Disposición del agua de formación mediante reinyección en el Bloque 16 Campo Amo

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
ESCUELA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
TESIS PARA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNOLOGO DE PETRÓLEOS
TEMA
“DISPOSICION DEL AGUA DE FORMACION PARA INYECCION EN EL BLOQUE 16 CAMPO AMO”
AUTOR:
WILLIAM SUAREZ
DIRECTOR
DR. EDMUNDO GUERRA
QUITO – ECUADOR

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CESIÓN DE DERECHOS DE AUTOR
En reconocimiento a la prestigiosa Universidad Tecnológica Equinoccial, institución que me
acogió y brindó el soporte científico, técnico y humano para desarrollar ejemplarmente mis
estudios superiores, yo, WILLIAM STALIN SUAREZ AGUAS, cedo voluntariamente los derechos
de autoría sobre mi Proyecto de Tesis de Grado titulada: “DISPOSICION DEL AGUA DE
FORMACION PARA INYECCION EN EL BLOQUE 16 CAMPO AMO”, a favor de la Escuela de
Tecnología en Petróleos de la Universidad Tecnológica Equinoccial.

- 3 -
DECLARACIÓN DE ORIGINALIDAD
En calidad de miembros del tribunal de grado, designado por la Facultad de Ingeniería en
Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Tecnológica Equinoccial, declaramos
que:
El presente Proyecto: “DISPOSICION DEL AGUA DE FORMACION PARA INYECCION EN EL
BLOQUE 16 CAMPO AMO”, fue elaborada íntegramente por el Señor WILLIAM STALYN
SUAREZ, la misma que ha sido revisada y verificada.
Por lo tanto, damos fe de la originalidad del presente trabajo de investigación.
____________________ ____________________
Dr. Edmundo Guerra Ing. Polibio Alulema
UTE REPSOL

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DEDICATORIA
A mi Familia, Mi Esposa Wendy Cuero, mi Hijo Darikson Suarez, mi madre Zoila Aguas, a
quienes les dedico este trabajo por su apoyo incondicional día a día, durante el lapso que duro
esta carrera gracias les doy por haber infundado en mí la fuerza para seguir adelante.
Con mucho cariño
William

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AGRADECIMIENTO
Gracias a Dios por todo.
A quienes desde el inicio de mi vida me llevaron por un buen camino, y aunque es una forma
mínima de agradecer por todo su esfuerzo y dedicación, y solo quiero que sepan que todos mis
logros son sus logros. Gracias a mi madre y esposa por el apoyo que me brindaron durante
todos mis estudios y aun en los momentos difíciles ellos supieron como motivarme para seguir
adelante.
A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr este objetivo, gracias a todos mis
familiares, amigos, la empresa que me ayudo tanto para seguir esta carrera y me brindo todas
las facilidades para el desarrollo de este proyecto.
A la Universidad y en especial a la Facultad de Educación a Distancia Tegnologia de Petroleos
por la oportunidad, de estudiar esta carrera.
A todos y cada uno de los profesores que me impartieron su cátedra, en gran parte es por ellos
que adquirí los conocimientos sobre la carrera de Tegnología de Petróleo.
A mi director de tesis, el Doctor Edmundo Guerra, quien mostró mucho interés, por su tiempo
y dedicación en la asesoría del presente trabajo y en especial por los consejos.

- 6 -
RESUMEN
Hoy en día podemos apreciar en la industria de los hidrocarburos, los ingenieros en
petróleos entre otros profesionales son los encargados de la producción de los yacimientos y
de pronosticar el comportamiento de los mismos con la finalidad de recuperar mejor sus
reservas. Además, deben tener un buen conocimiento en lo referente a la protección del
medio ambiente en las diferentes actividades hidrocarburíferas que se está prestando cada vez
más atención en todo el mundo, y uno de los elementos más problemáticos es el agua de
formación por su contenido de distintas sales que dañan el entorno. Por lo que es necesario
dar alternativas de solución a este problema como la que planteamos en este proyecto a
traves de la reinyección del agua de formación producida, la misma que evita que el agua se
deseche al medio ambiente.
Por este motivo mi interés y el interés de la compañía es el dar soluciones al uso del agua de
formación e bloque 16. Para esto, describiremos el bloque en estudio para tener una visión
clara del sector en el que se desarrolla el presente proyecto.
Se expondrá el concepto y métodos de la reinyección de agua de formación para tener un
conocimiento más profundo sobre este proceso, se determinarán las razones y criterios
técnicos de este proyecto por los cuales se decidió recompletar un pozo productor para
reinyectar el agua de formación.
Repsol YPF es una compañía petrolera internacional, integrada verticalmente en todas
las áreas del negocio, desde la exploración hasta la comercialización de productos derivados.
Trabaja activamente en más de 30 países, siendo líder en España y Argentina. Es considerada
una de las diez mayores petroleras privadas y la mayor compañía energética en Latinoamérica
en función de sus activos.

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ABSTRACT
Today we can see in the oil industry, petroleum engineers and other professionals are
responsible for the production of the reservoir and predict their behavior in order to recover
more reserves.
They must have good knowledge regarding environmental protection in various oil and gas
activities being given increasing attention worldwide, and one of the most problematic is the
formation water for its content various salts that damage the environment.
Therefore it is necessary to provide alternative solutions to this problem as we raised in this
project through the reinjection of produced formation water, it prevents the water is disposed
into the environment.
That is why my interest and the interest of the company is providing solutions to water use
training and Block 16. For this study we describe the block to have a clear vision of the sector
in which this project develops.
It will present the concept and methods of re-injection of formation water to have a deeper
understanding of this process identify the reasons and technical criteria of this project for
which it was decided recompletions a producing well to re-inject produced water.
Repsol YPF is an international oil company, vertically integrated in all
areas of the business, from exploration to marketing products.
Active in over 30 countries, being the leader in Spain and Argentina.
It is considered one of the ten largest private oil companies and the largest energy company in
Latin America by assets

- 8 -
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN…………………………………………………………………………………………………………………..……-6-
ABSTRACT .......................................................................................................................- 7 -
CAPITULO I ....................................................................................................................- 12 -
1. MARCO REFERENCIAL ........................................................................................................ - 12 -
1.1.1. DEFINICIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ................................................................................ - 12 -
1.1.2. ANTECEDENTES.-....................................................................................................... - 12 -
2. OBJETIVO DEL PROYECTO :................................................................................................. - 12 -
2.1.1. General .-...........................................................................................................- 12 -
2.1.2. Específico.-.........................................................................................................- 13 -
FIGURA 1 SISTEMA DE INYECCIÓN............................................................................................... - 13 -
3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA......................................................................................... - 14 -
3.1 Hipótesis de la Investigación ........................................................................................- 14 -
3.1.2 Justificación e Importancia .- .....................................................................................- 14 -
4. SOLUCIÓN........................................................................................................................ - 14 -
CAPITULO II ...................................................................................................................- 16 -
MARCO CONCEPTUAL............................................................................................................... - 16 -
DESCRIPCIÓN Y RECOPILACIÓN DE DATOS DEL BLOQUE 16............................................................... - 16 -
FIGURA 2 MAPA DEL BLOQUE 16............................................................................................... - 16 -
FIGFIGURA 3 MAPA UBICACIÓN................................................................................................ - 17 -
FIGURA 4 MAPA UBICACIÓN CAMPOS DEL BLOQUE 16 .................................................................... 19
FIGURA 5 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA CUENCA ORIENTE.................................................................... 20
CAPITULO III ......................................................................................................................21
MARCO TEÓRICO ......................................................................................................................... 21
REGLAMENTO SUSTITUTIVO DEL REGLAMENTO AMBIENTAL PARA LAS OPERACIONES
HIDROCARBURÍFERAS EN EL ECUADOR ................................................................................... 21
Disposiciones Generales ........................................................................................................... 21
CAPITULO IV......................................................................................................................27
MÉTODOS .................................................................................................................................. 27
FIGURA 6 DESCARGA DE AGUA SIN CONTROL AL MEDIO AMBIENTE....................................................... 28
FIGURA 7 DESCARGA DE AGUA SIN CONTROL CUERPOS DE AGUA DULCE ................................................ 28

- 9 -
CAPITULO V.......................................................................................................................33
TÉCNICAS.................................................................................................................................... 33
REACONDICIONAMIENTO DEL POZO................................................................................................. 33
FIGURA 8 REGISTRO ELÉCTRICO ...................................................................................................... 34
FIGURA 9 REGISTRO DE CEMENTACIÓN........................................................................................... 36
ESTADO MECÁNICO ACTUAL Y PROPUESTO PARA EL WORKOVER DEL POZO AMO B24............................. 37
FIGURA 10 ESTADO ACTUAL DE POZO ............................................................................................. 39
FIGURA 11 POZO INYECTOR PROPUESTO......................................................................................... 40
CAPITULO VI......................................................................................................................42
MONTAJE DE LINEAS Y BOMBA DE ALTA CAPACIDAD PARA INYECCION DE AGUA ................. 42
FIGURA 12 BOMBA SULSER............................................................................................................ 42
FIGURA 13 FACILIDADES ZONA DE MONTAJE DE LA BOMBA................................................................ 43
FIGURA 14 TIE NO 1..................................................................................................................... 44
FIGURA 15 TIE N 2....................................................................................................................... 44
FIGURA 16 TIE N 3....................................................................................................................... 45
FIGURA 17 TIE N 4....................................................................................................................... 45
FIGURA 18 TIE N 5....................................................................................................................... 46
FIGURA 19 TIE N 6....................................................................................................................... 46
CAPITULO VII.....................................................................................................................47
PRUEBAS DE LABORATORIO............................................................................................................ 47
FIGURA 20 MÉTODO DE CENTRIFUGACIÓN ..................................................................................... 50
FIGURA 21 DETERMINACIÓN DE SÓLIDOS ........................................................................................ 53
FIGURA 22 DETERMINACIÓN DE SÓLIDOS......................................................................................... 57
CAPITULO VIII....................................................................................................................64
MINIMIZACION DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES................................................................... 64
CAPITULO IX......................................................................................................................69
DESCRIPCION DEL PROCESO DE REINYECCION DE AGUA DE.................................................... 69

- 10 -
TRATAMIENTO AL AGUA DE REINYECCION.............................................................................. 77
SISTEMA COMPLETO DE REINYECCION DE AGUA .................................................................... 78
CAPITULO X.......................................................................................................................79
COSTO DE TRABAJO WORKOVER..................................................................................................... 79
CONCLUCIONES............................................................................................................................ 83
RECOMENDACIONES ............................................................................................................86
GLOSARIO .........................................................................................................................89
ANEXOS.............................................................................................................................95
ANEXO 1. CERTIFICACIÓN ISO 9001:2008. REPSOL ECUADOR S.A. .................................................. 95
ANEXO 2. CERTIFICACIÓN ISO 14001:2004. REPSOL ECUADOR S.A. ................................................ 96
ANEXO 3 MAPA BASE BLOQUE 16 BOGI CAPIRON Y TIVACUNO........................................................... 97
Indice de Tablas
Tabla 1 Efluente ( Punto de Descarga) …………………………………………………………………………….. 22
Tabla 2 Inmisión ( Punto de Control ) ………………………………………………………………………………. 23
Tabla 3 Limites Permisible ( Aguas Grises ………………………………………………………………………. 23
Tabla 4 Parametros Adicionales …………………………………………………………………………………….. 24

- 12 -
CAPITULO I
1. Marco Referencial
1.1.1. Definición de la Investigación
1.1.2. Antecedentes.-
No mucho tiempo atrás, cuando el boom de los Modelos Integrales de
Producción, navegaba el mercado, la unidad operativa consideró que, disponer de uno de tales
modelos podría suponer algún avance significativo en la optimización de las operaciones.
Inmediatamente, nos pusimos manos a la obra en la construcción del mismo pero, tras muchos
meses desde su conclusión, su aporte aún es cuestionable.
Por este motivo, y convencidos de la valiosa utilidad de estas herramientas, se tomó la
decisión de analizar nuevamente las necesidades de la operación, cayendo inmediatamente en
la cuenta de que, nuestras mayores posibilidades de optimización no se encuentran en las
redes de producción, sino en las de inyección, donde diariamente manejamos más de 950,000
barriles de agua.
Al momento, un modelo tal del sistema de inyección está siendo desarrollado por etapas y, las
valiosas conclusiones sobre la utilidad del mismo resultan completamente opuestas a las del
modelo de producción anteriormente desarrollado y, ahora, en el olvido.
2. Objetivo del Proyecto :
2.1.1. General .-
Debido a la cantidad de agua que se maneja hoy en día en el Bloque 16 y en especial en el
Campo Amo hemos implementado el método de disposición de agua de formación, mediante
la inyección considerando la subida de corte de agua detectado mediante el análisis ( BSW . 95
% ), asi como también el incremento de producción teniendo actualmente una Inyeccion de
250.000 BPD.

- 13 -
2.1.2. Específico.-
El objetivo de este proyecto es de disponer del agua de formación creando un nuevo
pozo inyector (Amo B24) , ubicando un nuevo equipo de Inyeccion ( Bomba Sulser ) 1500 HP. y
incrementar la rata de Inyección en el Campo Amo.
Figura 1 Sistema de Inyección
Fuente : Dep de Ingenieria Repsol Ypf
Elaborado por: Cesar Correa

- 14 -
3. Planteamiento del Problema
Sin necesidad de elaborar modelo alguno, se puede concluir rápidamente que el sistema de
inyección de agua no está adecuadamente balanceado, debido principalmente a un
crecimiento extraordinario durante los últimos años. El ramal principal, aquel que lleva el agua
hacia los pads WIPS1 y AMO, se encuentra saturado con más de 500,000 bwpd mientras que,
el ramal que lleva agua hacia los pads de DAIMI, GINTA e IRO no transporta más de 250,000
bwpd
3.1 Hipótesis de la Investigación .
Una vez identificados los inconconvenientes que se presentan se plantean como posible
mejoramiento el de implementar equipos y readecuaciones para que el Agua de Formación
sea inyectada y no dispuesta al medio ambiente, como el tema de este proyecto esperando
lograr el objetivo deseado que este dispone para los diferentes trabajos y usuarios que asi lo
requieran.
3.1.2 Justificación e Importancia .-
Es importante contar con un reglamento establecido y con las herramientas necesarios, la
misma servirá para controlar cualquier eventualidad con respecto a la utilización del agua de
formación que surge de los trabajos de Exploración, Produccion, Transporte en el Bloque 16.
4. Solución
La solución que se propone para este proyecto es de disponer del agua de formación
realizando un trabajo Workover, implentar una nueva bomba de alta capacidad , instalación de
nuevas líneas, y realizar pruebas de inyectividad para comprobar el aumento de inyección.

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Producción actual de Amo
Well
Oil
(BPD)
Water
(BOP)
Water Cut
(%)
AMO A10HM1 184,40 8.857,99 97,86
AMO A11BT 66,35 144,37 68,10
AMO A4BT 434,20 225,23 33,00
AMO A4HRE1M1 520,59 9.092,41 94,30
AMO A7M1 401,72 6.627,63 94,00
AMO-A-12:BT 303,57 259,20 45,00
AMO-A-9-HM1C 476,64 9.548,64 95,00
Total AMO A 2.387,47 34.755,47 93,57
AMO 2Us 370,17 2.205,44 84,89
AMO B11BT 363,36 216,81 36,50
AMO B19Ui 207,23 2.971,49 93,15
AMO B22HM1 323,66 3.707,21 91,57
AMO B2M1 366,16 6.050,91 94,04
AMO B4U 374,54 5.460,61 93,21
AMO B7HM1 400,76 12.657,52 96,77
AMO B8HM1 565,77 17.466,34 96,70
AMO B9HBT 498,05 244,48 32,00
AMO-B-20 Us 276,70 2.610,06 89,94
AMO-B-21Us 439,93 1.799,24 79,50
AMO-B-26:Ui 752,14 692,29 46,74
AMO-B-29:Ui 579,93 4.526,95 88,09
Total AMO B 5.518,40 60.609,35 91,65
AMO C-13M1-C 454,35 9.804,16 95,35
AMO C-14HM1-C 643,73 16.138,32 95,97
AMO C-16HM1 468,85 9.712,03 95,16
AMO-C-21-HM1 982,57 7.064,01 87,21
AMO-C-22-H:M1C 482,21 10.164,01 95,24
AMO-C-23-H:M1C 666,16 10.363,79 93,66
AMO-C-24-H:M1 798,17 10.344,08 92,49
AMO-C-6-H-RE1:M1 2.002,91 8.979,62 80,95
Total AMO C 6.498,95 82.570,02 92,70
Fuente : Reporte de producción Repsol

- 16 -
CAPITULO II
Marco Conceptual
Es importante conocer el lugar en donde se desarrolla el presente estudio para poder
cumplir con mayor facilidad el objetivo.
Descripción y Recopilación de datos del Bloque 16
Ubicación de Bloque
El bloque, lugar donde se desarrolla el presente proyecto, se encuentra ubicado en la
región del Oriente del Ecuador. Más específicamente, se encuentra ubicado en la
Provincia Oriental de Orellana al noreste del país, como se ve en la figura
Figura 2 Mapa del Bloque 16
Ubicación del Bloque 16

- 17 -
MAPA DE UBICACION DEL BLOQUE
F
i
g
Figura 3 Mapa Ubicación

18
UBICACION DE LOS CAMPOS EN EL BLOQUE
En el Bloque 16 y Área Tivacuno se considera habitualmente un total de 7 estructuras principales
(Tivacuno, Capirón, Bogi, Amo, Daimi, Ginta, Iro) y algunas otras de menor importancia o
desarrollo (Dabo, Wati). Al momento en que este artículo fue desarrollado, un total de 221 pozos
habían sido perforadosy, la condición de los mismos es la siguiente:
• 169 pozos productores (todos con levantamiento ESP).
• 27 pozos inyectores.
• El resto de pozos han sido cerrados, abandonados o reemplazados.
Debido a la ubicación en el interior de una de las más importantes reservas ecológicas del páis,
la operación se encuentra centralizada en cierta forma mediante wellpads, agrupaciones de
pozos que pretenden drenar una determinada región de cada yacimiento. Esta producción es
transportada por líneas de fluido hasta las plantas centrales de proceso (SPF, NPF) donde tiene
lugar la separación de las tres fases: el gas es utilizado en un 99% para la generación eléctrica
(96 MW de consumo diario promedio), el crudo en especificación es bombeado hacia los puntos
de fiscalización y el agua es tratada y devuelta nuevamente a aquellos wellpads con facilidades
de inyección para su desecho.

19
Figura 4 Mapa Ubicación Campos del Bloque 16
La Formación Napo es una de las más prolíficas rocas madre en Sudamérica (White et al.
1995), limitada inferiormente por la Formación Hollín (fluvial-marginal marino, contiene areniscas
marginalmente productoras) y superiormente por la Formación Tena (fluvial, contiene un delgado
paquete de areniscas productoras en su sección basal). El intervalo comprende tres paquetes de
arenisca productores de crudo (T, U y M1). Más detalles pueden apreciarse en la columna
estratigráfica adjunto .

20
W E
EDAD LITOLOGIA
BREVE DESCRIPCION LITOLOGICA
AMBIENTE
PRODUC...
COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE
FASEOROGENICA
TARDIOANDINA
FASEOROGENICA
TEMPRANAANDINA
PLIOCENO
MIOCENO
NEOGENOPALEOGENO
CENOZOICOCZ
OLIGOCENO
EOCENO
PALEOCENO
MAESTRICHTIANO
CAMPANIANO
SANTONIANO
CONIACIANO
TURONIANO
CENOMANIANO
FM. MESA
ARCILLAS ROJAS
CONTINENTAL
ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS,
MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO
CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS
ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS
CON ARCILLAS MULTICOLORES,
CONGLOMERADOS
F M ARAJUNO
FM ORTEGUAZA
HIATO
HIATO
HIATO
FM TIYUYACU
FLUVIALCONT
CONCGLOMERADOS, ARENISCAS,
ARENISCAS ARCILLOSAS
ALBIANO
APTIANO
NEOCOMIANO
CRETACICOJURASICO
MESOZOICOMZ
SUPERIOR
MEDIO
INFERIOR
PALEOZOICOPZ
PERMICO
CARBONIFERO
(PENSILVIANO)
DEVONICO
SILURICO
ORDOVICICO/CAMBRICO
PRECAMBRICO PE
FM TENA
ARN BT
CONTINE
HIATO
ARCILLAS ROJAS ARENISCAS
CONCLOMERADOS
M1 / VIVIAN
CLZ M-1
CLZ M-2
CLZ A
NapoSup.NapoMed.NapoInf.
ARENISCAS "U"
CLZ B
ARENISCAS " T "
LUTITAS NEGRAS, CALIZAS
ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES
DE ARENISCAS Y LUTITAS
ARENISCAS CUARZOSAS
ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS
MANTOS VOLCANICOS
ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADAS
CON ANHIDRITA.
CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCAS
CUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS
FM CURARAY
CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS
ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS
CUARCITICAS
BASAMENTO CRISTALINO
CONTINENT
AMARINO
NapoBasal.
HIATO
HIATO
HIATO
MARINODEAGUASOMEROMARINOCONTINMARINOMARINO
FM
SANTIAGO
FM
MACUMA
METAMORFICOS
LUTITAS GRIS VERDOSAS
FORMACIONNAPO
CLZ C ZONA
HOLLÍN SUPERIOR
FM CHAPIZA
MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI
FM PUMBUIZA
ARN M-2
FM CHAMBIRA
Realizado por:
Juan Chiriboga / Omar Corozo
FM HOLLIN
1
2
3
4
5
Tapi
Vista
Auca
JIVINO/LAGUNA
Armadillo/Auca
Puma
Yuralpa/Dayuno
Colaboracion: Pierre KummertMODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS
Ma
1.75
5.30
23.5
33.7
28
53
40
65
72
83
87
88
92
96
108
113
135
154
175
203
250
295
355
410
435
540
2400
Figura 5 Columna Estratigráfica Cuenca Oriente

21
CAPITULO III
Marco Teórico
Otro de los motivos por lo cuales se reinyecta el agua de formación es para preservar el medio
ambiente según dispone :
REGLAMENTO SUSTITUTIVO DEL REGLAMENTO AMBIENTAL PARA LAS OPERACIONES
HIDROCARBURÍFERAS EN EL ECUADOR
Este reglamento en su Art 29 dice lo siguiente:
Disposiciones Generales
ART. 29.– Manejo y tratamiento de descargas líquidas.–
Toda instalación, incluyendo centros de distribución, sean nuevos o remodelados, así como las
plataformas off-shore, deberán contar con un sistema convenientemente segregado de drenaje,
de forma que se realice un tratamiento específico por separado de aguas lluvias y de escorrentías,
aguas grises y negras y efluentes residuales para garantizar su adecuada disposición. Deberán
disponer de separadores agua-aceite o separadores API ubicados estratégicamente y piscinas de
recolección, para contener y tratar cualquier derrame así como para tratar las aguas contaminadas
que salen de los servicios de lavado, lubricación y cambio de aceites, y evitar la contaminación del
ambiente. En las plataformas off-shore, el sistema de drenaje de cubierta contará en cada piso con
válvulas que permitirán controlar eventuales derrames en la cubierta y evitar que estos se
descarguen al ambiente. Se deberá dar mantenimiento permanente a los canales de drenaje y
separadores.
Desechos líquidos industriales, aguas de producción, descargas líquidas y aguas de formación.-
Toda estación de producción y demás instalaciones industriales dispondrán de un sistema de
tratamiento de fluidos resultantes de los procesos.

22
No se descargará el agua de formación a cuerpos de agua mientras no cumpla con los límites
permisibles constantes .
Disposición.- Todo efluente líquido, proveniente de las diferentes fases de operación, que deba
ser descargado al entorno, deberá cumplir antes de la descarga con los límites permisibles
establecidos .
Los desechos líquidos, las aguas de producción y las aguas de formación deberán ser tratadas y
podrán ser inyectadas y dispuestas, conforme lo establecido en el literal c) de este mismo artículo,
siempre que se cuente con el estudio de la formación receptora aprobado por la Dirección
Nacional de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas en coordinación con la Subsecretaría
de Protección Ambiental del mismo Ministerio.
Si estos fluidos se dispusieren en otra forma que no sea a cuerpos de agua ni mediante inyección,
en el Plan de Manejo Ambiental se establecerán los métodos, alternativas y técnicas que se
utilizarán para su disposición con indicación de su justificación técnica y ambiental; los parámetros
a cumplir serán los aprobados en el Plan de Manejo Ambiental.
Reinyección de aguas y desechos líquidos.- Cualquier empresa para disponer de desechos
líquidos por medio de inyección en una formación porosa tradicionalmente no productora de
petróleo, gas o recursos geotérmicos, deberá contar con el estudio aprobado por la
Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas que identifique la
formación receptora y demuestre técnicamente:
 Que la formación receptora está separada de formaciones de agua dulce por estratos
impermeables que brindarán adecuada protección a estas formaciones.
 Que el uso de tal formación no pondrá en peligro capas de agua dulce en el área.
 Que las formaciones a ser usadas para la disposición no contienen agua dulce.
 Que la formación seleccionada no es fuente de agua dulce para consumo humano ni
riego, esto es que contenga sólidos totales disueltos mayor a 5,000 (cinco mil) ppm.
El indicado estudio deberá incorporarse al respectivo Plan de Manejo Ambiental.

23
Manejo de desechos líquidos costa afuera o en áreas de transición.- Toda plataforma costa
afuera y en áreas de transición, dispondrá de una capacidad adecuada de tanquería, en la que se
receptarán los fluidos provenientes de la perforación y/o producción, para que sean eliminados
sus componentes tóxicos y contaminantes previa su descarga, para la cual tiene que cumplir con
los límites dispuestos .
En operaciones costa afuera, se prohibe la descarga de lodos de perforación en base de aceite, los
mismos que deberán ser tratados y dispuestos en tierra. En las plataformas off-shore se instalarán
circuitos cerrados para el tratamiento de todos los desechos líquidos.
Aguas negras y grises.- Todas las aguas servidas (negras) y grises producidas en las instalaciones y
durante todas las fases de las operaciones hidrocarburíferas, deberán ser tratadas antes de su
descarga a cuerpos de agua, de acuerdo a los parámetros y límites constantes .
En los casos en que dichas descargas de aguas negras sean consideradas como útiles para
complementar los procesos de tratamiento de aguas industriales residuales, se especificará
técnicamente su aplicación en el Plan de Manejo Ambiental. Los parámetros y límites permisibles
a cumplirse en estos casos para las descargas serán los que se establecen.
Los parámetros y límites permisibles establecidos, de este Reglamento se aplicarán en los casos
que el monitoreo rutinario especificado en el presente Reglamento indique anomalías en las
descargas para profundizar la información previo a la toma de acciones correctivas, o cuando la
Subsecretaría de Protección Ambiental lo requiera, así como cada seis meses para una
caracterización completa de los efluentes.
Para la caracterización de las aguas superficiales en Estudios de Línea Base – Diagnóstico
Ambiental, se aplicarán los parámetros establecidos. Los resultados de dichos análisis se
reportarán en el respectivo Estudio Ambiental con las coordenadas UTM y geográficas de cada
punto de muestreo, incluyendo una interpretación de los datos.

24
Parámetros, valores máximos referenciales y límites permisibles para el monitoreo ambiental
interno rutinario y control ambiental.
Límites permisibles para el monitoreo ambiental permanente de aguas y descargas líquidas en la
exploración, producción, industrialización, transporte, almacenamiento y comercialización de
hidrocarburos y sus derivados, inclusive lavado y mantenimiento de tanques y vehículos.
límites permisibles en el punto de descarga de efluentes (descargas líquidas).
límites permisibles en el punto de control en el cuerpo receptor (inmisión).
Tienen que cumplirse los límites establecidos en los dos puntos; quiere decir que si el efluente
cumple con los límites establecidos pero en el punto de control se sobrepasan los límites, tienen
que tomarse las respectivas medidas para disminuir los valores en el efluente hasta cumplir con la
calidad exigida en el punto de control (inmisión).
Cualquier efluente debe ser oxigenado (aireación) previo a su descarga.
La periodicidad de los muestreos y análisis deberá cumplir con lo siguiente:
 Diario en refinerías y para descargas de perforación durante todo el periodo de perforación;
 Mínimo una vez al mes en todas las demás instalaciones hidrocarburíferas que generan
descar-gas líquidas y en todas las fases de operación, excepto aquellos referidos en el
siguiente punto;
 Semestralmente para las fases, instalaciones y actividades de almacenamiento, transporte,
comercialización y venta de hidrocarburos que generen descargas líquidas.
Tabla 1
a) EFLUENTE (punto de descarga)
Parámetro Expresado en Unidad Valor límite
permisible1)
Promedio
anual2)
Destino de
descarga
Potencial hidrógeno pH --- 5<pH<9 5.0<pH<9.0 Todos
Conductividad eléctrica CE µS/cm <2500 <2000 Continente
Hidrocarburos totales TPH mg/l <20 <15 Continente

25
Hidrocarburos totales TPH mg/l <30 <20 Mar
abierto
Demanda química de oxígeno DQO mg/l <120 <80 Continente
Demanda química de oxígeno DQO mg/l <350 <300 Mar
abierto
Sólidos totales ST mg/l <1700 <1500 Todos
Bario Ba mg/l <5 <3 Todos
Cromo (total) Cr mg/l <0.5 <0.4 Todos
Plomo Pb mg/l <0.5 <0.4 Todos
Vanadio V mg/l <1 <0.8 Todos
Nitrógeno global (incluye N
orgánico, amoniacal y
óxidos)3)
NH4-N mg/l <20 <15 Todos
Fenoles3)
mg/l <0.15 <0.10 Todos
Tabla 2
b) INMISIÓN (punto de control en el
cuerpo receptor)
Parámetro Expresado
en
Unidad Valor límite
permisible1)
Promedio
anual2)
Aplicación
Temperatura4)
°C +3°C General
Potencial hidrógeno5)
pH --- 6.0<pH<8.0 6.0<pH<8.0 General
Conductividad eléctrica6)
CE µS/cm <170 <120 Continente
Hidrocarburos totales TPH mg/l <0.5 <0.3 General
Demanda química de
oxígeno7)
DQO mg/l <30 <20 General
Hidrocarburos aromáticos
policíclicos (HAPs)
C mg/l <0.0003 <0.0002 General

26
Límites permisibles para descargas de aguas negras y grises.
La periodicidad de los muestreos y análisis será por lo menos semanal, excepto para las fases,
instalaciones y actividades de almacenamiento, transporte, comercialización y venta de
hidrocarburos, para las cuales se deberá realizar semestralmente.
Tabla 3
Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible
Potencial hidrógeno pH --- 5<pH<9
Demanda química de oxígeno DQO mg/l <80
Coliformes fecales Colonias Col/100 ml <1000
Cloro residual Cl2 mg/l <2.0
En el caso de que no se llegase a cumplir con los parámetros establecidos, el tratamiento de
- aguas lluvias,
- aguas industriales
- aguas grises y negras
deberá realizarse por separado, salvo para los casos establecidos en el artículo 29, literal e, de este
Reglamento.
Parámetros adicionales y límites permisibles para aguas y descargas líquidas en la exploración,
producción, industrialización, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y
sus derivados.
Tabla 4
Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible
Cloruros Cl-
mg/l <2,500
Sulfatos SO4
2-
mg/l <1,200
Fluoruros F-
mg/l <5.0
Cadmio Cd mg/l <0.1
Mercurio Hg mg/l <0.01
Níquel Ni mg/l <2.0
Selenio Se mg/l <0.5
Cianuros libres CN-
mg/l <0.05
Sulfuro de hidrógeno H2S mg/l <0.0002
Demanda bioquímica de oxígeno DBO5 mg/l <40
Fenoles mg/l <0.15

27
CAPITULO IV
Métodos
Anteriormente, se disponía del agua salada o producida de forma tal que causaba serios
problemas ambientales. Los efectos de muchos de los problemas no fueron notados rápidamente
debido a la naturaleza de la descarga del producto ( agua) y porque muchas de las descargas
ocurrieron en zonas remotas y de poca población. A continuación citaremos algunos métodos de
disposición empleados sin considerar su efecto en el medio ambiente y que no se debe
interpretarse como una recomendación de los mismos.
Los métodos recomendados aceptables los trataremos más adelante
Descarga sin control a la superficie
En este caso el agua producida fue simplemente descargada de las intalaciones de producción al
suelo, el contenido del petróleo no fue medido o controlado y los efectos no fueron considerados.
Esta costumbre llevó a la contaminación de las capas freáticas superficiales y del agua potable y a
la acumulación de grandes cantidades de sal en el suelo, tomandolo inutilizable.

28
Ejemplo: como se muestra en la fotografía siguiente
Figura 6 Descarga de agua sin control al medio ambiente
Descarga sin control en cuerpos agua dulce
La descarga producida en arroyos, ríos y lagos han conducido a la destrucción de estos cuerpos de
agua, a la destrucción de peces y especies, la contaminación de esas corrientes también ha llevado
a la polución de las aguas freáticas y de otras fuentes de agua potable
Figura 7 Descarga de agua sin control cuerpos de agua dulce

29
Evaporación
En las zonas áridas donde la tasa de evaporación es alta, el agua producida se coloca en fosas y se
deja para que se evapore. El agua se purifica por la evaporación pero las sales y sólidos disueltos
permanecen en la fosa de evaporación. Eventualmente se deberá disponer de estos solidos de
una forma segura .
Inyección por el Espacio Anular
Se ha practicado la inyección de agua por el espacio anular de pozos productivos en varios
campos, es lo mismo que la inyección en un pozo somero o poco profundo pues el fluido se dirije
a la primera zona permeable debajo de la tubería de revestimiento. Además, los controles de la
cementación de la primera tubería de revestimiento no se adecúan a la disposición de las aguas, y
la tubería de revestimiento se perforó hace algún tiempo y bien podría ser desgastada hasta el
punto de falla.
Inyección en pozo poco profundo
La inyección en pozos pocos profundos es popular en algunas zonas, el riesgo de contaminación
de las capas freáticas poco profundas y del agua potable subterránea aumenta obviamente a
medida que disminuye la profundidad de inyección.
Inyección en pozo profundo
La inyección de agua a zonas profundas, no asociadas ( a una profundidad de más 600 pies se ha
utilizados por varios años en muchas zonas).
Inyección para mantenimiento de presión, recuperación secundaria de petróleo.

30
Los fluidos son reinyectados para apoyar la recuperación adicional de petróleo de campo cuando
la disposición produce daño al medio ambiente se exigen programas correctivos a la industria.
Estos programas probablemente requerirán altos niveles de desembolso, multas y otras medidas,
la demostración de que los métodos de disposición propuestos evitarán problemas adicionales y
de que las opciones de tratamiento para la corrección de los problemas causados, son las más
adecuadas.
Métodos de disposición recomendados
La recuperación de hidrocarburos de cualquier yacimiento dado, en la mayoría de los casos, puede
ser mejorada al inyectar agua de yacimiento- sea en el acuìfero ( mantenimiento de presión ) o en
toda la zona para barrer al petróleo hacia los pozos productores ( inundación de agua). En estos
casos, especialmente en las zonas donde no es fácil conseguir agua dulce o esta es costosa, el agua
producida tiene un valor comercial apreciable. La reinyección también tiene, generalmente, menor
impacto ambiental.
Antes de comenzar a inyectar el yacimiento debe ser estudiado detalladamente para asegurar de
que esté apto para el plan y el método específico de recuperación asistida que se propone. No
todos los yacimientos pueden recibir inyección de agua y este factor debe reconocerse de
inmediato: si se inyecta a yacimiento no aptos o incompatibles puede causar el abandono
prematuro del pozo y una pèrdida económica importante.

31
Los datos para el estudio completo de yacimientos deberán obtenerse a a partir de los pozos
productivos existentes y deberán incluir :
Propiedades de las Rocas:
 Porosidad
 Premeabilidad
 Capilaridad
 Humectabilidad
 Heterogeneidad del yacimiento
 Saturaciones Iniciales
 Efectos de permeabilidad direccional
Propiedades del fluido:
 Viscosidad
 Miscibilidad
 Movilidad
 Compatividad
 Saturaciones irreducibles
El estudio del yacimiento deberá ser llevado a cabo por un grupo competente de ingeniería, y
deberá considerar:
 Mecanismos de desplazamiento
 Movimiento Frontal
 Movimiento de contacto petróleo- agua

32
 Efectos de la gravedad
 Potencial para la canalización del agua a través del petróleo
 Efecto sobre las capas gasíferas, si las hubiera
El estudio deberá considerar.
 El mantenimiento de la presión versus la inyección
 Diferentes esquemas de inyección
 Efectos de distintas velocidades de inyección
 Variaciones de inyectividad y de conductividad
Finalmente, el estudio deberá producir una serie de pronósticos de producción de petróleo, gas y
agua para diferentes situaciones de inyección. Se deberá incluir en estos pronósticos una medida
de la recuperación total del yacimiento. Existen varios procedimientros para realizar estos
cálculos, los cuales varían en cuanto a disponibilidad, complejidad y costo.
Hasta ahora se ha considerado muy poco el factor económico. La decisión de inyectar se basará,
por supuesto, en este factor, el cual deberá considerar la operación de producción que se
obtendrá sin la inyección, e incluyendo el costo de un plan alternativo para la eliminación de agua
producida, las diferentes alternativas posibles propuestas por los estudios del yacimiento, y todos
los costos de capital y de operación .

33
CAPITULO V
Técnicas
Reacondicionamiento del Pozo
Despues de realizar un estudio, analizaremos el pozo candidato a ser Inyector para lo cual
se propone realizar un Workover, que al momento cuenta con las siguientes
características y su conversión a pozo inyector
Estado Actual de Pozo.- Amo B24
Pozo temporalmente abandonado.
Objetivo.-
Optimizar el manejo de Agua de Formacion del Bloque 16 mediante la inyección de agua
travez del pozo Amo B24 en la arena “M1”
Descripción de la Zona de Reinyección
Arenisca M-1
El reservorio M1 esta en una etapa de alto corte de agua, con la producción diaria
de petróleo de 46700 bbls y el corte de agua total de 94%. El agua producida es re-
inyectada en esta formación .
La arenisca es generalmente de origen fluvial a la base, pasando por ambientes estuariano
y marino transicional hacia el tope.
Las areniscas de la base conforman trampas estructurales, con mecanismos de producción
de empuje lateral y/o de fondo dependiendo del espesor de la unidad y su posición

34
estructural relativa al contacto agua-petróleo. En las areniscas del tope de la secuencia, el
mecanismo de entrampamiento tiene componentes estratigráficos, y el mecanismo de
producción es principalemente de empuje de fondo.
Antecedentes.-
Completación Inicial (23-Sep-2003) en el reservorio Ui, el pozo acumula 30,000 Barriles , el
reservorio se depleta.
Cambio de zona (30-Sep-2004) en el reservorio Us, el pozo acumula 84,000 Barriles , el
pozo alcanza su límite económico
En septiembre del 2008 se ejecuta el abandono temporal autorizado por la DNH
Registro eléctrico a nivel del resrvorio M1 Amo B24
Figura 8 Registro Eléctrico

35
El intervalo propuesto a cañonear en la arena M1: 8676’8756’ MD
Operaciones de Cañoneo .
El cañoneo tiene como función establecer una via entre la formación y el interior del pozo .
Esta operación debe dejar unos huecos ( perforados ) que tengan las siguientes características:
1. Que los huecos lleguen hasta la zona virgen de la formacion.
2. Que el area de flujo sea suficiente para que fluya a traves de ellos los fluidos producidos
por el pozo.
3. Que las paredes de los huecos no presenten disminucion apreciable de la porosidad y la
permeabilidad de la formacion.
4. Que el numero de huecos sea adecuado al potencial del pozo.
5. Que la caida de presion a traves de los huecos sea pequeña.
6. La Zona saturada de agua presenta ecxelentes propiedades petrofísicas
7. Registro de cementación USIT CBL pozo Amo B24

36
El registro de
cementación muestra
un buen aislamiento
tanto al tope como a la
base del reservorio M1
Figura 9 Registro de Cementación

37
Estado Mecánico Actual y Propuesto para el Workover del Pozo Amo B24
Procedimiento para el workover del amo b24
• Sacar 2556 pies de tuberia 4 1/2" punta libre.
• Armar y bajar cañones y punzonar el intervalo de m1 desde 8676’-8756’ (80 pies) @ 12
dpp
• Bajar ensamblaje de fondo con casing de 7" y packer de 9 5/8" x 7" tipo monobore
• Asentar empacadura @ +/- 5500 pies
Consiste en asentar un empaque recuperable por encima de intervalo a aislar y forzar el
cemento e inmediatamente despues soltar empaque, circular y sacar sarta.
Ventajas.
• Se ahorra la perforación del retenedor.
• Es un metodo bueno para aislar formaciones de baja presión y buena permeabilidad y
porosidad.
Desventajas.
• Cuando la presion de la formación es alta y la permeabilidad y porosidad son bajas, al
quitar la presión de forzamiento, el pozo regresa todo el cemento.
• Existe la posibilidad de que los fluidos se muevan antes de que el cemento se frague,
ocasionando malas cementaciones.
• La operación de desasentar empaques es riesgosa.
• Realizar prueba de inyectividad a ratas multiples

38
La prueba de inyectividad se realiza en la zona inyectora es primordial para el diseño y
desempeño de la separacion de fluidos en el fondo del pozo, garantiza el contenido y
confinamiento del agua de formacion en la zona de inyecion, evitando que el fluido migre
fuera de la zona de inyeccion es asi que la zona de inyeccion debe tener una buena
inyectividad.
• En caso de ser necesario realizar estimulacion o limpieza de la arenisca m1
• Limpieza de arena con coiler tubing.
• Si la arena es muy suelta se puede limpiar con una reduccion en la punta.
• Si la arena esta consolidada, se requiere broca y motor de fondo.
• Por tener un anular pequeño, se requiere menos caudal, pero tambien se puede presentar
pegas por empaquetamiento.
• Si el pozo presenta pérdida de circulación la limpieza se debe hacer utilizando nitrogeno y
espuma.
• Siempre coloque el respectivo bop, puesto que al utilizar nitrogeno, el pozo puede
dispararse.
• Desarmar preventor y armar cabezal inyector

39
Figura 10 Estado en Abandono del Pozo

40
Figura 11 Estado del Pozo Inyector

41
Terminos del Workover
Tubing Tuberia
Shoe flotador
New Perforate Nueva perforación
Reperforate Reperforar
Landing collar Cuello de Acentamiento
Well Head Boca del Pozo
One Master Valve Una Válvula Master
String Sarta de Producción
Reservoir Lower Reservorio Inferior
Reservoir Upper Reservorio Superior
Injection Reservoir Inyección del Reservorio

42
CAPITULO VI
MONTAJE DE LINEAS Y BOMBA DE ALTA CAPACIDAD PARA INYECCION DE AGUA
Despues de realizar el trabajo Workover del Pozo se va a revisar brevemente la instalación de la
Bomba de alta presión capacidad 1500 HP
Figura 12 Bomba Sulser
Fuente: Compañía Pec
La nueva bomba de inyección de agua estará ubicada en el área entre las bombas Sultzer ,
instaladas en el well Pad de Amo B con un costo de 37,000 dólares aproximadamente
condiderando que la empresa proveerá de algunos materiales.
El diseño considera que la nueva bomba de inyección succionará el agua de la línea existente ( 10¨
de diámetro nominal )
Base del Diseño
Criterios y Condiciones
Tiempo de Vida del Proyecto ( 15 años )
Condiciones del diseño

43
Caudal de diseño para colectores de succión y descarga de bomba de inyección 80.000 bwpd
Temperatura de diseño de tuberías 200 ºF
Salinidad : aproximada 18.000 ppm
Presion de ingreso de agua a la plataforma 1200 psig
Presion de inyección en cabeza de pozo 2500 psig – 2800 psig.
Sistema de Bombeo para Inyección
Marca SULTZER
Tipo de bomba : horizontal centrifuga multi- etapas
Numero de etapas 8
Capacidad 1200 GPM
Presion diferencial :1542 psi
Tipo accionador : Motor eléctrico
Potencia accionador : 1500 HP
Figura 13 Facilidades Zona de Montaje de la Bomba

44
Figura 14 Tie No 1
f
Figura 15 Tie N 2

45
Figura 16 Tie N 3
Figura 17 Tie N 4

46
Figura 18 Tie N 5
Figura 19 Tie N 6

47
CAPITULO VII
Pruebas de Laboratorio
Muestreo de Agua
El manejar rutinariamente grandes cantidades de agua de una variedad de distintas composiciones
a un mínimo costo y sin problemas operacionales siempre presenta problemas enormes.
Propiedades Físicas y Químicas
El agua es llamada el solvente universal porque tiene el poder de disolver todas las substancias
inorgánicas. En su estado puro presenta las propiedades físicas dadas en la tabla a continuación
Propiedades Físicas del Agua
Propiedad Valor
Peso Molecular 18
Densidad a 4 .C 1 g/ml
Punto de Congelamiento 0 .C
Punto de Ebullición 100 .C
Toda agua que se maneja tiene problemas en el campo comenzando desde el hecho que el agua
es un supersolvente. Tanto el agua producida como la superficial contienen cantidades
considerables de impurezas. Además, usualmente contiene muchos sólidos suspendidos y gases
disueltos. El agua disuelve el metal. Los microorganismos crecen siempre rápidamente en el
agua. Como las condiciones de temperatura y presión cambian, muchos de los componentes
solubles pueden convertirse en insolubles a un cierto grado, precipitarse del agua y formar escala.

48
Antes de que un pozo sea perforado y completado para producirlo, los fluidos en la formación
están en equilibrio con los alrededores y este balance una vez alterado, los sólidos (sedimentos
minerales) comienzan a depositarse.
La escala o comúnmente llamadas incrustaciones, pueden depositarse a lo largo de toda la
trayectoria que sigue el agua, desde los pozos inyectores hasta los equipos de superficie, pasando
por los yacimientos.
En el campo se usa agua para muchos propósitos:
 Inyección o reinyección en formaciones subsuperficiales para incrementar la recuperación
de petróleo y/o mantener la presión del reservorio.
 Reinyección en formaciones subsuperficiales para desechar el agua de formación.
 Desechar el agua de formación en el agua superficial.
 Enfriar cilindros compresores, gas natural y otros procesos.
 Alimentar a los generadores de vapor.
 Para su aplicación, se tienen dos objetivos principales desde un punto operacional:
 Disminuir el taponamiento y deposición de sólidos en líneas, separadores y pozos.
 Prevenir la corrosión en superficie y equipo subsuperficial.

49
Análisis del Agua de Formación
Uno de los principales puntos de interés en el manejo de agua es el análisis y determinación de su
composición. Esta es la mejor manera de detectar problemas presentes y futuros. Sin embargo, el
agua muestreada debe ser representativa del agua de interés o el análisis conduciría a falsas
conclusiones.
Anális de laboratorio Utilizado para este Proyecto.
Determinacion del Agua y Sedimentos en el Crudo de Bombeo por el método de
Centrifugación.
Materiales
 Frasco de Polietileno de 250 ml.
 JP1 (solvente).
 Campana absobedoras de vapores.
 Demulsificante de acción rápida.
 Probetas para centrífuga (zanahorias de vidrio).e
 Centrífuga.
Toma de Muestra
Abrir la válvula de toma muestras del bombeo, dejar drenar hasta que se observe un flujo
homogéneo, aprox 15seg.
Tomar una muestra representativa de fluido en el envase de polietileno adecuado (200ml), tapar
bien y agitar para mantener homogénea la muestra.

50
Figura 20 Método de Centrifugación
PONER 50 o 100 ML DE JP1 (DEPENDIENDO
DEL VOL. DEL TUBO) EN UN TUBO DE
CENTRÍFUGA
HOMEGENIZAR LA MUESTRA Y LLENAR EL
TUBO DE LA CENTRÍFUGA HASTA
COMPLETARLA
TAPONAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE POR
UN MINUTO APROX.
CENTRIFUGAR POR
CINCO O MAS
MINUTOS CON
CALENTAMIENTO
REGISTRAR
ADICIONAR DEMULSIFICANTE Y REPETIR EL
PASO ANTERIOR
NO EMULSION
SI EMULSION

51
Determinación de Aceite Resudual en Aguas de Reinyección
Materiales Reactivos
 Botella Winkler de vidrio de 300 ml.
 Vaso de precipitación de 50 ml.
 Solvente (Cloroformo-JP1)
 Acido nítrico (concentrado)
 Campana extractora de vapores.
 Papel Filtro.
 Pinza para botellas Winkler.
 Embudo de separación 500 ml.
 Celdas de vidrio HACH de 10 o 25 ml.
 Espectrofotómetro HACH
Toma de Muestra
1. Colocar 0.5 ml de ácido nítrico en la botella Winkler, para conservar la muestra.
2. De los sitios asignados como puntos de monitoreo abrir lentamente la válvula del toma
muestras. Dejar drenar 2 minutos hasta que se observe un flujo homogéneo.
3. Tomar una muestra representativa sin dejar que se derrame la capa de aceite que se
forma en la superficie.
4. Tapar la muestra y dejar que se enfríe.

52
COLOCAR 0.5 ML DE ACIDO NITRICO (c) EN
LA BOTELLA WINKLER
TOMAR UNA MUESTRA REPRESENTATIVA
EN LA BOTELLA, DEJAR ENFRIAR
COLOCAR SOLVENTE EN LA BOTELLA,
TAPAR Y AGITAR VIGOROSAMENTE
COLOCAR EL CONTENIDO DE LA BOTELLA
EN EL EMBUDO.
VERTER LA MUESTRA EN EL EMBUDO DE
SEPARACION.
COLOCAR UN TAPON-FILTRO EN EL
VASTAGO DE EMBUDO; ENCENDER EL
ESPECTROFOTOMETRO, RECOGER LA FASE
ORGANICA EN LA CELDA HACH (25 O 10
mlL).
TAPAR EL EMBUDO Y AGITAR
ENERGICAMENTE POR 1 MINUTO, ABRIR LA
VÁLVULA DE VENTEO PERIODICAMENTE
ENCERAR EL EQUIPO UTILIZANDO UN
BLANCO (SOLVENTE PURO)
COLOCAR LA MUESTRA EN EL
ESPECTROFOTOMETRO, MEDIR; PARA
OBTENER EL VALOR EN PPM APLICAR LA
RESPECTIVA ECUACION

53
Determinación de Solidos Suspendidos
Figura 21 Determinación de Sólidos
Materiales Reactívos
 Probeta 100 ml..
 Solvente (Cloroformo-JP1)
 Acido nítrico (concentrado)
 Papel Filtro Milipore Tipo: 0.45 um, White gridded. 47 mm
 Pinza para botellas Winkler.
 Pinza de metal para membranas
 Embudo de separación 500 ml.
 Matraz Kitasato 1000 ml
 Equipo para filtración al vacío
 Bomba de vacío MOD. DOA-P704A-AA
 Balanza Mettler Toledo AB104

54
 Estufa Fisher Scientific MOD: MODELO 281A
 Desecador
Toma de Muestra
Procedimiento
1. Pasar la muestra al embudo se separación.
2. Poner solvente en la botella Winkler en una relación de 10% del total de la muestra, tapar
y agitar vigorosamente. Trasvasar este contenido al embudo de separación, observar que
en las paredes de la botella no queden residuos de crudo.
3. Tapar el embudo y agitar enérgicamente por un minuto, abrir periódicamente la válvula de
venteo del embudo para desfogue de vapores. Dejar en reposo aproximadamente 15
minutos, hasta que se observe la separación de las fases.
4. Si el solvente utilizado es cloroformo, la fase orgánica se localiza en la parte inferior del
embudo. Si es JP1 se localiza en la parte superior, se toma la fase acuosa para el análisis de
Sólidos Suspendidos Totales.
5. Recoger 200 ml de la fase acuosa. Anotar Volumen de muestra: V

55
6. Pesar una membrana de celulosa (milipore) de 45 um para colocarla en el equipo de
filtración (filtración al vacio). Anotar Pi.
7. Una vez colocada la membrana, ajustar embudo metálico y asegurar
8. Colocar los 200 ml de muestra en el embudo y prender la bomba de vacío hasta
9. que se filtre toda la muestra.
10. Extraer la membrana del equipo de filtración y dejar secar en la estufa por 30 min. a 110
°C.
11. Llevar al desecador la membrana por 30 minutos.
12. Pesar membrana. Anotar Pf.
CALCULOS
Los ppm de sólidos suspendidos totales SST. Se calcula con la siguiente ecuación:
  1000000*
V
PfPi
SST


Ejemplo : SST= ( 70-30 ) * 100000/250000
SST= 80 ppm

56
LA BOTELLA WINKLER
EN EL EMBUDO.
SEPARACION.
PESAR MEMBRANA MILIPORE Y LLEVAR AL
EQUIPO DE FILTRACION AL VACIO
RECOLECTAR 200 ml DE LA FASE ACUOSA Y
FILTRAR AL VACIO
SECAR MEMBRANA EN ESTUFA A 110°C 3º MIN
LLEVAR A DESECADOR MEMBRANA 30 MIN Y PESAR.
CALCULAR SST Y REPORTAR.

57
Determinacion de Hiérro em Aguas de Reinyección
Figura 22 Determinación de Sólidos
Materiales Reactivos
 Acido nítrico (concentrado).
 Papel Filtro.
 Celdas de vidrio HACH de 10 o 25 ml.
 Espectrofotómetro HACH DR 2010 o DR 2800
 Reactivo Ferrover Iron.

58
Toma de Muesta
Procedimiento
1. Tomar la fase acuosa separada como resultado del procedimiento de aceite en agua y
filtrarla usando un papel filtro.
2. Encender el espectrofotómetro, introducir el número de programa 265, mover la perilla
del equipo hasta alcanzar una longitud de onda de 510 nm.
3. Colocar agua destilada en la celda HACH y realizar la lectura del blanco.
4. Presionar SHIFT TIMER
5. Medir pH de la muestra, por la adición del ácido estará entre 2 o menos. Ajustar pH entre
3 y 4 con Sólución de Hidróxido de Sodio 5 N. No exceder pH de 5 pues el hierro puede
precipitar.
6. Colocar la muestra de agua en la celda HACH y agregar el reactivo ferrover iron, disolverlo
bien dando suaves giros a la celda, una coloración naranja aparecerá si el hierro está
presente, espere tres minutos para que se produzca la reacción.
7. Realizar la lectura concentración de hierro, en el caso de que el equipo no lea la
concentración, proceda a efectuar una dilución caso contrario registre directamente el
valor observado en el equipo.

59
8. En el caso de haberse efectuado una dilución, realice el siguiente cálculo:
dilucionparatomadaalícuota
aforodevolumen
FD
FDequipoelenobservadovalorCFe



*
2
CFe= concentración de hierro en mg/L
FD = factor de dilución
Alícuota: cantidad de muestra tomada con una jeringa o una pipeta.
Reportar en mg/l de hierro con la siguiente apreciación: 0.01 mg/l
Lavar adecuadamente todo el material utilizado.

60
LA BOTELLA WINKLER
EN EL EMBUDO.
SEPARACION.
COLOCAR UN TAPON-FILTRO EN EL
VASTAGO DE EMBUDO; ENCENDER EL
ESPECTROFOTOMETRO, RECOGER LA FASE
ACUOSA EN LA CELDA HACH (25 O 10 mlL).
FILTRAR LA FASE ACUOSA
ENCENDER ESPECTROFOTOMETRO HACH Y SELECCIONAR PROGRAMA 265 Y
LONGITUID DE ONDA 510 nm

61
PERMEABILIDADES DE LAS ZONAS DE REINYECCION
Zona de Reinyección Permeabildad [milidarcies]
Hollín 500-1.500
T 1.000-3.000
U 1.500-5.000
M-1 2.000-8.000
REALIZAR LECTURA DE BLANCO CON AGUA
DESTILADA
PRESIONAR SHIFT TIMER
REALIZAR LECTURA DE CONCENTRACION
DE HIERRO EN ppm
EFECTUAR UNA DILUCUION SI ES
NECESARIO.
AGREGAR A LA MUESTRA REACTIVO IRON
FERROVER Y ESPERAR 3 MINUTOS DE LA
REACCION.

62
Datos de Análisis del Campo
El análisis del agua de formación se lo hace todos los días de todos los pozos inyectores, y
determinar los diferentes parámetros para su tratamiento y llevar un control diario
ANALISIS FISICO QUIMICO AGUA DE INYECCION SPF
DATE: FEBRERO 2010
PARAMETRO INY. SPF
pH 7
TEMP. oC 25
CONDUCTIVITY mS/cm 31200
SALINITY ClNa- (mg/l) 18909
TOTAL ALKAL. (CaCO3 mg/l) 810
TOTAL HARDNESS (CaCO3 mg/l) 970
CALCIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 730
MAGNESIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 240
SO4-- (mg/l) 375
HCO3- (mg/l) 988,2
Ca++ (mg/l) 225
Mg++ (mg/l) 57,6
Cl-(mg/l) 11345,4
Na+ (mg/) 7563,6
Fe++ (mg/l) 3,65
STD (mg/l) 20904

63
ANALISIS FISICO QUIMICO AGUA DE INYECCION LINEA SPF-AMO
MUESTRA TOMADA EN EL POZO INYECTOR AMO A6
FECHA: OCTUBRE 2010
PARAMETRO INY. SPF
pH 8
TEMP. oC 27,5
CONDUCTIVITY mS/cm 34120
SALINITY ClNa- (mg/l) 20300
TOTAL ALKAL. (CaCO3 mg/l) 870
TOTAL HARDNESS (CaCO3 mg/l) 1180
CALCIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 970
MAGNESIUM HARDNESS (CaCO3 mg/l) 210
Un Stra dSO4-- (mg/l) 275
HCO3- (mg/l) 1061,4
Ca++ (mg/l) 388
Mg++ (mg/l) 50,4
Cl-(mg/l) 12180
Na+ (mg/) 8120
Fe++ (mg/l) 0,5
STD (mg/l) 22860,4
En este hemos tomado una muestra de un pozo del campo Amo para cual debe cumplir con los
parámetros principales según la norma del cuadro adjunto.
PARAMETRO NORMA
Temperatura (ºC) < 40
Ph 5 - 9
DBO5 (mg/l) Remoción > 80%
Sólidos Suspendidos (mg/l) Remoción > 80%
Aceites y Grasas (mg/l) Remoción > 80%
Fenoles (mg/l) < 0.2
Bario (mg/l) < 5

64
CAPITULO VIII
MINIMIZACION DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
El agua producida en los campos de producción de petróleo crudo que contiene
cantidades variables de sales disueltas y de gases disueltos, pueden ser algunos sólidos en
suspensión que podrán contener trazas de metales pesados y, posiblemente, niveles excesivos de
radiación de estroncio y radio. Generalmente, el agua producida contiene niveles inaceptables de
gotitas de petróleo suspendidas y emulsificadas dentro de las mismas. Las salmueras de
yacimientos petrolíferos no son aptas para el consumo humano ni para el uso de los animales. El
agua producida puede aparecer relativamente clara y a menudo es difícil distinguirla de otras
aguas.
Uno de los problemas potenciales mayores del agua salada es la contaminación de las fuentes de
agua potable, lo que no se produce al reinyectarla en el subsuelo. La mayoría de las aguas
potables mundiales se hallan bajo tierra pero a pocos metros de la superficie, o en ríos y arroyos.
La mayoría de estas capas freáticas de agua dulce son alimentadas por filtración desde la
superficie; y son muy suceptibles a la contaminación por otros fluidos. El agua producida en un
campo petrolero es un contaminante ideal.
Para las compañías es tentadora la idea de descargar el fluido en las cercanías sin hacer ningún
control por la baja producción de agua salada en el inicio de los proyectos, pero esto es
totalmente inaceptable ya que es extremadamente improbable que los volúmenes disminuyan.
De hecho es bastante normal que la razón agua-petróleo aumente muy rápidamente inicialmente
a medida que la saturación de agua en la vecindad del pozo continua aumentando. En el campo
Amo hay incremento de agua debido al aumento de bs&w y nuevos pozos.

65
La razón por la cual se reinyecta el agua de formación en el bloque es la preservación de la
naturaleza, en especial de los recursos hídricos, a través de la minimización de los impactos
ambientales que se producirían si el agua producida es vertida en superficie.
El agua de formación producida contamina al medio ambiente principalmente por:
 Las sales y sólidos en suspensión que contiene.
 La concentración salina de la misma. 2300 mg/l
 La temperatura a la que se encuentra. 27.5 °C
A continuación se detallan los impactos ambientales que se minimizan al reinyectar el agua de
formación en las distintas formaciones subsuperficiales en el bloque.
Sales y Solidos en Suspención ( 25 ppm)
El agua producida contiene una variedad amplia de sales disueltas (como cationes y aniones),
sólidos suspendidos y gases. Algunos de los cuales son simplemente no tóxicas mientras otros son
tóxicos y pueden concentrarse en la cadena alimenticia.
Los efectos de varios de los compuestos de las aguas de formación que se previenen a través de la
reinyección de la misma se notan a continuación:
Sodio y Cloruros ( 10.000 ppm)
El sodio en particular es perjudicial para la calidad del agua, en forma de cloruro de sodio
especialmente donde se usa el agua para la irrigación ya que conduce a una acumulación severa
de sal y daño a medida que se evapora el agua. El sodio en combinación con sulfatos también
causa problemas de salud como la diarrea.

66
Solidos en Suspención ( 24 ppm)
Esta es una medida que excede el tamaño coloidal. Estos sólidos interfieren con la
autopurificación, conducen a los depósitos de lodos y dañan las pesquerías.
Metales Pesados
El metal pesado primario en el agua producida es el bario, pero pueden presentarse vestigios de
mercurio, arsénico y selenio. Estos elementos son extremadamente tóxicos para los seres
humanos en cantidades diminutas, y son concentrados por varios organismos como los crustáceos
en particular.
Sulfuros ( 12.74 ppm )
Los sulfuros matan a los peces, producen sabores y olores y son perjudiciales para el uso en
proceso industriales.
Aceites y Grasas ( 20 ppm)
Los aceites y grasas son tóxicos para los peces, reducen la aereación, producen sabor y son
estéticamente inaceptables.
Radioactividad
Tanto el Radio 226 como el Estroncio 90 son radioactivos y a menudo se presentan en el agua
producida. Ambos son concentrados por los mismos organismos que concentran a los otros
metales pesados.

67
Concentración de Salina
La mayoría de las aguas producidas contienen concentraciones salinas muy altas. A estos niveles
el agua producida es tóxica para casi todas las formas de vida, a menos que el agua producida sea
destinada a volver a la formación productiva. Debe notarse que aún cuando se usa la descarga al
mar, habrá una zona en la vecindad inmediata al punto de descarga donde las concentraciones
serán excesivas, y donde se notará una reducción marcada en los organismos marinos. El área de
la zona afectada será una función del volumen de descarga, la concentración de sales y de la forma
de dispersión.
Temperatura 200 °f aproximadamente
Las temperaturas de los yacimientos son una función de la profundidad. Las temperaturas de las
aguas producidas reflejan la temperatura del yacimiento, la tasa de flujo, la geometría del agujero
del pozo, la temperatura ambiente y el método de procesamiento en la superficie. En el punto de
eliminación las aguas producidas están aún a temperaturas elevadas. Las descargas dentro de las
aguas superficiales elevará su temperatura y este cambio disminuirá los niveles de oxígeno
disuelto causando mortandad de peces, interferirá con la procreación y propagación de los peces,
aumentará las tasas de crecimiento de las bacterias, de organismos benéficos y perjudiciales,
acelerará las reacciones químicas y conducirá a la eutrofización.
Si bien la eutrofización es un lento proceso natural dado por el aporte desde la cuenca
de nutrientes a los sistemas acuáticos, el uso de fertilizantes, detergentes y el vertido
directo de materia orgánica, han acelerado increíblemente el proceso. Este fenómeno se
ha denominado "eutrofización antrópica" o de origen humano.

68
Ejemplo:
antes de la eutrofización después de la eutrofización
Experimento de fertilización (eutrofización artificial) de un lago. Las fotos
muestran el aspecto anterior y posterior al agregado del nutriente limitante (fósforo).

69
CAPITULO IX
DESCRIPCION DEL PROCESO DE REINYECCION DE AGUA DE
FORMACION
Recepción de fluido de los wellpads a la estación de tratamiento
El fluido proveniente de los Well Pads: crudo, agua y gas, ingresa a la estación de tratamiento en
SPF a través de los recibidores y posteriormente, mediante un manifold se direcciona el fluido
hacia los trenes A / B / C y al FWKO de separación en SPF.
La condición de los equipos se encuentra asegurada a través del sistema de Mantenimiento: RBM
(Reliabilty Based Maintenace).

70
Sistema de tratamiento de crudo
Cada tren de tratamiento consta de: separador de agua libre, intercambiador de calor, separador
de producción y deshidratador electrostático.
Separador de agua libre
Este es un separador trifásico el cual separa por diferencia de densidades el crudo, agua que se
encuentra en estado libre y el gas, manteniendo parámetros adecuados de niveles a través del
controlador de nivel LIC, así como la presión con un controlador PIC.
El gas liberado en este equipo es utilizado como combustible para los generadores de energía
eléctrica (Generadores Waukesha) SPF, en SPF además de estos generadores se dispone de la
turbina que es dual de tal manera que la mayoría de gas es utilizado por esta turbina para la
generación eléctrica, y el gas remanente es quemado en la tea.
El crudo pasa al siguiente equipo de tratamiento realizando un control del porcentaje de agua
contenida en el aceite BS&W.
El agua separada del crudo es conducida hacia un sistema de tratamiento
Intercambiador de calor
El crudo que sale del separador de agua libre pasa por el intercambiador de calor, con la finalidad
de incrementar la temperatura manteniendo el control a través del TIC y facilitar la
deshidratación.
Separador de Producción
Al igual que el separador de agua libre, es un separador trifásico el cual separa crudo, agua y gas,
pero con ayuda de temperatura adquirida en el intercambiador de calor, es decir, habrá
separación termoquímica.
El control de niveles se realiza con un LIC, y el control de presión con un PIC.
El gas liberado en este equipo es utilizado como combustible para los generadores de energía
eléctrica (Generadores Waukesha y turbina en el SPF), y el gas remanente es quemado en la tea.
El crudo pasa al siguiente equipo de tratamiento realizando un control del porcentaje de agua
contenida en el aceite BS&W.
El agua separada del crudo es conducida hacia un sistema de tratamiento.

71
Deshidratador electrostático
El separador electrostático separa crudo y agua mediante el funcionamiento de un sistema de
transformadores que elevan a un alto potencial, el cual se rectifica obteniendo corriente continua
que alimenta a dos parrillas de polaridad opuesta; y debido a la bipolaridad de las moléculas de
agua, estas son atraídas a los polos opuestos ocasionando un choque entre si, lo que permite
formar moléculas de mayor peso y facilitar la precipitación, formando un nivel que es controlado
por un LIC.
El crudo que sale de éste separador debe ser con un BS&W igual o menor a 0.5 %. y es conducido
a los tanques de almacenamiento y posteriormente bombeado hacia Shushufindi. (Estación de
mezcla), realizando la contabilidad e inventarios de tanques para el cálculo de producción y ser
reportado.
El agua separada del crudo es conducida hacia un sistema de tratamiento
Tratamiento de agua de formación
El agua que sale de los equipos de deshidratación de crudo, es conducida hacia un sistema de
tratamiento (scrubber de agua), el cual tiene la finalidad de extraer la mayor cantidad de aceite
contenida en el agua. Este sistema consta de separadores que forman niveles de agua y la
pequeña cantidad de crudo, los cuales son controlados por un LIC, así como la presión con un
controlador PIC y conducida a los tanques de almacenamiento para posteriormente ser inyectada.
El agua producida y la inyectada en cada pozo es contabilizada y reportada
En condiciones normales y anormales, los desechos sólidos generados serán gestionados según el
procedimiento Manejo de desechos sólidos.
Los residuos líquidos generados en condiciones normales y anormales provenientes de los pozos
de inyección, serán colectados en el cellar y luego evacuados mediante el camión succionador
para finalmente ser reinyectados al proceso.

72
V-1101
FREE WATER KNOCK OUT
SEPARADOR DE AGUA LIBRE FW.KO
RECIBIDOR
SCRUBBER DE AGUA
INT. CALOR
GENERACIÓN TEA
OBJETIVO: Separar la mayor cantidad de agua de formación y gas.
El valor del BSW del crudo saliente esta alrededor de un 20%
INTERCAMBIADOR DE CALOR
E-1104
INTERCAMBIADOR DE CALOR
OBJETIVO: Elevar la temperatura del crudo con el fin de reducir su viscosidad y
mejorar la separación de la emulsion tanto para el separador de
producción como para la Deshidratadora.
El fluido utilizado es aceite térmico el que ingresa con una
temperatura de 260 a 265 F y a una presión de 35 -38 PSI y sale
con una temperatura de 200 - 205 F y a una presión de 30 a 35 PSI.
FW. KO
SEPARADORACEITE TÉRMICO
Sis. CALENTAMIENTO

73
V-1105
SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
INT. CALOR
SCRUBBER DE AGUA DESHIDRATADOR
GENERACIÓN TEA
OBJETIVO: Separar mas cantidad de agua de formación y gas.
El valor del BSW del crudo saliente esta alrededor de un 10%
DESHIDRATADOR ELECTROESTÁTICO
OBJETIVO: Extraer la mayor cantidad de agua de formación del crudo.
Es la última etapa en la que se puede extraer agua del crudo.
El valor del BSW a la salida dede ser menor al 1%.
MÉTODO: A través de Transformadores, generan energía electroestática, la cual
agrupa las moléculas de agua haciendolas mas grandes, con el
objetivo de que estas caigan por su densidad.
V-1106
DESHIDRATADOR ELECTROESTÁTICO
SEPARADOR BOTAS 1107
SCRUBBER DE AGUA

74
BOTAS DE DESGASIFICACIÓN
OBJETIVO: Extraer el gas que se
encuentra disuelto en el crudo
que proviene de la
deshidratadora.
METODO: A través de placas colocadas
alternadamente dentro de la
bota, se produce una liberación
de gas, la misma que es
producida por un proceso de
expansión brusca.
DESHIDRATADOR
E 1063 / E 2063
TANQUES
V-1107
T-1108
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO
LANZADOR
BOTAS 1107
ACEITE TÉRMICO
Sis. CALENTAMIENTO
MOV MOV
BUSTER
TRANSFERENCIA
PV
1150 PSI

75
SCRUBBER DE AGUA
OBJETIVO: Extraer la mayor cantidad de aceite contenida en el agua.
METODO: La utilización de dos separadores, que forman niveles de agua, los
que permiten extraer por la parte superior del vessel el aceite
residual.
V-1111
SCRUBBER DE AGUA
SEPARADOR
DESHIDRATADOR
FW. KO
CLOSE
DRAIN
TANQUES
RECOVERY GAS
TEA
SCRUBBER DE AGUA
V-1111
SCRUBBER DE AGUA
SEPARADOR
DESHIDRATADOR
FW. KO
CLOSE
DRAIN
TANQUES
LOCALIZACIÓN DE ELEMENTOS DE CONTROL
RECOVERY GAS
TEA
144’’ 100%
132’’ 0%
130’’ 100%
118’’ 0%
LV AGUA
LT AGUA
PV GAS LV CRUDO
LT CRUDO

76
SCRUBBER DE AGUA
V-1111
SCRUBBER DE AGUA
PARTES IMPORTANTES UBICADAS EN EL INTERIOR DEL VESSEL
Nata deCrudo
Gas
Separador
T-1118
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA
LANZADOR
SCRUBBER
BUSTER
PRESIÓN INTERMEDIA
PV
120 PSI
PV
1190 PSI

77
TRATAMIENTO AL AGUA DE REINYECCION
En el proceso de reinyección del agua de formación, mediante un sistema de desecho del
agua producida se están usando antiescalas para prevenir la formación de escalas. Los antiescalas
usados son los fosfonatos como el ácido fosfórico, éstos se inyectan antes y después del tanque de
almacenamiento.
Los antiescalas se inyectan en forma continua y previenen la formación de escalas en los equipos
superficiales, subsuperficiales y en la formación. Para el control de la corrosión se usan
inhibidores de corrosión conocidos como aminas cuaternarias. Estos inhibidores se inyectan en
forma continua después del tanque de almacenamiento del agua. Para el control de las bacterias
que se presentan en el sistema de desecho de agua producida se usan baches de biocidas. Estos
se aplican a las líneas por 3 o 4 horas al día. Las bacterias que más afectan son las sulfato
reductoras.
Para remover los depósitos que pueden ser escalas, arenas, se usan los raspadores o cerdos. Estos
facilitan a su vez la acción de los biocidas que tienen que entrar en contacto con las bacterias que
en ocasiones se encuentran bajo los depósitos. Estos se corren en las líneas superficiales.
Se usan clarificadores antes de los tanques de almacenamiento para remover el aceite residual del
agua de formación para desecho a fin de evitar problemas posteriores.

78
SISTEMA COMPLETO DE REINYECCION DE AGUA
En la figura se presenta un esquema del sistema completo de reinyección de agua de formación
en el bloque.
Figura 23 Sistema de Reinyeccion de Agua

79
CAPITULO X
Costo de Trabajo Workover
Una vez que en el capítulo anterior se ha evaluado la propuesta técnica para inyectar agua de
formación, es necesario analizar si desde el punto de vista económico resulta rentable la
implementación de este proyecto, cabe mencionar que en cuanto a facilidades y equipos se
utilizaran los ya existentes en el campo lo que representa un ahorro para la empresa a
continuación detallamos el costo de conversión de un pozo productor a inyector
Costo de un pozo Producto es de :
Costo Aproximado de un Workover o Recompletacion es
COSTO
DIA 1
Legal Well Name: AMO B24
Common Well Name: AMO B24
Event Name: WORKOVER
Spud Date: 10/16/2002
Report #: 1 Report Date: 4/21/2010
Start: 4/20/2010
Printed: 4/21/2010 5:58:07 AM
INT 0726 ALQUILER DE EQUIPOS 197,92
INT 0734 REACONDICIONAMIENTO RIG – DIA DE TRABAJO 4229,88
INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE) 12,36
INT 0768 TRABAJO Y SUPERVISION DE EMPRESA 562,88
INT 0774 OTROS SERVICIOS Y ANALYSIS 34,54
TOTAL 5039,1

80
DIA 2
Spud Date: 10/16/2002
Start:: 4/20/2010
INT 0726 ALQUILER DE EQUIPOS 250,000
INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO 5343,00
INT 0768 TRABAJO Y SUPERVISION DE EMPRESA 711,00
INT 0774 OTROS SERVICIOS Y ANALYSIS 43,67
TOTAL 6365,40
DIA 3
Spud Date: 10/16/2002
Start: 4/20/2010
INT 0726 ALQUILER DE EQUIPO 250,000
INT 0768 LABOR & SUPERVISION DE LA EMPRESA 711
INT 0774 OTROS SERVICIOS SERVICES & ANALYSIS 43,67
TOTAL 6365,40

81
DIA 4
Spud Date: 10/16/2002
Start: 4/20/2010
INT 0726 ALQUILER DE EQUIPO / 250,000
INT 0768 LABOR & SUPERVISION – DE EMPRESA 711
INT 0774 OTROS SERVISIOS & ANALYSIS 43,67
TOTAL 6365,40
DIA 5
Spud Date: 10/16/2002
Report #: 5Report Date: 4/25/2010
Start: 4/20/2010
INT 0726 ALQUILER DE EQUIPO A GRUAS ATLAS 250,000
INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO SINOPEC
CORP. 5343,00
INT 0736 PRODUCCION DE FIJO PERFORACION SCHLUMBERGER 81871,24
INT 0738 TRABAJO ELECTRICO Y LOGISTICO SCHLUMBERGER 11668,27
INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE)SERAMIN 15,81
INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE)SERAMIN 1,92
INT 0768 LABOR & SUPERVISION – DE EMPRESA BARDELCAS 711
INT 0774 OTROS SERVICIOS & ANALYSIS GRUAS ATLAS 43,67
TOTAL 99904,91

82
DIA 6
Spud Date: 10/16/2002
Start: 4/20/2010
INT 0726 ALQUILER DEL EQUIPO 250,000
INT 0768 LABOR & SUPERVISION – DE EMPRESA 711
INT 0774 OTROAS SERVICIOS Y ANALYSIS 43,67
TOTAL 6365,40
DIA 7
Spud Date: 10/16/2002
Start: 4/20/2010
INT 0726 ALQUILER DE EQUIPO GRUAS ATLAS / 20.83 20,83
INT 0734 REACONDICIONAMIENTO DIA DE TRABAJO SINOPEC
CORP. / 443.25 443,25
INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE)SERAMIN / 1.32 1,32
INT 0758 CAMP-CREW-ALLOW-CATER(ON SITE)SERAMIN / 0.16 0,16
INT 0768 LABOR & SUPERVISION – EMPRESA BARDELCAS / 29.25 29,25
INT 0774 OTROS SERVICIOS & ANALYSIS GRUAS ATLAS / 3.64 3,64
INT 0784CONECTAR Y RETIRAR TIW / 29,115.52 29115,52
TOTAL 29613,97
CUMULATIVE TOTAL
160,019.58 160,019.58

83
Conclusiones y Recomendaciones
Concluciones
1. Las zonas de las distintas formaciones en donde se reinyecta el agua de formación producida
presenta excelentes propiedades petrofísicas como grandes espesores con buenas
porosidades, altas permeabilidades y bajos volúmenes de arcillas. Las mejores zonas de
reinyección son las que se encuentran en la arenisca M-1 Principal de la formación Napo.
2. En el bloque solo se reinyecta el agua de formación producida ( 990 mil bls ) para desecharla
en las formaciones subsuperficiales minimizando de esta manera el impacto ambiental y no
para incrementar la recuperación de petróleo y/o mantener la presión del reservorio.
3. Del análisis del agua de reinyección en el bloque se concluye que esta agua es de buena
calidad para la reinyección. Sin embargo, se aplican químicos como demulsificante antiescala
biocida Inhibridor de corroción que disminuyen el taponamiento y deposición de sólidos en
líneas y tanques; se excluye al oxígeno y se usan anticorrosivos para prevenir la corrosión en
superficie y equipo subsuperficial.
4. Las aguas de reinyección es buena por lo que el sistema de reinyección en el bloque no
presenta problemas de formación de escala en la pared del pozo o taponamiento del mismo
por filtración de sólidos suspendidos y/o precipitación de sólidos en la formación.

84
5. Es necesario el uso de baches de biocida para eliminar las bacterias sulfato-reductoras en el
sistema de reinyección para reducir la posibilidad de incrementar la corrosividad del agua y
taponar el sistema que estas bacterias ocasionan.
6. La reinyección de agua de formación en el bloque se ve favorecida por las altas presiones
usadas para reinyección lo que permite tener altos caudales de reinyección debido a las
presiones con las que se reinyecta el agua de alrededor de 2.600psi.
7. Es necesario un desnatador para cumplir con una doble función en la planta de tratamiento
de crudo. La primera es constituir una última etapa de separación de crudo y la segunda es
reducir la concentración del petróleo en el agua de formación para evitar problemas
operacionales del sistema de reinyección.
8. Económicamente la recompletación de un pozo productor en reinyector de agua de formación
es mucho menos costosa que la perforación de un pozo para reinyectar el agua de formación
producida.
9. Los impactos ambientales que produce el agua producida al ser desechada al medioambiente
se deben principalmente a las sales y sólidos suspendidos que contiene, a su concentración
salina y temperatura y el costo de la reinyección viene a constituir un minimo valor al lado de
la protección y preservación del medio ambiente cuyo valor es invaluable.

85
10. Los impactos ambientales que se minimizan a través de la reinyección de toda el agua de
formación en las formaciones subsuperficiales del bloque son:
 La contaminación de las fuentes de agua potable como capas freáticas de agua dulce,
ríos y arroyos especialmente por la alta salinidad del agua producida.
 La disminución de la calidad del agua usada para la irrigación por acumulación de sal.
 Los problemas de salud como la diarrea por la combinación del sodio con los sulfatos.
 La disminución de la capacidad de autopurificación del agua, la formación de
depósitos de lodos, el daño a las comunidades por la presencia de sólidos en
suspensión.
 La concentración de metales pesados como el bario, extremadamente tóxicos para los
seres humanos, en organismos como los crustáceos.
 La muerte de las especies y la producción de olores y sabores del agua por la presencia
de sulfuros.
 La muerte de las especies y la reducción en la aereación del agua por los aceites y
grasas que son altamente tóxicos.
 La acumulación de metales pesados radioactivos como el radio y estroncio por
organismos como los crustáceos que son significativos para los seres humanos.
 El aumento de la toxicidad para casi todas las formas de vida del agua por la excesiva
salinidad del agua producida.
 La disminución de los niveles de oxígeno disuelto que causa la mortandad en las
especies, el aumento de las tasas de crecimiento de las bacterias y organismos
perjudiciales que junto a la aceleración de las reacciones químicas conducirán a la
eutrofización por el aumento de la temperatura.

86
Recomendaciones
1. En el caso de disponer de pozos cerrados horizontales, verticales y direccionales, se
recomienda escoger como candidatos para ser recompletados como reinyectores. De la
misma forma, se recomienda en el caso de perforar un pozo para reinyección hacerlo en
forma direccional o vertical debido a las bajas tasas de reinyección presentadas por el pozos
horizontales en el Bloque
2. En el sistema de reinyección en el bloque se recomienda inyectar un clarificador más potente
antes del desnatador con el fin de reducir la concentración de petróleo en el agua de
formación para evitar problemas operacionales en el futuro.
3. Se recomienda que antes de la aplicación de un bache de biocida siempre se corra por la línea
un raspador con el objetivo de que entren en contacto las bacterias con el biocida aplicado ya
que si no se lo hace el biocida es estéril.
4. Se recomienda en el caso de tener pozos productores cerrados en el bloque aptos para ser
recompletados como reinyectores, recompletarlos en lugar de perforar nuevos pozos
reinyectores debido a su menor costo y similares resultados que se han obtenido en el bloque.
5. Se recomienda en el caso de decidir perforar un pozo para reinyectar el agua de formación en
el bloque tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

87
 Que el pozo a perforarse se encuentre en un área cercana a donde estén ubicadas las
facilidades de producción para disminuir los costos de líneas y equipo superficial
usados en el sistema de reinyección.
 Que el pozo a perforarse se encuentre en un área que esté fuera de las estructuras de
los campos productores por ser el sistema de reinyección usado para desechar el agua
de formación producida y no para mejorar la recuperación de petróleo y/o mantener
la presión del reservorio.
 Que el pozo a perforarse se encuentre en un área en donde las formaciones
subsuperficiales tengan un buen desarrollo (espesores grandes, porosidades buenas,
permeabilidades altas, volúmenes de arcilla bajos) para poder reinyectar altos
caudales de agua de formación
6. En el caso de decidir recompletar un pozo productor como reinyector de agua de formación
producida, se recomienda tomar en cuenta las siguientes consideraciones para la selección del
pozo más apto de entre los posibles candidatos:
 Que sea un pozo que esté cerrado por su baja rentabilidad económica debido
especialmente a la poca producción de petróleo y a la imposibilidad de incrementarla.
 Que sea un pozo en el cual no se pueda poner a producir ninguna otra arenisca
reservorio del bloque.
 Que sea un pozo que presente excelentes propiedades petrofísicas en una o varias
zonas de las formaciones como son grandes espesores con buenas porosidades y
permeabilidades y bajos volúmenes de arcillas para tener una mayor certeza de que el
pozo reinyectará grandes volúmenes de agua de formación.

88
 Que sea un pozo cuya posible zona de reinyección se encuentre en una formación no
productora del campo en el cual se encuentra ubicado.
 En el caso de que su zona de reinyección se encuentre ubicada en la arenisca
productora del campo, el pozo debe estar lo más flanqueado posible para evitar
problemas con la Dirección Nacional de Hidrocarburos.
7. Se recomienda implantar en futuros proyectos los sistemas reinyectores de agua de formación
al ser estos atractivos económicamente para las empresas por su bajo costo en comparación
al gasto que se haría al remediar el medio ambiente por el desecho del agua de formación al
medio ambiente y a la vez por ser una forma efectiva de proteger al medioambiente en
especial a los recursos hídricos a través de la minimización de los distintos impactos
ambientales que su descarga en superficie ocasionarían.

89
Glosario
Acidificación (acidize).- Es la práctica de tratar una formación con ácido para mejorar la
permeabilidad de la zona petrolífera. La técnica es también conocida como estimulación o
tratamiento ácido y es muy efectiva en rocas de carbonatos.
El ácido clorhídrico u otro ácido es inyectado bajo presión a la formación. El ácido agranda el
espacio poroso a través del cual fluyen los fluidos del reservorio. El ácido también remueve el
daño a la formación al disolver el material obturante de la roca alrededor del pozo. El ácido es
mantenido bajo presión por un período de tiempo y entoces retirado del pozo, después del cual el
pozo es suabeado y puesto en producción. Se combina con el ácido algunos inhibidores químicos
para prevenir la corrosión de la tubería.
Acido, lavado (acid wash).- Es un tratamiento ácido en el cual una mezcla de ácido es circulada a
través del pozo para limpiarlo.
Acuífero.- Roca permeable saturada con agua a presión. En su estado natural un acuífero puede
ser la zona de agua de un reservorio de petróleo o gas, proporcionando el empuje para hacer
llegar el petróleo al pozo.
Agua Intersticial.- Conocida también como agua connata. Es el agua retenida en el espacio poral o
instersticios de una formación desde que fue creada.
Angulo de buzamiento o inclinación (angle of dip).- El ángulo al cual una formación buza o se
inclina hacia abajo a partir de una horizontal.
API.- American Petroleum Institute, formada en 1917 para organizar la industria a fin de ordenar la
demanda de petróleo durante la primera guerra mundial. Es una organización sin fines de lucro,
que sirve para coordinar y promover el interés de la industria petrolera en su relación con
gobiernos y otros.
Barril (Barrel).- Una medida del volumen para productos hidrocarburos. Un barril es equivalente a
42 galones US o 0.15899 metros cúbicos (9,702 pulgadas cúbicas). Un metro cúbico es igual a
6.2897 barriles.
Bombeo Artificial.- Técnicas aplicadas a los pozos para que continuen produciendo
económicamente cuando ya no tienen energía suficiente para hacerlo por surgencia natural.
BOP.- ( Blowout Preventer ) Sistema de Emergencia del pozo en la torre de workover
BSW.- Se denomina así a las impurezas (sólidos y agua) que se asientan en el fondo de los tanques
que contienen al petróleo.
Bubble point.- Ver Punto de Burbuja.

90
Bypass.-
1.-Una conección de tubería alrededor de una válvula u otro mecanismo de control que esta
instalado, para permitir el paso de fluidos a través de una línea mientras se efectúan ajustes o
reparaciones en las instalaciones.
2.-La entrega de gas a un cliente (customer) por medio de una tubería diferente al suministro
tradicional a clientes. Por ejemplo, entrega de gas a un usuario final directamente del gasoducto
principal de transmisión sin mover el gas a través de la compañía de distribución local tradicional
(suministrador, supplier).
Carbonato de Calcio.- Es una combinación química de calcio, carbono y oxígeno, CaCO3. Es el
principal constituyente de la caliza (limestone). Este forma encostramientos en las facilidades que
manipulan agua y es una causa de la dureza del agua.
Caloría.- Es la cantidad de energía calorífica necesaria para elevar la temperatura de 1 gramo de
agua en 1° Celsius. Es el equivalente métrico del Btu (British thermal unit).
Campo o Yacimiento.- Area que consiste de un solo reservorio o múltiples reservorios, todos
agrupados alrededor de o vinculados a la misma característica geológica estructural individual y/o
condición estratigráfica. Puede haber dos o más reservorios en un campo que están separados
verticalmente por estratos herméticos intermedios, o lateralmente por barreras geológicas locales
o por ambos.
Cementación.- Técnica por la cual se prepara, bombea y ubica una mezcla de cemento dentro del
pozo con fines de fijar una tubería, aislar, reparar o abandonar.
Cellar.- lammamos cellar al hueco donde se va a perforar o se encuentran los pozos
Completación.- Es la preparación de un pozo para ponerlo en producción económicamente.
Después que un pozo es entubado y cementado, cada horizonte productivo es puesto en contacto
permanente con el pozo, permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia superficie a través de
la tubería de producción y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. El contacto con cada
horizonte puede ser alcanzado directamente (a hueco abierto) o por punzonamiento (baleo) a
través de la tubería de revestimiento.
Condensado.- Hidrocarburos que son gaseosos en el reservorio pero que se separan en forma de
líquido a partir del gas natural. Estos consisten de proporción variada de butanos, propanos,
pentanos y fracciones pesadas, con muy poco o nada de metano o etano.
Cuenca Sedimentaria.- Nombre dado a un gran depósito creado hace muchos millones de años en
la cual se han acumulado sedimentos que pueden consistir de fragmentos de roca de varias
dimensiones, remanentes o productos de animales o plantas, productos de acción química o por
evaporación o mezcla de estos. Los sedimentos tiene espesores que alcanzan entre 2,000 a 30,000
metros. En el Perú se han identificado 18 cuencas sedimentarias.

91
Deplección.- Reducción del contenido de un pozo, reservorio o campo. Cuando los hidrocarburos
se han agotado, se dice que la deplección es física; cuando los costos de extracción superan el
valor de lo producido, la deplección es económica. La deplección natural resulta si el mecanismo
de empuje natural no es reforzado o complementado por ejemplo con recuperación secundaria.
Otra Definición.- Condición de menor presión a la que llega un reservorio debido a su producción.
Desarrollo.- Es la perforación, profundización, reacondicionamiento y completación de pozos, así
como el diseño, construcción e instalación de equipos, tuberías, tanques de almacenamiento y
otros medios e instalaciones y la ejecución de cualquier otra actividad apropiada para la
producción de hidrocarburos, después del descubrimiento comercial de un yacimiento.
DPP.- Diámetro por Pie
Desarrollo Sostenible.- Es el desarrollo de nuestras economías sin destruir la naturaleza y el
bienestar de las generaciones futuras.
Escala.- La solubilidad es definida como la cantidad limitada de un soluto que puede ser disuelta
por un solvente bajo unas condiciones físicas dadas
Exploración.- Planeamiento, ejecución y evaluación de todo tipo de estudios geológicos,
geofísicos, geoquímicos y otros, así como la perforación de pozos exploratorios y actividades
conexas necesarias para el descubrimiento de hidrocarburos, incluyendo la perforación de pozos
confirmatorios para la evaluación de los reservorios descubiertos.
Formación.- Se refiere a estratos rocosos homogéneos de cualquier tipo, usados particularmente
para describir zonas de roca penetrada durante la perforación.
FW.KO.- Separador de Agua Libre
Gas Natural.- Una mezcla de hidrocarburos gaseosos que se encuentra en muchos tipos de roca
sedimentaria y estrechamente relacionadas a petróleo crudo, diferenciándose de esta en el rango
de hidrocarburos y sus constituyentes. El gas natural es principalmente parafínico, consiste
principalmente de metano, con proporciones significativas de etano, propano, butano y algo de
pentano, y usualmente nitrógeno y dióxido de carbono.
Otra Definición.- Es el gas natural asociado y no asociado, en su estado natural. Puede ser húmedo
si tiene condensado, o ser seco si no tiene condensado.
Gas seco.-
1.-Gas, cuyo contenido de agua ha sido reducido por un proceso de deshidratación.
2.-Gas que contiene poco o nada de hidrocarburos comercialmente recuperables como producto
líquido, llamado tambien "lean gas".

92
3.-Gas en el reservorio, que contiene alta proporción de metano y etano. El gas seco no está
asociado con petróleo, tal como el gas húmedo. Si más de 100 galones de propano, butano y otros
líquidos pueden ser extraídos de 1 MPC de gas, este se describe como gas húmedo.
GOR.- Es la proporción de petróleo y gas obtenida en un pozo productor bajo condiciones de
presión y temperatura dada.
Grado API.- Clasificación para petróleo con propósitos particulares en función de su densidad.
Numéricamente el valor es obtenido de la formula:
[ 141.5 / Grav. Espec. a 16° C] - 131.5
Hidrocarburo Líquido.- Petróleo y Condensado.
LIC.- Laso indicador de control
Manejo de Reservorios (Reservoir Management).- Es la acción de maximizar el valor económico
de un reservorio por optimizar la recuperación de hidrocarburos mientras se minimiza la inversión
de capital y gastos operativos.
Permeabilidad Absoluta (absolute permeability).- Es la medida de la facilidad de un fluido (tal
como agua, gas o petróleo) para fluir a través de una formación cuando la formación esta
totalmente saturada con este fluido.
La permeabilidad medida de una roca saturada con un solo fluido es diferente de la permeabilidad
medida a la misma roca saturada con dos o mas fluidos.
Permeabilidad Efectiva (effective permeability).- Es la medida de la habilidad de un solo fluido
para fluir a través de una roca cuando otro fluido está presente en el espacio poroso.
Petróleo Crudo.- Una mezcla líquida de muchas sustancias, principalmente compuestas de
hidrógeno y oxígeno. El petróleo crudo varía en apariencia desde incoloro hasta completamente
negro, tiene una capacidad calorífica entre 18,300 a 19,500 Btu por libra y una gravedad específica
entre 0.78 y 1.00 (correspondiente a 50° API y 10° API respectivamente). De acuerdo a su
gravedad se clasifican:
Crudo Liviano > 30° API
Crudo Medio 22 - 30° API
Crudo Pesado < 22° API
La clasificación anterior, no incluye gases disuelto, lutitas petrolíferas o "tar" semi-sólidos.
Planta Criogénica.- Una Planta de Procesamiento de gas, quees capaz de producir productos
líquidos del gas natural, incluyendo etano, a muy bajas temperaturas de operación.

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