SÓLIDOS SUSPENDIDOS EN EL AGUA INYECTADA (Esta nota pertenece a los apuntes del curso sobre aguas que ofrece GPA)

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1 G..P..A.. Estudiios y Serviiciios Petrolleros S..R..L.. NOTA TECNICA Nº 13 Hoja 1 de 9 SÓLIDOS SUSPENDIDOS EN EL AGUA INYECTADA (Esta nota pertenece a los apuntes del curso sobre aguas que ofrece GPA) PARTE 1: INORGÁNICOS, SU RELACIÓN CON EL RESERVORIO Existen dos mecanismos de daño potencial asociados con los procesos de inyección de agua. a) El daño mecánicamente inducido por inyección de sólidos inorgánicos. b) El daño petrofísico por inyección de petróleo suspendido. En esta primera parte revisaremos el tema de monitoreo, especificación y control de los sólidos inorgánicos. Reservamos la segunda parte para el petróleo suspendido, por cuanto en su tratamiento existen fenómenos petrofísicos extras, tales como los de mojabilidad, permeabilidad relativa y coalescencia. El contenido de sólidos suspendidos (TSS en ingles SES en español) del agua de inyección constituye un parámetro dentro del conjunto de especificaciones para la misma (ver nuestra nota técnica Nº 5). Como veremos a lo largo de esta nota un estándar de SES debería utilizarse solo como guía general y sus valores como orientativos más que como un criterio definitivo de calidad para un proyecto en particular. Usualmente, las especificaciones se refieren a la medición de los SES mediante membranas filtrantes, esta técnica data de los años 50 y esta aun vigente actualmente por su simplicidad y uniformidad a fines comparativos. En otras industrias y en tratamientos de agua de mar se emplea la turbidez por su simplicidad especialmente para controlar calidad de agua de salida de planta. El análisis de partículas, que veremos mas adelante, se emplea como herramienta de control de calidad de agua inyectada en la actualidad. En esta nota tratamos la cuestión del contenido de los SES que denominaremos sólidos inorgánicos suspendidos (SIS); y su relación con el daño mecánicamente inducidos mediante los datos petrofísicos del reservorio para lograr más ajustadas especificaciones.

2 Hoja 2 de 9 TEORIA DE LA FILTRACIÓN La filtración es una operación por la cual se separan los sólidos finamente divididos de los fluidos en cuyo seno están suspendidos, utilizando una superficie (o un volumen) permeable a los fluidos. En una visión simple, podría considerarse que el material filtrante actúa como un tamiz reteniendo entre sus mallas a las partículas transportadas. Sin embargo, esto no es así, es posible obtener filtrados limpios empleando medios filtrantes cuya luz de mallas sea mayor que el diámetro de las partículas a filtrar. Así como en un tamiz los polvos muy finos se adhieren a las mallas por energía superficial restringiendo la capacidad de tamizado, en el medio filtrante los poros se bloquean con los SIS pudiendo resultar la filtración controlada: por los sólidos acumulados en la cara filtrante (superficie) o en la profundidad del lecho además de por el material filtrante. Un medio filtrante debe retener los SIS sin que la deposición de estos en el mismo cierre en paso del líquido, para ello, los SIS deben formar puentes sobre los poros del material filtrante. El primer filtro puesto en servicio (1937) para tratar aguas de inyección fue de presión y contuvo un lecho graduado de antracita como medio filtrante. FLUJO DE PARTÍCULAS EN LECHOS FILTRANTES El estudio de los mecanismos de flujos de suspensiones en medios porosos muestra que es posible definir dos tipos de filtración profunda: a) Filtración profunda mecánica para partículas mayores a 30 micrones (retención en constricciones por fuerzas de fricción). b) Filtración profunda fisicoquímica (retención en sitios superficiales por fuerzas de Van der Waals) para partículas entre 3 y 30 micrones. Los materiales que predominan en los SIS son los liberados por la formación productiva y en menor proporción incrustaciones incipientes y productos de corrosión. Los sólidos de formación más fáciles de ser transportados tienen un tamaño menor a 4 micrones (arcillas) y entre 4 y 63 micrones (limos), aún cuando a los separadores primarios o F.W.K.O. llegan arenas (partículas mayores a 63 micrones) que decantan y difícilmente son transportadas por el agua.

3 Hoja 3 de 9 Aunque podría suponerse que existe una gran similitud entre la filtración por lecho filtrante y roca reservorio, ello no alcanza para estudiar el comportamiento de la roca reservorio frente al agua conteniendo SIS con la teoría de la filtración. Los primeros filtros utilizados para tratar agua de inyección fueron los empleados para agua potable, sin embargo debe tenerse en cuenta que en la potabilización de aguas existe una operación que no es frecuente en inyección de agua: la floculación. Cuando los sólidos se floculan, el filtrado es menos exigido y solo pule la calidad del agua entregada. Así como limos y arcillas interactúan con los floculantes a nivel electroquímico lo hacen con el medio poroso en el mismo nivel. Cuando fluyen en un medio poroso, las partículas son puestas en contacto con posibles sitios de retención (gargantas porales), retenidas (obstrucción de caminos porales) o transportadas mas allá de la cara filtrante (el wellbore). El problema a ser resuelto, consiste en relacionar la velocidad de taponamiento y el número de partículas retenidas por unidad de volumen del medio poroso mediante el conocimiento de: - El fluido de transporte (caudal, viscosidad, densidad). - El medio filtrante poroso (porosidad, diámetro de poro, permeabilidad). - La concentración, el tamaño y la forma del material particulado. EL MEDIO POROSO Un reservorio es la suma de la roca reservorio y el fluido contenido en sus espacios vacíos. Veamos las tres propiedades petrofísicas más importantes: Porosidad: Define la capacidad de almacenaje de la roca reservorio. El concepto de porosidad fue presentado por Carll en Demostró que una arena podía retener de 7 a 20 % del volumen de la roca en líquido o gas. Sus conclusiones descartaron la idea que se tenía en aquel entonces sobre la existencia de lagos y corrientes subterráneas de petróleo. La porosidad se expresa en % y es la razón entre el volumen de espacios vacíos (poros) y el volumen total de la roca. El espacio poral esta dividido en: - Espacio poral efectivo. - Espacio poral aislado. La porosidad efectiva es la fracción cuyos espacios vacíos están interconectados y es la única que tiene conductividad para los fluidos (permeabilidad).

4 Hoja 4 de 9 Permeabilidad: Darcy (1852) trabajando con lechos de arena filtrante de agua, demostró que la cantidad de agua que fluye en un tiempo dado, depende del espesor del cuerpo de arena, de la diferencia de presión entre entrada y salida del lecho y de una constante del lecho que denomino permeabilidad. La unidad de permeabilidad es el Darcy aunque en reservorios se usa el milidarcy (0,001 Darcy). Dado que los poros, en la mayoría de los casos son de tamaño capilar, su comportamiento esta gobernado por las leyes de acción capilar. Los poros son capilares en distribución tortuosa (no lineal). También los filtros de lechos sólidos presentan distribución tortuosa aunque no capilares. Presión capilar: Un fluido puede mojar el espacio poral en diferentes proporciones. En reservorios de agua petróleo el agua moja la roca; en reservorios de petróleo gas el petróleo moja la roca. La mojabilidad no solo depende de la roca sino también del tipo de líquido (y su composición). Los poros interconectados o no, pueden ser inundados por un liquido o presión; cuando mas pequeño el poro, mayor presión se requiere. La expresión de la presión necesaria es: Pc = 2. α. cos θ rt Donde: rt = radio del capilar (poral). α = tensión superficial del liquido. rt = 2. α. cos θ Pc θ = ángulo de contacto. Pc = presión capilar Obsérvese que cuanto más pequeña sea rt, mayor será la presión necesaria para invadirlo. El método más sencillo para determinar la distribución de radios porales es el de inyección de mercurio. Drake y Ritter (1945) desarrollaron el método para catalizadores y Purcell (1949) lo empleo en rocas reservorio. La muestra se coloca en una celda, se evacua (para vaciar de aire los poros) y se fuerza mercurio dentro de los mismos.

5 Hoja 5 de 9 Usando mercurio, θ = 140 º y α = 480 dyn / cm, según la ecuación se logran invadir poros hasta 107 ángstrom cuando se llega a una presión de inyección de psi. El límite alcanzado es el de los llamados macroporos. El ensayo de presión capilar genera un histograma de % porcentaje de volumen poral vs. radio de poro equivalente. Veremos su aplicación sobre el final de esta nota. MILLIPORE VS. ROCA RESERVORIO El control de los SIS se hace usualmente con filtros de membrana o malla, estos retienen partículas sobre una superficie y en cierto sentido obran como tamices. La estructura de un filtro de malla tiene un tamaño de poro precisamente controlado en su fabricación, esto pone un límite a las partículas más grandes que pasan a su través, por ejemplo, una membrana de 5 micrones retiene todos los SIS de tamaño mayor a 5 (como un tamiz). Las membranas son filtros de superficie, su falta de capacidad para filtrar en profundidad limita su capacidad como elemento filtrante, es por ello que se colmata (tapa) con rapidez. Millipore (U.S.A.) es una marca comercial y no identifica más que a la marca. Gelman (U.S.A.) y Sartorius (Alemania) son otras marcas. Los filtros de membranas se fabrican de ésteres de celulosa y de otros superpolimeros. Por su estructura y calidad se diferencian de otros materiales filtrantes (tejidos, fibras, sinterizados). El filtro tiene una estructura de aspecto esponjoso con poros interconectados sobre1cm 2 de superficie filtrante hay 10 e 7 a 10 e 11 poros conectados. Los filtros de membrana se comportan como un tamiz de mallas espesas y multicapas, tienen una porosidad de 80 % aproximadamente. En la filtración con membrana se entrampan los contaminantes mayores que el tamaño poral del tope en la superficie de la membrana, los menores al tamaño de poro, pueden pasar a través de la membrana o bien ser capturados dentro de la misma por fuerza de Van der Waals. Algunos materiales basan su eficiencia en la filtración profunda (entrampamiento en la matriz), tales son los de fibra de vidrio. Es posible entonces, encontrar dos tipos de membrana:

6 Hoja 6 de 9 VENTAJAS DESVENTAJAS DE FILTRACIÓN PROFUNDA Remueve variados tamaños De partículas. Tienen tamaño nominal no absoluto de poro. DE FILTRACIÓN SUPERFICIAL Posibilidad de tamaño de Poro absoluto. Operan a menor caudal que los de F.P. El catálogo Gelman (1998) ofrece 26 tipos de membranas con combinación de materiales, tipo de filtración y tamaño poral. Doscher y Weber (1957) fueron los primeros en utilizar membranas para determinar calidad de agua de inyección. Veamos las principales diferencias entre las membranas y la roca reservorio. MEMBRANAS ROCA RESERVORIO - Disponibles entre 0,005 y 5micrones de tamaño poral. - Tamaño de poros variables con regiones de predominancia. - Superficie plana (150 micrones de espesor). - Superficie y volumen tortuosos. - Porosidad 80 % 90 %. - Porosidad 5 % - 25 %. - Permeabilidad 14 md (0,45 micrones y 47 mm diámetro). (En dos dimensiones). - Permeabilidad desde 0,1 md (hasta 1000mD). (En tres dimensiones). Como puede verse, es una simplificación asumir que membranas y rocas pueden ser equivalentes. El uso de membranas es útil para: - Medir variaciones de calidad de agua. - Controlar apartamientos de especificaciones. - Con reservas seleccionar filtros. Para especificar calidad de agua, el ensayo de membranas debe, por lo menos, asociarse con parámetros petrofísicos de roca. SIS: CANTIDAD Y CALIDAD Aunque las formaciones producen sólidos de tamaños que van de arenas (63 a 2000 micrones) hasta arcilla (menor a 2 micrones), los materiales de formación capaces de ser transportados grandes distancias por el agua son predominantemente limos (2 a 63 micrones) y arcillas (menor a 2 micrones).

7 Hoja 7 de 9 Esto se debe a dos razones: 1) Existen muchas unidades de interferencia entre el pozo productor y el sistema inyector que facilitan la separación de los sólidos gruesos. 2) El agua tiene menor capacidad de transporte que el petróleo (menor viscosidad) para los sólidos. Los SIS no son solamente material de formación usualmente están acompañados por productos de corrosión e incrustaciones con tamaño variable pero difícilmente exceden el de una arena mediana. Las diferencias de densidad entre sólidos también atenta contra la facilidad de transporte de esos materiales por parte del agua. Arena = 2, 65 Calcita = 2, 72 Siderita = 3, 8 Barita = 4, 5 Magnetita = 5, 18 En la especificación de calidad de agua de inyección sea a pozo inyector para recuperación secundaria o a sumidero (a disposición final), interesa no solo la cantidad de SIS expresada en mg / lt. sino también la forma con la que los sólidos están distribuidos en el total. No nos referimos a la morfología de los sólidos sino a la abundancia de cada tamaño de partículas en la muestra. En 1953 W. Coulter introdujo en la industria el primer modelo de analizador de partículas basado en el principio de cambio de impedancia eléctrica por interferencia de partículas. El analizador Coulter comenzó a utilizarse en la industria en la década del 70 (para el control del agua mar en yacimientos de Mar del Norte) y en el país en los 80. Existen también otros equipos de análisis de tamaño de partículas (de interferencia óptica, de pesada y de interferencia por rayos x). Cada equipo difiere en la información que presenta, por ejemplo, el Coulter informa cantidad de partículas para cada tamaño entre 3 y 60 micrones (usualmente), micrón a micrón. El análisis de tamaño de partículas se emplea actualmente: - Para controlar la calidad del agua de inyección. - Para verificar cumplimiento de especificaciones.

8 Hoja 8 de 9 - Para evaluar y seleccionar filtros. - Para diseñar instalaciones de tratamiento de agua de purga (remoción de sólidos y petróleo). - Para especificar calidad de aguas de inyección. PARTICULAS Y ROCAS: COMO ESPECIFICAR AGUAS DE INYECCIÓN. El medio poroso en el cual se ha de inyectar el agua y en particular su distribución de radio poral se vinculan con los SIS entre sí. La vinculación es particularmente usada en la etapa de especificación de calidad de agua a inyectar y veremos como se opera. Con la invasión de un fluido con SIS a la formación, la roca actúa como un filtro reteniendo las partículas en su espacio poroso (gargantas) o bien acumulándose externamente cuando las partículas no pueden penetrar. Si los SIS presentan una amplia distribución de tamaño ambos mecanismos pueden suceder simultáneamente. Según el tamaño de las partículas pueden suceder dos tipos de daños: a) Reversible: Se acumulan en la cara las partículas con diámetro mayores que el diámetro de garganta poral. Un back - flow (contra flujo) si el pozo lo permite remueve los SIS. b) Irreversible: Partículas menores o aproximadamente iguales al diámetro de gargantas porales obstruyen poros o gargantas reduciendo la permeabilidad de la formación. La presión del reservorio puede no ser suficiente para restaurar la permeabilidad. La estimulación es la alternativa para restaurar el daño irreversible. Con la finalidad de comparar el tamaño de partículas en el agua se plotea en un mismo gráfico con la distribución de tamaño porcentual de gargantas porales. Se seleccionan las áreas posibles de daño (reversible o irreversible) en que sea más conveniente operar según el pozo. También se puede especificar el filtro o el grado de filtración necesario.

9 Hoja 9 de 9 Por muchos años, la regla del arte 1/3 se ha usado para relacionar el tamaño de partículas que pueden invadir seguramente una formación sin generar daño permanente. Esta regla implica que si el diámetro promedio de la partícula que invade es menor que 1/3 del diámetro promedio poral pueden ser mantenidos caudales de inyección razonables. En muchas aplicaciones prácticas otras reglas del arte (Barkman, Davidson, Abrams) asocian SIS y tamaño de poros: 1) Partículas mayores que 1/3 del diámetro poral forman una torta externa. 2) Partículas menores que 1/3 pero mayores que 1/7 del diámetro poral quedan entrampadas en el medio y forman tortas internas. 3) Partículas menores que 1/7 del diámetro poral no causan daño de formación porque son transportadas a través de la formación. G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros S.R.L Remedios 2715 C1406HCC Ciudad Autónoma de Buenos Aires Teléfono: (011) / Telefax: Celulares: (011) / (011) gpasrl@gpasrl.com.ar