Hispanopedia WikiEn la industria petrolera, la inyección de agua consiste en introducir agua en el yacimiento para mantener la presión (también conocida como reemplazo de poros) o para impulsar el petróleo hacia los pozos y, de esta forma, aumentar la producción. Los pozos de inyección de agua pueden ubicarse tanto en tierra como en alta mar para incrementar la recuperación de petróleo de un yacimiento existente.
Normalmente, solo se puede extraer el 30% del petróleo de un yacimiento, pero la inyección de agua aumenta la recuperación (conocida como factor de recuperación) y mantiene la tasa de producción del yacimiento durante un período más prolongado.
La inyección de agua comenzó accidentalmente en Pithole, Pensilvania, hacia 1865. La inyección de agua se generalizó en Pensilvania en la década de 1880. [ 1 ]
Fuentes de agua de inyección
La mayoría de las fuentes de agua a granel pueden utilizarse para la inyección. Las siguientes fuentes de agua se utilizan para la recuperación de petróleo:
El agua de producción se utiliza frecuentemente como fluido de inyección. Esto reduce el riesgo de daños a la formación debido a fluidos incompatibles, aunque persiste el riesgo de incrustaciones o corrosión en las tuberías de inyección. Además, al estar contaminada con hidrocarburos y sólidos, el agua de producción debe eliminarse de alguna manera, y su vertido al mar o a un río requiere un tratamiento previo de limpieza. Sin embargo, el procesamiento necesario para que el agua de producción sea apta para la reinyección puede resultar igualmente costoso.
Dado que el volumen de agua producida nunca es suficiente para reponer todos los volúmenes de producción (petróleo y gas, además de agua), es necesario suministrar agua de reposición adicional. La mezcla de aguas de diferentes fuentes agrava el riesgo de incrustaciones.
El agua de mar puede ser la fuente más conveniente para las instalaciones de producción en alta mar, y puede bombearse hacia la costa para su uso en yacimientos terrestres. Siempre que sea posible, la toma de agua se ubica a la profundidad suficiente para reducir la concentración de algas; sin embargo, generalmente se requiere filtración, desoxigenación y tratamiento con un biocida.
El agua de acuíferos proveniente de formaciones distintas al yacimiento petrolífero, pero ubicadas en la misma estructura, presenta la ventaja de ser pura y químicamente compatible, siempre que esté disponible. Sin embargo, esto no se permitirá si el acuífero es una fuente de agua potable, como ocurre, por ejemplo, en Arabia Saudita.
El agua del río requerirá filtración y tratamiento con un biocida antes de su inyección.
Filtros
Los filtros limpian el agua y eliminan impurezas como sedimentos, conchas , arena, algas y otra materia biológica. La filtración típica es de 2 micrómetros , pero depende de los requisitos del depósito. Tras la filtración, la materia restante en el filtrado es lo suficientemente fina como para evitar la obstrucción de los poros del depósito. Los filtros de arena son una tecnología de filtración de uso común. El filtro de arena tiene lechos con gránulos de arena de diferentes tamaños. El agua fluye a través de la primera capa de arena, la más gruesa, hasta llegar a la más fina. Para limpiar el filtro, el proceso se invierte. Después de filtrarse, el agua continúa hacia la torre de desoxigenación. Los filtros de arena son voluminosos, pesados, presentan cierta pérdida de partículas de arena y requieren productos químicos para mejorar la calidad del agua. Un enfoque más sofisticado consiste en utilizar filtros de pantalla autolimpiables y retrolavables (de escaneo por succión).
La importancia de un tratamiento adecuado del agua es crucial; especialmente con agua de río y agua de mar, la calidad del agua de captación puede variar significativamente (proliferación de algas en primavera, tormentas y corrientes que remueven sedimentos del fondo marino), lo que puede tener un impacto significativo en el rendimiento de las instalaciones de tratamiento de agua. Esto puede resultar en una mala calidad del agua, bioobstrucción del yacimiento y reducción de la producción de petróleo. [ 2 ]
Desoxigenación
Es necesario eliminar el oxígeno del agua, ya que favorece la corrosión y el crecimiento de ciertas bacterias . El crecimiento bacteriano en el yacimiento puede producir sulfuro de hidrógeno , lo que genera problemas de producción, y puede obstruir los poros de la roca.
Una torre de desoxigenación pone el agua de inyección en contacto con una corriente de gas (el gas está fácilmente disponible en el yacimiento petrolífero). El agua filtrada fluye por la torre de desoxigenación, salpicando sobre una serie de bandejas o rellenos que transfieren el aire disuelto a la corriente de gas.
Un método alternativo o complementario, que también se utiliza como respaldo a las torres de desoxigenación, consiste en añadir un agente captador de oxígeno, como el bisulfito de sodio y el bisulfito de amonio.
Otra opción es utilizar contactores de membrana. Estos contactores ponen el agua en contacto con una corriente de gas inerte, como el nitrógeno, para eliminar el oxígeno disuelto. Los contactores de membrana tienen la ventaja de ser más ligeros y compactos, lo que permite diseñar sistemas de menor tamaño.
Bombas de inyección de agua
Las bombas de inyección de agua de alta presión y alto caudal se ubican cerca de la torre de desoxigenación y las bombas de refuerzo. Llenan la base del depósito con agua filtrada para impulsar el petróleo hacia los pozos como un pistón . El resultado de la inyección no es inmediato; requiere tiempo.
Plantas de inyección de agua
En esta sección se detallan la configuración de los elementos de la planta descritos anteriormente y sus condiciones de funcionamiento. Como ejemplos, se toman como referencia la antigua instalación de Amoco North West Hutton y la instalación Buzzard en el Mar del Norte.
Hutton del Noroeste
El sistema de inyección de agua tenía dos casos de diseño [ 3 ].
- Caso A – Inyección de 100 000 barriles de agua por día (BWPD) (662 m³ / h), bombas de inyección que operan en paralelo con una presión de descarga de 3000 psi (207 bar)
- Caso B – 60 000/65 000 BWPD (397/431 m³ / h), bombas en serie/paralelo, presión de descarga de 3000 psi (207 bar) y 30 000/35 000 BWPD (198/232 m³ / h) con una presión de descarga de 5000 psi (345 bar)
Las dos bombas elevadoras de agua de mar descargaban agua a 1590 m³ / h y 30,5 psi (2,1 barg) hacia los filtros de agua de mar. Estos constaban de seis lechos filtrantes de doble medio (granate y antracita). El flujo normal era descendente. El flujo de retrolavado de agua y aire era ascendente, con el agua de lavado descargada por la borda. [ 3 ] El retrolavado se iniciaba mediante una alta presión diferencial a través de un lecho filtrante.
El agua filtrada se conducía a la parte superior del desgasificador. Este era un recipiente vertical de 12,6 m de altura y 4,0 m de diámetro, con un lecho empacado en su interior. El aire se extraía del agua mediante un flujo ascendente de gas combustible, y la mezcla gas-aire se dirigía desde la parte superior del recipiente a la antorcha. Se inyectaba un desgasificador en el recipiente para eliminar cualquier oxígeno residual. El agua desgasificada se extraía de la base del recipiente mediante las bombas del desgasificador y se transfería al colector de agua fría, que operaba a 90 psig (6,2 barg).
Los enfriadores de proceso y de servicios se abastecían desde el colector de agua fría; el agua caliente de los enfriadores se dirigía al tambor desgasificador, donde se eliminaba el aire o los gases. Desde el tambor desgasificador, el agua pasaba a los filtros de inyección. [ 3 ]
El agua se filtraba en los filtros de inyección de agua, uno en funcionamiento y otro en reserva/retrolavado. Desde los filtros, el agua se dirigía a las bombas de inyección de agua.
Las tres bombas de inyección de agua tenían una capacidad de 221 m³/h cada una, con una altura diferencial de 2068,5 metros (209 bar). Las bombas descargaban al colector de 3000 psi y a las cabezas de pozo. La bomba de refuerzo de inyección de agua (221 m³ / h, altura diferencial de 1379 m (139 bar)) tomaba la succión de la descarga de las bombas de inyección de agua y descargaba al colector de 5000 psi (345 bar) y a las cabezas de pozo.
Había ocho pozos de inyección de agua, cada uno con una capacidad de 15.000 BWPD (99,4 m³ / h). [ 3 ]
Zopilote
En el yacimiento Buzzard del Mar del Norte se utiliza una configuración y tecnología alternativas . [ 4 ] Las bombas de elevación de agua de mar suministran 4000 m³ / h a 12 barg al sistema de filtración gruesa de agua de mar. Tras la filtración, el agua se utiliza para enfriar el fluido refrigerante en los intercambiadores de placas. 2322,7 m³ / h de agua de mar, ahora a 6 barg y 20 °C, se dirigen a los filtros finos y, posteriormente, a la membrana de eliminación de sulfatos, donde se utiliza ósmosis inversa para eliminar los iones sulfato del agua. [ 4 ]
El agua desulfatada fluye hacia la parte superior de la columna desgasificadora, que opera a un vacío parcial (0,3 bara) mantenido por la unidad de vacío del desgasificador. El interior del desgasificador consta de tres lechos empacados. El agua desgasificada se toma de la base del desgasificador mediante bombas de transferencia que suministran 1632 m³ / h a 3,6 barg al tambor de compensación del desgasificador. [ 4 ] Desde el tambor de compensación, el agua se transfiere a las bombas de inyección de agua que suministran agua a un caudal de hasta 250 000 BWPD a hasta 11 pozos de inyección de agua. [ 5 ]
El agua producida también se inyecta en el embalse a una tasa de hasta 350.000 BWPD. [ 6 ]
pozos de inyección de agua
La tabla muestra el número de pozos de inyección de agua en una selección de instalaciones marinas, principalmente en el Mar del Norte. [ 7 ]
Fuentes y notas
- "Nuevos miles de millones en petróleo" Popular Mechanics , marzo de 1933: artículo sobre la invención de la inyección de agua para la recuperación de petróleo.
- Inyección de agua. Archivado el 25/08/2008 en Wayback Machine.
- Cálculos predictivos del rendimiento de la inyección de agua
- ↑ Abdus Satter, Ghulam M. Iqbal y James L. Buchwalter, Ingeniería práctica mejorada de yacimientos (Tulsa, Oklahoma: Pennwell, 2008) 492.
- ↑ Baveye, P.; Vandevivere, P.; Hoyle, BL; DeLeo, PC; de Lozada, DS (2006). "Impacto ambiental y mecanismos de la obstrucción biológica de suelos saturados y materiales de acuíferos" ( PDF ) . Critical Reviews in Environmental Science and Technology . 28 (2): 123–191 . doi : 10.1080/10643389891254197 .
- 1 2 3 4 Diagramas de tuberías e identificación de North West Hutton con fecha de 1997
- 1 2 3 Diagramas de flujo de servicios públicos de Buzzard con fecha de 2003
- ↑ "El yacimiento de petróleo y gas Buzzard en el Reino Unido comienza su producción" . Oil and Gas Journal . 8 de enero de 2007.
- ↑ "Buzzard se convierte en el mayor proyecto petrolífero del Reino Unido en los últimos tiempos" . Offshore . 1 de diciembre de 2006.
- ↑ Folleto publicitario de Matthew Hall Engineering para proyectos en alta mar, abril de 1991
- Producción de petróleo