Quimica Industrial

Extracción de petróleo: Inyección de agua como método de recuperación secundaria

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La producción del petróleo como es sabido es un recurso energético de gran importancia a nivel mundial. Este se produce a través de diversos métodos de recuperación tales como: recuperación primaria, secundaria y terciaria. En la recuperación primaria se utiliza la presión natural del yacimiento para hacer fluir el petróleo hacia la superficie. La recuperación secundaria se utiliza cuando la presión natural del yacimiento decrece. Por tal motivo,  se hace necesario emplear otros fluidos tales como agua o gas. Estos fluidos son utilizados  para ejercer presión sobre el petróleo y de esta manera hacerlo fluir hacia la superficie. El método terciario se basa en el uso de químicos y/o energía para mejorar el petróleo.

En esta sección destacaremos  el proceso de inyección de agua como método de recuperación secundaria.

Inyección de agua como método de recuperación secundaria

Este método es el más utilizado a nivel mundial para la producción de petróleo como recuperación secundaria. Este método se dió por primera vez de manera espontánea en la ciudad de Pensilvania, cuando arenas acuíferas cercanas a pozos petroleros entraron en convergencia y efectuaron el empuje del petróleo ocasionando un aumento de producción del mismo.

El agua como método de empuje del petróleo debe tener las siguientes características:

  • No corrosiva
  • No incrustante
  • Libres de sólidos suspendidos y disueltos.
  • Debe ser  compatible con el agua de formación presente en el yacimiento.

La presencia de sólidos suspendidos, disueltos y carbonatos de agua dura disminuyen la porosidad y permeabilidad del yacimiento ocasionando la disminución de producción de petróleo por taponamiento u obstrucción  del yacimiento. Por otra parte, el agua de inyección no debe reaccionar con los minerales arcillosos presente en el yacimiento.

Tipos de inyección

Inyección externa: Se utiliza inyección de agua en el área contigua o externos del yacimiento petrolífero. Esto se utiliza cuando no se conoce con exactitud suficientes datos del yacimiento.

Inyección interna: Se realiza en el seno del yacimiento trayendo como consecuencia desplazamiento directo del petróleo hacia los pozos productores por acción directa del agua inyectada.

Productos químicos utilizados durante el tratamiento de agua de inyección

Floculante y clarificantes

Se utiliza para eliminar la mayor cantidad de  petróleo y sólidos que pueda contener el agua a inyectar.

En algunos países su concentración debe ser menor a 15 partes por millón (ppm) para evitar disminución de la porosidad y permeabilidad del yacimiento.

Biocidas

Se utiliza para evitar formación de bacterias aeróbicas y anaeróbicas  las cuales  reducen el sulfato a sulfuro y generan H2S, el cual es un gas muy tóxico y corrosivo. Por otra parte, la generación de corrosión por bacterias causa deterioro y pérdidas económicas muy significativas en líneas y equipos de tratamiento de la Planta de inyección de agua WIP.

El límite permisible de Bacterias reductoras de sulfato es de 100 colonias/ml.

Secuestrante de Oxigeno

Su Función es reducir la concentración de oxigeno en el agua destinada a inyección  como método de recuperación secundaria. El límite permisible establecido es 10ppb. Su uso evita la corrosión por oxígeno en forma de “pitting” o picadura.

Inhibidor de Incrustación

Su aplicación se basa con la finalidad de garantizar mantener en suspensión los carbonatos presentes en el agua del sistema de inyección para evitar obstrucción y taponamientos de poros del yacimiento.

El límite permisible de dureza total en agua de inyección es de hasta 500ppm.

Proceso de inyección de agua en una plataforma convencional


  1. Las bombas succionan agua del Mar y la conducen hacia los filtros gruesos. Estos filtros permiten separar  los sólidos de gran tamaño a través de filtros  de 80 micrones.
  2. Posteriormente esta corriente de agua entra a la torre de filtros finos de 2 micrones, que retienen los sólidos suspendidos totales  disminuyendo la salinidad del agua que puede ocasionar danos por corrosión a los equipos y líneas. Internamente disponen de distintas capas dispuestas una sobre otras de antracita, grava y carbón activado.
  3. Los filtros finos se lavan con agua en contracorriente los cuales eliminan los sólidos retenidos en los filtros. Los parámetros de pH, Solidos totales y Cloro se monitorean a la entrada y salida de la torre de filtros finos.
  4. La corriente de salida de la torre de filtros finos va dirigida hacia las torres desaireadoras.  En este punto se elimina el contenido de oxigeno en el agua utilizando bisulfito de sodio como secuestrante de oxigeno, para evitar daños por corrosión. El secuestrante de oxigeno se inyecta a través de una corriente gaseosa para una mezcla homogenea. Esta corriente se despoja en el tope de la torre desaireadora.
  5. A la salida de la torre se monitorea la cantidad de oxigeno disuelto y posteriormente se adiciona un inhibidor de incrustación cuya función es disminuir los precipitados que puedan ocasionar obstrucción en equipos debido a la dureza del agua.
  6. Una vez tratada el agua de inyección a pozos, se bombea controlando los parámetros fisicoquimicos tales como: crudo en agua, oxigeno disuelto, sólidos suspendidos totales y  BRS.
  7. El agua de inyección debe tener la suficiente presión para poder entrar al yacimiento para la extracción del petroleo.

 

Fuente: Manual de Inyección de agua Plataforma Chevron Lago de Maracaibo

 

Extracción de petróleo: Inyección de agua como método de recuperación secundaria was last modified: febrero 11th, 2018 by Ing. Danny A. Ochoa Biphan