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Estudios y Servicios Petroleros S.R.L. - OilProduction.net

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<strong>Estudios</strong> y <strong>Servicios</strong> <strong>Petroleros</strong> S.R.L.<br />

NOTA TECNICA Nº 13<br />

Hoja 1 de 9<br />

SÓLIDOS SUSPENDIDOS EN EL AGUA INYECTADA<br />

PARTE 1: INORGÁNICOS, SU RELACIÓN CON EL RESERVORIO<br />

agua.<br />

Existen dos mecanismos de daño potencial asociados con los procesos de inyección de<br />

a) El daño mecánicamente inducido por inyección de sólidos inorgánicos.<br />

b) El daño “petrofísico” por inyección de petróleo suspendido.<br />

En esta primera parte revisaremos el tema de monitoreo, especificación y control de los<br />

sólidos inorgánicos. Reservamos la segunda parte para el petróleo suspendido, por cuanto en<br />

su tratamiento existen fenómenos “petrofísicos“ extras, tales como los de mojabilidad,<br />

permeabilidad relativa y coalescencia. (Nota Técnica N° 35)<br />

El contenido de sólidos suspendidos (TSS en ingles SES en español) del agua de<br />

inyección constituye un parámetro dentro del conjunto de especificaciones para la misma (ver<br />

nuestra nota técnica Nº 5).<br />

Como veremos a lo largo de esta nota un estándar de SES debería utilizarse solo como<br />

guía general y sus valores como orientativos más que como un criterio definitivo de calidad<br />

para un proyecto en particular.<br />

Usualmente, las especificaciones se refieren a la medición de los SES mediante<br />

membranas filtrantes, esta técnica data de los años ’50 y esta aun vigente actualmente por su<br />

simplicidad y uniformidad a fines comparativos. En otras industrias y en tratamientos de agua<br />

de mar se emplea la turbidez por su simplicidad especialmente para controlar calidad de agua<br />

de salida de planta. El análisis de partículas, que veremos mas adelante, se emplea como<br />

herramienta de control de calidad de agua inyectada en la actualidad.<br />

En esta nota tratamos la cuestión del contenido de los SES que denominaremos sólidos<br />

inorgánicos suspendidos (SIS); y su relación con el daño mecánicamente inducidos mediante<br />

los datos petrofísicos del reservorio para lograr más ajustadas especificaciones.<br />

TEORIA DE LA FILTRACIÓN


<strong>Estudios</strong> y <strong>Servicios</strong> <strong>Petroleros</strong> S.R.L.<br />

NOTA TECNICA Nº 13<br />

Hoja 2 de 9<br />

La filtración es una operación por la cual se separan los sólidos finamente divididos de<br />

los fluidos en cuyo seno están suspendidos, utilizando una superficie (o un volumen)<br />

permeable a los fluidos.<br />

En una visión simple, podría considerarse que el material filtrante actúa como un tamiz<br />

reteniendo entre sus mallas a las partículas transportadas. Sin embargo, esto no es así, es<br />

posible obtener filtrados limpios empleando medios filtrantes cuya “luz de mallas “ sea mayor<br />

que el diámetro de las partículas a filtrar.<br />

Así como en un tamiz los polvos muy finos se adhieren a las mallas por energía<br />

superficial restringiendo la capacidad de tamizado, en el medio filtrante los poros se bloquean<br />

con los SIS pudiendo resultar la filtración controlada: por los sólidos acumulados en la cara<br />

filtrante (superficie) o en la profundidad del lecho además de por el material filtrante.<br />

Un medio filtrante debe retener los SIS sin que la deposición de estos en el mismo cierre<br />

en paso del líquido, para ello, los SIS deben formar puentes sobre los poros del material<br />

filtrante.<br />

El primer filtro puesto en servicio (1937) para tratar aguas de inyección fue de presión y<br />

contuvo un lecho graduado de antracita como medio filtrante.<br />

FLUJO DE PARTÍCULAS EN LECHOS FILTRANTES<br />

El estudio de los mecanismos de flujos de suspensiones en medios porosos muestra que<br />

es posible definir dos tipos de filtración profunda:<br />

a) Filtración profunda mecánica para partículas mayores a 30 micrones (retención en<br />

constricciones por fuerzas de fricción).<br />

b) Filtración profunda fisicoquímica (retención en sitios superficiales por fuerzas de Van der<br />

Waals) para partículas entre 3 y 30 micrones.<br />

Los materiales que predominan en los SIS son los “liberados“ por la formación<br />

productiva y en menor proporción incrustaciones incipientes y productos de corrosión.<br />

Los sólidos de formación más fáciles de ser transportados tienen un tamaño menor a 4<br />

micrones (arcillas) y entre 4 y 63 micrones (limos), aún cuando a los separadores primarios o<br />

F.W.K.O. llegan arenas (partículas mayores a 63 micrones) que decantan y difícilmente son<br />

transportadas por el agua.<br />

Aunque podría suponerse que existe una gran similitud entre la filtración por lecho<br />

filtrante y roca reservorio, ello no alcanza para estudiar el comportamiento de la roca<br />

reservorio frente al agua conteniendo SIS con la teoría de la filtración.


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NOTA TECNICA Nº 13<br />

Hoja 3 de 9<br />

Los primeros filtros utilizados para tratar agua de inyección fueron los empleados para<br />

agua potable, sin embargo debe tenerse en cuenta que en la potabilización de aguas existe una<br />

operación que no es frecuente en inyección de agua: la floculación. Cuando los sólidos se<br />

floculan, el filtrado es menos exigido y solo “pule” la calidad del agua entregada.<br />

Así como limos y arcillas interactúan con los floculantes a nivel electroquímico lo hacen<br />

con el medio poroso en el mismo nivel.<br />

Cuando fluyen en un medio poroso, las partículas son puestas en contacto con posibles<br />

sitios de retención (gargantas porales), retenidas (obstrucción de caminos porales) o<br />

transportadas mas allá de la cara filtrante (el wellbore).<br />

El problema a ser resuelto, consiste en relacionar la velocidad de taponamiento y el<br />

número de partículas retenidas por unidad de volumen del medio poroso mediante el<br />

conocimiento de:<br />

- El fluido de transporte (caudal, viscosidad, densidad).<br />

- El medio filtrante poroso (porosidad, diámetro de poro, permeabilidad).<br />

- La concentración, el tamaño y la forma del material particulado.<br />

EL MEDIO POROSO<br />

Un reservorio es la suma de la roca “reservorio” y el fluido contenido en sus espacios<br />

vacíos. Veamos las tres propiedades petrofísicas más importantes:<br />

Porosidad: Define la capacidad de almacenaje de la roca reservorio. El concepto de<br />

porosidad fue presentado por Carll en 1877. Demostró que una arena podía retener de 7 a 20<br />

% del volumen de la roca en líquido o gas. Sus conclusiones descartaron la idea que se tenía<br />

en aquel entonces sobre la existencia de lagos y corrientes subterráneas de petróleo. La<br />

porosidad se expresa en % y es la razón entre el volumen de espacios vacíos (poros) y el<br />

volumen total de la roca.<br />

El espacio poral esta dividido en:<br />

- Espacio poral efectivo. - Espacio poral aislado.<br />

La porosidad efectiva es la fracción cuyos espacios vacíos están interconectados y es la<br />

única que tiene conductividad para los fluidos (permeabilidad).


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NOTA TECNICA Nº 13<br />

Hoja 4 de 9<br />

Permeabilidad: Darcy (1852) trabajando con lechos de arena filtrante de agua,<br />

demostró que la cantidad de agua que fluye en un tiempo dado, depende del espesor del<br />

cuerpo de arena, de la diferencia de presión entre entrada y salida del lecho y de una constante<br />

del lecho que denomino permeabilidad.<br />

La unidad de permeabilidad es el Darcy aunque en reservorios se usa el miliDarcy (0,001<br />

Darcy). Dado que los poros, en la mayoría de los casos son de tamaño capilar, su<br />

comportamiento esta gobernado por las leyes de acción capilar.<br />

Los poros son capilares en distribución tortuosa (no lineal). También los filtros de lechos<br />

sólidos presentan distribución tortuosa aunque no capilares.<br />

Presión capilar: Un fluido puede mojar el espacio poral en diferentes proporciones. En<br />

reservorios de agua – petróleo el agua moja la roca; en reservorios de petróleo – gas el<br />

petróleo moja la roca. La mojabilidad no solo depende de la roca sino también del tipo de<br />

líquido (y su composición).<br />

Los poros interconectados o no, pueden ser inundados por un liquido o presión; cuando<br />

mas pequeño el poro, mayor presión se requiere.<br />

La expresión de la presión necesaria es:<br />

Pc = 2 . α . cos θ rt = 2 . α . cos θ<br />

rt<br />

Pc<br />

Donde:<br />

rt = radio del capilar (poral).<br />

α = tensión superficial del liquido.<br />

θ = ángulo de contacto.<br />

Pc = presión capilar<br />

Obsérvese que cuanto más pequeña sea rt, mayor será la presión necesaria para<br />

invadirlo.<br />

El método más sencillo para determinar la distribución de radios porales es el de<br />

inyección de mercurio.<br />

Drake y Ritter (1945) desarrollaron el método para catalizadores y Purcell (1949) lo<br />

empleo en rocas reservorio. La muestra se coloca en una celda, se evacua (para vaciar de aire<br />

los poros) y se fuerza mercurio dentro de los mismos.


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NOTA TECNICA Nº 13<br />

Hoja 5 de 9<br />

Usando mercurio, θ = 140 º y α = 480 dyn / cm, según la ecuación se logran invadir<br />

poros hasta 107 ángstrom cuando se llega a una presión de inyección de 10.000 psi. El límite<br />

alcanzado es el de los llamados macroporos.<br />

El ensayo de presión capilar genera un histograma de % porcentaje de volumen poral vs.<br />

radio de poro equivalente.<br />

Veremos su aplicación sobre el final de esta nota.<br />

“ MILLIPORE“ VS. ROCA RESERVORIO<br />

El control de los SIS se hace usualmente con filtros de membrana o malla, estos retienen<br />

partículas sobre una superficie y en cierto sentido obran como tamices. La estructura de un<br />

filtro de malla tiene un tamaño de poro precisamente controlado en su fabricación, esto pone<br />

un límite a las partículas más grandes que pasan a su través, por ejemplo, una membrana de 5<br />

micrones retiene todos los SIS de tamaño mayor a 5 (como un tamiz).<br />

Las membranas son filtros de superficie, su falta de capacidad para filtrar en profundidad<br />

limita su capacidad como elemento filtrante, es por ello que se colmata (tapa) con rapidez.<br />

Millipore (U.S.A.) es una marca comercial y no identifica más que a la marca. Gelman<br />

(U.S.A.) y Sartorius (Alemania) son otras marcas. Los filtros de membranas se fabrican de<br />

ésteres de celulosa y de otros superpolimeros (nylon, teflón, etc.).<br />

Por su estructura y calidad se diferencian de otros materiales filtrantes (tejidos, fibras,<br />

sinterizados). El filtro tiene una estructura de aspecto esponjoso con poros interconectados<br />

sobre1cm 2 de superficie filtrante hay 10 7 a 10 11 poros conectados.<br />

Los filtros de membrana se comportan como un tamiz de mallas espesas y multicapas,<br />

tienen una porosidad de 80 % aproximadamente.<br />

En la filtración con membrana se entrampan los contaminantes mayores que el tamaño<br />

poral del tope en la superficie de la membrana, los menores al tamaño de poro, pueden pasar a<br />

través de la membrana o bien ser capturados dentro de la misma por fuerza de Van der Waals.<br />

Algunos materiales basan su eficiencia en la filtración profunda (entrampamiento en la<br />

matriz), tales son los de fibra de vidrio. Es posible entonces, encontrar dos tipos de membrana:


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NOTA TECNICA Nº 13<br />

Hoja 6 de 9<br />

DE FILTRACIÓN PROFUNDA<br />

DE FILTRACIÓN SUPERFICIAL<br />

VENTAJAS :<br />

Remueve variados tamaños<br />

De partículas.<br />

Posibilidad de tamaño de<br />

Poro absoluto.<br />

DESVENTAJAS :<br />

Tienen tamaño nominal<br />

no absoluto de poro.<br />

Operan a menor caudal<br />

que los de F.P.<br />

El catálogo Gelman (1998) ofrece 26 tipos de membranas con combinación de<br />

materiales, tipo de filtración y tamaño poral.<br />

Doscher y Weber (1957) fueron los primeros en utilizar membranas para determinar<br />

calidad de agua de inyección. Veamos las principales diferencias entre las membranas y la<br />

roca reservorio.<br />

MEMBRANAS<br />

ROCA RESERVORIO<br />

- Disponibles entre 0,005 y 5 micrones de<br />

tamaño poral.<br />

- Superficie plana (150 micrones de espesor).<br />

- Porosidad 80 % – 90 %.<br />

- Permeabilidad 14 mD (0,45 micrones y 47 mm<br />

diámetro). (En dos dimensiones).<br />

- Tamaño de poros variables con regiones<br />

de predominancia (modas).<br />

- Superficie y volumen tortuosos.<br />

- Porosidad 5 % - 25 %.<br />

- Permeabilidad desde 0,1 mD (hasta 1000<br />

mD). (En tres dimensiones).<br />

Como puede verse, es una simplificación asumir que membranas y rocas pueden ser<br />

equivalentes. El uso de membranas es útil para:<br />

- Medir variaciones de calidad de agua.<br />

- Controlar apartamientos de especificaciones.<br />

- Con reservas seleccionar filtros.


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NOTA TECNICA Nº 13<br />

Hoja 7 de 9<br />

Para especificar calidad de agua, el ensayo de membranas debe, por lo menos, asociarse<br />

con parámetros petrofísicos de roca.<br />

SIS: CANTIDAD Y CALIDAD<br />

Aunque las formaciones producen sólidos de tamaños que van de arenas (63 a 2000<br />

micrones) hasta arcilla (menor a 2 micrones), los materiales de formación capaces de ser<br />

transportados grandes distancias por el agua son predominantemente limos (2 a 63 micrones) y<br />

arcillas (menor a 2 micrones).<br />

Esto se debe a dos razones:<br />

1) Existen muchas unidades de interferencia entre el pozo productor y el sistema inyector que<br />

facilitan la separación de los sólidos gruesos.<br />

2) El agua tiene menor capacidad de transporte que el petróleo (menor viscosidad) para los<br />

sólidos.<br />

Los SIS no son solamente material de formación usualmente están acompañados por<br />

productos de corrosión e incrustaciones con tamaño variable pero difícilmente exceden el de<br />

una arena mediana (80 micrones).<br />

Las diferencias de densidad entre sólidos: también atenta contra la facilidad de transporte de<br />

esos materiales por parte del agua<br />

arena = 2, 65 calcita = 2, 72<br />

siderita = 3, 8 barita = 4, 5<br />

mag<strong>net</strong>ita = 5, 18<br />

En la especificación de calidad de agua de inyección sea a pozo inyector para<br />

recuperación secundaria o a sumidero (a disposición final), interesa no solo la cantidad de SIS<br />

expresada en mg / lt. sino también la forma con la que los sólidos están distribuidos en el total.<br />

No nos referimos a la morfología de los sólidos sino a la abundancia de cada tamaño de<br />

partículas en la muestra.<br />

En 1953 W. Coulter introdujo en la industria el primer modelo de analizador de<br />

partículas basado en el principio de cambio de impedancia eléctrica por interferencia de<br />

partículas. El analizador Coulter comenzó a utilizarse en la industria en la década del ’70<br />

(para el control del agua mar en yacimientos de mar del norte) y en el país en los ’80. Existen<br />

también otros equipos de análisis de tamaño de partículas (de interferencia óptica, de pesada y<br />

de interferencia por rayos x).


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NOTA TECNICA Nº 13<br />

Hoja 8 de 9<br />

Cada equipo difiere en la información que presenta, por ejemplo, el Coulter informa<br />

cantidad de partículas para cada tamaño entre 3 y 60 micrones<br />

(usualmente), micrón a micrón.<br />

El análisis de tamaño de partículas se emplea actualmente:<br />

- Para controlar la calidad del agua de inyección.<br />

- Para verificar cumplimiento de especificaciones.<br />

- Para evaluar y seleccionar filtros.<br />

- Para diseñar instalaciones de tratamiento de agua de purga (remoción de sólidos y<br />

petróleo).<br />

- Para especificar calidad de aguas de inyección.<br />

PARTICULAS Y ROCAS: Como especificar aguas de inyección.<br />

El medio poroso en el cual se ha de inyectar el agua y en particular su distribución de<br />

radio poral se vinculan con los SIS entre sí.<br />

La vinculación es particularmente usada en la etapa de especificación de calidad de agua<br />

a inyectar y veremos como se opera.<br />

Con la invasión de un fluido con SIS a la formación, la roca actúa como un filtro<br />

reteniendo las partículas en su espacio poroso (gargantas) o bien acumulándose externamente<br />

cuando las partículas no pueden pe<strong>net</strong>rar. Si los SIS presentan una amplia distribución de<br />

tamaño ambos mecanismos pueden suceder simultáneamente. Según el tamaño de las<br />

partículas pueden suceder dos tipos de daños:<br />

a) Reversible: Se acumulan en la cara las partículas con diámetro mayores que el<br />

diámetro de garganta poral. Un back – flow (contra flujo) si el pozo lo permite<br />

remueve los SIS.<br />

b) Irreversible: Partículas menores o aproximadamente iguales al diámetro de<br />

gargantas porales obstruyen poros o gargantas reduciendo la permeabilidad de la<br />

formación. La presión del reservorio puede no ser suficiente para restaurar la<br />

permeabilidad.<br />

La estimulación es la alternativa para restaurar el daño irreversible.<br />

Con la finalidad de comparar el tamaño de partículas en el agua se plotea en un mismo<br />

gráfico con la distribución de tamaño porcentual de gargantas porales.


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NOTA TECNICA Nº 13<br />

Hoja 9 de 9<br />

Se seleccionan las áreas posibles de daño (reversible o irreversible) en que sea más<br />

conveniente operar según el pozo. También se puede especificar el filtro o el grado de<br />

filtración necesario.<br />

Por muchos años, la “regla del arte 1/3” se ha usado para relacionar el tamaño de<br />

partículas que pueden invadir “seguramente” una formación sin generar daño permanente.<br />

Esta regla implica que si el diámetro promedio de la partícula que invade es menor que<br />

1/3 del diámetro promedio poral pueden ser mantenidos caudales de inyección razonables.<br />

En muchas aplicaciones prácticas otras regla del arte (Barkman, Davidson, Abrams)<br />

asocian SIS y tamaño de poros:<br />

1) Partículas mayores que 1/3 del diámetro poral forman una torta externa.<br />

2) Partículas menores que 1/3 pero mayores que 1/7 del diámetro poral quedan<br />

entrampadas en el medio y forman tortas internas.<br />

3) Partículas menores que 1/7 del diámetro poral no causan daño de formación<br />

porque son transportadas a través de la formación.<br />

G.P.A. <strong>Estudios</strong> y <strong>Servicios</strong> <strong>Petroleros</strong> S.R.L<br />

Remedios 2715 C1406HCC Ciudad Autónoma de Buenos Aires<br />

Telefax: (011) 4392-0618<br />

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