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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
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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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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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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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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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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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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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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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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 />
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