MPET-Reporte Final Proyecto: Herramienta para el análisis ...

MPET-Reporte Final Proyecto: Herramienta para el análisis de calidades del agua de inyección y su conexión con la petrofísica de la formación.

INTEGRANTES Christian Daivid Castro Vargas (Gerente), Código 201525402 Juan David Silva Pacheco, Código 201525459 Diana Melissa Torres Doria, Código 201528394

INTRODUCCIÓN

“Actualmente las compañías petroleras producen un promedio de 3 barriles de agua por cada barril de petróleo que extraen de los yacimientos agotados; se gasta más de 40.000 Millones de dólares por año para hacer frente a los problemas del agua indeseada en muchos casos, las tecnologías innovadoras para el control de agua pueden significar una reducción de los costos y un aumento en la producción de hidrocarburos”, Bailey et all. “Dado que los sistemas de manejo del agua resultan costosos, se estima un costo de entre 5 a más de 50 centavos por barril de agua, en un pozo que produce petróleo con un 80% de corte de agua el costo del manejo del agua puede ascender a 4 dólares por barril de petróleo producido”, Bailey et all., por lo cual los proyectos de waterflooding son de gran importancia. Debido a la gran cantidad de proyectos de waterflooding a nivel mundial, Petrochem pretende brindar una ayuda a los ingenieros mediante el análisis de las pruebas fisicoquímicas del agua y petrofísicas de la formación donde se planea realizar inyección de agua, estimando los posibles daños que se pueden llegar a tener al inyectar cierto tipo de agua a una formación con sus propiedades petrofísicas características. Petrochem fue desarrollada en MS Excel debido a que la mayoría de los sistemas operativos cuentan con Excel, hoy en día debido a las facilidades que ofrece la tecnología y smartphones se desarrolló una aplicación en la cual usuario puede ingresar a los datos y resultados desde cualquier parte del mundo sin la necesidad de recurrir a terceras fuentes (correo electrónico, un compañero de trabajo, entre otras).

1. OBJETIVOS

1. Objetivo principal del proyecto: Desarrollar una herramienta para el análisis de calidades del agua de inyección en función con la petrofísica de la formación de interés. Objetivos Específicos:

2. Pronosticar los posibles daños a la formación basados en la calidad del agua a inyectar. 3. Realizar la evaluación financiera del proyecto para verificar su viabilidad respecto a las

opciones actuales. 4. Determinar los parámetros petrofísicos y fisicoquímicos necesarios para el input de la

herramienta. 5. Evaluar el riesgo de afectación socio ambiental generado por la inyección de agua.


2. METODOLOGÍA A continuación, se presenta a manera de diagrama de flujo la metodología utilizada para alcanzar cada uno de los resultados. Resultado 1: Contiene los resultados obtenidos en la herramienta que evalúan directamente la calidad del agua a inyectar y petrofísica de la formación:

Solidos disueltos y en solución

Hinchamiento de arcillas

Grasas y aceites

Precipitación de scales

Corrosión

Resultado Financiero: Entregable del componente financiero

Imagen 1: Metodologías orientadas por resultado. (Construcción propia)


2.1. Actividades Resultado 1: Evaluación de parámetros del FQ del agua a inyectar

Actividad Descripción

Referencia en literatura / feedback expertos

Se utilizó las referencias bibliográficas estudiadas en la entrega número 1 para la construcción del indicador, de igual manera se utilizó el feedback suministrado por el profesor para construir un indicador conectado con la petrofísica de la formación

Construcción indicadores hojas auxiliares

En las hojas de Excel auxiliares se realizaron los cálculos pertinentes de cada indicador.

Construcción indicadores hoja Dashboard

La hoja de dashboard es la hoja con la cual el usuario tendrá mayor interacción, allí se encuentran los indicadores de análisis de los parámetros fisicoquímicos del agua de una manera más amigable

Construcción hoja de Output

La hoja de Output permite al usuario visualizar de manera directa los resultados para todas las muestras y el análisis de cada daño.

Resultado Financiero:

Actividad Descripción

Cálculo costos expertos

Se estima el costo estimado de un experto para construir una herramienta de análisis de agua para inyección

Cálculo costos Petrochem

Estimación precio de venta de la herramienta

Cotización software comercial

Costo de software comercial OLI Studios con funcionalidad similar a la herramienta

Evaluación económica

Comparación de las tres alternativas para construcción de las curvas de mercado y análisis de escenarios.

3. RESULTADOS FINALES

3.1. Solidos suspendidos y disueltos

La evaluación de la calidad del agua con respecto la cantidad de TSS y TSD se realizó en función del tamaño de la garganta poral y el régimen de flujo estimado en el yacimiento. Si el usuario conoce el tamaño de los TSS, se indicará una posible tendencia o no a la formación de cakes internos o externos; en caso contrario, se indicará cuál es el tamaño máximo de TSS que debe tener una muestra de agua adecuada para la inyección en función del tamaño de garganta.


Tabla 1: TSS Relación con petrofísica

Por otra parte, la herramienta considera un indicador según la norma NACE TMO 173-92 para la evaluación del contenido total de TSS en el análisis FQ del agua a inyectar, es importante resaltar que este indicador no es 100% determinante ya que la norma NACE es restringida en su uso a problemas de corrosión, por el contrario, se muestra al usuario para que tenga un punto de referencia según una norma internacional.

Tabla 2:Norma NACE TMO 173-92

El output generado por la herramienta para el usuario presenta la siguiente forma para esta evaluación:

Imágen 2: Output Evaluación TSS. (from Petrochem tool)

Flow Parameter

Turbulent Less than 33% Size of Throat Pore

Laminar Less than 20% Size of Throat PoreTSS Size

Rule for TSS

Min Max Classification

0 0.49 Negligable

0.5 0.99 Very Low

1 2.49 Low

2.5 4.99 Moderate

5 9.99 High

10 Excesive

SS:

Suspended

Solids

[mg/L]


3.2. Hinchamiento de arcillas

La herramienta evalúa diferentes parámetros fisicoquímicos del agua para predecir una posible tendencia al hinchamiento de arcillas, el usuario obtendrá 3 indicadores que le permitirán estimar si la calidad del agua a inyectar es compatible con la formación y adecuada para la inyección:

Choque de Salinidad

Hinchamiento por presencia de esméctica

Contenido catiónico intercambiable de sodio Na+

En la sección de análisis se discutirá a mayor profundidad la interpretación de estos

indicadores.

A continuación, se muestra el resultado generado por la herramienta:

Hinchamiento por presencia de esméctica

Se utiliza un índice propuesto en el cual el usuario ingresa el contenido estimado de los minerales arcillosos en función de su cantidad, la capacidad de intercambio catiónico y naturaleza dispersante e hinchante, estimando así su naturaleza al hinchamiento:

Tabla 3: Cálculo interno tendencia al hinchamiento según composición mineralógica


En la herramienta, se visualiza de la siguiente manera:

Imágen 3: Tendencia de hinchamiento, visualización de la herramienta. (from Petrochem tool)

Contenido catiónico intercambiable de sodio Na+

Debido a la rápida intercambiabilidad del catión de sodio este puede causar hinchamiento

en arcillas, se calcula el coeficiente de intercambio catiónico de todos los cationes presentes

en el agua a evaluar mediante la siguiente fórmula:

Cuando el valor del coeficiente Beta Na+ es mayor a 15% es probable que se presente hinchamiento, el usuario obtendrá una evaluación para cada pozo en el dashboard como se visualiza a continuación:

Imágen 4: Contenido catiónico intercambiable de sodio Na+, (from Petrochem tool).


Choque de Salinidad

Una fuerte diferencia de cationes entre el agua de formación y el agua a inyectar puede causar hinchamiento en el yacimiento, la herramienta compara este contenido y en caso de tener una diferencia mayor al 50% genera un mensaje de una tendencia alta al hinchamiento por choque salino.

Imágen 5: Output evaluación hinchamiento de arcillas, (from Petrochem tool).

3.3. Contenido de grasas y aceites

Evaluación del contendido de G&A del agua a inyectar para determinar si su calidad es adecuada o no para la inyección con base en la formación de un posible daño a la formación. En el dashboard, el usuario podrá observar la tendencia al daño del contenido de grasas y aceites presentes en el análisis Fisicoquímico del agua.


Imagen 6: Output contenido de grasas y aceites, (from Petrochem tool).

3.4. Precipitación de Scales: Con base a lo conversado con el experto asesor en la sesión de consultas previa, se decide manejar cinco diferentes índices de saturación con el fin de proporcionar al usuario varias estimaciones realizadas por diferentes métodos, al final el usuario es quien toma la decisión final basándose en los resultados que la herramienta le suministre según los parámetros fisicoquímicos y petrofísicos con los que cuente el usuario. En la pestaña Dashboard el usuario puede encontrar graficas donde se relacionan los diferentes iones que presenta el agua a evaluar así como un resumen de los índices calculados.


Imagen 7: visualización del comportamiento de las concentraciones de iones en los pozos de

interés, (from Petrochem tool).

Imagen 8: Output concentraciones de iones en las aguas de interés, (from Petrochem tool).


Imagen 9: Output del cálculo de los índices de saturación

Para facilitar al usuario la posibilidad de ver la respuesta de cada pozo a cada uno de los índices se desarrolló una gráfica para cada índice calculado en la siguiente tabla.

Tabla 4: índices para calcular presencia de escamas y corrosión.


Las gráficas que corresponden a los índices se observan a continuación:

Imagen 10: Índice de Langelier.


Imagen 11: Índice de Ryznar.

Imagen 12: Índice de Langelier.


Imagen 13: Índice de Stiff and Davis.

Imagen 14: Índice de Oddo y Tomson.


3.5. Corrosión.

La herramienta considera un input en orden de determinar la corrosividad del agua de

inyección, donde se introducen los parámetros asociados a la predisposición de este daño.

Se ingresan en la pestaña “INPUT FQ” el pH [pH], el contenido de bacterias [ufc/ml], el H2S

disuelto [mg/L], el O2 disuelto [ppm], Cl- [mg/L], y los sólidos todales disueltos [mg/L]. Luego

un análisis cualitativo se obtiene en la hoja “OUTPUT” el cual genera una tendencia específica

de cada indicador, los cuales se basan en las normas: Norma API RP 45, RP 0204-04, NACE

RP 0192, ASTM D 4658 y Standard Test Methods for Total and Dissolved Carbon Dioxide in

water, disponibles en la literatura. Los resultados arrojados en el “OUTPUT” de la

herramienta son una aproximación a la realidad por consiguiente el criterio de decisión

deberá asumirlo el usuario.

Los datos de salida se expresan con base en las imágenes 15 y 16:

Imagen 15: Indicador del cálculo de los índices de corrosión, (from Petrochem tool).


Imagen 16: Output del cálculo de los índices de corrosión, from Petrochem tool.

4. Análisis y comparación con la bibliografía

4.1. Solidos suspendidos y disueltos Para 29 muestras de agua se realizó el cálculo de los indicadores. Según el tamaño de los TSS, 15 muestras de pozos tienen una baja tendencia a la formación de daños para ambos tipos de flujo laminar y turbulento, es decir la calidad del agua de estas muestras son las más adecuadas para la inyección al evaluar este parámetro. En caso de que no cuente con el tamaño de los TSS en el análisis fisicoquímico la herramienta estima el tamaño de TSS máximo permitido para la inyección según el tamaño de la garganta portal, en este caso para flujo laminar 15 µm y para flujo turbulento 24.75 µm, el tamaño requerido para flujo laminar es más crítico ya que debido a las bajas velocidades permite con mayor facilidad el asentamiento y unión de los sólidos. Para el usuario de campo resulta una medida práctica si no cuenta con el tamaño de los TSS y lo exhorta a tener esta medición para confiabilidad en el resultado. De acuerdo con la norma NACE, 18 muestras presentan el menor contenido de TSS (mg/L) presentes y 7 muestras un contenido “alto” de TSS (mg/L), sin embargo, se recuerda que esta norma está diseñada a determinar problemas de corrosión por lo cual se presenta su resultado como un punto de referencia de baja importancia para la toma de decisiones.


4.2. Hinchamiento de arcillas

Se analizaron las capacidades de intercambio catiónico, el contenido catiónico del agua de inyección para estimar si su calidad es adecuada al analizar la tendencia al hinchamiento de arcillas presentes. En primer lugar, se observa que 10 muestras presentan una baja tendencia a ocasionar un choque salino con el agua de formación debido a que el contenido de cationes entre ellas no presenta una diferencia de orden mayor (< 50%). Si en la zona de interés existe un alto contenido de esmectita o layers intercambiables de esmectita e illita, debido a la capacidad de intercambio catiónico de estos minerales, existirá una alta probabilidad de hinchamiento, es importante que el usuario conozca un estimado de los tipos de arcillas presentes en la formación, puesto que no todas las arcillas tienen tendencia al hinchamiento o dispersante. Un tercer indicador se presenta en la gráfica de burbujas, en la cual muestras con contenido de cationes de sodio intercambiables mayor al 15% presentan una alta tendencia al hinchamiento, esto se debe a la fácil intercambiabilidad del catión de Na+. En este caso el usuario obtiene que sólo 10 muestras tienen mejor calidad para la inyección Vs. Las 19 restantes.

4.3. Grasas y aceites

Evaluar este parámetro del análisis Fisicoquímico del agua se realiza con base a una regla general de campo en la cual para yacimientos con permeabilidades menores a 20 o 30 md una muestra con contenido de G&A menores al 5% presenta una menor tendencia de causar daños a la formación. En este caso, 24 muestras evidencian una baja tendencia al daño, es decir la calidad del agua es mejor candidata para la inyección Vs. Las muestras del injector1, productor 1, inyector 14, inyector 18 e inyector 20. Por otra parte, se recuerda al usuario tener presente si la zona de interés cuenta con saturaciones iniciales de aceite residuales muy bajas o cercanas a cero ya que el efecto de grasas y aceites en el agua a inyección se puede amplificar.

4.4. Precipitación de Scales Para la evaluación de este daño se hizo uso de 5 correlaciones mundialmente conocidas. Las correlaciones utilizadas son: Langelier, Ryznar, Puckorius, Stiff & Davis y Oddo & Tomson. Para el índice de saturación de Langelier se utilizó las siguientes ecuaciones:

𝑆𝐼 = 𝑝𝐻 − 𝑝𝐻𝑠

𝑝𝐻𝑠 = 9.3 + 𝐴 + 𝐵 − 𝐶 − 𝐷


Donde:

𝐴 =(log (𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑠ó𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠 𝑑𝑖𝑠𝑢𝑒𝑙𝑡𝑜𝑠 𝑒𝑛

𝑚𝑔𝐿 ) − 1)

10

𝐵 = −13.12 ∗ log(𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑒𝑛 °𝐶 + 273) + 34.55 𝐶 = log(𝑐𝑜𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑖𝑜𝑛 𝑐𝑎𝑙𝑐𝑖𝑜 𝑒𝑥𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎𝑑𝑎 𝑐𝑜𝑚𝑜 𝑐𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛𝑎𝑡𝑜 𝑐á𝑙𝑐𝑖𝑐𝑜) − 0.4

𝐷 = log(𝑎𝑙𝑐𝑎𝑙𝑖𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑥𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎𝑑𝑎 𝑐𝑜𝑚𝑜 𝑐𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛𝑎𝑡𝑜 𝑐á𝑙𝑐𝑖𝑐𝑜

Tabla 5. Interpretación del SI de Langelier

SI Interpretación

-2.0 < SI < -0.5 Corrosión severa

-0.5 < SI < 0 Corrosión leve pero sin formación de incrustaciones

SI = 0 Equilibrada pero posible corrosión leve

0.0 < SI < 0.5 Formación leve de incrustaciones y corrosiva

0.5 < SI < 2.0 Formación de incrustaciones pero no corrosiva

Ryznar desarrolló una ecuación empírica para obtener un índice de estabilidad de un agua fresca saturada de oxígeno y a presión atmosférica que a diferencia de Langelier no solo indica la tendencia a la precipitación de escala o a la corrosión, sino también da un estimado semi-cuantitativo de la cantidad de escala que se formará o que tan severa será la corrosión.

𝑆𝐼 = 2𝑝𝐻𝑠 − 𝑝𝐻

Tabla 6. Interpretación del SI de Ryznar

SI Interpretación

Si, 𝑆𝐼 < 6.5 Formación de scale de carbonato de calcio, entre más bajo sea el valor del índice, menor será la cantidad de scale que precipitará.

Si, 𝑆𝐼 > 6.5 El agua es corrosiva si existe oxígeno disuelto presente, mientras mayor sea el valor del índice indican problemas más graves de corrosión.

El Índice práctico de incrustación, desarrollado por Puckorius, es similar al de Ryznar, salvo que utiliza un valor calculado de pH del agua en lugar del pH medido en el circuito:

𝑆𝐼 = 2 (𝑝𝐻𝑠) − 𝑝𝐻𝐸𝑄

𝑝𝐻𝐸𝑄 = 1.465 ∗ log(𝐴𝑙𝑐𝑎𝑙𝑖𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑) + 4.54

Tabla 7. Interpretación del SI de Puckorius

SI Interpretación

Si, 𝑆𝐼 < 4.5 Tendencia a la incrustación

Si, 4.5 < 𝑆𝐼 < 6.5 Rango optimo (no hay corrosión)

Si, 𝑆𝐼 > 6.5 Tendencia a la corrosión


El Método de Stiff y Davis es una ampliación del método de Langelier considerando así agua de formación de campos petroleros, sus ecuaciones son las siguientes:

𝑆𝐼 = 𝑝𝐻 − 𝑝𝐻𝑠 Donde: 𝑆𝐼 es el índice de saturación 𝑝𝐻 es el pH real del agua 𝑝𝐻𝑠 es el pH al cual se saturaría de carbonato de calcio.

𝑝𝐻𝑠 = 𝐾 + 𝑝𝐶𝑎 + 𝑝𝐴𝑙𝑘𝑀

𝑝𝐶𝑎 = log1

𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐶𝑎++/𝐿

𝑝𝐴𝑙𝑘𝑀 = log1

𝐴𝑙𝑐𝑎𝑙𝑖𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒/𝐿

𝐴𝑙𝑐𝑎𝑙𝑖𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒 = 𝑎𝑙𝑐𝑎𝑙𝑖𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐶𝑂3

−2 + 𝐻𝐶𝑂3−, 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠/𝐿

𝐾: Constante que está en función de la salinidad, composición y temperatura del agua. Por lo tanto, para calcular el SI es necesario conocer el pH, la alcalinidad y el contenido de carbonatos, adicionalmente se necesita un análisis completo de todos los iones que se encuentren en el agua para el cálculo del esfuerzo iónico.

Tabla 8. Interpretación del SI de Stiff & Davis

SI Interpretación

SI negativo El agua no está saturada de CaCO3 y la formación de scales es poco probable

SI positivo El agua está sobresaturada de CACO3 y la formación de scales es probable

SI = 0 El agua está saturada de CaCO3

El Método de Oddo y Tomson permite el cálculo de un índice de saturación y tiene en cuenta el efecto de la presión total del sistema y la manera en que varía la presión parcial de CO2. Es semejante al índice desarrollado por Stiff y Davis y también presenta ecuaciones para el cálculo del pH. Las ecuaciones que se presentan a continuación fueron publicadas en 1994. Presencia o ausencia de gas donde el pH es conocido:

𝑆𝐼 = log[(𝐶𝑎++)(𝐻𝐶𝑂3−)] + 𝑝𝐻 − 2.76 + 9.88𝑥10−3𝑇 + 0.61𝑥10−6𝑇2

− 3.03 𝑥10−5𝑃 − 2.348√𝜇 + 0.77𝜇


Donde: 𝐶𝑎++ : Concentración del ion calcio, moles/L. 𝐻𝐶𝑂3

−: Concentración ion bicarbonato, moles/L. 𝑇: Temperatura, °F 𝑃: Presión absoluta total, psia 𝜇: Fuerza iónica molar, moles/L

Tabla 9. Interpretación del SI de Oddo & Tomson

SI Interpretación

SI >0 Alta probabilidad de precipitación de scales

SI<0 Ninguna probabilidad de precipitaciones, se supone la presencia de corrosión.

Una vez programadas en la herramienta las anteriores ecuaciones, se calcularon los índices para cinco muestras como se observó en las gráficas del capítulo de resultados parciales de este documento. Inicialmente se cuenta con unas graficas en las cuales se representan los diferentes iones que presentan las muestras a analizar, esto con el fin de ayudar al usuario a visualizar las posibles tendencias que tendrán dichas aguas. Finalmente se puede observar en la gráfica correspondiente a los índices de saturación calculados por los cinco métodos implementados en la herramienta. Para las cinco primeras muestras analizadas se obtuvieron los siguientes resultados:

Tabla 10: índices para calcular presencia de escamas y corrosión.

Muestra Langelier Ryznar Puckorius Stiff & Davis Oddo & Tomson

Injector 1 Severe Corrosion There is a

tendency to corrosion

Tendency to corrosion

Water is supersaturated with CACO3 and scales formation

is likely

There is a high

tendency for scales

precipitation

Productor 1

Severe Corrosion There is a

tendency to corrosion



is likely

There is a high

tendency for scales

precipitation

Productor 2

Scale formation but not corrosive

There is a tendency to

corrosion



is likely

There is a high

tendency for scales

precipitation

Productor 3



corrosion


Water is supersaturated with CACO3 and

There is a high

tendency for


scales formation is likely

scales precipitation

Productor 4



corrosion



is likely

There is a high

tendency for scales

precipitation

Se puede concluir que las muestras Inyector 1 y Productor 1 tienen una tendencia a ser corrosivas, mientras que las muestras Productor 2, Productor 3 y Productor 4 tienen mayor tendencia a formar precipitaciones. Esto se concluye gracias al análisis de los índices de saturación. Se tiene un número impar de índices para poder determinar cuál es la tendencia que presentan las aguas de interés, en estos casos utilizados como muestras se puede observar que 3 de los 5 índices están indicando para las muestras Inyector 1 y Productor 1 que son corrosivas, de igual manera sucede con las muestras Productor 2, Productor 3 y Productor 4, donde 3 de los 5 índices indican que tiene una alta tendencia a generar scales.

4.5. Corrosión La herramienta realiza 6 evaluaciones con base en las propiedades FQ del agua de inyección, todos estos se fundamentan teóricamente en la literatura y los resultados obtenidos son cercanamente compatibles con las condiciones reales: Primer indicador: Actividad microbiológica. El usuario debe contar con un conteo de bacterias las cuales pueden causar corrosión en aceros, taponamiento de equipos y generación de ácido sulfhídrico. Bacterias aeróbicas: Se producen en presencia de oxígeno (mínimo 0.2 a 0.5 ppm). Las más importantes son las formadoras de lama y las que depositan hierro. Bacterias anaeróbicas: la mayoría forman iones sulfuro y forman H2S en agua, creando una solución ácida y corrosiva. (Borenstein, 1985) Segundo indicador: Oxígeno disuelto (debe ser < 1 ppm). El usuario debe ingresar el porcentaje de oxígeno disuelto en el agua a inyectar. El oxígeno acelera la corrosión en dos formas: como un despolarizador (El O2 se combina evitando la formación de un blanket de hidrógeno protector) y como un oxidante (la oxidación del ion ferroso (Fe++ a ion férrico (Fe+++) que incrementa la rata de corrosión a pH superior a 4 (Borenstein, 1985). Tercer indicador: Medida del H2S. El usuario ingresará la cantidad de este ácido presente en el agua a inyectar (Tecnología total LTDA, 2015). Cuarto Indicador: Medida del ion cloruro. Un dato a ingresar es la cantidad de ion cloruro en ppm. El contenido de cloruros en el agua de inyección, da origen a la corrosión por picaduras y, general o uniforme (Tecnología total LTDA, 2015).


Quinto indicador: Sólidos totales disueltos (STD) de acuerdo con la norma NACE. A la herramienta se debe ingresar el contenido de estos (bicarbonato y carbonato, cloruros y sulfatos). A medida que los sólidos disueltos incrementan, la solubilidad del oxígeno disminuye, dado que la tasa de corrosión depende de la difusión de oxígeno sobre la superficie catódica (Suarez, Navarro, & Arango, 2010).

STD (mg/L)=0.5EC(uS/cm) Donde: EC= Conductividad eléctrica Sexto indicador: Nivel de pH en el agua de inyección. Ryznar propuso usar un índice empírico para determinar el carácter corrosivo o incrustante de las aguas. Este índice fue desarrollado a partir de observaciones empíricas de las tasas de corrosión y formación de películas en tuberías principales de acero y agua caliente en serpentines de vidrio. 𝐼𝑅 = 2𝑝𝐻𝑠 − 𝑝𝐻; Si el índice de Ryznar si IR > 6.5, indica que el agua es corrosiva (Suarez, Navarro, & Arango, 2010).

5. EVALUACIÓN ECONÓMICA FINAL El enfoque de evaluación económica utilizado es el siguiente: Comparación del precio de la herramienta diseñada en el proyecto Vs. el costo de la herramienta o método actual que se utiliza en una compañía petrolera para cubrir las funciones que realiza la herramienta. La regla de decisión es simple: Si el costo de la herramienta es menor al costo status quo para la compañía y se cumple la misma funcionalidad, el proyecto es viable económicamente. El enfoque se seleccionó por su adaptabilidad a cualquier tipo de proyecto de inyección de agua, su relativa facilidad de estimación y por el tiempo que este amerita en relación a otros enfoques tales como: Comparar cuales son los beneficios aplicados a un proyecto en particular al tener o no la herramienta. Para aplicar la regla de decisión, en primer lugar, se establecerá la siguiente metodología para el cálculo del coste de la herramienta diseñada en el proyecto:


Imágen 17: Estimación teórica precio de venta herramienta

En primer lugar, se estimaron los costos actuales que incurre una compañía petrolera para cumplir con la funcionalidad de la herramienta, se consideraron las siguientes opciones para realizar la comparación económica:

Costo software actual: licencias y temporalidad

Costo servicio de consultoría externa

Costo servicio de consultoría externa

El parámetro base utilizado para determinar los costos internos del proyecto es el costo por hora que cobra un experto para construir una herramienta de análisis de agua para inyección; debido a que se obtuvo un rango por parte del experto (entre 40USD – 70 USD) se proyectaron varios escenarios. Considerando este parámetro, en una negociación de oferta de la herramienta el comprador considerará que el precio del consultor experto es el más alto debido a su gran experiencia en el campo, luego el valor que le da a la reputación o goodwill del trabajo del experto puede ser tomado como su base de referencia, así al ser nuestra experiencia menor que la del experto, nuestro costo por hora debe ser menor al costo hora del experto. Para esto, se utilizó un factor porcentual denominado “Goodwill” el cual pretende cubrir en términos de costo la brecha entre el producto ofrecido por el experto y el producto ofrecido en el desarrollo del proyecto (PetroChem). Este factor es subjetivo a la empresa compradora y puede tener variaciones significativas por lo cual se realizaron varias sensibilidades:

Cálculo de costos de diseño y

construcción de la herramienta

Cálculo del costo del experto

Estimación costo software comercial

Comparación a nivel economica

Gráficas


Cubierto el costo por hora, ahora se procedió a evaluar el factor tiempo:

Tiempo Desarrollo del proyecto (PetroChem):

Para este cálculo, se utilizó el tiempo trabajado durante el semestre, el cual se basa en el reglamento UNIANDINO en el cual 1 crédito académico corresponde a 32 horas de trabajo indivual por parte del estudiante, es decir por la asignatura de proyecto colectivo integrador (4 créditos), 128 horas de trabajo individual el cual corresponde al total de horas trabajadas por hombre en el proyecto:

Considerando os 3 miembros del equipo PetroChem, el costo de mano de obra que se cobraría a una compañía en función del costo experto es el siguiente (Costo horas-hombre x Cantidad de horas-hombre x Cantidad recursos):

Development Cost : 1 Year Term

Escenario

Mercado 1

Escenario

Mercado 2

Escenario

Mercado 3

Escenario

Mercado 4

F. Exchang USD/COP 3000

Very Experienced Man-hour Cost (U$/hr) 40$ 50$ 60$ 70$

Reputation / Goodwill 35%

Initial Experienced Man-Hour Cost (U$/hr) 14$ 18$ 21$ 25$


Escenario

Mercado 1

Escenario

Mercado 2

Escenario

Mercado 3

Escenario

Mercado 4

Project Dev.

University Policy: Individual hours work-Semester/Course credits 32

Total Course Credits 4

Total Hours Worked/men 128 128 128 128 128

Total Human Resources 3 3 3 3 3

Total Hours Worked 384 384 384 384


Escenario

Mercado 1

Escenario

Mercado 2

Escenario

Mercado 3

Escenario

Mercado 4





Project Dev.






Total Labor Force (U$) 5,376$ 6,720$ 8,064$ 9,408$


Tiempo de desarrollo consultor experto:

La estimación de esta variable se basó en que un experto puede tardar 10 semanas en desarrollar una herramienta con un nivel de complejidad más alto, así se consideró un tiempo de desarrollo de 4 semanas y se modelaron posteriormente algunas sensibilidades, así, el costo de desarrollo del experto es:

Finalmente se ha obtenido el resultado parcial de la evaluación económica del proyecto: Cuanto cobra un experto en el mercado Vs. Cuando cobramos nosotros (Petrochem). Sin embargo, el costo cobrado por Petrochem, el cual se deriva del experto, no necesariamente puede que cubra el costo de oportunidad de cada uno de los expertos implicados en el desarrollo del proyecto. Para realizar esta evaluación el parámetro empleado es: Salario esperado en base mensual en la industria que ganaría uno de nuestros desarrolladores Vs el Salario equivalente obtenido por el desarrollo del proyecto en base mensual. En primer lugar, se obtiene el precio a recibir por la empresa (equivalente al costo por hombre) del proyecto, en un trabajo se laboran 160 horas estándar al mes (8Hr x 5 Dias x 4 Semanas), el proyecto se trabajaron 128 horas en total, así realizando una regla de 3 simple se obtiene el Salario equivalente mensual del proyecto por persona. El salario recibido en la industria se incrementa en cada escenario ya que, si el consultor recibe mejor sueldo, puede implicar un entorno económico más prospectivo para la industria, luego este debería incrementarse para guardar dicha relación. Por otra parte, internamente se decidió al menos un 3% de margen adicional al sueldo base de la industria para considerar atractiva la venta de la herramienta:


Escenario

Mercado 1

Escenario

Mercado 2

Escenario

Mercado 3

Escenario

Mercado 4



Expert Consultant

Total Human Resources 1

Total Development Weeks 4 4 4 4 4

Total Hours Worked /Project 40 160 160 160 160


Internal Project Evaluation Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4

Equivalent Expected Wage on a monthly basis 2,500$ 2,700$ 3,000$ 3,300$

Equivalent Project Wage on a monthly basis 2,240$ 2,800$ 3,360$ 3,920$

Incomes per men (U$) 1792 2240 2688 3136

Total Hours Worked /Project- men 128 128 128 128

Sstandar Total Hours Worked/month 160 160 160 160

Profit /Loss Margin % -10% 4% 12% 19%

Mín. Profit /Loss Margin % 3.0% 3.0% 3.0% 3.0%


Costo de software

El software más parecido en el mercado en términos de funcionalidad y finalidad de la herramienta para realizar la evaluación es OLI Studios: Stream Analizer + Scale chem, aunque Scale Chem sólo realiza una evaluación de formación de scales, conocer su valor comercial proporciona una visión del mercado. Se pudo obtener una cotización para fines académicos, la cotización suministrada por OLI Studios es la siguiente:

Se utilizará un término de licencia anual multiusuario ya que nuestra herramienta PetroChem contará con una renovación anual, siendo así el costo por 4290 USD.


La evaluación obtenida es la siguiente:

Tabla 11: Evaluación Económica ( Goodwill = 35%, Semanas desarrollo experto = 4)

Gráficamente se obtiene que el costo del experto (línea roja) Vs el costo de un software de mercado (línea verde) crean la “envolvente” del mercado, en teoría nuestro producto para ser competitivo debe encontrarse en esta región ya que si se ofrecen productos con características muy similares no se debería por encima o por debajo de este rango. Aunque el precio ofrecido por PetroChem es inferior al precio de desarrollo del consultor, la empresa a la cual se oferte puede captar esta brecha como una diferencia por la experiencia de los desarrolladores, siendo Petrochem una empresa nueva en el mercado, la cual en teoría esta capturada en el factor goodwill, y decida elegir la herramienta del experto. Por lo cual se concluye que no solamente un precio menor garantiza el éxito en la negociación, es necesario convencer en otros factores como confiabilidad y crédito en el mercado.


Escenario

Mercado 1

Escenario

Mercado 2

Escenario

Mercado 3

Escenario

Mercado 4





Project Dev.







Expert Consultant

Total Human Resources 1

Total Development Weeks 4 4 4 4 4

Total Hours Worked /Project 40 160 160 160 160


Software

OLI Studio: Stream Analyzer + Scale Chem

* Network concurrency ( 1 Year - Annual Payment) 4,290$ 4,290$ 4,290$ 4,290$ 4,290$

** Based on academical quotation


Gráfica 1: Pricing Evaluación Económica

Considerando la evaluación interna, se cubre el costo de oportunidad interno a partir de 50 USD el costo por hora:

Gráfica 2: Margen espetado del proyecto.

De manera adicional, se presentan los componentes básicos para la evaluación económica y financiera de un proyecto de waterflooding, en caso de que el lector considere profundizar en ellos o se despierte su curiosidad:

a. Identificación conceptual de los impactos esperados a nivel financiero

A continuación, se mencionan los primeros componentes identificado s de CAPEX, OPEX, y revenues en un proyecto de waterflooding.

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

$40 $50 $60 $70

VERY EXPERIENCED MAN-HOUR COST (U$/HR)

Expected Project Margin

Profit /Loss Margin % Mín. Profit /Loss Margin %


CAPEX: Contempla las inversiones necesarias para el desarrollo del proyecto y su puesta en marcha:

Perforación y completamiento

Seguridad

HR: Servicios de profesionales y técnicos

Costo equipo de perforación

Unidad de geología

Unidad de Lodos

Tratamiento de desechos

Servicios de AIT

Conversión de Pozos

Acondicionamiento

Cementación y bombeo

Adecuación de vias

Equipo de Workover

Alquiler de materiales

Servicios totales

Infraestructura de inversión

Trabajos por cañoneo

OPEX: Contempla los costos requeridos por el proyecto durante su ciclo de vida

Costos Fijos

Mantenimiento unidad de bombeo

Costos Variables

Tratamiento Agua de inyección Transporte Dilución

OTROS COSTOS Y GASTOS Regalías Impuestos G&A


REVENUES Dependiendo de la empresa se establece el marcador de venta del crudo, en este caso se asume que el crudo se vende a calidad Vasconia Exportación FOB (24°API/1%S) indexado a referencia BRENT ICE con un diferencial o spread que fluctua en el mercado. Indicadores macroeconómicos de interés: Las siguientes variables deben ser contempladas en orden de dimensionar su magnitud en la evaluación del proyecto:

Inflación Colombia

Inflación Estado Unidos

Tasas de crecimiento anuales de costos

Tasas de cambio USD/COP.

Plazo del proyecto: Evaluación inicial a 5 años Temporalidad del proyecto: Se define como las fechas estimadas de inicio y finalización del proyecto Fecha Estimada de inicio: 1/Jul/2017 Fecha Estimada de Finalización: 1/Jul/2022 Estimación RWAAC: El RWAAC (Weighted average cost of capital) se refiere al costo de capital en el cual cada categoría es ponderada, en Colombia particularmente para Ecopetrol esta alrededor de 12%. No obstante, se recomienda realizar una investigación más densa ya que dependiendo de la finalidad 12% del proyecto el costo de oportunidad tomado por el inversionista es diferente por lo que el RWAAC de un proyecto de Exploración es diferente al RWAAC de un proyecto de Optimización de producción o recobro, aún más considerando el entorno fluctuante de precios de petróleo actual. Estructura inicial del flujo de caja: La siguiente es la estructura inicial del flujo de caja del proyecto considerando las variables descritas anteriormente. Análisis de riesgo Variables de impacto: A continuación, se listan las variables identificadas como potenciales aportadores de volatilidad en el proyecto

Inflación

Porosidad del yacimiento


Tasa de inyección de agua

Tasa de producción

Saturación de aceite irreducible

Costo de producción por barril

6. EVALUACIÓN SOCIOAMBIENTAL PRELIMINAR: Partiendo del riesgo existente de contaminación de acuíferos por contacto del agua de inyección, se tiene que con base en el artículo 27 del decreto 3930 del 25 de octubre de 2010 en cuanto la reinyección de las aguas provenientes de la exploración y explotación petrolífera, las siguientes condiciones: “se permitirá sólo en caso de no impedir el uso actual o potencial de un acuífero asociado al yacimiento, así mismo un estudio de impacto ambiental será requerido para el otorgamiento de la licencia ambiental que evalúe la posible afectación…”. En este sentido, se usan criterios de calidad admisibles para la destinación del recurso para consumo humano y doméstico, soportados en los artículos 37, 38 y 39 del decreto 2115 de 1984, en donde se establecen los valores de referencia aptos para tales fines y donde la condición de valor “no detectable” se entenderá que es la establecida por el método aprobado por el ministerio de salud Además, no se aceptará película visible de grasas y aceites flotantes, radioisótopos y otros no removibles por tratamiento convencional que puedan afectar la salud humana. La evaluación de riesgos se contempla en la herramienta a través de una matriz donde se declaran las amenazas vs vulnerabilidad y se consideran los siguientes criterios:

Para la vulnerabilidad: Se definen las características del medio, tales como: espesor del acuífero potencialmente aprovechable (ft), profundidad del acuífero (ft), presencia de sello (si-no), espesor del sello (ft), presencia de falla comunicante desde el acuífero hacia la zona de inyección de agua (si-no), tipo de falla, profundidad de inyección (ft). Se asignan valores de peso y se pondera para obtener un resultado clasificado en: muy alto, alto, medio, bajo, muy bajo y sin riesgo.

Tabla 12: Matriz de vulnerabilidad socioambiental, from Petrochem tool.

Para la amenaza:

Considera las características fisicoquímicas del agua de inyección en contraste con los límites permisibles para el consumo humano y doméstico. Éstos se categorizarán como: muy alto, alto, medio, bajo, muy bajo y sin riesgo. Los valores tomados en consideración para calcular


los parámetros permisibles para consumo doméstico se obtienen de resolución 2115 de 2007.

Tabla 13: Matriz de Amenaza socioambiental, from petrochem tool.

Para la matriz de riesgo:

Se define el nivel de riesgo del agua a inyectar a la formación de interés, con base en la matriz de relación: 𝑅𝑖𝑒𝑠𝑔𝑜 = 𝐴𝑚𝑒𝑛𝑎𝑧𝑎 + 𝑉𝑢𝑙𝑛𝑒𝑟𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑. Ésta garantiza un diagnóstico basado en la normativa ambiental vigente (decreto 2115 de 2007), de manera que no se afecte el recurso hídrico (acuífero) de uso actual o potencial.

Tabla 14: Matriz de riesgo socioambiental, from Petrochem tool.

MATRIZ DE RIESGO Vulnerabilidad 5 4 3 2 1 0

Am

enaz

a

5 Muy alto Alto Alto Alto Medio Medio 4 Alto Alto Alto Medio Medio Bajo 3 Alto Alto Medio Medio Bajo Bajo 2 Alto Medio Medio Bajo Bajo Muy Bajo 1 Medio Medio Bajo Bajo Muy Bajo Muy Bajo

0 Medio Bajo Bajo Muy Bajo Muy Bajo Sin Riesgo

Finalmente, los resultados de la evaluación del riesgo socio ambiental son clasificados como: Muy alto, alto, medio, bajo, muy bajo o sin riesgo y se observan en la siguiente tabla


Tabla 15: Matriz de riesgo socioambiental output, from Petrochem tool.

7. CONCLUSIONES:

1. La herramienta desarrollada permite de manera rápida, fácil y sencilla tener buenas

predicciones de los posibles daños que se podrían generar al inyectar cierto tipo de

agua en un determinado yacimiento, esto gracias a las relaciones entre las

propiedades fisicoquímicas del agua y las petrofísicas de la formación.

2. Aunque la herramienta tiene entre sus objetivos ser de funcionalidad práctica,

pretende que el usuario conozca e ingrese algunos datos que se conocen del análisis

fisicoquímico del agua pero que en ocasiones no se reporta, tal es el caso del tamaño

de los sólidos en suspensión TSS, al usuario obtener de la herramienta el tamaño

máximo recomendado de estas partículas que no causaran bloqueos en función del

tamaño de garganta de poro de su yacimiento.

3. Debido a que la predicción de formación de scales es un factor bastante delicado y

difícil de determinar con un solo método, se contemplan cinco diferentes índices de

saturación que ayudan al usuario a tomar una decisión con respecto a la probabilidad

que existe de una precipitación de scales debida al agua que se desea inyectar en la

formación.

4. Seleccionar un enfoque de evaluación financiera orientado al costo de diseño y elaboración de la herramienta propuesta Vs. el costo actual en que incurre una compañía petrolera para cubrir la funcionalidad de analizar la calidad de agua de inyección es el más práctico y adaptable para este tipo de proyectos de desarrollo tecnológico; se determinó que la variable costo por hora hombre de un experto sería la más adecuada para realizar el pricing de PetroChem utilizando un factor de Goodwill, se realizó la evaluación comparando el costo de un experto, el costo de Petrochem y el costo de un software comercial -OLI Studio: Scale chem-. Obteniendo que el precio de venta de PetroChem se encuentra entre lo ofrecido por el mercado actual y un costo inferior al experto, dejando la decisión en manos de la negociación. Por otra parte, la evaluación interna arroja que un costo cercano de 20 USD/hora cubre el costo de oportunidad de los desarrolladores de Petrochem.


5. El número de datos a ingresar a la herramienta define la confiabilidad del resultado.

Se realizó un análisis de error que toma el número de datos ingresados en el input dividido entre los valores totales (46 variables) que deberían ser ingresados, se restan a la unidad y se obtienen valores con base en un estimativo de porcentaje de error.

6. La matriz de riesgos proporciona una visión socio-ambiental del tipo de agua a inyectar basada en el supuesto de presencia de acuífero en la zona de interés (waterflooding) expuesto a una inyección, por tanto se condiciona con base en la resolución 2115 de 2007, para el recurso (agua) de uso actual o potencial, humano y doméstico, otorgando así un nuevo criterio de calidad, de manera que el usuario pueda tomar decisiones responsables.

8. BIBLIOGRAFÍA

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