Transcripción de RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA Transcripción EN BOLIVIA:
Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensiòn areal. a fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos produc 1.- INTR!"##IN $l campo #aranda se encuentra localizado en la pro%incia Ic&ilo del departamento de Santa #ruz a una distancia aproximada de '( )il*metros en la direcci*n Noroeste. rigen del agua y mezcla con el petr*leo #+ #+R+N!+ .-$l reser%orio #aones / 0$ste fue descubierto en abril de 1234 con la terminaci*n del pozo #+R 5 16. $l mecanismo de producci*n de este reser%orio fue por empue de gas en soluci*n e inyecci*n de agua. +dem7s del reser%orio caones se tienen los reser%orios 8$#"+ ! #+9N$S , T+I:"+TI ! y T+I:"+TI :. ;a razones por las cuales se Seleccion* el reser%orio #+9N$S / 0$ST$ para el inicio de la explotaci*n de etr*leo por inyecci*n de agua fueron las Siguientes< or ser un yacimiento somero, ubicado a una profundidad promedio de 1666m. or ser un yacimiento aparentemente contin=o. or la cantidad de reser%a >insitu?, &ace @ue el proyecto sea atracti%o. + continuaci*n seAalaremos los pozos donde se aplico el mBtodo de inyecci*n de agua $l proyecto de inyecci*n de agua al reser%orio #aones / 0$ST$ es elaborado con la informaci*n disponible &asta el aAo 466C.&abiBndose considerado los siguientes datos b7sicos obtenidos de estudios realizados cuando se desarroll* el campo por explotaci*n primaria< orosidad 0D E 46F Saturaci*n de agua 0sG E '6F Hactor %olumBtrico 0oiE1.'43 bblJH H+#TR H+ #TR K;"$TRI# 0oLactual E1.' bblM H Kiscosidad Kiscosidad del petr*leo 0o E 1.C #S Kiscosidad Kiscosidad del agua 0GE 6.3( #S #audal de inyecci*n de agua 0@i E 4666 ! etr*leo producido por primaria E1.4J16O3 bbls $ficiencia E CP.3F SgE6 #NSI!$R+#IN$S :$N$R+;$S +NT$#$!$NT$S.+ principios de 12C1, tBcnicos de la Qouston l Tec&nology #orporation llegaron a oli%ia, recolectaron datos estadsticos y tBcnicos, muestras de petr*leo y agua de los pozos abandonados e informaci*n adicional de 8H, todo lo cual fue analizado en laboratorios de la mencionada compaAa. $ste trabao re%el* @ue en los campos de ermeo, Sanandita, #amatindi y ;a eAa existen importantes %ol=menes de petr*leo residual @ue pueden ser
explotados con resultados econ*micamente positi%os,. #+ ;+ $+ #+ +T"9"S+; ;os campos atuusal y atuusal este, ubicados en la pro%incia Santa Rosa del departamento de Santa #ruz, tienen una producci*n promedio diaria de ''6 barriles de petr*leo 0! y 6.( millones de pies c=bicos 0#! de gas. r7cticamente desde el inicio en 122, la explotaci*n fue mediante le%antamiento artificial con gas 0gas liftU sin embargo, a partir del aAo 466 se puso en marc&a la planta de inyecci*n de agua al reser%orio con el obeti%o de meorar la recuperaci*n de petr*leo. ;a profundidad promedio de estos pozos es de 1.P66 metros, en la cual se encuentra el ni%el productor etaca. $n la zona de Santa Rosa y especficamente en el campo atuusal, campo maduro productor de petr*leo 1V +I. +@u se implement* un proyecto piloto de recuperaci*n secundaria mediante la inyecci*n de agua al reser%orio para meorar la recuperaci*n de petr*leo. ;a planta de tratamiento de agua, considerada una de las meores instaladas en el pas, tiene una capacidad de tratamiento de (666 bbls de agua de los cuales 4(66 se inyectan al reser%orio a tra%Bs de pozos inyectores desde No%iembre del 466. ;+NT+S !$ TR+T+I$NT 8 #++#I!+! !$ ;+S ;+NT+S ;as diferencias en los re@uerimientos de una planta en la @ue el agua tiene @ue ser tratada apara altas o baas presiones de inyecci*n son despreciables, a causa de los factores fsicos y @umicos b7sicos in%olucrados son los mismos. +s , no &ay diferencia fundamentales en el diseAo del e@uipo para el tratamiento de aguas dulces o saladas, excepto por el &ec&o de @ue las aguas saladas son mas corrosi%as @ue las dulces. uc&os proyectos de inyecci*n de agua son iniciados como operaciones piloto y frecuentemente de 16 a C6 acres son desarrollados para la inyecci*n . $s econ*micamente impracticable emplear un e@uipo de tratamiento a toda su capacidad para una pe@ueAa cantidad de agua re@uerida en una inyecci*n piloto. ;a lanta SatBlite del campo ;a eAa es una pe@ueAa planta @ue cumple 4 funciones principales< 1. Sir%e como batera de recolecci*n y separaci*n de la producci*n de ciertos pozos de ;a eAa, en%iando los &idrocarburos separados a la lanta de la ;a eAa. 4. Inyecta a pozo toda el agua separada en la misma planta, m7s el agua pro%eniente de la planta de ;a eAa para lograr una recuperaci*n secundaria. !epartamento< #oc&abamba ro%incia< #arrasco "bicaci*n Hisiogr7fica< ie de onte "bicaci*n $structural< #orresponde al lineamineto de las estructuras de /atari 5 ulo ulo, con orientaci*n $S$-N. Tect*nicamente est7 afectado por una falla In%ersa. !escubierto< 1221 por 8H Reser%orios< roductor de :as y #ondensado $dad< Terciario, #ret7cico y !e%*nico rofundidad< 4C(( m &asta ''31 m
#+ #+RR+S# $l #ampo #arrasco fue descubierto en 1221. +ctualmente se explota el 7rea por agotamiento natural, sin embargo desde el aAo 4664 &asta el 4662, se inyecta gas pobre o residual a la formaci*n para meorar la producci*n y la recuperaci*n de los &idrocarburos del reser%orio productor. $n este campo se perforaron 14 pozos, actualmente 4 son productores y uno es inyector de agua de formaci*n. ;a profundidad promedio de estos pozos es de '.P(6 metros, se encuentran las arenas productoras RoborB I. ;a producci*n promedio de este campo es de '6 barriles diarios de petr*leo, 1.6 millones de pies c=bicos de gasMda, 3 barriles de gasolina naturalMda y alrededor de ' metros c=bicos de gas licuadoMda. Si la operaci*n de inyecci*n piloto se &iciera extensi%a a todo el campo, el %olumen de petr*leo @ue podra ser recuperado sera< NrecE C42463.3 J6.('E''PPP1.'6 mL#+ NrecE''PPP1.'6 mE4C13'C4.11 l. ara un meor entendimiento mostramos a continuaci*n los %ol=menes de petr*leo y gas natural @ue se obtienen una %ez realizada la inyecci*n de agua< #+"!+;$S !$ R$#"$R+#IWN $N #+S !$ +;I#+#IWN R$N!II$NT !$ ;S R8$#TS !$ XS !N!$ S$ +;I#+ R$S$RKRIS R IN8$##IWN !$ +:"+ !onde seAalaremos los resultados obtenidos en pozos donde se aplico el mBtodo de inyecci*n de agua. - Reser%orio #ambeiti r7cticamente no existe mantenimiento de presi*n, a excepci*n de un punto de presurizaci*n aislada sin incidentes en el sistema, el punto de presurizaci*n indicado corresponde m7s bien a un pozo nue%o perforado en el campo y cuyo rango de presi*n medida oscila en el inter%alo de ni%eles pre%istos y encontrados al iniciar la producci*n natural de reser%orio. No existe producci*n adicional de petr*leo por efecto de la inyecci*n de agua. Se obser%o un mnimo mantenimiento de la presi*n la cual se debe m7s @ue todo a la re&abilitaci*n de pozos cerrados y @ue luego de ser reacondicionado muestra una le%e meora por la energa natural acumulada. ;a inyecci*n de agua a este reser%orio no contribuyo a meorar la recuperaci*n adicional del crudo por no cumplir normas pre%istas en el modelo matem7tico de su diseAo y al mismo tiempo debido a problemas de permeabilidad y &eterogeneidad en esta formaci*n. - Reser%orio atuusal ;os resultados obtenidos en esta primera etapa se reflean en un incremento de la presi*n del yacimiento en los pozos inyectores as como en los pozos productores y una marcada disminuci*n en la declinaci*n del mismo.
+simismo, pozos @ue se encontraban cerrados, &an sido nue%amente puestos en producci*n al tener energa adicional. $Y"IS "TI;IX+!S $N ;+ IN8$##IN !$ +:"+ ;os sistemas de inyecci*n de agua, simplesU confiables y rentables, reducen significati%amente la compleidad y los costos operati%os, ya @ue< Reducen el n=mero de pozos inyectores, sartas de tubera de producci*n y el di7metro del pozo inimizan el e@uipamiento en superficie y de terminaci*n $stabilizan la presi*n de inyecci*n en superficie antienen el caudal en la zona de inyecci*n. Sistemas de inyecci*n de agua< fluo controlado para una producci*n meorada. ;ogre un barrido uniforme y eficaz con los sistemas de inyecci*n de agua. sistemas %ers7tiles de %7l%ulas reguladoras y mandriles de bolsillo le ofrecen las tasas de inyecci*n y la operaci*n confiable @ue se necesita para manear con eficiencia el rendimiento en las inyecciones de agua. ;os sistemas de inyecci*n de agua de Zeat&erford se basan en una completa gama de reguladores de fluo in%erso para mandriles est7ndares conectados a tuberas de producci*n, reguladores de fluo est7ndar para mandriles conectados al sistema de inyecci*n de agua, y reguladores duales exclusi%os para mandriles especialmente conectados al sistema de inyecci*n de agua. $stos sistemas permiten tasas de inyecci*n de 36 a (.((6 bGpd, lo @ue le brinda a usted todas las opciones para manear con Bxito la inyecci*n de agua. #N#;"SIN$S [ #ada yacimiento es =nico en lo @ue se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se deben diseAar sistemas @umicos caractersticos para cada aplicaci*n. [ !ada la situaci*n actual en el mercado de precios del petr*leo, la recuperaci*n meorada por mBtodos @umicos se constituye en una de las principales %as para aumentar el factor de recobro en los yacimientos. [ #onocimos de manera detallada sobre la inyeccion de agua como recuperacion secundaria en oli%ia. [ #onocimos los campos @ue aplican inyeccion de agua [ #onocimos los e@uipos utilizados en la inyeccion de agua. H"N!+$NT T$RI# ;os mBtodos de recuperaci*n secundarios consisten en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso @ue el petr*leo para mantener un gradiente de presi*n. $stos fluidos se inyectan por ciertos pozos 0inyectores, y desplazan o arrastran una parte del petr*leo &acia los otros pozos 0productores. ;a explotaci*n de un yacimiento de petr*leo ocurre b7sicamente en tres etapas. $n las dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 4(F a 6F del petr*leo original en sitio 0$S, por lo cual el yacimiento contiene toda%a un estimado de 36-C6F del $S ;a inyecci*n de agua adopt* el sistema perifBrico a tra%Bs de tres pozos, &abiBndose inyectado un %olumen total de C, ''1,(3 barriles de agua. ;a producci*n de los campos Surub, Surub , Surub Noreste, aloma y ;a eAa, cubran m7s del P6F de la producci*n nacional de petr*leo.
Se puede apreciar @ue la producci*n en el campo ;a eAa el cual nos interesa &a ido reduciendo desde 1221 &asta 122C aAo donde seg=n esta informaci*n fue abandonado por su falta de rentabilidad, pero esto no ocurre solo en este campo si no en muc&os m7s . $mpresa +ndina ;os #ampos atuusal y atuusal este fueron descubiertos en 122, pr7cticamente desde el inicio la explotaci*n fue mediante le%antamiento artificial con :as ;iftU sin embargo, a partir del aAo 466 se puso en marc&a la planta de inyecci*n de agua al reser%orio con el obeti%o de meorar la recuperaci*n de petr*leo. $n estos campos se perforaron 46 pozos, de los cuales 14 son productores, tres inyectores de agua para recuperaci*n secundaria, uno inyector de agua de disposici*n y cuatro est7n cerrados por improducti%os ;a producci*n promedio diaria actual de este campo es de '6 barriles de petr*leo y 6.'( millones de pies c=bicos de gas. $R$S+ +N!IN+ Hrente a la baa producci*n de petr*leo @ue se &a registrado en los =ltimos aAos en el pas, 8acimientos etrolferos Hiscales oli%ianos 08H pre%B inter%enir 1C campos maduros y en declinaci*n para prolongar la %ida producti%a y optimizar la obtenci*n de l@uidos principalmente, con lo @ue se espera generar condiciones fa%orables para su explotaci*n, seg=n el lan de In%ersiones 4614-4613 de la estatal petrolera. R$S$RKRI +;+ $Y"IS "TI;IX+!S $N ;+ IN8$##IN !$ +:"+ #ompresores de tornillo de inyeccion de agua RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN BOLIVIA
;a industria petrolera produce un %olumen muc&o mayor de agua @ue de petr*leo a ni%el mundial y este %olumen de agua debe ser tratado y maneado adecuadamente. $n consecuencia, la producci*n de agua tambiBn afecta notablemente a los costos de le%antamiento, es decir, el costo de extracci*n. $ntonces el agua preparada para la inyecci*n debe presentar caractersticas similares al agua encontrada en el yacimiento para @ue sean compatibles y pueda funcionar el mBtodo. Qoy en da el mBtodo de inyecci*n de agua es el m7s utilizado de los mBtodos de recuperaci*n secundaria, cubriendo as m7s de la mitad de la producci*n de los pozos a ni%el mundial.
