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Obtener información inicial a través de la recolección y análisis de muestras de agua producida proveniente de los pozos en explotación, antes de ser tratada y luego de tratada, previo al inicio de las operaciones de reinyección (esto será tomado como línea base, cuyos valores servirán de referencia para los monitoreos siguientes).
Efectuar los análisis químicos de las aguas recolectadas en laboratorios bien equipados y de reconocido prestigio, que utilicen metodologías estandarizadas con la capacidad de proporcionar resultados confiables.
Monitorear periódicamente la calidad del agua producida a inyectarse para contrastar con la línea base y/o los estándares adoptados.

Compatibilidad del agua producida inyectada y los fluidos de la formación objetivo para la inyección.
Compatibilidad del agua producida con la litología de las zonas de confinamiento y objetivo para la inyección.
Capacidad calorífica del agua producida inyectada.

La descarga del efluente no deberá incrementar en más de 3º C la temperatura del cuerpo receptor, considerándose este valor a partir de un radio de 500 metros en torno al punto de emisión (se ha considerado un radio referencial de 100 m para el subsuelo).
La concentración promedio anual de cloruros en el punto de control del cuerpo receptor, no deberá ser mayor a 250 mg/l. De presentar el cuerpo receptor concentraciones naturales superiores a 250 mg/l antes del punto de emisión, el o los efluentes podrán incrementar la concentración de cloruros hasta en 10 mg/l medido en el punto establecido.

Distribución del tamaño de partículas.
Filtración o inyectividad (pruebas de membrana y/o inundación en cores).

Obtener información inicial a través de la recolección y análisis de muestras de agua subterránea, de los pozos de observación, al inicio de las operaciones de reinyección (esto será considerado como línea base, cuyos valores servirán de referencia para los monitoreos siguientes).
Efectuar los análisis químicos de las aguas recolectadas en laboratorios bien equipados y de reconocido prestigio, que utilicen metodologías estandarizadas con la capacidad de proporcionar resultados confiables.
Monitorear periódicamente la calidad del agua subterránea para contrastar con la línea base y/o los estándares adoptados.

API: "American Petroleum Institute", formada en 1917 para organizar la industria petrolera, a fin de ordenar la demanda de petróleo durante la primera guerra mundial. Es una organización sin fines de lucro, que sirve para coordinar y promover el interés de la industria petrolera en su relación con gobierno y otros.

Arcillas: son minerales muy pequeños con una micro estructura en capas y un gran área de superficie, los materiales arcillosos están formados por pequeñas partículas que son clasificadas según su estructura dentro de un grupo específico denominado minerales arcillosos.

Área: división geográfica de mayor escala, donde se realizan operaciones de exploración y/o producción.

Arenamiento: fenómeno donde material de la formación viaja hacia el pozo y la superficie como parte de los fluidos producidos.

Arenisca: roca sedimentaria clástica formada por granos de arena cuyo tamaño varía entre 2 – 0,0625 mm.

Asfaltenos: Son depósitos orgánicos que provienen de la perturbación del equilibrio de los crudos, y pertenecen al grupo de los bitúmenes, en el cual se encuentran también los maltenos y las resinas.

Buzamiento: mide el ángulo entre el plano a estudiar y el plano horizontal.

Cementación: Proceso por el cual se bombea al pozo una mezcla de cemento que al fraguarse o endurecerse proporciona sustentación a la tubería de revestimiento dando hermeticidad contra la filtración de fluidos de formación.

Campo: proyección en superficie del conjunto de yacimientos de hidrocarburos con características similares y asociados al mismo rasgo geológico.

Cañoneo: método que consiste en perforar la tubería de revestimiento para hacer fluir gas natural y/o petróleo del yacimiento hacia el pozo.

Cizallamiento: fuerza paralela a la superficie de los cuerpos.

Compactación: es el proceso físico donde los sedimentos son consolidados, resultando una reducción de los poros entre los granos.

Completación: es la preparación de un pozo para ponerlo en producción económicamente. Después que un pozo es entubado y cementado, cada horizonte productivo es puesto en contacto permanente con el pozo, permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia la superficie a través de la tubería de producción y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. El contacto con cada horizonte puede ser alcanzado directamente (a hueco abierto) o por cañoneo a través de la tubería de revestimiento. Otra definición.- Trabajos posteriores a la perforación que tienen por objeto poner el pozo en condiciones de producir.

Compresión: es el proceso donde se obliga a un cuerpo a reducir su volumen.

Consolidación: este término está relacionado con los sedimentos que se han compactado y cementado hasta el grado de convertirse en un sólido. Las consecuencias típicas de consolidación incluyen un aumento en la densidad y la velocidad acústica, y una disminución en la porosidad.

Corte de agua: representa el porcentaje de agua que se produce con un barril de petróleo.

Diferencial de presión: (pe-pwf) (Drawdown). Es la diferencia entre la presión existente en el límite exterior de un pozo y la presión de fondo de producción del mismo.

Emulsión: es la formada cuando un líquido inmiscible disperso en otro y usando un químico, reduce la tensión interfacial entre los dos, logrando la estabilidad.

Esfuerzo: es la fuerza aplicada a un cuerpo pudiendo éste resultar deformado o tensionado.

Estimulaciones: técnicas de rehabilitación aplicadas a los pozos, para estimular su capacidad productora. Entre estas técnicas se encuentran: forzamiento de arena con petróleo, forzamiento de arena con agua, fracturamiento, acidificación, lavado de perforaciones y frac pack.

Fino: es aquella partícula que posea un tamaño entre el rango de 44 a 74 micrones.

Formación: se refiere a estratos rocosos homogéneos de cualquier tipo, usados particularmente para describir zonas de roca penetrada durante la perforación.

Fracturamiento: es una forma de permitir el acceso a los poros de la formación que contiene hidrocarburos. Se dirige fluido a alta presión hacia la roca, causando su ruptura. Para mantener la ruptura abierta se emplean aditivos (agentes de sostén).

Fracturación: Forma de abrir artificialmente una formación para incrementar la permeabilidad y el flujo de petróleo al fondo del pozo. Los métodos de fracturación son:
a) Por acidificación, a través de la inyección de ácidos para disolver depósitos de caliza.
b) Por explosión, aplicando cargas explosivas para quebrar la formación.
c) Hidráulica, con el bombeo de líquidos a presión para abrir la formación.

Gas natural: una mezcla de hidrocarburos gaseosos que se encuentra en muchos tipos de roca sedimentaria y estrechamente relacionadas a petróleo crudo, diferenciándose de ésta en el rango de hidrocarburos y sus constituyentes. El gas natural es principalmente parafínico, consiste principalmente de metano, con proporciones significativas de etano, propano, butano y algo de pentano, y usualmente nitrógeno y dióxido de carbono. Otra definición.- Es el gas natural asociado y no asociado, en su estado natural. Puede ser húmedo si tiene condensado, o ser seco si no tiene condensado.

Grado API: clasificación para petróleo con propósitos particulares en función de su densidad. Numéricamente el valor es obtenido de la fórmula: [141.5 / Grav. Espec. A 16° C] – 131.5.
Rehabilitación de Pozos (RA/RC): operación programada que se realiza con fines de reestablecer y/o mejorar la capacidad del intervalo productor de un pozo, o de cambiar el horizonte de producción por otro ubicado a mayor o menor profundidad. Presenta el esfuerzo requerido para ejecutar trabajos de estimulaciones, reparaciones, recañoneo y/o terminación a pozos.

Reparación: trabajos que se hacen únicamente en las instalaciones de superficie o de subsuelo de los pozos con fines de corregir inconvenientes o desperfectos mecánicos que disminuyan o impidan la producción de pozos.

Reservas posibles: estimado de reservas de petróleo o gas en base a datos geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas.

Reservas probables: estimado de las reservas de petróleo y/o gas en base a estructuras penetradas, pero requiriendo confirmación más avanzada para podérseles clasificar como reservas probadas.

Reservas probadas: la cantidad de petróleo y gas que se estima recuperable de campos conocidos, bajo condiciones económicas y operativas existentes.

Reservas recuperables: la proporción de hidrocarburos que se puede recuperar de un yacimiento empleando técnicas existentes.

RGP: es la proporción de petróleo y gas obtenida en un pozo productor bajo condiciones de presión y temperatura dadas.

Petróleo: una mezcla líquida de muchas sustancias, principalmente compuestas de hidrógeno y oxígeno. El petróleo crudo varía en apariencia desde incoloro hasta completamente negro, tiene una capacidad calorífica entre 18,300 a 19,500 Btu por libra y una gravedad específica entre 0.78 y 1.00 (correspondiente a 50° API y 10° API, respectivamente). De acuerdo a su gravedad se clasifican en:

Crudo Liviano > 30° API.
Crudo Medio 22-30°API.
Crudo Pesado < 22° API.

Poro: es el espacio vacío que posee la roca donde se puede almacenar aire, agua, hidrocarburo u otro fluido. El porcentaje de espacio vacío es la porosidad de la roca.

Pozo: hoyo que ha sido terminado apropiadamente con los aditamentos requeridos, para traer a la superficie la producción de gas y/o petróleo de un yacimiento.
Pozo abandonado: un pozo que actualmente no está produciendo, debido a que fue originalmente seco (dry hole) o debido a que ha cesado de producir. La regulación peruana requiere que los pozos abandonados sean taponados para prevenir la contaminación de petróleo, gas o agua desde un estrato hacia otro.
Pozo de gas: hoyo que tiene como objetivo de extraer gas natural y llevarlo hasta la superficie.
Pozo APA:Pozo abandonado permanentemente.
Pozo ATA: Pozo abandonado temporalmente.
Pozo Confirmatorio:Pozo que se perfora para evaluar los reservorios de hidrocarburos descubiertos.
Pozo DPA:Pozo abandonado durante la perforación.
Pozo de Desarrollo: Pozo que se perfora para la producción de los hidrocarburos descubiertos.
Pozo Exploratorio: Pozo que se perfora con el propósito de descubrir un nuevo reservorio o para determinar la estratigrafía de un área.
Pozo Inactivo: Pozo cerrado.
Presión de poro: es la presión del yacimiento.
Producción: Todo tipo de actividades en el Area de Contrato o fuera de ella en la que resulte necesario, cuya finalidad sea la extracción y manipuleo de hidrocarburos y que incluye la operación y reacondicionamiento de pozos, instalación y operación de equipos, tuberías, sistemas de transporte y almacenamiento, tratamiento y medición de hidrocarburos y todo tipo de métodos de recuperación primaria y secundaria.
Producción Fiscalizada: Petróleo, gas natural o condensados producidos en el área de contrato y medido en un punto de fiscalización de la producción.
Perfilaje (o registro): Registración que se realiza en el pozo luego de la perforación mediante instrumentos de medición eléctricos, sónicos y nucleares que transmiten información sobre la composición de las rocas, el contenido de los fluidos (petróleo, gas, agua), porosidad o permeabilidad así como las profundidades a que se encuentran. El perfilaje es realizado por compañías especializadas.
Permeabilidad: es la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos o capacidad de los fluidos para desplazarse entre los espacios que conectan los poros de una masa porosa.
Porosidad: Porcentaje del volumen total de una roca constituido por espacios vacíos. La porosidad efectiva es el volumen total de los espacios porosos interconectados de manera que permitan el paso de fluidos a través de ellos.
Reservas Probadas: Las reservas probadas se atribuyen a reservorios conocidos y son cantidades estimadas que pueden, con razonable certeza, ser recuperadas bajo las condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones gubernamentales vigentes. Las condiciones económicas vigentes incluyen precios y costos prevalecientes a la fecha del estimado.
Reservas Probables: Las reservas probables son cantidades estimadas a una fecha específica, para la cual el análisis de los datos de ingeniería y geología indican que podrían ser económicamente recuperables de acumulaciones conocidas con un grado de probabilidad tal que sugiere su existencia pero no lo suficiente para ser clasificada como probada. En este contexto, cuando los métodos probabilísticos son usados, se debe obtener un nivel de confianza de por lo menos 50% para la suma de las reservas probadas y probables.
Reservas Posibles: Las reservas posibles son las cantidades estimadas a una fecha específica, para la cual el análisis de los datos de ingeniería indican que podrían ser recuperadas económicamente a partir de los depósitos descubiertos con un moderado grado de probabilidad, que sugiere su existencia pero no lo suficiente para ser clasificado como probable. Cuando los métodos probabilísticos sean usados, el término posible deberá implicar un nivel de confianza de al menos 10% para la suma de las reservas probadas, probables y posibles.
Reservorio. Estrato o estratos bajo la superficie que forman parte de un yacimiento, que estén produciendo o que se haya probado que sean capaces de producir hidrocarburos y que tienen un sistema común de presión en toda su extensión.
Viscosidad: la resistencia de un líquido al movimiento o flujo; normalmente se abate al elevar la temperatura.
Sísmica: T écnica para determinar la configuración de las capas geológicas en el subsuelo.
Trampa:Estructura geológica donde se acumulan hidrocarburos formando un yacimiento
Yacimiento: Superficie debajo de la cual existen uno o más reservorios que estén produciendo o que se haya probado que son capaces de producir hidrocarburos. : acumulación de petróleo y/o gas en roca porosa tal como arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (petróleo, gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el petróleo la parte intermedia y el agua la parte inferior.

REINYECCIÓN
¿Qué es Reinyección?. Las aguas producidas se destinan a cuerpos de agua superficiales (quebradas, lagos, y ríos). Las pozas API minimizan el contenido de petróleo y grasa en las aguas producidas, pero no tienen ningún impacto en la alta temperatura, alta salinidad, y alto contenido de bario en estas aguas. La reinyección de todas las aguas producidas es la única manera de evitar impactos en las aguas superficiales causados por la alta salinidad, alta temperatura, y alto contenido de metales en esta aguas, depositar las aguas de producción al subsuelo sin contaminar las aguas subterráneas por minimizar costos por eso debemos estar atentos con nuestros técnicos para que realicen una buena reinyección.
INSTALACIÓN DE FACILIDADES DE INYECCIÓN EN SUPERFICIE IMPACTOS POSIBLES O RIESGOS CARACTERISTICAS Y CALIDAD DEL AGUA DE REINYECCION GLOSARIO
I. INSTALACIÓN DE FACILIDADES DE INYECCIÓN EN SUPERFICIE
Tendido de Líneas de Inyección En la batería de producción se requiere instalar tanques de gran capacidad para recepcionar el agua producida antes de la derivación hacia el pozo inyector; luego construir la línea de inyección de agua, desde la batería hasta el pozo inyector (en esta fase se realizarán pruebas de presión hidráulica). Esta línea será tendida por el mismo derecho de vía de la línea de producción anterior. Bombas El agua a reinyectar será impulsada por bombas que actúan como booster, para mantener la presión en toda la línea desde la batería hasta el pozo y se realizarán pruebas de bombeo. Finalmente, se instalará el sistema de instrumentación en tanques, líneas y bombas de envío, y se realizarán pruebas del sistema. En la plataforma del pozo, inicialmente se requiere la construcción de losas para la instalación de bombas horizontales, para inyección e instalación de sistemas de control de caudales (Variador). El procedimiento operativo se da inicialmente con la llegada del agua, que pasa primero por un tanque pulmón vertical que sirve de amortiguador de las oscilaciones de presión, estabilizándola permanentemente (la frecuencia operativa debe estar en el orden de 60 Hz.), aquí el sistema llega a una presión determinada, con la que succiona la bomba de inyección horizontal multietápica de alta presión, que en su descarga la eleva, venciendo la presión de la formación e inyectando el agua a través de los poros de la misma. Sistemas de Tratamiento de Agua Producida El agua de producción proviene principalmente de la separación física del fluido procesado en la unidad de estabilización de petróleo; tanto del separador trifásico como de un filtro, previamente desgasificado con lo que se consigue la remoción de los hidrocarburos gaseosos absorbidos en este. El sistema de tratamiento primario del agua de producción básicamente consiste de una primera separación física del hidrocarburo líquido contenido en ella, el hidrocarburo es separado del agua por diferencia de densidades (tanque gun barrel). Posteriormente, se le añadirá al agua que sale de este tanque un agente químico desemulsificante, con la finalidad de romper la emulsión formada entre el agua y el hidrocarburo líquido residual. El agua obtenida del proceso anterior es direccionada hacia unos tanques desnatadores donde se logra separar la nata de aceite restante del agua y así obtener agua con bajos niveles de concentración de aceites & grasas (para los fines 5 ppm). En estas condiciones es que se tomará el agua para reinyectarla al subsuelo. El reservorio donde se piensa inyectar es una arena de muy buena permeabilidad que no contiene hidrocarburos. Productos químicos para el Tratamiento del Agua Producida Los productos químicos que se utilizarán en las locaciones son: Inhibidor de incrustaciones, Inhibidor de corrosión, Secuestrante de oxígeno y Biocida, Clarificador y Clarificador para emulsión inversa. ARRIBA :.:

II IMPACTOS POSIBLES O RIESGOS
Impactos en la Fase de Reinyección • Impacto: Posible comunicación vertical en subsuelo En general, en cualquier proyecto de reinyección existe siempre el riesgo potencial de la comunicación vertical del agua residual inyectada con acuíferos más superficiales, ya sea por el fracturamiento del estrato confinante durante el proceso de inyección, por mal sello de la formación confinante o por efecto geológico (como fracturas y fallas comunicantes). Que es una fractura o falla? Como puede pasar? Sin embargo, en el área se tendría que analizar y describir los eventos tectónicos si existen, tales como fracturas y fallas no sellantes que puedan facilitar la migración vertical del agua. Además, las unidades litológicas confinantes suprayacentes al reservorio deberán presentar un gran espesor. Para controlar y minimizar el riesgo mencionado, los parámetros de inyección considerados para la disposición del agua residual no sobrepasarán los límites de presión, que podrían conducir el fracturamiento de la formación confinada. Además, se deben revisar los registros de cementación (como son estos registros, que esta notado?) de los pozos productores cercanos a los pozos inyectores, para así poder monitorear el proceso de reinyección en los pozos de observación o control. • Impacto: Alteración de la calidad del acuífero objetivo Al momento de evaluar este impacto se debe tener en cuenta que el reservorio se encuentra a una profundidad considerable (promedio de 1800 ma 2000m) y que contiene agua salada no apta para el consumo humano ni para la agricultura, por lo cual no sería como acuífero productor de agua. Cabe indicar que el frente de agua residual en el acuífero confinado será sometido a procesos de difusión y dispersión longitudinal y transversal, que favorecerá la mezcla con el agua nativa, para alcanzar, progresivamente, las características del agua del acuífero. Por lo tanto, es recomendable efectuar un análisis químico completo del agua a disponerse, en forma periódica, a fin de conocer la variación de la calidad de agua a disponerse, y así prevenir cualquier problema a nivel del pozo inyector y del acuífero receptor del agua. – es posible que el acuífero se llena? Se estima que los volúmenes de agua del acuífero objetivo representan un orden de magnitud mucho mayor que el volumen a inyectarse durante el periodo que dure el proyecto. Evidentemente esto facilitará el poder de dilución de las aguas subterráneas, de tal manera que el impacto inicial que se pueda generar alrededor del pozo se verá disipado a medida que avanza el frente de agua inyectada. El caudal y presión del agua inyectada, así como la calidad del fluido a disponerse en la formación objetivo deberán ser controlados permanentemente, a fin de prevenir el taponamiento del acuífero objetivo donde se dispone el agua de producción, por la incompatibilidad de las aguas presentes con las inyectadas, que conlleven a reacciones fisicoquímicas perjudiciales para el proceso y en consecuencia desencadenen diversos problemas operativos. De ocurrir el taponamiento de la formación confinada, el agua inyectada podría migrar hacia la superficie y alcanzar acuíferos superiores, con el consecuente daño ecológico. Impacto: Alteración de la dinámica del acuífero El avance del frente de agua inyectada estará en función del volumen inyectado y de las propiedades del acuífero receptor. Cabe indicar que el frente de agua residual inyectado se desplazará, inicialmente, como flujo radial por efecto de la presión de inyección, y después avanzará en la dirección y con la velocidad del agua subterránea. Por el balance de masas que se ha evaluado en función de los volúmenes del acuífero receptor y el volumen inyectado, las características de flujo del acuífero ( no deberían variar en lo regional y sólo se verá afectado alrededor de los pozos inyectores. La actividad de sellado de la perforación se considera que producirá un impacto positivo, en cuanto a evitar posibles afectaciones en la calidad del agua subterránea. Impacto: Recuperación de la dinámica subterránea. La descompactación de suelos podría mejorar la capacidad de infiltración del suelo, mejorando a su vez, la recarga del acuífero, que afectará también el nivel freático. La resiembra/reforestación podría afectar positivamente la dinámica subterránea, al restaurar la capacidad de infiltración y recuperar la recarga del acuífero. Además, el fin del proyecto de reinyección del agua de producción, significará que el frente de agua se desplazará bajo las condiciones dominantes del acuífero, recuperándose la dinámica original. ARRIBA :.:

III CARACTERISTICAS Y CALIDAD DEL AGUA DE REINYECCION
El agua producida contiene sales disueltas, gases (CO, CO2, H2S), además de sólidos en suspensión; los cuales pueden contener en algunos casos vestigios de metales pesados y posiblemente radiación proveniente del estroncio y del radio. La disposición de agua producida en cuerpos de agua superficial incrementa las concentraciones de cloruros, sulfatos, alcalinidad, dureza, metales y sólidos suspendidos; afectando la calidad de sus aguas. Esta situación se revierte con la implementación de proyectos de reinyección, contribuyendo con la recuperación de la calidad del agua de los ríos. En caso se produzca el derrame del agua producida se puede ocasionar la contaminación de los suelos. Asimismo, el tratamiento químico del agua producida previo a la inyección en subsuelo se realiza mediante el agregado de diversos productos químicos, entre los que se destacan biocida, secuestrantes de oxígeno, inhibidores de corrosión y escamas (scale). El eventual derrame o fuga de estos productos químicos o combustibles del sistema de inyección en superficie pueden afectar las características fisicoquímicas del suelo nativo. Las aguas de producción se disponen a una temperatura aproximada de 90 ºC, calentando el agua y el aire, lo que genera un microclima mucho más caliente y húmedo a lo largo de las zonas de descarga. Así mismo, se produce la emisión de gases de olor azufrado Con la implementación del proyecto de reinyección, se dejará de verter el agua producida, mejorando las condiciones micro climáticas en las antiguas zonas de descarga. Monitoreo de la calidad del Agua de Reinyección Para la etapa de reinyección se debe realizar el monitoreo de agua producida, lo que contribuirá a conocer la calidad del agua que se dispone en el subsuelo, y tener una evaluación de la potencial afectación del agua subterránea (acuíferos de agua con nata) por el proceso de reinyección del agua producida. A continuación hacemos una descripción del plan de monitoreo para el control de calidad del agua producida a disponerse: Requerimientos y Riesgos de la Deficiente Calidad del agua de Reinyección Si el agua inyectada contiene sólidos en una cantidad suficientemente grande para taponar la formación (una fracción del tamaño del medio poroso), la inyectividad declinará. El rate de pérdida de inyectividad dependerá del área de completación. Contrariamente, en una inyección por fracturamiento, el área expuesta a completación operará a rates de matriz que no se incrementan. Una completación típicamente entubada y perforada expone una pequeña cantidad de formación y puede ser particularmente sensible a los sólidos suspendidos. En completaciones a hueco abierto y fractura empaquetada se espera que sean menos sensibles (aunque esto no significa insensibilidad) a los sólidos suspendidos, siempre y cuando los sólidos no estén en una cantidad suficientemente grande para taponar los componentes de completación (es decir, ventanas de arena o material empaquetante). Los sólidos pozo abajo que contribuyen al taponamiento pueden incluir no solamente los sólidos que escapan al proceso de filtración en superficie, sino los sólidos generados después del tratamiento del agua (es decir, por corrosión, incrustaciones y bacterias). Consecuentemente, una severa inhibición de la corrosión, inhibición de incrustaciones y control bacterial, así como una mejor filtración, pueden ser requeridos para la inyección a rate de matriz. El contenido de aceite suspendido en el agua inyectada puede también perjudicar a un proceso de inyección subfracturado. Después de que los sólidos suspendidos hayan formado una torta filtrante en la formación expuesta, aún una pequeña cantidad de aceite puede reducir la permeabilidad de la torta filtrante al agua. Cantidades mayores de aceites suspendidos pueden perjudicar la inyectividad reduciendo la permeabilidad de la formación al agua, especialmente en zonas de inyección que inicialmente tienen menos que la saturación movible al aceite. Las técnicas de separación de aceites típicas pueden ser usadas para reducir el contenido de aceites suspendidos a niveles aceptables. Una determinación del grado y tipo de tratamiento requerido para mantener la inyectividad esta típicamente basada en un análisis de toda la data acerca de la caracterización del agua producida y la formación a donde será inyectada, incluyendo datos de la calidad del agua, datos de núcleos y los resultados de las pruebas de pozo. En general, se definen las siguientes medidas para proteger y/o minimizar los problemas de deficiente calidad del agua producida e inyectividad: Obtener información inicial a través de la recolección y análisis de muestras de agua producida proveniente de los pozos en explotación, antes de ser tratada y luego de tratada, previo al inicio de las operaciones de reinyección (esto será tomado como línea base, cuyos valores servirán de referencia para los monitoreos siguientes). Efectuar los análisis químicos de las aguas recolectadas en laboratorios bien equipados y de reconocido prestigio, que utilicen metodologías estandarizadas con la capacidad de proporcionar resultados confiables. Monitorear periódicamente la calidad del agua producida a inyectarse para contrastar con la línea base y/o los estándares adoptados. Parámetros, metodología y valores de referencia Los siguientes datos son usados para definir/predecir la potencial formación de incrustaciones y evaluar la potencial degradación de permeabilidad que puede resultar de una incompatibilidad entre el agua producida inyectada, agua connata y litología de la zona de inyección/confinada (es decir, interacciones adversas roca/fluido). Tal degradación de la permeabilidad puede taponar la formación alrededor del pozo de inyección y reducir la efectividad de las operaciones de inyección, esto es: Compatibilidad del agua producida inyectada y los fluidos de la formación objetivo para la inyección. Compatibilidad del agua producida con la litología de las zonas de confinamiento y objetivo para la inyección. Capacidad calorífica del agua producida inyectada. La concentración y distribución del tamaño de partículas de hidrocarburos dispersos y sólidos suspendidos son importantes características que dan sustento al tratamiento del agua y la inyectividad. Asimismo, el agua producida contiene un amplio rango de materiales disueltos y suspendidos que pueden afectar la inyectividad. Estas substancias se incluyen en el siguiente cuadro. Parámetros y Metodologías para el Agua Producida a Inyectarse Teniendo en cuenta que el agua producida es considerada como un efluentelíquido procedente de un proceso industrial y será dispuesta en un cuerpo hídrico receptor (formación somera con capacidad de almacenamiento a presiones razonables y con estructura de sello apropiada), el efluente deberá cumplir como mínimo lo estipulado en la reglamentación ambiental vigente para el sector (D.S. N° 015-2006-EM y R.M. N° 030-96-EM/DGAA): Valores de Referencia para el Agua Producida a Inyectarse Asimismo, deberá cumplir los siguientes lineamientos: La descarga del efluente no deberá incrementar en más de 3º C la temperatura del cuerpo receptor, considerándose este valor a partir de un radio de 500 metros en torno al punto de emisión (se ha considerado un radio referencial de 100 m para el subsuelo). La concentración promedio anual de cloruros en el punto de control del cuerpo receptor, no deberá ser mayor a 250 mg/l. De presentar el cuerpo receptor concentraciones naturales superiores a 250 mg/l antes del punto de emisión, el o los efluentes podrán incrementar la concentración de cloruros hasta en 10 mg/l medido en el punto establecido. Otras propiedades del agua producida relevantes para la inyectividad incluyen: Distribución del tamaño de partículas. Filtración o inyectividad (pruebas de membrana y/o inundación en cores). Frecuencia y ubicación de puntos de monitoreo Para la ubicación de los puntos de muestreo del agua producida a inyectarse, éstos deberán establecerse al final del proceso de tratamiento en superficie y en la línea de entrada a cada pozo inyector, de tal manera que pueda obtenerse una muestra representativa de la calidad del agua que ingresa a cada pozo. La frecuencia de muestreo será semanal en principio hasta ajustar los sistemas de tratamiento y lograr el estándar requerido, para posteriormente incrementar la frecuencia a quincenal y mensual, dependiendo de los resultados operativos que se obtengan. Monitoreo de Aguas Subterráneas En la medida que el acuífero objetivo donde se inyectará el agua de producción se encuentra a una profundidad mayor a 1,800 m y que presente una estratigrafía suprayacente que minimiza el riesgo potencial de comunicación vertical; no sería necesaria la instalación de pozos de observación someros (freatímetros) para monitorear la calidad de los acuíferos superficiales. En general, se definen las siguientes medidas para proteger y/o minimizar la degradación de acuíferos (EPA-40CFR 131.12): Obtener información inicial a través de la recolección y análisis de muestras de agua subterránea, de los pozos de observación, al inicio de las operaciones de reinyección (esto será considerado como línea base, cuyos valores servirán de referencia para los monitoreos siguientes). Efectuar los análisis químicos de las aguas recolectadas en laboratorios bien equipados y de reconocido prestigio, que utilicen metodologías estandarizadas con la capacidad de proporcionar resultados confiables. Monitorear periódicamente la calidad del agua subterránea para contrastar con la línea base y/o los estándares adoptados. ARRIBA :.:

GLOSARIO DE TÉRMINOS
API: "American Petroleum Institute", formada en 1917 para organizar la industria petrolera, a fin de ordenar la demanda de petróleo durante la primera guerra mundial. Es una organización sin fines de lucro, que sirve para coordinar y promover el interés de la industria petrolera en su relación con gobierno y otros. Arcillas: son minerales muy pequeños con una micro estructura en capas y un gran área de superficie, los materiales arcillosos están formados por pequeñas partículas que son clasificadas según su estructura dentro de un grupo específico denominado minerales arcillosos. Área: división geográfica de mayor escala, donde se realizan operaciones de exploración y/o producción. Arenamiento: fenómeno donde material de la formación viaja hacia el pozo y la superficie como parte de los fluidos producidos. Arenisca: roca sedimentaria clástica formada por granos de arena cuyo tamaño varía entre 2 – 0,0625 mm. Asfaltenos: Son depósitos orgánicos que provienen de la perturbación del equilibrio de los crudos, y pertenecen al grupo de los bitúmenes, en el cual se encuentran también los maltenos y las resinas. Buzamiento: mide el ángulo entre el plano a estudiar y el plano horizontal. Cementación: Proceso por el cual se bombea al pozo una mezcla de cemento que al fraguarse o endurecerse proporciona sustentación a la tubería de revestimiento dando hermeticidad contra la filtración de fluidos de formación. Campo: proyección en superficie del conjunto de yacimientos de hidrocarburos con características similares y asociados al mismo rasgo geológico. Cañoneo: método que consiste en perforar la tubería de revestimiento para hacer fluir gas natural y/o petróleo del yacimiento hacia el pozo. Cizallamiento: fuerza paralela a la superficie de los cuerpos. Compactación: es el proceso físico donde los sedimentos son consolidados, resultando una reducción de los poros entre los granos. Completación: es la preparación de un pozo para ponerlo en producción económicamente. Después que un pozo es entubado y cementado, cada horizonte productivo es puesto en contacto permanente con el pozo, permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia la superficie a través de la tubería de producción y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. El contacto con cada horizonte puede ser alcanzado directamente (a hueco abierto) o por cañoneo a través de la tubería de revestimiento. Otra definición.- Trabajos posteriores a la perforación que tienen por objeto poner el pozo en condiciones de producir. Compresión: es el proceso donde se obliga a un cuerpo a reducir su volumen. Consolidación: este término está relacionado con los sedimentos que se han compactado y cementado hasta el grado de convertirse en un sólido. Las consecuencias típicas de consolidación incluyen un aumento en la densidad y la velocidad acústica, y una disminución en la porosidad. Corte de agua: representa el porcentaje de agua que se produce con un barril de petróleo. Diferencial de presión: (pe-pwf) (Drawdown). Es la diferencia entre la presión existente en el límite exterior de un pozo y la presión de fondo de producción del mismo. Emulsión: es la formada cuando un líquido inmiscible disperso en otro y usando un químico, reduce la tensión interfacial entre los dos, logrando la estabilidad. Esfuerzo: es la fuerza aplicada a un cuerpo pudiendo éste resultar deformado o tensionado. Estimulaciones: técnicas de rehabilitación aplicadas a los pozos, para estimular su capacidad productora. Entre estas técnicas se encuentran: forzamiento de arena con petróleo, forzamiento de arena con agua, fracturamiento, acidificación, lavado de perforaciones y frac pack. Fino: es aquella partícula que posea un tamaño entre el rango de 44 a 74 micrones. Formación: se refiere a estratos rocosos homogéneos de cualquier tipo, usados particularmente para describir zonas de roca penetrada durante la perforación. Fracturamiento: es una forma de permitir el acceso a los poros de la formación que contiene hidrocarburos. Se dirige fluido a alta presión hacia la roca, causando su ruptura. Para mantener la ruptura abierta se emplean aditivos (agentes de sostén). Fracturación: Forma de abrir artificialmente una formación para incrementar la permeabilidad y el flujo de petróleo al fondo del pozo. Los métodos de fracturación son: a) Por acidificación, a través de la inyección de ácidos para disolver depósitos de caliza. b) Por explosión, aplicando cargas explosivas para quebrar la formación. c) Hidráulica, con el bombeo de líquidos a presión para abrir la formación. Gas natural: una mezcla de hidrocarburos gaseosos que se encuentra en muchos tipos de roca sedimentaria y estrechamente relacionadas a petróleo crudo, diferenciándose de ésta en el rango de hidrocarburos y sus constituyentes. El gas natural es principalmente parafínico, consiste principalmente de metano, con proporciones significativas de etano, propano, butano y algo de pentano, y usualmente nitrógeno y dióxido de carbono. Otra definición.- Es el gas natural asociado y no asociado, en su estado natural. Puede ser húmedo si tiene condensado, o ser seco si no tiene condensado. Grado API: clasificación para petróleo con propósitos particulares en función de su densidad. Numéricamente el valor es obtenido de la fórmula: [141.5 / Grav. Espec. A 16° C] – 131.5. Rehabilitación de Pozos (RA/RC): operación programada que se realiza con fines de reestablecer y/o mejorar la capacidad del intervalo productor de un pozo, o de cambiar el horizonte de producción por otro ubicado a mayor o menor profundidad. Presenta el esfuerzo requerido para ejecutar trabajos de estimulaciones, reparaciones, recañoneo y/o terminación a pozos. Reparación: trabajos que se hacen únicamente en las instalaciones de superficie o de subsuelo de los pozos con fines de corregir inconvenientes o desperfectos mecánicos que disminuyan o impidan la producción de pozos. Reservas posibles: estimado de reservas de petróleo o gas en base a datos geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas. Reservas probables: estimado de las reservas de petróleo y/o gas en base a estructuras penetradas, pero requiriendo confirmación más avanzada para podérseles clasificar como reservas probadas. Reservas probadas: la cantidad de petróleo y gas que se estima recuperable de campos conocidos, bajo condiciones económicas y operativas existentes. Reservas recuperables: la proporción de hidrocarburos que se puede recuperar de un yacimiento empleando técnicas existentes. RGP: es la proporción de petróleo y gas obtenida en un pozo productor bajo condiciones de presión y temperatura dadas. Petróleo: una mezcla líquida de muchas sustancias, principalmente compuestas de hidrógeno y oxígeno. El petróleo crudo varía en apariencia desde incoloro hasta completamente negro, tiene una capacidad calorífica entre 18,300 a 19,500 Btu por libra y una gravedad específica entre 0.78 y 1.00 (correspondiente a 50° API y 10° API, respectivamente). De acuerdo a su gravedad se clasifican en: Crudo Liviano > 30° API. Crudo Medio 22-30°API. Crudo Pesado < 22° API. Poro: es el espacio vacío que posee la roca donde se puede almacenar aire, agua, hidrocarburo u otro fluido. El porcentaje de espacio vacío es la porosidad de la roca. Pozo: hoyo que ha sido terminado apropiadamente con los aditamentos requeridos, para traer a la superficie la producción de gas y/o petróleo de un yacimiento. Pozo abandonado: un pozo que actualmente no está produciendo, debido a que fue originalmente seco (dry hole) o debido a que ha cesado de producir. La regulación peruana requiere que los pozos abandonados sean taponados para prevenir la contaminación de petróleo, gas o agua desde un estrato hacia otro. Pozo de gas: hoyo que tiene como objetivo de extraer gas natural y llevarlo hasta la superficie. Pozo APA:Pozo abandonado permanentemente. Pozo ATA: Pozo abandonado temporalmente. Pozo Confirmatorio:Pozo que se perfora para evaluar los reservorios de hidrocarburos descubiertos. Pozo DPA:Pozo abandonado durante la perforación. Pozo de Desarrollo: Pozo que se perfora para la producción de los hidrocarburos descubiertos. Pozo Exploratorio: Pozo que se perfora con el propósito de descubrir un nuevo reservorio o para determinar la estratigrafía de un área. Pozo Inactivo: Pozo cerrado. Presión de poro: es la presión del yacimiento. Producción: Todo tipo de actividades en el Area de Contrato o fuera de ella en la que resulte necesario, cuya finalidad sea la extracción y manipuleo de hidrocarburos y que incluye la operación y reacondicionamiento de pozos, instalación y operación de equipos, tuberías, sistemas de transporte y almacenamiento, tratamiento y medición de hidrocarburos y todo tipo de métodos de recuperación primaria y secundaria. Producción Fiscalizada: Petróleo, gas natural o condensados producidos en el área de contrato y medido en un punto de fiscalización de la producción. Perfilaje (o registro): Registración que se realiza en el pozo luego de la perforación mediante instrumentos de medición eléctricos, sónicos y nucleares que transmiten información sobre la composición de las rocas, el contenido de los fluidos (petróleo, gas, agua), porosidad o permeabilidad así como las profundidades a que se encuentran. El perfilaje es realizado por compañías especializadas. Permeabilidad: es la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos o capacidad de los fluidos para desplazarse entre los espacios que conectan los poros de una masa porosa. Porosidad: Porcentaje del volumen total de una roca constituido por espacios vacíos. La porosidad efectiva es el volumen total de los espacios porosos interconectados de manera que permitan el paso de fluidos a través de ellos. Reservas Probadas: Las reservas probadas se atribuyen a reservorios conocidos y son cantidades estimadas que pueden, con razonable certeza, ser recuperadas bajo las condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones gubernamentales vigentes. Las condiciones económicas vigentes incluyen precios y costos prevalecientes a la fecha del estimado. Reservas Probables: Las reservas probables son cantidades estimadas a una fecha específica, para la cual el análisis de los datos de ingeniería y geología indican que podrían ser económicamente recuperables de acumulaciones conocidas con un grado de probabilidad tal que sugiere su existencia pero no lo suficiente para ser clasificada como probada. En este contexto, cuando los métodos probabilísticos son usados, se debe obtener un nivel de confianza de por lo menos 50% para la suma de las reservas probadas y probables. Reservas Posibles: Las reservas posibles son las cantidades estimadas a una fecha específica, para la cual el análisis de los datos de ingeniería indican que podrían ser recuperadas económicamente a partir de los depósitos descubiertos con un moderado grado de probabilidad, que sugiere su existencia pero no lo suficiente para ser clasificado como probable. Cuando los métodos probabilísticos sean usados, el término posible deberá implicar un nivel de confianza de al menos 10% para la suma de las reservas probadas, probables y posibles. Reservorio. Estrato o estratos bajo la superficie que forman parte de un yacimiento, que estén produciendo o que se haya probado que sean capaces de producir hidrocarburos y que tienen un sistema común de presión en toda su extensión. Viscosidad: la resistencia de un líquido al movimiento o flujo; normalmente se abate al elevar la temperatura. Sísmica: T écnica para determinar la configuración de las capas geológicas en el subsuelo. Trampa:Estructura geológica donde se acumulan hidrocarburos formando un yacimiento Yacimiento: Superficie debajo de la cual existen uno o más reservorios que estén produciendo o que se haya probado que son capaces de producir hidrocarburos. : acumulación de petróleo y/o gas en roca porosa tal como arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (petróleo, gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el petróleo la parte intermedia y el agua la parte inferior. ARRIBA :.: