REPBLICA DE VENEZUELA

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA QUIMICA
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DESARROLLO DE MODELOS FISICO-QUIMICOS PARA
LA CARACTERIZACION DE AGUAS DE
FORMACION/INYECCION DEL FLANCO OESTE DE LA U.E
LAGOMEDIO
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE
INGENIERO QUÍMICO
PRESENTADO POR:
BR.HALINA, NAVA N
C.I. V-15.009.352
ASESORADO POR:
TUTOR ACADÉMICO
ING. LENIN HERRERA
TUTOR INDUSTRIAL
ING. YOANNA SICILIANO
MARACAIBO, SEPTIEMBRE DE 2006
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DESARROLLO DE MODELOS FISICO-QUIMICOS
PARA LA CARACTERIZACION DE AGUAS DE
FORMACION/INYECCION DEL FLANCO OESTE DE
LA U.E LAGOMEDIO
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Dedicatoria
A mis amados Padres, Hermanas
y a mis queridos sobrinos.
III
AGRADECIMIENTOS
A mi tutora Industrial, Ing. Yoanna Siciliano por impartirme sus conocimientos y
guiarme en la elaboración de este trabajo especial de grado, además por
apoyarme, aconsejarme, fortalecer mi paciencia y por ser ejemplo de dedicación
en el trabajo, profesionalismo y creatividad.
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DIng. Evelis Perdomo, por formar parte fundamental para llevar a cabo
especial a la
A todo el personal de desarrollo de Yacimientos de la U.E Lagomedio en
esta investigación.
A todo el personal de la U.E Lagomedio en especial a la Ing. Isberia Ochoa,
Ing. Antonio Lopez, Ing. Amado Navarro por apoyarme en la aprobación del
laboratorio para los análisis físico-químicos, los cuales significan la base
fundamental del presente trabajo y para la unidad.
A todo el personal del Laboratorio de Corrosión y Tratamiento Químico, por
compartir conmigo esos meses en el laboratorio y transmitirme todos sus
conocimientos y experiencias profesionales.
A mi tutor Academico, Ing. Lenin Herrera por sus valiosos conocimientos y por
guiarme a través de la elaboración del presente trabajo.
A mi tutora Lic. Betilia Ramos, por sus consejos y apoyo para la aplicación de
una metodología correcta y sencilla.
En general a todas las personas que de una y otra forma han sido mi apoyo,
me han brindado ánimo mientras he decaído, y a todos los que me han ayudado
en el transcurso de esta investigación ardua e interesante la cual he llevado a cabo
gracias a la ayuda de todos ustedes.
IV
NAVA, NAVA Halina C. DESARROLLO DE MODELOS FISICO-QUIMICOS
PARA LA CARACTERIZACIÓN DE AGUAS DE FORMACIÓN/INYECCIÓN DEL
FLANCO OESTE DE LA U.E LAGOMEDIO. Trabajo Especial de Grado para
optar al título de Ingeniero Químico. Universidad Rafael Urdaneta. Facultad
de Ingeniería. Escuela de Química. Maracaibo. República Bolivariana de
Venezuela. 2006.p
Resumen
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Los yacimientos primarios pertenecientes a la edad eoceno, formación misoa,
arenas C, forman parte de los yacimientos del flanco oeste de la U.E Lagomedio. A
través del tiempo estos yacimientos han presentado una alta producción de agua y
a su vez no presentan patrones definidos para identificar este fluido. Con la
siguiente problemática se lleva a cabo este trabajo que tiene como finalidad
caracterizar las aguas asociadas al crudo. Para ello se siguió una metodología
para caracterizar el fluido y así clasificar el agua según su composición química, y
su comportamiento determinado a través de gráficos, tendencia de formación de
incrustaciones por medio del índice de stiff y davis y cálculos de resistividad. Se
concluyo que el agua de los yacimientos primarios del flanco oeste es de origen
meteórica del tipo bicarbonato de sodio, con tendencia a la formación de
incrustaciones de carbonato de calcio y con niveles de resistividad adecuados con
la salinidad del agua. Se definió un patrón representativo para cada uno de los
yacimientos predominando el sodio para los cationes y el bicarbonato para los
aniones. Se establecieron parámetros para la toma de muestras representativas
así como criterios de validación y descarte de para la data de análisis físicoquímicos, los cuales permitieron elaborar un patrón que significa un aporte
fundamental para los ingenieros de desarrollo de yacimientos de la U.E
Lagomedio.
Palabras claves: agua de formación, patrones, caracterización, meteórica,
bicarbonato de sodio, muestras representativas, análisis físico-químicos,
resistividad, formación de incrustaciones, yacimientos, clasificación del agua.
E-mail: [email protected]
V
DEDICATORIA……………………………………………………………………….III
AGRADECIMIENTOS………………………………………………………………..IV
RESUMEN.............................................................................................................V
ÍNDICE GENERAL............................................................................................…VI
ÍNDICE DE GRÁFICOS………………………………………………………………..XI
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LISTA DE ANEXOS.............................................................................................XIII
ÍNDICE DE TABLAS.................……………………………………………………...XII
INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………XIV
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA.
1.1-
Planteamiento y Formulación del Problema…………………………...........1
1.2-
Objetivos de la Investigación………………………………………………….2
1.2.1- Objetivo General………………………………………. ……………....2
1.2.2- Objetivos Específicos……………………….......................................2
1.3-
Justificación e Importancia de la Investigación……………………………....2
1.4-
Delimitación de la Investigación………………………..................................3
1.4.1- Delimitación Espacial……………………………. …………………......3
1.4.2- Delimitación Temporal………………………. ……………………….....3
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO.
2.1- Antecedentes de la Investigación...................................................................4
2.2- Fundamentación Teórica……...……….........................................................8
2.2.1- Aguas de Formación......................................................................8
2.2.2- Composición Química………………………………………………. 9
2.2.3- Unidades………………………………………………………………10
2.2.- Caracterización.............................................................................12
2.2.3- Clasificación de las Aguas de Formación………………………….16
2.2.3.1- Clasificación Genética……………………………………. 16
2.2.4- Clasificación propuesta por Sulin……………………………….…. 18
2.2.5- Clasificación propuesta por Bojarski………………………………..21
2.2.6- Clasificación propuesta por Schoeller………………………………23
2.2.7- Clasificación propuesta por Chebotarev………….…………………27
2.2.8- Métodos de Identificación Gráfica usados en la Caracterización
de las Aguas de Formación…….…………………………...……..29
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2.2.11-Diagrama
de Sulin…………………………………….…………….33
2.2.9- Gráfico de Reistle……………………………………………………29
2.2.10- Método Gráfico de Stiff………………………………….…………30
2.2.12- Diagrama Ternario......................................................................33
2.2.13- Mezclas de aguas. Método de McKinnell…………………………36
2.2.14- Diagrama de Piper…………………………………………………..39
2.2.15- Diagrama de Schoeller………………………………………………40
2.2.16- Diagrama de Barras de Collins……………………………………..40
2.2.17- Predicción de la Tendencia a depositar Carbonato de Calcio y
Sulfato de Calcio………………………………………………........….41
2.2.17.1- Tendencia a depositar Carbonato de Calcio…..………....43
2.2.17.2-Escamas de Carbonato de Calcio……..............................43
2.2.17.2.1- Método de Langelier……………………………53
2.2.17.2.2- Método de Larson y Buswell…………………..53
2.2.17.2.3- Método de Ryznar……………………………...54
2.2.17.2.4- Método de Stiff y Davis………………………...55
2.2.18.Sulfato de Calcio…………………………………………….………..58
2.2.18.1- Métodos para diagnosticar la Tendencia de Depósitos de Sulfato
de Calcio……………………………………………………………………......62
2.2.19-Resistividad del Agua de Formación………………………….…..60
2.2.19.1
Métodos
para
determinar
la
resistividad
del
agua
de
formación…………………………………....................................................66
CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO
3.1-Tipo de Investigación.......................................................................71
3.2-Selección de la Población y Muestra de Estudio…………………….72
3.2.1.- Población o Universo…………………………………………..72
3.2.2.- Muestra…….…………………………………………………....73
3.3 Técnica de Recopilación de la Información………………………….73
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datos…………………………………………………………………………….74.
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3.3.1.2 Trabajo de Campo………………………………………………75
3.3.1 Técnicas e Instrumentos realizados para la recopilación de los
3.3.1.3 Requerimiento para la toma de muestras representativas…..76
3.3.2. Calidad del Dato y Control de Calidad……………………….....78
3.3.3 Parámetros para la Toma de Muestras………………………….79
3.3.4 Información para el descarte de las muestras…………………..82
3.4.1 Balance Iónico……………………………………………………………83
3.5.- Criterios de Validación de las muestras……………………………….83
3.6.- Caracterización de las aguas de formación……………………….....87
3.7.- Definición del Patrón de agua de formación…………………………..87
3.8.- Obtención del Patrón de agua de formación………………………….88
3.9.- Realización de Histogramas de Frecuencia por componente………89
3.10 Clasificación de las aguas de formación………………………………90
3.11 Cálculo de la resistividad del agua de formación…………………….90
3.12 Predicción de Tendencia que tienen las aguas a precipitar carbonato
de calcio………………………………………………………………………....92
3.13 Determinación de Mezclas………………………………………………93
CAPÍTULO IV. RESULTADOS Y ANALISIS DE RESULTADOS
4.1 Caracterización del Yacimiento C6S/M-SVS0013……………………94
4.2 Caracterización del Yacimiento C6I-SVS0012……………………….97
4.3 Caracterización del Yacimiento C5-SVS0014………………………100
4.4 Caracterización del Yacimiento C7-SVS0005………………………103
4.5 Caracterización de la Planta PIA 69………………………………….106
CONCLUSIONES………………………………………………………………….108
RECOMENDACIONES……………………………………………………………110
BIBLIOGRAFíA……………………………………………………………………..111
ANEXOS.
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INDICE DE GRAFICOS
Fig #
Pág.
CAPITULO II. MARCO TEÓRICO
2.1. Grafico de Reistle……………………………………………….29
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S RLogarítmica…………………………….31
2.3 Grafico
deH
Stiff
Escala
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2.2 Gráfico de Stiff escala Lineal……………………………………31
2.4. Gráfico de Sulin………………………………………………….33
2.5. Diagrama Ternario Agua Meteórica………………………….. 35
2.6 Diagrama Ternario Agua Connata……………………………..35
2.7 Gráfico Semi-logaritmico de McKinell………………………… 38
2.8 Diagrama de Piper………………………………………………39
2.9. Diagrama de Schoeller………………………………………….40
2.10. Diagrama de Barras de Collins……………………………….41
2.11. Gráfico de la influencia de la presión del CO2 en la solución
del CaCO3……………………………………………………46
2.12. Gráfico del Efecto de la Temperatura en la solubilidad del
CaCO3………………………………………………………….48
2.13. Gráfico del Efecto de la Temperatura en la Solubilidad del
CaSO4……………………………………..............................60
CAPITULO III. MARCO METODOLÓGICO
3.1 Histograma de Frecuencia………………………………………89
3.2. Gráfico del Método de Stiff……………………………………..90
3.3. Gráfico de la Concentración Total de Sólidos vs Factores
multiplicadores para determinar Rw a partir de análisis físicoquímicos………………………………………………………….91
CAPITULO IV. RESULTADOS Y ANALISIS DE RESULTADOS
4.1 Diagrama de Schoeller. Patrón C6S/M-SVS0013………………….95
4.2 Diagrama de Piper Patrón C6S/M-SVS0013………………………. 96
4.3 Diagrama de Stiff Patrón C6S/M-SVS0013…………………………97
4.4 Diagrama de Schoeller Patrón C6I-SVS0012………………………99
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SC6i-SVS0012……………………………100
4.5 Diagrama E
de C
StiffH
Patron
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4.6 Diagrama de Schoeller Patrón C5-SVS0014…..………………….102
4.4 Diagrama de Piper Patrón C6I-SVS0012……………………………99
4.7 Diagrama de Piper Patrón C5-SVS0014……………………………102
4.8 Diagrama de Stiff Patrón C5-SVS0014………………………………103
4.9 Diagrama de Schoeller Patrón C7-SVS0005……………………….105
4.10 Diagrama de Piper Patrón C7-SVS0005…………………………105
4.11 Diagrama de Stiff Patrón C7-SVS0005……………………………106
4.12 Diagrama de Schoeller Patron PlA-69……………………………108
4.13 Diagrama de Piper Patrón PIA-69…………………………………108
4.14 Diagrama de Stiff Patrón PIA-69…………………………………109
INDICE DE TABLAS
CAPITULO II. MARCO TEÓRICO
2.1. Sistemas de Clasificación de aguas de Sulin………………………19
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yacimientos
petrolíferos………………………………………………
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2.2. Sistema de Schoeller para la clasificación de las aguas asociadas a
2.3 Tipos y Clases de aguas según Chebotarev………………………..29
2.4 Incrustaciones comunes en los campos petroleros…………………42
2.5 Índice de Saturación de Carbonato de Calcio……………………….52
2.6 Interpretación del Índice de Stiff & Davis………………………… …..56
2.7 Factores de conversión para el cálculo del esfuerzo iónico………..56
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
3.1 Pozos seleccionados como muestras representativas para análisis
físico-químicos…………………………………………………………73
3.2 Requerimiento especial para manipulación y toma de muestras de
agua de formación/inyección…………………………………………77
3.3 Factores de Conductividad para iones comúnmente encontrados en
aguas @25ºC …………………………………………………………84
3.4 Equilibrio entre aniones y cationes……………………………………85
CAPITULO IV. RESULTADOS Y ANALISIS DE RESULTADOS
4.1 Muestras para Patrón C6S/M-SVS0013………………………………94
4.2 Muestras para Patrón C6I-SVS00012…………………………………97
4.3 Muestras para Patrón C5-SVS0014…………………………………...99
4.4 Muestras para Patrón C7-SVS0005………………………………….101
4.5 Muestras para Patrón Planta de Inyección de Agua PIA-69………103
LISTA DE ANEXOS
ANEXO A. Nuevos Análisis Físico-Quimicos, Muestras Representativas.
ANEXO B Requerimientos para la Toma de Muestras Representativas.
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ANEXO C Descripción de los Análisis mas comunes efectuados al agua
de campos petroleros.
ANEXO D Graficos, Columnas y Tablas para el Calculo de Rw
INTRODUCCION
Se entiende por yacimiento a una unidad geológica de volumen limitado,
porosa y permeable, capaz de contener hidrocarburos líquidos y/o gaseosos.
Este concepto implica la correlación de dos aspectos fundamentales para la
industria petrolera, como lo es las consideraciones geológicas y las
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D siempre está presente en los yacimientos de hidrocarburos. Así,
El agua
propiedades de los fluidos contenidos en los yacimientos.
un conocimiento de las propiedades físicas y químicas de la misma es de suma
importancia para el estudio de yacimientos.
En un yacimiento el espacio poroso está ocupado por un fluido que
puede ser agua, gas o petróleo, o una combinación de éstos. La mayoría de los
yacimientos
contienen
agua
de
formación
aun
en
condiciones
de
humectabilidad por petróleo. El agua de formación se define como aquella que
se encuentra naturalmente en las rocas y está presente antes de la perforación
de un pozo, su composición y salinidad es variable; depende del origen del
agua y de la modificación que puede ocurrir una vez que entra en el ambiente
del subsuelo. Algunas aguas del subsuelo encontradas en sedimentos
profundos, son atrapadas durante la sedimentación, mientras que otras se han
infiltrado desde la superficie a través de afloramientos. Esto implica que el agua
de formación puede ser una mezcla entre el agua infiltrada y al agua atrapada
entre mares antiguos. Las rocas que las contienen frecuentemente poseen
constituyentes solubles que se disuelven en el agua, o contienen elementos
químicos los cuales se intercambian con los del agua, determinando cambios
en los constituyentes disueltos. Toda agua de formación contiene sales
disueltas. La cantidad y relación de estas sales depende principalmente, del
origen del agua y de lo que ha ocurrido a ésta una vez que entra en el
ambiente del subsuelo. El contenido de sólidos totales disueltos está
VI
representado principalmente por cationes y aniones, cuya cantidad y relaciones
Inter-iónicas son la base de un gran número de sistemas de clasificación.
Para efectuar la caracterización del agua de formación, se revisaron los
análisis físico-químicos de 220 muestras pertenecientes a 5 yacimientos del
flanco oeste de la segregación Lagomedio , las cuales serán validadas para
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tales como: métodos de clasificación genética, según
establecer los patrones característicos del agua, a partir de los cuales podrán
aplicarse los diferentes métodos de clasificación y caracterización del agua de
Sulin,
Bojarski y Schoeller, métodos gráficos tales como diagrama de Stiff, ternario,
McKinell, Collins y Piper.
La determinación de la tendencia incrustante en el agua de formación,
ayuda a identificar problemas de formación de escamas que pueden disminuir
la producción de fluidos, y
proporciona una orientación para aplicar
tratamientos de inyección de química específicos, que permitan recuperar el
potencial perdido en el pozo.
El índice de Stiff y Davis es actualmente reconocido como un modelo
matemático adecuado para la estimación del potencial incrustante del agua en
condiciones de equilibrio con CO2, especialmente a fondo de pozos donde
existen las condiciones más críticas para formar escamas ya que la tendencia
incrustante es modificada por cambios de presión estática en el yacimiento, de
fondo fluyente en el pozo y cambios en la composición del agua de formación.
La metodología será aplicada en varios yacimientos del Flanco Oeste
de dicha Segregación, cuya producción de agua se ha incrementado
significativamente. En vista de la necesidad actual de tener control sobre las
aguas producidas de los yacimientos, surge la importancia de caracterizar el
agua de formación e inyección, lo cual permitiría una mejor definición del tipo
VII
de trabajo a realizar en pozos con problemas de alta producción de agua, con
el fin de corregirla.
Para el estudio serán necesarios análisis físico-químicos realizados a
muestras de aguas representativas provenientes de los pozos, lo que permitirá
definir mediante el Diagrama de Stiff el patrón característico del agua de
formación, proyectado en un gráfico basado en la composición química de las
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estratigráficos.
aguas provenientes de los distintos yacimientos, permitiendo identificar
visualmente el agua, su comportamiento y tendencia en los distintos niveles
Se estudiará además, la metodología para el análisis de mezclas de
agua mediante el Método de McKinnell y para la clasificación de las aguas
según su origen, meteórica o connata, utilizando el Método de Sulin, Bojarski y
Schoeller.
Con los resultados de la aplicación de estos métodos a los análisis de
muestras de agua, se busca sentar una metodología de fácil interpretación que
permita utilizar la caracterización de las aguas de formación como un medio
para la identificación de fuentes productoras de agua y para la corrección de
problemas de producción de agua en los pozos.
VIII
CAPITULO I. EL PROBLEMA
1.1 PLANTEAMIENTO Y FORMULACION DEL PROBLEMA
En las últimas décadas la industria petrolera ha desarrollado varias
investigaciones
dirigidas
a
determinar
los
modelos
físico-químicos
requeridos para la caracterización de las aguas asociadas a acumulaciones
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Dasí como también determinar la compatibilidad de las aguas de
del agua,
de hidrocarburos, con el objetivo de tener un mayor conocimiento de los
yacimientos y definir la fuente productora sobre la base de la composición
inyección usadas en los proyectos de recuperación secundaria, optimizando
de esta manera el control y seguimiento de la misma.
De lo anterior se desprende la importancia del análisis físico-químico del
agua
ya
que
si
las
muestras
son
recolectadas
y
analizadas
cuidadosamente, ellas constituyen una valiosa fuente de información en el
campo petrolero, ya que éstas establecen patrones definidos para
caracterizar las aguas de formación e inyección.
El Flanco Oeste de la Unidad de Explotación Lagomedio, actualmente no
cuenta con los patrones definidos para la identificación de las aguas de
formación e inyección de los yacimientos principales, razón por la cual se
considera necesario desarrollar diferentes modelos físico-químicos de
caracterización para analizar los componentes del agua a través de
diferentes métodos de clasificación para cada pozo, para luego establecer
los patrones de las aguas de formación
e inyección de los diferentes
yacimientos de dicho flanco.
1
CAPITULO I. EL PROBLEMA
1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACION
1.2.1 OBJETIVO GENERAL
Desarrollar Modelos Físico-Químicos para la caracterización de Aguas de
Formación/Inyección del Flanco Oeste de la U.E Lagomedio.
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RE Físico-Químicos de muestras de
Recopilar la Información
de
los
S Análisis
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1.2.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS
•
aguas de formación/inyección pertenecientes al Flanco Oeste.
•
Establecer criterios de Validación y Descarte de los Análisis FísicoQuímicos en muestras de agua.
•
Recolectar nuevas muestras de agua en los pozos y planta de inyección
para posterior análisis Físico-Químico.
•
Validar los Análisis Físico-Químicos de acuerdo a los criterios establecidos.
•
Determinar los Modelos químicos para la caracterización de las aguas de
formación/inyección.
•
Definir los patrones de los yacimientos seleccionados y de la planta de
inyección a través de métodos estadísticos.
•
Caracterizar el agua de formación/inyección de las muestras recolectadas.
1.3 JUSTIFICACION E IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACION
Una vez definidos los modelos de las aguas de formación
correspondientes al Flanco Oeste de la Unidad de Explotación Lagomedio, se
demostró que la caracterización de las aguas de formación e inyección es una
herramienta
útil,
para ubicar en un pozo productor de hidrocarburos el
horizonte que la aporta, La ubicación de esta fuente extraña o infiltración en el
pozo permite optimizar el control y seguimiento del comportamiento, de
producción / inyección en los pozos, con la finalidad de diagnosticar con mayor
2
CAPITULO I. EL PROBLEMA
certeza el origen del agua producida y con ello definir el tipo de trabajo más
acorde que logre controlar la producción excesiva de agua, hacer los trabajos
de reparación, cambios de zona y detección de comunicación mecánica entre
dos yacimientos.
Adicionalmente la caracterización del agua de formación da un diagnostico
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acerca de la tendencia a la formación de incrustaciones, corrosión, cálculos de
resistividad, así como también detectar y resolver problemas de producción.
1.4 DELIMITACION DE LA INVESTIGACION
1.4.1 DELIMITACION ESPACIAL
El desarrollo de los modelos físico-químicos para la caracterización de
aguas de formación e inyección se llevó a cabo en él Flanco Oeste de la
Unidad de Explotación Lagomedio, Bloque IX y XIV del Lago de Maracaibo.
Dicho estudio representa una estrategia clave para el departamento de
desarrollo de yacimientos de la U.E Lagomedio.
1.4.2 DELIMITACION TEMPORAL
El período de duración del presente trabajo de investigación fue de ocho
(8) meses, iniciando el 25 de Noviembre de 2.005 y culminando el 25 de Julio
de 2.006.
3
CAPITULO II. MARCO TEORICO
2. MARCO TEORICO
2.1 ANTECEDENTES
La gran importancia de caracterizar las aguas de formación para
aclarar el origen, proceso de migración, régimen hidrogeológico de
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que
estudian
estos
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E en Venezuela se han hecho pocos trabajos en
DENoRobstante,
aspectos.
entrampamiento y acumulación de hidrocarburos, queda demostrada por
el gran número de publicaciones internacionales
esta área. Los trabajos existentes se concentran en la Cuenca del Lago
de Maracaibo, y
en menor proporción en la Cuenca Oriental de
Venezuela, teniéndose un conocimiento escaso de las otras regiones del
país. Se realizó una revisión sobre la base de investigaciones anteriores,
con la intención de encontrar soportes que ayudaran al mejor desarrollo
del presente estudio. A continuación se presenta una breve descripción
de los trabajos de investigación revisados para iniciar este estudio:
ESTUDIOS EN LA CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO
Dikkers y Richardson, realizaron los primeros estudios de aguas
de formación en Venezuela se llevaron a cabo en la Cuenca del Lago de
Maracaibo, estudiaron muestras de aguas de formación obtenidas de las
calizas del Cretáceo.
Soto C, estudia el origen del agua de formación en el área del
Proyecto M-6 al este del campo Tía Juana, determinó un origen
meteórico y postula como área de recarga los sedimentos del Eoceno
que afloran al este del área estudiada.
4
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Soto, realizó un estudio sobre la composición química de los
sólidos disueltos en las aguas de formación del Campo La Paz, ubicado
a unos 45 Km. al oeste de la ciudad de Maracaibo y a unos 20 Km al
noreste del Campo La Concepción. Estas aguas han sido consideradas
como remanentes de mares antiguos que variaron posteriormente su
composición química. Se encuentra que la concentración
de sólidos
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disueltos incrementa con la profundidad, aunque ocasionalmente se
encuentran aguas de mucha menor salinidad.
El análisis químico de las aguas producidas de yacimientos de
edad Precretáceo hasta Eoceno en el Campo La Paz,
permitió su
clasificación de acuerdo con la clasificación de Sulin y a los diagramas de
Stiff; estableciendo que el agua obtenida del Paleoceno es meteórica
perteneciente a la clase bicarbonato de sodio, y el agua obtenida en los
estratos
productores
del
Cretáceo
y
del
Basamento
presentan
características de agua connata de clase cloruro de calcio.
Soto y Puche, en MARAVEN, S.A., realizaron un estudio
importante en la Cuenca del Lago de Maracaibo clasificaron un total de
571 muestras de agua de los campos de tierra y lago, a partir de datos
obtenidos de diferentes fuentes, incluyen al Departamento de Química de
producción y Petrofísica de MARAVEN, S.A., reporte internos, archivos
de pozos y datos de otras compañías. La información recaudada fue
ordenada por campos y períodos geológicos, para luego ser llevada a
tablas construidas para tal efecto y clasificada de acuerdo a los métodos
de Sulin y Stiff.
5
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Álvarez Ninoska y Ferrer Liliana., 1995, elaboraron un estudio
titulado “Caracterización de las aguas de formación de las áreas VLA11/12, VLA-62 del Bloque I del Lago de Maracaibo”. En éste aplican una
metodología que incluye criterios de rechazo de muestras para la
generación de los patrones del agua de formación en la caracterización
de éstas, así como también los métodos de clasificación de Sulin, Stiff,
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Arzola Emir y Zambrano Adriana., 1996, realizaron
diagramas ternarios y Mckinnell.
la
caracterización de aguas de formación del Eoceno C-Inferior, Bloque III
perteneciente al Lago de Maracaibo. En este estudio aplicaron el método
del diagrama de Stiff, y establecen una metodología para identificar los
volúmenes de producción de agua por arena y/o yacimiento, cuando
existen hasta dos de ellos abiertos a producción.
Bello L. Ana M., 1995, elaboró un trabajo titulado “Caracterización
de las aguas de formación de los yacimientos Laguna y Lagunillas, VLC52/VLD-192”. En éste se aplicaron los métodos de Sulin y Stiff para la
caracterización, además de estudiar la compatibilidad de las aguas.
Martínez Mirna, 1989, realizó la caracterización de aguas de
formación en el Bloque III del Lago de Maracaibo. Aplicó los métodos de
Sulin, Stiff y diagramas ternarios para la clasificación, además de
pronosticar la tendencia de depósitos de carbonato de calcio (CaCO3).
Vásquez
geoquímica de
C.
Yaneth
E.,
1998,
realizó
la
caracterización
aguas de formación del Domo Sur, Campo Motatán.
Utilizó los sistemas de clasificación de Sulin, Piper y Stiff para la
caracterización y determinación del patrón de agua.
6
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Heredia M. y Padilla M. (1990), efectúan la caracterización del
agua de formación del Campo Ceuta, basándose en la comparación de
los diagramas de Stiff, diagramas ternarios y la clasificación de Sulín.
Establecieron la tendencia incrustante del agua con el índice de Stiff y
Davis, y determinaron la relación de mezcla de aguas mediante
McKinnell.
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
representativos
para caracterizar el agua de formación en el Bloque V-
Toan N. y Taborda L. (1998), indican la existencia de análisis no
Centro Lago por problemas en la toma de muestra, y sugieren algunas
metodologías para caracterización y muestreo que minimizan los errores
en estos procesos.
Gallego, Marisela, caracterizó las aguas de formación asociadas
a las 8 sub-unidades que conforman el yacimiento Eoceno c Inferior en el
Bloque III del Lago de Maracaibo. Además propuso una metodología para
caracterizar aguas de formación puras.
Castellano y Colina. (1990), presentan una base de datos de
caracterización de aguas de formación denominado “CARAGUA”, el cual
permite almacenar toda la información de las muestras y patrones de
agua recolectadas de los pozos, y a la vez permite obtener el gráfico,
resultante del análisis efectuado con opción a obtener una impresión del
mismo.
Verdier, realizó la caracterización de las aguas de formación
presentes en los yacimientos Eoceno C Superior e Inferior y Cretáceo,
sectorizándolas por área, dentro de los campos en explotación del Bloque
V en el Lago de Maracaibo. Para ello, utilizó los métodos de
representación gráfica de Stiff y diagrama Ternario.
7
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Rivas, caracterizó las aguas de formación asociados a los
yacimientos del área VLA-6/8 del Bloque I del Lago de Maracaibo.
2.2 FUNDAMENTACION TEORICA
2.2.1 AGUAS DE FORMACION.
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D conocer un poco acerca de todo lo relacionado con la misma
importancia
Para la caracterización de las aguas de formación es de gran
(definición, orígenes, clasificación etc). A continuación se presenta una
terminología relacionada con dichas aguas.
El agua de formación se define como el agua que se encuentra
naturalmente en las rocas. Esta agua ha podido tener diferentes orígenes
y ser clasificadas como aguas marinas, interticiales y diagenéticas, etc.
Las aguas de formación son el producto de un proceso geológico
ocurrido durante muchos años de deposición de sedimentos quedando
entrampadas entre los mismos. Una vez que el agua entre en el ambiente
del subsuelo existirán diferencias y razones
de mezclas en sus
constituyentes.
Las características del agua de formación, entrampada originalmente
en los espacios porosos de la roca, dependerán del ambiente
sedimentario de deposición, la era geológica, la profundidad, el gradiente
hidráulico, los elementos solubles de la roca asociada, la movilidad de los
elementos químicos disueltos y la magnitud del intercambio iónico ó
reacción química de los constituyentes.
8
CAPITULO II. MARCO TEORICO
El agua de formación de un horizonte productor, es químicamente
diferente al de otro, por lo tanto si en un pozo productor de hidrocarburo el
agua irrumpe abruptamente, un análisis físico-químico del agua
producida, podría utilizarse como elemento de juicio adicional para
identificar la fuente de producción de éste fluido. Además permite detectar
comunicación vertical entre yacimiento, identificar acuíferos, optimizar
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
COMPOSICION
QUIMICA
programas de reparación de pozos, entre otros. (Ostroff, A.G; 1965)
El Instituto Americano del Petróleo, presentan los métodos analíticos
en donde recomiendan que se obtengan siete constituyentes principales
del agua de formación: Sodio (Na+), Calcio (Ca++), Magnesio (Mg++),
Cloruro (Cl-), Sulfato (SO4=), Bicarbonatos (HCO3-) y Carbonatos (CO3=).
Usualmente se asume que los iones de Cl-, SO4=, HCO3- y CO,
conforman prácticamente el 99% ó más de los radicales ácidos, ya que
los aniones (I-), Bromuro (Br-), Fluoruro (F-), entre otros, se presentan en
pequeñas cantidades en las aguas de formación. También, se supone
que los iones positivos son Na+, Ca++ y Mg++, pero esto no es totalmente
cierto, porque los iones de potasio (K+), Hierro (Fe++), Estroncio (Sr++) y
Bario (Ba++) pueden presentarse en cantidades considerables en el agua;
cuando esto ocurre hay que determinarlos analíticamente en los
laboratorios de análisis físico-químicos.
En la composición química del agua de formación la suma de los
pesos equivalentes de los iones positivos (cationes) debe ser igual a la
suma de los pesos equivalentes de los iones negativos (aniones), esto se
debe a que los elementos se combinan entre sí en relaciones exactas a
sus pesos equivalentes. (Patton, Charles;1995)
9
CAPITULO II. MARCO TEORICO
UNIDADES
Los resultados de los análisis físico-químicos de las aguas de
formación vienen expresados en miligramos por litro (mg/L), por lo tanto,
para aplicar los diferentes métodos de clasificación [Sulin (1946), Stiff
(1951) y Piper (1944)], es necesario transformar las unidades a
miliequivalentes por litro (meq/L); para ello es necesario considerar las
S
O
D
A
V
R
E
S
RE
S
O
p. p.m =
H
C
E
R
E
Dρ
siguientes ecuaciones:
mg / L
meq / L =
mg / L
Peq
Peq =
PM
V
Peq =
PA
V
1
= CR
Peq
%meq / L =
Ec. A1
Ec. A2
, para moléculas
, para átomos
Ec. A3
Ec. A4
Ec. A5
meq / L(ion)
⊗ 100
meq / L(totales )
Ec. A6
Sustituyendo la ecuación (A5) en la ecuación (A2) se tiene:
meq / L = mg / L ∗ CR
donde:
mg/L: miligramos por litros del constituyente.
ρ: densidad de la muestra
meq/L: miliequivalentes por litros del ión.
Peq: peso equivalente del constituyente.
Pm: peso molecular del constituyente, cuando éste es un solo elemento.
V: valencia de reacción del constituyente o ión.
CR: coeficiente de reacción
%meq/lts: porcentaje de miliequivalentes por litros.
10
CAPITULO II. MARCO TEORICO
En la tabla 2.1 se muestran los pesos atómicos, pesos moleculares, valencia, pesos
equivalentes y multiplicadores de los aniones y cationes que componen el agua de
formación.
mg/L a meq/L
IÓN
PESO MOLECULAR
O ATÓMICO
VALENCIA
meq/L a mg/L
SODIO
0.0434839
22.997
1
22.99
POTASIO
0.0255754
39.100
1
39.10
MAGNESIO
0.0822368
0.0499002
HOS
C
HIERRO
DERE 0.0358102
CALCIO
+2
S
O
D
A
V
R
40.080
2
E
S
RE
24.320
2
12.15
20.04
55.850
2
27.92
BARIO
0.0145306
137.360
2
68.67
ALUMINIO
0.1111935
26.980
3
8.994
CLORURO
0.0282032
35.457
1
35.45
SULFATO
0.0208190
96.066
2
48.03
CARBONATO
0.0333278
60.010
2
30.00
BICARBONA
TO
0.0163886
60.018
1
61.02
FLUOR
0.0526316
19.000
1
19.00
BROMO
0.0125131
79.916
1
79.90
BORO
YODO
0.1848429
10.820
2
79.90
0.0078796
126.910
1
126.9
Tabla 2.1. Multiplicadores, Pesos Atómicos, Moleculares y Equivalentes
(Standard Guide for Reporting Results of Analysis of water ASTM, 2001)
Es de hacer notar que cuando la cantidad total de sólidos disueltos
en el agua, la concentración de cationes, más la concentración de
aniones, es menor de 20.000 partes por millón, la densidad del agua
tiende a ser igual a uno, por lo tanto la ecuación A1 queda:
mg / L =
p. p.m
1
Lo que quiere decir, que para un agua de formación de 20.000
p.p.m de sólidos disueltos o menos, los mg/L es igual a los p.p.m.
11
CAPITULO II. MARCO TEORICO
2.2.2 CARACTERIZACION.
Término utilizado cuando se trata de identificar y determinar la
composición química del agua de formación proveniente de un intervalo
productor de un yacimiento; y se logra siguiendo una metodología
apropiada para dicha caracterización, luego, una vez seleccionada la
S
O
D
A
V
R
E
S
de
E
R
S
O
H
C
E utilizados para la caracterización de las aguas de
DERgráfica
identificación
muestra representativa generar un patrón de las aguas provenientes de
un intervalo productor, mediante cualquiera de los métodos
formación. (Collins, A.G; 1975)
Además de la composición química, también se determinan
algunas propiedades físicas del agua de formación tales como: pH,
dureza, resistividad, alcalinidad, salinidad, sólidos totales disueltos, índice
de Stiff y Davis, entre otros. De este modo se amplía la caracterización de
las aguas de formación provenientes de cualquier horizonte productor de
un yacimiento. A continuación se explican las propiedades mencionadas
anteriormente.
•
pH:
El pH representa el logaritmo natural del inverso de la
concentración de iones hidrógeno, expresados en moles por litros. El pH
es un número entre 0 y 14 que índica el grado de acidez o alcalinidad de
una solución, de tal forma que un pH igual a 7 es neutro, por debajo de 7
es ácido y por encima de éste valor es alcalino.
•
Resistividad:
Es la medida de la resistencia que ofrece el agua de formación al
paso de la corriente eléctrica, con la cual se mueven los diferentes iones
constituyentes del agua. Hay que tener en cuenta que la temperatura de
12
CAPITULO II. MARCO TEORICO
la muestra afecta la velocidad iónica y consecuentemente la resistividad
del agua, por lo tanto la medida de ésta propiedad debe ser reportada a la
temperatura de la muestra.
•
Alcalinidad:
Se define como la presencia de minerales alcalinos en el agua y es
S
O
D
A
V
R
E
S
(CO ) e hidróxilos (OH ), los
REson minerales alcalinos que pueden
Scuales
O
H
C
E
R
E
D
ser neutralizados
por ácidos.
medida por la presencia de los iones de bicarbonato (HCO3-), Carbonatos
3
=
-
La alcalinidad total también llamada alcalinidad
“M” es la que se
produce u origina a un pH sobre el punto final del anaranjado de metilo
de aproximadamente 4.2 a 4.4 y
miden todos los iones hidróxilos,
carbonatos y bicarbonatos.
•
Sólidos totales disueltos:
La cantidad total de sólidos disueltos representa
la suma de la
concentración de aniones y cationes, constituyentes del agua de
formación.
•
Temperatura:
La temperatura en el agua afecta en la tendencia de formación de
incrustaciones, el pH y la solubilidad de los gases en el agua. La
gravedad específica en el agua está en función de la temperatura.
•
Gravedad Específica:
Es la relación existente entre la densidad de la muestra de agua y la
densidad del agua pura. Densidad es simplemente masa por unidad de
volumen m/V. La densidad del agua es 1g/mL o 1000Kg/m3. Gravedades
específicas mayores de 1.0 significan que la muestra de agua es más
densa o pesa más que el volumen equivalente del agua pura. Las aguas
13
CAPITULO II. MARCO TEORICO
de formación contienen sólidos disueltos por lo tanto la gravedad
específica siempre es mayor que 1.0. La gravedad específica es muy útil
para evaluar la exactitud de los análisis de laboratorio.
•
Oxigeno Disuelto:
Contribuye notoriamente en la corrosividad del agua, también si hay
S
O
D
A
V
R
E
S
precipitación de óxidos férricos
S RlosEcuales son insolubles y producen
O
H
C
E
R
E
D
taponamientos,
también facilita el crecimiento de las bacterias aeróbicas.
presencia de hierro la entrada de oxígeno al sistema puede ocasionar la
•
Dióxido de Carbono Disuelto:
Influye en el pH, corrosión y tendencia de formación de escamas de
CaCO3.
•
Sulfuro como Sulfuro de Hidrógeno H2S:
La presencia de H2S en el agua incrementa la corrosión. Puede estar
presente naturalmente en el agua o puede generarse por las bacterias
sulfato-reductoras. Si en la muestras de agua se observan trazas de H2S
esto indica que las bacterias sulfato-reductoras esten presentes en el
sistema causando hoyos corrosivos, el sulfuro de hierro también se
genera como producto de corrosión y actúa eficientemente como agente
taponador.
•
Indice de Stiff y Davis (SI):
Este parámetro permite predecir la formación de depósitos de
carbonatos de calcio en las aguas que se producen asociadas al crudo.
Este valor se calcula usando el índice de estabilidad iónica el cual
permite establecer la tendencia que posee el agua a ser corrosiva o
formar incrustaciones.
14
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Cuando el índice de Stiff y Davis (SI) es positivo el agua es
sobresaturada con CaCO3 y la formación de escamas es bastante
probable.
Cuando SI es negativo el agua no es saturada con CaCO3, entonces
su tendencia es ser corrosiva y las posibilidades de formar escamas son
escasas.
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D es decir está saturado con CaCO , caso de las mayorías de las
equilibrio,
Por último si el SI es igual a cero, el agua está en condiciones de
3
aguas de formación en condiciones estáticas.
•
Incrustaciones:
Se entiende por incrustaciones como capas pedregosas que se
forman alrededor de ciertos cuerpos que permanecen en un agua
calcárea.
Existen dos condiciones que guían a la formación de incrustaciones.
La primera es que el agua este sobresaturada del mineral incrustante.
Sobresaturación significa que existe más cantidad del mineral presente en
el agua que normalmente puede mantenerse disuelto y que no precipita.
La segunda razón que produce precipitación son los cambios en algunas
condiciones del agua; estos pueden ser físicos y químicos.
Los minerales incrustantes comúnmente encontrados en los campos
petroleros incluyen el carbonato de calcio, sulfato de calcio, sulfato de
bario, sulfato de estroncio y componentes de hierro.
El carbonato de calcio es la incrustación mineral más común.
Ca++ + 2 HCO3-
CaCO3
+ CO2 + H2O
La ecuación anterior describe la precipitación del carbonato de calcio
del agua. Esta es una reacción de equilibrio pero esta muy fuertemente a
15
CAPITULO II. MARCO TEORICO
favor de la formación del carbonato de calcio con muy poco retorno del
ion calcio y bicarbonato.
Se nota en la ecuación que el CO2 esta presente como gas en el lado
derecho de la ecuación. Si por alguna razón el CO2 es liberado o se
escapa del agua, esto desestabiliza el equilibrio empujando la reacción
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
DCLASIFICACION DE LAS AGUAS DE FORMACION.
2.2.3
hacia la derecha, aumentando la precipitación de CaCO3.
Las aguas de formación se encuentran clasificadas de la siguiente
manera:
2.2.3.1 CLASIFICACION GENETICA.
La influencia de los factores externos sobre las aguas de formación
hacen que esta sea inestable en el tiempo.
Basado en su historia, las aguas del subsuelo se pueden clasificar en
tres (3) clases: meteóricas, connatas y juveniles.
•
Aguas meteóricas:
Geológicamente, las aguas meteóricas son aquellas que en la
actualidad forman parte del ciclo hidrológico o formaron parte de él en el
pasado. Aquí se incluye el agua de los océanos, el agua evaporada en la
atmósfera, agua de lluvia y de nieve, aguas superficiales y aguas de
subsuelo
en
movimiento.
Las
aguas
subterráneas,
bajo
ciertas
circunstancias geológicas circulan a través de estratos permeables a
grandes profundidades (3000 metros o más).
Químicamente las aguas meteóricas se caracterizan por presentar bajas
concentraciones de sólidos disueltos por lo general menores de 10.000
16
CAPITULO II. MARCO TEORICO
mgrs/lts; Normalmente estas aguas contienen cantidades considerables
del ion bicarbonato.
•
Aguas Connatas:
Las aguas connatas se han depositado en sistemas hidráulicos
cerrados, y no forman parte del ciclo hidrológico.
S
O
D
A
V
R
E
S
explicar que esta agua son
RE del mar original en el cual se
S restos
O
H
C
E
R
E
D los sedimentos. Esto puede considerarse cierto si se toma en
depositaron
La palabra “connata” significa “lavada con”; se introdujo con la idea de
cuenta que el grado de compactación de la roca implica la expulsión del
agua de la roca de los poros y alguna migración lateral.
Las aguas connatas son altamente saladas, contienen de 20.000
mgrs/lts a 250.000 mgrs/lts de sólidos totales disueltos. Se caracterizan
por
presentar
altas
concentraciones
de
cloruros
y
baja
concentraciones de sulfatos y bicarbonatos.
Cuando
los
sedimentos
son
muy
profundos,
ocurre
una
recristalización de los minerales por efecto del incremento de la presión y
la temperatura. Este proceso químico da como resultado la perdida del
agua que originalmente formaba parte de la estructura de los silicatos
hidratados (hidrosilicato).
El proceso de recristalización trae como consecuencia secundaria una
perdida de porosidad. Esta agua desprendida debe encontrar su salida o
ruta hacia la superficie, debido a que el metamorfismo de los sedimentos
hace que estos pierdan permeabilidad. Conforme se mueve hacia zonas
de temperaturas y presiones más bajas, la sílica y otros minerales se
precipitan, formando venas o vetas de cuarzo. El agua que se encuentra
en estas venas de cuarzo normalmente es salada. Es probable que la
17
CAPITULO II. MARCO TEORICO
mayoría de estas venas hidrotermales sean formada por aguas connatas
que han sido expulsadas de sedimentos durante el proceso de
metamorfismo.
•
Aguas Juveniles:
S
O
D
A
V
R
E
S
formado parte del ciclo hidrológico,
S RE son difíciles de identificar. (Collins,
O
H
C
E
R
E
D
a.G;1975)
Estas son aguas que ascienden del manto de la tierra y nunca han
2.2.4 Clasificación propuesta por Sulin:
Sulin propuso un sistema de clasificación basado en las diversas
combinaciones de los constituyentes disueltos en el agua de formación.
Sulin presenta cuatro tipos de ambientes básicos para la distribución de
las aguas naturales:
•
Ambientes de condición continental que permiten la formación de
aguas con promedio del ion sulfato (SO4=), tales condiciones les
suministra al agua constituyentes solubles de sulfatos. Sulin les asigno
el tipo genético sulfatosodio (sulfato de sodio).
•
Ambientes de condición continental que favorecen la formación de
aguas con predominio del ion bicarbonato. El tipo genético de tal agua
es bicarbonato-sodica (bicarbonato de sodio).
•
Ambientes de condición marina que favorecen la formación de aguas
del tipo genético cloruro-magnesio (Cloruro de magnesio).
•
Ambientes de condición subterránea que favorece la formación de
aguas del tipo genético cloruro-calcio (cloruro de calcio).
18
CAPITULO II. MARCO TEORICO
•
La siguiente tabla muestra los parámetros tomados en cuenta por
Sulin para la clasificación de las aguas de formación.
Tabla 2.1. Sistema de clasificación de aguas de Sulin. (Collins, A.G;1975)
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Tipo de agua
Cloruro-calcio
Connata
Cloruro-magnesio
Bicarbonato-Sodio
Meteórica
Sulfato-Sodio
% meq / lts
Na+/Cl- Na – Cl/SO4 Cl- – Na+/Mg++
<1
<0
>1
<1
<0
<1
>1
>1
<0
>1
<1
<0
Se considera que los ambientes de tipo continental son
característicos de aguas meteóricas y los ambientes marinos y
subterráneos profundos caracterizan a aguas connatas o aguas en
condiciones estáticas profundas.
La concentración iónica de cada componente viene expresada en
términos de miliequivalentes por litro. En los casos en que la relación
Na+/Cl- sea menor que la unidad, el agua se considera connata, en caso
contrario en que Na+/Cl- sea mayor que la unidad, entonces se considera
como meteórica.
La clasificación de Sulin esta basada sobre la generalización de
que las aguas meteóricas contienen sulfato (SO4=) y bicarbonato (HCO3-)
pero cantidades muy pequeñas de calcio y magnesio. Sin embargo casi
todos los cationes son sodio y el porcentaje de miliequivalente del Na+
debe ser cercanamente igual a la suma del porcentaje de miliequivalentes
de los aniones; es decir:
Na+ = Cl- + SO4= aproximadamente
Na+ - Cl- = + HCO3- aproximadamente
19
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Si (Na+ - Cl-) / SO4= es menor que la unidad, las aguas son del tipo
sulfato de sodio y si esta misma relación es mayor que la unidad entonces
las aguas son de tipo bicarbonato de sodio. Ambas clases caracterizan
zonas geológicas de gran intercambio.
Las aguas connatas se caracterizan por presentar mayores
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
concentraciones del anión cloruro considerando el sulfato y el bicarbonato
casi ausente. Como consecuencia se debe cumplir que:
Cl- = Na+ + Ca++ + Mg++ aproximadamente.
Si la razón de (Cl- -
Na+)/Mg++ es menor que
la unidad, el agua
pertenece al tipo cloruro de magnesio. Si por el contrario es mayor que la
unidad, entonces es del tipo cloruro de calcio. Este grupo de agua es
favorable a las acumulaciones de hidrocarburos y provienen de aguas
marinas y ambientes transicionales.
En forma general el autor determina que las acumulaciones de
hidrocarburos están relacionadas con los tipos químicos de agua
mencionados, y para ello propone el siguiente orden de prioridad: clorurocalcio, bicarbonato-sodio, cloruro-magnesio y sulfato-sodio. (Collins,
A.G;1975)
2.2.5 Clasificación propuesta por Bojarski. (Sulin modificado).
El sistema propuesto por Sulin fue puesto en practica por Bojarski en
un estudio de 400 muestras de aguas analizadas físico-químicamente,
todas pertenecientes a una misma cuenca petrolífera. En este estudio el
20
CAPITULO II. MARCO TEORICO
autor estableció una relación entre los tipos de combinación química
propuestos por Sulin y las zonas hidro-geoquímicas establecidas por él
previamente. También determinó diferenciaciones adicionales entre las
aguas cuya relación Na+/Cl- indique un origen connata y el tipo químico
sea cloruro-calcio. Estas diferenciaciones constituyen las modificaciones
más importantes propuestas al sistema de Sulin.
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
A continuación se presenta la interpretación que Bojarski dio a cada
clasificación:
1. Aguas del tipo Bicarbonato-sodio: Esta agua ocurre en las partes
superiores de una cuenca de sedimentación basal, tiene una situación
hidrodinámica, en donde las aguas son movidas a una rápida razón de
tiempo geológico. Esto índica que durante ese tiempo la roca tuvo
pocas posibilidades de preservar hidrocarburos.
2. Aguas del tipo Sulfato-sodio: este tipo de agua se relaciona con
situaciones altamente hidrodinámicas.
3. Aguas de tipo Cloruro-Magnesio: tales aguas son características de
zonas transitorias en un área hidrodinámicamente activa que pasa a
ser más hidrostática con la profundidad.
4. Aguas del tipo Cloruro-calcio: Este tipo de agua se asocia a zonas
profundas que quedaron aisladas de la influencia de las aguas
infiltradas y las zonas hidrodinámicas.
Bojarski observó una gran variación en la composición química de las
aguas tipo cloruro-calcio, y para ello presentó la siguiente subdivisión:
•
Cloruro-calcio (I), con Na+/ Cl- > 0.85: es característica de una zona
hidrodinámicamente más activa.
21
CAPITULO II. MARCO TEORICO
•
Cloruro-calcio (II), con Na+ / Cl- entre 0.85 y 0.75: caracteriza zonas de
transición entre la zona hidrodinámicamente activa y otra estable
(hidrostática) en una cuenca de sedimentación. Esta zona es pobre
para la acumulación de hidrocarburos.
•
Cloruro-calcio (III), con la relación Na+/ Cl- entre 0.85 y 0.65: por su
carácter hidrostático puede asociarse a condiciones favorables para la
S
O
D
A
V
R
E
S
Cloruro-calcio (IV), con
Na
Cl E
entre 0.65 y 0.50: Índica la presencia
S /R
O
H
C
E
R
E
deD
agua residuales. Caracteriza zonas de acumulación en completo
acumulación de hidrocarburos.
•
+
-
aislamiento.
•
Cloruro-calcio (V) con Na+ / Cl- < 0.50: esta clase índica la presencia
de aguas antiguas de mar que han sido altamente alteradas desde su
deposición original.
•
Bojarski considera estas zonas como las más probables de acumular
hidrocarburos.
22
CAPITULO II. MARCO TEORICO
2.2.6- Clasificación propuesta por Schoeller
Schoeller propuso una clasificación basándose en los constituyentes
disueltos
en el agua de formación
y para cada grupo propuesto
estableció el siguiente orden de prioridad:
1. Cloruro.
S
O
D
A
V
R
E
S
RE+ CO )
S(HCO
O
H
C
Bicarbonato
y carbonato.
E
R
E
D
2. Sulfato.
3.
3
-
3
=
4. Indice de bases cambiables. (IBE).
5. Relaciones de prioridad entre cationes y aniones.
Como se puede observar en la Tabla 2.2 la cantidad de cloruro en el
agua define seis (6) tipos primarios de agua y la cantidad de sulfato define
cuatro subgrupos. Los otros sirven como diferenciación adicional.
Schoeller observó que según fuera la presencia de iones cloruros
disueltos en el agua se presentaban distintas relaciones de prioridad en
los restantes iones y en función de éstos propuso los seis tipos básicos de
agua. De igual forma observó que normalmente con
aguas de alto
contenido de cloruro se presentaban también niveles altos de sulfato de
calcio,
CaSO4,
los
cuales
matemática Ca + + × SO = 3 ,
caracterizaron
determinando
según
cuatro
la
subgrupos
relación
en
la
clasificación.
Adicionalmente, el autor usó varios parámetros de diferenciación. El
primero es la relación entre la concentración de carbonato y bicarbonato
definida por la fórmula matemática
3
[(HCO
3
−
+ CO3
) × (Ca )].
= 2
++
23
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Esta fórmula es proporcional a la presión del CO2 (fase gaseosa) en
equilibrio con el CaCO3 en el agua. Su valor es usado para indicar el nivel
de saturación de carbonato de calcio. Para su estudio particular utilizó
como valor crítico el siete.
El segundo parámetro usado fue lo que el autor llamó índice de bases
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
preferiblemente
arcillas que están por donde ellas circulan;
cambiables (IBE). Este no es más que la tendencia del agua a
intercambiar o dejarse modificar sus iones con los de la roca,
en otras
palabras este índice se usa para indicar la razón entre los iones
cambiables del agua como tal y los iones que originalmente la
constituyeron. Schoeller usó la siguiente fórmula básica:
⎛ x ⎞
(a − x) = K ⎜
⎟
⎝a− x⎠
1/ P
unidad en meq/L (1)
Para indicar la relación que existe entre la concentración inicial
“a “
de los cationes en las aguas que no han reaccionado y “x “ que es igual a
la concentración final de los cationes en aguas que ya reaccionaron con
las rocas. La diferencia (a-x) señala la cantidad de iones cambiables y el
índice de bases cambiables se presenta con la ecuación:
IBE =
(a − x )
a
(2)
Por sustitución de (2) en (1), tenemos:
IBE = k / a (x / (a-x) )1 / p
24
CAPITULO II. MARCO TEORICO
En esta ecuación Schoeller hace una sustitución asumiendo que en el
agua original hubo tantos miliequivalentes de cloruro como de sodio y
potasio, y que cuando se dio el cambio de éstos por los alcalinoterreos
en la roca alcalina se produjo el intercambio.
Schoeller observó en sus ensayos que aguas con un IBE > 0.129
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D de aguas meteóricas.
característicos
tienen una razón
Cl- / Na+
> 1.17 y son características de aguas
connatas. Las que tienen un IBE < 0.129 con relación Cl- / Na+ < 1.17 son
Cuando el valor del IBE es positivo indica que el cambio de bases fue
de metales alcalinos (Na + K) del agua por iones metales alcalinoterreos
(Ca, Mg) de las arcillas, y si es negativo el cambio es al contrario.
IBE= Cl − −
( Na + + K + )
Cl −
IBE=
Cl − − ( Na + + K + )
SO4
−2
−
+ HCO3 + NO − 3
25
CAPITULO II. MARCO TEORICO
TABLA N. 2.2.
(Sistema de Schoeller para la Clasificación de las aguas asociadas a yacimientos petrolíferos)
(Collins,A.G;1975)
l.- Concentración de Cl-:
Muy alto si
> 700
Marino sí
420-700
Alto si
140-420
S
O
D
A
V
R
E
S
Normal si
10-40
S RE
O
H
C
E
R
E
D Bajo si
<10
Promedio si
40-140
2.- Concentración de SO4:
Muy alto sí
> 58
Alto sí
24-58
Promedio si
6-24
Normal si
<6
(SO
Existe saturación crítica cuando
−2
4
)
× Ca + 2 > 70
3.- Bicarbonato y Carbonato. (HCO3 + CO3):
Alto sí
>7
Normal si
2-7
Bajo sí
<2
Se recomienda usar la ecuación:
3
(HCO
−
3
+ CO − 2 3
)
2
× Ca + 2
4. - Indice de Bases Cambiable. (IBE)
Sí Cl- > Na+ entonces IBE= (Cl- - Na+) / (Cl-)
Sí Na+ > Cl- entonces IBE = (Cl- - Na+) / (SO4-2 + HCO-3 + CO-23)
5. - Importancia de los cationes y aniones.
Cl-
>
SO4=
>
CO3=
Cl-
>
CO3-2
>
SO4=
CO3-2
>
Cl-
>
SO4=
CO3-2
>
SO4=
>
Cl-
Na+
>
Mg+2
>
Ca+2
Na+
>
Ca+2
>
Mg+2
26
CAPITULO II. MARCO TEORICO
2.2.7 Clasificación propuesta por Chebotarev.
Chebotarev fue un geoquímico contemporáneo a Schoeller que planteó
otra clasificación de las aguas de formación basándose de igual forma en
los constituyentes sólidos disueltos en el agua. En su clasificación se
toman en cuenta los iones bicarbonato, sulfato y cloruro; y descarta las
aguas ácidas, es decir, las que contienen ácido sulfúrico o hidroclorhídrico
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
libre. Para esta clasificación el autor asume que los aniones son variables
independientes y los cationes variables dependientes.
Los tipos geoquímicos de agua propuestos por el autor se relacionan
con los productos resultantes del proceso de meteorización que sufre la
roca. Chebotarev estableció una correspondencia entre las fases que
conforman el proceso meteórico y las fases de disolución y redistribución
de los sólidos disueltos que constituyen el agua. Dicha correspondencia
esta en función de la movilidad iónica relativa de cada elemento.
En esta clasificación se proponen tres grandes grupos de aguas,
divididos a su vez en varios tipos genéticos. Estos tipos genéticos se
definían a partir de la concentración absoluta de cada ion, expresada en
porcentaje de equivalente por litro (%meq/L).
Como se puede apreciar en la Tabla 2.3, el grupo bicarbonato contiene
tres tipos genéticos de agua: bicarbonato, bicarbonato-cloruro y clorurobicarbonato (este grupo lo define la suma del bicarbonato mas el
carbonato y la suma de cloruro mas sulfato). El grupo sulfato se subdivide
en dos tipos genéticos: sulfato-cloruro y sulfato. El grupo cloruro se
subdivide en tres tipos genéticos: cloruro-bicarbonato, cloruro-sulfato y
sulfato.
27
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Chebotarev, establece que los tipos químicos de agua propuestos se
relacionan con los productos de meteorización, ya que el tipo de sal
soluble permanece por mucho tiempo inalterable, a pesar que la
concentración de sólidos disueltos varia mucho.
Los productos correspondientes a la clase uno (I) provienen de la
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D de meteorización de las mismas, pero además se relacionan
productos
meteorización de las rocas ígneas y de las rocas con metamorfismo de
alto grado; las aguas de la clase dos (II) están relacionadas con los
también con las acumulaciones calcáreas; la clase tres (III) únicamente se
relaciona con las acumulaciones calcáreas; la clase cuatro (IV) se
relaciona con la meteorización de depósitos detríticos, aluviones y de
sederita; y las aguas de la clase cinco (V) se relacionan con las rocas
características de los depósitos marinos y con las que proviene de la
meteorización de los productos que se derivan de la clase IV.
La alta concentración del ion cloruro en el agua es para Chebotarev un
indicador de la ocurrencia de hidrocarburos, sin embargo, esto no siempre
se cumple, porque sobre la composición química del agua influye
fuertemente la situación hidrodinámica de la cuenca y el tipo de
entrampamiento.
Por tener una forma compleja de establecer los tipos y clases de agua,
ésta clasificación es poco usada. (Collins,A.G;1975)
28
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Tabla 2. Tipos y clases de agua según Chebotarev.(Collins,A.G;1975)
Grupo
Clase
Tipo Genético
I
II
III
IV
_
III
IV
V
Bicarbonato
Bicarbonato-cloruro
Cloruro-bicarbonato
Sulfato-cloruro
Sulfato
Cloruro-bicarbonato
Cloruro-sulfato
Cloruro
Bicarbonato
Sulfatos
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Cloruros
NOTA: la unidad de medida es % meq /L.
2.2.9 Gráfico de Reistle.
Como puede verse en la Figura 3.1 el gráfico de Reistle utiliza barras
verticales para presentar los valores de concentración iónica, los valores a
plotear en el gráfico se deben expresar en meq/L o en % meq/L. Las
barras tienen como origen el eje horizontal, a partir del cual, las barras
que van hacia arriba agrupan a los aniones y las que van hacia abajo a
los cationes. El dibujo permite identificar aguas pero no es el más idóneo
para la diferenciación.
400
300
200
100
0
-1000
-2000
-3000
Muestra N° 2
Muestra N° 1
Mg
Ca
Mg
Ca
Na+K
Na+K
Cl
Cl
HCO 3
Aniones
HCO 3
SO
SO 4
4
Cationes
-4000
Fig 3.1 (Catalan Lafuente,JG;1969)
29
CAPITULO II. MARCO TEORICO
2.2.10 Método Gráfico de Stiff
Es uno de los más utilizados en la industria petrolera para
representar la composición química de las aguas de formación puras; ha
sido adoptado por la API (American Petroleum Institute) para tal fin. Stiff
diseñó un método gráfico basado en las relaciones de concentración
propuesta por Sulin. Está basado en la relación que existe entre la
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
Dagua de formación, su comportamiento y tendencia para varios
tipo de
composición química de las aguas de formación y una figura
característica en forma de polígono que permite visualmente identificar el
niveles estratigráficos. En los mapas pueden establecerse diferencias en
la composición del agua, dibujando sobre estos el gráfico de Stiff.
Su representación es sencilla y consiste en graficar en forma
cartesiana (Figura 9) o logarítmica (Figura 10) las concentraciones en
meq/L de los cationes (Na+, Ca++, Mg++, Fe++) y los aniones (Cl-, HCO3-,
SO4= y CO3=) en líneas horizontales. En ambas escalas el área a los
lados de la línea cero debe ser equivalente. En casos cuando las
concentraciones son bajas, se utiliza una escala lineal, siendo necesario
el uso de multiplicadores de los números debajo de cada ion de los
extremos. Se establece una línea central vertical la cual representa la
escala de concentración fijándose el cero; a la derecha del mismo se
representan los aniones (Cl-, HCO3- ,SO4
=
, CO3=) y a la izquierda los
cationes (Na+, Ca++, Mg++, Fe++). Esta escala debe ser cuidadosamente
escogida
dependiendo
de
las
concentraciones
que
quieran
ser
representadas. Para completar el diagrama de Stiff, los valores de
concentración de cada especie se unen con líneas rectas para conformar
una huella característica, observada en los gráficos que se muestran a
continuación: (Patton, Ch;1995)
30
CAPITULO II. MARCO TEORICO
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Figura 9. Gráfico de Stiff. Escala lineal
Figura 10. Gráfico de Stiff. Escala logarítmica
En el diagrama de Stiff, la representación de aguas de tipo
meteórico produce un pico prominente en la parte media de los aniones,
que representa elevadas concentraciones de bicarbonato, mientras que
en la representación de aguas de tipo connata se observan dos picos
pronunciados en la línea superior que corresponden a los iones sodio y
cloruro.
31
CAPITULO II. MARCO TEORICO
PARA CONSTRUIR EL GRÁFICO PUEDE PROCEDERSE DE LA
MANERA SIGUIENTE:
¾ Se colocan cuatro líneas horizontales, equidistantes y paralelas.
Seguidamente, de la misma manera se trazan diez líneas verticales,
hasta conseguir diez divisiones en las primeras. La línea vertical central
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
abajoD
en el siguiente orden: Na , Ca , Mg , Fe y los iones negativos
se usa como cero, en la escala lineal y uno en la escala logarítmica.
¾ Se colocan en el lado izquierdo los iones positivos, de arriba hacia
+
++
++
++
en el lado derecho como se indica: Cl-, HCO3-, SO4=, CO3=.
¾ Las concentraciones de los iones se representan del centro hacia
fuera sobre las líneas trazadas anteriormente. La escala utilizada para
cada ión debe ser cuidadosamente seleccionada.
¾ A continuación los puntos se unen con líneas rectas y continuas. El
polígono formado es la huella característica para la muestra de agua
analizada. Si se emplea la escala logarítmica, las concentraciones que
estén por debajo de uno, deben ser representadas en la línea con valor
igual a 1.Con la escala lineal pueden emplearse multiplicadores distintos
para cada ión a objeto de facilitar la ubicación de bajas concentraciones.
La desventaja de usar esta escala es que se pueden producir
evaluaciones erróneas por confusiones en la interpretación de la escala.
32
CAPITULO II. MARCO TEORICO
2.2.11 Diagrama de Sulin.
Sulin conjuntamente con su sistema de clasificación propuso un
gráfico representativo de los tipos genéticos de agua.
En la Figura 3.2 se observa un gráfico tipo presentado por Sulin.
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D luego dependiendo del signo de este valor si es positivo se
(%meq/L),
Este no es más que un eje de coordenadas en el cual, primero se marcan
los valores resultantes de la diferencia entre los iones cloruro y sodio
grafica. El valor de concentración del ion magnesio en la parte superior
derecha del eje y si es negativo se toma el valor del ion sulfato en la
parte inferior izquierda del eje. (Collins, A.G;1975)
Fig: 3.2
2.2.12 Diagrama Ternario
Constituye uno de los métodos para caracterizar y analizar aguas de
formación; está representado con un diagrama triangular, que ubica las
concentraciones de los iones presentes en análisis y viene generalmente
expresado en porcentaje de miliequivalente por litro. Ejemplos de estos
diagramas ternarios se pueden observar mas adelante en las Fig No 3.3
y Fig No 3.4 del índice de gráficos.
33
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Según P. Dickey; los parámetros químicos a utilizar en este gráfico
dependen de la clasificación genética de las aguas muestreadas, es decir
si el agua es meteórica, el diagrama ternario está formado por los iones
Cl-, SO4=, HCO3- y CO3-, si por el contrario es connata, estará
representado por los cationes Na+, Ca++ y Mg++ esto puede observarse
con mayor detalle en las Figuras 2 y 3 que representan un diagrama
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
En aguas connatas los cationes consisten básicamente
ternario de cada tipo.
de los
iones Na+, Ca++, y Mg++, en ese orden, usualmente el Ca++ es de 3-5
veces mayor que el Mg++. Una característica fundamental de esta agua
es que normalmente incrementa la concentración total de sólidos
disueltos con profundidad. Las aguas meteóricas son mucho menos
salinas que las connatas y tienen un amplio rango en su composición
química, usualmente en concentración (mg/L) menor de 10000. Es
importante señalar que a diferencia de las aguas connatas, el incremento
de la concentración con profundidad no es sistemático.
En
ambos
casos
se
representa
la
composición
de
tres
componentes del agua mediante el trazo de puntos dentro de un
diagrama triangular; cada punto representa una composición única
expresada en porcentaje de miliequivalentes. Los iones característicos
según el tipo de agua se ubican en los vértices del triángulo y el
porcentaje de miliequivalentes (%meq) de cada uno, se lee en el lado
opuesto a su vértice, considerando que el extremo opuesto representa
100%.
34
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Este diagrama depende de la clasificación genética de las aguas:
para el agua meteórica se representan los iones Cl-, SO4=, HCO3- y CO3=
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Figura 11. Diagrama Ternario tipo agua meteórica (Catalan, Lafuente,JG;1969)
Para el agua connata se representan los cationes: Na+,Ca+ y Mg++ (Figura
12).
Figura 12. Diagrama Ternario tipo agua connata (Catalan, Lafuente,JG;1969)
35
CAPITULO II. MARCO TEORICO
2.2.13 MÉTODO DE MCKINNELL
Se aplica para establecer la proporción de mezcla de las aguas de
dos fuentes distintas. Este método permite obtener el porcentaje de
mezcla entre dos tipos de aguas de formación conocidas sin tener que
hacer los ensayos de laboratorio, siempre y cuando se disponga del
patrón característico de los cationes y aniones expresados en
S
O
D
A
V
R
E
S
puras en
E
R
S
O
H
C
E puede ser mucha utilidad para determinar la relación
ERgráfico
DEste
estudio.
miliequivalentes por litro (meq/L). Es necesario disponer previamente de
las características fisicoquímicas individuales de las aguas
de mezcla de dos subunidades productoras distintas, establecer la
proporción del agua de inyección en el agua producida por pozos en
yacimientos sometidos a recuperación secundaria y estimar los
volúmenes de agua de formación producida durante la inyección alterna
de vapor.
El gráfico esta representado por las ecuaciones:
% (A) + % (B) = (C)
% A + % B = 100
(1)
(2)
Siendo A y B componentes puros, y C el producto de su mezcla. La
ecuación (1) es la suma algebraica de los iones equivalentes de cada
componente y la (2) es la ecuación de balance de materiales que rige la
mezcla de agua.
Para proceder a la elaboración del gráfico (semilogarítmico),
se realiza el siguiente procedimiento:
1. En la ordenada izquierda, en escala logarítmica, se representan las
concentraciones, en miliequivalentes por litros, de los iones (Na+, Ca++,
36
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Mg++, Fe++, Cl-, SO4=, HCO3- y CO3=) componentes de la muestra pura
tipo A.
2. En la ordenada derecha se colocan en escala logarítmica, todas las
concentraciones
en
miliequivalentes
por
litros
de
los
iones
componentes de la muestra de agua de formación pura tipo B.
3. En la abscisa, la escala es lineal y va dividida del 0 al 100%, desde la
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Posteriormente
se unen con líneas rectas los puntos de las ordenadas
muestra de agua pura tipo B hacia la muestra de agua pura tipo A y
viceversa.
4.
que corresponden a un mismo ion, a modo de mostrar su variación
de un tipo de agua a otra.
5. Luego,
en
otro
gráfico
semilogarítmico
se
representan
las
concentraciones de los iones en miliequivalentes por litros del agua
problema a analizar. Sobreponiendo los dos gráficos, se desplaza en
forma horizontal hasta que los meq/L se aproximen a las líneas
dibujadas. Se sobrepone sobre el primero y se desplaza en el eje de
las abscisas hasta conseguir la mayor coincidencia posible de los
puntos con las líneas trazadas. Los puntos de mayor correlación se
unen con una línea vertical recta y en el eje de las abcisas se lee el
porcentaje de cada tipo de agua en la muestra problema. En la base
del gráfico se coloca la proporción de las muestras A y B en una
escala porcentual del 0 al 100. El mejor punto de correlación dará en
la abscisa el porcentaje de la mezcla analizada.
En caso de no acercarse a las correlaciones del gráfico, el analista
decidirá si la muestra no es confiable debido a las siguientes
circunstancias:
•
Contaminación de la muestra problema.
•
Selección de las aguas puras A y B equivocadas.
•
Mezcla con otra fuente productora de agua adicional.
•
Errores en los análisis de las muestras.
37
CAPITULO II. MARCO TEORICO
El gráfico de McKinnell es aplicable a trabajos de rehabilitación, porque
sirve como herramienta de apoyo para recomendar trabajos en pozos
cuya producción presente un alto corte de agua a nivel de un intervalo que
produzca en conjunto con otro. A través de él podemos determinar la fuente
que aporta la mayor cantidad de agua, en un pozo que presente problemas
de comunicación entre diferentes zonas completadas. Esto sólo será posible
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
Dtipo de inyección y el agua tipo del yacimiento. Al correlacionar el
el agua
si se tiene previamente la identificación de las aguas de formación de dichos
intervalos. En los yacimientos sometidos a inyección de agua se representa
comportamiento del agua proveniente de un pozo productor, se puede
determinar si éste ha sido alcanzado o no por el frente de inyección.
38
CAPITULO II. MARCO TEORICO
2.2.14. DIAGRAMA DE PIPER
Representa un análisis por medio de tres puntos, situados los dos
primeros en respectivos triángulos de aniones y cationes ubicados estos
en los ángulos inferiores derecho e izquierdo respectivamente, con sus
bases alineadas. La punta central del diagrama tiene forma de rombo
S
O
D
A
V
R
E
S
E
SR
O
H
C
E
de estas
dos
rectas
(3er
punto)
indica
el carácter del agua representado
R
E
D
sobre el cual se proyectan los puntos de cada uno de los triángulos por
medio de una recta paralela al borde superior de la figura. La intersección
por sus relaciones Na+ + K+ a Ca++ + Mg++ y CO3- - + HCO3- a Cl- +
SO4=.
Mediante este diagrama, puede saberse directamente, si un agua
es mezcla de dos o más componente. Si es mezcla de dos, su punto
representativo estará situado en línea recta con los de ellos, y si es de
varias, estará ubicado en el interior de la figura limitada por los
componentes.
39
CAPITULO II. MARCO TEORICO
2.2.15. DIAGRAMA DE SCHOELLER
Propone un diagrama semilogarítmico, el cual consiste en disponer
sobre el eje de abcisas intervalos regulares y sucesivos de izquierda a
derecha los iones Ca++, Mg++, Na+, Cl-, SO4=, HCO3- y CO3= y en el eje de
las ordenadas, a escala logarítmica, el número de miliequivalentes
(meq/L) (r) de cada uno de los iones. Los puntos obtenidos se unen
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
por laD
inclinación de los trazos las relaciones de los elementos entre sí y
sucesivamente por rectas.
La importancia de este tipo de gráfico es que puede verse directamente
en particular las que se consideran como características o de primera
importancia:
rMg++/rCa++;
rSO4=/rCl-;
rCl- - rNa+/rCl- ;
rNa+/rCa++;
rNa+/rMg++
2.2.16. DIAGRAMA DE BARRAS DE COLLINS
Diagrama de Barra, en % meq/L (%r). El método consta de dos
columnas juntas,
cuyas alturas están subdivididas en segmentos que
indican las concentraciones de los aniones y cationes, expresadas en %r.
Generalmente se usan seis subdivisiones, superponiendo en la columna
de la izquierda de abajo arriba y en el orden siguiente los %rc de Ca+2 ,
Mg+2 , y Na+ , y en una columna de la derecha los %ra de HCO3- + CO3=,
SO4= y Cl-.
40
CAPITULO II. MARCO TEORICO
%rc = (
rc
∑r
100 )
c
%ra= (
ria
x100 )
∑ ra
Si se desea se puede usar más de seis subdivisiones y deben
distribuirse cada una por un dibujo o color, o colocando el símbolo del ión.
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
2.2.17. PRECIPITACIÓN DE SALES INORGÁNICAS
2.2.17.1 CARBONATO DE CALCIO
Es muy importante en algunas operaciones de los campos petroleros,
predecir la tendencia del agua a formar depósitos de carbonato de calcio.
Antes de producirse los fluidos de un yacimiento, éstos se encuentran en
estado estático y en equilibrio químico. Al iniciarse la producción y el
movimiento de los fluidos, ocurre en la vecindad del pozo una caída de
presión; este cambio de presión permite que gases en solución se
separen y rompan el equilibrio; formando depósitos de carbonato de
calcio (escamas).
41
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Las incrustaciones o escamas se definen como compuestos que se
precipitan en el seno de la fase acuosa. Se originan por la escasa
solubilidad que presentan algunas sustancias en agua, y que varía con los
cambios de estado físico y químico del sistema. Las condiciones que
deben presentarse para que las incrustaciones aparezcan son:
•
S
O
D
A
V
R
E
S
baja solubilidad.
S RE
O
H
C
E
R
E
D
•
Cambio en las condiciones físicas o composición del agua en la cual la
El agua contiene iones que son capaces de formar compuestos de
solubilidad este por debajo de la concentración presente.
Estos precipitados pueden quedar en suspensión o depositarse
como un sólido coherente; en las rocas del yacimiento puede formarse
por la filtración de las partículas suspendidas en el agua, incluso puede
generarse una concha sólida en la cara de la formación.
Las incrustaciones que pueden producirse en las aguas de
producción, manejadas por la industria petrolera son: (Tabla 10).
NOMBRE
FÓRMULA QUÍMICA
VARIABLES PRIMARIAS
Presión parcial de CO2, pH,
Carbonato de calcio (calcita)
CaCO3
temperatura,
presión
total,
sólidos disueltos totales.
Sulfato de calcio:
Yeso (más común)
Hemi-hidrato
Anhidrita
CaSO4 2 H2O
CaSO4 ½ H2O
CaSO4
Sulfato de bario
BaSO4
Sulfato de estroncio
SrSO4
Temperatura, sólidos totales
disueltos, presión.
Temperatura, sólidos totales
disueltos, presión.
Temperatura, sólidos totales
disueltos, presión.
Tabla 10. Incrustaciones comunes en los campos petroleros
(PATTON, Ch; 1995)
42
CAPITULO II. MARCO TEORICO
2.2.17.2. ESCAMAS DE CARBONATO DE CALCIO
El carbonato de calcio o calcita, CaCO3, es la incrustación mineral
frecuentemente encontrado como escamas en operaciones de campos
petroleros. Los cristales de carbonato de calcio son largos, pero cuando
las escamas son encontradas como impurezas en la forma de finos
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
Dolor es indicativo que el carbonato está presente.
gas sin
cristales divididos, aparecen uniformes. Éstas pueden ser identificadas
cualitativamente por la adición de ácidos minerales. La evolución de un
Esto no identifica la escama como carbonato de calcio, se
requieren pruebas adicionales para identificar el calcio.
Los depósitos de CaCO3 se forman por la combinación del ión
calcio con los iones carbonato o bicarbonato, como muestra la siguiente
reacción:
Ca ++ + CO3=
Ca++ + 2HCO3-
CaCO3
CaCO3
+ CO2
+ H2O
En esta reacción la tendencia es hacia la formación de los
productos, con poco retorno a los reactantes. El dióxido de carbono está
presente como gas en el lado derecho de la ecuación.
La solubilidad del carbonato de calcio está altamente
influenciada por la presión del dióxido de carbono, temperatura y
concentración de otras sales en solución.
43
CAPITULO II. MARCO TEORICO
EFECTOS DE LAS VARIABLES PRINCIPALES EN LA FORMACIÓN
DE ESCAMAS DE CARBONATO DE CALCIO
Efecto de la presión parcial de dióxido de carbono.
Debido al desplazamiento de la reacción de equilibrio, la presencia
del dióxido de carbono incrementa la solubilidad de carbonato de calcio
S
O
D
A
V
R
E
S
bicarbonatos
e
iones
hidronio,
E
R
S
O
H
C
DEREun valor de pH al medio. Al aumentar la concentración
proporcionando
en el agua. Al estar disuelto, se forma ácido carbónico, el cual se disocia
en el agua
de CO2
formando carbonatos,
la reacción se desplaza hacia la izquierda, favoreciendo la
disolución del carbonato de calcio y tornando más ácida el agua
(disminución del pH). Estos cambios de la composición con el pH son
debido al efecto de la disociación del ácido carbónico en el agua.
La cantidad de dióxido de carbono que puede disolverse en el agua es
proporcional a la presión parcial del dióxido de carbono en el gas que esta
en contacto con el agua. Esto es descrito por la siguiente ecuación:
Presión Parcial de CO2 = (Fracción molar de CO2)g x Presión total
(1)
Puede ocurrir al inverso; cuando disminuye la concentración del CO2
disuelto en el agua, la reacción se desplaza hacia la derecha y puede
presentarse una precipitación de carbonato de calcio. Este efecto es una
de las mayores causas de la precipitación del carbonato de calcio y
sucede en partes del sistema donde ocurren caídas de presión.
Cuando el dióxido de carbono entra en contacto con el agua, éste se
disuelve y forma ácido carbónico. La ionización del ácido carbónico es
ilustrada por las siguientes ecuaciones:
44
CAPITULO II. MARCO TEORICO
CO2
+
H2O
H2CO3
(2)
H2CO3
H+
+ HCO3 –
(3)
HCO3 -
H+
+ CO3=
(4)
De la ecuación (2), el gas de dióxido de carbono se disuelve en
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D libre en el agua. El ion carbonato libre mostrado en la ecuación
carbonato
agua y forma ácido carbónico. Éste ioniza para formar los iones hidrógeno
y bicarbonato. El hidrógeno ionizado de (3) se puede combinar con el ion
(1) puede combinarse con este hidrógeno para formar el ion bicarbonato.
Se cree que el carbonato de calcio disuelto no existe en solución como
iones de calcio y de carbonato, sino como iones de calcio y de
bicarbonato.
La precipitación del carbonato de calcio puede ser expresada por la
ecuación:
Ca (HCO3)2
Por
H2O
+ CO2 + CaCO3
(5).
el principio de Le Chatelier, por un incremento en la
concentración de dióxido de carbono, más bicarbonato de calcio es
formado. Una disminución en el dióxido de carbono contenido en el
sistema en equilibrio resulta en la formación del carbonato de calcio.
Además, la solubilidad del carbonato de calcio está altamente influenciada
por el contenido de dióxido de carbono en el agua, es decir, por la presión
parcial de éste sobre el agua.
45
CAPITULO II. MARCO TEORICO
El efecto de la presión del dióxido de carbono sobre la solubilidad
del carbonato de calcio a 24°C (75.2°F), fue determinado por Miller, y es
mostrado el Gráfico 5. Comenzando con 1atm e incrementando la presión
del dióxido de carbono a 50atm., se triplica la solubilidad del carbonato de
calcio. En caso contrario, con la caída de presión del dióxido de carbono
disminuye la solubilidad.
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Gráfico 3. Influencia de la presión del CO2 en la solubilidad del CaCO3
( PATTON, Ch; 1995)
Este fenómeno ocurre en algunos pozos productores o inyectores,
causando que se depositen escamas de carbonato de calcio. El agua en
el yacimiento es estable con respecto a la solubilidad del carbonato de
calcio, porque la presión del dióxido de carbono se mantiene. Cuando el
agua es producida la presión del gas CO2 disminuye a medida que el
agua se aproxima a la superficie. Esto altera el equilibrio químico y
origina los depósitos de escamas.
46
CAPITULO II. MARCO TEORICO
•
Efecto del pH
La cantidad de dióxido de carbono presente en el agua afecta el
pH, sin embargo, no es relevante que causa la acidez o alcalinidad en el
agua, mientras mas bajo sea el pH mayor será la precipitación.
•
Efecto de la presión
S
O
D
A
V
R
E
S
presión aumenta la solubilidad
del E
carbonato de calcio, básicamente por
SR
O
H
C
E
R
E
D de la presión parcial del dióxido de carbono y otros efectos
el incremento
En un sistema donde coexistan gas y líquido, al incrementarse la
termodinámicos. En la mayoría de los casos, las pérdidas en dióxido de
carbono por caídas de presión es el mayor efecto para el depósito de
escamas de carbonato de calcio (igualmente ocurre para aguas de
inyección).
•
Efecto de la temperatura.
La temperatura es otro factor que influye en la solubilidad del
carbonato de calcio. El carbonato de calcio presenta una particular
solubilidad invertida con relación a la temperatura. Se hace menos soluble
con los incrementos de temperatura. Es frecuente tener incrustaciones de
carbonato de calcio en sistemas donde el agua se calienta hasta la
ebullición. Un agua que no forme incrustaciones en la superficie puede
formar escamas en un pozo de inyección si la temperatura es lo
suficientemente alta. La solubilidad del carbonato de calcio en agua pura
a la presión de una atmósfera, como una función de la temperatura.
El Gráfico 4, muestra que al aumentar la temperatura, disminuye la
solubilidad del carbonato de calcio.
Esta curva explica que algunos
problemas de escamas pueden ser encontrados por la inyección de agua
saturada con carbonato de calcio a temperatura de superficie, a una
formación infrayacente a una mayor temperatura. La baja temperatura
47
CAPITULO II. MARCO TEORICO
cerca de la superficie incrementa la solubilidad, pero las bajas presiones
causan pérdidas del dióxido de carbono que contrarresta el aumento en
la solubilidad obtenido por la influencia de la temperatura.
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Gráfico 4. Efecto de la Temperatura en la
Solubilidad del CaCO3( PATTON, Ch; 1995)
•
Efecto de los sólidos disueltos
Si el contenido de sales en el agua aumenta, la solubilidad del
carbonato de calcio se incrementa. Se ha encontrado que los sólidos
disueltos (que no contengan calcio o iones carbonato) en el orden de los
200000 mg/L, producen la mayor solubilidad del carbonato de calcio en el
agua y por ende la menor tendencia incrustante.
La mezcla de aguas de formación o inyección que bajo ciertas
condiciones no son incrustantes, puede originar reacciones químicas
indeseables entre los componentes disueltos individualmente en las
aguas. Estas reacciones pueden producir escamas de carbonato de
calcio, sulfato de bario, de calcio, de estroncio y compuestos de hierro
insolubles.
La
cantidad
de
los
sólidos
depositados
depende
de
la
concentración de los iones reaccionantes presentes en las aguas
48
CAPITULO II. MARCO TEORICO
individuales y otros factores termodinámicos que determinan la solubilidad
de los compuestos formados, es decir, la cantidad precipitada depende
de su producto de solubilidad para las condiciones del sistema. La
compatibilidad de las aguas usadas en recuperación secundaria con el
agua de formación, es de primordial importancia cuando se diseña un
proyecto de recuperación secundaria. Mezclas que en superficie no son
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
escamas.
incrustantes, pueden serlo a condiciones de fondo de pozo, o viceversa.
Prácticas apropiadas de ingeniería pueden evitar la generación de
Cuando dos aguas se mezclan, la concentración de los iones
disueltos resulta del promedio de las concentraciones de los iones en
cada agua. Si la mezcla resulta con una concentración de, por ejemplo,
carbonato de calcio sobre lo que permite su producto de solubilidad, el
agua queda sobresaturada de este mineral, y se precipitará el exceso
hasta que el agua quede saturada.
La formación de escamas de carbonatos o sulfatos, ha sido
generalmente controlada en superficie por la adición continua al agua de
productos químicos conocidos como inhibidores de incrustación o antiincrustantes. En los patios de tanques, suele efectuarse la inyección de
este producto antes del punto de mezcla de las aguas incompatibles o
antes del calentamiento del agua (entrada a los hornos), si el agua
interviene en un proceso de deshidratación termoquímica de crudo. Otra
manera de solucionar el problema de la incompatibilidad de las mezclas,
es manejando por separado el agua que está ocasionando las
incrustaciones. La única manera de prevenir la deposición de escamas en
la roca del yacimiento en mezclas incompatibles de agua de formación e
inyección, es con la inyección del inhibidor de incrustación en los pozos
49
CAPITULO II. MARCO TEORICO
inyectores. Estos inhibidores no pueden ser utilizados para prevenir la
precipitación de compuestos de hierro.
Las aguas de formación tienen generalmente muy poco hierro;
concentraciones elevadas indican probablemente corrosión en los
equipos de completación. En el agua de inyección es frecuente encontrar
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
Dgenerar incrustaciones que taponen el fondo de un pozo inyector,
pueden
altas cantidades de hierro, producto de la corrosión interna de las tuberías
y equipos. Compuestos de hierro tales como óxidos, sulfuros y carbonatos
válvulas, etc. Lo más conveniente es evitar su formación, mediante el
control de la corrosión en las instalaciones.
Se han detectado problemas con incrustaciones de sulfato de bario por
incompatibilidad de aguas de formación e inyección en el Mar del Norte –
Inglaterra (SPE 25141) e incrustaciones de sulfato de bario y estroncio
por la misma razón en el Campo Namorado –Brasil (SPE 21109), sin
embargo no se tiene información de estos problemas en el Occidente de
Venezuela, razón por la cual no se entrará en detalle sobre este tipo de
incrustaciones.
2.2.17.2.1 MÉTODOS PARA PRONOSTICAR LA TENDENCIA DE
DEPÓSITOS DE CARBONATO DE CALCIO (ESCAMAS)
Dada la frecuencia de casos de formación de escamas en los
campos petroleros, en especial de carbonato de calcio, es necesario
determinar la posibilidad de su ocurrencia bajo condiciones de operación.
Para esto pueden emplearse los cálculos de solubilidad o índices de
incrustación y deben tomarse como una referencia puesto que las
ecuaciones involucradas presentan simplificaciones que no pueden
reproducir los complejos fenómenos de solubilidad que ocurren en la
realidad.
50
CAPITULO II. MARCO TEORICO
En general existen dos categorías de índices de saturación de
carbonato de calcio:
•
Los índices que sólo determinan la tendencia de un agua a formar
escamas (por ej. si está sobresaturada) o disolver escamas (por ej. si
está subsaturada).
•
S
O
D
A
V
R
E
S
precipitarse en un agua
sobresaturada,
S RE o que puede disolverse si está
O
H
C
E
R
E
D
subsaturada.
Este es más completo que el primero, pero necesita más
Aquellos que especifican la cantidad de carbonato de calcio que puede
datos para ser calculado, lo que dificulta su aplicación.
El hecho que un agua muestre tendencia a precipitar carbonato de
calcio representa una alarma que debe ser analizada cuidadosamente,
luego lo más recomendable sería efectuar inspecciones para verificar la
existencia de la incrustación en el sistema.
En ciertos casos, los índices pueden mostrar una tendencia de
precipitar o disolver escamas, pero en condiciones reales puede no
suceder debido a la presencia de factores no considerados en las
ecuaciones. Por ejemplo, la precipitación de carbonato de calcio en agua
sobresaturada se ve inhibida por la presencia de polifósfatos, y caso
contrario puede precipitar en agua subsaturada que circula en tuberías
debido al efecto catódico de la corrosión sobre la superficie del metal.
Todos los métodos de predicción de incrustaciones son basados en
medidas de laboratorio de la solubilidad de un determinado compuesto a
condiciones de equilibrio, en aguas sintéticas, dentro de un rango de
temperatura a presión atmosférica.
51
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Tomando en cuenta el Principio del producto de solubilidad, se
calculan el Radio de Saturación (SR) y el Índice de saturación (SI) a
través del gráfico en el anexo No. 6 ó mediante las siguientes ecuaciones:
SR =
IP
KC
SI = log
IP
Kc
Donde:
S
O
D
A
V
R
E
S
RE
S
O
H
C
E
R
E
K : Constante
D condicional del producto de solubilidad.
SR: Radio de Saturación.
IP: Producto de la concentración de iones (mol/L).
c.
SI: Índice de Saturación.
El índice de Saturación es una medida del grado de sobresaturación e
indica la fuerza de empuje
necesario para causar la precipitación. A
medida que aumenta, el agua tiene mayor tendencia a producir escamas.
Este índice no cuantifica la cantidad de escamas que pueden producirse.
Varios investigadores, han empleado diversas expresiones para describir
este término.
INVESTIGADOR
NOMBRE DEL ÍNDICE
ABREVIACIÓN
Langelier
Índice de saturación
IS
Ryznar
Índice de estabilidad
IS
Stiff y Davis
Índice de estabilidad
IS
Oddo y Tomson
Índice de saturación
IS
Tabla 11. Índices de Saturación de Carbonato de Calcio
(Fuente: PATTON, Ch. 1995: P. 70)
A continuación se presentan los métodos más empleados para
determinar la tendencia de producir incrustaciones de carbonato en
el agua de formación:
52
CAPITULO II. MARCO TEORICO
a) Método de Langelier
Langelier desarrolló un índice para aguas frescas, en un rango de pH
de 6.5 a 9.5, que le hizo posible predecir si el agua precipita o disuelve
escamas de carbonato de calcio. Éste es llamado índice de saturación y
es calculado a partir de la siguiente ecuación:
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Donde:
SI = pH – pHs = pH – [ (pK2’- pKs’) + pCa++ + pAlk ]
pH = pH del agua
pHs = pH de saturación
pK2’- pKs’ = constantes empíricas
pCa++ = logaritmo negativo de la concentración de Ca++ en mol/Lt
pAlk = logaritmo negativo de la alcalinidad total en equivalente/Lt
Un valor positivo del índice de saturación indica que el agua está
sobresaturada y precipitará carbonato de calcio; un valor negativo indica
que el agua es corrosiva, es decir, disolverá las escamas de carbonato de
calcio. Este índice de saturación sirve como una tendencia del agua a
disolver o precipitar carbonato de calcio, pero no es indicativo de la
capacidad.
b) Larson y Buswell
Modificaron la ecuación del índice de saturación para incluir la
compensación por variaciones en temperatura o concentraciones de
sales.
I = pH + log (Ca++) + log (Alky) – (pK2´- pKs´) – 9.30 -
2 .5 μ
1 + 5 .3 μ + 5 . 5 μ
53
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Donde:
I = índice de saturación.
μ = fuerza iónica de la solución.
PH= medida de pH
(Ca++) (Alky)= las concentraciones se expresan en ppm
S
O
D
A
V
R
E
S
E
Desarrolló una ecuaciónS
para
el índice de estabilidad. El
Rdesarrollar
O
H
C
E
R
E
índiceD
de estabilidad es una expresión empírica, que no sólo indica la
c) Ryznar
tendencia del agua a ser incrustante o corrosiva, sino que da un valor
semicuantitativo para la cantidad de depósitos de escamas o la tendencia
a ser corrosiva. Este índice debe ser positivo para todas las aguas.
Is = 2 pHs − pH
⎡
⎤
2.5 μ
'
= 2⎢( pK 2 − pKs ) − log(Ca++ ) − log(Alky) + 9.30 +
⎥ − pH
1
+
5
.
3
μ
+
5
.
5
μ
⎣⎢
⎦⎥
donde:
Ca++ : concentración de [Ca] ppm
Alky: CO3 +HCO3 concentraciones en ppm
μ: Fuerza iónica
PK’2 y PK’s: constantes empíricas medidas por Langelier.
Un índice de estabilidad < 5.5 dará una cantidad apreciable de
escamas de carbonato de calcio; entre 7.5 – 9, el agua tendrá tendencia
corrosiva; y un índice de estabilidad de 9 ó mayor, será indicativo de
serios problemas de corrosión. El método de Langelier y sus
variaciones son sólo aplicables para aguas de esfuerzo iónico igual
o menor a 0.02.
54
CAPITULO II. MARCO TEORICO
d) Método de H. Stiff y L. Davis
Es una extensión del método de Langelier. El índice de saturación de
Langelier ha sido extendido empíricamente por Stiff y Davis para aplicarse
a las aguas asociadas al crudo de los campos petroleros, quienes lo
nombraron como índice de estabilidad y lo representaron por SI.(Stability
Index) Stiff y Davis
presentaron este método que permite predecir la
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D saber cuando la tendencia es incrustante o corrosiva.
agua permite
formación de depósitos de carbonato de calcio en las aguas que se
producen asociadas al crudo. Para ello la condición de equilibrio en el
La ecuación fue desarrollada en función del índice de estabilidad iónica
y toma en cuenta las altas concentraciones de sales disueltas presentes
en el agua de formación, las cuales alteran el esfuerzo iónico e influyen
en la solubilidad del CaCO3.como a continuación se muestra:
SI = pH – pHs
pHs= K +pCa +pAlk
SI = pH - K - pCa – pAlk
P[Ca++] = - log [Ca++] )mg/lt x 2.5X10-5
pAlk = -log [Alk] x2.0X10-5
Donde:
SI: Índice de Estabilidad.
pH: pH medido de la muestra de agua (pH a condiciones del sistema).
K: Constante basada en la salinidad, temperatura y composición del
agua.
pCa: logaritmo de la concentración de calcio
pAlk: logaritmo de la alcalinidad total
[Ca++]: concentración de calcio (mol/l)
Alk : Alcalinidad total = (mg/L CaCO3)
55
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Los resultados de índice de Stiff y Davis pueden interpretarse como
se muestra a continuación: (Tabla 12).
CASO
CONCLUSIÓN
El agua está subsaturada de CaC03, la
SI es negativo
formación de incrustación es imposible.
El agua esta sobresaturada de CaC03.
SI es positivo
Esto indica la formación de escamas.
SI = 0
El agua está saturada con CaC03
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Tabla 12. Interpretación del índice de Stiff y Davis
(Fuente: PATTON, Charles. 1995: p. 73)
Cálculo de Fuerza Iónica
El procedimiento aplicable para muestras de agua hasta una
concentración total de sólidos de 4000ppm., es el siguiente:
Fuerza Iónica = ppm-ión x Factor ó meq-ión x Factor
Factor de conversión mostrado en la Tabla 13.
FACTORES DE CONVERSIÓN
ION
+
ppm
meq/L
Na
2.2 X 10
-5
5 X 10-4
Ca++
5.0 X 10-5
1 X 10-3
Mg++
8.2 X 10-5
1 X 10-3
Cl-
1.4 X 10-5
5 X 10-4
HCO3 -
0.8 X 10-5
5 X 10-4
CO3=
3.3x10-5
=
2.1 X 10-5
SO4
1 X 10-3
( PATTON, Ch; 1995)
Tabla 13. Factores de conversión para el cálculo de fuerza iónica
56
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Con este valor del esfuerzo iónico se va al gráfico de K vs. fuerza
iónica, Gráfico C.2 del Anexo C, y para una temperatura dada
(temperatura de la muestra) se determina "K".
Para muestras con mayor concentración de sales (ppm > 4000), se
dispone del siguiente método empírico:
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
1D
Fuerza Iónica
μ=
(C Z
2
1
2
1
+ C 2 Z 2 + C 3 Z 3 + .... + C n Z n
2
2
2
)
Donde:
C=
meq / L
STD ⎞
⎛
V ⎜1000γ −
⎟
1000 ⎠
⎝
C: concentración de cada ion, expresada en moles/1000grs. de agua
V: valencia de cada ion
γ: Gravedad específica de la salmuera
STD: sólidos totales disueltos
Con este valor de esfuerzo iónico, se va al Gráfico C.2, y para
una temperatura dada se determina el valor de "K". El gráfico
correlaciona el esfuerzo iónico y la temperatura del agua (anexo C).
Para calcular el SI, es necesario conocer el pH, alcalinidad total y
temperatura. Además se requiere de un análisis de agua completo para
determinar el esfuerzo iónico.
Es importante que los valores de pH y alcalinidad, sean
determinados en campo, inmediatamente después de tomar la muestra
debido a que estos parámetros cambian rápidamente una vez que la
57
CAPITULO II. MARCO TEORICO
muestra es removida del sistema presurizado. Cálculos válidos no pueden
obtenerse con estos análisis efectuados en laboratorio.
No obstante, las medidas de pH tomadas aún en estas condiciones
no son adecuadas para aplicar este método a condiciones de fondo en
pozos productores o inyectores. En el punto siguiente se encuentran las
a altas presiones y
S
O
D
A
V
R
E
S
temperaturas.
S RE
O
H
C
E
R
E
D
ecuaciones que permiten estimar el valor del pH
Las
curvas
para
determinar
K
están
basadas
en
datos
experimentales medidos en las siguientes condiciones:
• Esfuerzo molar iónico = 0 – 3,6.
• Temperatura = 0, 30 y 50ºC.
• Presión = 1 atm.
Sustituyendo ahora los valores de p[Ca++], p[Alk], K y pH se obtiene el
valor del indice de Stiff y Davis.
2.2.18 SULFATO DE CALCIO
El sulfato de calcio es otro sólido frecuentemente depositado por las
aguas de formación asociadas a hidrocarburos, usualmente se precipita
directamente en las superficies metálicas de la línea de flujo, tuberías de
intercambiadores de calor y otros. Los cristales de sulfato de calcio son
más pequeños que los del carbonato de calcio, lo que ocasiona que no
sean generalmente más fuertes y duros que los de carbonato de calcio.
Las escamas de sulfato no son “efervescentes” cuando se tratan
con ácidos, y no pueden ser removidas exitosamente cuando se acidifican
a temperatura normal o estándar. La escama de sulfato de calcio es
mucho más difícil de remover que la de carbonato de calcio.
58
CAPITULO II. MARCO TEORICO
La precipitación del sulfato de calcio en el agua puede ser
expresada de la siguiente manera:
Ca ++ + SO4 = Ca SO4
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
(Ca ) (SO ) = K
Y el producto de la solubilidad es expresado por:
++
Este
producto
de
4
solubilidad
=
sp
varía
con
la
temperatura
y
concentración de iones no comunes en la solución, pero no es afectada
apreciablemente por variaciones de presión en operaciones de campo.
Cuando el producto de los iones de calcio y sulfato excede este número,
el sulfato de calcio, se precipita hasta producir que las concentraciones de
los iones igualen el producto de la solubilidad.
Comúnmente en aguas supersaturadas que contienen tanto el ion
carbonato como sulfato además del ion calcio, el carbonato se precipita
primero debido a la diferencia de solubilidad.
La influencia de la temperatura en la solubilidad del sulfato de calcio
en una solución de cloruro de sodio, es mostrada en el Gráfico 5. Este
gráfico muestra que en el rango de temperatura de 30 a 70 °C, la
solubilidad no es afectada apreciablemente por las variaciones de
temperatura. Por encima de 82°C la solubilidad decrece rápidamente. Las
variaciones de temperatura no afectan a la solubilidad del sulfato de calcio
de la manera como afecta al carbonato de calcio. Un incremento en
la temperatura disminuye notablemente la solubilidad del carbonato
de calcio pero puede incrementar la solubilidad del sulfato de calcio.
59
CAPITULO II. MARCO TEORICO
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Gráfico 5. Efecto de la Temperatura en la
solubilidad del CaSO4( PATTON, Ch; 1995)
La presión parcial del dióxido de carbono no afecta la solubilidad del
sulfato de calcio, a menos que el gas del dióxido de carbono en la
solución produzca la disolución de calcitas ó argomitas que este en
contacto con el agua. En este caso la concentración del ión calcio en el
agua
puede
ser
incrementada
suficientemente,
para
causar
la
precipitación del sulfato de calcio como yeso.
El sulfato de calcio existe como yeso (Ca SO4 . 2H2O); subhidratado
(Ca SO4 . ½ H2O), ó anhidrita (CaSO4). Sólo es encontrado en la
naturaleza como yeso y anhidrita. La mayoría de los depósitos de sulfato
de calcio en los campos petroleros son escamas de yeso debido a las
bajas temperaturas a las cuales éstas son depositadas. En pozos
profundos, las temperaturas exceden los 100
O
C y las anhidritas
permanecen estables.
Debido a la profundidad, las presiones en los pozos profundos son
elevadas. Recientemente se ha demostrado que la presión incrementa la
solubilidad del sulfato de calcio, pero no lo suficiente para compensar el
efecto.
60
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Los depósitos de sulfato de calcio en las aguas pueden ser causados
por evaporación. La evaporación sirve para remover algunas de las
aguas, lo cual significa que la concentración de sales en el agua
remanente es más alta. A medida que el agua se evapora el contenido de
sal se incrementa y puede finalmente alcanzar, el punto donde el producto
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
de la solubilidad del sulfato de calcio es excedido ocurriendo la
precipitación.
La evaporación de gases tales como el metano y el dióxido de
carbono de las aguas saturadas con sulfato de calcio pueden arrancar
suficiente vapor de agua, causando un incremento en la concentración de
sales, resultando la precipitación del sulfato de calcio.
Las mezclas de aguas de diferentes lentes o arenas pueden precipitar
el sulfato de calcio. Las aguas de una arena pueden traer una
concentración de ion calcio mayor, y el agua de la segunda arena puede
contener una gran cantidad del ion sulfato. Cuando las dos aguas son
mezcladas, el producto de la solubilidad del sulfato de calcio es excedido,
y ocurre la precipitación hasta que la concentración del sulfato de calcio
en solución se reduce hasta el punto de solubilidad.
61
CAPITULO II. MARCO TEORICO
2.2.18.1. MÉTODOS
PARA
PRONOSTICAR
LA TENDENCIA
DE
DEPÓSITOS DE SULFATO DE CALCIO
a) H. STIFF- L. DAVIS
Una solución está en equilibrio con respecto a una “sal” dada cuando
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D de dicha sal toma lugar. En base a esto, si la concentración
precipitación
la concentración de dicha sal es igual a su solubilidad.
Si la concentración es mayor, el equilibrio es transformado y la
de una sal en una solución dada es conocida y su solubilidad puede ser
calculada para un conjunto de condiciones dadas, la tendencia de esta sal
a formar un precipitado (depósito) puede ser pronosticada.
b) DIAGRAMA DE SOLUBILIDAD
Los depósitos de CaSO4 normalmente ocurren cuando dos aguas se
mezclan; una conteniendo iones de Ca++ y la otra iones de sulfato.
Cuando una de las aguas se va mezclando con la otra puede producirse
un punto de mezcla donde la concentración de CaSO4 sea mayor a su
solubilidad y por ende, se produce la precipitación o depósito.
El “diagrama de solubilidad” es un gráfico patrón para determinar la
ubicación de estos puntos de mezcla y por consiguiente hace posible el
pronóstico de la tendencia a formar depósitos de escamas de sulfato.
La solubilidad del CaSO4 a cualquier punto de mezcla puede
determinarse mediante la siguiente ecuación:
S = Sr * Fl * F2 * F3.
62
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Donde:
Sr: solubilidad del CaSO4 en agua destilada a la temperatura T (Gráfico
C.3 del Anexo A ).
Fl: solubilidad del CaSO4 en la presencia de un exceso del ión Ca++ o
SO4= (Gráfico C.4 del Anexo A ).
F2: solubilidad del CaSO4 en la presencia del ión Na+ (Gráfico C.5 del
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
AnexoD
A ).
Anexo A ).
F3: solubilidad del CaSO4 en la presencia del ión Mg++ (Grafico C.6 del
El procedimiento de elaboración del gráfico a través del método de
Mckinnell, es como sigue:
1. Se representa en la ordenada izquierda (escala lineal) los meq/L de
cada ión, resultado del análisis de la muestra A.
2. En la ordenada derecha los meq/L de cada ión de la muestra B.
3. La abcisa o eje X es en escala lineal y está dividida en 10 partes
iguales que representan los porcentajes de mezcla.
4. Se unen mediante líneas rectas las concentraciones en meq/L de cada
ión en las 2 ordenadas .
5. Para construir la curva de solubilidad, sobre cada línea recta y para
cada % de mezcla, las concentraciones en meq/L de cada ión y aplicar
la ecuación anterior, utilizando la T (°C) del análisis de las muestras A
y B.
Al graficar cada % de mezcla con su respectivo valor de
solubilidad, obtenemos la llamada “Curva de Solubilidad”, la cual permite
predecir la tendencia de las aguas a la formación de depósitos de sulfato
de calcio, CaSO4.
63
CAPITULO II. MARCO TEORICO
2.2.19. RESISTIVIDADES DE LA FORMACIÓN
2.2.19.1. RESISTIVIDAD DEL AGUA DE LA FORMACIÓN
Es la medida de la resistencia que ofrece el agua de formación al paso
de la corriente eléctrica, con la cual se mueven los diferentes iones
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D la corriente eléctrica sólo mediante el agua que contienen. La
conducen
componentes del agua. La resistividad de las formaciones es indicativa de
su litología y de su contenido de fluidos. Las formaciones geológicas
mayoría de los minerales que constituyen las partes sólidas de los
estratos, cuando están absolutamente secos son aislantes. Las pocas
excepciones a esta regla son los sulfuros metálicos, como la pirita, que
son conductores de la electricidad. De la misma manera, cualquier
cantidad de petróleo o gas puros que se encuentren en las formaciones,
son eléctricamente no conductores. Las formaciones porosas de más baja
resistividad indican incrementos tanto en la cantidad de agua como en su
salinidad. Otros factores importantes en la resistividad de las formaciones
son la forma e interconexión de los espacios de los poros que están
ocupados por el agua. Estos factores dependen principalmente de la
litología y textura de la formación.
La resistividad del agua de formación es uno de los parámetros más
importantes en el análisis de registros a hoyo abierto, puesto que el valor
de Rw es requerido para calcular la saturación de fluidos en el espacio
poroso de la roca reservorio.
El espacio poroso de los sedimentos marinos inicialmente esta lleno
por agua de mar, pero la composición química del agua de mar no
permanece constante con cambio de profundidad, ni en grandes áreas
geográficas, ni a través de largos períodos de tiempo. Sin embargo,
64
CAPITULO II. MARCO TEORICO
mucha parte del agua de mar probablemente no sufre cambios
significantes con el paso del tiempo geológico.
El agua de formación es capaz de conducir electricidad, debido a que
contiene sales ionizadas en solución. Se sabe que un ion monovalente
sólo puede llevar una carga eléctrica y por ello la capacidad de un
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
del ionD
(movilidad). Por ello, la concentración y movilización de los iones
electrolito (agua de formación) para conducir electricidad depende del
número de iones por unidad de volumen (concentración) y de la velocidad
que contenga, es responsable por la mayor o menor resistividad que
manifieste. En el agua de formación puede existir casi cualquier tipo de
sal susceptible de ionizarse, los más comunes son los iones
monovalentes de Na+, K+, Cl-, HCO3- y los polivalentes de Ca++, Mg++,
CO3= y SO4=. Además de estos elementos pueden encontrarse otros
como: bromo, bario, hierro, estroncio, ácidos orgánicos y otros.
El valor de resistividad del agua es muy importante en la
determinación de la saturación de agua de la formación. Varía
significativamente de una zona a otra, sobre todo para cada cuenca.
Dicha variación está relacionada con la salinidad y las características
geológicas del área que se evalúa.
Las resistividades del agua pueden oscilar de 0,01 ohm-m a varios
ohm-m a la temperatura del reservorio. La resistividad del agua de
formación (Rw) es frecuentemente más fácil de determinar, pero
ocasionalmente se hace difícil encontrar un valor exacto para este
importante parámetro petrofísico.
65
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Para determinar la resistividad del agua de formación (Rw) varias fuentes
o métodos son usados dependiendo de la información que se tenga.
Algunos de estos métodos, a saber son:
•
Catálogos de información de resistividades del agua.
•
Medida directa de una muestra representativa.
•
A través de análisis químico de una muestra representativa de agua
•
S
O
D
A
V
R
E
S
E
A partir de la curva deO
potencial
SP.
S Respontáneo
H
C
E
R
E
D
A partir de un perfil de resistividad de investigación profunda.
•
A partir de un perfil de resistividad de investigación mediana.
•
Archivos o catálogos de muestras de aguas e interpolando en mapas
producida en el reservorio.
•
de igual salinidad
(mapas isosalínicos o isoconnáticos)
de
formaciones geológicas específicas.
2.2.19.2. MÉTODOS PARA DETERMINAR LA RESISTIVIDAD DEL
AGUA DE FORMACIÓN (Rw)
a) Resistividad del agua de formación a partir de una medida
directa de una muestra de agua representativa
El éxito en obtener valores confiables de la resistividad del agua de
formación (Rw) consiste en obtener muestras representativas de la
misma. Para ello, existen varios métodos, a saber:
1. Muestra obtenida de la línea de flujo de un pozo de bombeo con
Relación agua - petróleo (RAP) alta.
2. Muestra obtenida del separador de un pozo fluyente que produce con
alta relación agua - petróleo.
3. Muestra obtenida de la tubería de producción o de perforación en
pruebas de formación (se recomienda tomar varias muestras).
66
CAPITULO II. MARCO TEORICO
El valor de resistividad del agua (Rw) se determina directamente en
el laboratorio a una temperatura standard mediante un dispositivo
denominado “pila de conductividad de inmersión”. A este valor es
necesario hacerle corrección por temperatura, ya sea utilizando el gráfico
Gen-9 de Schlumberger (ver Gráfico A.1 del Anexo A), ó aplicando la
ecuación:
S
O
D
A
V
R
E
S
+
Ts
6
.
77
E
@ TfR
Rw S
= Rw @ Ts x
RECHO
DE
Tf + 6.77
donde:
Rw @ Tf: resistividad del agua @ temperatura de la formación, ohm-m.
Rw @ Ts: resistividad del agua @ temperatura de la superficie, ohm-m.
Ts: temperatura de superficie o ambiente standard, °F.
Tf: temperatura de la formación o del estrato en estudio, °F.
b) Resistividad del agua de formación a partir de un análisis químico
de una muestra de agua representativa
A partir de un análisis químico de una muestra de agua representativa
se puede determinar la resistividad del agua de formación. Los análisis
cuantitativos de las aguas de formación, pueden presentarse en diversas
formas.
Deben
expresar
tanto
la
concentración
total,
como
la
concentración de cada una de las sales disueltas, o de cada uno de los
iones presentes en la solución. Los valores se expresan frecuentemente
en partes por millón (ppm), sin embargo, también pueden ser expresados
como:
• Gramos o miligramos por litro ( mg/L),
• Porcentaje por peso (1% = 10.000 ppm),
• Miliequivalentes por litro ( meq/L), y
• Porcentaje de miliequivalentes por litro ( % meq/L).
67
CAPITULO II. MARCO TEORICO
El método consiste en reducir la composición química de la muestra
de agua a una equivalente en cloruro de sodio (NaCl), por medio de unos
factores de conversión o factores de Dunlap. Estos factores se
determinan del gráfico Gen-8 de Schlumberger, Gráfico A.2 del Anexo A,
a partir de la concentración total de sólidos. Esta concentración es la
sumatoria de todas las concentraciones (ppm) de los iones presentes en
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
el análisis químico de la muestra.
Concentrac ión total de sólidos =
n
∑ ( ppm c / ion ) i
i =1
Para obtener la salinidad total equivalente en cloruro de sodio, las
partes por millón de cada ión se multiplican por su factor de conversión
correspondiente y los productos se suman.
Equivalente en Cloruro de Sodio =
n
∑ ( ppm c / ion *
f conversión )
i =1
Para obtener la resistividad del agua de formación se lleva el valor de
la salinidad total equivalente en cloruro de sodio y la temperatura a la cual
se desea el resultado, al gráfico Gen-9 de Schlumberger, ver Gráfico A.1,
ó puede
calcularse a temperatura de superficie (75 °F), utilizando la
siguiente ecuación:
Rw75 = 0.0123 +
3647.5
[NaCl( ppm)]0.995
Este valor se lleva a temperatura de yacimiento mediante la relación:
68
CAPITULO II. MARCO TEORICO
⎛ 75 + 6.77 ⎞
Rw @ Ty = Rw75 * ⎜⎜
⎟⎟
⎝ Ty + 6.77 ⎠
Rmfe
=x
Rwe
(Valor obtenido del gráfico SP-1)
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Rwe =
Rmfe
x
Determinar la Resistividad del Agua de formación, (Rw)
Obtenido el valor de Rwe se utiliza el gráfico SP-2 (Gráfico A.5), para
determinar la resistividad del agua de formación (Rw) en función de la
temperatura del acuífero.
Para finalizar, en lo que respecta al uso del Perfil del Potencial
Espontáneo (SP) en el cálculo de la Rw, es necesario tratar el caso
cuando el agua de formación contiene sales distintas al cloruro de sodio
(NaCl). Para ello, cuando el agua de formación y/o el filtrado del lodo
tienen iones de Ca++ y Mg++, además de Na+, el Potencial Espontáneo
Estático (SSP) vendrá dado por la siguiente relación:
⎛ [aNa + (aCa + aMg ) ] * w
SSP = − K * Log ⎜⎜
⎝ [aNa + (aCa + aMg ) ] * mf
⎞
⎟
⎟
⎠
Donde:
aNa, aCa y aMg son las actividades iónicas del Na+, Ca++ y Mg++ en el
agua de formación y el filtrado del lodo (se supone aquí que el ión cloruro
Cl- es el anión predominante).
69
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Si se conocen las concentraciones de Na+, Ca++ y Mg++, la actividad
de una solución @ 75 °F, es decir
(aNa +
)
aCa + aMg ,
puede
determinarse del gráfico SP-4 de Schlumberger, que se presenta en el
Gráfico A.6 del Anexo A.
S
O
D
A
V
R
E
S
SEnReseEcaso, la relación Rw-Rwe puede ser
llegar a ser muy importantes.
O
H
C
E
R
E
D
completamente distinta de la del cloruro de sodio. El gráfico SP-5
En aguas de formación, dulces, las sales distintas de NaCl pueden
presentado en el Gráfico A.7 del Anexo A, muestra las curvas de RwRwe @ 25 °C (77°F) para soluciones de varias sales diferentes. Con una
excepción, estas curvas fueron obtenidas en el laboratorio, para
soluciones puras. La excepción mencionada es la curva de Rw-Rwe
determinada empíricamente para aguas dulces medias. Esta curva
corresponde a las curvas a trazos o rayas del gráfico SP-2 de
Schlumberger (Gráfico A.5).
En la gran mayoría de aguas de formación, hay suficiente NaCl como
para que pueda usarse el valor de K del cloruro de sodio (71 @ 77°F). Sin
embargo, en aguas muy dulces cuando predominan ciertas sales, el valor
de K puede quedar afectado. Si se hacen trabajos de perfilaje en un área
donde predominan sales poco usuales en el agua de formación, es
conveniente desarrollar para el área gráficos empíricos de Rw-Rwe y
hallar para el tipo de lodo usado, valores de K empíricos.
70
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
3. MARCO METODOLOGICO
La metodología utilizada, para poder cumplir con los objetivos
planteados y tomando en cuenta los criterios que hay que seguir en un Trabajo
Especial a Grado, se describen a continuación:
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D a las características que presenta esta investigación
acuerdo
3.1 TIPO DE INVESTIGACION
De
denominada Desarrollo de Modelos Fisico-Quimicos para la caracterización de
aguas de formación/inyección del flanco Oeste de la U.E Lagomedio esta se
clasifica como:
3.1.1. Investigación Descriptiva: Delimita los hechos que conforman el
problema de la investigación planteado, sirve para describir, recopilar, analizar
e interpretar la situación actual de algún proceso, permitiendo identificar
características, hechos, sucesos con un alto grado de precisión propias del
fenómeno investigado, no hace predicciones o hipótesis, describe hechos a
partir de un criterio o modelo teórico definido previamente.
3.1.2. Investigación de Campo: Es el análisis sistemático de problemas en la
realidad, con el propósito bien sea de describirlos, interpretarlos, entender su
naturaleza y factores constituyentes, explicar sus causas y efectos, o predecir
su ocurrencia, haciendo uso de métodos característicos de cualquiera de los
paradigmas o enfoques de investigación conocidos o en desarrollo. La data se
recoge en forma directa de la realidad donde se presentan los hechos; en este
sentido se trata de investigaciones a partir de datos originales o primarios. Sin
embargo, se aceptan también estudios sobre datos centrales o muéstrales no
recogidos por el estudiante, siempre y cuando se utilicen los registros originales
con los datos no arreglados; o cuando se trate de estudios que impliquen la
71
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
construcción o uso de series históricas y, en general, la recolección y
organización de datos publicados para su análisis mediante procedimientos
estadísticos, modelos matemáticos, econométricos o de otro tipo.
3.1.3. Investigación Analítica: Este tipo de investigación supera los términos de
búsqueda y presentación de la información; inicia su proceso de conocimiento
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
conformen D
el objeto de investigación y así obtener a partir del análisis de los
por la identificación de cada una de las partes que caracterizan una realidad,
para establecer las relaciones causa - efecto, entre los elementos que
mismos, información que permita el futuro tratamiento de las variables que les
afectan.
3.2 SELECCIÓN DE LA POBLACION Y MUESTRA DE ESTUDIO
3.2.1 Población o Universo: se refiere al conjunto para el cual serán
validas las conclusiones que se obtengan, o los elementos o
unidades a los cuales se refiere la investigación.
Para la realización de este trabajo se tomo en cuenta el Campo
Lama bloque IX y XIV al oeste de la falla Lama-Icotea
segregación
Lagomedio
pertenecientes
a
Petróleos
de
Venezuela, S.A (PDVSA) específicamente los yacimientos C-6S/M SVS0013, C-5-SVS0014, C-7-SVS0005, C-6-I-SVS0012,
cuales posee pozos que se encuentran activos y actualmente en
producción y la Planta de Inyección de agua PIA-69 con los pozos
inyectores, SVS-0030, SVS-0400, SVS-0049, LMA-0004.
72
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
3.2.2 Muestra: Es un subgrupo de la población, es la parte del trabajo o
estudio que se detalla dentro del mismo y además es la que debe
tener mayor impacto en la defensa o presentación del trabajo.
La selección para la muestra de este estudio se realizo una
selección conformada por 26 pozos pertenecientes a los
yacimientos
nombrados
y
que
se
encuentran
bajo
los
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D• Pozos que se encuentren en categoría 1 (PP o PT) es decir
requerimientos siguientes:
bombeando, activo o produciendo.
•
Pozos a los cuales no se les haya realizado ningún trabajo
(reparaciones, estimulaciones, acidificaciones, entre otros)
•
Pozos que no presenten problemas mecánicos.
•
Pozos que no tengan producción por distintas arenas
(commingle) es decir que no estén comunicados.
Yacimiento C-6-S/M SVS0013 C-7-SVS0005 C-5-SVS0014 C-6-I-SVS0012 PIA-69
SVS-0044
SVS-0404
SVS-0052
SVS-0237
SVS-0030
SVS-0078
SVS-0159
SVS-0276
SVS-0275
SVS-0400
SVS-0393
SVS-0402
SVS-0318
SVS-0032
SVS-0049
Pozo
SVS-0343
SVS-16ST
SVS-0414
LMA-0004
LMA-0055
LMA-0114
SVS-0061ST
Tabla 3.1 Pozos seleccionados para análisis fisico-químicos. Halina Nava.
3.3 TECNICA DE RECOPILACION DE LA INFORMACION
Se reunieron (227) análisis físico-químicos de la muestras de agua de
formación/inyección que fueron tomadas a los pozos pertenecientes al
flanco oeste de la segregación Lagomedio.
73
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
3.3.1 Técnicas e instrumentos utilizados para la recopilación de los
datos
Resulta indispensable registrar y estructurar toda la información
que se obtenga para luego analizar y hacer posible la selección de las
actividades a ser consideradas. Según la investigación que se desarrollo
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D de manera directa y adecuada del personal en el área de
información
y las exigencias de los datos requeridos, se utilizaron fuentes de
información primarias y secundarias: la primaria permite obtener
estudio y la secundaria de la cual se obtuvo información básica
contenida en textos especializados, revistas, enciclopedias, y trabajos
realizados en el área. Se efectuó una revisión exhaustiva de toda la
información perteneciente a cada uno de los pozos, para la cual fue
necesario utilizar las siguientes herramientas:
•
Aplicación Corporativa Centinela
Es un software diseñado como manejador de base de datos que soporta
diversos parámetros del comportamiento y del sistema de producción de los
pozos, lo cual facilita la obtención de los valores de producción bruta,
producción neta, ºAPI, RGP, %AyS, etc. y manejo de la información
cuantificable. Estos parámetros fueron adquiridos para la actualización de
dichos pozos. También se puede consultar los cambios operacionales a nivel
de pozos.
Este programa almacena la data general del pozo y la producción. Es un
visualizador de información petrolera, ya que es el primer producto a escala
mundial que tiene como objetivo principal el incrementar y afianzar las
fortalezas existentes en los procesos de petróleo y gas, con una alta capacidad
de respuestas y así ser más flexible y compatible operacionalmente para
satisfacer las distintas necesidades que pueden presentarse en el negocio
74
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
petrolero. Este programa funciona en una verdadera arquitectura cliente servidor, abierto, con una interfaz gráfica y adaptable a las necesidades
requeridas en el mundo petrolero. El CENTINELA es un sistema corporativo,
conformado por 14 módulos. Entre los módulos de mayor uso se encuentra:
Pozo: facilita el control y seguimiento diario de los parámetros del
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
del resto deD
los módulos para realizar los balances oficiales de crudo y gas.
comportamiento de producción de los pozos, y mantiene la actualización de los
datos históricos de sus pruebas y muestras. Consolida los resultados contables
•
Aplicación Corporativa AICO
Ambiente Integrado de Consultas Operacionales. Es un manejador de
datos aplicado a Centinela para construir tablas y/o tendencias a conveniencia
del usuario, permitiendo un mejor manejo de la información que se requiere.
•
Aplicación Corporativa CARAGUA
Es un sistema desarrollado que tiene la finalidad de almacenar toda la
información de los resultados obtenidos de los análisis de agua de muestras
recogidas de los pozos, también realiza la comparación de las muestras con los
patrones seleccionados.|
3.3.1.2 Trabajo de Campo
El trabajo de campo se baso en la recolección de las muestras de los
pozos seleccionados previamente, para esta campaña se contó con la
colaboración de los Ingenieros de Yacimiento de la Unidad de Explotación
Lagomedio, para el traslado a los pozos y para supervisar que el trabajo
realizado cumpliera con las normas y requerimientos necesarios para la toma
de muestras representativas. Se ubico previamente el equipo de seguridad
75
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
personal. Las muestras se tomaron de la válvula de muestreo del pozo y se
recolectaron en envases de polietileno, limpios, sellados e identificados con el
número del pozo, fecha de la muestra y tipo de análisis.
3.3.1.3 Requerimiento para la toma de muestras representativas
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE y preservación de la misma. La
O
H
C
E
R
procedimiento
para
la
toma,
manipulación
E
D
Uno de los aspectos de interés más importantes en lo que a la
determinación de la composición de las muestras de agua, se encuentra el
muestra de agua debe ser representativa 3 galones aproximadamente de lo
contrario los resultados de las pruebas de laboratorio arrojarán falsas
conclusiones.
Previo a la toma de las muestras es necesario tomar en cuenta algunos
aspectos como:
•
El pozo debe estar operando bajo condiciones normales tasa de flujo,
presión, temperatura, etc. A menos que el propósito de la muestra
sea bajo condiciones anormales.
•
No deben tomarse muestras inmediatamente después de una
reparación, estimulación o acidificación.
•
Al momento de estar realizándose la circulación del lodo de
perforación, esperar que la columna hidrostática se estabilice. Se
recomienda circular y esperar para asegurar que sea agua de
formación.
•
Los envases, deben ser de material químicamente inerte, de
polietileno, polipropileno o vidrio, deben ser nuevos y estar
perfectamente limpios.
76
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
•
Si hay válvula de muestreo utilice una manguera o conector el cual
es bastante útil para tomar la muestra, se debe abrir la válvula y dejar
que corra el agua al menos durante un minuto, observar si el color
del agua varía, en caso de que varie se debe esperar hasta cuando
permanezca constante. Es probable que existan escombros o
sedimentos en la tubería y éstas deberán ser lavadas antes de tomar
S
O
D
A
V
R
E
S
RE
S
O
H
C
E
R
E
REQUERIMIENTO
D ESPECIAL PARA MANIPULACION Y TOMA DE MUESTRAS DE AGUAS
la muestra.
DE FORMACION / INYECCION
ANALISIS
ENVASES
CANTIDAD MINIMA
DE LA MUESTRA
(mL)
ALCALINIDAD
P,V
PRESERVACION
MAXIMO TIEMPO
RECOMENDADO
200
REFRIGERADO
24 HORAS
P,V
200
REFRIGERADO, AGREGAR HCL
PARA PH < 2
7 DIAS
BROMURO
P,V
200
NO REQUIERE
DIOXIDO DE CARBONO
P,V
100
ANALISIS INMEDIATO
-
CLORURO
CROMO
CONDUCTIVIDAD
FLUOR
P,V
P (A), V(A)
P,V
P
500
300
500
300
NO REQUIERE
REFRIGERADO
REFRIGERADO
NO REQUIERE
28 DIAS
24 HORAS
28 DIAS
28 DIAS
NITRATO
P,V
100
ANALIZAR TAN PRONTO COMO
SEA POSIBLE O REFRIGERAR
48 HORAS
OXIGENO DISUELTO
PH
RESISTIVIDAD
SILICE
GRAVEDAD ESPECIFICA
SULFATO
V
P,V
300
-
P
P
P,V
500
500
200
SULFURO
P,V
100
P,V
500
P,V
-
P,V
P,V
AMONIO
BICARBONATO
SOLIDOS TOTALES
DISUELTOS
TEMPERATURA
SOLIDOS TOTALES
SUSPENDIDOS
TURBIDEZ
VER ALCALINIDAD
28 DIAS
ANALISIS INMEDIATO
ANALISIS INMEDIATO
VER CONDUCTIVIDAD
REFRIGERAR SIN CONGELAR
REFRIGERADO
REFRIGERADO
REFRIGERADO; AGREGAR 4
GOTAS ACETATO DE ZINC 2N /
100 ML
ANALIZAR EL MISMO DIA,
REFRIGERAR
ANALISIS INMEDIATO
0,5 HORAS
2 HORAS
500
REFRIGERADO
7 DIAS
-
ANALISIS INMEDIATO
-
28 DIAS
28 DIAS
28 DIAS
28 DIAS
24 HORAS
-
NOTAS: PARA ANALISIS QUE NO SE REFLEJAN EN LA LISTA USAR, CONTENEDORES DE PLASTICO O VIDRIO,
PREFERIBLEMENTE REFRIGERAR DURANTE ALMACENAMIENTO, Y ANALIZAR LO MAS PRONTO POSIBLE.
REFRIGERAR= ALMACENAMIENTO A 4 °C, EN LA OSCURIDAD
P= PLASTICO (POLIETILENO, POLIPROPILENO O SU EQUIVALENTE)
V= VIDRIO
V(A) O P(A)= ENJUAGAR CON HNO3 1N
FUENTE: PRACTICA RECOMENDADA PARA EL ANALISIS DE AGUA DE CAMPOS PETROLEROS API RP45 1998
77
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
El análisis inmediato de la muestra es ideal, almacenamiento a baja
temperatura (4°C) por menos de las próximas 24 horas es lo mejor, pero no
siempre es posible.
La completa preservación de una muestra es imposible, al menos
algunas técnicas de preservación solo logran retardar cambios químicos y
biológicos que ocurren en la muestra colectada. Algunas propiedades y
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D en campo o en el sitio, cambios en estos constituyentes
ser determinados
constituyentes del agua de formación no se logran preservar fácilmente como
lo es el caso de la temperatura, pH y gases disueltos que rápidamente deben
también afectan en la posterior determinación del calcio, dureza total y
alcalinidad.
3.3.2 Calidad del Dato / Control de Calidad (CD/CC)
La calidad del dato y el control de calidad son parte integral de cualquier
adquisición de data y de un proceso de análisis de data debido a que estos
garantizan la generación de resultados confiables.
Globalmente la calidad del dato consiste en definir precisamente los
análisis requeridos para un usuario en específico e implementar las medias
necesarias para asegurar que lo que se requiere es efectivamente lo
suministrado por el analista. Por ejemplo; en el caso de que sea necesario
obtener medidas precisas de la concentración de sodio, es esencial que este
valor sea medido analíticamente, en vez de ser inferido por cálculos
diferenciales.
Complementado con el control de calidad es igualmente importante que
el personal de control de calidad chequee y asegure que los protocolos
necesarios de recolección, manipulación, preservación y análisis se han
seguido ha cabalidad.
78
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
3.3.3 Parámetros para la Toma de Muestras
Algunas propiedades del agua varían rápidamente luego de la toma de la
muestra. Las siguientes determinaciones o análisis deben hacerse en sitio para
mayor exactitud y precisión (calidad del dato).
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Bicarbonato
1. pH
2. Carbonato
3.
4. Oxígeno disuelto
5. Dióxido de carbono disuelto
6. H2S o Sulfuro de Hidrógeno
7. Temperatura
8. Concentración de sólidos disueltos
9. Distribución del tamaño de partículas
10. Turbidez
Es difícil hacer notar la importancia del análisis en campo, ciertamente
algunas propiedades empiezan a cambiar en cuestión de minutos, otras se
mantienen estables por algunas horas y otras hasta por tiempo indefinido.
-
El pH y el contenido de gas disuelto producido en el agua; usualmente
empiezan a variar inmediatamente después de tomar la muestra. Esto
ocurre porque los gases disueltos se liberan de la solución tan pronto como
la muestra es extraída del yacimiento, debido a los cambios de presión.
-
H2S disuelto y CO2, se liberan de la muestra al aumentar el pH estos gases
son responsables de la acidez del agua producida. Los componentes del
hierro precipitan debido al aumento del pH, también por la entrada del
oxigeno presente en la atmósfera a la muestra.
79
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
-
Al aumentar el pH aunado con el incremento de la temperatura; se originan
formaciones de escamas de carbonatos de calcio. La concentración del
oxigeno varia. Bacterias en la muestra se empiezan a multiplicar en solo
pocas horas o es posible que comiencen a morir dependiendo de algunas
condiciones específicas. Pequeñas cantidades o no de H2S o CO2 pueden
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D fuese transportada al laboratorio y analizada luego de algunos
Si la muestra
encontrarse en la muestra luego de un corto período.
días, el resultado de los análisis daría una visión completamente distorsionada
del agua a condiciones de yacimiento, debido a los cambios en la composición
del agua que toman lugar exactamente después de ser tomada la muestra. Sin
embargo, debido a la fuente del agua, análisis en sitio son absolutamente
necesarios para que los resultados sean 100 % correctos y el agua pueda
generar valor agregado a los problemas de exploración y producción presentes
en los yacimientos.
La razón primordial de estas medidas en sitio de ciertas propiedades del
agua, forman parte integral del diseño y operación exitosa de un sistema de
agua de inyección.
Significado y Propiedades de los Constituyentes
1. Cationes
a) Calcio: el mayor constituyente en aguas de formación/inyección y se
consigue en altas concentraciones. El ion calcio es el de mayor
importancia debido a que rápidamente se combina con los iones
bicarbonato, carbonato y sulfato formando precipitaciones, escamas
y sólidos suspendidos.
80
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
b) Magnesio: El ion magnesio usualmente esta presente en menor
concentración que el calcio, el principal problema de la presencia de
este ion es la formación de escamas de carbonato de magnesio
MgCO3, sin embargo se observan raramente. Presenta solubilidades
50 veces mayores que las de el carbonato de calcio, otras sales
magnesicas incluyendo el sulfato de magnesio MgSO4 son bastante
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
yD
de inyección, pero normalmente no origina ningún
solubles.
c) Sodio : se encuentra en grandes cantidades en aguas formacionales
problema
excepto en salmueras o aguas extremadamente saladas donde hay
precipitaciones de cloruro de sodio NaCl.
d) Hierro : El hierro natural contenido en aguas de formación/inyección
es bastante bajo y su presencia es un indicador de corrosión. Esta
presente en soluciones en ion férrico (Fe+++) e ion ferroso (Fe++). Los
analisis de hierro usualmente se utilizan para detectar corrosión en
sistemas de aguas de inyección, la presencia de precipitado de hierro
causa formación de incrustaciones y taponamientos.
e) Bario: el bario es sumamente importante y casi siempre esta
presente, su importancia radica en la habilidad para combinarse con
el ion sulfato y para formar sulfato de bario BaSO4 , el cual es
altamente insoluble. Pequeñas cantidades ocasionan problemas
severos.
f) Estroncio: al igual que el bario y el calcio, el estroncio se combina
con el sulfato formando escamas de sulfato de estroncio.
81
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
2. Aniones
a) Cloruro: es el anión que se produce en mayor cantidad, la mayor
fuente del ion cloruro es el cloruro de sodio NaCl, por tanto la
concentración del cloruro es utilizado para medir la salinidad del
agua. El principal problema asociado con el cloruro esta en que el
agua se hace mas corrosiva a medida que está mas salada. El ion
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Carbonato
y Bicarbonato: Estos iones son de suma importancia
cloruro es un constituyente estable y su concentración es una de las
mas sencillas de identificar.
b)
debido a que forman escamas insolubles. La concentración del ion
carbonato algunas veces es llamado alcalinidad fenolftaleinica y las
concentraciones del ion bicarbonato alcalinidad naranja-metilica.
c) Sulfato: el ion sulfato es un problema debido a su habilidad a
reaccionar con el calcio, bario y estroncio formando escamas.
También sirve como sustancia alimenticia para las bacterias sulfato
reductoras.
3.3.4. Criterios para el descarte de resultados de análisis
Basándose en los análisis físico-químicos del agua de formación
recopilados, se realizó el siguiente descarte de muestras, tomando en
consideración los siguientes criterios:
•
Análisis con datos incompletos: Fecha de muestreo, pH, concentración de
iones.
•
Muestras tomadas en pozos con bajo corte de agua (%AyS <30%).
•
Muestras contaminadas por agua de vapor o fluidos de perforación,
computación, reacondicionamiento, y otros.
.
82
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
3.4.1 Balance Iónico
Para que un análisis sea considerado como representativo debe estar
balanceado iónicamente, es decir, se debe verificar que la suma de los pesos
equivalentes (meq/L) de los cationes (iones positivos) sea igual a la suma de
los aniones (iones negativos), rechazando las muestras cuyo balance iónico
sea distinto de cero o se aleje mucho de ese valor. Un valor fuera de los
S
O
D
A
V
R
E
S
RE no tomadas en cuenta durante el
Sespecies
O
C
directa de la presencia
deH
otras
E
R
E
D
parámetros estaría dando una medida de error analítico o seria evidencia
análisis.
Se realizó el balance iónico a todos los análisis físico-químicos restantes
aceptando una tolerancia de 0,05.
3.5 CRITERIOS DE VALIDACION DE MUESTRAS
Los procedimientos que se exponen a continuación para la valoración de
la corrección de los análisis son aplicables de forma específica a las muestras
de agua para las que se han realizado los siguientes análisis: pH,
conductividad, sólidos disueltos totales (SDT) y los principales componentes
aniónicos y catiónicos, que son indicadores de la calidad general del agua.
Las
comprobaciones que se explican a continuación no requieren
análisis adicionales de laboratorio, pero se precisan la determinación de los
cálculos de los SDT y la conductividad de los componentes medidos.
Para calcular los sólidos totales disueltos se suman las concentraciones (en
mg/L) de los componentes del siguiente modo:
SDTcalculado = 0,6(Alcalinidad Total) + Na + K + Ca + Mg + Cl + SO4 + SiO3 +
NO3 + F
83
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
Para calcular la conductividad eléctrica se utiliza la siguiente ecuación:
n
CE = ∑ conci × CEi
i 01
FACTORES DE CONDUCTIVIDAD PARA IONES COMUNMENTE
ENCONTRADO EN AGUA @ 25°C μmhos/cm
ION
(CEi), para meq/L
(CEi), para mg/L
0.716
S
O
D
A
V
R
E
S
RE
Calcio
S 52.0
O
2.60
H
C
E
R
E
D
Carbonato
Bicarbonato
43.6
34.6
2.82
Cloruro
75.9
2.14
Magnesio
46.6
3.82
Nitrato
71.0
1.15
Potasio
72.0
1.84
Sodio
48.9
2.13
Sulfato
73.9
1.54
1.- Equilibrio entre aniones y cationes
Las concentraciones equivalentes de los distintos componentes en
solución están en equilibrio por el principio de la electroneutralidad. La suma de
los aniones y cationes, cuando se expresan en miliequivalentes por litro (r),
deben estar equilibradas, es decir, son eléctricamente neutras. El examen se
basa en la diferencia porcentual definida del siguiente modo:
Diferenciaen% = 100
∑ rcationes − ∑ raniones
∑ r cationes + ∑ raniones
84
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
Y los criterios de aceptación se establecen como sigue:
Σ iones (meq/L)
Diferencia aceptable en %meq/L
0,0 – 3,0
± 0.2%
3,0 – 20,0
±2%
20,0 - 800
± 2 - 5%
S
±A
10%
O
D
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
> 800
2.- SDT medido = SDT calculado
La concentración medida de sólidos disueltos totales debe ser superior a la
calculada, ya que es posible que algún contribuyente significativo no haya sido
incluido en el cálculo. La relación aceptable es la siguiente:
1,0 <
STDmedido
< 1,2
SDTcalculado
3. CE medida = CE calculada
Si la conductividad calculada es superior al valor medido, hay que volver a
analizar la muestra. La relación aceptable es:
0,9 <
CEcalculad a
< 1,1
CEmedida
85
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
4.- Relación SDT-CE calculada
Si la relación calculada SDT- CE está por debajo de 0,55 o por encima de 0,7,
la suma iónica no es fiable; hay que analizar la muestra de nuevo. Si se
encuentran presentes iones calcio o sulfato pobremente disociados, el SDT
puede alcanzar un valor tan alto como 0,8 veces la CE. El criterio aceptable
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
para esta relación es:
SDT calculado / Conductividad = 0,55-0,7
5.- Relación SDT-CE medida
Los criterios aceptables para esta relación comprenden desde 0,55 hasta 0,7 si
la relación SDT-CE se encuentra fuera de estos limites la SDT o la
conductividad medidas no son fiables; hay que analizarlas de nuevo.
Existen publicaciones que contienen descripciones mas completas sobre las
valoraciones del control de calidad.
5.- Relación de valores de pH
A pH menores a 8,3 solo debe estar presente el bicarbonato, es decir, los
carbonatos debe estar ausentes. A valores de pH mayores de 8,3 deben estar
presentes carbonatos y bicarbonatos.
86
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
3.6. Caracterización de las aguas de formación
Luego de haber cumplido en los análisis ciertas condiciones, se procede
a aplicar los diferentes métodos de clasificación. El Método de Bojarski y
Schoeller: Para determinar que tipo de agua, se hará un estudio a través de su
composición química. El Diagrama de Stiff: El cual servirá para determinar la
huella o patrón característico de cada bloque o área de estudio. Para aplicar
S
O
D
A
V
R
E
S
RE las concentraciones en miligramos
Snecesita
O
H
C
análisis físico-quimicos
el cual
sólo
E
R
E
D
estos métodos se utilizó un formato elaborado en Excel especialmente para
por litro (mg/l) de los aniones y cationes, resistividad del agua y temperatura a
la cual fue tomada la resistividad.
3.7. Definición del patrón de agua de formación
Para definir un patrón de agua de formación, se le aplico a los análisis
físico-químicos agrupados y validados anteriormente una distribución de
frecuencia, a manera de obtener al valor más probable de la concentración de
cada ion, y a la vez se generaron una serie de histogramas de frecuencia para
apreciar de manera visible el grado de ocurrencia de cada valor.
Para construir la distribución de frecuencia se identifico el rango o
amplitud existente entre el valor máximo y el mínimo del grupo de datos.
Rango = Max – Min
Luego se calculo el número de clases representadas por K, y N como el
número total de datos, para muestras cuyo número de datos sea menor a 150
se recomienda aplicarle la raíz cuadrada al número de datos.
K=
N
87
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
Se calculo el ancho de clase (Ac), y sé comprobó que el producto de
KAc fuera ligeramente mayor que el rango, donde KAc es la holgura de la
clase.
Ac = (Max – Min) / K = Rango / K
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Algunos autores dicen que es ventajoso un ancho de clase par. Luego
KAc > Rango
se elige un punto inicial el cual debe ser algo menor al valor más bajo (Min). A
ese valor se le adicionara el ancho de clase (Ac) tantas veces como clases (K)
hayan. Estos números se denominan límite inferior de clase. El limite superior
de clase debe ser menor al limite inferior de la clase siguiente (los limites
superiores no pueden ser iguales a los inferiores), calculamos la marca de
clase que no es mas que el limite inferior + el limite superior / 2. Luego se
procede a determinar la frecuencia que no es más que el número de veces que
ocurre el valor en la muestra.
3.8. Obtención del patrón de agua de formación
Luego de validar la información de los pozos, resultaron candidatos para
la elaboración de patrones, debido a que arrojaron análisis representativos.
Con las muestras representativas de cada pozo se obtuvo el patrón del
agua de formación. Dicho patrón se generó aplicando un método estadístico
para obtener el valor más probable de la concentración de cada ión (Na+, Ca+2,
Mg+2, Cl-, HCO3-, SO4-2 y CO3-2) y las diferentes propiedades del agua (pH).
88
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
3.9. Realización de histogramas de frecuencia para cada componente
En los análisis físico-químicos de las aguas de formación, la
determinación del valor de sus contituyentes y/o propiedades, se ve afectada
por un margen de error, que puede ser pequeño pero no nulo, el cual puede
deberse a imperfecciones en los aparatos, errores casuales o accidentales,
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
entre otros. En vista de esto, es necesario determinar un estimado de ese
valor verdadero.
Para estimar ese valor se realizaron histogramas de frecuencia para
cada componente, con la finalidad de observar el comportamiento y obtener el
valor más probable o moda.
0.30
Probabilidad
0.20
0.10
0.00
80 100 120 140 160 180 200 220 240
Componente
Gráfico 4.1. Histograma de frecuencia.
Los valores más probables fueron representados gráficamente por el
Diagrama de Stiff característico del yacimiento.
89
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Gráfico 4.2. Método de Stiff.
3.10 Clasificación de las aguas de formación
El método utilizado para clasificar las aguas como meteórica o connata
es el propuesto por Sulin, Bojarski y Schoeller. Para determinar la clase y el
tipo de agua presente en los yacimientos, se compararon los resultados
obtenidos con las relaciones presentadas por cada clasificación.
90
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
3.11 Cálculo de la resistividad del agua de formación (RW)
La metodología aplicada para determinar la resistividad del agua para
cada yacimiento a partir de los análisis físico-químicos, consiste en reducir la
composición química de la muestra de agua a una equivalente en cloruro de
sodio (NaCl), mediante el siguiente procedimiento:
S
O
D
A
V
R
E
S
componente en mg/L , éstas se
reducen
a una salinidad equivalente de cloruro
S RE
O
H
C
E
R
E
D por medio de unos factores de conversión o multiplicadores.
de sodio (NaCl)
• Una vez determinadas las concentraciones correspondientes a cada
Estos factores se determinan haciendo uso del Gráfico 4.4, entrando por la
abscisa con la concentración total de sólidos en mg/L para encontrar los
factores multiplicadores de cada uno de los componentes.
Gráfico 4.3. Concentración total de sólidos Vs factores multiplicadores
para determinar Rw a partir de análisis físico – químicos.
91
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO
- Se multiplica la concentración de cada componente (mg/lts) por el
multiplicador correspondiente, para obtener así las ppm de NaCl para cada
uno.
La sumatoria de las ppm de cada ión nos permitirá obtener la
concentración total equivalente en NaCl.
- Para obtener la salinidad total equivalente en cloruro de sodio, las partes
por millón de cada ion se multiplicaron por su factor de conversión
S
O
D
A
V
R
E
S
RE de superficie (75°F), se utilizo
Sa temperatura
O
H
resistividad delE
agua
deC
formación
E
R
D
correspondiente y los productos se sumaron. Para obtener finalmente la
la siguiente ecuación:
Rw 75 = 0 . 0123 +
3647 . 5
[NaCl ( ppm )]0 .995
92
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
Luego de aplicar la metodología planteada en el capítulo anterior, se
arrojó a los siguientes resultados por yacimiento.
4.1 Caracterización del Yacimiento CS6/M-SVS0013
Se recopilaron 77 análisis físico-químicos del yacimiento, de los cuales
sólo se tomaron como muestras representativas 37,
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
continuación.
A través de estadística descriptiva, se obtuvieron los valores para cada
ión, las concentraciones iónicas de cada una de las muestras se presenta a
Fecha Toma
Pozo
SVS-0056ST 04/02/2004
SVS-0056ST 01/07/2004
SVS-0056ST 08/08/2004
SVS-0056ST 01/10/2003
SVS-0056ST 27/10/2005
SVS-0056ST 03/09/2005
SVS-0269
16/10/2005
SVS-0269
12/05/2005
SVS-0269
27/04/2005
SVS-0269
26/04/2005
SVS-0269
22/02/2004
SVS-0269
16/10/2005
SVS-0269
24/07/2005
SVS-0269
12/05/2005
SVS-0044
17/04/2005
SVS-0044
16/05/2005
SVS-0044
21/06/2005
Sodio
85,55
94,91
127,32
96
92,01
101,89
83,53
94,99
167,07
33,5
74,93
83,53
76,76
94,99
35,79
88,95
91,11
Calcio
0,9
1,2
0,5
0,8
1,04
0,24
1,04
1,3
1,1
1,1
1
1,04
0,96
1,3
1,2
0,92
1,3
Magnesio
0,8
0,1
0,3
0,3
0,56
0,8
0,8
1,5
1,9
1
0,7
0,8
0,72
1,5
1
0,12
0,6
Cloruro
40,18
46,72
42,62
40,73
46,6
57,27
51,65
52,78
58,92
1,45
41,27
51,65
47,8
52,78
1,64
59,51
58,95
Sulfato
0,68
0,5
0,51
1,59
1,41
4,67
3,12
2,22
87,56
5,35
0,97
3,12
3,04
2,22
0,95
1,28
4,06
Carbonato
0
0
0
0
0
3,6
1,6
6
3,6
8,4
0
1,6
0
6
0,4
5,6
0
SubSubBicarbona Total
Total
to
Cationes Aniones
46,39
48,99
84,98
54,79
45,59
37,39
28,99
36,79
18
20,4
34,39
28,99
27,59
36,79
34,99
23,6
29,99
87,25 87,25
96,21 96,21
128,12 128,12
97,1
97,1
93,61 93,61
102,93 102,93
85,37 85,37
97,78 97,78
168,07 168,07
35,59 35,59
76,63 76,63
85,37 85,37
78,44 78,44
97,78 97,78
37,98 37,98
89,99 89,99
93,01 93,01
Obteniendo el siguiente diagrama de Stiff, Collins y Piper, el valor
promedio del pH para este yacimiento es de 8.4 y un rango de Rw que oscila
entre 0.76 y 2.42 ohm/m.
El índice de Saturación de Stiff y Davis para los pozos que se
encuentran produciendo de este yacimiento esta entre (1-1.5) lo cual indica
que el agua esta sobresaturada de carbonato de calcio y tiene tendencia a
formar incrustaciones de CaCO3.
93
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
94
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
QUIMICO
POZO: MOT-20,87
PATRON:
MEDIDO
Rw @ 75=
ohm
1,209
Rw @ 75=
0
ohm
DIAGRAMA DE STIFF
-15
-10
-5
Na
0
5
0,00
10
15
Cl
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
Ca
H
HCO
C
E
R
E
D
3
0,00
Mg
0,00
Fe
0,00
SO4
CO3
(Meq/Lt) / Factor de Escala
Na/
10
Pozo: 0,00
Patron: -8,77
Ca/
HCO3/ 10 Cl/ 10
10 Mg/ 10 Fe/ 1 CO3/ 1 SO4/ 10
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
-0,10
-0,08
0,00
2,00
0,51
3,66
4,59
El diagrama de Schoeller, grafica las cantidades en meq/L de los
iones, en el mismo se pueden colocar cuantas muestras se consideren
necesarias para luego comparar con el patrón del yacimiento y verificar si
realmente se encuentra produciendo del mismo y si posee las mismas
cantidades iónicas del patron es decir las características físico-químicas del
mismo.
El Diagrama de Piper es uno de los gráficos mas completos debido a
que no se limita en cuantificar los aniones y cationes, sino que señala la
clasificación de las aguas en este caso el agua de formación de los yacimientos
primarios del Flanco Oeste son del tipo Bicarbonato de Sodio y aguas tipo
meteóricas.
95
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
4.2. Caracterización del Yacimiento C6I- SVS0012
Para este Yacimiento se recolectaron 54 muestras de las cuales solo
se seleccionaron
21 muestras consideradas como representativas, la
concentración iónica de cada una de las muestras se presenta en la siguiente
tabla.
Pozo
SVS-0146
SVS-0146
SVS-0146
SVS-0032
SVS-0032
SVS-0032
SVS-0032
SVS-0280
SVS-0280
SVS-0280
SVS-0033
SVS-0033
SVS-0033
SVS-015ST
SVS-015ST
LMA-0117
LMA-0117
LMA-031ST
LMA-031ST
LMA-031ST
LMA-031ST
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
Fecha de
Toma
10/02/2006
15/01/2006
02/07/2003
14/01/2006
16/09/2005
15/03/2005
20/11/2003
18/11/2004
18/11/2004
21/09/2005
13/01/2005
19/11/2005
15/10/2005
03/07/2004
02/07/2004
11/07/2003
03/07/2003
30/10/2003
31/08/2003
31/03/2004
17/05/1996
Sodio
(meq/lts)
115,65
100,39
95,79
107,36
608,5
106,6
104,89
92,46
98,79
122,68
50,89
138
105,42
109,31
107,97
118,92
117,69
7,82
120,77
124,65
123,71
Calcio
(meq/lts)
Magnesio
(meq/lts)
1,6
0,72
1,6
0,56
7,99
0,9
0,6
1,2
1
0,48
0,9
2,4
1,36
1,8
2
1,3
1,56
89,94
1,5
0,5
0,6
0,88
1,68
0,32
3,04
27,99
0,9
1,2
0,2
0,7
0,48
0,1
1,04
0,96
0,3
0,4
0,4
0,92
30
1
0,7
0,4
Cloruro
(meq/lts)
79,82
76,36
63,81
84,22
617,61
75,04
71,68
51,87
60,69
74,11
20,97
84,22
79,73
69,24
69,8
78,74
72,75
81,45
74,39
84,12
84,6
Sulfato Carbonato Bicarbonato
(meq/lts) (meq/lts)
(meq/lts)
1,71
1,43
1,91
0,35
0,47
0,77
0,82
2
0,8
1,14
1,33
1,43
0,82
1,17
0,57
0,88
2,82
1,41
5,68
0,74
2,52
1,6
0
0
0
0
0,8
0
0
0
10
1,6
0,8
0,4
0
0
0
0
9,2
0
0
7,2
34,99
24,99
31,99
26,39
26,39
31,79
34,19
39,99
38,99
38,39
27,99
54,99
26,79
40,99
39,99
40,99
41,59
35,59
43,19
40,99
30,4
Sub-Total
Cationes
118,12
102,79
97,71
110,96
644,47
108,4
106,69
93,86
100,49
123,64
51,89
141,44
107,74
111,41
110,37
120,61
120,16
127,66
123,26
125,85
124,71
Sub-Total
Aniones
118,12
102,79
97,71
110,96
644,47
108,4
106,69
93,86
100,49
123,64
51,89
141,44
107,74
111,41
110,37
120,61
120,16
127,66
123,26
125,85
124,71
El valor promedio del pH de los pozos de este yacimiento es de 8.9 lo
cual indica que hay presencia de iones bicarbonato y carbonato, el indice de
stiff y davis esta entre 1-17, el agua esta sobresaturada de carbonato de calcio
con alta tendencia a formar incrustaciones.
El rango de Rw esta entre 0.65 -1.49, generando valores de salinidad
normales de 6000 ppm de NaCl.
Se determinaron los valores mas probables de las concentraciones de
cada uno de los componentes, generando de esta manera un patrón
característico para este yacimiento, el cual esta representado en los siguientes
diagramas
96
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
97
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
QUIMICO
POZO: MOT-20,87
PATRON:
MEDIDO
Rw @ 75=
ohm
0,770
Rw @ 75=
0
ohm
DIAGRAMA DE STIFF
-15
-10
Na
-5
0
5
0,00
10
15
Cl
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
Ca
H
HCO
C
E
R
E
D
3
0,00
Mg
0,00
Fe
0,00
SO4
CO3
(Meq/Lt) / Factor de Escala
Na/
HCO3/ 10 Cl/ 10
10 Ca/ 10 Mg/ 10 Fe/ 1 CO3/ 1 SO4/ 10
Pozo: 0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Patron: -12,75 -0,57
-0,35
0,00
1,50
0,15
3,58
9,78
98
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
4.3 Caracterización del Yacimiento C5-SVS0014
De este yacimiento se recolectaron un total de 23 muestras, de las
cuales solo 13 fueron seleccionadas por cumplir los criterios de validación de
muestras representativas.
Las muestras presentaron valores de pH de 8.2, rango de Rw entre
1.41-2.56, así como tendencia a la formación de escamas de carbonato de
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
calcio obteniendo el valor calculado del índice de saturación 0.4.
Pozo
SVS-0052
SVS-0276
SVS-0318
SVS-0318
LMA-0013ST
LMA-0013ST
LMA-0079
LMA-0079
LMA-0085
LMA-0085
LMA-0103
LMA-0103
LMA-0103
Fecha de
Toma
10/02/2006
20/10/2005
22/07/2004
22/02/2004
13/03/1996
16/04/1996
19/04/1995
17/02/1998
13/07/2000
20/10/2004
01/10/2004
30/09/2004
08/10/2004
Sodio
Calcio Magnesio Cloruro Sulfato Carbonato Bicarbonato
(meq/lts) (meq/lts) (meq/lts) (meq/lts) (meq/lts) (meq/lts)
(meq/lts)
80,74
67,73
65,97
58,6
152,87
84,1
66,11
62,15
73,03
68,74
66,1
100,78
73,09
0,4
0,48
0,7
0,8
0,24
0,4
0,24
0,4
0,48
0,6
0,6
0,5
0,4
0,4
0,48
0,5
0,5
0
0,16
0,08
0,16
0,16
0,1
0,2
0,7
0,6
25,66
16,28
25,33
18,46
111,39
42,3
21,15
19,46
35,89
27,02
18,01
17,45
18,58
2,89
0,82
10,64
0,65
1,12
1,16
1,89
0,46
0,98
1,23
0,5
55,74
1,32
0
1,2
0
0
2
2,4
7,6
3,2
9,6
0
0,4
0
0
52,99
50,39
27,99
40,79
38,59
32,79
35,79
39,59
27,19
41,19
47,99
58,79
54,19
Sub-Total
Cationes
81,54
68,69
67,16
59,9
153,1
84,65
66,43
62,71
73,67
69,44
66,9
101,98
74,09
Sub-Total
Aniones
81,54
68,69
67,16
59,9
153,1
84,65
66,43
62,71
73,67
69,44
66,9
101,98
74,09
Se determinaron los valores mas probables de las concentraciones de
cada uno de los componentes, generando de esta manera un patrón
característico para este yacimiento, el cual esta representado en los siguientes
diagramas
99
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
100
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
QUIMICO
POZO: MOT-20,87
PATRON:
MEDIDO
Rw @ 75=
ohm
1,405
Rw @ 75=
1,923 ohm
DIAGRAMA DE STIFF
-15
-10
-5
Na
0
5
0,00
10
15
Cl
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
Ca
H
HCO
C
E
R
E
D
3
0,00
Mg
0,00
Fe
0,00
SO4
CO3
(Meq/Lt) / Factor de Escala
Na/
10
Pozo: 0,00
Patron: -7,82
Ca/
HCO3/ 10 Cl/ 10
10 Mg/ 10 Fe/ 1 CO3/ 1 SO4/ 10
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
-0,05
-0,03
0,00
2,03
0,61
4,22
3,05
101
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
4.4 Caracterización del Yacimiento C7-SVS0005
De este yacimiento se recolectó en total de 69 muestras de las cuales
solo 26 resultaron representativas, los pozos productores de este yacimiento
presenta un valor promedio de pH 8.9 y un índice de saturación de Stiff & Davis
entre 0.9 y 1.15, el agua de formación se encuentra sobresaturada de CaCO3
con tendencia a formar incrustaciones.
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
El rango de la Rw esta entre 0.65 y 1.49.
Pozo
SVS-0377
SVS-0377
SVS-0377
SVS-0377
SVS-0377
SVS-0404
SVS-0404
SVS-0404
SVS-0404
SVS-0404
SVS-0404
LMA-0010
LMA-0010
LMA-0011
LMA-0048
LMA-0048
LMA-0048
LMA-0075
LMA-0075
LMA-0075
LMA-0075
LMA-0075
LMA-0075
LMA-0114
LMA-0114
LMA-0114
Fecha de
Toma
13/10/2005
27/11/2003
23/10/2004
10/04/2004
12/08/2005
02/12/2003
20/12/2003
26/06/2004
14/07/2004
15/05/2005
15/02/2005
14/05/1963
02/09/2005
26/07/1989
27/04/2000
26/01/2005
03/09/2005
17/02/1989
26/07/1989
18/05/1991
26/09/1991
22/08/2002
15/02/2005
11/07/2000
16/09/2000
04/09/2005
Sodio
(meq/lts)
101,95
102,5
101,19
100,56
109,25
144,29
122,96
125,72
380,04
114,18
122,86
147,54
365,44
138,65
127,35
124,12
330,19
140,76
142,57
133,65
135,62
128,8
129,15
125,48
140,79
244,73
Calcio
(meq/lts)
0,88
1,5
0,3
0,9
0,96
7,49
1,7
1,5
0
1,2
2,2
0,998
7,99
0,64
1,3
3,69
3,99
1,0291
0,13
0,68
0,57
1
2,5
2,56
7,99
7,99
Magnesio
(meq/lts)
0,88
1
1,1
1,2
0,72
2,5
1,05
0,9
0
1,9
0,6
1,397
8
0,39
1
0,5
2
0,51
0,2
0,76
0,73
1
1,3
0,16
15,99
4
Cloruro
Sulfato Carbonato Bicarbonato
(meq/lts) (meq/lts) (meq/lts)
(meq/lts)
47,11
66,79
69,24
65,61
74,67
122,18
88,51
92,88
337,49
92,08
93,8
114,52
336,88
101,52
95,89
97,11
308,8
108,57
108,57
98,7
102,93
100,94
98,21
95,89
134,59
224,58
0,6
3,86
0,36
0,85
4,06
0,5
0,8
0,65
0,97
0,6
3,86
0,41
3,35
2,16
0,16
0,41
0,98
1,44
1,94
4,6
1,6
0,66
1,14
0,5
0,38
1,34
5,6
2,4
2
0
2
2,4
0
0
0
2
2
2,39
14,4
3
1,6
0
1
0
6
0
6
6,6
1,2
1,2
3,2
5,2
23,4
31,99
30,99
36,19
30,19
29,19
36,39
34,59
41,59
22,6
25,99
33,6
26,79
32,99
31,99
30,79
25,39
32,29
26,39
31,79
26,39
22,6
32,39
30,59
26,59
25,59
Sub-Total
Cationes
103,71
105,05
102,59
102,66
110,93
154,27
125,71
128,12
380,04
117,28
125,66
148,67
381,42
139,68
129,65
128,32
336,18
142,3
142,9
135,09
136,92
130,8
132,95
128,19
164,77
256,72
Sub-Total
Aniones
103,71
105,05
102,59
102,66
110,93
154,27
125,71
128,12
380,04
117,28
125,66
148,67
381,42
139,68
129,65
128,32
336,18
142,3
142,9
135,09
136,92
130,8
132,95
128,19
164,77
256,72
Se determinaron los valores mas probables de las concentraciones de
cada uno de los componentes, generando de esta manera un patrón
característico para este yacimiento, el cual esta representado en los siguientes
diagramas
102
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
103
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
QUIMICO
POZO: SVS-0016
PATRON:
MEDIDO
Rw @ 75=
ohm
0,642
Rw @ 75=
1,923 ohm
DIAGRAMA DE STIFF
-15
-10
Na
Ca
-5
0
5
0,00
10
15
Cl
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
HCO
C
E
R
E
D
3
0,00
Mg
0,00
Fe
0,00
SO4
CO3
(Meq/Lt) / Factor de Escala
Na/
HCO3/ 10 Cl/ 10
10 Ca/ 10 Mg/ 10 Fe/ 1 CO3/ 1 SO4/ 10
Pozo: 0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Patron: -15,69 -0,24
-0,19
0,00
2,00
0,15
3,00
12,60
104
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
4.5. Caracterización de la Planta de Inyección PIA-69
Se recolectaron 10 muestras representativas de la Planta de Inyección
de agua en la descarga, se observaron valores de Ph entre 6 y 7, esta agua es
agua del lago con tratamiento químico realizado por la empresa SIMCO.
El indice de Saturación de Stiff y Davis resultó negativo lo cual indica
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
Dvalores de Resistividad oscilan entre 1.37 y 2.03 dando como
Los
que el agua de formación se encuentra subsaturada de CaCO3 y que la
tendencia a formar incrustaciones es imposible es decir el agua es Corrosiva.
resultando que la salinidad en el agua de inyección es mucho menor que en las
aguas de formación.
Fecha de
Toma
Pozo
PIA 6-9 DES
PIA 6-9 DES
PIA 6-9 DES
PIA 6-9 DES
PIA 6-9 DES
PIA 6-9 DES
PIA 6-9 DES
PIA 6-9 DES
PIA 6-9 DES
PIA 6-9 DES
03/05/2002
07/05/2002
17/06/2002
02/07/2002
15/07/2002
21/05/2005
25/05/2006
29/05/2002
29/05/2002
12/06/2002
Sodio
(meq/lts)
45,22
55,05
53,43
61,85
62,4
51,54
53,51
55,67
50,19
51,72
Calcio
(meq/lts)
15,95
8,56
2,87
2,99
2,24
7,51
2,38
12,78
14,54
14,37
Magnesio
(meq/lts)
5,39
8,58
16
10,2
11,84
10,07
10,83
6,42
6,33
3,32
Cloruro
(meq/lts)
56,72
61,3
61,22
57,76
60,56
59,26
61,38
63,56
60,06
58,73
Sulfato
(meq/lts)
7,68
8,78
8,78
15,69
14,91
8,21
4,42
8,39
8,03
8,97
Carbonato Bicarbonat
(meq/lts) o (meq/lts)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2,15
2,12
2,3
1,6
1
1,65
0,92
2,92
2,96
1,72
Sub-Total
Cationes
66,56
72,2
72,03
75,05
76,47
69,12
66,72
74,87
71,06
69,41
Se determinaron los valores mas probables de las concentraciones de
cada uno de los componentes, generando de esta manera un patrón
característico para este yacimiento, el cual esta representado en los siguientes
diagramas
105
Sub-Total
Aniones
66,56
72,2
72,03
75,05
76,47
69,12
66,72
74,87
71,06
69,41
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
S
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S RE
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C
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106
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
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D
4.6. DISCUSION DE RESULTADOS
La metodología aplicada para la caracterización de las aguas de formación del
Flanco Oeste de la Segregación Lagomedio, permitió establecer los patrones
para las aguas de formación de los yacimientos C6S/M-SVS0013, C6ISVS0012, C5-SVS0014, C7-SVS0005 y la Planta de Inyección PIA-69.
Al comparar las aguas de los diferentes yacimientos caracterizados, se
encontró que la salinidad tiende a aumentar con la profundidad y la edad de la
formación, ya que el movimiento del agua a lo largo de la trayectoria de flujo,
incrementa los sólidos disueltos totales.
Este el caso del yacimiento C7-
SVS0005, el cual presenta el mayor contenido de sólidos disueltos y la mayor
concentración de los iones Na+ y Cl-.
107
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
En cuanto a la distribución iónica, la mayor concentración de sodio y
cloro se observa en C-7, mientras que los menores valores de concentración
corresponden al yacimiento
C-5.
Estas diferencias están altamente
relacionadas con los ambientes de depositación de los sedimentos presentes
en los yacimientos.
S
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D
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V
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E
S
S RE
O
H
C
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R
E
Duna arena a otra, también se presentó a lo largo de la extensión
solamente de
Es importante señalar que la variación de los iones Na+ y Cl- no fue
areal de los yacimientos, como es el caso del yacimiento C6S/M SVS-0013, el
cual presenta una mayor concentración de estos elementos hacia el área norte
(96.91 y 61.08 meq/L respectivamente), mientras que hacia el sur del área, las
concentraciones tienden a disminuir alcanzando 63.15 y 29.42 meq/lts para el
Na+ y Cl- respectivamente. Esta diferencia se debe a la mayor influencia marina
en el ambiente fluvio-deltáico de depositación de sedimentos presente en este
yacimiento, ya que las concentraciones de sodio y cloruro en el agua, se ven
incrementadas por la influencia del agua de mar, que tiene altas
concentraciones de este anión y este catión.
De igual manera los patrones de agua establecidos para el resto de los
yacimientos estudiados, presentan variaciones en su composición a lo largo de
toda su extensión areal, lo cual puede observarse en el Diagrama de Stiff
característico de cada uno.
En cuanto al bicarbonato (HCO3-), se observó mayor concentración de
éste en C-4, lo que indica que esta arena estuvo más expuesta a los eventos
108
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
meteóricos que las otras, infiriéndole un carácter hidrodinámico al agua allí
presente.
Con respecto al carbonato (CO3-2), es importante señalar que la
concentración de este ión está favorecida por el valor del pH del agua, la
temperatura y la presión. A mayor temperatura menos soluble resultan ser los
S
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S
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O
H
C
E
R
E
temperaturaDse incrementa existe tendencia a formar incrustaciones
carbonatos en el agua, razón por la cual en aquellas áreas donde la
de
carbonato de calcio, de igual manera una caída de presión a consecuencia de
los múltiples factores a los cuales está sometido el yacimiento durante el
proceso de producción causa la formación de carbonatos.
Los resultados obtenidos de la aplicación del sistema de clasificación de
Sulin, Bojarski y Schoeller indican que las aguas presentes en los yacimientos
caracterizados del Flanco Oeste, son meteóricas del tipo bicarbonato de sodio,
ya que las relaciones Na+/Cl- y (Na+-Cl-)/SO4-2 presentan valores mayores a
uno, además de caracterizarse por un bajo contenido de sólidos totales
disueltos, (inferior a 10000 mg/lts) típico en esta clase de aguas.
Sulin manifiesta que las aguas tipo bicarbonato de sodio están por lo
general asociadas con acumulaciones de hidrocarburos, así lo demuestran los
resultados obtenidos en este estudio. Por otro lado, las aguas asociadas a los
yacimientos estudiados tienen la particularidad de presentar mayores
concentraciones de Na+ y HCO3-; especies dominantes en aguas que han
estado en contacto con la superficie terrestre, resaltando que el tiempo del
109
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
último contacto con la atmósfera puede ser especificado al definir el agua
meteórica como Reciente, del Pleistoceno o del Terciario.
Los valores de índice de saturación obtenidos, indican una clara
tendencia en los yacimientos a formar depósitos de carbonato de calcio, tal y
como lo ha demostrado su comportamiento por las frecuentes acidificaciones y
S
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S
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H
C
E
R
E
D
La resistividad
en las aguas formacionales del Flanco Oeste, presenta
limpiezas que son necesarias para eliminar la formación de escamas.
valores variables. Para C7-SVS0005, cuya concentración de sólidos totales
disueltos es 7660 mg/lL presenta la resistividad más alta, Rw=2.62 Ωm,
mientras que el Cretáceo, SVS-0078, presenta el valor más bajo, Rw=0.09 Ωm
con una concentración de sólidos totales disueltos de 76079 mg/lts, lo cual
resulta completamente lógico, ya que la resistividad es un medida de la
resistencia al paso de la corriente eléctrica, es decir, es una función directa de
la velocidad relativa con la cual se mueven sus diferentes constituyentes, razón
por la cual, para aquellas aguas cuya concentración de sólidos es baja la
resistividad es alta y viceversa.
110
CONCLUSIONES
CONCLUSIONES
1. Se logró obtener un patrón característico para los yacimientos, C6S/MSVS0013,
C6I-SVS0012,
C5-SVS0014,
C7-SVS005
y
PIA-69
pertenecientes al Flanco Oeste de la Segregación LAGOMEDIO, los cuales
S
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E
S
S RE
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H
C
E
R
E
Bojarski.D
están representados gráficamente mediante el Diagrama de Stiff, Piper y
2. Se determinó el índice de saturación de Stiff y Davis -2.98, en las muestras
correspondientes a la Planta de inyección de agua en la descarga y sus
respectivos pozos inyectores, da negativo lo cual quiere decir que estas
agua son de carácter corrosivo mas no incrustante.
3. Se caracterizó areal y verticalmente el agua de formación de los
yacimientos estudiados, evidenciándose cambios en la composición de las
aguas en toda la extensión de los yacimientos. La concentración de iones
varía en los yacimientos, ya sea por el incremento de la profundidad o como
consecuencia de los diferentes ambientes de depositación existentes a lo
largo del mismo.
4. Sobre la base teórica de la metodología de clasificación de las aguas según
Sulin, Bojarski y Schoeller, se logró clasificar las aguas de formación de los
yacimientos estudiados como aguas meteóricas del tipo Bicarbonato de
Sodio. Las aguas de formación de los yacimientos estudiados en el Flanco
Oeste de la Segregación Lagomedio tienen tendencia a formar depósitos de
Carbonato de Calcio.
CONCLUSIONES
5. Las resistividades determinadas en los yacimientos oscilan entre 2.62 y
0.09
6. Se determinó la importancia de la toma de la muestra de agua de formación
e inyección, la cual es la característica fundamental para unos resultados
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
analizados.
O
H
C
E
R
E
D
confiables, muestras tomadas por mas de 24 horas no pueden ser
7. Se determinó valores similares entre los patrones obtenidos y los ya
existentes.
RECOMENDACIONES
RECOMENDACIONES
1. Implementar los requerimientos y normas internacionales para la
correcta toma, manipulación y preservación de muestras para análisis
físico-químicos ya que estos representan criterios fundamentales para
arrojar resultados confiables.
2. Realizar análisis en sitio, específicamente la determinación de valores
S
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D
A
V
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E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
que D
al entrar en contacto con el oxígeno se producen alteraciones en la
de pH, alcalinidad y temperatura, estos requieren análisis inmediatos ya
muestra.
3. Determinar el constituyente Sodio (Na+K) a través del método
Espectrofotometría de llama, para calcular el valor real presente en la
muestra.
4. Continuar con la metodología empleada, para lograr una caracterización
de aguas de formación e inyección adecuada.
5. Aplicar la caracterización por áreas para la generación de patrones en
yacimientos que abarquen grandes extensiones. Debido a que se
observó variaciones a lo largo y ancho del mismo, para obtener así un
patrón específico por área con mayor exactitud en el comportamiento del
agua de formación
6. Realizar Análisis Físico-Químicos con mayor continuidad a la PIA-69
tanto en la succión como en la descarga para detectar el tratamiento
indicado a la misma y eliminar problemas de corrosión en pozos
inyectores.
RECOMENDACIONES
7. Determinar un inhibidor de corrosión eficiente para eliminar los
problemas de corrosión en los pozos inyectores y la planta PIA 69.
8. Realizar un estudio de factibilidad para aplicar tecnologías que permitan
minimizar la producción de agua en los yacimientos estudiados (geles,
hidrociclones, cono invertido, inyección de agua de formación), etc.
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
BIBLIOGRAFIA
1. Developments in Petroleum Science 1,
Geochemistry Oilfield
Waters A. Gene Collins. Elsevier Scientific Publishing Company, 1975.
2. Standard Methods for the Examination of Water and Wastewater 14
Edition. APHA. 1975.
S
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3. Applied Water Technology. Charles, Patton. Campbell Petroleu Series
1986.
4. Quimica del Agua, Jose Catalan La Fuente. Editorial Blume 1969.
5. Log Interpretation Charts. Western Atlas Wireline Services 1998.
6. Recommended Practice for Análisis of oilfield Waters. American
Petroleum Institute, Tercera Edición, Agosto 1998
7. Standard Test Methods for Electrical Conductivity and Resistivity of
Water. ASTM D1125-95. American Standard Test Methods ,reaprobado.
2005
8. Alvarez, N. y Ferrer, L. “Caracterización de aguas de formación de las
áreas VLA-11/12, VLA-62 del Blogue I del Lago de Maracaibo.” Tesis
especial de grado.Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. Escuela de
9. Arzola, Emir y Zambrano, Adriana.” Caracterización de las aguas de
formación en el Eoceno C-Inferiror, Blogue III, Lago de Maracaibo.Maraven
S.A. Agosto de 1996.
10. Heredia, M y Padilla, M. “ Caracterización de aguas de formación en el
campo Ceuta.” Tesis especial de grado. Universidad del Zulia. Facultad de
Ingeniería. Escuela de Petróleo. Maracaibo, Diciembre de 1990.
11. Martinez, Mirna. “ Caracterización de aguas de formación aplicadas al
Blogue III y IV del Lago de Maracaibo.” Maracaibo, Diciembre de 1989.
S
O
D
A
V
R
E
S
S RE
O
H
C
E
R
E
D
12. Montgomery, D. y Runger, G. “Probabilidad y estadistica aplicada a la
ingenieria” Primera Edición en Español.
13. Queipo, Ramón. “Clasificación y caracterización de las aguas de formación
Aplicaciones prácticas” Tesis especial de grado. Universidad del Zulia
Facultad de Ingenieria. Escuela de Petróleo. Maracaibo, Octubre de 1990.
14. Rivas, Cenobio.“Caracterización de las aguas de formación del área VLA6/8 del Bloque I del Lago de Maracaibo”. Tesis especial de grado.
Universidad del Zulia. Facultad de Ingenieria. Escuela de Petróleo.
Maracaibo, Septiembre de 1994.
ANEXO B
REQUERIMIENTOS PARA LA TOMA DE MUESTRAS REPRESENTATIVAS
La toma de una muestra de agua, es el primer paso para obtener una buena
caracterización de la misma. De allí la importancia de que las muestras y el posterior
análisis físico-químico, cumplan con una serie de requisitos y precauciones en el
momento de la toma, con el objeto de garantizar que las muestras sean representativas
O
D
A
V
R
E
S
E
ECHOS R
para un estudio de caracterización.
DER
S
Entonces, previo a la toma de las muestras es necesario tomar en cuenta
algunos aspectos como:
9 No debe realizarse toma de muestras de aguas inmediatamente después de una
reparación, estimulación o acidificación.
9 Al momento de estar realizándose la circulación del lodo de perforación, esperar que
la columna hidrostática se estabilice.
Se recomienda circular y esperar para
asegurar que sea agua de formación.
9 Los envases:
a. Deben ser de material químicamente inerte, de plástico o de vidrio.
b. Deben estar perfectamente limpios, sin grasas, aceites, perfumes, hidrocarburos,
jabones, detergentes u otros.
c. Deben llenarse hasta el tope, con ninguna o mínima cámara de aire.
9 La muestra:
a. Debe ser envasada lo más rápido posible con el mínimo de aireación.
b. Debe ser remitida al laboratorio y analizada al mínimo tiempo posible.
Los análisis físico-químicos deben presentar la siguiente información:
1. Nombre del pozo y ubicación.
2. Fecha de muestreo.
3. Fecha de análisis.
4. Composición química del agua de formación: Na+, Ca++, Mg++, Cl-,
SO4=, HCO3-, CO3=. En mg/lt y mili-equiv/lt.
5. Reportar los parámetros físicos: pH, alcalinidad total, dureza
carbonática, no carbonática y total, resistividad del agua, índice de
Langelier o incrustante, concentración total de sólidos disueltos y
temperatura.
DER
O
D
A
V
R
E
S
E
ECHOS R
S
ANEXO C
DESCRIPCIÓN DE LOS ANÁLISIS MÁS COMUNES
EFECTUADOS AL AGUA DE CAMPOS PETROLEROS
-
pH
Indica el grado de acidez o alcalinidad de una determinada muestra. Es un
OS
D
A
V
R
E
S
E
concentración de iones hidronio
(expresado
S R en mol/L). En esta escala 7,00 es neutro,
O
H
C
E
R
E
D
por debajo es ácido y por encima alcalino. Su medición se efectúa mediante técnicas
número comprendido entre 0 y 14 y representa el inverso del logaritmo natural de la
potenciométricas con electrodos de vidrio. La solubilidad del carbonato de calcio y los
compuestos de hierro están directamente influenciados por el pH; pH alto aumenta la
tendencia incrustante y al bajar disminuye, pero se incrementa el potencial corrosivo.
Generalmente las aguas de formación e inyección tienen pH entre 5,5 y 8,5.
Los gases como el CO2 y H2S, bajan el pH al estar disueltos en el agua por
presentar una ionización parcial que genera ácido. Su presencia origina que el pH
cambie rápidamente después de tomar la muestra de un sistema presurizado. Por esta
razón es necesario tomar las medidas de pH (cuando sea operacionalmente posible)
inmediatamente después de la captación para obtener valores representativos de las
condiciones del sistema.
-
Alcalinidad
Se define como la concentración de bases titulables. Se debe a la presencia de
minerales que contengan iones carbonatos (CO3=), bicarbonatos (HCO3-) e hidróxidos
(OH-). Puede determinarse la alcalinidad parcial o fenolftaleínica en la cual la muestra
se valora con ácidos normalizados potenciométricamente o con indicadores hasta un
pH de 8,3, en el cual se consumen todos los hidróxidos y la mitad de los carbonatos. La
alcalinidad total o metílica se valora hasta un pH de 4,3 y en esta se consumen todos
los compuestos alcalinos. La concentración de carbonatos y bicarbonatos es
determinada mediante fórmulas que relacionan ambas alcalinidades. Es necesario
conocer la concentración de estos iones porque reaccionan con los cationes divalentes
para formar incrustaciones.
-
Sodio (Na+)
Es uno de los mayores constituyentes del agua de formación e inyección.
Normalmente no causa problemas, excepto por la precipitación de cloruro de sodio
S
(NaCl) que puede presentarse en salmueras muy concentradas. Su determinación
O
D
A
V
R
E
S
E
ECHOS R
cuantitativa puede ser efectuada por técnicas de espectroscopía tales como la
DER
absorción y emisión atómica, y puede estimarse mediante la diferencia estequiométrica
producto del balance iónico total de cationes y aniones en el agua.
-
Calcio (Ca++) y Magnesio (Mg++)
El calcio es uno de los cationes que generalmente está en mayor cantidad en las
aguas saladas asociadas al crudo (en menor proporción que el sodio), y su
determinación es importante porque al combinarse con los iones bicarbonatos,
carbonatos y sulfatos, puede formar escamas que se adhieren, o sólidos suspendidos.
El ión magnesio está presente en menor concentración que el calcio en las aguas de
formación. Tienden a aumentar la cantidad de incrustaciones de CaCO3 por coprecipitación con el ión calcio, y disminuir la tendencia de producir escamas de sulfato
de calcio. En el agua del lago, esta relación se encuentra invertida, es decir, presenta
una mayor cantidad del ión magnesio que de calcio.
Puede analizarse en laboratorio mediante titulación con EDTA, con unos ensayos
conocidos como dureza parcial (cantidad de calcio presente expresado como carbonato
de calcio) y dureza total (suma del calcio y magnesio expresados como CaCO3), y
también mediante técnicas de espectroscopía de absorción y emisión atómica. Cuando
los análisis son efectuados mediante la titulación, los iones disueltos son los que
intervienen en la reacción. Al efectuar el análisis por espectroscopía pueden
determinarse los iones totales, disueltos y en suspensión.
- Hierro (Fe++ y Fe+++)
El contenido natural del hierro en el agua de formación y agua del Lago de
Maracaibo, es por lo general muy bajo. Por esta razón puede usarse para monitorear el
efecto de la corrosión en los sistemas que manejan estas aguas. La presencia de iones
de hierro puede originar compuestos insolubles que ocasionen taponamiento de los
pozos inyectores de agua,
válvulas, tuberías, etc. Su determinación se efectúa
mediante técnicas colorimétricas y de espectroscopía de absorción atómica. Para tomar
muestras de agua en sistemas donde se sospeche la existencia de óxidos de hierro,
OS
D
A
V
R
E
S
E
para evitar la precipitación de estos
y obtener valores representativos en
R
Scompuestos
O
H
C
E
R
E
los análisis. D
debe aplicarse una baja cantidad de ácido (clorhídrico o nítrico) al momento de la toma,
-
Bario (Ba++)y Estroncio (Sr++)
La importancia de determinar el ión bario se basa en que al combinarse con
sulfato, forma compuestos que son altamente insolubles y que pueden ocasionar
problemas severos aun estando en pequeñas cantidades. El estroncio al igual que el
bario, forma precipitados con el sulfato. Los análisis pueden hacerse mediante
espectroscopía de absorción atómica.
-
Cloruro (Cl-)
Es el anión que está en mayor proporción en aguas saladas y aguas frescas (por
ejemplo agua del Lago de Maracaibo). El compuesto que más aporta este ión es el
cloruro de sodio (NaCl). Su concentración es usada para medir la salinidad del agua. El
principal problema asociado con el cloruro es que aumenta el potencial corrosivo del
agua. Es uno de los constituyentes más estables en el agua. Puede determinarse
mediante titulación con nitrato de plata o nitrato mercúrico.
-
Sulfato (SO4=)
Este ión produce incrustaciones cuando se combina con calcio, bario y estroncio.
Adicionalmente sirve como insumo para las bacterias sulfato – reductoras (BSR), que
producen corrosión en el sistema. Su cuantificación puede efectuarse mediante
turbidimetría o gravimetría por precipitación como sulfato de bario.
-
Población de bacterias
Las bacterias determinadas en el agua con mayor frecuencia, son las sulfato –
reductoras (BSR), por los problemas de corrosión y taponamiento (en pozos inyectores)
que pueden producir. En ambientes anaeróbicos (con muy poco oxígeno), y con baja
velocidad de fluido, estas bacterias se depositan sobre la superficie de la tubería,
OySproduce corrosión
D
A
V
R
E
S
E
R
Sconcentración
O
anódica por efectos por
celdas
de
de diferente potencial. Se pueden
H
C
E
R
E
D
estimar su presencia en el agua (colonias/mL) mediante la incubación en medios de
produciendo sulfuro de hidrógeno (H2S) que ataca el metal,
cultivo.
-
Turbiedad
Es un parámetro cualitativo empleado para medir la calidad del agua, y relaciona
que tan “limpia” está el agua de materias insolubles tales como: sólidos suspendidos,
aceite o crudo disperso y burbujas de aire. Ayuda a establecer la posibilidad del
taponamiento en los pozos inyectores y determinar la eficiencia de los filtros en las
Plantas de Inyección de Agua. Se expresa generalmente en Unidades Nefelométricas
de Turbiedad (NTU) y su determinación se hace en un turbidímetro que mide la
disminución de la intensidad de un haz de luz al pasar por la muestra de agua.
-
Sólidos Suspendidos (TSS)
La cantidad de sólidos suspendidos se mide por el peso de materia retenida en
un filtro de 0,45 μm de porosidad cuando se pasa una cantidad conocida de agua a
través de la membrana. Representan la base para determinar la tendencia para taponar
o causar daño a la formación en pozos inyectores. Es un indicador de la eficiencia de
los sistemas de filtración.
Los estudios iniciales del efecto del agua de inyección sobre las rocas del
yacimiento, deben estar acompañados de la distribución del diámetro de partículas
suspendidas permisibles que no ocasionen daño a la formación (o sea mínimo). Para
efectuar esta prueba en el laboratorio pueden emplearse membranas de filtración de
porosidades distintas o equipos de conteo de partículas suspendidas.
La calidad del agua es una medida del volumen de agua que puede pasar por
una membrana de diámetro de poro determinado. Estas pruebas deben ser efectuadas
continuamente en los sistemas de filtración, para conjuntamente con los ensayos antes
OS
D
A
V
R
E
S
E
anticipación los ajustes necesarios
en elR
sistema de filtración.
S
O
H
C
E
R
E
D
mencionados, estimar la tendencia a taponar los pozos inyectores y efectuar con
-
Oxígeno Disuelto (O2 disuelto)
Aumenta significativamente la corrosividad del agua. Está ausente en las aguas
de formación, pero está presente en el agua del Lago de Maracaibo en concentraciones
de 7 a 8 ppm. El oxígeno disuelto puede en un sistema donde existan iones de hierro
en estado ferroso, combinarse con éste para producir óxidos de hierro insolubles que
causen taponamiento en los pozos inyectores. Adicionalmente, representa un insumo
que genera el crecimiento de bacterias aeróbicas y otras especies marinas que pueden
ocasionar problemas diversos en estos sistemas. Por estas razones, el oxígeno disuelto
es eliminado en las Plantas de Inyección de Agua mediante tratamientos químicos y
mecánicos.
Su determinación debe efectuarse en campo al momento de la toma de la
muestra, y es común emplearse kits con ampollas
de determinación directa, que
mediante desarrollo de color indican la concentración del oxígeno en el agua.
-
Dióxido de Carbono Disuelto (CO2 disuelto) y Sulfuro de Hidrógeno (H2S)
El CO2 influencia el pH del agua, aumenta la corrosividad y altera la tendencia de
producir escamas de carbonato de calcio; en varias partes del sistema es el
responsable de mantenerlo en solución. Está presente en el agua de formación y
ausente en el agua de inyección
El H2S aumenta el potencial corrosivo del agua. Cuando esta en el agua, se presenta
como una mezcla de iones ácidos de hidrógeno (HS-) y gas H2S disuelto, y al medirse
se reporta como “sulfuro total”. Puede estar presente en agua en forma natural, o
añadido por generación bacteriana. Este compuesto reacciona con el hierro y produce
sulfuro ferroso, que puede comportarse como un agente de taponamiento efectivo en
los pozos inyectores. Deben ser determinados en campo inmediatamente después de
captar la muestra y pueden usarse kits de determinación directa.
-
OS
D
A
V
R
E
S
E
R en el agua por unidad de volumen. Puede
Sdisuelta
O
Es la cantidad total
deH
materia
C
E
R
E
D
Sólidos Totales Disueltos (TDS)
ser determinada mediante la suma de todos los iones presentes en el agua (cationes y
aniones), o pueden analizarse en laboratorio evaporando una cantidad medida de
muestra filtrada y pesando el residuo. Los sólidos disueltos modifican la fuerza iónica
del agua y por lo tanto alteran su tendencia incrustante.
La conductividad y la resistividad son un factor de los sólidos disueltos; a medida
que aumentan los TDS aumenta la conductividad y disminuye la resistividad, y
viceversa.
-
Gravedad Específica (γ)
Es un factor adimensional que relaciona la densidad de la muestra con la del
agua pura a la misma temperatura, como lo indica la siguiente ecuación:
Densidad de la muestra de agua
Gravedad Específica =
Densidad del agua pura
La gravedad específica es una función de la temperatura, y es un indicador de la
cantidad de sólidos disueltos en el agua. Este dato puede emplearse para estimar los
TDS, verificar la precisión de los análisis de laboratorio y sirve de insumo para algunos
programas que calculan el índice de Stiff.
-
Resistividad (Rw) y Conductividad
La resistividad es una medida de la resistencia que ofrece el agua al flujo de
corriente eléctrica. Es determinada por la cantidad de sólidos disueltos presentes en el
agua y la temperatura. En aguas frescas de baja concentración de sales, puede
emplearse la resistividad para estimar la cantidad de TDS y en este sentido es mucho
OS
D
A
V
R
E
S
E
S yR
O
importancia en el áreaE
deC
perforación
yacimientos. La unidad más empleada es ohm .
H
R
E
D
m.
más sensible que la gravedad específica. Rw es un parámetro petrofísico de mucha
La conductividad es el reciproco de la resistividad, y puede ser calculada con la
siguiente fórmula:
10000
Conductividad (μmho/cm) =
Rw (ohm . m)
-
Sílice (SiO2)
Cantidades más altas que la normal, indican el posible arenamiento en pozos
productores. Generalmente no se presentan problemas por sílice en las operaciones de
inyección de agua. Los mayores inconvenientes suceden en sistemas de calentamiento
o enfriamiento de agua, en los cuales se depositan incrustaciones de este mineral. Se
determina en laboratorio mediante técnicas colorimétricas.
-
Contenido de Aceite o Crudo
La presencia de emulsiones o dispersiones de crudo en agua representan un
problema cuando se intenta reinyectar aguas de producción. Puede causar problemas
de emulsiones o de taponamiento de los poros del yacimiento, y ocasionar daño a la
formación, disminuyendo la inyectividad de los pozos. La disposición del agua
desechada de la deshidratación del crudo, esta sujeta a regulaciones del Ministerio de
Energía y Petróleo y del Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales Renovables , que
especifican un contenido máximo de crudo en el agua.
DER
O
D
A
V
R
E
S
E
ECHOS R
S
A continuación se muestra un cuadro resumen con los análisis y los tipos de técnicas
que pueden ser empleados en campo y laboratorio:
RESUMEN DE LOS MÉTODOS ANÁLÍTICOS.
DETERMINACIONES
TÉCNICAS DE ANÁLISIS
Sodio.
Cálculos, espectroscopía, gravimetría.
Calcio.
Titulación, gravimetría, espectroscopía.
Magnesio.
Titulación, gravimetría, espectroscopía.
OS
D
A
Colorimetría,
espectroscopía,
V
R
E
S
E
ECHOS R
Hierro.
DER
titulación.
Bario.
Turbidimetría, espectroscopía.
Estroncio.
Espectroscopía.
Cloruro.
Titulación.
Sulfato.
Titulación, gravimetría.
Bicarbonato.
Titulación.
Carbonato.
Titulación.
pH.
pHmetro, colorimetría, papel de pH.
Población de bacterias sulfato-
Cultivos, microscopía.
reductoras.
Concentración de sólidos suspendidos.
Gravimetría.
Tamaño de partículas.
Coulter Counter, Marvel, microscopía.
Composición de sólidos suspendidos.
Análisis químicos.
Turbiedad.
Turbidimetría.
Calidad de agua.
Pruebas con membranas de filtración.
Oxígeno disuelto.
Colorimetría, medidor de oxígeno,
titulación.
Dióxido de carbono.
Colorimetría, titulación.
Sulfuro Total.
Prueba del Alkaseltzer, colorimetría,
titulación.
Contenido de crudo.
Colorimetría, espectroscopía,
gravimetría.
Temperatura.
Termómetro.
Sólidos Totales Disueltos (TDS).
Cálculos, gravimetría, conductividad.
O
D
A
V
R
E
S
E
ECHOS R
S
Gravedad específica
Hidrómetro, pignómetro.
Resistividad
ER
D
Celda de resistividad, cálculos.
Sílice
Gravimetría, colorimetría,
espectroscopía.