 2020] Disponible en httpwwwacadingorgveinfopublicacionesTRABAJOS_INCORPORACIONTI_DARIO_VILORIApdf
El tipo de inhibidores a resaltar es por su naturaleza quiacutemica en donde se encuentran ubicados los inhibidores orgaacutenicos que es el estudiado en el presente trabajo Los inhibidores de corrosioacuten inorgaacutenicos son sales metaacutelicas que pasiva la superficie metaacutelica producen una capa protectora son solubles en agua y sensibles al pH no funcionan con presencia de cloruros y son anoacutedicos o catoacutedicos Los Inhibidores orgaacutenicos son formadores de peliacuteculas y son los maacutes utilizados en los sistemas de yacimientos petroleros al crean una capa entre el metal y el fluido Son los maacutes utilizados en la industria por brindar proteccioacuten en presencia
32
de hidrocarburos y deben ser solubles o dispersables en el medio que los rodea se encuentran disponibles en diferentes formas36
Solubles en petroacuteleo tratar pozos productores-gas Solubles en agua Utilizan corrientes de flujo agua Solubles en petroacuteleo y dispersables en agua pozos productores-gas que
producen agua
La efectividad del inhibidor depende de la composicioacuten quiacutemica estructura molecular y la afinidad por la superficie del metal tiene presencia de grupos funcionales como N S O en la moleacutecula que da la polaridad y permite su reaccioacuten
El mecanismo de accioacuten es la adsorcioacuten que se da por el intercambio de la carga del inhibidor y la superficie factores a tener en cuenta en el sistema son la temperatura y la presioacuten
Se clasifican como inhibidores orgaacutenicos en
Inhibidores catioacutenicos Estaacute conformado por grupos Aminas o (Amidas Sales de moleacuteculas nitrogenadas con aacutecidos carboxiacutelicos (aacutecidos grasos aacutecidos nafteacutenicos) compuesto cuaternario de nitroacutegeno Heterociclos de nitroacutegeno) con compuestos aromaacuteticos alifaacuteticos estos son utilizados en campo para su proteccioacuten
Inhibidores anioacutenicos Sulfonatos fosfonatos se usan en aguas de enfriamiento
o anticongelantes
La accioacuten de estos productos bien sea como surfactantes anioacutenicos o catioacutenicos crean emulsiones asfaacutelticas de tipo OW donde se prefieren las emulsiones catioacutenicas el surfactante catioacutenico se adsorbe en la superficie de la gota por la parte hidrofoacutebica y el grupo amina queda dirigido hacia el agua las gotas tienen una carga positiva y al acercarse entre ellas se genera un repulsioacuten electroestaacutetica37 (Figura 6 Izquierda)
36 SHLUMBERGER (Slb) La corrosioacuten la lucha maacutes extensa [En liacutenea] En Oilfield Review 2016 vol 28 no2 p 36-51 [Consultado 12 de julio de 2020] Disponible en httpswwwslbcom-mediafilesoilfield-review03-corrosion-spanish 37 SALAGER Jean Louis Uso de surfactantes en la industria petrolera En Ciencia e Ingenieriacutea
1986 vol 18 no 2 p 99
33
Figura 6 Emulsioacuten asfaacuteltica
Fuente SALAGER Jean Louis Uso de los surfactantes en la industria petrolera Laboratorio de formulacioacuten interfases reologia y proceso [pdf] Meacuterida VenezuelaUniversidad de los Andes1991 p 13 Disponible en httpwwwfirpulavearchivoscuadernosS350Apdf
La emulsioacuten al inyectarse en un medio rocoso (arena) forma un sistema soacutelido-aceite-agua el soacutelido o roca estaacute conformada por siacutelice como superficie con carga negativa el surfactante catioacutenico pasa de la interface agua-aceite hacia agua-soacutelido y se adsorbe en la superficie soacutelida al desaparecer el surfactante de la interface agua-aceite ya no hay repulsioacuten electroestaacutetica y se genera coalescencia con el rompimiento de la emulsioacuten y humectando la superficie por aceite (hidroacutefoba) generando la adherencia a la roca (Figura 6 Derecha)38
38 Ibid p 99-101
34
2 CARACTERIZACIOacuteN DE LA MUESTRA
La recoleccioacuten y anaacutelisis de la muestra permite realizar un acercamiento acerca del tipo de depoacutesitos que se pueden localizar a traveacutes del sistema de inyeccioacuten en la industria de los hidrocarburos Generalmente lo recogido en la muestra se compone de sustancias viscosas o aceitosas que se adhieren a las superficies e impiden el flujo del fluido a nivel de pozo son ensuciamientos de caraacutecter inorgaacutenico que estaacuten cubiertos con material hidrocarbonado39
21 TIPO DE MUESTRA
En la figura 7 Se observa la muestra del depoacutesito extraiacuteda en donde se visualizan sus caracteriacutesticas fiacutesicas el aspecto encontrado es de tipo aceitoso pegajoso con una coloracioacuten negro petroacuteleo y un olor fuerte bastante penetrante
Fuente elaboracioacuten propia La muestra analizada es tomada por personal de campo es extraiacuteda por medio de un raspado en el filtro de las bombas de inyeccioacuten hay que tener en cuenta que el depoacutesito es sacado sobre agua para impedir la oxidacioacuten del depoacutesito
Estas sustancias en la industria pueden diferir en su composicioacuten debido a la concentracioacuten de especies en el agua asiacute como el tipo de hidrocarburos que se presenten la muestra recolectada es llevada a un laboratorio quiacutemico para su procesamiento y anaacutelisis de sus componentes
22 ANAacuteLISIS DE DATOS DE COMPOSICIOacuteN DEL CRUDO
Para el anaacutelisis de datos se tiene en cuenta el tipo de crudo que se produce en la estacioacuten por medio de la recopilacioacuten de informacioacuten de ensayos realizados Estos
39 FINK Johannes Karl Drilling Fluids En Water-based Chemicals and technology for Drilling Completion and Workover Fluids Gulf Professional Publishing 2015 p 5-114
Figura 7 Muestra del depoacutesito de inyeccioacuten
35
permiten hacer un acercamiento a las propiedades y composicioacuten del crudo por medio de anaacutelisis SARA y composicionales
221 Anaacutelisis SARA Es un anaacutelisis que se realiza al crudo con el propoacutesito de definir las proporciones en las que se encuentran presentes los componentes saturados aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos con base en las diferencias de solubilidad los asfaacuteltenos son retirados por medio de su precipitacioacuten al agregarse un n-alcano y los componentes remanentes (maacuteltenos) son separados por cromatografiacutea cada componente es removido de la columna mediante el lavado con diversos solventes40 Figura 8 Representacion esquematica SARA a continuacioacuten
Figura 8 Esquema de separacioacuten SARA
Fuente KHARRAT A et al Issues with comparing SARA metodologies En Energy amp Fuels 2007 Citado por FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Esquema de la separacion SARA[imagen]Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudos provenientes de hidro desintegracioacuten Ciudad de Meacutexico 2017 p10
222 Anaacutelisis composicionales Determinacioacuten de la composicioacuten del petroacuteleo los componentes de hidrocarburos se identifican por lo general mediante fracciones con nuacutemero de carbono (Cn) ademaacutes se puede identificar componentes no hidrocarbonados como nitroacutegeno azufre metales pesados y sales los resultados utilizados son determinados por la teacutecnica flash separacioacuten y cromatografiacutea de gases en donde se hace una separacioacuten de la muestra en fase gaseosa y liquida y
40 FERNAacuteNDEZ SALGADO Yatzirih Caracterizacioacuten de las fracciones SARA de crudo proveniente de hidrodesintegracioacuten Trabajo de Grado Ciudad de Meacutexico Instituto Politeacutecnico Nacional 2017 p8-17
36
posteriormente los gases son analizados por medio de una teacutecnica de anaacutelisis de gases extendida y los liacutequidos por cromatografiacutea de gases capilar de alta resolucioacuten programada por temperatura
23 RESULTADOS DE COMPOSICION DE LA MUESTRA
En instalaciones de agua producida por la separacioacuten del crudo se encuentra un depoacutesito denominado como ldquoschmoordquo que estaacute compuesto de materia hidrocarbonada y solidos inorgaacutenicos es un depoacutesito negro espeso y pegajoso que se adhiere a cualquier superficie con la que entra en contacto y que puede acumularse en las superficies internas de la tuberiacutea y depositarse en la parte inferior del pozo que conecta con la formacioacuten algunos ejemplos se muestran Figura 9
Figura 9 Reduccioacuten de la tuberiacutea e incrustaciones por depoacutesitos en la industria en las liacuteneas de flujo
Fuente CEPSA Colombia SA Actividades de mantenimiento de tuberiacuteas de liacutenea de flujo [Imagen] 2020
La figura 9 hace un acercamiento de como se ve la deposicioacuten de compuestos orgaacutenicos en el interior de las tuberiacuteas a nivel del sistema de inyeccioacuten de agua hay que tener presente que el depoacutesito afecta la operacioacuten de inyeccioacuten al generar barreras que impiden el paso del fluido y deriva a la reduccioacuten del diaacutemetro de la tuberiacutea por su acumulacioacuten generando incremento de peacuterdidas de friccioacuten durante el bombeo del agua y ocasiona un incremento de requerimientos de la potencia de la bomba incrementando el costo de energiacutea en el bombeo un comportamiento similar se tiene con la deposicioacuten de soacutelidos en la formacioacuten como se menciona en el capiacutetulos anterior estos depoacutesitos generan taponamiento en la formacioacuten y por ende disminuyen el flujo inyectado (BAPD)
37
De los resultados del anaacutelisis de este material depositado determinan que la suciedad estaacute constituida en su mayoriacutea por hidrocarburos aceites y grasas con trazas de cationes como hierro y bario tal como se muestra en la tabla 1 Tabla 1 Reporte de resultados anaacutelisis composicional muestra
Paraacutemetro Teacutecnica Liacutemite de
cuantificacioacuten de meacutetodo
Unidad Agua de
disposicioacuten
Bario total
Digestioacuten aacutecido niacutetrico ndash espectrofotometriacutea de absorcioacuten atoacutemica con llama directa de oacutexido nitroso ndash acetileno
100 Ppm lt100
Grasas y aceites
Extraccioacuten por ultrasonido-infrarrojo
00100 299
Hidrocarburos Extraccioacuten por ultrasonido- infrarrojo
00100 276
Hierro total Digestioacuten AA-llama aire acetileno
40 Ppm 1662
Fuente CHEMILAB Chemical laboratory Reporte de resultados de prueba de laboratorio [En liacutenea] Bogotaacute [Consultado 2 de diciembre de 2020] Comunicacioacuten personal En la caracterizacioacuten de la muestra se debe tener en cuenta todos los componentes presentes sin embargo como el resultado arroja un porcentaje mayor al 40 de compuestos orgaacutenicos hacen que la identificacioacuten de otros no sea posible porque la muestra no es soluble en agua por ello no es posible realizar la identificacioacuten y anaacutelisis de sulfatos porcentaje de soacutelidos calcio magnesio y materia orgaacutenica presente entre otros De otra parte aquellos componentes con valores no significativos tampoco son tenidos en cuenta
Adicionalmente se tiene como apoyo de anaacutelisis el resultado del ensayo SARA realizado al crudo de la estacioacuten este crudo se corresponde con una mayor proporcioacuten a compuestos saturados y en menor a aromaacuteticos resinas y asfaacuteltenos como se evidencia en la graacutefica 1
38
Graacutefica 1 Composicioacuten de hidrocarburos
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Reporte resultados de laboratorio Anaacutelisis de crudo [pdf] 2016 p 1-2
Esta composicioacuten demuestra que el crudo es de tipo parafiacutenico al contener maacutes del 50 de hidrocarburos saturados y las trazas en el fluido tratado van a estar constituidas en mayor proporcioacuten por este tipo de compuestos Esta evidencia se puede reafirmar por medio de los anaacutelisis composicionales de hidrocarburos a C36
+ (PVT) realizados a muestras en cabeza y fondos de pozo en donde tambieacuten se encontraron hidrocarburos saturados y aromaacuteticos constituidos por moleacuteculas de metano a butano en menor proporcioacuten en peso de 015 en fase gaseosa del pentano(C5) hasta heptadecano (C17) en una proporcioacuten hasta de 3 en fase liacutequida y del octadecano (C18) en adelante se muestra la fase soacutelida con un comportamiento mayormente representado por el hexatriacontano (C36
+) que alcanza proporciones del 27 en peso
En los compuestos aromaacuteticos se tienen proporciones insignificantes en comparacioacuten a la fase soacutelida con proporciones hasta del 025 con moleacuteculas de benceno tolueno etilbenceno o-xileno m-xileno y p-xileno41
Al pasar el agua por el tratamiento en la PTARI quedan remanentes de aceites en el fluido de disposicioacuten esta presencia de aceite en el agua de inyeccioacuten hace que las gotas se puedan deformar en gotas de menor tamantildeo que se comportan como partiacuteculas soacutelidas y que actuacutean como agente de adherencia hacia las partiacuteculas que se presentan en el agua tambieacuten hay que tener en cuenta que las sustancias orgaacutenicas pueden precipitarse por cambios en el sistema de inyeccioacuten de la temperatura y la presioacuten lo que provoca que se altere la humectabilidad de la formacioacuten y disminuya la permeabilidad y por ende se cause la disminucioacuten de la inyectividad
El bario (Ba2+) y el hierro son compuestos de baja solubilidad en agua el ion bario tiene la capacidad de combinarse con el ion sulfato y precipitar a sulfato de bario
41 CEPSA Colombia SA Reporte final estudios de fluido de yacimiento [pdf] 2014 p 11-19
61
23
6
10
Saturados
Aromaacuteticos
Resinas
Asfaacuteltenos
39
(BaSO4) este puede generar problemas de taponamiento en cuanto al hierro en los sistemas de agua de tratamiento y disposicioacuten se le atribuye a la restriccioacuten de flujo por la presencia de subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2O3) carbonato de hierro (FeCO3) y sulfuro de hierro (FeS) ademaacutes indica problemas de corrosioacuten en el sistema de igual manera en los procesos de inyeccioacuten reduce la permeabilidad de la formacioacuten aumenta las presiones y reduce las tasas de inyeccioacuten42
LY KT et al43 en su artiacuteculo identifica que en sistemas de inyeccioacuten de agua se encuentra una escala orgaacutenica inorgaacutenica ldquoSchmoordquo que puede estar compuesta por partiacuteculas de sulfuro de hierro recubiertas de aceite es decir el causante de la disminucioacuten del caudal estaacute dado por la acumulacioacuten del depoacutesito mixto En nuestra muestra se considera solo la presencia de carbonato de hierro u oacutexido de hierro debido a que no hay presencia de sulfuros en el agua que se inyecta asiacute mismo la parte orgaacutenica se asocia tanto a las parafinas por ser el compuesto en mayor proporcioacuten en el anaacutelisis SARA como a los asfaacuteltenos debido a que estos inducen de manera natural un dantildeo a la formacioacuten al precipitarse y bloquear la garganta de los poros en la formacioacuten no obstante se encuentren entre unos de menor proporcioacuten
42 OGDEN BeckyL Water technology understanding interpreting and utilizing water analysis data [En liacutenea]2018 p2-4 [Consultado 10 de Febrero de 2020] Disponible en httpspdfssemanticscholarorgb2ea0b595edec21d5f0e4dde809af17fde6929d2pdf_ga=27332949115605180441597859168-17888081661597859168 43 LYK T et al Novel Chemical Dispersant for Removal of OrganicInorganic Schmoo Scale in Produced Water Injection Systems NACE International 1998
40
3 SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En este capiacutetulo se abordan las estrategias que se utilizan industrialmente al momento de seleccionar un tratamiento de limpieza una de ellas es el uso de inhibidores asiacute como los mecanismos que interactuacutean en la disolucioacuten de los depoacutesitos a afectar con el inhibidor enfocados en procesos de difusioacuten y precipitacioacuten de manera que en estos los tipos de reacciones que se lleven a cabo permitan cumplir la funcioacuten de limpieza del substrato en las liacuteneas del sistema de inyeccioacuten
31 ESTRATEGIAS DE SELECCIOacuteN
La seleccioacuten del inhibidor es realizada a traveacutes del proveedor por lo tanto estaacute guiada por la experiencia y recomendacioacuten que tiene el personal con la praacutectica en tratamientos quiacutemicos
Se realiza una revisioacuten bibliograacutefica para tener en cuenta los aspectos a revisar al momento de seleccionar un producto tratante y se participa de estas reuniones proveedor ndash compantildeiacutea y tesista en el proceso de seleccioacuten a traveacutes de estas se observa que el proceso de planeacioacuten ademaacutes de la ejecucioacuten experimental consiste de los aspectos a continuacioacuten44454647
Identificacioacuten del problema Estado operacional del sistema Anaacutelisis de la aplicacioacuten antes de iniciar la prueba Identificacioacuten de los inhibidores candidatos sean estos sugeridos por un
proveedor48 especializado en el tema o por medio de pruebas de laboratorio existentes en el mercado
Se procede de manera sistemaacutetica al desarrollo de los aspectos antes mencionados
311 Revisioacuten de antecedentes Se tiene en cuenta la revisioacuten de los antecedentes del sistema de disposicioacuten del agua producida en el campo Este sistema se encuentra conformado por cinco pozos disposal que cuentan con un volumen de inyeccioacuten aproximado de 100000 BAPD producida se tiene el historial de inyeccioacuten
44 SCHLUMBERGER (Slb) Matrix stimulation engineering [Diapositivas] Cartagena Colombia 2006 36 Diapositivas color 45 DURNIE William GOUGH Mark DE REUS Han Development of Corrosion Inhibitors to Address under Deposit Corrosion in Oil and Gas Production Systems Houston Texas NACE International 2005 3p 46 PALMER J W HEDGES W and DAWSON J L Use of Corrosion Inhibitors in Oil and Gas Production Inhibitor selection strategies [En liacutenea] London Maney 2004 p 21-36 [Consultado 19 de Agosto de 2020] Disponible en Knovel 47 ECKERT Richard Field Guide to Internal Corrosion Mitigation and Monitoring for Pipelines NACE 2016 368 p 48 HALLIBURTON Corrosioacuten Operaciones de campo [Diapositivas]2006 25 diapositiva color
41
del pozo a trabajar (C3) e informacioacuten de inyeccioacuten de los otros pozos En el graacutefico 2 se muestra el comportamiento de inyeccioacuten de cada pozo en el sistema
Fuente elaboracioacuten propia con base en el historial de pozos de inyeccioacuten de CEPSA Colombia SA
Seguacuten la graacutefica anterior del sistema se puede apreciar que el mayor pozo inyector es el pozo CA que representa cerca del 43 del fluido total inyectado mientras que el pozo C3 solo inyecta un 73 representando la menor proporcioacuten este es el pozo inyector utilizado para la investigacioacuten en donde se observa que se presenta una baja inyectividad como se menciona en el capiacutetulo 2 esta es causada por la acumulacioacuten de soacutelidos y el taponamiento de la formacioacuten
312 Condiciones del sistema de inyeccioacuten y condiciones del agua inyectada
El pozo C3 cumple con una operacioacuten continua (24Hrs) la cantidad de agua inyectada y la presioacuten en cabeza de pozo en liacutenea base es aproximadamente de 8100 bbls y 1150 Psi respectivamente Se tiene una presioacuten de descarga de bomba (PDP) de 1213 Psi y las dimensiones del horizonte de inyeccioacuten se encuentran a una base de 5119 y un tope de 5117 ft49
El agua residual tratada se dispone en la formacioacuten carbonera del miembro C7-M que estaacute conformada por rocas de reservorio de caraacutecter arenoso estas arenas son excelentes almacenadoras de hidrocarburos y asiacute mismo excelentes
49 CEPSA Colombia SA Reporte de produccioacuten Sistema de inyeccioacuten de Agua [En liacutenea] 2019
44397 BAPD
15792 BAPD8100 BAPD
10776 BAPD
23098 BAPD CA
C1
C3
C2
CC
Graacutefica 2 Pozos del sistema de disposicioacuten respecto al caudal de inyeccioacuten
42
reservorios con un rango de porosidad entre 10-30 a nivel bibliograacutefico50 y por ende un buen receptor del agua de inyeccioacuten
Las caracteriacutesticas de la carbonera C7 son
ldquoPorosidad 23-28 permeabilidad 1-5D espesor 30-100ft acuiacutefero activo pero igual buena inyectividad se inyecta como disposal en la misma formacioacuten productora pero a mayor profundidad arenisca alto NTGgt90 agua tratada en superficie con caracteriacutesticas seguacuten regulacioacutenrdquo51
Seguacuten las propiedades mencionadas anteriormente el pozo deberiacutea contar con una buena inyeccioacuten del flujo que se dispone por tal motivo se puede estar presentado un dantildeo en la formacioacuten receptora (Taponamiento de los poros)
El agua del sistema de inyeccioacuten debe pasar por un tratamiento previo con el fin de retirar las partiacuteculas que afectan su calidad esta estaacute dada por las caracteriacutesticas fiacutesicas quiacutemicas y bioloacutegicas producto de su origen como aguas de produccioacuten y su interaccioacuten en los distintos procesos de separacioacuten y tratamiento hasta dejarlas en condiciones de norma para su vertimiento como inyeccioacuten a la formacioacuten en el capiacutetulo 6 se hace un anaacutelisis maacutes detallado del agua de disposicioacuten y de la formacioacuten
El tratamiento de agua de produccioacuten en la industria se realiza a traveacutes de la PTARI cuenta con etapas de remocioacuten de crudo grasas y aceites esta remocioacuten se lleva a cabo en primera medida por medio de hidrociclones seguidos de procesos de separacioacuten por micro flotacioacuten y filtracioacuten estos se hacen a traveacutes de equipos de micro burbujeo y un separador API respectivamente Como segunda medida se realiza una nueva remocioacuten de aceite por medio de la adsorcioacuten del sustrato de nuez y finalmente el agua es pasada por un decantador y de alliacute pasa a los tanques de inyeccioacuten (TK-2700)52-
53 El efluente de la PTARI cumple con las condiciones que se muestran en la tabla 2
50AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH) Llanos Orientales [Poster] Open round Colombia 2010 [En liacutenea] 2010 [Consultado 10 de Noviembre de 2020] Disponible en httpwwwanhgovcoInformacion-Geologica-y-GeofisicaEstudios-Integrados-y-ModelamientosPresentaciones20y20Poster20TcnicosLlanos20(pdf)-Ronda20Colombia202010pdf 51 CEPSA Colombia SA Resentildea Ingenieriacutea de yacimientos 2019 52 MESA Sandra Lilianaet al Revisioacuten del panorama actual del manejo de agua de produccioacuten en la industria petrolera colombiana [En liacutenea] En Gestioacuten y Ambiente 2018 Vol 21 no1 p87-98 [Consultado 17 de Agosto de 2020] Disponible en httpsrevistasunaleducoindexphpgestionarticleview6979267011 53LIZARAZO FIGUEROA J G y OLAYA NOGUERA E A Evaluacioacuten teacutecnico financiera del cambio del sistema de levantamiento artificial actual por bombeo hidraacuteulico empleando las condiciones operativas del campo Peguita III Trabajo de grado Ingenieriacutea de Petroacuteleos Bogotaacute Fundacioacuten Universidad de Ameacuterica 2017 168 p
43
Tabla 2 Visualizacioacuten del efluente de la planta de tratamiento de agua residual industrial
Paraacutemetros Unidad Resultado
Aceites y grasas mgL 72
Conductividad eleacutectrica 1023
DBO5 mgL 591
DQO mgL 1191
Dureza total mgL 176
pH Unidad de pH 743
Solidos totales en suspensioacuten mgL lt10
Soacutelidos totales mgL 664
Aniones
Cloruros mgL 32
Metales totales
Bario mgL 0172
Cadmio mgL lt0010
Cromo mgL lt0050
Niacutequel lt0020
Plomo mgL lt0050
Sodio mgL 214
Hidrocarburos
Hidrocarburos totales mgL 6403
Fuente CEPSA Colombia SA Reporte de resultados agua industrial residual
313 Anaacutelisis de aplicacioacuten antes de iniciar la prueba De otra parte hay que tener en cuenta en el momento de seleccionar el inhibidor las condiciones de temperatura presioacuten y pH en el sistema en vista en que estas dos condiciones pueden afectar la solubilidad del producto bien sea por su disminucioacuten o porque impidan la mezcla del producto en el fluido Asiacute mismo en el entorno de aplicacioacuten se pueden generar reacciones indeseadas como la formacioacuten de precipitados efecto totalmente adverso al objetivo del inhibidor o porque su incompatibilidad con el medio de la formacioacuten produzca hinchamiento de las arcillas y taponamiento de los canales porosos
314 Desarrollo de la seleccioacuten por parte del proveedor El proveedor realiza la seleccioacuten del inhibidor por medio de una prueba de dilucioacuten con inhibidores de una misma tecnologiacutea en donde se compara el inhibidor A frente al inhibidor B en este uacuteltimo se puede deducir que a nivel visual presenta incompatibilidad por la presencia de precipitado en el fondo de la botella El inhibidor A se puede decir que es seleccionado por demostrar dispersioacuten al tener una botella sucia en la imagen no se evidecia presencia de precipitados o asentamientos de soacutelidos en el fondo
44
La tecnologiacutea probada es multifuncional con la capacidad de inhibir la corrosioacuten y ser usado para la limpieza del sistema Estos inhibidores estaacuten conformados por compuestos tensioactivos y se identifica por ser soluble en agua
Para hacer un acercamiento a sus componentes se tiene en cuenta una ficha de seguridad en donde describe las generalidades del producto (Inhibidor multifuncional) y se describen a continuacioacuten
Composicioacuten general del inhibidor seleccionado Seguacuten la ficha del inhibidor seleccionado se conoce las sustancias que lo componen en las encontramos el metanol (30-60ww) isopropanol (1-5ww) compuesto de azufre orgaacutenico (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (10-30ww) compuesto de amonio cuaternario (5-10ww) compuesto de amonio cuaternario (1-5ww)54
Al hacer la revision bibliografica se puede decir que en el paquete de compuestos del inhibidor se tiene como solvente orgaacutenico el metanol (CH3OH) al ser la sustancia que se encuentra en mayor proporcioacuten el compuesto de amonio cuaternario (-R4N+) que sigue en peso al metanol representa el inhibidor de corrosioacuten activo presente en la formulacioacuten el compuesto de azufre orgaacutenico cumple el papel de intensificador que se utiliza para optimizar el rendimiento del inhibidor y acelerar la formacioacuten de la peliacutecula inhibidora los demaacutes compuestos se desempentildean diferentes funciones como rompedores de emulsiones agentes espumantes y detergentes que deberiacutea permitir la limpieza del substrato en la superficie55
En la literatura Garst56 trata el asunto de la mejora de un pozo por medio de estimulaciones en donde tiene en cuenta que la eleccioacuten del producto tratante debe tener las siguientes caracteriacutesticas
Tener la capacidad de reducir la tensioacuten interfacial aceite-agua
Ser soluble para obtener concentraciones suficientes en la interfaz aceite-agua para permitir el movimiento del aceite
Los inhibidores pueden ser solubles o dispersables aunque se prefiere solubilidad sobre la dispersioacuten del producto para evitar la posibilidad de formacioacuten de taponamientos de la liacutenea
El producto debe tener una baja tendencia de adsorcioacuten en las superficies para evitar la peacuterdida del producto
54 NALCO Hoja de datos de seguridad producto Clean n Correg EC1509A [en liacutenea] Naperville Nalco Company 2010 11 p [Consultado 7 de octubre de 2019] Disponible en httpnebulawsimgcom70c120fb9c30b35994c1f743a188e756AccessKeyId=0C73C9180B472EC38D9Aampdisposition=0ampalloworigin=1 55 COURSERA Universidad de Manchester Corrosion inhibitor SelectionDeployment [Video] Protecting the world Introducing corrosion Science and Engineering [En liacutenea] 2019 15min [Consultado] Disponible en httpswwwcourseraorglecturecorrosioncorrosion-inhibitor-selection-deployment-igezL 56 GARST AW A low-cost method of production stimulation En Journal of Petroleum Technology Society of Petroleum Engineers 1954 vol 6 p 11
45
32 DISCUSIOacuteN DE LA SELECCIOacuteN DEL INHIBIDOR
En la discusioacuten de los resultados se tiene en cuenta los aspectos que concierne a
El inhibidor
Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten
El sistema de inyeccioacuten
La aplicacioacuten de la prueba
321 El Inhibidor De los resultados de la dilucioacuten para nuestro caso la realizada por el proveedor del tratamiento tal como se menciona en la seccioacuten de la seleccioacuten del inhibidor por parte del proveedor se cuenta con dos tipos de productos inhibidor A e inhibidor B este producto es descartado posiblemente por la presencia de precipitados en el asiento de la botella y el producto A se aprueba como producto tratante por la disolucioacuten del soluto en el solvente se hace el acercamiento de las reacciones a partir de la imagen reportada en el resultado del proveedor donde se abarca informacioacuten sobre reaccioacuten de precipitacioacuten y el mecanismo de difusioacuten
Se adentra en la discusioacuten de los resultados obtenidos por el proveedor en donde se tienen en cuenta el comportamiento de la disolucioacuten y el tipo de reaccioacuten que se puede presentar en cada botella las premisas se detalla a continuacioacuten
Al realizar disoluciones se espera que las moleacuteculas del soluto se disuelvan para generar una disolucioacuten liquida en este proceso se presentan dos tipos de fases
La primera es la fase dispersa que se encuentra en menor proporcioacuten y hace referencia al soluto que seriacutea en nuestro caso el depoacutesito
La segunda es la fase dispersante que es representado por el producto tratante
Seguacuten Seager et al en una disolucioacuten el solvente debe tener la capacidad de interactuar con cualquier aacuterea superficial del soluto y las moleacuteculas del solvente sean atraiacutedas hacia el depoacutesito permitiendo que se asocien para luego fijarlas en la solucioacuten y asiacute alcanzar la disminucioacuten del tamantildeo y dispersioacuten de la partiacutecula57 este comportamiento puede estar asociado en lo ocurrido con el inhibidor A
Por lo cual el mecanismos que impera en este tipo de reaccioacuten (Botella inhibidor A) es la difusioacuten como se observa en la figura 10 este fenoacutemeno es explicado por Wang et al58 y se da cuando el producto tratante alcanza la suciedad sobre la superficie soacutelida que da paso a la formacioacuten de pequentildeos grupos de aceite-tensoactivo que aumentan la solubilidad del depoacutesito (soacutelido) permitiendo el
57 SEAGER R J ACEVEDO A J SPILL F et al Solid dissolution in a fluid solvent is characterized by the interplay of surface area-dependent diffusion and physical fragmentation [En liacutenea] En Sci Rep 8 2018[Consultado 15 de Noviembre de 2019] Disponible en httpswwwnaturecomarticless41598-018-25821-x 58 WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Molecular mechanisms for surfactant-aided oil removal from a solid surface Applied Surface Science 2015 Vol359 p98-105
46
desprendimiento al generar la ruptura de los grupos (aceite-tensioactivo) y facilitar la difusioacuten en la solucioacuten que se da por la naturaleza hidrofilica de la cabeza del producto y esta generacion de grupos en solucioacuten puede ser la causa de la turbidez o suciedad que se presenta en la botella A En la figura 10 tambien se observa la afinidad que tiene las partes del producto (cabezacola) hay que tener en cuenta que los inhibidores al estar conformados por compuestos tensioactivos siguen este comportamiento para la funcioacuten de limpieza donde la cabeza como se evidencia tiene la afinidad con las moleculas de agua y permite que se entre en solucioacuten mientras que la cola se asocia a sustancias apolares lo que permite el contacto e interaccioacuten con las superficies que se presentan en el sistema
Figura 10 Mecanismo de difusioacuten para la eliminacioacuten de aceite por medio de un surfactante de una superficie soacutelida
Fuente WANG Shumeng Li Zhi LIU Bei ZHANG Xianren and YANG Qingyuan Mecanismos moleculares para la eliminacioacuten de aceite con ayuda de surfactante de una superficie soacutelida Applied Surface Science 2015 vol359 p 100
En el caso del producto B (botella) puede estar ocurriendo una reaccioacuten de precipitacioacuten que se presenta en la solucioacuten con la generacioacuten del producto insoluble (soacutelido en la botella) Renard et al59 aborda esta situacioacuten a traveacutes de la precipitacioacuten acoplada donde un mineral de carbonato AB (depoacutesito) que se va a disolverse en una solucioacuten acuosa (Producto) puede generar una reaccioacuten entre los iones del depoacutesito con las especies presentes en la solucioacuten y dar la precipitacioacuten de un nuevo compuesto este fenoacutemeno se observa en la figura 11
Cabe resaltar que el descarte de este producto se da porque a nivel visual se ven precipitados en la botella como se menciono se pueden dar por reacciones de precipitacion o porque no hay una buena afinidad entre las sustancias que interactuan que hacen que el proceso de difusioacuten sea mas lento y no tenga el rendimiento esperado en cualquiera de los casos al llegar a presentarse esto durante la aplicaion ya sea en la formacioacuten o en la liacutenea de inyeccion va a provocar que se genere un mayor taponamiento en el sistema por la posible acumulacioacuten y
59 RENARD Franccedilois ROYNE Anja PUTNIS V Christine Timescales of interface-coupled dissolution precipitation reactions on carbonates Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p1-40
47
segundo va a generar un mayor gasto de producto y por lo tanto un impacto en costos de tratamiento
Figura 11 Esquematizacioacuten ejemplo de mecanismo de precipitacioacuten acoplada
Fuente RENARD F ROYNE A Putnis V C Escala de tiempo de las reacciones de precipitacioacuten de disolucioacuten acopladas por interfaz de carbonatos Geoscience Frontiers 2019 Vol10 Issue 1 p 35
322 Las caracteriacutesticas del tipo de roca que hay en la formacioacuten En las condiciones del sistema se menciona que la formacioacuten es de caraacutecter arenoso seguacuten la resolucioacuten 13142014 de la ANLA60 este tipo de reservorios se encuentra humectado por agua
En la superficie de la roca hidratada estaacute presente el grupo silanol (-Si-OH) que se ioniza dando grupos de carga positiva o negativa dependiendo del pH de la solucioacuten que lo rodee siguiendo el comportamiento de las reacciones que se muestran a continuacioacuten61
SiOH + H+ harr SiOH2+
SiOH + OHminus harr SiOminus + H2O
La superficie mineral es sensible a los cambios de pH porque afectan indirectamente su humectabilidad las superficies arenosas tienden a tener una carga negativa pero puede variar por el pH del medio
En la superficie mineral la precipitacioacuten de material hidrocarbonado cambia la humectabilidad de la misma de superficie mojada por agua en aceite por la acumulacioacuten de este tipo de sustancias y se encuentran influenciadas por el aacutengulo
60 COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) Resolucioacuten 1314
(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras determinaciones Bogotaacute DC 2014p 14 [Consultado 3 de octubre de 2019]Disponible en httpportalanlagovcositesdefaultfiles14400_res_1314_311014pdf 61 PHILIPOSSIAN A and MUSTAPHA L Tribological Attributes of Post-CMP Brush Scrubbing [En liacutenea] EnJournal of the electrochemical society2004p3[Consultado 2 de Julio de 2020]Disponible en httpwwwcmpconsultingorgcariboost_filesphiliposian_2Btribological_2Battributes_2Bof_2Bpost-cmp_2Bbrushpdf
48
de contacto como se menciono en el capitulo 1 en la figura 12 se observa la interaccioacuten aacutecido-base de una solucioacuten salina la superficie mineral y una moleacutecula de hidrocarburo y se evidencia su interaccioacuten por intercambio ioacutenico un mecanismo por el agua se puede ver influenciado la deposicioacuten del aceite
Figura 12 Interaccioacuten aacutecido base
Fuente WANG Yefei XU Huaimin YU Weizhao BAI Baojun SONG Xinwang and ZHANG Jichao Surfactant induced reservoir wettability alteration Recent theoretical and experimental advances inenhanced oil recovery China University of Petroleum and Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2011 p465
Cuando se presenta la diminucioacuten de la inyeccioacuten por el taponamiento de la superficie de la arena se obligan a implementar trabajos de estimulacioacuten mecaacutenica o quiacutemica que aumenten la capacidad de flujo mediante la remocioacuten de las restricciones que se presenten en dicha formacioacuten
En trabajos de acidificacioacuten por Halliburton se dice que para limpiar los poros de las areniscas la seleccioacuten del fluido del tratamiento se basa en la permeabilidad y mineralogiacutea de la roca teniendo en cuenta las reacciones quiacutemicas involucradas entre el aacutecido con los minerales
La interaccioacuten entre la arenisca y el tratamiento aacutecido se pueden encontrar las siguientes reacciones
4HF + SiO2 rarr SiF4 + 2H2O
3SiF4 + 2H2O rarr 2H2SiF6 + SiO2
En estas reacciones el dioacutexido de silicio es el principal constituyente del cuarzo el tetrafluoruro de silicio en presencia de agua forma aacutecido fluorosilicico que reacciona con sales del agua de la formacioacuten para formar fluorosilicatos y las
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arcillas que son solubilizadas por el HF se precipitan parcialmente al gastarse el aacutecido en la formacioacuten para un incremento de permeabilidad62
Hay que tener en cuenta que no siempre la limpieza por medios aacutecidos es efectiva debido a que los componentes que taponan el paso no son solubles en aacutecidos e incrementan el taponamiento de la formacioacuten por lo que una opcioacuten de tratamiento en areniscas es un fluido con tratamientos alcalinos o pocos aacutecidos
Una alternativa a los trabajos de acidificacioacuten e intervenciones de pozo es la inyeccioacuten quiacutemica como tratamiento de limpieza que baacutesicamente es el uso de limpiadores mejorados que se presentan en forma de productos solubles en agua63 que generan la modificacioacuten de la superficie por medio de la interaccioacuten de las fuerzas que son las responsables del humedecimiento y la adhesioacuten de las sustancias por eso hay que tener en cuenta que las partiacuteculas de aceite no se desplazan con el agua sino con la fase de humectacioacuten y por lo tanto con el cambio del angulo de contancto es decir se reduzca (lt90deg) por la interaccion entre las fuertas interfaciales y por medio de la fuerza del fluido y su movimiento sea maacutes faacutecil retirar el producto del sistema hacia la formacioacuten
Se observa que la superficie mineral es importante para el comportamiento del producto debido a que pueden generar peacuterdidas por la tendencias de adsorcioacuten sobre esta como lo menciona Garst anteriormente y se confirma por medio de los estudios realizados por Amirianshoja et al64en donde la adsorcioacuten disminuye la eficiencia del producto inyectado y se ve influenciado ademaacutes por el tipo de tensoactivo que se maneje (anioacutenicos no ioacutenico) en este estudio se incrementa la adsorcioacuten para los tensioactivos no ioacutenicos sobre los anioacutenicos en la arcilla probada
Por lo tanto la superficie mineral es un factor importante a la hora de seleccionar un producto tratante en donde se deben realizar las pruebas necesarias a nivel laboratorio para ver los efectos compatibilidad y el rendimiento que se puede alcanzar con el producto seleccionado y su composicioacuten
En este caso el paquete inhibidor tiene presente amonio cuaternario que puede ocasionar la interaccioacuten con la formacioacuten de igualmente los compuestos utilizados no siempre van a ser solubles en agua que producen la adicioacuten de alcoholes bien sea isopropanol o metanol (Solvente orgaacutenico) u otro alcohol porque son miscibles con agua y tienen compatibilidad con formaciones sensibles a esta de otra forma pueden reducir la tensioacuten superficial y permitir la remocioacuten de barreras al actuar como tensioactivos
62 HALLIBURTON Estimulacioacuten de pozos Operaciones de campo [Diapositivas]2006 35
diapositivas color 63 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 p 1-2 64 AMIRIANSHOJA T et al A comparative study of surfactant adsorption by clay minerals En Journal of Petroleum Science and Engineering 2013 vol 101 p 21-27
50
323 Sistema de inyeccioacuten El sistema de tratamiento contenido por tanques bombas y accesorios metaacutelicos asiacute mismo las largas tuberiacuteas de conduccioacuten desde el sistema de tratamiento hasta el pozo inyector contribuyen a generar grandes depoacutesitos de acumulacioacuten de ldquoschmoordquo que ocasionan taponamiento del sistema y por ende de los poros de la formacioacuten Este efecto de prevencioacuten y mitigacioacuten en el mantenimiento se hace maacutes efectivo como un proceso de limpieza de todo el sistema al aumento de la variables pero no se tiene certeza de la reaccion con los minerales que se encuentran en esta como se menciona en el intem anterior son de gran influencia para la eficiencia del producto y por lo tanto para el grado de limpieza del sistema
324 Aplicacioacuten de la prueba Autores como Horsup et al Hilfiger et al y Peacuterez D et al han trabajado el uso de inhibidores como una herramienta para la limpieza de liacuteneas y sistemas de inyeccioacuten donde se presentan peacuterdidas de inyeccioacuten presentando una buena respuesta a la solucioacuten del problema En la figura 13 Se observa coacutemo se da la interaccioacuten para obtener el efecto de limpieza del depoacutesito y la inhibicioacuten a la corrosioacuten claramente se observa que la segunda funcioacuten no se va a dar si el sistema se encuentra con suciedad Figura 13 Mecanismo de limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos
Fuente HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Principles of cleaning hydrocarbon deposits using surfactants [imagen] Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor Brasil Society of petroleum Engineers 2011 p2 En el caso de Hilfiger et al65 utiliza una combinacioacuten de un limpiador soluble en agua y dispersable en aceite con un inhibidor de corrosioacuten para tratar depoacutesitos de parafinas e hidrocarburos los autores expresan que el ablandamiento de la moleacutecula depositada se da permitiendo que los depoacutesitos se descompongan y se mantengan dispersos en la solucioacuten En la prueba de campo 1 de los autores66 se obtiene la disminucioacuten de la presioacuten y el aumento de los voluacutemenes de agua estas dos variables objetivo permiten evaluar la bondad del producto tratante es asiacute como se pasa de un caudal de inyeccioacuten de 9m3d (5668 bblsd) a 13m3d (8177 bblsd) de la misma manera la presioacuten cae en 18 en un lapso de 4 meses
65 HILFIGER MG STEWART SA ANSARI A Op cit p2 66 Ibid p 7
51
Al igual que Hilfiger et al Peacuterez D et al67 aplica como producto tratante una combinacioacuten de inhibidor de corrosioacuten Agente de limpieza en una prueba de campo por 3 meses donde el pozo tratado pasa de tener una inyeccioacuten de 70 m3d (440bblsd) a 206 m3d (129574bblsd) con una reduccioacuten de presioacuten del 10
Al tenerse en cuenta los resultados obtenidos por los autores mencionados se observa un comportamiento en comuacuten la reduccioacuten de la presioacuten y el aumento del caudal en los periodos analizados que permite mejorar la operacioacuten de la actividad en campo por lo tanto se esperaba un comportamiento similar con la aplicacioacuten del producto en el pozo a tratado (C3)
Al igual que los autores anteriores Horsup et al68 tienen una misma finalidad de estudio pero utiliza una forma diferente de anaacutelisis empleando experimentacioacuten en laboratorio al probar diferentes alternativas de tratamientos (producto paquetes inhibidores) en sus ensayos y mirar el impacto de cada estructura en la tensioacuten interfacial y como esta influye en la remocioacuten del depoacutesito los resultados obtenidos en el estudio se muestran a continuacioacuten resaltando los productos con grupos nitrogenados
En el caso del producto de corrosioacuten activo la amina cuaternaria no era el mejor para las condiciones de estudio se necesitaba una alta CMC (200 a 500ppm) y su tensioacuten superficial miacutenima era18 mNm mientras que el activo AMF (amina grasa modificada) presentaba los valores maacutes bajos de CMC (50-100ppm) como de tensioacuten superficial (15 mNm)
Para los inhibidores de corrosioacuten estudiados se tiene en cuenta producto A (multifuncional) C (inhibidor corrosioacuten dispersante) y D (inhibidor corrosioacuten dispersante) donde A es el mejor producto de eliminacioacuten porque representa la menor tensioacuten (15) y una CMC significativa (100-200ppm) se hacen pruebas a concentraciones menores y se consigue una buena remocioacuten de la sustancia
Por lo tanto la aplicacioacuten objetivo del producto es alcanzar la miacutenima tensioacuten interfacial a concentraciones significativas coherente con los objetivos econoacutemicos para hacer que este sea un producto viable y efectivo en la eliminacioacuten del depoacutesito porque a menor concentracioacuten es posible un menor costo de aplicacioacuten y a menor tensioacuten superficial miacutenima obtenida mayor inyectividad se podraacute alcanzar confirmando que el producto A del autor es el mejor paquete entre los inhibidores de corrosioacuten activos y los inhibidores de corrosioacuten estudiados
67 PEacuteREZ D RIacuteOS J Tecnologiacuteas quiacutemicas para recuperacioacuten o mantenimiento de la inyectividad y de la integridad en sistemas de inyeccioacuten Como estrategia complementaria a EOR En Petrotecnia 2013 p 2 68 HORSUP DI DUNSTAN TS Y CLINT JS Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled Systems CORROSION 2009 vol 65 nro 8 pp 527-544
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4 PRUEBA PILOTO
La informacioacuten de anaacutelisis se obtiene de la prueba realizada por la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten llevado a cabo por la compantildeiacutea CEPSA COLOMBIA SA
Se toma como punto de control de la prueba el pozo C3 inyector se realiza un seguimiento diario del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten final de agua se verifica la toma de datos de las variables para medir el comportamiento de la inyectividad del pozo
41 SISTEMA DE INYECCIOacuteN DEL POZO
El sistema de inyeccioacuten del pozo se deriva del sistema de inyeccioacuten de disposicioacuten total compuesto por un tanque de almacenamiento de agua de inyeccioacuten (TK-2700) que alimenta a las bombas booster estas se encargan de aumentar la presioacuten para pasar el agua a seis bombas principales de inyeccioacuten en cabeza de pozo a traveacutes de manifold de derivacioacuten el cual unifica la produccioacuten total de agua y la divide a cada uno de los pozos inyectores Por lo tanto el sistema total estaacute compuesto por 5 pozos inyectores del campo El diagrama del sistema de inyeccioacuten del pozo C3 Se observa en la figura 14 Figura 14 Diagrama sistema de inyeccioacuten de pozo C3
Fuente elaboracion propia con base en CEPSA Colombia SA Esquema sistema de inyeccioacuten 411 Equipos y materiales del sistema de dosificacioacuten del inhibidor La aplicacioacuten del producto se da por medio de las facilidades que se encuentran ubicadas en la superficie de la liacutenea permitiendo la aplicacioacuten del tratamiento a nivel
53
superficial en la cabeza del pozo inyector C3 a traveacutes de un Quill de inyeccioacuten en la figura 15 se muestra un esquema de inyeccioacuten quiacutemica sobre la tuberiacutea69 Figura 15 Esquema de skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico y Quill de inyeccioacuten
Fuente HAYWARD Industries simple installation [imagen] FLOW CONTROL IV SERIES Injection Valves IQ SERIES Injection Quills Hayward Industries Inc 2016 p 2 [Consultado 11 de Agosto de 2020] Disponible en httpswwwhaywardflowcontrolcomassetsdocumentsflowcontrolpdfNPPIVQ0516pdf En la siguiente figura 16 se muestra el skid de inyeccioacuten para hacer la dosificacioacuten del tratamiento quiacutemico que cuenta con bombas dosificadoras vaacutelvulas el tanque de almacenamiento del producto quiacutemico y el medidor de nivel
Figura 16 Skid de inyeccioacuten tratamiento quiacutemico
Fuente CEPSA Colombia SA Skid de inyeccioacuten de tratamiento quiacutemico
69 PALMER JW HEDGES W DAWSON JL Opcit p 51-69
Quill
Tubo
Bomba dosificadora
Tanque almacenamiento
quiacutemico
54
El sistema dosificador se compone de los siguientes elementos o equipos como se menciona anteriormente
Bomba de inyeccioacuten Bomba dosificadora de 50galdiacutea Los inhibidores orgaacutenicos al ser distribuidos de forma liacutequida son inyectados a traveacutes de bombas
Vidrio de nivel Permite controlar la cantidad de inhibidor que se dosifica
Quill de inyeccioacuten Este accesorio se fabrica comuacutenmente con acero inoxidable es un elemento que se encuentra fijo y es utilizado para dispersar y mezclar el inhibidor con la corriente del fluido producido en este caso el agua que es inyectada al pozo
42 PROCEDIMIENTO
421 Aplicacioacuten La prueba piloto en el pozo C3 tiene una duracioacuten de 25 diacuteas consta de tres etapas una primera con una duracioacuten de 5 otra de 10 y finalmente 10 diacuteas maacutes de aplicacioacuten del producto tratante con una dosificacioacuten variable de 40 80 y 120 ppm respectivamente a cada etapa
Los tiempos implementados en la prueba se detallan a continuacioacuten 70
Etapa de Inicio a la inyeccioacuten del inhibidor de manera continua en cabeza del pozo inyector a partir del diacutea 11 de mayo del 2019 con una dosis de 40 ppm un caudal de 9002 BAPD y a una presioacuten en cabeza de 1100 PSI
Etapa 2 a partir del 16 de mayo con el incremento de dosificacioacuten requerido
Etapa 3 o uacuteltima etapa inicia el 26 de mayo y se extiende hasta el 4 de junio que termina la prueba con producto tratante y se hace un seguimiento a las variables de inyectividad por 30 diacuteas adicionales
La dosificacioacuten se inicia a baja concentracioacuten como tratamiento de limpieza y se incrementa para estimular y provocar la inhibicioacuten de corrosioacuten hay que tener en cuenta que el segundo efecto se consigue solo al retirar primero las impurezas
Hay que tener en cuenta que se prueba la capacidad de limpieza del producto a traveacutes de la prueba en campo por eso las variables monitoreadas en el desarrollo de la prueba y a tener en cuenta son
La presioacuten en cabeza de pozo
caudal de agua inyectada
Como se evidencia en el capitulo anterior en la seccion de aplicacioacuten estas variables permiten ver el comportamiento del producto y visualizar la eficiencia obtenida
422 Recopilacioacuten de datos Al finalizar el tiempo de prueba se recopila la informacioacuten de las variables monitoreadas durante la operacioacuten para el
70 CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo [En Liacutenea] 2019
55
procesamiento de los datos y anaacutelisis de los resultados Tambieacuten se compila la informacioacuten de operacioacuten del pozo durante los 30 diacuteas previos y posteriores a la aplicacioacuten del tratamiento como periodos testigo de la prueba que permiten hacer la comparacioacuten de la operacioacuten tras la aplicacioacuten del tratamiento y el comportamiento que se tiene a nivel de la inyeccioacuten 201
423 Evaluacioacuten de resultados Los datos recopilados se suministran en una base en Excel que permite hacer los caacutelculos correspondientes
Iacutendice de inyectividad Como criterio de evaluacioacuten de la prueba un indicador clave de rendimiento de pozo que estaacute representado por el iacutendice de inyectividad (Jiny) este mide la capacidad de un pozo (formacioacuten) para aceptar un fluido relacionando la tasa de inyeccioacuten de agua (Qiny) con la diferencia de presiones (∆P) representada por la presioacuten en cabeza de pozo (PCabeza de pozo) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten 7172
FuenteABBASI J et al A simulation investigation of performance of polymer injection in hydraulically fractured heterogeneous reservoirs En J Petrol Explor Prod Techno2016p 4
Adicionalmente es calculado en los periodos testigos denominados como Previo y posterior a la aplicacioacuten del tratamiento que permite contar con una evidencia visual de los cambios generados con la operacioacuten a nivel de flujo presioacuten y de la inyectividad y determinar el eacutexito de la prueba por el desempentildeo obtenido en la inyectividad
Para tener una mejora en la inyectividad se deberiacutea contar
Con un caudal mayor a las condiciones de bombeo existentes (Presioacuten estable)
Caudal estable con menor requerimiento de potencia (Menor presioacuten)
Estas situaciones indicariacutean la accioacuten del producto sobre los depoacutesitos y su eficiencia en el sistema
Tambieacuten se cuenta con una liacutenea base con el fin de establecer datos de referencia que se encuentran representados por
71 LYONS CW PLISGA GJ and LORENZ MD Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas EngineeringReservoir Engineering Third edition Gulf Professional Publishing p 226-227 72 VAN WINGEN N Injectivity Indices-Their Prediction and Determination American Petroleum Institute1949
119869119894119899119910 =119876119868119899119910
∆P=
119876119868119899119910
119875119862119886119887119890119911119886 119889119890 119901119900119911119900
Ecuacioacuten 1 Iacutendice de inyectividad
56
Un caudal de agua inyectada base (119876119868119899119910119887 ) de 8100BAPD 73
Una presioacuten de cabeza de pozo de 1150 Psi
Iacutendice de inyectividad base (119869119868119899119910119887 ) de 7 BAPDPsi
Los valores son determinados por la media y normalizacioacuten de los datos obtenidos en la operacioacuten del diacutea 1 de enero del 2019 hasta el 10 de mayo del 2019
Incremento de variables monitoreadas Durante el anaacutelisis se realiza el calculoacute del incremento de los resultados de las variables monitoreadas y la inyectividad que permite cuantificar el aumento tras la aplicacioacuten del tratamiento en comparacioacuten con la liacutenea base como se muestra en la ecuacioacuten 2 y 3
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
Fuente CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento[pdf] 2019
De la misma forma se utiliza este tipo de caacutelculo para identificar el incremento o decremento de presioacuten obtenido ademaacutes ver su comportamiento en la operacioacuten y reconocer si los valores tienen un mejor desempentildeo en la operacioacuten o se comportan de acuerdo a los valores iniciales
Consumo de producto aplicado El volumen del producto aplicado es
calculado por medio de los datos recopilados se realiza la estimacioacuten de la dosificacioacuten diaria de inhibidor relacionando el volumen de agua depositado con la concentracioacuten del inhibidor en ppm siendo calculada por medio de la siguiente ecuacioacuten 74
73 CEPSA COLOMBIA Reporte Final del tratamiento2019 74 AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
119876119894119899119910 = |119876119894119899119910 minus 119876119894119899119910119887
119876119894119899119910119887| lowast 100
119869119894119899119910 = |119869119894119899119910 minus 119869119894119899119910119887
119869119894119899119910119887| lowast 100
Ecuacioacuten 2 Porcentaje de incremento del volumen de inyeccioacuten
Ecuacioacuten 3 Porcentaje de incremento iacutendice del iacutendice de inyectividad
57
Fuente AHMAD Zaki Principles of Corrosion Engineering and Corrosion Control
Corrosion control by inhibition Butterworth-Heinemann 2006 p 377
Donde V representa los barriles de agua por diacutea que se disponen Qinh la dosificacioacuten de inhibidor requerida para tratar el agua a disponer diacutea en BAPD ppm son las partes por milloacuten recomendadas por el proveedor (40 80 y 120) ppm En el anexo se encuentra una muestra de caacutelculo de la cantidad de inhibidor diaria utilizada Este caacutelculo permite identificar de igual forma el consumo obtenido por etapa y en la totalidad de la prueba como se menciona anteriormente En la Tabla 3 Se observa la cantidad de producto quiacutemico requerido en cada una de las etapas calculado a traveacutes de la sumatoria de las dosificaciones diarias y su etapa correspondiente dando un consumo total de producto de 921 gal encontraacutendose dentro de las opciones contempladas por el proveedor que estipulaban un consumo alrededor de 752 875 y 1163 gal Tabla 3 Cantidad de Producto quiacutemico por etapa de prueba
ETAPA PERIODO DIacuteAS DOSIS (PPM)
PRODUCTO (GAL)
1 11 a 15 de Mayo 5 40 76
2 16 a 25 de Mayo 10 80 316
3 26 de mayo a 04 de Junio 10 120 530
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Resultados del tratatamiento Potencia de la bomba En el sistema de inyeccioacuten la potencia de la bomba
es influenciada por las restricciones en el bombeo del fluido depositado por lo que se tiene en cuenta la potencia de la bomba requerida para inyectar el agua a disponer donde se relaciona el peso especiacutefico del fluido (Nm3) la tasa de inyeccioacuten (m3s) y la presioacuten en cabeza de pozo (mca) como se muestra en la siguiente ecuacioacuten
119876119894119899ℎ =119881
1 000 000lowast 119901119901119898
Ecuacioacuten 4 Cantidad de inhibidor requerida
58
Fuente BARREDA TRUJILLO Aacutengel Urbano Meacutetodo praacutectico de obtencioacuten de potencia y eficiencias de unidades de bombeo en operacion [En liacutenea]EnRIHA 2012 vol 33 no 3 P 86-97[Consultado 3 de septiembre de 2020]Disponible en httpscielosldcuscielophpscript=sci_arttextamppid=S1680-03382012000300007
En la ecuacioacuten para mantener las unidades mencionadas se manejan las conversiones que se evidencian en la siguiente tabla
Tabla 4 Conversiones para la potencia de la bomba
Conversioacuten Referencia
1 BAPD equivale a 00066244 m3h
Advanced corverterConversion barril por diacutea a metro cuacutebico por hora[En liacutenea] [Consultado] Disponible httpswwwadvancedconvertercomesconversion-de-unidadesconvertir-flujobarriles-por-dia-a-metros-cubicos-por-hora
1m3h equivale a 0000277778 m3s
Elaboracioacuten propia Se hace la conversioacuten a partir de la equivalencia 1h son 3600 s
1Psi equivale a 0703546663 mca
Convertidor de unidadesConversioacuten libra por pulgada cuadrada a metros de columna de agua [En liacutenea] [Consultado] Disponible en httpwwwconversordeunidadesorgpresion-pa-atm-bar-mpa-mh20-mmhg-psiphp
Fuente elaboracioacuten propia Las unidades de la potencia seguacuten la ecuacioacuten 5 quedan expresadas en teacuterminos de caballos de fuerza (Hp) aunque tambieacuten son expresadas en kilovatio (KW) para determinar el consumo energeacutetico Energiacutea consumida El caacutelculo de la potencia como se menciona en el punto
anterior es la base para el consumo energeacutetico del proceso mediante la relacioacuten potencia-tiempo como se evidencia en la ecuacioacuten 6
Fuente elaboracioacuten propia
119861119867119875 =(120574 lowast 119876 lowast 119875)
1000lowast 134
Ecuacioacuten 5 Potencia de la bomba
119864119899119890119903119892iacute119886 = 119875119900119905119890119899119888119894119886(119870119882) lowast 119879119894119890119898119901119900(ℎ)
Ecuacioacuten 6 Energiacutea consumida
59
Como se ha mencionado anteriormente el proceso de inyeccioacuten cumple con una operacioacuten continua por lo tanto el tiempo a tener en cuenta en la relacioacuten es de 24h
Costo de energiacutea por barril de agua inyectado Se tiene la relacioacuten entre el costo de energiacutea consumida y barril de agua inyectado al diacutea como se muestra a continuacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para el costo de energiacutea consumida se multiplica el precio de KW-h por la cantidad de KW-h utilizados (Energiacutea consumida) se tiene en cuenta el costo KW-h que se maneja en la estacioacuten que se encuentra alrededor de COP 300 KW-h
43 DISCUCIOacuteN Y RESULTADOS
En el ANEXO A se observan los resultados de las variables monitoreadas es decir caudal de inyeccioacuten (BAPD) y presioacuten en cabeza de pozo (Psi) durante el proceso de inyeccioacuten y los datos de operacioacuten previos y posteriores al tratamiento 431 Anaacutelisis del tratamiento El tratamiento aplicado en los periodos o etapas 1 2 y 3 determina un aumento del flujo inyectado de 1125 1602 y 298 respectivamente el mejor desempentildeo se obtiene con la dosis de 120 ppm donde se maximiza la accioacuten de limpieza en el sistema y alcanzar una estabilidad en el flujo con los valores maacuteximos obtenidos de la prueba que oscilan entre los 10300 ndash 10800 BAPD El detalle del desempentildeo del tratamiento se muestra en la graacutefica 3 asiacute como en la primera etapa se lograron valores entre 8818 a 9295 BAPD durante la segunda dosis se presenta mayores variaciones de los datos que pueden estar influenciadas por efectos de dispersioacuten de las partiacuteculas o depoacutesitos en los poros de la formacioacuten donde el fluido tiene una preferencia de inyeccioacuten hacia los poros de mayor tamantildeo y de menor obstruccioacuten con valores 9063 a 9930 BAPD Entonces el efecto de limpieza y de dispersioacuten ocurrido en las dos primeras etapas redundan sobre el mejor desempentildeo de la tercera dosis que ademaacutes de tener una mayor concentracioacuten alcanza una uniformidad del flujo de inyeccioacuten
$119864
119861119860119875119863=
$119864119899119890119892iacute119886 119888119900119899119904119906119898119894119889119886
119861119860119875119863 119894119899119910119890119888119905119886119889119900
Ecuacioacuten 7 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
60
Graacutefica 3 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo en el periodo de prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Sin embargo estos resultados de incremento del Caudal no pueden ser tomados en cuenta sin comparar con los requerimientos de operacioacuten como es el caso de la presioacuten Los resultados de presioacuten en la cabeza de pozo tiene un comportamiento similar al Caudal con una estabilizacioacuten de los datos durante la tercera etapa sin embargo al ser un tratamiento de limpieza y encontrarse retirando las obstrucciones que se presenta en el sistema se esperariacutea que la presioacuten disminuya cuando se tenga un incremento del caudal debido a que las barreras que se presentaban en el interior del sistema para el fluido deberiacutean ser menores pero se consigue un efecto contrario donde se obtiene un aumento de presioacuten como se evidencia en la graacutefica 4 De otra manera al aplicar el tratamiento se busca alcanzar condiciones maacutes estables de operacioacuten en donde los resultados son coherente con respecto a la caiacuteda de presioacuten tal como se evidencia para cada una de las etapas donde se logran ΔP de 175 160 y 53 Psi respectivamente esta menor caiacuteda de presioacuten nos indica una condicioacuten maacutes estable durante el desarrollo de la operacioacuten en la tercera etapa que representa la meseta que se obtiene en la graacutefica 4
91259295
9160 9201
9518
8629
9063
993010392
10540 1058010571
10815
10461
85008700890091009300950097009900
101001030010500107001090011100
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
I(40ppm)
II(80ppm)
III(120ppm)
61
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En la graacutefica anterior la presioacuten presenta un decremento del 2 en la primera etapa un incremento de 006 en la segunda y un incremento 9 en la tercera seguacuten las dosis suministradas Hay que acotar que la pretensioacuten de la investigacioacuten es medir el caudal a una presioacuten estable en la praacutectica esto no es totalmente cierto por el efecto que se tiene de la cabeza de presioacuten del tanque de almacenamiento sobre las bombas ademaacutes no se tiene una liacutenea independiente para este pozo inyector lo que ocasiona que haya influencia en el flujo por las liacuteneas de los otros pozos inyectores generando posibles problemas de preferencia de flujo en el sistema 432 Anaacutelisis de la operacioacuten del sistema La situacioacuten de operacioacuten del sistema el flujo inyectado maneja un caudal inferior a los 8000 BAPD durante la prueba para mejorar la inyectividad se requiere que el volumen inyectado incremente la aplicacioacuten de los tratamientos se hace con un caudal media de inyeccioacuten de 9398 BAPD en la segunda etapa y hasta valores maacuteximos de 9912 BAPD posterior a la suspensioacuten del producto tratante el caudal de inyeccioacuten se sostiene en valores superiores al inicio de la prueba como son de 8838 BAPD derivada de una respuesta por parte mayor presioacuten de operacioacuten durante el tratamiento empleado
El comportamiento del pozo analizado se muestra en la graacutefica 5 donde la recta punteada representa la liacutenea base del caudal (8100 BAPD) y se obtiene incrementos variables de flujo de hasta 21 durante el tratamiento y un incremento del 10 para el flujo posterior al tratamiento
1180
1054
11281080
1206 12691270 1270
10401055107010851100111511301145116011751190120512201235125012651280
11
-may
12
-may
13
-may
14
-may
15
-may
16
-may
17
-may
18
-may
19
-may
20
-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
27
-may
28
-may
29
-may
30
-may
31
-may
1-j
un
2-j
un
3-j
un
4-j
un
Pre
sioacute
n (
Psi)
Tiempo (diacutea)
I (40ppm)
II (80ppm) III
(120ppm)
Graacutefica 4 Presioacuten cabeza de pozo vs tiempo en el periodo de prueba
62
Se tiene como referencia de anaacutelisis los reportados por la literatura por Hilfiger et al75 Un tratamiento con un incremento resultante del flujo de inyeccioacuten de 2516 (Qincremento cerca al 50) BAPD en 4 meses y PEacuteREZ D et al 76con un incremento de 8554 BAPD (Qincremento=140) en un periodo de 3 meses En comparacioacuten con los resultados de la prueba se logra un valor medio del incremento de flujo de inyeccioacuten de 477 BAPD (Qncremento=6) durante una prueba de 25 diacuteas de tratamiento por lo tanto es un resultado comparable a nivel del caudal en pozos inyectores lo que no es comparable son las condiciones de la formacioacuten y operacioacuten de los campos Graacutefica 5 Caudal de inyeccioacuten vs tiempo seguimiento de operacioacuten antes durante y despueacutes de la prueba
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten En el comportamiento de la presioacuten a traveacutes del proceso de inyeccioacuten (Ver graacutefica 6) la presioacuten en el periodo previo al tratamiento se mantiene cercana a los 1150 Psi teniendo miacutenimas variaciones en el desarrollo de la prueba se obtiene un incremento del 3 generando un mayor consumo de energiacutea para la inyeccioacuten del fluido adicionalmente se identifica una disminucioacuten de presioacuten con la suspensioacuten del producto el valor promedio de la etapa fue aproximadamente 1108 Psi representando un porcentaje de decremento del 4
75 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7 76 PEacuteREZ D RIacuteOS J Op Cit p72
8968
8970 8991
9125
9294
10838
10580
10815
8647
9788
8819
8900
9912
8838
660069007200750078008100840087009000930096009900
10200105001080011100
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
22
-ju
n
25
-ju
n
28
-ju
n
1-j
ul
4-j
ul
Caudal (B
AP
D)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
63
Graacutefica 6 Presioacuten en cabeza de pozo vs tiempo de periodos de operacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Al hacer la comparacioacuten entre las graacuteficas del proceso P Q vs tiempo de periodos de operacioacuten se encuentra que en el periodo posterior al tratamiento se logra disminuir la presioacuten y aumentar el flujo de agua que se dispone en la formacioacuten receptora del pozo C3 este comportamiento no se obtiene de manera continua a traveacutes de este periodo pero se encuentra en diferentes diacuteas por ejemplo se requeriacutea 1201 Psi para disponer 8561 BAPD antes de la prueba y posterior a ella para disponer 8562 BAPD fueron necesarios 1091 Psi logrando una mejora en el proceso de inyeccioacuten al disponer la misma tasa con una presioacuten 433 Anaacutelisis de la inyectividad del pozo C3 En el ANEXO D se recopila los caacutelculos de inyectividad para los periodos del proceso analizado y establecidos como previo durante y posterior del tratamiento donde se presenta en resumen los valores en el graacutefico 7 Este se encuentra divido en tres franjas que representan cada uno de los periodos de operacioacuten
1145
1215
1143
1201
1151
1184
1153
1125
1180
1240 1269
1208
1114
960
1050
1005
1104
1036
1091
940
970
1000
1030
1060
1090
1120
1150
1180
1210
1240
1270
1300
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
-may
19
-may
22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
-ju
n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
n
24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Pre
sioacute
n e
n c
abez
a d
e p
ozo
(P
si)
Tiempo (diacutea)
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
64
Graacutefica 7 Iacutendice de inyectividad vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Hay que tener en cuenta que por medio de la inyectividad se identifica el eacutexito de la prueba en los resultados obtenidos no se observa una mejora continua del iacutendice y se encuentra una tendencia de los datos a su valor inicial (J alrededor de 7) que se da por la influencia directa de la presioacuten Del graacutefico anterior se resaltan los siguientes aspectos (Ver graacutefica 8)
El valor medio de la inyectividad en el estado actual (sin tratamiento) es J=734
El valor medio de la inyectividad durante el tratamiento es de J=829 con un incremento de la inyectividad del 1294
El valor medio de la inyectividad pos tratamiento en un periodo de 30 diacuteas es J=81 con un incremento de la inyectividad del 102
723
811
761
874863 879
880
913
915
662646668
772747678
882848688
99294
10
-ab
r
13
-ab
r
16
-ab
r
19
-ab
r
22
-ab
r
25
-ab
r
28
-ab
r
1-m
ay
4-m
ay
7-m
ay
10
-may
13
-may
16
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19
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22
-may
25
-may
28
-may
31
-may
3-j
un
6-j
un
9-j
un
12
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n
15
-ju
n
18
-ju
n
21
-ju
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24
-ju
n
27
-ju
n
30
-ju
n
3-j
ul
Jin
y[B
AP
DP
SI]
Tiempo [Diacutea]
Antes del tratamientocon inhibidor
Despueacutes del tratamientocon inhibidor
65
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA
Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten
En cuanto al comportamiento de la inyectividad se evidencia un aumento en comparacioacuten con la liacutenea base y el periodo previo a la prueba piloto tras la suspensioacuten del tratamiento como se menciona anteriormente la inyectividad media lograda fue de 81 se obtiene que el mejor estimado de inyectividad es aproximadamente 9 con un incremento de inyectividad mayor al 10 este comportamiento estaacute dado en diacuteas donde la operacioacuten alcanza un incremento medio del caudal del 18 y una presioacuten con un ΔP de 59 Psi que se detalla en el siguiente iacutetem
El sistema de inyeccioacuten del pozo C3 estaacute demostrado que puede operar a una presioacuten media de 1059 PSI y un caudal de inyeccioacuten medio de 96225 BAPD Con los cuales se obtiene un iacutendice de inyectividad de 9 y un incremento del 24 en la tabla 5 se evidencia que se puede tener esta capacidad de operacioacuten en el pozo C3 pero se demostroacute que el cumplimiento de esta operacioacuten fue durante 5 diacuteas posteriores al tratamiento
Tabla 5 Datos prueba de pos tratamiento
Caudal (BAPD) Presioacuten (Psi)
9464 1036
9410 1045
9912 1095
9704 1060
96225 1059
Fuente elaboracioacuten propia
J media
Incremento J
0
2
4
6
8
10
Previo Tratamiento Postratamiento
J media 734 829 8087
Incremento J 0 129 102
Ind
ice
de
inye
ctiv
idad
Graacutefica 8 Inyectividad obtenida (J) e incremento
66
Al revisar el histoacuterico de inyeccioacuten del pozo de los antildeos 2016 a 2019 a presiones de bombeo similares a las mostradas en la tabla 5 guardan un bajo desempentildeo como se aprecia en la graacutefica 9
Graacutefica 9 Histoacuterico de inyeccioacuten del pozo C3
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacuterico del agua de inyeccioacuten por pozo 2019
En el antildeo 2019 los valores muestran un desempentildeo significativo con respecto a los antildeos anteriores teniendo como base un rango de presioacuten de 1030 a 1060 Psi que es el rango de mejor operacioacuten que se logra despueacutes del tratamiento
Los autores Hilfiger et al Peacuterez d et al con base en el anaacutelisis de iacutendice de inyectividad con respecto a los valores reportados de presioacuten y caudal exponen un incremento del indice de inyectividad 294 y 144 en un periodo de prueba de 3 y 4 meses de tratamiento con el inhibidor estos resultados nos indican que el periodo de la prueba en el estudio es reducido y por ende los resultados pueden verse afectados haciendo una comparacioacuten en ese mismo orden los resultados esperados en 30 diacuteas seria de 98 y 288 en la mejora de inyeccioacuten por lo tanto los resultados del tratamiento no son significativos verificaacutendose que la prueba no es exitosa para replicarla en la actividad de la operacioacuten Por otra parte con base en los resultados totales del tratamiento se puede inferir que con la presioacuten media (1059 Psi) no disminuyo proporcional al caudal medio obtenido (96225 BAPD) durante un periodo suficientemente sostenible que para el caso es el periodo post-tratamiento es decir no se sostuvo la inyectividad esperada se evidencia que solo se obtuvo 4 de los 30 diacuteas dentro del rango estudiado lo que determina que para la evaluacioacuten de la inyectividad es bueno como valor absoluto porque se demuestra una mejora pero no es suficientemente exitoso por el bajo incremento del caudal (6)
2016 2017 2018 2019
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Q (BAPD) P (Psi)
67
434 Anaacutelisis econoacutemico del tratamiento En la siguiente graacutefica se muestra la relacioacuten entre la potencia de la bomba y el caudal de agua inyectado que tiene un comportamiento lineal en donde se muestra que a mayor caudal de agua inyectada mayor potencia de la bomba se va a requerir para su disposicioacuten por eso la necesidad de tener una operacioacuten a condiciones estables Se ve un conglomerado de datos que representa la mayor cabida del proceso en teacuterminos de potencia y tasa de flujo inyectado que se encuentran entre los rangos de 120-130 kW y 8400-8800 BAPD (Ver figura 10) si se toma el caudal medio del mejor estimado alcanzado en la operacioacuten 96225 BAPD a nivel de caacutelculos se estima en 130 KW demostrando que al ganar estabilidad en la bomba el gasto energeacutetico obtenido es menor a pesar de ganar capacidad de inyeccioacuten en el pozo Graacutefica 10 Potencia requerida de la bomba vs caudal de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Adicionalmente en la graacutefica 11 se cuenta con la relacioacuten del costo de energiacutea consumida por barril de agua inyectada promedio en los periodos de operacioacuten evaluados en el tratamiento el costo es de $ 113 y posterior al tratamiento es de $101 donde se mantiene un incremento en el iacutendice de inyectividad del 10
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
70
00
72
00
74
00
76
00
78
00
80
00
82
00
84
00
86
00
88
00
90
00
92
00
94
00
96
00
98
00
10
00
0
10
20
0
10
40
0
10
60
0
10
80
0
11
00
0
Po
ten
cia
de
la b
om
ba
(KW
)
Caudal de agua inyectada (BAPD)
68
Graacutefica 11 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten A mayor iacutendice de inyectividad se deberiacutea obtener un menor costo energeacutetico en el sistema con respecto al graacutefico anterior el comportamiento al realizar la comparacioacuten del costo de energiacutea por cantidad de agua inyectada se obtiene una disminucioacuten en los costos del proceso al requerir una menor presioacuten para inyectar el fluido en la formacioacuten esto se evidencia en la graacutefica donde el costo se ve influenciado por la operacioacuten de la bomba teniendo un comportamiento igual al de la graacutefica 6 demostrando la dependencia de la presioacuten en este tipo de sistemas Si se tiene en cuenta el valor objetivo de la operacioacuten tiene un costo de inyeccioacuten de agua objetivo de COP 9684 BAPD a nivel energeacutetico en consumo de energiacutea consumida diario representa un costo total diario de COP 931799 para inyectar 96225 BAPD En cuanto la operacioacuten actual el costo de inyeccioacuten medio es de COP 10516 BAPD y el costo del consumo energeacutetico es de COP 88796898 si se tuviera en cuenta el costo por el caudal objetivo el consumo energeacutetico diario seria de COP 1011869 para inyectar 96225 BAPD
$111 $108
$96 $99
$116
$110
$108 $104
$88 $92
$86 $88 $90 $92 $94 $96 $98
$100 $102 $104 $106 $108 $110 $112 $114 $116 $118
7-a
br
9-a
br
11
-ab
r1
3-a
br
15
-ab
r1
7-a
br
19
-ab
r2
1-a
br
23
-ab
r2
5-a
br
27
-ab
r2
9-a
br
1-m
ay
3-m
ay
5-m
ay
7-m
ay
9-m
ay
11
-may
1
3-m
ay
15
-may
1
7-m
ay
19
-may
2
1-m
ay
23
-may
2
5-m
ay
27
-may
2
9-m
ay
31
-may
2
-ju
n
4-j
un
6
-ju
n
8-j
un
1
0-j
un
1
2-j
un
1
4-j
un
1
6-j
un
1
8-j
un
2
0-j
un
2
2-j
un
2
4-j
un
2
6-j
un
2
8-j
un
3
0-j
un
2
-ju
l4
-ju
l6
-ju
l
$B
AP
D
Tiempo (diacutea)
Despueacutes del tratamiento
con inhibidor
Antes del tratamiento con
inhibidor
69
5 ANAacuteLISIS Y RESULTADOS
Una vez definido por la compantildeiacutea que el incremento del caudal de inyeccioacuten no es significativo para declarar la prueba exitosa se procede a determinar las probables causas por las cuales el producto inhibidor no cumplioacute su funcionalidad Para este anaacutelisis se parte de las caracteriacutesticas del agua de disposicioacuten el agua de formacioacuten el tipo de formacioacuten las caracteriacutesticas de la interaccioacuten o variacioacuten de los factores del medio acuoso y el medio poroso Se parte del conocimiento de que variacioacuten de la temperatura presioacuten y entorno del medio genera alteraciones en la solucioacuten que influyen en la formacioacuten de precipitados e incompatibilidades entre los productos que se encuentran interactuando Esta interaccioacuten de medio acuoso se da al entrar en contacto el agua con el producto tratante y la superficie del medio poroso donde se esperariacutea toda clase de reacciones bien sea que produzcan precipitados insolubles estas sustancias son indeseables porque provocan la reduccioacuten de la permeabilidad de la formacioacuten rocosa el taponamiento de los pozos y pueden causar ademaacutes la formacioacuten de incrustaciones en las bombas y liacuteneas del agua o que se vea disminuido la eficiencia del producto esto puede darse por tiempo concentracioacuten presioacuten temperatura entre otras variables Que en este caso no pueden ser medidas directamente sino que se infiere su eficiencia por resultados indirectos
51 AGUA DE DISPOSICIOacuteN Y DE FORMACIOacuteN
Se tienen en cuenta el agua de disposicioacuten y de la formacioacuten porque hacen parte de las condiciones de operacioacuten del sistema al ser la primera el fluido que se estaacute transportando para disposicioacuten y la interaccioacuten entre estos dos tipos de agua ocasionar alguacuten tipo de reaccioacuten que afecte la disposicioacuten final del agua En el capiacutetulo 3 se muestra una caracterizacioacuten del agua del efluente de la PTARI que es la misma a inyectar sobre un anaacutelisis realizado a comienzos del antildeo 2019 que se muestra en el ANEXO F en esta el agua cuenta con un pH neutro (771) con presencia de iones cloruros (28mgL) calcio (432mgL) magnesio (262mgL) sodio (252mgL) y bario (0207mgL) y contenido de aceite con una salinidad de 27014 mgL es un agua blanda y cuenta con una dureza de 216mgL Esta agua tiene una tendencia de agua a ser corrosiva La tendencia del agua corrosiva se da por los iones presentes en el fluido y la interaccioacuten entre ellos tales como sulfatos hierro cloruros carbonatosbicarbonatos que al reaccionar y en condiciones propicias pueden dar como resultado la formacioacuten de precipitados en el interior del sistema Estos pueden generar de igual manera corrosioacuten en el sistema esto ha sido evidenciado por la presencia de hierro en la muestra del depoacutesito que ha sido analizada (Capitulo 2)
70
que indicando corrosioacuten en el sistema accioacuten que puede ser apreciada graacuteficamente en la Figura 17 Figura 17 Formacioacuten de precipitados
Fuente KEMMER Frank N amp McCALLION John Nalco Manual del agua su naturaleza tratamiento y aplicaciones Tomo II Meacutexico MCGraw-Hill inc p20-720-131998 La composicioacuten y contenido de iones en el agua de formacioacuten es importante para el estudio de las incrustaciones minerales por el posible intercambio ioacutenico entre el medio acuoso y el agua de la formacioacuten El anaacutelisis fisicoquiacutemico del agua del yacimiento en la formacioacuten C7-M (2010) se evidencia en la Tabla 6 Tabla 6 Anaacutelisis fiacutesico quiacutemico del agua de formacioacuten CATIONES mgL ANIONES mgL
Ba+2 lt0005 HCO3- 165
Ca+2 lt015 Br- lt10
Fe+2 06 CO3-2 25
Mg+2 lt001 Cl- 16
K+ 55 I- lt20
Na+ 80 SO4-2 12
Salinidad mgL 173
Conductividad mScm 265
pH 855
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Fuente CEPSA Colombia SA con base en Anaacutelisis fisicoquiacutemico Agua
Esta agua de formacioacuten se caracteriza por tener muy baja dureza es decir que por ser un agua blanda deberiacutea requerir una menor cantidad de producto quiacutemico para el tratamiento avocado en la prueba ademaacutes es un agua con una muy alta alcalinidad de 177mgCaCO3L (Alkgt1476) condicioacuten que favorece las condiciones de operacioacuten de alta presioacuten sobre la roca de la formacioacuten
2
46
35
11
6
K+
Na+
HCO3-
CO3-2
Cl-
Graacutefica 12 Iones presentes en el agua en Meql
71
Siguiendo con la caracterizacioacuten del agua de formacioacuten en la graacutefica 12 Se muestra la proporcioacuten en meq L de los distintos iones del agua representada y resaltada de manera visual por un exceso de sodio y bicarbonato dando lugar a un agua tipo bicarbonato de sodio (base) este exceso se confirma en el siguiente recuadro (Tabla 7) que expone la composicioacuten del agua con base en la clasificacioacuten de Sulin77 por tipo grupo y clase de agua que compone el agua de la formacioacuten Tabla 7 Tipo de agua de la formacioacuten por clasificacioacuten de Sulin
TIPO DE AGUA GRUPO CLASE
NaClgt1
Sulfato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2lt1 Bicarbonato S1
salinidad primaria
predominante dlta
Bicarbonato de Sodio
(Na+-Cl-)SO4-2gt1 Cloruro S2
Salinidad secundaria
d=a
NaCllt1
Cloruro de Magnesio
(Na+-Cl-)Mg+2lt1 Sulfato S3 Salinidad terciaria
dgtadlt(a+b)
Cloruro de Calcio
(Na+-Cl-)Mg+2gt1 A1 Alcalinidad
primario d=(a+b)
A2 Alcalinidad secundaria
dgt(a+b)
Fuente elaboracioacuten propia con base en anaacutelisis fiacutesico-quiacutemico CEPSA Colombia SA El anaacutelisis parte de la relacioacuten NaCl gt1 donde NaCl = 77 indica que predomina el sodio y este exceso se combina con bicarbonato que determina que el agua es de tipo bicarbonato de sodio al cumplir con la relacioacuten Na+-Cl-SO4
-2 gt1 donde (Na+-Cl-)SO4
-2=12114 y grupo S1 S3 S2 que expresan los constituyentes que se encuentran disueltos en el agua de manera generalizada 78 en donde S1 Predomina la salinidad primaria compuesta por Sulfatos y cloruros alcalinos S2 Predomina la salinidad secundaria compuesta por Sulfatos y cloruros
alcalinoteacuterreos S3 Predomina la salinidad terciaria compuesta por sulfatos y cloruros de hierro
y aluminio y aacutecidos fuertes libres
Se continua con la caracterizacioacuten mediante los iacutendices de saturacioacuten de Ryznar (IS) y Langelier (ISL) estos permiten conocer el efecto del agua sobre las superficies y predecir el potencial de corrosioacuten yo incrustacioacuten que maneja e
77 COLLINS Gene A Geochemistry of oilfield waters Classification of oilfield waters Elsevier Science 1975 p 254 78 Ibid p 254
72
identificar el tipo de agua que se presenta incrustante corrosiva o neutra al hacer una aproximacioacuten de los iacutendices se tiene en cuenta que el agua de la formacioacuten es altamente corrosiva con tendencia incrustante tal como se resalta en gris en la tabla 8 se muestra la clasificacioacuten y la respectiva indicacioacuten Tabla 8 Clasificacioacuten del agua de formacioacuten seguacuten iacutendices de incrustacioacuten
IacuteNDICE VALOR CLASIFICACIOacuteN INDICACIOacuteN
IS
785
lt55 Formacioacuten de incrustaciones pesadas
55-62 Formacioacuten de incrustaciones
62-68 Agua neutra
gt68 Agua con tendencia corrosiva
ISL 026
ISLlt0 Agua no saturada con respecto a carbonato de calcio(CaCO3)
ISL=0 Agua considerada neutral no existe formacioacuten de incrustaciones
ISLgt0 Agua suacuteper saturada con respecto a carbonato de calcio (CaCO3) Posible formacioacuten de incrustaciones
Fuente elaboracioacuten propia con base en COLOMBIA AUTORIDAD NACIONAL DE
LICENCIAS AMBIENTALES (ANLA) la Resolucioacuten 13142014(31 de octubre de 2014) Por la cual se modifica una licencia ambiental global y se toman otras
determinaciones Bogotaacute DC 2014 De igual manera que con la caracterizacioacuten del agua tratada el agua de la formacioacuten presenta una tendencia corrosiva e incrustante esto se da por la reaccioacuten del bicarbonatoCarbonato con los iones presentes en las aguas (Mg2+ Ca2+ Fe2+ Ba2+) pues la interaccioacuten de estos compuestos generan incrustaciones minerales como BaSO4 MgCO3 FeCO3 CaCO3 y subproductos de corrosioacuten como el oacutexido de hierro (Fe2CO3) En cuanto a la revisioacuten del agua por su Salinidad el agua de inyeccioacuten con 270 mgL y el agua de la formacioacuten con una salinidad con 173 mgL favorece una baja probabilidad de hinchamiento de arcillas o de incompatibilidad quiacutemica79que se da por el intercambio de iones o cambios de salinidad esto se puede explicar por el fenoacutemeno de la presioacuten osmoacutetica donde el flujo se mueve de menor concentracioacuten al de mayor concentracioacuten de esta manera las arcillas presentes en la formacioacuten no aumentan su volumen al no adsorber o llenarse del agua que se dispone a traveacutes de la inyeccioacuten
52 PRUEBA PILOTO
79 KEMMER Frank N y McCALLION John TOMO III Op cit p43-9
73
El anaacutelisis del desempentildeo del inhibidor en el sistema de inyeccioacuten durante la prueba piloto representada en la Graacutefica 13 Q P vs Tiempo se visualiza el comportamiento de los estados previo y posterior al tratamiento y el periodo de aplicacioacuten Graacutefica 13 Caudal- Presioacuten vs tiempo
Fuente elaboracioacuten propia con base en reporte de CEPSA Colombia SA Histoacutesrico del agua de inyeccioacuten Como se mencionoacute en el capiacutetulo 4 la prueba piloto es el medio por el cual se verifica el rendimiento del producto tratante al estarse evaluando la accioacuten de limpieza del inhibidor que se deberiacutea reflejar a partir del aumento del caudal y la disminucioacuten de las caiacutedas de presioacuten del sistema en donde no se evidencia este efecto y se obtiene el siguiente comportamiento A Durante el periodo de aplicacioacuten se evidencia una mejora del caudal del 30
pero no se logra asegurar la integridad del pozo hablando teacuterminos de presioacuten porque en lugar de disminuir las caiacutedas de presioacuten se logra un aumento del 9 generando el efecto contrario al esperado para el tratamiento debido a que al efectuarse la limpieza y de estar ocurriendo la remocioacuten se deberiacutea tener una menor friccioacuten o un mayor diaacutemetro para el paso del fluido es decir menores restricciones durante la inyeccioacuten
B El incremento de caudal es proporcional al incremento de la presioacuten en tal
sentido no se aprecia el efecto del tratamiento sobre el sistema ademaacutes no se evidencia primero un cambio de caudal con una caiacuteda de presioacuten estable y segundo un caudal estable como resultado de una menor caiacuteda de presioacuten
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
504
201
9
804
201
9
110
42
019
140
42
019
170
42
019
200
42
019
230
42
019
260
42
019
290
42
019
205
201
9
505
201
9
805
201
9
110
52
019
140
52
019
170
52
019
200
52
019
230
52
019
260
52
019
290
52
019
106
201
9
406
201
9
706
201
9
100
62
019
130
62
019
160
62
019
190
62
019
220
62
019
250
62
019
280
62
019
107
201
9
407
201
9
707
201
9
100
72
019
Pre
sio
n (
Psi
)
Cau
dal
(B
AP
D)
Tiempo (diacutea)q (BAPD) P (Psi)
74
Se encuentran caudales similares en donde se alcanza una disminucioacuten en la presioacuten se evidencia en la Tabla 9
Tabla 9 Comparacioacuten de Q similares Vs Variacioacuten de Presioacuten en diferentes periodos
Previo Tratamiento Post Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
19042019 8255 1130 08062019 8252 1161
21042019 8675 1143 18062019 8676 1083
23042019 8561 1201 03072019 8562 1091
27042019 8968 1134 04072019 8966 1080
Fuente elaboracioacuten propia
Efectivamente se evidencia que en el periodo post tratamiento hubo diacuteas que el comportamiento del caudal incremento y no fue proporcional al aumento de la presioacuten como se muestra en la tabla anterior y la presioacuten alcanza valores cercanos estables cumpliendo el comportamiento de la primera situacioacuten pero estos diacuteas con este comportamiento son muy pocos del orden de cuatro o cinco Se encuentran presiones similares en donde se muestra el aumento del caudal como se muestra en la siguiente tabla
Tabla 10 Comparacioacuten de variacioacuten de Q Vs P similares en diferentes periodos
Previo Tratamiento Posterior Tratamiento
Diacutea Q(BAPD) P(Psi) Diacutea Q(BAPD) P(Psi)
12042019 7258 1003 24062019 8911 1005
11042019 7543 1053 23062019 8868 1050
19042019 8255 1130 17062019 8840 1130
14042019 7897 1145 14062019 8491 1145
18042019 8629 1180 13062019 8020 1181
Fuente elaboracioacuten propia
En esta tabla no se tiene ni presioacuten ni caudales estables por lo que no se genera ninguna de las situaciones y se observa una mayor variacioacuten
C Estas variaciones se atribuyen a una reaccioacuten por parte del producto en la
superficie de la liacutenea de inyeccioacuten que permite incrementar el paso de flujo pero no asegura la efectividad de limpieza del producto ni continuidad de la respuesta del inhibidor
D El aumento de la tasa de inyeccioacuten fue de 477 BAPD correspondiente al 6 del
agua depositada con un decremento de presioacuten del 4 esta comparacioacuten se da entre el periodo previo y posterior al tratamiento en teacuterminos de inyectividad se alcanza un aumento del 10
75
Al hacer el seguimiento al indicador del iacutendice de inyectividad se evidencia la influencia de la variabilidad de la presioacuten y su relacioacuten con el caudal que da como respuesta
Antes de inyeccioacuten caudal bajo presioacuten baja el iacutendice es bajo (Jle7)
En diacuteas que se tiene caudal alto pero se presenta una presioacuten alta de inyeccioacuten el iacutendice es bajo (8geJgt7)
En diacuteas que se tiene un caudal Alto con presiones bajas de inyeccioacuten el iacutendice es alto (9geJgt8)
Por ello se demuestra que la prueba es dependiente de las superficies de la liacutenea bomba y medio poroso si durante la prueba se realizoacute la limpieza se deberiacutea aumentar la inyectividad continua por la remocioacuten de los depoacutesitos de los poros y las superficies pero no se obtiene la continuidad esperada ni sostenibilidad de las variables de Caudal y presioacuten que se atribuye a la poca eficiencia del producto tratante
E En la etapa posterior a la prueba se alcanza un buen comportamiento en el sistema pero como se ha mencionado este no es sostenible ni significativo durante la etapa evaluada de los 30 diacuteas solo cuatro alcanzan un valor de operacioacuten de caudal de 9622 BAPD y una presioacuten aproximada de 1059 Psi este pequentildeo periodo alcanzo estabilidad de operacioacuten de las variables y un iacutendice de inyectividad de 9 en donde sus cambios P tienen menor variacioacuten y aumento de caudal No obstante esta mejora en la inyectividad no es significativa frente a las propiedades fiacutesicas de la formacioacuten (arenosa alta permeabilidad) que la hacen con un potencial de gran receptora
53 AGUA - ACEITE - SOacuteLIDO
En un sistema de limpieza en donde actuacutean las moleacuteculas de agua depoacutesito y soacutelido (superficies) se presentan diferentes equilibrios a traveacutes de este proceso por su interaccioacuten seguacuten Morton et al 80 se pueden tener los siguientes escenarios
80 MORTON S A KEFFER D J COUNCE R M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions New York Marcel Dekker 2003 p2820-2821
76
Tabla 11 Equilibrios en procesos de limpieza Escenario Equilibrio
Producto tratante como monoacutemero en solucioacuten libre y en solucioacuten micelizada
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantemicela
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz aceitesolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactanteaceite solucioacuten frasl
Producto tratante como monoacutemero adsorbido en la interfaz soacutelidosolucioacuten
Surfactantesolucioacuten harr Surfactantesoacutelido solucioacuten frasl
El aceite se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la fase continua
Aceiteliacutequido harr Aceitesoacutelido aceitefrasl
El agua se adsorbe en la superficie soacutelida o se encuentra en la solucioacuten
Aguasolucioacuten harr Aguasoacutelido solucioacutenfrasl
Fuente elaboracioacuten propia con base en MORTON S A KEFFER D J COUNCE R
M DEPAOLI D W HU M Z-C Thermodynamic Model for the Prediction of Contact Angles of Oil Droplets on Solid Surfaces in SDS Solutions 2003
Por lo tanto en el proceso de inyeccioacuten se cumplen los equilibrios anteriores en mayor o menor medida seguacuten la fase en la que se encuentre en el sistema evaluado antes de la aplicacioacuten del tratamiento se ubican los dos uacuteltimos equilibrios donde el agua se encuentra en solucioacuten y es adsorbida por la formacioacuten ademaacutes el aceite se encuentra en la solucioacuten y en las superficies del sistema comuacuten soacutelido depositado Morton81 afirma que el aceite libre en la solucioacuten puede dividirse de ella por la baja miscibilidad de las sustancias De los tres primeros equilibrios no se tiene conocimiento de su estado en la aplicacioacuten del tratamiento pero este se encuentra en solucioacuten en el fluido de disposicioacuten al momento de la aplicacioacuten adicionalmente no se tiene certeza si las dosificaciones suministradas en el desarrollo de la prueba permiten la formacioacuten de las micelas que son las que ayudan en el proceso de limpieza Al aplicar el tratamiento en el sistema y darse la homogenizacioacuten de agua a disponer con el producto hay que tener en cuenta que no debe afectar el pH del fluido inyectado o bajar demasiado su alcalinidad82 ya que el medio va a ver afectado sus superficies y pueden repercutir en el comportamiento del inhibidor como se aborda en el capiacutetulo 3
81 Ibid p 2821 82 CAIRN ENERGY Technical purchase Specification of SCHMOO REMOVER Oil field Chemical Product [En liacutenea] [Consultado 27 de junio de 2020] Disponible en httpswwwcairnindiacomEOIDocLibrarySchmoo_Remover_EOI_Newspapers_0pdf
77
Es importante investigar el papel de la condiciones de campo como temperatura salinidad y pH en la estabilidad del producto que se aplica83 debido a que estas variables pueden cambiar el funcionamiento del producto tratante y afectar la formacioacuten de la emulsioacuten OW y su viscosidad hay que tener en cuenta que el mecanismos de eliminacioacuten del depoacutesito que se abarca es por medio de la emulsioacuten Tabla 12 Efecto de las variables sobre inhibidor
Fuente elaboracioacuten propia con base en The Fate of Oilfield Corrosion Inhibitors in Multiphase Systems En la tabla 12 Se observa las condiciones que afectan la curvatura que adquiere el producto en nuestro caso favorece tener la cabeza del tensoactivo orientada hacia la fase continua (Agua) y la cola hacia los depoacutesitos para envolver el depoacutesito en el interior de la micela que se forme y su dispersioacuten en la solucioacuten este comportamiento se da cuando se obtiene un emulsioacuten OW
La salinidad es una variable importante al tener una baja salinidad como la que se maneja (270 mgl) primero se deberiacutea favorecer la mezcla del producto en el fluido porque por la solubilidad con el agua y de otra manera permitir la formacioacuten de emulsioacuten OW como lo indica Al -Yaari M et al84 en su estudio
afirma que al ocurrir una inestabilidad de la emulsioacuten se genera un precipitado que conlleva a un incremento de la viscosidad y una mayor friccioacuten en el sistema por la interaccioacuten entre las gotas 85 y por ende un aumento de las caiacutedas de presioacuten a traveacutes del sistema
83 CHATURVEDI Krishna and SHARMA Tushar Rheological analysis and EOR potential of surfactant treated single-step silica nanofluid at high temperature and salinity Journal of Petroleum Science and Engineering 2020 vol196 p 3-6 84 AL- YAARI M et al Pressure drop reduction of stable emulsion role of aqueous phase salinity Society of Petroleum Engineers 2013 p 5 85SALAGER JL BRICENO M and BRACHO CL Heavy hydrocarbon emulsions Making use of the state of the art in formulation engineering Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology 2001 55 p
VARIABLE INHIBIDOR IOacuteNICO CURVATURA DEL SURFACTANTE
Aumento temperature Favorece la
emulsioacuten OW
Aumento salinidad
Disminuye la cabeza por lo que
desestabiliza la emulsioacuten OW
Alcoholes de cadena corta
Favorece la emulsioacuten OW
Hidrocarburos de bajo peso molecular
Disminuye la cabeza por lo que no favorece al OW
78
Otro autor a tener en cuenta es Qutubuddin et al86 estudia la relacioacuten de la salinidad y el pH y afirma que es posible contrarrestar los cambios de salinidad con los cambios de pH y asiacute mantener valores bajos de tensioacuten interfacial que permiten la eliminacioacuten de los depoacutesitos esto indica que es importante evaluar el comportamiento de las variables en manera conjunta para evidenciar queacute efectos tienen sobre la remocioacuten del depoacutesito y el comportamiento con la superficie mineral de igual manera para el caso de la temperatura y presioacuten
La temperatura influye en la solubilidad y el comportamiento del flujo a traveacutes del medio poroso en donde la solubilidad de un fluido aumenta con la temperatura y disminuye con el aumento de la presioacuten (Tgt= TK y Plt=Pc)87 el incremento de la temperatura permite la disminucioacuten de la tensioacuten superficial y del tamantildeo de la burbuja en nuestro caso gota88 afectando la formacioacuten de las micelas y por lo tanto la solubilidad del depoacutesito como su mojabilidad
A nivel de la presioacuten se afecta la solubilidad porque no puede incrementarse por encima de la presioacuten criacutetica que es aquella que puede generar un fenoacutemeno de desprendimiento de finos en la formacioacuten89 por la accioacuten erosiva del flujo la formacioacuten CM-7 estaacute compuesta de arenas y por ello es sensible al fenoacutemeno de desprendimiento de finos que ocasiona el incremento de soacutelidos en suspensioacuten e incremento de la perdida de inhibidor
En cuanto a la estructura molecular y concentracioacuten del inhibidor son factores que afectan de igual medida el comportamiento del tratamiento autores como Horsup y Hilfiger et al en su estudio abordan cual es el impacto de estas variables sobre la suciedad depositada y el efecto sobre la tensioacuten superficial
En el estudio de Horsup et al90 mencionado en el capiacutetulo 3 se resalta las moleacuteculas nitrogenadas como sitio activo en el paquete inhibidor como amonio cuaternario y amina grasa (AMF) en donde se ve el impacto de la estructura en la limpieza del aceite con respecto a la tensioacuten superficial y el aacutengulo de contacto
86 QUTUBUDDIN Syed and MILLER Clarence Phase behavior of pH-dependent microemulsions 1984 vol 101 p46-58 87 TANAKA Mitsuru Thermodynamics of solubility of surfactans in water En JOleo Sci 2005 vol 54 no 5 p 259-271 88 SHARMA MK SHAH DO and BRIGHAM WE La influencia de la temperatura en la superficie y las propiedades microscoacutepicas de las soluciones tensioactivas en relacioacuten con la eficiencia de desplazamiento de fluidos en medios porosos En Revista AIChE 1985 p 222-223 89 ZABALA ROMERO Modelo fenomenoloacutegico para escalar a yacimiento el impacto sobre la produccioacuten de hidrocarburos del dantildeo de formacioacuten por migracioacuten de finos En Revista Fuente el reventoacuten energeacutetico 2016 vol 14 no 1 p103-114 90 HORSUP D DUNSTAN T and CLINT J Op cit p534-540
79
En la tabla 13 Se muestran los resultados obtenidos de tensioacuten superficial para retirar la respectiva muestra (hidrocarburos asfaacuteltenos hierro y arena)
Tabla 13 Concentracioacuten (ppm) y Tensioacuten superficial media Inhibidor (Sitio activo) 50-100 ppm 200-500 ppm
Amina cuaternaria g=241mNm g=203mNm
Amina grasa (AMF) g=2mNm g=16mNm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HORSUP DI DUNSTAN TS and CLINT J S Breakthrough Corrosion Inhibitor Technology for Heavily Fouled
Systems CORROSION 2009 vol 65 no 8 p534-540 En este caso el producto apropiado seria el AMF donde se puede lograr un mejor efecto a una menor concentracioacuten porque al tener una menor tensioacuten superficial maacutes faacutecil seraacute la remocioacuten del depoacutesito
Mientras que Hilfiger et al91 en su estudio utiliza un rango amplio para la concentracioacuten del producto tratante (soluble en aceitedispersable en agua) seguacuten el problema que presente el pozo tratante como se observa en la tabla 14
Tabla 14 Prueba de Campo de estudios similares a nivel de uso
Prueba Campo 1 Prueba Campo 2 Prueba Campo 3
Campo de baja produccioacuten- recuperacioacuten de pozo
Inyeccioacuten a 500 ppm
Despueacutes de 4 meses Disminuye 16 la presioacuten y Aumenta 50 el Caudal
Mantiene presioacuten y caudal
Alcanza proteccioacuten de corrosioacuten por inspeccioacuten visual (3 meses despueacutes) se logra remocioacuten del depoacutesito
Dosis 120ppm 50 y 65ppm en orden de prueba
Problema de Corrosioacuten
Dosis de 100 ppm (1mes) 50ppm (2 semanas) 40 ppm (2 semanas) y 35 ppm
Fuente elaboracioacuten propia con base en HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Water Injection Enhancement through a Novel Oil-SolubleWater-Dispersible Combination Cleaner and Corrosion Inhibitor En Society of petroleum Engineers 2011 7 p
La peacuterdida del tensoactivo se puede dar por diferentes mecanismos adsorcioacuten del producto precipitacioacuten o degradacioacuten estaacute perdida tambieacuten se encuentra
91 HILFIGER MG STEWART SA and ANSARI A Op cit p7-9
80
influenciada por el tipo de surfactante la concentracioacuten de surfactante pH salinidad y temperatura92
Las superficies minerales son sensibles al pH del medio por su ionizacioacuten como se menciona en el capiacutetulo 3 como se ha mencionado la arenisca tiene una carga superficial negativa que se mantiene al tener una solucioacuten alcalina si tenemos en cuenta que el inhibidor contiene compuestos de amonio cuaternario (R4N) + estos tendriacutean una afinidad alta a la superficie mineral en donde se puede llevar a cabo la adsorcioacuten del producto por el intercambio ioacutenico formando un enlace entre el grupo silanol con el amonio cuaternario esta interaccioacuten se muestra en la reaccioacuten siguiente
R3 minus Si minus O minus H + R4N+ rarr R3 minus Si minus O minus R4N + H+
Con respecto al primer equilibrio los tensioactivos se pueden adsorber en la superficie como monoacutemero cuando la concentracioacuten no es la adecuada y en este estado se tiene una mayor facilidad de adsorcioacuten por la superficie de siacutelice generando peacuterdidas del producto por el soacutelido este fenoacutemeno de igual manera se puede presentar en la fase acuosa por las micelas formadas disminuyendo la cantidad del producto que se desplaza por el sistema La precipitacioacuten del producto tambieacuten estaacute influenciada con la salinidad como se mencionoacute anteriormente el agua maneja en formacioacuten y deposicioacuten es blanda y de baja salinidad por lo que se va a tener una baja interaccioacuten de iones que provoquen una reaccioacuten de precipitacioacuten 93
La tensioacuten superficial es importante para la remocioacuten de los depoacutesitos en el sistema y se veraacute afectada tanto por el tipo de inhibidor como por la dosificacioacuten suministrada para el tratamiento actuado sobre el estado de agregacioacuten en el que se encuentre el producto (monoacutemero micela) y su comportamiento como se evidencio se requieren bajas tensiones interfaciales para lograr la dispersioacuten del depoacutesito en la solucioacuten ademaacutes el tamantildeo de la gota que se obtiene tras su dispersioacuten modifica la viscosidad de la emulsioacuten Para llevar a cabo un anaacutelisis a profundidad de estas variables se debe llevar a cabo pruebas de laboratorio tales como inundacioacuten por nuacutecleos en diferentes dosificaciones que permitan determinar la concentracioacuten optima del inhibidor y probar diferentes opciones de productos tratantes a las condiciones de operacioacuten del sistema Dentro de un anaacutelisis que simule las condiciones de campo y las
92 BELHAJ AFetal The effect of surfactant concentration salinity temperature and pH on surfactant adsorption for chemical enhanced oil recovery En Petrol Explor Prod Technol 2020 p125-137 93 CROSS John and SINGER EdwardJ Cationic Surfactants Analytical and Biological Evaluation A adsorption at solid surfaces PubMed 2003 vol 53 p7
81
posibles respuestas que se pueden obtener como permitir determinar la formacioacuten de precipitados que obstruyen las gargantas de los poros y por ende aumenta la resistencia al flujo94 En la prueba de campo llevada a cabo en el pozo C3 se maneja diferentes dosificaciones de 40ppm 80ppm y 120ppm estaacuten son las aplicadas por recomendacioacuten del proveedor de acuerdo con la patente US 20150011453 A1 estas dosis se encuentran dentro de los rangos para tratamientos continuos que son entre 10ppm-200ppm y entre 10ppm-500ppm De igual manera en la patente US 20150011453 A1 para productos (limpiadorinhibidor) como es nuestro caso se alcanza una remocioacuten aproximada del depoacutesito mayor o igual a 8 13 y 21 a dosificaciones de 50ppm 100ppm y 200ppm correspondientes si se hace la comparacioacuten con los resultados obtenidos en campo durante la aplicacioacuten no se tiene la cuantificacioacuten del porcentaje que se removioacute sin embargo al observar el comportamiento de la operacioacuten en los periodos evaluados se puede decir que no se alcanzan esos porcentajes de remocioacuten porque el incremento de inyeccioacuten y caudal posterior a la prueba son apenas del 10 y 6 donde se evidencia que el aumento no es significativo y tampoco se alcanza una integridad en las caiacutedas de presioacuten en el sistema baacutesicamente el producto permite el paso del fluido sea mayor durante la prueba al presentar aumentos del caudal durante su aplicacioacuten pero indica que en la formacioacuten se presentan problemas de taponamiento que no fueron remediados con el tratamiento Esta baja eficiencia puede estar relacionada con peacuterdidas del producto esto conlleva a que se genere un gasto mayor en su aplicacioacuten pues va a requerir una mayor cantidad de producto en el proceso efectuado sin conseguir un beneficio en la operacioacuten
94 REGE Sunil D and FOGLER HS Competition among flow dissolution and precipitation in
porous media AIChE J vol 35 p1177-1185 doi101002aic690350713
82
6 ANAacuteLISIS FINANCIERO
El anaacutelisis econoacutemico del tratamiento quiacutemico en el pozo de disposicioacuten final C3 involucra los beneficios econoacutemicos representados por un ahorro energeacutetico consecuencia de la mejora en la inyectividad y por ende menor consumo de energiacutea y se contrapone con los egresos del tratamiento directa y exclusivamente del costo del tratamiento quiacutemico en razoacuten a que los demaacutes costos operacionales son independientes de los del tratamiento al ser considerados propios del proceso de inyeccioacuten del agua como tal con o sin tratamiento
61 COSTO TRATAMIENTO QUIacuteMICO El costo de tratamiento del inhibidor por galoacuten se muestra en la siguiente tabla
Tabla 15 Costo de inhibidor por galoacuten Inhibidor orgaacutenico Precio
(COPgal)
Producto A $ 75459
Se determina el consumo del tratamiento diacutea y por etapa seguacuten las distintas dosis (Ver tabla 16)
Tabla 16 Cantidad de producto consumido diacutea y por etapa
Dosis [ppm] Gal diacutea Gal etapa
40 1514 7570
80 3158 31578
120 5300 52995
TOTAL GALONES 921
Fuente elaboracioacuten propia Con la cantidad de tratamiento consumido y el costo del producto por unidad de volumen se calcula el costo total del tratamiento por diacutea y por etapa de tratamiento seguacuten la ecuacioacuten 8 costos que se muestran en la tabla 17
Fuente elaboracioacuten propia
Ecuacioacuten 8 Costo de la prueba
119862119900119904119905119900 119905119903119886119905119886119898119894119890119899119905119900 =119862119874119875
119866119886119897lowast 119873deg 119905119900119905119886l G119886119897
83
Tabla 17 Costo tratamiento por diacutea y por etapa
Dosis [ppm] $ diacutea $ etapa
40 $ 1142385 $ 5711926
80 $ 2382841 $ 23828407
120 $ 3998957 $ 39989569
Total COP 69 529903
Fuente elaboracioacuten propia
El mayor costo del tratamiento se incrementa tal como se incrementa la dosis de tratamiento esto en la buacutesqueda de una dosis efectiva para que el tratamiento pueda ser replicado ahora como la prueba no fue exitosa esta dosis no pudo ser definida y por lo tanto no se da lugar a un costo perioacutedico de tratamiento quiacutemico que permita configurar una liacutenea de flujo de caja para determinar indicadores financieros y econoacutemicos como lo son Retorno de la inversioacuten o si este gasto de tratamiento es amortizable en un periodo de tiempo Sin embargo con resultados obtenidos se pueden derivar algunos indicadores de la prueba como lo son el costo de tratamiento por caudal de inyeccioacuten para cada dosis en particular ejercicio expuesto en la Tabla 18
Tabla 18 Costo del inhibidor por caudal de inyeccioacuten en cada etapa de tratamiento
Fuente elaboracioacuten propia
Otro aspecto a tener en cuenta como anaacutelisis financiero es el costo del tratamiento quiacutemico con la prueba que es de COP 69 529903 que si se compara con tratamientos alternativos como es el caso de la estimulacioacuten llevados a cabo para mejorar el rendimiento de un pozo cuyo costo oscila entre los $ USD100 000 - 150000 equivalente a COP 330 000 000 - COP 495 000000 Cifras dentro de una brecha no comparable que demuestra porque los tratamientos quiacutemicos tienen una mayor preferencia
62 COSTO ENERGEacuteTICO DEL PROCESO
Una expectativa con la aplicacioacuten del tratamiento quiacutemico es la reduccioacuten de los costos energeacuteticos en el sistema de inyeccioacuten para ello se tiene en cuenta tres tiempos de operacioacuten para llevar a cabo el seguimiento de la prueba y observar el impacto obtenido que se denominan como previo aplicacioacuten y posterior al tratamiento La mejora en la inyeccioacuten con la aplicacioacuten redunda en un mayor rendimiento de la bomba por ende en un menor consumo energeacutetico y sobre este ahorro se basa el beneficio o entradas en el flujo de caja econoacutemico
Dosis [ppm] $BAPD
40 127
80 254
120 380
84
Se toma como datos de insumos el costo de la unidad de energiacutea (Kw-h) que tiene como tarifa la empresa de energiacutea de la localidad que provee el fluido eleacutectrico a la Estacioacuten el consumo de energiacutea promedio por cada periodo de prueba (E) se determina el costo total de energiacutea por periodo de prueba y por la totalidad del tratamiento ($E) que se resumen en la tabla 19
Tabla 19 Determinacioacuten costo de energiacutea
$ Kw-h 300
E=P(Kw)t(h)
$E=Consumo de Energia (E) $Kw-h
Fuente elaboracioacuten propia
En teacuterminos de energiacutea por barril de agua inyectada se alcanza una disminucioacuten del costo energeacutetico del 3 y del 8 teniendo en cuenta el mejor estimado de operacioacuten el costo de operacioacuten por barril de agua inyectada en los periodos de prueba como se expone en la Tabla 20
Tabla 20 Costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Tiempo operacioacuten $BAPD
Previo 105
Aplicacioacuten 113
Posterior 102
Mejor estimado 9684
Fuente elaboracioacuten propia
Del resultado de la inyectividad promedio se obtuvo un incremento del 6 de agua inyectada y una disminucioacuten energeacutetica del 2 El costo energeacutetico por promedio diacutea y por periodo evaluado que se determinan en la tabla 21
Tabla 21 Costo de energiacutea por periodo de prueba y costo de energiacutea por barril de agua inyectada
Periodos de prueba $E promedio diacutea $E periodo BAPD
Previo a la prueba $ 888754 $ 27551389 8444
Aplicacioacuten $ 1061338 $ 26533454 9365
Posterior a la prueba $ 899028 $ 26970851 8921
Fuente elaboracioacuten propia
Si se hace este ejercicio con el mejor estimado y su comportamiento se llevara a cabo con el costo por 4 diacuteas que presentaron el mejor desempentildeo como costo objetivo el anaacutelisis del ahorro energeacutetico para la operacioacuten objetivo comparado los precios de la energiacutea en los dos casos se obtiene un ahorro de energiacutea diario expuesto en la Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten
85
Tabla 22 Costo energeacutetico de inyeccioacuten diacutea
Costo energeacutetico inyeccioacuten
Actual $ 1011869
Objetivo $ 931799
ahorro diacutea $ 80070
Fuente elaboracioacuten propia
Si se extiende este ahorro en el tiempo con el mejor estimado y su comportamiento se llevara hasta el final del contrato de asociacioacuten del campo el ahorro energetico se expone en la Tabla 23 Ahorro de energia de Inyeccioacuten
Tabla 23 Ahorro de energiacutea de inyeccioacuten
Ahorro de Energiacutea
Diacutea Mes Antildeo 2029
$ 80070 2404100 $ 29225412 $ 263028704
Fuente elaboracioacuten propia
En el analisis econoacutemico en este caso como el tratamiento no fue exitoso este no se puede replicar y por tanto no se puede generar un flujo de caja perioacutedico que en caso de haber sido el tratamiento exitoso el perido de replicacion seria el tiempo durante el cual se obtiene un comportamiento sostenible Sin embargo para efectos puntuales de comparar los beneficios obtenidos por ahorro energeacutetico se aproxima el periodo de la prueba al periodo de un mes (COP 2404100) contra los egresos por el costo del tratamiento (COP 69529903) esta comparacioacuten demuestra unos costos no amortizables en el tiempo y se asume como un gasto operacional de consumibles durante la operacioacuten del sistema de inyeccioacuten
86
7 CONCLUSIONES
La prueba de inyeccioacuten con tratamiento quiacutemico para la limpieza del sistema del pozo C3 alcanzoacute un incremento en el iacutendice de inyectividad cercano al 10 (J=8) con un incremento de Volumen de inyeccioacuten del 6 (Q=477BAPD) y decremento de presioacuten de 4 resultados considerados no suficientes para determinar el tratamiento exitoso Pues dadas las caracteriacutesticas fiacutesicas intriacutensecas de la formacioacuten esta es una formacioacuten receptora de alta permeabilidad
El depoacutesito de materia ldquoschmoordquo actuacutea como agente adherente en la tuberiacutea del sistema y en los poros de la formacioacuten receptora y provoca en estos un efecto tensoactivo en areniscas y algunos materiales arcillosos como los presentes en la formacioacuten carbonera C7-M formando una peliacutecula que impide el paso del fluido esta accioacuten conocida como dantildeo de formacioacuten no pudo ser corregida por parte del inhibidor aunque el efecto tensoactivo no es posible demostrarse mediante la prueba
El anaacutelisis del agua de formacioacuten vs El agua de inyeccioacuten han arrojado aguas blandas con tendencia corrosiva y precursoras de incrustaciones en las superficies por la presencia de los iones presentes en ellas que forman precipitados
La salinidad del agua de formacioacuten es menor a la de inyeccioacuten garantiza que la roca no adsorba el agua y no se pueda generar el fenoacutemeno de hinchamiento de arcillas efecto que generariacutea mayor taponamiento
La seleccioacuten del inhibidor como producto tratante de la prueba de inyeccioacuten en el campo cumplioacute con los lineamientos teoacutericos requeridos para este tipo de depoacutesito mixto (muestra) y de medio acuoso de acuerdo con la prueba de laboratorio realizada por el proveedor
En comparacioacuten con valores reportados en la literatura el incremento obtenido estaacute por debajo del 10 en un tiempo mayor de comparacioacuten que infiere que el resultado de la prueba no depende del tiempo de aplicacioacuten sino de la efectividad del producto sobre las condiciones del sistema
Las condiciones del sistema como medio alcalino y alta temperatura favorecen el efecto del inhibidor como generador de emulsiones OW estas contribuyen a una peacuterdida del producto en la fase acuosa ocasionando disminucioacuten de la cantidad de inhibidor presente y disponible para actuar sobre la superficie
87
Las caracteriacutesticas de la formacioacuten compuesta por arenas finas la hacen sensible a la accioacuten erosiva del agua de inyeccioacuten con alta presioacuten este efecto aporta finos que incrementan los soacutelidos en suspensioacuten esto tambieacuten incrementa la peacuterdida del inhibidor por la adsorcioacuten del producto en los soacutelidos suspendidos y por ende disminuye su disponibilidad sobre la superficie de la roca
El producto cumple con la condicioacuten de mojar las superficies por agua es soluble en el fluido inyectado pero tiene una alta afinidad por las superficies generando peacuterdidas por soacutelidos
La baja efectividad del producto se puede ocasionar porque el amonio cuaternario no tiene un buen rendimiento con sustancias orgaacutenicas
El volumen de agua aumenta durante la aplicacioacuten se evidencia una relacioacuten proporcional a la presioacuten por tal no se ve reflejado el efecto del rendimiento del producto
La inclusioacuten de esta formulacioacuten quiacutemica no es viable debido a que el rendimiento del producto debe reflejarse en la mejora continua de la inyectividad
El comportamiento del tratamiento quiacutemico ha demostrado su accioacuten sobre el flujo al manifestar un incremento durante su aplicacioacuten pero la relacioacuten caudal vs Presioacuten ha demostrado que no remueve los depoacutesitos presentes en la garganta de los poros situacioacuten de dantildeo en la formacioacuten por soacutelidos agregacioacuten de hidrocarburos e incrustaciones de iones que han disminuido la permeabilidad de la formacioacuten y continuar con la baja inyeccioacuten del pozo C3
El uso del tratamiento quiacutemico aplicado ademaacutes de no haber sido exitoso es econoacutemicamente no amortizable con los beneficios energeacuteticos obtenidos
88
8 RECOMENDACIONES
Identificar y caracterizar el tipo de compuestos orgaacutenicos que se encuentran dentro de la muestra soacutelida recuperada de las bombas de inyeccioacuten con un mayor detalle a traveacutes de algunos anaacutelisis como WAT SARA Curvas reoloacutegicas y emulsiones con el fin de obtener el mejor tipo de tratamiento quiacutemico a aplicar
Realizar las pruebas correspondientes para determinar cuaacutel inhibidor tiene el mejor desempentildeo con respecto a los depoacutesitos que se encuentra en el sistema y evaluar diferentes clases de inhibidores a nivel de pruebas de laboratorio sobre nuacutecleos de la formacioacuten y mirar efecto de precipitacion y flujo del fluido
Realizar anaacutelisis PVT para evaluar la compatibilidad quimcia la reoligia del fluido y la deposicion de soacutelidos
Realizar un disentildeo de experimentos para evaluar el efecto de las variables (Temperatura salinidad concentracioacuten y pH) sobre el comportamiento del producto tratante o productos seleccionados para la limpieza de depoacutesitos de hidrocarburos en lineas de flujo y rocas areniscas
Verificar el historial de las pruebas de inyeccioacuten de los pozos para determinar
las perdidas en los iacutendices de inyectividad causados por este fenoacutemeno de precipitacioacuten de soacutelidos
Realizar pruebas de laboratorio con diferentes productos tratantes reconocidos por la industria de los hidrocarburos a condiciones del pozo y descartar la recomendacioacuten del proveedor
El tratamiento de limpieza con aacutecido inorgaacutenico en este tipo de formacioacuten no es recomendable ni la maacutes efectiva debido a que los compuestos que taponan no siempre son solubles en estas sustancias y al contrario se puede generar un mayor taponamiento (Hinchamiento de arcillas)
Analizar el uso de surfactantes no ioacutenico como Alquil poli glucoacutesidos o alquil
etoxilato a nivel laboratorio para comparar el rendimiento con respecto a los inhibidores catioacutenicos como amidas aminas y amonios cuaternario (resultado observado en esta tesis) y revisar coacutemo afecta la disociacioacuten de los iones en las superficies aceitosas y su rendimiento en el desprendimiento de las escamas orgaacutenicasinorgaacutenicas
Implementar cupones en las superficies de la tuberiacutea para realizar el seguimiento a la corrosioacuten del sistema y probar sus beneficios para inhibir la corrosioacuten
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ANEXOS
98
ANEXO A
DATOS VARIABLES MONITOREADAS DURANTE EL PROCESO DE
INYECCION DE AGUA (PRESIOacuteN Y VOLUMEN DE AGUA INYECTADA)
Cabe resaltar que se confirma el valor de la presioacuten de la liacutenea base por medio de
los datos obtenidos en el histoacuterico teniendo en cuenta las funciones MIN
DESVESTA NORMALIZACIOacuteN en donde se obtienen
MIN=1003 Psi
DESVESTA= 43
NORMALIZACION=38841
P=1150 Psi
Etapa Fecha q (BAPD) P (Psi)
10042019 8211 1170
11042019 7543 1053
12042019 7258 1003
13042019 7592 1139
14042019 7897 1145
15042019 8145 1110
16042019 8581 1169
17042019 8425 1190
18042019 8629 1180
19042019 8255 1130
20042019 8349 1215
21042019 8675 1143
22042019 8650 1143
23042019 8561 1201
24042019 8487 1153
25042019 8388 1170
26042019 8441 1170
27042019 8968 1134
28042019 8770 1190
29042019 8439 1175
30042019 8685 1183
1052019 8355 1151
2052019 8766 1135
3052019 8751 1184
4052019 8970 1153
5052019 8565 1136
6052019 8616 1164
7052019 8243 1189
8052019 8710 1125
9052019 8991 1108
10052019 8856 1139
pre
trat
amie
nto
11052019 9002 1100
12052019 8645 1159
13052019 9125 1180
14052019 8990 1054
15052019 9295 1115
16052019 9232 1101
17052019 9294 1128
18052019 9160 1165
19052019 9117 1145
20052019 9201 1158
21052019 9518 1125
22052019 8629 1080
23052019 9063 1145
24052019 9930 1206
25052019 10838 1240
26052019 10375 1230
27052019 10392 1223
28052019 10540 1269
29052019 10580 1270
30052019 10620 1263
31052019 10571 1270
1062019 10632 1240
2062019 10163 1250
3062019 10815 1269
4062019 10461 1212
tra
tam
ien
to
5062019 9824 1270
6062019 9970 1181
7062019 8518 1208
8062019 8252 1161
9062019 8495 1163
10062019 8495 1164
11062019 8647 1115
12062019 9788 1114
13062019 8020 1181
14062019 8491 1145
15062019 8722 1145
16062019 8819 1160
17062019 8840 1130
18062019 8676 1083
20062019 7496 1143
21062019 8000 960
22062019 9022 1025
23062019 8868 1050
24062019 8911 1005
25062019 9092 1103
26062019 8900 1104
27062019 9464 1036
28062019 9410 1045
29062019 9912 1095
30062019 8960 1069
1072019 8558 1073
2072019 9704 1060
3072019 8562 1091
4072019 8966 1080
5072019 8838 1080
Des
pu
es d
el t
rata
mie
nto
99
Para la presioacuten se tiene P=NORMALIZACION [P] + Tabla5 [[Totales] [WHP [psi]]]
Donde la suma hace referencia al promedio de los datos evaluados desde el
01012019 (1146 Psi)
El mismo procedimiento se tiene para el iacutendice de inyectividad
MIN=7
DESVESTA= 0
NORMALIZACION=06889
J=7 aproximado
En donde el promedio de datos es 7 y el iacutendice de inyectividad J= NORMALIZACION
[J]+ Tabla5 [[Totales] [Columna1]]
Para el caudal se saca la relacioacuten por medio de la formula y se obtiene un valor de
8100 BAPD
Ademaacutes los incrementos realizados para la comparacioacuten de 49 y 144 se hallan
haciendo la relacioacuten por el tiempo de prueba y el incremento obtenido
respectivamente
Caacutelculos
294 90diacuteas 144 150diacuteas
x 15diacuteas x 15diacuteas
49 144
100
ANEXO B
TABLA DE SEGUIMIENTO PARA EL CAacuteLCULO DE LA ENERGIacuteA
Las conversiones que se tienen en cuenta para realizar el caacutelculo de potencia se
encuentran
1 BAPD = 00066244m3h
1 m3h = 0000277778
1 psi = 0703546663 mca
1 Kw = 134 Hp
La potencia es calcula mediante la ecuacioacuten 5 Donde el peso especiacutefico del agua
es tomado como 9810 Nm3 y el 134 representa la equivalencia de un 1Kw a Hp
Para calcular la energiacutea en el proceso se tiene el costo por Kw-h que es de $ 300
COP en la estacioacuten por la cantidad de energiacutea consumida
Etapa fecha q (m3s) P (mca) HB (kw) HP Econsumida $E q (BAPD) $Ebapd
10042019 001510915 823149595 122007879 163490557 292818909 878456726 8211 106985352
11042019 001387996 740834636 100873814 135170911 242097153 72629146 7543 962868169
12042019 001335553 705657303 924536069 123887833 221888657 66566597 7258 917147933
13042019 001397012 801339649 109821124 147160307 263570699 790712096 7592 104150698
14042019 001453136 805560929 114834818 153878656 275603564 826810691 7897 10469934
15042019 001498771 780936795 114820658 153859681 275569578 826708735 8145 101498924
16042019 001578999 822446049 127396758 170711655 305752219 917256656 8581 106893912
17042019 001550294 837220528 127327682 170619094 305586437 916759311 8425 108814162
18042019 001587832 830185062 129314861 173281914 310355667 931067002 8629 107899757
19042019 001519012 795007729 118468116 158747276 284323479 852970438 8255 103327733
20042019 001536309 854809195 128829909 172632079 309191783 927575348 8349 111100173
21042019 001596296 804153835 125927817 168743275 302226762 906680285 8675 104516459
22042019 001591696 804153835 125564913 168256983 301355791 904067374 8650 104516459
23042019 001575319 844959542 130579039 174975912 313389693 940169078 8561 109820007
24042019 001561702 811189302 124276631 166530686 298263915 894791744 8487 105430864
25042019 001543485 823149595 124637935 167014833 299131045 897393134 8388 106985352
26042019 001553238 823149595 125425466 168070125 301021119 903063357 8441 106985352
27042019 001650212 797821915 129156009 173069052 309974422 929923265 8968 103693495
28042019 001613777 837220528 132541694 17760587 318100066 954300197 8770 108814162
29042019 00155287 826667329 125931627 168748381 302235906 906707717 8439 107442555
30042019 001598137 832295702 130484982 174849876 313163957 93949187 8685 108174078
1052019 001537413 809782209 122131514 163656229 293115633 879346899 8355 105247983
2052019 001613041 798525462 126358159 169319933 303259582 909778746 8766 103784936
3052019 001610281 832999248 131587716 176327539 315810518 947431555 8751 108265519
4052019 00165058 811189302 131349285 176008042 315238284 945714851 8970 105430864
5052019 001576055 799229009 123569606 165583272 296567054 889701161 8565 103876376
6052019 00158544 818928315 127369262 170674811 305686229 917058687 8616 106436709
7052019 001516804 836516982 124472415 166793036 298733797 89620139 8243 108722721
8052019 001602737 791489995 124444767 166755988 298667441 896002324 8710 102870531
9052019 001654444 779529702 126518409 169534667 303644181 910932542 8991 101316043
10052019 001629602 801339649 128105358 17166118 307452859 922358577 8856 104150698
pret
rata
mie
nto
101
11052019 001656468 773901329 125758589 168516509 301820614 905461841 9002 100584519
12052019 001590776 815410582 127249005 170513667 305397613 916192838 8818 103900299
13052019 001679101 830185062 136747956 183242261 328195094 984585281 9125 107899757
14052019 00165426 741538182 120338963 16125421 288813511 866440534 8990 963782574
15052019 001710383 784454529 131622527 176374186 315894064 947682193 9295 101956126
16052019 001698791 774604875 129088953 172979197 309813486 929440459 9232 10067596
17052019 001710199 793600635 133142814 17841137 319542752 958628257 9294 103144852
18052019 001685542 819631862 135527479 181606822 325265951 975797852 9160 10652815
19052019 001677629 805560929 13257554 177651223 318181295 954543886 9117 10469934
20052019 001693086 814707035 135316125 181323607 3247587 9742761 9201 105888066
21052019 001751418 791489995 135989127 18222543 326373904 979121713 9518 102870531
22052019 001587832 759830396 118355975 158597006 28405434 852163019 8629 987557097
23052019 001667693 805560929 131790295 176598995 316296707 948890122 9063 10469934
24052019 00182723 848477275 152090651 203801472 365017562 109505269 9157 119586402
25052019 001994312 872397862 170677705 228708125 409626492 122887947 9709 126571168
26052019 001909115 865362395 162068711 217172073 388964907 116689472 9805 119010171
27052019 001912243 860437568 161410416 216289958 387384999 1162155 9787 118744763
28052019 001939477 892800715 169866679 227621349 407680029 122304009 9274 131878379
29052019 001946838 893504261 170645701 228665239 409549682 122864904 9504 129277046
30052019 001954198 888579435 170346741 228264633 408832179 122649654 9499 12911849
31052019 001945181 893504261 170500539 228470722 409201293 122760388 10202 120329728
1062019 001956406 872397862 1674336 224361024 40184064 120552192 9874 122090533
2062019 001870105 879433328 161338458 216193533 387212298 11616369 9571 121370483
3062019 00199008 892800715 174298684 233560237 418316842 125495053 9946 126176405
4062019 00192494 852698555 161020727 215767775 386449746 115934924 9813 118144221
trat
amie
nto
5062019 001807725 893504261 158452114 212325832 380285073 114085522 9824 116129399
6062019 001834591 830888608 149537811 200380666 358890746 107667224 9970 107991197
7062019 001567407 849884368 130680423 175111767 313633016 940899047 8518 11046009
8062019 00151846 816817675 121673892 163043016 292017342 876052025 8252 106162388
9062019 001563174 818224769 125472647 168133347 301134353 903403059 8495 106345269
10062019 001563174 818928315 125580534 168277916 301393282 904179846 8495 106436709
11062019 001591144 784454529 122446475 164078277 293871541 881614623 8647 101956126
12062019 001801101 783750982 138479381 185562371 332350515 997051544 9788 101864686
13062019 001475769 830888608 120290195 161188861 288696468 866089403 8020 107991197
14062019 001562438 805560929 123472514 165453168 296334033 889002099 8491 10469934
15062019 001604945 805560929 126831618 169954368 304395882 913187646 8722 10469934
16062019 001622794 816114129 129922179 174095719 311813228 935439685 8819 106070947
17062019 001626658 795007729 126863495 169997083 304472387 913417162 8840 103327733
18062019 00159648 761941036 119331187 159903791 28639485 85918455 8676 990300311
20062019 001379347 804153835 108813247 145809751 261151793 78345538 7496 104516459
21062019 001472089 675404796 975365034 130698915 234087608 702262824 8000 87782853
22062019 001660148 721135329 117444491 157375618 281866779 845600336 9022 937264837
23062019 001631811 738723996 11825539 158462223 283812937 85143881 8868 960124955
24062019 001639723 707064396 113736135 152406422 272966725 818900175 8911 918976743
25062019 001673029 776011969 127362303 170665485 305669526 917008578 9092 100858841
26062019 001637699 776715515 124785764 167212924 299485834 898457501 8900 100950281
27062019 001741481 728874342 124520383 166857314 29884892 896546761 9464 947323289
28062019 001731545 735206262 12488546 167346516 299725103 899175309 9410 955552932
29062019 001823918 770383596 137841939 184708199 330820655 992461964 9912 100127317
30062019 00164874 752091382 121644276 16300333 291946262 875838786 8960 977498645
1072019 001574767 754905569 116621324 156272574 279891177 83967353 8558 981156264
2072019 001785644 745759462 130635922 175052136 313526213 94057864 9704 969269002
3072019 001575503 767569409 118633116 158968375 284719478 854158433 8562 997615549
4072019 001649844 759830396 122978291 16479091 295147898 885443693 8966 987557097
5072019 00162629 759830396 121222634 162438329 290934321 872802962 8838 987557097
De
spu
es
de
l tra
tam
ien
to
102
ANEXO C
SEGUIMIENTO DOSIS DE INYECCIOacuteN DE PRODUCTO QUIacuteMICO
Para el seguimiento de la dosis de inyeccioacuten se tiene en cuenta el volumen del fluido
inyectado y la dosificacioacuten del inhibidor que se maneja en cada etapa para sacar la
cantidad de producto diacutea requerido y el volumen de inhibidor gastado por etapa
Donde se calcula la cantidad de producto utilizada teniendo como constante
la dosis que se esteacute manejando en cada una de las etapas por medio de la
ecuacioacuten 4 El 42 representa la conversioacuten a galones
119876119894119899ℎ =9002 lowast 42 lowast 40
1000000= 1512119892119886119897
119876119894119899ℎ =9232 lowast 42 lowast 80
1000000= 3102119892119886119897
119876119894119899ℎ =10375 lowast 42 lowast 120
1000000= 5229119892119886119897
etapa fecha q (BAPD) P (Psi) j dosis Productodia Producto etapa $Gal $BAPD
11052019 9002 1100 818 40 1512 1141673$ 127$
12052019 8645 1159 746 40 1452 1096397$ 127$
13052019 9125 1180 773 40 1533 1157272$ 127$
14052019 8990 1054 853 40 1510 1140151$ 127$
15052019 9295 1115 834 40 1562 1178833$ 127$
16052019 9232 1101 839 80 3102 2341685$ 254$
17052019 9294 1128 824 80 3123 2357412$ 254$
18052019 9160 1165 786 80 3078 2323423$ 254$
19052019 9117 1145 796 80 3063 2312516$ 254$
20052019 9201 1158 795 80 3092 2333822$ 254$
21052019 9518 1125 846 80 3198 2414229$ 254$
22052019 8629 1080 799 80 2899 2188735$ 254$
23052019 9063 1145 792 80 3045 2298819$ 254$
24052019 9930 1206 823 80 3336 2518732$ 254$
25052019 10838 1240 874 80 3642 2749045$ 254$
26052019 10375 1230 843495935 120 5229 3947409$ 380$
27052019 10392 1223 849713818 120 5237568 3953877$ 380$
28052019 10540 1269 830575256 120 531216 4010187$ 380$
29052019 10580 1270 833070866 120 533232 4025406$ 380$
30052019 10620 1263 840855107 120 535248 4040625$ 380$
31052019 10571 1270 832362205 120 5327784 4021982$ 380$
1062019 10632 1240 857419355 120 5358528 4045190$ 380$
2062019 10163 1250 81304 120 5122152 3866748$ 380$
3062019 10815 1269 852245863 120 545076 4114817$ 380$
4062019 10461 1212 863118812 120 5272344 3980129$ 380$
producto total 92142624 921$ 69559114$
7569576
31577952
52995096
do
sis
40
pp
md
osi
s 8
0 p
pm
do
sis
12
0 p
pm
103
Adicional en la tabla se muestra el costo del producto donde un galoacuten de
tratamiento tiene un costo $ 75459 COP y se calcula el costo por
productodiacutea
$119892119886119897 = 75459 lowast 1512 = 1141194
Tambieacuten se encuentra que el costo por el barril de agua inyectada cambia
seguacuten la dosis manejada e incrementa con la dosificacioacuten como se puede
observar en la tabla
$119861119860119875119863 =$119892119886119897
119902
104
ANEXO D
EVALUACIOacuteN DEL KPI POR MEDIO DE POWER PIVOT
Power pivot es un complemento de Excel que permite realizar anaacutelisis a datos una
de las herramientas aplicadas son los indicadores claves de rendimiento (KPI) este
elemento permite evaluar los datos de una forma raacutepida y dar una visual al estado
en el que se encuentra el proceso
Para hacer el anaacutelisis del indicador en Power pivot se hace una tabla dinaacutemica con
las variables fecha presioacuten y caudal
Se adicionan las variables BAPD y WHP como medidas calculadas como se
observa en las ventanas por medio de la funcioacuten SUMX que evaluacutean los valores
que se estaacuten tomando de la columna de una determinada tabla
Al tener estas variables como campos calculados se realiza el caacutelculo de la
inyectividad que representa el valor base del anaacutelisis que se genera
automaacuteticamente para los datos que se encuentren en la tabla
Etiquetas de fila Suma de P Suma de Q
15-abr 1110 8145
16-abr 1169 8581
17-abr 1190 8425
18-abr 1180 8629
19-abr 1130 8255
20-abr 1215 8349
21-abr 1143 8675
22-abr 1143 8650
23-abr 1201 8561
24-abr 1153 8487
25-abr 1170 8388
26-abr 1170 8441
27-abr 1134 8968
28-abr 1190 8770
105
Finalmente se elige una medida objetivo para el KPI por medio de un condicional
que permite realizar la comparacioacuten de los datos de la prueba ademaacutes del periodo
de pretratamiento y post tratamiento
Se agrega el indicador clave de rendimiento donde el campo base es la medida
inyectividad se definen los liacutemites del estado los cuales son 78 al ser el valor
promedio encontrado entre los datos analizados y 9 que es el valor establecido para
definir la prueba como exitosa
106
Al dar aceptar inmediatamente se analizan los valores de la variable inyectividad
en la tabla la cual nos muestra el estado de la inyeccioacuten seguacuten los rangos que se
establecieron esto se puede observar en la imagen por medio de los iconos como
una demostracioacuten graacutefica
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
16042019 FALSO 7340461933
17042019 FALSO 7079831933
18042019 FALSO 7312711864
19042019 FALSO 7305309735
20042019 FALSO 6871604938
21042019 FALSO 758967629
22042019 FALSO 7567804024
23042019 FALSO 7128226478
24042019 FALSO 7360797918
25042019 FALSO 7169230769
26042019 FALSO 7214529915
27042019 FALSO 7908289242
28042019 FALSO 7369747899
29042019 FALSO 718212766
30042019 FALSO 7341504649
1052019 FALSO 72589053
2052019 FALSO 7723348018
3052019 FALSO 7391047297
4052019 FALSO 7779705117
5052019 FALSO 7539612676
6052019 FALSO 7402061856
7052019 FALSO 6932716569
8052019 FALSO 7742222222
9052019 FALSO 8114620939
10052019 FALSO 777524144
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
11052019 FALSO 7800693241
12052019 FALSO 7608283003
13052019 FALSO 7733050847
14052019 FALSO 8529411765
15052019 FALSO 833632287
16052019 FALSO 838510445
17052019 FALSO 8239361702
18052019 FALSO 7862660944
19052019 FALSO 7962445415
20052019 FALSO 7945595855
21052019 FALSO 8460444444
22052019 FALSO 7989814815
23052019 FALSO 7915283843
24052019 FALSO 8233830846
25052019 FALSO 8740322581
26052019 FALSO 843495935
27052019 FALSO 8497138185
28052019 FALSO 8305752561
29052019 FALSO 8330708661
30052019 FALSO 8408551069
31052019 FALSO 8323622047
1062019 FALSO 8574193548
2062019 FALSO 81304
3062019 FALSO 8522458629
4062019 FALSO 8631188119
Fecha Objetivo Inyectividad Estado
5062019 FALSO 7735433071
6062019 FALSO 8441998307
7062019 FALSO 7051324503
8062019 FALSO 7107665805
9062019 FALSO 7304385211
10062019 FALSO 7298109966
11062019 FALSO 7755156951
12062019 FALSO 8786355476
13062019 FALSO 6790855207
14062019 FALSO 7415720524
15062019 FALSO 7617467249
16062019 FALSO 7602586207
17062019 FALSO 782300885
18062019 FALSO 8011080332
19062019 FALSO 2206930693
20062019 FALSO 6558180227
21062019 FALSO 8333333333
22062019 FALSO 880195122
23062019 FALSO 8445714286
24062019 FALSO 8866666667
25062019 FALSO 8242973708
26062019 FALSO 8061594203
27062019 VERDADERO 9135135135
28062019 VERDADERO 9004784689
29062019 VERDADERO 9052054795
En el ANEXO podemos observar un semaacuteforo que permite ver el estado de la
inyectividad con los tiempos establecidos de pre durante y post tratamiento
teniendo como objetivo una inyectividad Xgt=9 donde el tiempo base de 30 diacuteas pre
tratamiento se encuentra en estado rojo el periodo de prueba se encuentra en
amarillo y los 30 diacuteas post tratamiento se encuentran en los tres estados (rojo
amarillo y verde) en rojo se encuentran los 15 diacuteas recieacuten se suspende la
dosificacioacuten del tratamiento 11 diacuteas en amarillo y 4 diacuteas en verde esto ademaacutes se
ve influenciado por la disminucioacuten de presioacuten que se presenta en cabeza de pozo
que afecta directamente la relacioacuten caudal presioacuten
107
ANEXO E
REPORTE ASSAY 2016 CEPSA COLOMBIA SA
Fuente CEPSA COLOMBIA SA Anaacutelisis de crudo CCA
108
ANEXO F
REPORTE LABORATORIO AGUA RESIDUAL NFUSTRIAL
Fuente CEPSA Colombia SA
