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METODO DE RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA: 1. OBJETIVOS: 1.1. Objetivo General:  Conocer el método de recuperación secundaria por inyección de agua en los campos petrolíferos de Bolivia. 1.2. Objetivos Específicos:  Dar a conocer la ubicación de campos productores donde se están aplicando inyección de agua.  Estudiar los programas de aplicación del proyecto.  Estudiar los métodos de inyección que se aplican.  Indicar los números de pozos seleccionados para el proyecto en los campos.  Dar a conocer las fuentes de abastecimiento de agua – plantas de tratamiento.  Describir los equipos utilizados en la inyección de agua.  Investigar si se trata de un proyecto piloto o proyecto total.  Indicar los resultados y rendimiento de los proyectos de inyección

2. FUNDAMENTO TEORICO: 2.1. Definición: En un campo petrolero explotado en su totalidad, los pozos pueden perforarse a una distancia de entre 50 y 500 metros, según la naturaleza del yacimiento. Si se bombea agua en uno de cada dos pozos, puede mantenerse o incluso incrementarse la presión del yacimiento en su conjunto. Con ello también puede aumentarse el ritmo de producción de crudo; además, el agua desplaza físicamente al petróleo, por lo que aumenta la eficiencia de recuperación. En algunos depósitos con un alto grado de uniformidad y un bajo contenido en arcilla o barro, la inundación con agua puede aumentar la eficiencia de recuperación hasta alcanzar el 60% o más del petróleo existente. La inyección de agua se introdujo por primera vez en los campos petroleros de Pennsylvania a finales del siglo XIX, de forma más o menos accidental y desde entonces se ha extendido por todo el mundo. El movimiento del agua estimula el desplazamiento del petróleo y afecta el barrido vertical y a real, determinando de ese modo el factor de de recuperación de petróleo de un campo. Si bien el agua a menudo se considera un problema, el agua buena es crítica para el proceso de producción de petróleo. El agua mala, por el contrario, es agua que aporta poco valor a la operación de producción. El primer paso en lo que respecta al manejo del agua es la evaluación y el diagnóstico del sistema de agua. Debido a la complejidad de este sistema, la definición del problema suele ser la parte más complicada del proceso. 2

El agua forma parte integrante y a menudo necesaria, del proceso de producción. Durante la producción el petróleo es barrido del yacimiento y es reemplazado por agua natural o inyectada. Este proceso raramente es uniforme. La heterogeneidad de la formación puede conducir a la incursión prematura de agua y a problemas relacionados con el agua de fondo. Los pozos de producción e inyección son vigilados rutinariamente y manejados para minimizar la relación agua/petróleo, maximizar la eficiencia de barrido vertical y optimizar la producción de petróleo. Los sistemas de superficie pueden ser complejos y deben ser diseñados para manejar y tratar los volúmenes de agua que entren y salen del sistema de producción. La calidad del agua es controlada y vigilada rutinariamente. Las arenas petrolíferas son barridas por el agua, desplazando al petróleo y generando su flujo. No obstante, el agua se convierte en problema cuando el volumen de petróleo producido que se lleva a la superficie disminuye y los sistemas de tratamiento del agua en superficie se sobrecargan. Al generarse en la superficie más agua que la necesaria para el proceso de reinyección, el tratamiento y la eliminación de este exceso de agua producida se suma a los costos de producción de petróleo.

Figura 1. Formación de agua en el reservorio. En principio los pozos de hidrocarburos producen de manera natural gracias a la energía interna del yacimiento hasta llegar a un punto en el que la energía presente en el yacimiento es menor a la necesaria para llevar el crudo hasta la superficie, por lo que es necesario implementar métodos secundarios de producción o recuperación con el fin de mantener el pozo produciendo a una 3

tasa fija y aumentando el factor de recobro del yacimiento. El método de recuperación por bombeo de agua es uno de estos metidos y por lo general la inyección de agua se realiza por medio de pozos llamados inyectores que se pueden encontrar en medio de varios pozos productores o alrededor de ellos con el fin de facilitar el desplazamiento de crudo por el medio poroso hasta el pozo y posteriormente hasta la superficie.

figura 2. Sección esquemática de inyección de agua fuente: Energy Press La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros años de 1980, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción. 2.2.

Inyección de agua:

La inyección de agua tuvo sus comienzos en la ciudad de pithole, al oeste de Pennsylvania en el año 1865. Como sucede frecuentemente en el desarrollo de nuevas tecnologías, la primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo de productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. En esta época se pensó que la función principal de 4

la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros años de 1890, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción. Para 1970, la práctica de la inyección tuvo un apreciable mi [acto en la producción de petróleo del campo Bradford. El primer patrón de flujo, denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo; a medida que aumenta la zona invadida y que los pozos productores que lo rodeaban eran invadidos con agua, estos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente más amplio, este método se expandió lentamente en otras provincias productoras de petróleo debido a varios factores, especialmente a que varios factores, especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operadores estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena. Además, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrolló la inyección de gas, generándose en algunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos métodos. En 1921, la invasión circular se cambió por un arreglo en línea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una línea igual de pozos inyectores. Para 1928, el patrón de línea se reemplazó por un arreglo de 5 pozos. de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección-producción.

figura 3. Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo. Fuente: Libro; Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos “Magdalena Paris de Ferrer”

En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de recuperación secundaria, constituyéndose en el proceso que más ha contribuido al recobro de 5

petróleo extra. Hoy en día más de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua. (Figura 3)

Figura 4. Esquema de una planta con inyección de agua “Fuente: Energy Press”

3. UBICACIÓN DE CAMPOS DONDE SE ESTAN APLICANDO INYECCION DE AGUA:

Figura 5. Ubicación Geográfica de los campos de inyección de agua. Fuente: Ministerio de Hidrocarburos 6

a. Campo víbora. - El Campo Víbora está ubicado a 201 Km. al noroeste de Santa Cruz, dentro del Bloque Boomerang II, se caracteriza por ser un yacimiento productor de gas-condensado de 68º API. Las arenas productoras de éste Campo corresponden a las formaciones Yantata, Petaca (Terciario) y Arenisca Sara (Devónico). La secuencia estratigráfica es similar a los campos vecinos. b. Campo Sirari. - Situado a 216 Km. al Noroeste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, corresponde al Bloque del Boomerang Hill y se caracteriza por ser un yacimiento productor de gas-condensado de 72º API. c. Campo Yapacani. - Se encuentra ubicado dentro del Bloque Boomerang Hill, se caracteriza por ser un yacimiento productor de petróleo de 58º API, con gas asociado. d. Campo patujusal. - El campo Patujusal está localizado en la parte central de la región del Boomerang Hills a 15 km al oeste del campo Los Cusis. Se encuentra ubicado sobre un lineamiento estructural en la zona del ante país, al sud del arco estructural del Boomerang. e. Campo los cusis. - El campo Los Cusis está localizado a 115 km al Noroeste de la ciudad de Santa Cruz. Geomorfológicamente se sitúa en la parte Este del área Boomerang. f. Campo caranda. - El campo Caranda está ubicado en la cuenca de Santa Cruz en el sector Nor-Occidental, en el límite entre las zonas del subandino y la llanura, la estructura de este campo está conformada por fallas de cabalgamiento en parte profunda y retro cabalgamiento en la parte somera, configurando un anticlinal asimétrico de rumbo NO-SE. En este campo, aunque se totalizaron 30 reservorios gasíferos y petrolíferos, al 2006 se producía de los niveles pertenecientes a las Fms. Chaco, Petaca, Cajones, Taiguati e Iquiri. g. Campo la pena-tundy. - Es un campo en plena etapa de producción con todos sus pozos perforados para una óptima explotación. La producción principal del campo es de petróleo con gas asociado. h. Campo los sauces. - Este Campo pertenece al Bloque Grigotá, es desarrollado con posterioridad a la fecha de transferencia de los activos de YPFB. El Campo es productor de gas retrógrado con condensado de 62º API y su producción proviene de los reservorios La Peña y Sucre, pertenecientes a la Formación San Telmo del Sistema Carbonífero. i. Campo rio grande. - El campo Río Grande se encuentra ubicado a 61 Km. al sud-este de la ciudad de Santa Cruz, forma parte del Área Centro “Bloque Grigota” junto con los campos Los Sauces y La Peña. Es un campo gasífero y de producción de condensado. Cuenta con una Planta de Inyección, una Planta de procesamiento de gas por Absorción Refrigerada y una Planta de Compresión de gas para la exportación al Brasil. j. Campo vuelta grande. - El Campo Vuelta Grande se encuentra ubicado en la provincia Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca. Morfológicamente está emplazado en el Piedemonte Sur. Fue descubierto por YPFB, con la perforación del pozo VGR-X1 que alcanzó la profundidad de 3.233 m, permitiendo conocer la existencia de hidrocarburos en cantidades 7

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comerciales en las Formación Cangapi y Grupo Tacurú a una profundidad de 2.300m y 2.080m, respectivamente. La producción se inició en junio del 1983. Campo san roque. - El campo San Roque está ubicado en la provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija. Se encuentra 110 km al Sur de Camiri y 29 km al Norte de Villa Montes. Su elevación es de 600 m.s.n.m. y presenta temperaturas ambientales que varían entre los 26.6 °F (-3°C) y los 122 °F (50 °C). Forma parte del grupo compuesto por los campos Vuelta Grande, Ñupuco, La Vertiente, y Escondido. Campo chaco sur. - El campo Chaco Sur, geográficamente se encuentra en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, es productor de gas y condensado con una producción acumulada desde su descubrimiento de 19.36 BCFs de gas y 170.717 Bls de condensado hasta el 30 de abril del 2006. Geológicamente está ubicado en el Piedemonte Sur, es integrante del lineamiento estructural de rumbo Norte-Sur, que incluyen a las anomalías estructurales de Sipuati, Simbolar, Carandaiti y Mandeyapecua. Campo nupuco.- El Campo Ñupuco, geográficamente se halla ubicado en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija. Geológicamente la estructura de Ñupuco forma parte del lineamiento estructural N-S, que incluyen en el norte a las anomalías estructurales de Sipuati, Simbolar, Carandaiti y Mandeyapecua. Campo la vertiente. - Actualmente este campo tiene cinco reservorios productivos, de los cuales tiene dos más importantes con respecto al volumen In Situ recuperable, y que son el reservorio Petaca y Yecua. Campo los suris. - La estructura Los Suris se encuentra aproximadamente a 8 Km al sur-sureste de la principal culminación del Escondido y desarrollado como una estructura independiente formando buenos cierres al norte y sur. El pliegue se desarrolla en la lámina yaciente de la falla Los Suris Figura II.33. La sedimentación caótica de las rocas del Sistema Carbonífero, origina una estructura con altos topográficos y paleo valles. Campo escondido. - El Campo el Escondido (EDD) fue descubierto el año 1981 e inició su producción en 1989. El pozo EDD-2 probó areniscas productivas en el Escarpment Medio y Superior, San Telmo, Cangapi y Petaca; seis pozos produjeron de este campo y el pico de producción de gas se alcanzó en agosto del 2002 con 47.9 mmcfd. Actualmente los reservorios Petaca, Cangapi y San Telmo están en producción. Campo san Alberto. - El campo San Alberto es un pliegue anticlinal alargado con rumbo predominante Norte-Sur, está situado al Sur de Bolivia. Morfoestructuralmente se ubica en la faja plegada y corrida del Subandino Sur, la misma que está constituida por un complejo sistema de serranías longitudinales, con anticlinales estrechos de orientación Norte-Sur. Campo sábalo. - El bloque San Antonio se encuentra morfológicamente en el Subandino Sur y ubicado en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija, aproximadamente a 20 Km al oeste de la ciudad de Villamontes. Este situado en el área tradicional de exploración y explotación de petróleo y gas, tiene una extensión original de 13.78 parcelas, equivalentes a 34450 Has. 8

s. Campo margarita. - El campo Margarita se encuentra en el Bloque Caipipendi, ubicado en la parte sur de la faja plegada conocida como la Zona Subandina Sur y abarca parte de los departamentos de Chuquisaca y Tarija en territorio boliviano. El área de Margarita forma parte de la extensa cuenca Subandina que se desarrolla entre la Cordillera Oriental de los Andes y el Escudo Brasileño. En ella se ha depositado una espesa pila sedimentaria de más de 10.000 metros de espesor, originando una columna estratigráfica que se extiende desde el Paleozoico Inferior al Terciario Superior. Actualmente se reconocen con claridad en esta área, dos cuencas diferenciadas fisiográficamente. t. Campo naranjillos. - El Campo Naranjillos se encuentra a 25 Km. al sudoeste de la Ciudad de Santa Cruz de la Sierra. Fue descubierto por YPFB en 1962, perforando 26 pozos hasta el año 1970. Es de dimensiones medianas comparado con los estándares de Bolivia. Es productor de gas y condensado habiendo producido desde su descubrimiento hasta el 30 de abril del 2006 71.95 BCFs de gas y 493.817 Bls de condensado. u. Campo bulo bulo. - El anticlinal Bulo Bulo se encuentra localizado en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. Geomorfológicamente se sitúa en la zona Pie de Montaña de la Faja Subandina Central. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) encaró trabajos de exploración en el área del Chapare Cochabambino, con el propósito de evaluar el potencial hidrocarburífero de la zona. Es así que, en 1961 el geólogo Humberto Suárez, con trabajos de geología de superficie, definió la existencia de una estructura anticlinal, denominada después como Bulo Bulo. v. Campo carrasco. - El campo Carrasco se encuentra en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba siendo productor de gascondensado. Fisiográficamente, corresponde a la llanura chaco-beniana, entre los ríos Ichilo e Isarsama, donde la altura promedio del terreno es alrededor de 320 m sobre el nivel del mar. YPFB investigó la provincia geológica del Pie de Monte Norte, como parte de los trabajos exploratorios en el Subandino Centro, obteniéndose como resultado el descubrimiento de los campos hidrocarburíferos de Carrasco, Katari y Bulo-Bulo. Años recientes se realizaron trabajo de sísmica 3D en las áreas de Carrasco y Kanata. w. Campo kanata.- El campo Kanata se encuentra en el mismo lineamiento que los campos productores de Carrasco por el Sur-Sur Este y Paloma por el Norte-Noroeste y se encuentra ubicada en la zona de fore Land del Subandino Centro. Fue descubierto en julio del año 2002 al perforarse el primer pozo, KNT-X1, en la estructura anticlinal Kanata. Este pozo descubrió reservas de gascondensado en la Formación Yantata. Cabalmente, el pozo Kanata-X1 (KNT-X1) fue propuesto para investigar el potencial de petróleo y gas en las formaciones Yantata y Petaca, en el sector Sur de la estructura anticlinal. Esta estructura fue definida por medio de la interpretación sísmica 2D, 9

x. Campo surubí noroeste. - El campo fue descubierto en julio de 2003 con el pozo exploratorio SRB NO-X1. Este pozo descubrió niveles productivos en la formación Yantata e inició su producción, con un caudal aproximado de 1300 bpd. Un mes más tarde, se perforó el pozo SRB NO-X2 que alcanzó un caudal de producción algo menor en torno a los 1000 bpd. En enero de 2004 se concluyó la perforación del SRB NO-3H y entró en producción con caudales próximos a los 2000 bpd. En junio de 2004 se perforó el pozo SRB B-1ST, que encontró niveles productores en la formación Petaca. 4. METODOS DE INYECCION: De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes: 4.1.

Inyeccion periferica o externa

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, como se observa en la Figura 6 el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo.

Figura 6. Inyección de agua externa

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Características: 1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de agua. 2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.

Ventajas: 1. Se utilizan pocos pozos. 2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande. 3. No es indispensable una buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión con agua por flancos. 4. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. En este tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la última fila de pozos productores. Esto disminuye los costos de las instalaciones de producción de superficie para la separación agua-petróleo. Desventajas: 1. Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. 2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como si es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos. 3. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de los yacimientos. 4. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el yacimiento. 5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo.

4.2.

Inyección en arreglos o dispersa

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Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petróleo/ gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un numero apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores, como se observa en la Figura 7. Características: 1. La selección de arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad (fc), de la porosidad (()>) y del numero y posición de los pozos existentes.

Figura 7. Inyección de agua.

2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión a real. 3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro. Ventajas: 1. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector-productor es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad. 2. Rapid respuesta del yacimiento. 3. Elevada eficiencia de barrido a real. 4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo. 5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro. 6. Rapida respuesta en presiones. 7. El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto. Desventajas: 1. En comparación con la inyección extema, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores. 2. Requiere mejor descripción del yacimiento. 12

3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos. Es más riesgosa. Es importante señalar que la práctica de arreglos geométricos regulares para ubicar los pozos inyectores es algo que cada día se usa menos, ya que, con los avances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las características de flujo y la descripción sedimentológica, es posible ubicar productores e inyectores en forma irregular, pero aprovechando al máximo el conocimiento de las características del yacimiento y optimizando el número de pozos. 5. FUENTES DE ABASTECIMIENTO DE AGUA – PLANTAS DE TRATAMIENTO 5.1. FUENTES DE ABASTECIMIENTO: La planta de inyección de agua recibe el agua de producción de los separadores de inyección y los drenajes de las plantas de inyección, compresión y absorción para totalizar un volumen de líquido de 2100Bbl/día. Lo que hace la PIA es tratar esta agua (con algo de condensado y suciedades) y acondicionarla para su posterior envío a La Peña) donde se la reinyecta a pozo.

Figura 8. fuente de abastecimiento de agua en el campo paloma.

Existen en la actualidad 15 campos en los cuales se aplican métodos de Recuperación Secundaria: o o o o o o o o o

Camiri Cascabel La Peña Río Grande Sirari Tundy Víbora Yapacaní Carrasco 13

En los 15 campos mencionados se llevan a cabo proyectos de inyección de Gas, Agua u otros fluidos, ya sea en proyectos piloto (Cascabel) o ya en aplicación total o parcial para ciertos reservorios de los campos. Estos campos están bajo la jurisdicción de las empresas Andina, Chaco, Maxus y Perez Company. Al realizar el presente trabajo se tropezó con ciertas dificultades ya que las autoridades entrevistadas6 nos dieron a entender que los datos con referencia a los proyectos de Recuperación Secundaria son manejados con extrema reserva; sin embargo, se pudo acceder a algunos de los proyectos y se averiguaron los resultados que a continuación se presentan.

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A continuación se presenta un pequeño gráfico comparativo en el cual se ilustra la distribución porcentual de los pozos existentes en el territorio nacional según el estado en el que se encuentran.

Figura 9. Distribución porcentual según estado de los pozos.

La tabla siguiente ilustra los volúmenes de inyección de gas/agua en los diferentes campos y los volúmenes de hidrocarburos que se recuperan de los mismos; vale la pena hacer notar que en el caso específico de inyección de gas los volúmenes recuperados se evalúan con la siguiente ecuación de balance de materia: Gas remanente = Reserva Probada – Gas Producido + Gas Inyectado Esta ecuación representa el flujo de ciclos de reinyección de gas al reservorio, haciendo notar que la cantidad de gas que queda todavía dentro del reservorio corresponde a la cantidad que se tenía como reserva probada remanente menos la cantidad de gas que se extraerá de dicha reserva y adicionándole la cantidad de gas que se inyectara al reservorio para dicha ocasionar dicha extracción de hidrocarburo. La cantidad de agua inyectada variara en función a la cantidad de pozos inyectados que se tenga, tomando en cuenta que en cada uno de los pozos se debió aplicar previamente estudios de petrofísica.

Figura 10. Incremento de la producción de agua. 18

Cabe también mencionar que, a decir de la autoridad consultada, no se cuenta con datos cabales acerca de los proyectos de inyección de agua en los archivos del Ministerio de Hidrocarburos, puesto que el agua no es un recurso que este ente pueda fiscalizar; es por este motivo que se cuenta con los datos de volúmenes de inyección de los proyectos de inyección de gas solamente, tal como lo refleja la tabla siguiente: Se observa que se cuentan con pocos datos acerca de los campos en los cuales se aplica actualmente la inyección o reinyección de gas, esto es debido, vale la pena recalcar, a la confidencialidad con la cual se manejan estos datos incluso a nivel del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Se puede también observar que como se estableció en la introducción al presente trabajo la aplicación de los proyectos de recuperación secundaria no pasa en el mejor de los casos de los 10 años (proyectados) y según información verbal recibida el más antiguo de estos se remonta no más de 5 años en el pasado, dejando por conclusión que en tiempos de YPFB no se hizo ni siquiera el intento por aplicar la recuperación secundaria a los campos tradicionales. Se adjunta como anexo al final del presente trabajo el “Proyecto de Reinyección de Gas Natural al Campo Víbora” a cargo de la empresa Andina SA, en el cual se encuentra en detalle la información de los reservorios a los cuales se aplica la recuperación secundaria, así como los pormenores de los cálculos realizados para los mismos correspondientes a dicho proyecto. Para concluir con esta primera parte de la investigación, se presenta a continuación algunos datos de unos cuantos campos a los cuales se aplica la recuperación secundaria por inyección de gas o agua en nuestro país. CAMPO CARRASCO: Departamento: Cochabamba Provincia: Carrasco Ubicación Fisiográfica: Pie de Monte Ubicación Estructural: Corresponde al lineamiento de las estructuras de Katari – Bulo Bulo, con orientación ESE-ONO. Tectónicamente está afectado por una falla Inversa. Descubierto: 1991 por YPFB Reservorios: Productor de Gas y Condensado Edad: Terciario, Cretácico y Devónico Profundidad: 2855 m hasta 4461 m

Figura 11. Planta carrasco

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CAMPO TUNDY: Departamento: Santa Cruz Provincia: Andrés Ibáñez Ubicación Fisiográfica: Llanura Centro Ubicación Estructural: El anticlinal Tundy está comprendido en el lineamiento estructural de dirección SE-NO formado por las estructuras Rio Grande, La Peña y Paurito. Descubierto: 1992 por YPFB Reservorios: Productor de Petróleo Edad: Carbonífero Profundidad: 2256 m

Figura 12. Fotografía de la planta tundy

CAMPO CARANDA: El 23 de mayo de 1956 se firma entre YPFB y Bolivian Gulf oil Co. Los contratos de operación y financiamiento de oleoductos. Dentro de estos contratos figura la concesión de 1500000 hectáreas de área de YPFB, quedando comprendido en esta concesión el Campo Caranda. En 1962 se produce una baja en la producción y que provoca un déficit del 22 % en el aprovisionamiento del consumo interno, lo que obliga a YPFB a comprar crudo de la Argentina y a Bolivian Gulf Oil co. a fines del mismo año, la producción se incrementa y cesan las compras. Con el fin de aprovisionarse del petróleo suministrado por la Gulf se extiende el oleoducto Caranda-Santa Cruz de 60 Km de extensión, con cañerías de 8 5/8 y 10 ¾. El 31 de agosto de 1960 la Gulf, descubre el campo Caranda con el pozos Caranda N1 el que alcanza la profundidad de 4272 metros.

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Figura 13. Planta Caranda

El aspecto fundamental de este descubrimiento consiste, en que la producción proviene de sedimentos cretácicos y terciarios. Este hecho fue nuevo y amplio totalmente el horizonte de los geólogos que en base a los resultados obtenidos de la Standard Oil, se avocaron fundamentalmente a la búsqueda del petróleo en sedimentos del devoniano. El 17 de octubre de 1969 se dicta el decreto supremo 8956 por el que se dispone la reversión al Estado de todas las concesiones otorgadas a la Gulf y la nacionalización de todas sus instalaciones, medios de transporte, estudios geológicos, planos proyectos y todo otro bien sin excepción alguna. CAMPO VIBORA: En el Campo Víbora están presentes las formaciones Tariquía, Yecua y Petaca del Terciario, Yantata del Cretácico, Ichoa del Jurásico, Limoncito y Roboré del Devoniano y El Carmen donde se encuentra el reservorio Sara perteneciente al Siluriano. La Formación El Carmen está representado por un potente paquete arenoso de 140 m de espesor denominado Arenisca Sara en el área del Boomerang. Está constituida por arenisca gris blanquecina, grano fino a medio, subredondeado ha redondeado, buena selección, escasa matriz arcillosa, cemento silíceo, en partes calcáreos, contiene minerales pesados como mica, magnetita, ilmenita. Presenta escasas intercalaciones de lutita gris oscura, micácea y físil. Los análisis petrográficos clasifican estas rocas como arenitas cuarzosas. La arenisca Sara tiene un ambiente de depósito marino silicoclástico de Poca profundidad en facies de playa. La expresión biográfica de los registros, la litología de los testigos, estructuras internas, la selección, el redondea miento de los granos de cuarzo corroboran la interpretación del ambiente sedimentario. Este ambiente sedimentario significa que, esta arena, tiene continuidad lateral sin cambios petrofísicos grandes. La estructura de Víbora está ubicada en el sector occidental de las colinas del Boomerang Hills y tiene una orientación general E - O tal como ocurre con la tendencia de esta serranía. 21

La evolución tectónica de la estructura de Víbora tiene su origen en la forma del basamento y la yuxtaposición de las rampas del basamento. A esto se suma la falla miento por esfuerzos compresivos que tienen sus despegues en lutitas del Silúrico, formándose los pliegues por propagación de falla. La estructura de Víbora, para el nivel Sara, es un anticlinal simétrico con flancos y hundimientos bien conformados. La dirección general es E - O. Este pliegue no está cortado por ninguna falla y los pliegues superiores tales como el Yántala y Petaca fueron formados por propagación de falla con despegues en el Devónico sin afectar la Arenisca Sara. En general la roca es compacta, tiene una porosidad del orden de 14% y una permeabilidad 26 md. El reservorio está constituido de dos fases, una fase inferior de unos 20 m de espesor saturado de petróleo de 45° API y un casquete de gas, medido en la parte central, de unos 90 m de espesor. La formación Yantata está ubicada en el tope de la sección de edad Cretácica en el Campo Víbora. Esta formación está representada por un potente paquete arenoso de 139 m de espesor, con variaciones en el espesor que van desde 130 m a 147 m. La formación Yantata ha sido dividida en tres miembros designados como Yantata Inferior, Yantata Medio y Yantata Superi. Esta división principalmente se ha efectuado por las diferencias en las características formas de las curvas de los registros eléctricos que responden a las variaciones litológicas de esta formación. El Miembro Inferior de la formación Yantata tiene un promedio de 53 m De espesor. Descansa en contacto transicional con la formación Ichoa infrayacente. Se trata de un cuerpo de arenisca de grano fino a medio. El Miembro Medio tiene un promedio de 40 metros de espesor. El tope del miembro corresponde a una superficie que presenta cambios sutiles distinguibles y correlacionables en las respuestas de los registros de gamma ray y resistividad. Este cuerpo está constituido por areniscas finas y medias, se asume también para este nivel un paleoambiente de depósito eólico. El Miembro Superior de la formación Yantata tiene 47 m de espesor promedio. Está constituido por areniscas de grano fino a grueso. Estudios de laboratorio efectuados en distintos testigos tomados en este cuerpo definen que la roca corresponde a cuarzo arenita feldespática principalmente cuyos componentes promedio son: Cuarzo 80%, feldespato 18% y líticos 2%. El ambiente de depósito sugerido es Fluvio-deltaico. En cuanto a presencia de hidrocarburos, que principalmente es gas condensado, podemos decir que existe en los tres miembros, todo depende de la posición estructural del pozo. En los pozos más altos estructuralmente existe gas en los tres miembros, mientras que en los pozos más bajos sólo existe en el miembro inferior. La estructura de Víbora está conformada por un anticlinal fallado en su flanco norte, en una dirección general NEE - SOO, la falla corre paralela al eje de la estructura, como consecuencia de esta falla el flanco norte es algo más comprimido que el flanco sur, sin embargo, la falla no tiene gran rechazo, por consiguiente no afecta la distribución de los hidrocarburos en ambos bloques. 22

5.2. PLANTAS DE TRATAMIENTO: Una vez que se cuenta con la fuente o fuentes de suministro, el próximo paso es determinar el tipo de tratamiento que ha de ser aplicado al agua, la eficiencia del tratamiento del agua, y consecuentemente la calidad del agua empleada, depende directamente de la clase de equipo de la manera de que este es utilizado y de las sustancias químicas empleadas en el tratamiento. Por tanto, es esencial conocer aspectos relacionados con el diseño y operación de la futura planta de tratamiento. El adecuado diseño de la planta en la que el agua tiene que ser tratada para la inyección al bus suelo y el método de operación de esta planta, determina grandemente el éxito de un proyecto de inyección. Generalmente las plantas de diseño (sistemas cerrados) son más adecuados para el tratamiento de aguas de campos petrolíferos, por su relativamente bajo costo original y porque el manteniendo y supervisión son menores que los requeridos con una planta de diseño más complejo (sistemas abiertos). Las diferencias en los requerimientos de una planta en la que el agua tiene que ser tratada apara altas o bajas presiones de inyección son despreciables, a causa de los factores físicos y químicos básicos involucrados son los mismos. Así, no hay diferencia fundamental en el diseño del equipo para el tratamiento de aguas dulces o saladas, excepto por el hecho de que las aguas saladas son más corrosivas que las dulces. Muchos proyectos de inyección de agua son iniciados como operaciones piloto y frecuentemente de 10 a 80 acres son desarrollados para la inyección. Si llega a ser evidentemente que la inyección piloto es un éxito económico, el proyecto puede ser extendido al término del periodo experimental, incluyendo la superficie total disponible y adecuada para la inyección. Es económicamente impracticable emplear un equipo de tratamiento a toda su capacidad para una pequeña cantidad de agua requerida en una inyección piloto. En lo posible, el equipo debe tener la precisa capacidad para tratar y manejar el agua necesaria para la inyección piloto. Cuando el proyecto es extendido al término de la operación piloto, el equipo original puede ser empleado agregando unidades standard conforme se necesiten. Es una práctica enteramente económica utilizar los mismos filtros, bombas, tratadores y otras unidades, durante todo el tiempo que dura el Proyecto. 5.2.1. Esquema actual de tratamiento de agua: El agua producida en el campo RGD es bombeada, previo tratamiento: Biosida, filtrado e inhibidor de corrosión, al campo LPÑ, a través de un ducto de PVC de 6” a una presión máxima de 120 psi. Actualmente el agua es recibida en LPÑ en un tanque de 250 Bls junto al agua drenada de la pileta API de dicho campo y bombeada a la PIA de Satélite, ingresando allí al separador Free water; donde empieza el tratamiento junto al agua producida en Satélite. Con la dosificación de rompedor de emulsión, biosidas y clarificador se inicia el tratamiento hasta el TK 1, de este pasa por los filtros de arena y posteriormente se dosifica inhibidor de corrosión, inhibidor 23

de incrustación y secuestrante de oxígeno. El agua filtrada y tratada químicamente es almacenada en el TK 2 para su posterior bombeo a los pozos inyectores, mediante bombas de desplazamiento positivo y 1400 psi.

Figura 14. Descarga de bombas para la inyección de agua.

El proceso inicia cuando el agua llega a una primera piscina de Pileta API donde se filtran todas las impurezas sólidas que el agua pueda contener, dichas impurezas principalmente provienen de los drenajes y se puede encontrar desde tierra hasta insectos. Posteriormente los líquidos, mediante una bomba centrífuga, pasan a un segundo tanque dentro de la pileta el cual tiene como función principal separar el agua del condensado gracias a la diferencia de densidad entre ambos. En este mismo lugar se trata el agua con biocidas y se puede enviar el condensado separado al tanque de alimento mediante una bomba de pistón triplex. Desde la pileta, el agua se envía al tanque Desarenatador (S-120) cuya función principal es terminar de separar todo el condensado que hay podido pasar, aprovechando una vez más el hecho de que el aceite flota sobre el nivel del agua como lo hace la nata en la leche. Antes de pasar al segundo tanque, el agua primero va a un filtro que separa las impurezas del agua mediante un empaque de arena de diferentes diámetros. 24

Dicho filtro se limpia todos los días mediante un “retro lavado” o flujo en contracorriente y las impurezas pasan a la Fosa de Membrana. A partir del filtro, toda el agua tratada pasa al segundo tanque (S-205) desde donde se bombea hasta La Peña mediante una bomba centrifuga de 5 HP y una de pistón triples de 30 HP. Toda el agua que se acumula en la Fosa de membrana se bombea de nuevo a la Pileta API para así completar un ciclo y el condensado y algo de sólidos que vienen del retro lavado se envían a Land Farming donde se hace el tratamiento a toda la tierra contaminada. Las bombas que conectan la piscina con el S-120, el S-120 con el S-205 y finalmente, el S-205 con la Peña, son de encendido y apagado automático y trabajan de acuerdo a niveles mínimos y máximos dentro de los tanques de agua. Estos datos más los valores asignados para alarmas del sistema de control son mostrados a continuación para cada tanque: Tanque S-120: Alarma por bajo nivel: 2m Alarma por alto nivel:5.8 m Paro por alto nivel: 6 m Arranque de la bomba de descarga por alto nivel: 3.5 m Paro de la bomba de entrada por bajo nivel: 3.1m

Figura15. Planta de inyección de agua – Planta de inyección Rio Grande.

5.2.2. Campo la peña: De manera general podemos decir que los volúmenes promedio que actualmente se producen en el campo La Peña: 2000 BPD. 25

Adicionalmente a estos volúmenes de producción, la Planta de La Peña también separa, procesa y trata volúmenes de agua que llegan de los campos Rio Grande y Los Sauces. El volumen de agua que llega es de 2000 BPD de agua proveniente de Rio Grande y 400 BPD que llegan de Los Sauces.

Figura 16. Área de separadores de la planta.

El volumen total de 4400 BPD de agua es reinyectado a los pozos: 44, 48, 53, 54, 62, 70 y 87 de La Peña con el fin de lograr recuperación secundaria. SISTEMA DE TRATAMIENTO Y ENVIO DE AGUA: En La Peña se recibe y trata agua de producción de los campos Rio Grande y Los Sauces además del agua separada de los pozos de La Peña que llegan a La Planta (8, 10, 12, 16, 24, 30 y 81). El agua recibida primero pasa por una pileta API donde se le separa del petróleo que pueda contener, por diferencia de densidad. El petróleo separado se bombea al Tanque 1 y al agua va a la Fosa de membrana 1 en total existen 3 fosas de membrana interconectadas entre si y en ellas se acumula toda el agua de la Planta. El agua que se bombea hasta Satélite generalmente viene del Tanque 250 barriles que se encuentra entre las fosas 2 y 3, aunque también existe la alternativa de bombear agua desde la Fosa 2. Para el bombeo se utilizan 2 bombas centrifugas de succión y una bomba triple grande con la que se descarga el agua a más de 1200 psi. Antes que el agua entre a la bomba triplex, se le inyectan agentes químicos como inhibidor de corrosión, biosidas y un químico anti-incrustaciones. 26

Existen 7 pozos inyectores de agua: 44, 48, 53, 54, 62, 70 y 87.

Figura 17. Planta de inyección de agua – la peña.

5.2.3. Planta satélite: La Planta Satélite del campo La Peña es una pequeña planta que cumple 2 funciones principales:  Sirve como batería de recolección y separación de la producción de 27

ciertos pozos de La Peña, enviando los hidrocarburos separados a la Planta de la La Peña.  Inyecta a pozo toda el agua separada en la misma planta, más el agua proveniente de la planta de La Peña para lograr una recuperación secundaria. El agua que se logra separar en el separador tetrafasico (free Wáter) se filtra y se trata para acondicionarla y reinyectarla a pozo. Los químicos que se inyectan al agua son: un biocida, un clarificarte y un secuestrante de acido sulfhídrico. El tratamiento de aguas está a cargo de la empresa MI SWACO. El agua se trata con el objeto de evitar que esta corroa todo el equipo y herramientas en su recorrido y, principalmente, para evitar la formación de bacterias que si llegan a entrar a pozo forman una capa impermeable que no permite que se siga inyectando agua. El agua se inyecta gracias a la acción simultánea de 3 bombas triples que descargan el agua a una presión aproximada de 1740 psi. Las bombas triples se alimentan con 2 bombas booster de 30 HP cada una.

Figura 18. Planta de tratamiento para la inyección de agua.

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5.2.4. Estación satélite:

Figura 19. Estación satélite del campo la peña.

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figura 20. Diagrama de flujo de la estación satélite

5.2.5. Mejoras en la tecnología de tratamiento del agua. Un nuevo proceso de limpieza del agua producida esta siento probado en el campo en estos momentos con resultados prometedores. La unidad de tratamiento de agua liviana (LWTU, por sus siglas en inglés) utiliza técnicas de 30

coalescencia y separación para reducir la cantidad de petróleo en agua a niveles inferiores a 20 ppm con velocidades de flujo de hasta 477 m3/d [3000 BPD]. La LWTU se basa en la tecnología de recuperación y remediación total de petróleo TORR desarrollado por EARTH (Canadá), proceso en el cual el agua cargada de petróleo circula a través de una sucesión de capas de coalescencia cargadas con material RPA (absorbente de petróleo reutilizable) Las gotitas de petróleo dispersadas cuyo tamaño vario hasta un mínimo de 2 micrones, se adhieren a la superficie del material RPA oleofico donde coalescen y rellenan los espacios intersticiales. A medida que el flujo continuo, las capas RPA se saturan consecutivamente con petróleo. El flujo continuo de fluido a través de las capas comienza a separar el petróleo fusionado de las superficies RPA saturadas, formándose gotas de varios milímetros de diámetro. El sistema forma un estado de equilibrio constante de cada capa, entre la emulsión que coalesce sobre la superficie RPA saturada y el flujo que separa las grandes gotas de petróleo en la sección siguiente del tanque. El comportamiento de las gotas de petróleo más grandes se rige por la ley de Stokes cuanto más grande es el diámetro de la gota de petróleo mayor es la tendencia de este a separarse y flotar.

Figura 21. Sección de separación en la inyección de agua Las gotas de petróleo más grandes se agregan en el espacio entre capas superior, donde forman una capa libre de petróleo que es purgada desde el recipiente LWTU. A lo largo de la unidad se encuentran espaciadas varias capas RPA; cada capa sucesiva intercepta gotas de petróleo cada vez más pequeñas no eliminadas en las etapas previas del proceso. En agosto de 2002, los ingenieros probaron en el campo una unidad piloto de 120 m3/ d [750BPD], en una concesión de producción situada en el Oeste de Texas, EUA. El agua de producción proveniente de un separador de petróleo y gas de campo implicaba un volumen de 5320 m3 [33.500 Bbl] de agua que se enviaba a la unidad LWTU. A un gasto o tasa de flujo promedio de 107 m3/d [670BPD], la concentración de petróleo se redujo de 300 a 10 ppm.

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Unidad de tratamiento de agua liviana (LWTU), recientemente se realizaron pruebas de campo en el Mar del Norte con esta LWTU cuya capacidad de tratamiento es de 795 m3/d [5000 BPD]. La unidad de 7.3 m [24pies] de largo, pesa 15 toneladas cuando está seca. Figura 22. Se ha construido una unidad más grande que fue desplegada en julio de 200ª en la Cuenca de Campos, en el área marina de Brasil, en la unidad de deshidratación SEDCO. La unidad más grande posee una capacidad de procesamiento de 3970 m3/d [25000 BPD] tiene una longitud de 10 m [34 pies] y pesa aproximadamente 32 toneladas.

Figura 23.

6. EQUIPOS UTILIZADOS EN LA INYECCION DE AGUA: Los sistemas de inyección de agua, simples; confiables y rentables, reducen significativamente la complejidad y los costos operativos, ya que: Reducen el número de pozos inyectores, sartas de tubería de producción y el diámetro del pozo minimizan el equipamiento en superficie y de terminación estabilizan la presión de inyección en superficie mantienen el caudal en la zona de inyección. Sistemas de inyección de agua: flujo controlado para una producción mejorada. Logre un barrido uniforme y eficaz con los sistemas de inyección de agua. sistemas versátiles de válvulas reguladoras y mandriles de bolsillo le ofrecen las tasas de inyección y la operación confiable que se necesita para manejar con eficiencia el rendimiento en las inyecciones de agua. Los sistemas de inyección de agua de Waterford se basan en una completa gama de reguladores de flujo inverso para mandriles estándares conectados a tuberías de producción, 32

reguladores de flujo estándar para mandriles conectados al sistema de inyección de agua, y reguladores duales exclusivos para mandriles especialmente conectados al sistema de inyección de agua. Estos sistemas permiten tasas de inyección de 60 a 5.550 bwpd, lo que le brinda a usted todas las opciones para manejar con éxito la inyección de agua. -

Bomba de Transferencia (BBA-03): Presión Descarga: 60 – 65 PSI Caudal: 85GPM

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Desgasificador : 45 PSI Skud: 30 – 40 PSI

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TK-Skimer: Nivel 6.1 – 6.3 metros. Presión de Columna Hidrostática : 8.9 PSI

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Bomba de Filtrado: Descarga: 40 - 45 PSI. P. Diferencial: 10 – 15 PSI. Bomba de Retrolavado: Descarga: 40 - 45 PSI. P. Diferencial: 5 – 0 PSI.

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Tanque Pulmón (1500 Bbls.): Nivel: 6.0 – 6.6 metros. Presión de Columna Hidrostática: 8.5 – 9.4 PSI.

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Bomba Inyección Peroni (pistones de 2 ½”): Presión Descarga: 1600 PSI Caudal: 3000 BPD. (Cap. Max.) Velocidad: 300 RPM

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Filtro de Elementos (Marca Cuno): Cantidad de Elementos: 7 pzas. Medida de la Malla: 1 Micrón (Disponible 50 pzas.) Medida de la Malla: 2 Micrón (Disponible 50 pzas.) Presión Diferencial : 10 PSI (Hacer verificado con Análisis Químico de Sólidos y Turbidez).

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Filtro de Elementos (Marca Nowata): Cantidad de Elementos: 7 pzas. Medida de la Malla: 2 Micrón Presión Diferencial : 10 PSI (Hacer verificado con Análisis Químico de Sólidos y Turbidez).

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Caudalímetro Magnético Krohne: Diámetro de Orificio : 1 ½”.

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Pozo PJS-06: Presión de inyección en cabeza de pozo: 1500 PSI. 33

7. PROYECTOS PILOTO – PROYECTO TOTAL: 7.1. PROYECTO PILOTO DE LA INYECCION DE AGUA: Los criterios que han primado en la selección del área apara la “operación piloto” HAN SIDO: (1) que el área ocupe, en lo posible, las partes más altas de la estructura; y (29 que los pozos bajo consideración estén distribuidos en forma geométrica. En este sentido, se ha visto que la parte más conveniente del campo es la formada por el paralelogramo ABCD, puesto que satisface a los requisitos exigidos. 7.1.1. Inyección de agua en el Campo Caranda Entre los objetivos del proyecto piloto de aplicación de inyección de agua podemos señalar los siguientes:  Determinar los barriles adicionales de petróleo obtenidos con inyección de agua  Frenara la declinación natural del reservorio debido al agotamiento de presión del sistema por la liberación excesiva y prematura de su gas en solución. Evaluar el grado de inyectabilidad a las areniscas receptoras.  Analizar la competibilidad desde el punto de vista de su composición mineral entre el agua de inyección. - Descripción del reservorio El campo Caranda se encuentra localizado en la provincia Ichilo del departamento de Santa Cruz a una distancia aproximada de 45 kilómetros en la dirección Noroeste. La formación del campo Caranda constituye una unidad litológica que corresponde al sistema cretácico y cuya correlación estratigráfica y estructural es evidenciable por medio de las secciones geológicas disponibles en dicho reservorio, donde la característica más destacable es que en dicha formación está presente una arenisca almacén de naturaleza calcárea de alta resistividad principalmente en la culminación de la estructura. - Análisis del agua de inyección La calidad del agua de inyección en el proyecto de recuperación de petróleo es un aspecto fundamental, donde se realizó una filtración mecánica previa a la inyección de los pozos, además de mantener un circuito cerrado para evitar el contacto de agua con la atmósfera a través de todo el sistema, los resultados obtenidos del análisis fueron: Análisis inorgánico

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Análisis orgánico Se encontró la presencia de bacterias aeróbicas, según referencias las dos muestras analizadas no presentaron bacterias reductoras de sulfatos lo cual indicaba eliminar el ítem de tratamiento de bacterias. El control del crecimiento de la colonia aeróbica se consiguió manteniendo el sistema completamente cerrado, evitando así el contacto del agua con el oxígeno que es vital para su crecimiento y en consecuencia evitar la corrosión, pues caso contrario las partículas producto de la corrosión contribuyen al taponamiento de los pozos inyectores. El oxígeno disuelto en el agua es elemento más corrosivo, si el yacimiento es de pocos milidarcys de permeabilidad la necesidad de inyectar agua tratada es imperativo. El material orgánico se encuentra como sólidos suspendidos en el agua de inyección el cual es el gran volumen y poca intensidad. Como conclusión de este tipo de tratamiento, se debe indicar que el mismo fue realizado de acuerdo a normas vigentes y cuyos resultados merecieron un buen control de calidad. 7.1.2. Proyecto planta Piloto Patujusal Una de las actividades importantes desarrolladas en el área de producción de líquidos, que contribuyen a la obtención de diésel oíl, es la desarrollada en la zona de Santa Rosa y específicamente en el campo Patujusal, campo maduro productor de petróleo 31° API.

Figura 24. Planta Patujusal

Aquí se implementó un proyecto piloto de recuperación secundaria mediante la 35

inyección de agua al reservorio para mejorar la recuperación de petróleo. Presión y volumen de inyección La planta de tratamiento de agua, considerada una de las mejores instaladas en el país, tiene una capacidad de tratamiento de 5000 bbls de agua de los cuales 2500 se inyectan al reservorio a través de 3 pozos inyectores desde Noviembre del 2003. Los resultados obtenidos en esta primera etapa se reflejan en un incremento de la presión del yacimiento en los pozos inyectores, así como en los pozos productores y una marcada disminución en la declinación del mismo. Asimismo, pozos que se encontraban cerrados, han sido nuevamente puestos en producción al tener energía adicional. Alcance El Sistema de Inyección de Agua que se ha implementado en la planta Patujusal se lo está llevando a cabo para incrementar la Recuperación de Petróleo del Campo, de tal manera de ayudar al sistema de recuperación GLS (Inyección de gas) que actualmente presenta el Campo; y que en esta última temporada esta declinando en una relación de 19 Bbls/día, mientras que la producción de agua se está incrementando. El campo está situado a 170 Km. al nordeste de la Ciudad de Santa Cruz en la Provincia Sara. El camino de acceso al lugar está conformado de la siguiente manera:

La Planta de Patujusal comprende las siguientes Áreas: - Área de Colectores de Producción - Área de Manifold - Inyección GLS - Área de Separación (Líquidos Totales - Gas) - Área de Separación Agua-Petróleo (Tanque Separador) - Área de Almacenamiento Petróleo - Área de Bombeo de Petróleo PJS-HSR - Área de Transferencia (Agua), - Área de Tratamiento de Agua 36

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Area de Compression

La producción del Campo Patujusal, mediante el sistema de recuperación GLS, es recolectado en un colector, y posteriormente trasportado a los separadores de producción, en donde se separa la fase gaseosa y la fase líquida. El agua y el petróleo que sale de los 4 separadores de producción a través de un “Header” (línea matriz) de 6”, es enviado al TK-Separador; de 5037 Bbls; el cual tiene la función de separar el petróleo del agua, mediante un sistema de distribución y rebalse; utilizando un tiempo de residencia de 5 Hrs002E Procedimiento de Arranque Sistema de Inyección de Agua PJS-6W Dentro de lo que viene a ser el sistema de inyección de agua a formación se debe tener muy en cuenta el tratamiento de agua, y para esto se cuenta con un sistema de filtración mediante sistema de lechos, los cuales presentaran un sistema de control local y en sala de control, en el cual se podrán observar parámetros de caudal a la salida del filtro, mediante un sistema de brida medidora, y también un controlador de diferencial de presión.  Primeramente, proceder con Limpieza de cañería de 2” (40 metros) en Planchada de pozo PJS-6.  Instalación de Bomba dosificadora de Surfactante a la salida de los Filtros de Elementos (Cuno y Nowata) en Planchada de PJS-6 y 20W.  Realizar la limpieza de línea primeramente con Agua.  Para luego posteriormente continuar la limpieza con Agua más Surfactante (10 litros); todo esto sin ingresar el flujo al pozo PJS-6 y eliminar el agua. (NO AL POZO).  Continuar con este procedimiento hasta comprobar mediante análisis la calidad del agua.  Proceder a la inyección de Inhibidor de hinchamiento de arcilla, de acuerdo a las dos siguientes opciones (volumen de químico 8.5 galones): - En caso de que exista presión en pozo, realizar la dosificación de Inhibidor Arcilla mediante bomba dosificadora a caudal constante con la ayuda de agua de inyección. - En caso de que no exista presión realizar la dosificación mediante sistema Batch  Una vez habilitado el Sistema de Inyección de Agua que comprende: Poner en servicio el TK-Separador, Habilitar Filtros de Empaque, bombas de inyección, entonces proceder a hacer pasar el flujo de agua por el filtro Nowata (Elementos de 5 micrones) e ingresar todo el flujo al Pozo PJS20W; hasta obtener las condiciones adecuadas de calidad en el agua.  Después de obtener agua en condiciones adecuadas de calidad, hacer pasar el flujo de agua por el filtro Cuno (elementos de 1 micrón) para poder inyectar agua al pozo PJS-6.  Los parámetros de calidad de agua se definen a continuación:

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Cálculo de las reservas con el proyecto piloto Lo primero que realizamos es el cálculo de la permeabilidad para la arenisca del reservorio:

Este valor de permeabilidades relativas corresponde según el grafico de So vs. Kg/ko a una saturación de 62.5. luego Calculamos la presión y el caudal de inyección por flujo lineal directo:

Donde: a = d = 1353 (pies) k = 100 (md) h = 29 (pies) = 0.8 (cp)

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Presión superficial

Presión en la planta

Para 6800 (BPD) –140HP como máximo. Arreglo de 2 pozos inyectores. Presión y caudal del flujo radial

Finalmente determinamos la relación de movilidad

RM= 0.10 39

8. RENDIMIENTO Y RESULTADOS DE LOS PROYECTOS DE INYECCION DE AGUA: RENDIMIENTO DE LOS PROYECTOS DE POZOS DONDE SE APLICA RESERVORIOS POR INYECCIÓN DE AGUA: Donde señalaremos los resultados obtenidos en pozos donde se aplicó el método de inyección de agua. Reservorio Cambeiti Prácticamente no existe mantenimiento de presión, a excepción de un punto de presurización aislada sin incidentes en el sistema, el punto de presurización indicado corresponde más bien a un pozo nuevo perforado en el campo y cuyo rango de presión medida oscila en el intervalo de niveles previstos y encontrados al iniciar la producción natural de reservorio. No existe producción adicional de petróleo por efecto de la inyección de agua. Reservorio Paloma Se observó un mínimo mantenimiento de la presión la cual se debe más que todo a la rehabilitación de pozos cerrados y que luego de ser reacondicionado muestra una leve mejoría por la energía natural acumulada. La inyección de agua a este reservorio no contribuyo a mejorar la recuperación adicional del crudo por no cumplir normas previstas en el modelo matemático de su diseño y al mismo tiempo debido a problemas de permeabilidad y heterogeneidad en esta formación. Reservorio Tatiqui Se observó excesiva fluctuación en rangos propios de reservorios con baja relación de solubilidad por falta de re presurización del sistema, que permite en algún modo atenuar dichas fluctuaciones de la RGP de producción, no existe mantenimiento significativo de ka presión del yacimiento. Reservorio Surubi-BB En este reservorio se inyecto primero gas, si bien existió una cierta estabilización de la presión de fondo la curva de producción mostró una fuerte caída sin opción a una posible recuperación adicional de crudo. Reservorio Patujusal Los resultados obtenidos en esta primera etapa se reflejan en un incremento de la presión del yacimiento en los pozos inyectores, así como en los pozos productores y una marcada disminución en la declinación del mismo. Asimismo, pozos que se encontraban cerrados, han sido nuevamente puestos en producción al tener energía adicional.

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9. BIBLIOGRAFIA:  Libro de Inyección de Agua y Gas en yacimientos petrolíferos “Magdalena Paris de Ferrer”  Inyección de agua “Pérez Ortiz Gabriel Alejandro”  Folleto de producción “Equipos completos para inyección en pozo”  Ministerio de Hidrocarburos y Energía.  www.chaco.com

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