Guia de Aguas de Formacion 2-2014

Laboratorio de Yacimiento (063-3121) Profa: Aibel Ydrogo Profa: Yoelys Monrroy

AGUAS DE FORMACIÓN

Introducción

El análisis del agua de formación es un paso crucial en la exploración y producción de

hidrocarburos, ya que provee datos de entrada para la evaluación petrofísica, ayuda a

evaluar el potencial para la corrosión, la acumulación de incrustaciones y el agriamiento, y

asiste en la comprensión de la conectividad del yacimiento. Entre las causas de la variación

producida en la composición química del agua de formación; entre las formaciones y a lo

largo del tiempo. Algunos casos de estudio ponen de relieve los métodos para garantizar la

pureza de las muestras y demuestran las aplicaciones de las técnicas de evaluación de fondo de pozo y de laboratorio.

Aguas de formación

El agua de formación es uno de los tres fluidos presentes en el reservorio. Esta agua

siempre es producida con el petróleo y con el gas. Este fluido es muy tóxico debido a su

alto contenido de sodio. El agua de mar tiene una concentración de 35,000 ppm de sodio;

sin embargo, el agua producida de los reservorios de hidrocarburos tiene una concentración

de sodio entre 150,000 y180,000 ppm. Además, esta agua de formación contiene metales

pesados, sales tóxicas y pequeñas gotas de hidrocarburos. La producción de este fluido ha

llegado a ser de preocupación para la industria hidrocarburífera debido a que esta agua se

tiene que tratar cuidadosamente y el costo de este proceso es elevado. De acuerdo a las

leyes ambientales de cada país, esta agua puede ser reinyectada o descargada en el medio

ambiente siempre y cuando cumpla con las especificaciones y parámetros químicos. es uno

de los tres fluidos presentes en el reservorio. Esta agua siempre es producida con el petróleo

y con el gas. Este fluido es muy tóxico debido a su alto contenido de sodio. Estas aguas de

formación emergen en las formaciones geológicas durante las perforaciones petroleras y las

que se obtienen como subproductos durante la producción de un pozo petrolero.

El agua de formación o agua de producción esta asociada con el petróleo existente en los

yacimientos y sale a la superficie junto con el gas y el petróleo. Esta agua se caracteriza

por:

Usualmente es caliente y con un alto contenido de sales.


Puede contener metales pesados altos niveles de sales y fracciones de crudo en emulsión o dilución.

Puede ser radioactiva

Debe ser reinyectada o tratada apropiadamente para evitar daños ambientales y a la salud.

Puede contaminar el agua subterránea de consumo humano.

Propiedades del agua de formación

Propiedades Químicas

La mayoría de los datos de análisis químicos de aguas, preparados por laboratorios

comerciales de aguas, se presentan en forma gráfica, sin embargo existen varios métodos

analíticos para determinar propiedades químicas de las aguas de formación.

Densidad o Gravedad Específica

Existen correlaciones que proporcionan la densidad del agua de formación, a las

condiciones estándar, como una función de los sólidos totales disueltos. La densidad a

condiciones de yacimiento puede aproximarse dividiendo la densidad del agua a

condiciones estándar entre el factor de volumen del agua de formación.

Según estudios realizados por PDVSA (2002) comúnmente el crudo que proviene de un

yacimiento viene asociado con agua en forma libre o emulsionada, debido a que el volumen

poroso de las rocas se encuentra ocupado por fracciones de la misma que quedaron

entrampadas durante el proceso geológico de depositación de los sedimentos. Ésta, es

denominada agua de formación y puede ser clasificada o caracterizada dependiendo de su

composición química, producto principalmente del ambiente de depositación y la

interacción con la roca reservorio.

Los estudios de las aguas de formación se remontan a la primera década del siglo XX,

cuando experimentadores del campo de los hidrocarburos comienzan a investigar las

posibles relaciones existentes, entre las aguas que emanan de las perforaciones de pozos

Consideraciones del agua de formación


La producción del agua de formación se incrementa a medida que los reservorios de

petróleo y gas son drenados. Los campos de petróleo maduros producen grandes cantidades

de agua de formación. En el mayor de los casos, los reservorios de petróleo producen más

agua que petróleo. Por ejemplo, los campos de petróleo en el Bloque 16 (Repsol-YPY) en

la Amazonía Ecuatoriana producen casi 85% de agua de formación y solo 15% de crudo del

total de su producción. Esto vuelve la explotación de petróleo más cara porque es necesario

perforar pozos de inyección de agua y tratar grandes volúmenes de agua. Esta agua

representa una amenaza para el medio ambiente debido ala alta concentración de metales

pesados e hidrocarburos. Los derrames de aguade formación son comunes en las operaciones petroleras. Estos derrames pueden causar algunos problemas. Por ejemplo, los

derrames de agua destruyen los nutrientes del suelo. Grandes áreas de tierra cultivable han

sido dañadas debido a estos derrames. Las personas no pueden usar estas tierras por

muchos años. Esto obliga a las personas a deforestar más áreas para acceder a nueva tierra

cultivable. Además, la formación de derrames de agua de formación es de gran

preocupación en las comunidades locales en el área de influencia. El agua dulce es

contaminada por este fluido tóxico y la vida acuática muere debido a la contaminación.

Resistividad del agua de formación (Rw)

La mayoría de las rocas de los yacimientos contienen siempre cierta cantidad de agua de

formación, aún cuando se aproximen a condiciones de ser mojadas por petróleo. El

conocimiento de la resistividad del agua de formación es factor básico para la

interpretación de los registros eléctricos y en la determinación de la saturación de agua

(Sw) y en algunos casos de la porosidad (φ).

El agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforación, puede variar

considerablemente de acuerdo a la localización geográfica, a la profundidad y a la edad

geológica. Las aguas superficiales por lo general son dulces y de resistividad

comparativamente alta, a medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se

encuentra en las formaciones se hace más salada. Sin embargo, cabe señalar que este

fenómeno no tiene nada de uniforme o regular. Son muchos los factores que pueden influir

en la salinidad de los acuíferos profundos. Uno de ellos es la salinidad del mar que estaba

presente cuando se depositaron los sedimentos; otro lo constituye la proximidad a las

antiguas desembocaduras del río y sus aguas dulces; o bien un aumento de concentración

salina por percolación cuando los sedimentos eran aún jóvenes, etc.

La resistividad de las aguas superficiales pueden exceder los 20 a 50 ohm-m a la

temperatura ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las perforaciones profundas

pueden tener resistividades tan bajas como 0.04 ohm-m a 75 °F, lo cual corresponde a una

solución de saturación completa.

Las aguas de formación son conductoras de la electricidad debido a las sales ionizadas en

solución que dichas aguas contienen.

La temperatura es un factor que afecta la capacidad conductora del agua de formación.

Como la conductividad es el inverso de la resistividad, se puede decir que la resistividad de

un fluido es inversamente proporcional a la temperatura,


Clasificación del agua de formación

Históricamente ha existido mucha confusión con respecto a la identificación y a la

clasificación de las aguas del yacimiento; sin embargo hoy en día se conocen las más

comunes:

* Agua Connata

* Agua Intersticial

* Agua Residual

Agua Connata:

Es el agua que existe en el yacimiento en el momento del descubrimiento y queda formando parte del espacio poroso después de la acumulación del petróleo y el gas.

También es conocida como agua innata, agua juvenil, agua sinergética, agua congénita,

agua fósil.

Agua Intersticial:

Es el agua que llena los espacios libres entre las partículas de los sedimentos, agua porosa.

Está compuesta por el agua connata más el agua que migró a la formación después de que

los sedimentos se encontraban ya depositados.

Muchas veces se suele emplear prácticamente el término agua connata con el de agua de

formación como equivalentes.

Agua Residual:

Es el agua que contiene un a mezcla de sencilla a muy compleja de compuestos disueltos,

sólidos suspendidos y organismos vivos.

Clasificación de las aguas de formación

De acuerdo con su origen:

1. Meteóricas: aguas que estuvieron recientemente involucradas con el ciclo de

circulación de la atmósfera. La edad de estas aguas es leve cuando se compara con la roca

que las encierra y no es más que una pequeña parte del periódico geológico.

2. Cannata: es el agua que quedó atrapada en los intersticios de la roca.


3. Epigenética: agua originada por subsecuente inflamación en las rocas.

4. Diagenética: agua que se ha alterado física, química o bacteriológicamente antes,

durante o después de la consolidación de los sedimentos.

El pH de las aguas de formación, se toman cuando están debajo, es decir, antes de salir del

pozo; ya que muestra un rango de acidez más apropiado.

Eh: es una medida de la intensidad relativa de las condiciones oxidantes o reductoras de un

sistema acuoso.

- Agua corrosiva: es agresiva por su naturaleza, disuelve el cemento y los metales

con mucha rapidez. Y los daños que pueden generar son las rupturas en intercambiadores de carlos.

- Agua incrustante: es lo opuesto a las aguas de corrosión, ya que tiende a depositar

y precipitar el carbonato de calcio, causando deposiciones en la superficie de las

formaciones y en los equipos.

Otra Clasificación de las Agua de Formación es la siguiente:

De acuerdo al carácter genético del agua y dependiendo de su historia, las aguas del

subsuelo pueden ser divididas en tres clases: meteóricas, connatas y juveniles.

• Aguas meteóricas: geológicamente, las aguas meteóricas son aquellas de reciente

contacto con el ciclo hidrológico, su edad es menor a la edad de la roca que la contiene.

Aquí se incluyen el agua de los océanos, el agua evaporada en la atmósfera, agua de lluvia

y de nieve, aguas superficiales y agua de subsuelo en movimiento. Químicamente las aguas

meteóricas se caracterizan por presentar bajas concentraciones de sólidos disueltos

(menores a 10.000 ppm); normalmente estas aguas poseen cantidades considerables del ion

bicarbonato.

• Aguas connatas: son aquellas que han formado parte del ciclo hidrológico por una

cantidad considerable de tiempo geológico; aguas formadas al mismo tiempo que las rocas

que las contienen. Esta agua no circula, pero se mueven a través de los sedimentos como

parte del proceso de compactación y migración

• Aguas juveniles: son aquellas que ascienden desde el manto de la tierra y nunca han

formado parte del ciclo hidrológico, son difíciles de identificar con precisión.


PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACION

El agua de formación siempre está presente en los yacimientos de hidrocarburos. Es

necesario tener conocimiento de las propiedades físicas y químicas del agua connata es de

suma importancia para el ingeniero de Yacimientos.

1. Composición de las aguas de Formación

En general todas las aguas de formación contienen sólidos disueltos, principalmente cloruro

de sodio. Sin embargo, existen aguas de formación que son dulces como los yacimientos

cerca del rio Arauca (Venezuela, Colombia) y los del Sur de la Faja del Orinoco.

Los cationes disueltos en agua de formación más comunes son: Na+, k

+, Ca

++ y Mg

++.

Ocasionalmente aparecen Ba++

, Li+, y Fe

++.entre los aniones mas comunes se encuentran

CO3--, NO3

--,Br

-, I

- y S

--.además de las sales, a menudo están presentes microorganismos de

diferentes especies.

Composición de algunas aguas de Campos Venezolanos

Formación

o Campo

Ca Mg Na CO3 HCO3 SO4 Cl Salinidad

Total

(mg/L)

Quiriquire 170 100 1750 0 3050 4 1910 7190

Cabimas 60 60 1740 0 2010 0 1780 5643

Lagunillas 10 60 2000 120 5260 0 90 5260

Bachaquero 40 60 4610 0 6250 5 3700 14657

La Paz

(Guasare)

30 20 6000 80 1230 0 8550 15911

Oficina 50 20 1260 0 2330 140 640 4424

Las concentraciones de sólidos presentes en salmueras son reportadas en varias formas

.entere estas tenemos:

Partes por millón: se refiere a los gramos de sólidos por millón de gramos de

salmuera.

Miligramos por litro: se refiere a los miligramos de sólidos por litro de salmuera.

Porcentaje de sólidos: se refiere a los gramos de sólidos divididos por la suma de

gramos de sólidos más líquido y multiplicado por cien.


2. Presión de burbujeo: La presión de burbujeo de una salmuera saturada con gas es

igual a la presión de burbujeo del petróleo que coexiste con el agua. Las dos son

iguales debido al equilibrio termodinámico entre la salmuera y el petróleo.

Cuando la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de burbujeo del

petróleo, la salmuera permite salir parte del gas que contiene en solución. Por lo

tanto, la presión de saturación de la salmuera es igual a la de yacimiento.

La salmuera en un yacimiento de gas, es considerada saturada a todas las presiones

del yacimiento. Así la presión de burbujeo de la salmuera en contacto con gas, es

igual a la presión inicial del yacimiento.

3. Factor Volumétrico del agua de formación: representa el cambio en volumen del

agua de formación al ser transportada desde las condiciones de yacimiento hasta las

de superficie. Se designa por las letras Bw y se expresa en BY/BN. Para las

condiciones de presión y temperatura comunes en los yacimientos de hidrocarburos,

Bw= 1.0.

Tres parámetros afectan a Bw: presión, temperatura, gas en solución. A medida que

disminuye la presión el agua va liberando el gas de solución lo cual le reduce su

volumen, pero esta reducción es menor que el aumento por expansión por lo que

finalmente resulta un aumento en Bw.

4. Densidad: la densidad del agua de formación cambia cuando pasa de condiciones

de yacimiento a condiciones normales debido a la liberación de gas en solución y a

la expansión.

La densidad del agua a condiciones normales es función de la cantidad de sólidos

disueltos.

5. Relación Gas-Agua en Solución: la solubilidad del gas natural en agua es pequeña

en comparación con la solubilidad del gas en el petróleo, a las mismas condiciones

de presión y temperatura.

A temperatura constante, la solubilidad del en el agua, Rsw, aumenta con la presión,

pero disminuye con el aumento de la salinidad (contenido de sólidos) y de la

gravedad del gas disuelto.


6. Compresibilidad: la compresibilidad del agua depende de la presión, temperatura y

del gas en solución .la compresibilidad del agua pura aumenta por efecto del gas en

solución a una presión y temperatura dada.

7. Viscosidad: las viscosidades del agua de formación a condiciones de yacimiento

son bajas y casi siempre menores que un centipoise. la viscosidad del agua

disminuye con temperatura y aumenta con presión y salinidad. Debido al poco gas

en solución en las aguas de formación, este factor afecta poco la viscosidad.

Tendencia del agua de formación

Agua agresiva: Se define como un agua que tiende a provocar precipitaciones de carbonato

de calcio.

Agua incrustante: Se define como un agua que tiende a inducir la disociación de ácidos, es

decir, aquella que se incrusta en los iones.

Agua corrosiva: Se define estrictamente como un agua que ataca a superficies metálicas. El

hecho que un agua sea agresiva potencia su acción corrosiva aunque para ello intervienen

diversos factores adicionales. De la misma manera un agua equilibrada al carbonato de

calcio puede ser aun corrosiva con respecto a los metales.

Resistividad del agua de formación (Rw)

La mayoría de las rocas de los yacimientos contienen siempre cierta cantidad de agua de

formación, aún cuando se aproximen a condiciones de ser mojadas por petróleo. El

conocimiento de la resistividad del agua de formación es factor básico para la

interpretación de los registros eléctricos y en la determinación de la saturación de agua

(Sw) y en algunos casos de la porosidad (φ).

El agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforación, puede variar

considerablemente de acuerdo a la localización geográfica, a la profundidad y a la edad

geológica. Las aguas superficiales por lo general son dulces y de resistividad

comparativamente alta, a medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se

encuentra en las formaciones se hace más salada. Sin embargo, cabe señalar que este

fenómeno no tiene nada de uniforme o regular. Son muchos los factores que pueden influir

en la salinidad de los acuíferos profundos. Uno de ellos es la salinidad del mar que estaba

presente cuando se depositaron los sedimentos; otro lo constituye la proximidad a las

antiguas desembocaduras del río y sus aguas dulces; o bien un aumento de concentración

salina por percolación cuando los sedimentos eran aún jóvenes, etc.

La resistividad de las aguas superficiales pueden exceder los 20 a 50 ohm-m a la

temperatura ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las perforaciones profundas

pueden tener resistividades tan bajas como 0.04 ohm-m a 75 °F, lo cual corresponde a una

solución de saturación completa.


Las aguas de formación son conductoras de la electricidad debido a las sales ionizadas en

solución que dichas aguas contienen.

La temperatura es un factor que afecta la capacidad conductora del agua de formación.

Como la conductividad es el inverso de la resistividad, se puede decir que la resistividad de

un fluido es inversamente proporcional a la temperatura,

Problemas relacionados con el manejo de agua

Los problemas que envuelve el uso de agua son causados en su mayoría por constituyentes

disueltos en el agua y por sólidos en suspensión y los principales son: incrustación,

corrosión.

Incrustación: se define incrustación como un tipo específico de depósito inorgánico

formado a partir de una solución acuosa directamente en contacto con una superficie

confinada. En general, mantiene su forma inicial cuando se trata de remover por medios

mecánicos. Usualmente es cristalina y densa, frecuentemente laminada y ocasionalmente de

estructura columnar.

Corrosión: este factor incrementa el potencial de formación de escala porque incrementa

las rugosidades y por tanto los sitios de nucleación. La combinación escala – productos de

corrosión, crea un lecho abstracto bastante adherentes.

Problemas:

1. Contacto agua- petróleo: fenómeno asociado con la presencia de permeabilidad

vertical limitada, generalmente inferior a 1mD, tiene permeables verticales demasiado altas

y por lo general se presenta el fenómeno de conificación.

*Conificación: aplicación de fluidos hacia zonas superiores o inferiores de la formación

productiva, ocasionado por un diferencial de presión con controlado. Los yacimientos

presentan condiciones propias a lo largo de la segregación de sus fluidos cuando poseen

espesores de alto relieve estructural.

2. Contaminación por desechos sólidos: pueden provenir de la mala disposición de los

desechos que son arrastrados a las aguas de formación, en la fase de exploración o en la

producción.

3. Fisuras o fracturas y una capa de agua subyacente (conificación 2d): se produce

aguas desde una zona de aguas subyacentes a través de fisuras naturales. Un problema

similar ocurre cuando las fisuras hidráulicas penetran verticalmente en una capa de agua.

4. Formación de cúspide: la producción acarrea agua hacia arriba en dirección al pozo.


5. Capa segregada por gravedad: en capas grandes con una buena permeabilidad

vertical, el agua, proveniente de un acuífero o bien de un proyecto de inyección de agua, es

segregada por gravedad y barre solamente la parte inferior de la formación. El aislamiento

de los disparos inferiores en los pozos de inyección o producción, a menudo solo tiene

efectos marginales.

Soluciones:

1. Pozos verticales: aislamiento mecánico de la parte inferior del pozo.

Pozos horizontales: no existe ninguna solución en la zona vertical al pozo y lo más seguro

es que requiera un pozo de re- entrada.

2. Filtración: proceso de separación de sólidos en suspensión en un líquido, mediante

un medio poroso, que retiene los sólidos y permite el paso del líquido.

3. Aplicación de fluidos aislantes.

4. Se requiere un radio de colocación de gel de 15 m como mínimo, o se puede

perforar un pozo lateral cerca del pote de la formación, aumentando la distancia agua-

petróleo y reduciendo la caída de presión; esto además reduce el efecto de conificación.

5. El gel no es recomendado. Para acceder al petróleo no barrido, es efectiva la

perforación de pozos de drenaje o la inyección de gas para una mejor eficiencia del barrido

vertical.

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