Selección de pozos con oportunidad de re-inyección para facilitar el manejo del agua de formación en superficie en el campo maduro espol ubicado en la cuenca oriente ecuatoriana

Abstract

Los yacimientos de hidrocarburos establecen que todo el petróleo y el gas producido arrastra agua; a esta se la denomina agua de formación (Jimenez & Paucar, 2011). El agua de formación puede tener altas concentraciones de sales minerales y elementos contaminantes (Irua, 2017). Inicialmente en el sector petrolero, el agua de formación era desechada al medio ambiente, lo que causó graves impactos (Barba & Martinez, 2009). Los campos maduros en Ecuador cuyo principal reservorio es la formación Hollín, producen agua de formación en volúmenes considerables. Según algunos autores, con la producción de cada barril de petróleo se genera de dos a tres barriles de agua (Ayala et al., 2020). El constante incremento de producción de agua de formación en pozos productores constituye uno de los problemas que tienen que afrontar las empresas operadoras, incidiendo en costos de personal, infraestructura y tratamiento del agua de formación. (Barrera & Obando, 2019). La limitación de infraestructura para almacenar y tratar altos volúmenes de líquido en superficie ha llevado a que las compañías de petróleo y gas busquen alternativas para desechar el agua de formación. Según Peralta & Dumani (2017), una alternativa es la re-inyección de agua de formación en reservorios o arenas que no son productoras de petróleo mediante pozos perforados para este fin o pozos cuyo índice económico es bajo y que se han intervenido y reacondicionado para convertirse a re-inyectores.