Análisis y control de la acumulación de incrustaciones para la inyección de agua en mezcla en el área petrolera Shuanghe del yacimiento Yanchang

Por qué esto importa para el petróleo y el agua

En muchos yacimientos, los pozos viejos se mantienen en producción inyectando agua en el subsuelo. Pero cuando se mezclan diferentes tipos de agua pueden quedar depósitos duros como piedra dentro de las tuberías y de los canales subterráneos microscópicos. Este estudio examina ese problema en un yacimiento chino y muestra cómo comprender la química de las aguas implicadas puede convertir un sistema obstructor y poco eficiente en otro más fluido y eficaz.

El desafío de mezclar distintas aguas

El área Shuanghe del yacimiento Yanchang utiliza tres fuentes de agua para inyección: agua que sale junto con el petróleo de una capa rocosa, agua de otra capa y agua superficial local. Para ahorrar agua y dinero, las tres se recolectan, se tratan conjuntamente y se reinyectan. El problema es que esas aguas tienen ingredientes salinos muy diferentes. Una es rica en calcio, bario y estroncio, mientras que otra es rica en sulfato y carbonato. Cuando se encuentran, reaccionan como dos productos de limpieza que nunca deberían mezclarse, formando minerales sólidos que pueden taponar tuberías metálicas y los poros microscópicos de la roca del yacimiento.

Lo que se acumula dentro de tuberías y rocas

Para averiguar exactamente lo que ocurría, los investigadores analizaron primero las sales disueltas en cada fuente de agua. Luego usaron software especializado para predecir qué minerales se formarían al mezclar las aguas bajo las condiciones del yacimiento —presión, temperatura y acidez—. Las predicciones indicaron que aparecen tres tipos principales de incrustación: carbonato de calcio, sulfato de bario y sulfato de estroncio. La mezcla de las dos aguas producidas fue especialmente problemática, generando cantidades mucho mayores de estos sólidos que cuando cualquiera de ellas se mezclaba con el agua superficial. Muestras raspadas de tuberías obstruidas confirmaron la predicción: una muestra era mayoritariamente carbonato de calcio, y otra un mezclado de sulfatos de bario y estroncio.

Cómo la temperatura y la acidez inclinan la balanza

El equipo también probó cómo afectaban los cambios de temperatura y de pH (una medida de cuán ácida o alcalina es el agua) a la formación de incrustaciones. Encontraron que condiciones más cálidas y más alcalinas favorecían con fuerza la precipitación del carbonato de calcio y su deposición sobre las superficies. Los sulfatos de bario y estroncio fueron mucho menos sensibles a estos cambios, manteniéndose prácticamente igualmente insolubles en el rango probado. Dicho de otro modo, pequeños cambios en las condiciones operativas podían influir mucho en un tipo de incrustación y apenas afectar a los otros. Esta comprensión permitió a los investigadores centrarse en los puntos de control más efectivos.

Diseñando un proceso de tratamiento más inteligente

En lugar de depender de dosis constantes de aditivos químicos, los investigadores rediseñaron el proceso de tratamiento en superficie. Añadieron un tanque de premezcla donde las dos aguas producidas se combinan de forma controlada, fomentando que el bario y el estroncio reaccionen con el sulfato y formen granos sólidos que pueden extraerse en superficie en vez de formarse en el subsuelo. Al mismo tiempo, ajustaron el pH del agua final inyectada para que coincidiera estrechamente con el agua natural del yacimiento principal, manteniéndola ligeramente ácida para desalentar la formación de carbonato de calcio. El seguimiento en campo mostró que los niveles de sulfato en el agua inyectada cayeron drásticamente y que el pH se mantuvo en la banda estrecha deseada.

Demostrar el beneficio en muestras de roca

Para comprobar si este nuevo proceso realmente protegía la formación, el equipo hizo fluir distintas aguas a través de pequeños núcleos de roca del yacimiento en el laboratorio. Cuando se usó agua mezclada sin tratar, se perdió casi la mitad de la capacidad de la roca para transmitir fluidos, lo que indica un bloqueo severo. Con el agua que pasó por los pasos de premezcla y control de pH, el daño cayó hasta aproximadamente una quinta parte. Esto significó que muchos más de los caminos microscópicos de la roca permanecieron abiertos, por lo que en campo se necesitaría menos presión para inyectar el mismo volumen de agua.

Qué significa esto para los yacimientos

Para los lectores, el mensaje clave es que la química del agua de inyección puede marcar la diferencia en la eficiencia de un yacimiento. Este estudio muestra que medir con cuidado los componentes del agua, predecir cómo reaccionarán y luego diseñar el tratamiento en función de esas reacciones puede reducir drásticamente las acumulaciones minerales no deseadas. Al trasladar la mayor parte de la incrustación desde las profundidades ocultas del yacimiento a un tanque controlado en superficie, los operadores pueden mantener los pozos produciendo con más regularidad y depender menos de la dosificación química a largo plazo. El enfoque demostrado en Shuanghe ofrece una hoja de ruta que otros campos con problemas similares de mezcla de aguas pueden adaptar a sus propias condiciones.

Cita: Qi, C., Xia, Y. & Tang, S. The analysis and control of scale accumulation for mixed layer injection of water for the Shuanghe oil area in Yanchang Oilfield. Sci Rep 16, 15733 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-47479-6

Palabras clave: recuperación por inyección de agua, formación de incrustaciones, agua de inyección, daño a la formación, química de yacimiento