Inyección de agua (producción de petróleo)
En la industria petrolera, la inyección de agua o inyección de agua es donde se inyecta agua en el yacimiento de petróleo para mantener la presión (también conocido como reemplazo de voidage) o para impulsar el petróleo hacia los pozos y, por lo tanto, aumentar la producción. Los pozos de inyección de agua pueden ubicarse dentro y fuera de la costa, para aumentar la recuperación de petróleo de un yacimiento existente.
Normalmente sólo 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 de un yacimiento durante un período más largo.
La inundación con agua comenzó accidentalmente en Pithole, Pensilvania, en 1865. La inundación con agua se volvió común en Pensilvania en la década de 1880.
Fuentes de agua de inyección
La mayoría de las fuentes de agua a granel se pueden utilizar para inyección. Para la recuperación de petróleo se utilizan las siguientes fuentes de agua:
El agua producida se utiliza a menudo como fluido de inyección. Esto reduce el potencial de causar daños a la formación debido a fluidos incompatibles, aunque persiste el riesgo de incrustaciones o corrosión en las líneas de flujo de inyección o en las tuberías. Además, el agua producida, al estar contaminada con hidrocarburos y sólidos, debe eliminarse de alguna manera, y su eliminación al mar o al río requerirá primero un tratamiento de limpieza de la corriente de agua. Sin embargo, el procesamiento necesario para hacer que el agua producida sea apta para la reinyección puede ser igualmente costoso.
Dado que los volúmenes de agua que se producen nunca son suficientes para reemplazar todos los volúmenes de producción (petróleo y gas, además de agua), es necesario un "reposición" se debe proporcionar agua. Mezclar aguas de diferentes fuentes exacerba 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 campos terrestres. Siempre que sea posible, la toma de agua se coloca a suficiente profundidad para reducir la concentración de algas; sin embargo, generalmente se requiere filtración, desoxigenación y tratamiento con un biocida.
El agua del acuífero procedente de formaciones acuíferas distintas del yacimiento de petróleo, pero en la misma estructura, tiene la ventaja de ser pura y compatible químicamente cuando esté disponible. Sin embargo, esto no se permitirá si el acuífero es una fuente de agua potable como, por ejemplo, en Arabia Saudita.
El agua del río requerirá filtración y tratamiento con un biocida antes de la inyección.
Filtros
Los filtros limpian el agua y eliminan impurezas, como sedimentos, conchas, arena, algas y otras materias biológicas. La filtración típica es de 2 micrómetros, pero depende de los requisitos del depósito. Después de la filtración, la materia restante en el filtrado es lo suficientemente fina como para evitar el bloqueo de los poros del depósito. Los filtros de arena son una tecnología de filtración de uso común. El filtro de arena tiene lechos con varios tamaños de gránulos de arena. El agua fluye a través de la primera capa de arena, la más gruesa, hasta la más fina. Para limpiar el filtro se invierte el proceso. Luego de filtrada el agua continúa hasta la torre de desoxigenación. Los filtros de arena son voluminosos, pesados, tienen algunas partículas de arena que se desbordan y requieren productos químicos para mejorar la calidad del agua. Un enfoque más sofisticado es utilizar filtros de malla autolimpiantes y retrolavables (escaneo por succión).
La importancia del tratamiento adecuado del agua es crucial; Especialmente con el agua de río y de mar, la calidad del agua de entrada puede variar significativamente (floración de algas en primavera, tormentas y corrientes que levantan 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.
Desoxigenación
Se debe eliminar el oxígeno del agua porque promueve la corrosión y el crecimiento de ciertas bacterias. El crecimiento bacteriano en el yacimiento puede producir sulfuro de hidrógeno, una fuente de problemas de producción, y puede bloquear 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 hacia abajo por la torre de desoxigenación, salpicando una serie de bandejas o empaques, lo que provoca que el aire disuelto se transfiera a la corriente de gas.
Un método alternativo o complementario, que también se utiliza como respaldo de las torres de desoxigenación, es agregar un agente eliminador de oxígeno como bisulfito de sodio y bisulfito de amonio.
Otra opción es utilizar contactores de membrana. Los contactores de membrana ponen el agua en contacto con una corriente de gas inerte, como nitrógeno, para eliminar el oxígeno disuelto. Los contactores de membrana tienen la ventaja de ser más livianos y compactos, lo que permite diseños de sistemas más pequeños.
Bombas de inyección de agua
Las bombas de inyección de agua de alto flujo y alta presión están ubicadas cerca de la torre de desoxigenación y de las bombas de refuerzo. Llenan la base del depósito con agua filtrada para empujar el petróleo hacia los pozos como un pistón. El resultado de la inyección no es rápido, necesita tiempo.
Plantas de inyección de agua
La configuración de los elementos de la planta descritos anteriormente y sus condiciones de funcionamiento se describen en esta sección. Estos ejemplos son la antigua instalación de Amoco North West Hutton y la instalación de Buzzard en el Mar del Norte.
Noroeste de Hutton
El sistema de inyección de agua tuvo dos casos de diseño.
- Caso A – Inyección de 100.000 barriles de agua por día (BWPD) (662 m3/hr), bombas de inyección que operan en paralelo con una presión de descarga de 3.000 psi (207 bar)
- Caso B - 60.000/65.000 BWPD (397/431 m3/hr), bombas en serie /parallel, presión de descarga es 3.000 psi (207 bar) y 30.000/35.000 BWPD (198/232 m3/hr) con una presión de descarga de 5.000 psi (345 bar)
Las dos bombas de elevación de agua de mar de servicio descargaron agua a 1.590 m3h y 30,5 psi (2,1 barg) a los filtros de agua de mar. Estos comprendían seis lechos filtrantes de doble medio (granate y antracita). El flujo normal era hacia abajo. El flujo de agua y aire de retrolavado fue hacia arriba y el agua de descarga se descargó por la borda. El retrolavado se inició mediante una alta presión diferencial a través de un lecho filtrante.
El agua filtrada se dirigió a la parte superior del desaireador. Se trataba de un recipiente vertical de 12,6 m de altura y 4,0 m de diámetro, las partes internas comprenden un lecho empacado. Se extrajo aire del agua mediante un flujo ascendente de gas combustible, y el gas/aire se dirigió desde la parte superior del recipiente hasta la antorcha. Se inyectó un eliminador de oxígeno en el recipiente desaireador para eliminar el oxígeno residual. Las bombas desaireadoras extrajeron agua desaireada de la base del recipiente y la transfirieron al cabezal de agua fría que funcionaba a 90 psig (6,2 barg).
Los enfriadores de proceso y de servicios públicos se suministraban desde el cabezal de agua fría, el agua caliente de los enfriadores se enrutaba al tambor de desgasificación donde se eliminaba el aire o el gas. Desde el tambor desgasificador el agua pasaba a los filtros de inyección.
El agua se filtró en los filtros de inyección de agua, uno de servicio y otro en espera/contralavado. Desde los filtros el agua se conducía a las bombas de inyección de agua.
Las tres bombas de inyección de agua tenían cada una una capacidad de 221 m3/h con una altura diferencial de 2068,5 metros (209 bar). Las bombas descargaron al colector de 3.000 psi y a las bocas de pozo. La bomba de refuerzo de inyección de agua única (221 m3/hr, 1379 m (139 bar) de altura diferencial) tomó su succión de la descarga de las bombas de inyección de agua y descargó a 5000 psi (345 bar) colector y bocas de pozo.
Había ocho pozos de inyección de agua, cada pozo tenía una capacidad de 15.000 BWPD (99,4 m3/hr).
Ratonero
Se utiliza una configuración y tecnología alternativas en el campo Buzzard en el Mar del Norte. Las bombas de elevación de agua de mar suministran 4000 m3/h a 12 barg al paquete de filtración gruesa de agua de mar. Después de la filtración, el agua se utiliza para enfriar el medio refrigerante en los intercambiadores de placas del medio refrigerante. 2322,7 m3h de agua de mar ahora a 6 barg y 20°C se dirigen a los filtros finos y luego a la membrana de eliminación de sulfato, donde se utiliza la ósmosis inversa para eliminar los iones de sulfato del agua.
El agua desulfatada fluye hacia la parte superior de la columna del desaireador, esta opera a un vacío parcial (0,3 bara) sostenido por la unidad de vacío del desaireador. Las partes internas del desaireador constan de tres lechos empaquetados. El agua desaireada se toma de la base del desaireador mediante bombas de transferencia que suministran 1632 m3h a 3,6 barg al tambor de compensación del desgasificador. Desde el tambor de compensación, el agua se transfiere a las bombas de inyección de agua que suministran agua a una velocidad de hasta 250 000 BWPD a hasta 11 pozos de inyección de agua.
El agua producida también se inyecta en el embalse hasta 350.000 BWPD.
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.
| Instalación | Ubicación | Número de pozos de inyección de agua | Instalación | Ubicación | Número de pozos de inyección de agua | |
| Brent C | Mar del Norte | 9 | Namorado I | América del Sur | 3 | |
| Claymore A | Mar del Norte | 10 | Namorado II | América del Sur | 11 | |
| Cormorant A | Mar del Norte | 18 | Cherne I | América del Sur | 5 | |
| Statfjord A | Mar del Norte | 6 | Eider | Mar del Norte | 7 | |
| Murchison | Mar del Norte | 10 | Nelson | Mar del Norte | 9 | |
| Magnus | Mar del Norte | 5 | Tiffany | Mar del Norte | 7 | |
| Brae A | Mar del Norte | 14 | N W Hutton | Mar del Norte | 8 |
Fuentes y notas
- "New Billions in Oil" Mecánica popular, marzo de 1933, es decir, artículo sobre la invención de la inyección de agua para la recuperación del petróleo
- Inyección de agua
- Calificaciones predictivas del rendimiento de los fondos hídricos
- ^ Abdus Satter, Ghulam M. Iqbal, y James L. Buchwalter, Ingeniería de reserva mejorada práctica (Tulsa, Okla.: Pennwell, 2008) 492.
- ^ Baveye, P.; Vandevivere, P.; Hoyle, B.L.; DeLeo, P.C.; de Lozada, D.S. (2006). "Efecto ambiental y mecanismos de coagulación biológica de suelos saturados y materiales acuíferos" (PDF). Critical Reviews in Environmental Science and Technology. 28 (2): 123–191. doi:10.1080/10643389891254197.
- ^ a b c d North West Hutton P plagaIDs dated 1997
- ^ a b c diagramas de flujo de utilidad Buzzard fechados 2003
- ^ "UK Buzzard petróleo-gas campo comienza la producción". Oil and Gas Journal. 8 de enero de 2007.
- ^ "Buzzard se convierte en el mayor desarrollo del campo petrolero en los últimos tiempos". Offshore. 1o de diciembre de 2006.
- ^ Matthew Hall Folleto de publicidad offshore de ingeniería, abril de 1991