A nivel mundial la producción de agua asciende aproximadamente a 270 millones de barriles por día que son separados de los 83 millones de barriles por día de petróleo

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producidos en 2008, esta cifra con seguridad va a superarse hacia el 2020 con un volumen de 300 millones de barriles por día, es decir un aumento del 20%.

La calidad del agua de producción depende de la región, geología de la formación y los demás fluidos implicados en el proceso de recuperación. Los caudales y presiones pueden variar considerablemente en las proximidades del pozo productor y de esta forma alterar el equilibrio fisicoquímico que prevalece en el yacimiento, esto hace que se presenten emulsiones, que generalmente son la forma en que se producen los fluidos, las cuales son tratadas mediante procesos químicos para llevar a cabo su separación.

Ciclo del Agua de Producción “Agua Buena”.

[pic 4]

Fuente: Bailey, Bill y Crabtree, Mike. Control de Agua. Oilfield Review, 2000.

∙ El agua desplaza al petróleo generando su flujo.

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∙ El petróleo es separado del agua.

∙ El agua es sometida a tratamiento antes de reinyectarla o eliminarla.

∙ Una parte del agua producida es reinyectada para mantener o incrementar la producción de hidrocarburos.

∙ El campo se mantiene rentable.

En el caso contrario considerando un ciclo de producción con “agua mala”

tenemos que:

∙ El agua afecta negativamente el flujo de petróleo.

∙ Disminuye la producción de petróleo y el agua se convierte en problema.

∙ Los sistemas de tratamiento del agua en superficie se sobrecargan.

∙ Se genera en superficie más agua de la necesaria para el proceso de re inyección.

∙ El tratamiento y/o la eliminación de exceso de agua se suma a los costos de producción.

∙ El campo pierde rentabilidad lo que puede provocar el abandono de importantes reservas.

El primer paso en lo que respecta al manejo del agua es la evaluación y el diagnóstico del sistema de agua. Debido a la complejidad de este sistema, la definición del problema suele ser la parte más complicada del proceso.

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Hoy en día, los ingenieros aplican un proceso de pasos múltiples, sustentado por un sofisticado arreglo de técnicas y herramientas utilizadas para diagnosticar los problemas relacionados con la presencia de agua. El proceso suele comenzar con la recolección de información de yacimientos, historia de producción e instalaciones de superficie. Utilizando los datos obtenidos previamente, los ingenieros evalúan el sistema de producción actual para identificar obstáculos económicos y adquirir un conocimiento inicial de los mecanismos de flujo de agua presentes en el yacimiento, los pozos y el sistema de superficie. Luego, la compañía operadora y las compañías de servicios trabajan en conjunto para determinar si se necesita algún dato nuevo para evaluar correctamente el sistema de producción. Por ejemplo, las pruebas de flujo de los pozos de producción e inyección, los perfiles de flujo de fluido de fondo de pozo, los registros geofísicos de pozo y los levantamientos entre pozos, y la utilización de sísmica de repetición permiten definir los movimientos del petróleo y el agua dentro del yacimiento .

Complejidad del Sistema de Agua en un Campo Petrolero

[pic 5]

Fuente: Richard, Arnold. Manejo de la Producción de Agua: De Residuo a Recuso. Oilfiel Rewiew

Schlumberger, 2010.

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Durante la producción, el petróleo es barrido del yacimiento y es reemplaza do por agua natural o inyectada, este proceso raramente es uniforme. La heterogeneidad de la formación puede conducir a la incursión prematura de agua y a problemas relacionados con el agua de fondo de pozo. Los pozos de producción e inyección son vigilados rutinariamente y manejados para minimizar la relación agua/petróleo, maximizar la eficiencia de barrido vertical y optimizar la producción de petróleo. Los sistemas de superficie pueden ser complejos y deben ser diseñados para manejar y tratar los volúmenes de agua que entran y salen del sistema de producción. La calidad del agua descargada al medio ambiente, eliminada por métodos convencionales o desviados para ser reutilizada como agua de inyección del yacimiento y para otras aplicaciones alternativas, es controlada y vigilada rutinariamente.

Características Fisicoquímicas del Agua Asociada a la Producción de Hidrocarburos. Los parámetros que se describen a continuación, son algunos de los factores más relevantes a considerar, en cualquier programa de monitoreo de calidad de aguas producidas para la extracción de petróleo y/o para las aguas residuales de las refinerías de petróleo.

Contenido de Sólidos Disueltos, Suspendidos y Sedimentables . Es común que el petróleo crudo contenga arcilla que interfiere obturando equipos. Los métodos para su determinación pueden diferir entre el campo y la refinería por razones prácticas y económicas. No obstante en caso de transacciones comerciales debe especificarse exactamente cuál será el método acordado para su control.

Los sólidos totales están definidos como la materia resultante de la evaporación a una temperatura entre 103 y 105 ºC, los cuales se clasifican en partículas disueltas, suspendidas y sedimentables. Los sólidos suspendidos o filtrables se caracterizan por presentar un diámetro de partícula generalmente entre 10 y 100

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micras (responsables de causar la turbidez), estos pueden ser medidos usando el método 160.22 de EPA, o ASTM D 18883. El contenido de sólidos suspendidos de las aguas residuales no se puede medir exactamente por estos