Sol de Mañana SM 2 Registro de la prueba de producción

Proyecto P

reparatorio para el proyecto Construcción de la C

entral Geotérm

ica de Laguna C

olorada

Inform

e Final

62

Figura 4-30 R

esultado de prueba de producción en SM-2

0

16

32

48

64

80

96

112

128

144

160

176

0

4

8

12

16

20

24

28

32

36

40

44

4/4 4/6 4/8 4/10 4/12 4/14 4/16 4/18 4/20 4/22 4/24 4/26 4/28

T Line

a flujo en

P cabe

za, P

lip, P

line

a flujo, P dif

en bares

Sol de Mañana SM‐2 Registro de la prueba de producción2" orificio(Abr 4 ‐11 ),4"orificio(Abr11‐15),6"orificio(Abr15‐19),10"orificio(Abr19‐26)

WHP (bar)

P fl (bar)

P lip (bar)

DP (bar)

SM‐3 cap tube pressure

T fl(Deg C)

Proyecto P

reparatorio para el proyecto Construcción de la C

entral Geotérm

ica de Laguna C

olorada

Inform

e Final

63

Nombre depozo

tamaño de laorificio paraflujo control(pulgadas)

Presion decabezal

bara

Temp.de cabeza

℃

Presionlinea de flujo

bara

Temp. linea deflujo ℃

P lipbara

James tuboφ pulgadas

h' linea deflujokj/kg

h'' lineade flujokj/kg

v' linea deflujo

m3/kg

v'' linea deflujo

m3/kg

h total@f l TFT

kj/kg

Qtotal @flTFT

ton/hr

Q salmuera@fl TFTton/hr

Q vapor@fl TFTton/hr

Q salmuera@weirton/hr

SM-1 2 inch 14.29 196.00 2.21 123.13 0.847 6 518.247 2710.82 0.001063 0.806639 1,147 .9 42.8 30.5 12.3 28.0

SM-1 4 inch 15.04 198.41 7.70 168.90 3.030 6 713.955 2766.73 0.001113 0.249217 1,122 .3 164.1 131.4 32.6 109.3SM-1 6 inch 12.24 188.85 7.83 169.77 2.801 8 716.974 2767.42 0.001114 0.24529 1,064 .9 243.1 200.6 42.4 167.6SM-1 10 inch 10.73 182.88 8.43 172.90 3.212 8 730.43 2770.43 0.001176 0.228681 1,094 .8 285.5 234.7 50.8 193.5

SM-3 2 inch 12.67 190.43 1.85 117.74 0.764 6 494.335 2702.67 0.001058 0.952583 N/A N/A 26.1 N/A 24.3SM-3 4 inch 13.53 193.45 6.81 163.92 2.746 6 692.528 2761.67 0.001107 0.279445 N/A N/A 119.9 N/A 100.9SM-3 6 inch 11.66 186.66 9.46 177.52 3.936 6 751.837 2774.96 0.001124 0.205029 N/A N/A 177.2 N/A 144.7SM-3 10 inch 8.90 174.88 6.29 160.80 1.795 10 678.319 2758.16 0.001103 0.301999 1,022 .4 257.6 215.0 42.6 186.0SM-2 2 inch 13.32 192.74 1.93 118.14 0.759 6 499.936 2704.6 0.00106 0.915716 1,075 .7 40.6 29.8 10.8 27.7

SM-2 4 inch 14.44 196.49 7.23 166.00 2.793 6 702.709 2764.11 0.00111 0.264549 1,144 .7 151.1 118.4 32.7 99.1SM-2 6 inch 11.41 185.69 5.65 156.73 1.611 10 660.252 2753.52 0.001098 0.334008 1,083 .6 236.6 188.6 48.0 161.3SM-2 10 inch 9.59 178.07 6.02 159.60 1.939 10 670.942 2756.29 0.001101 0.314592 1,072 .5 280.4 226.2 54.3 192.4

h' y h'' significa entalpía específica de la salmuera y vapor respectivamentev' y v'' significa el volumen específico de la salmuera y vapor respectivamente

655.764 2752.33 0.001097 0.342596

h'@5.5 bar

kj/kg

h''@5.5bara

kj/kg

v'@5.5baram3/kg

v''@5.5baram3/kg

Tabla 4-8 Lista de datos de prueba de producción en S

M-1, S

M-3y S

M-2

Proyecto Preparatorio para el proyecto Construcción de la Central Geotérmica de Laguna Colorada Informe Final

64

Figura 4-31 Comparación de características de producción en las pruebas de SM-1, SM-3y SM-2 (Presión de labio y TFT)

4.2.12 Prueba de producción mediante registro PTS (Presión, Temperatura y Molinete)

a) Objetivo

・ Correr registros PTS en SM-1, SM-2, SM-3 y SM-4 en la condición estática, en condiciones de

producción y en condición de inyección. Determinar la zona de pérdida de agua y los puntos de

alimentación y definir las características de los fluidos del yacimiento geotérmico

b) Estado de Implementación

・Se ejecutaron los registros PTS en condición estática en SM-1, SM-4 y SM-3. No se lograron los

registros PTS en SM-2 y SM-5 debido a la dificultad de la apertura de válvula de boca de pozo o la

obstrucción dentro del pozo.

・Durante la prueba de producción en SM-1, se ejecutaron los registros PTS con placa de orificio de

control de 2, 4 y 6 pulgadas respectivamente.

・Durante la prueba de producción en SM-3, se ejecutaron los registros PTS con placa de orificio de

control de 2, 4, 6 y 10 pulgadas respectivamente. En paralelo a estas pruebas, se ejecutaron los

registros de PTS en SM-4, lo anterior con el fin de medir la inyectividad del mismo pozo.

・Durante la prueba de producción en el pozo SM-2, se ejecutaron los registros PTS con placa de orificio

de control de 2, 4 y 6 pulgadas respectivamente.

c) Resultado

・En registros anteriores, solo se encontraron datos medidos a cada 100 metros de profundidad con el

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

5.00 6.00 7.00 8.00 9.00 10.00 11.00 12.00 13.00 14.00 15.00 16.00

Q total, Q vapor en t/hr

P cabezal en bares

Sol de Mañana, las características de producción de SM‐1, SM‐2 y SM‐3presión de cabezal vs. la producción total y la producción de vapor separados en 5.5 bares

Qtotal SM1 TFT

QvaporSM1 TFT

Qtotal SM1Lip

Qvapor SM1 Lip

Qtotal SM3 TFT

QvaporSM3 TFT

Qtotal SM3Lip

Qvapor SM3 Lip

Qtotal SM2 TFT

QvaporSM2 TFT

Qtotal SM2Lip

Qvapor SM2 Lip


65

instrumento mecánico y hubo problemas con la confiabilidad de los datos y la precisión del análisis.

Esta vez se tomaron los datos de registros consecutivos a profundidad y de alta calidad. Por lo tanto,

se ejecutó un análisis más preciso.

・En algunos casos, no se pudo bajar el instrumento de registro a fondo de pozo, en particular cuando la

fuerza ascendente del vapor fue muy grande. En ese caso, se tomaron la medida de control temporal

de la cantidad de vapor. Sin embargo, en los pozos SM-1 y SM-2, donde la presión de vapor era muy

grande, no se pudo hacer la medida y no se pudieron ejecutar los registros de máximo flujo (placa de

orificio de control 10”). No obstante lo anterior, con base a los datos tomados de registros realizados,

se ejecutó el análisis para la determinación de las características de fluidos y de los puntos de

alimentación.

Figura 4-32 Corrida de registros PTS en SM-1


66

Figura 4-33 Datos de registros PTS en condición estática en el pozo SM-1

0 20 40 60 80 100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

0 50 100 150 200 250

Pressure gradient g/cc x 100

Temperature( ), Pressure(bar)

PT Static SM‐1 Run1 05 December 2012

Logdown Pressure Logdown Temp Logup Pressure

Logup Temp LD Pres gradient LUp Pres gradient

8 1/2" BS1,180m

9 5/8" CS 737m

tool hang up984m

pure waterr condition @238.05 deg.Cpressure 32.34 bar density 0.016 g/cc for steam

0.816 g/cc

Partial pressure of vapor 12.55 bar @190 deg.CIf NCG is assumed to be CO2,12.55/30 * 0.016 + 17.45/30* 44/18*0.016=0.029If NCG is assumed to be H2S12.55/30 * 0.016 + 17.45/30* 34/18*0.016=0.024


67

Figura 4-34 Datos de registros PTS durante la prueba de producción en SM-1 (placa de orificio de 2”)

0 200 400 600 800 1000 1200

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

0 50 100 150 200 250 300

Temperature( ), Pressure(bar), Pressure gradient(100 x g/cc)

PTS dynamic SM‐1 Run1 17 December 2012

Logdown Pressure Logdown Temp Logup Pressure Logup Temp

LD Pres gradient LUp Pres gradient Logup spinner Logdown spinner

8 1/2" BS1,180m

9 5/8" CS 737m

tool hang up984m

Fluid flashed at 965 m, 248.7 degC and 37.7 bar,Reservoir Fluid enthalpy is 1080 kJ/kg

D.H. pressure at 980m is 39.52 bar


68


0 500 1000 1500 2000 2500

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

0 50 100 150 200 250

Spinner RPM

Depth , m



4" orifice

Logdown Pressure

Logdown Temp

Logup Pressure

Logup Temp

LD Pres gradient

LUp Pres gradient

Logup spinner

Logdown spinner

8 1/2" BS1,180m

9 5/8" CS 737m

tool hang up984m

D.H.pressure at 980 m is 38.51 bar


69


0 500 1000 1500 2000 2500

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

0 50 100 150 200 250

Spinner RPM

Depth , m



6" orifice

Logdown Pressure

Logdown Temp

Logup Pressure

Logup Temp

LD Pres gradient

LUp Pres gradient

Logdown CS

Logup CS

Logup spinner

Logdown spinner8 1/2" BS1,180m

9 5/8" CS 737m

tool hang up984m D.H.pressure at 980 m is 37.14 bar


70

Figura 4-37 Datos de registros SM-2 después de suspender la inyección

0 250 500 750 1000 1250

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

0 50 100 150 200 250

line speed m/min

Temperature( ), Pressure(bar),Pressure gradient g/cc x 100

PTS Temperature Recovery SM‐2 Run1 3 March 2013

Logdown Pressure Logdown Temp Logup Pressure Logup Temp

LUp Pres gradient Logdown CS Logup CS

8 1/2" BS1,486m

9 5/8" CS 608m

tool hang up1,105m

pure water at saturation @195.56 degC. & 14.16 bar density liquid 0.870 g/cc, vapor .00072 g/cc

Apparent fluid density decresed probablydue to vapor bubbles ascending while increasingin volume as pressure declining.

@235.82 degC. & 31.08 bar density liquid 0.819 g/cc

@235.78 degC. & 44.31 bar density liquid 0.821 g/cc

Hole plugged below1,260m

Vapor being replace by NCG. The temperature decreases rapidly over the NCG section as it haslow enthalpy and heat capacity as well as heatconductivity so that it is rapidly equibrilliumed with the surrounding formation temperature.


71


0 250 500 750 1000 1250

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

0 50 100 150 200 250

line speed m/min


PTS Dynamic Survey SM‐2 Run1 April 12, 2013

Logup Pressure Logup Temp LUp Pres gradient Logup CS LU spinner

8 1/2" BS1,486m

9 5/8" CS 608m

tool hang up1,170m

pure water at flashing point of 1,082 [email protected] degC. & 38.9954 bar (PTS reads 38.578 bar)density liquid 0.801g/ccenthalpy 1080.18



72


0 250 500 750 1000 1250

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

0 50 100 150 200 250

line speed m/min


PTS Dynamic survey SM‐2 Run2 April 2013Logdown Pressure Logdown Temp Logup Pressure Logup Temp

LUp Pres gradient LD Pres gradient Logdown CS Logup CS

LD spinner LU spinner

8 1/2" BS1,486m

9 5/8" CS 608m

pure water at saturation [email protected] degC. &39.16 bar (from PTS39.02 bar) density liquid 0.800 g/ccenthalpy 1081.39 kj/kg



73


0 250 500 750 1000 1250

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

0 50 100 150 200 250

line speed m/min


PTS Dynamic survey SM‐2 Run3 with 6" orifice, 18 April 2013

LU1 Pressure LU1 Temp LU2 Pressure LU2 Temp LU2 Pres gradient

LU1 Pres gradient LU1 CS LU2 CS LU1 spinner LU2 spinner

8 1/2" BS1,486m

9 5/8" CS 608m

pure water at saturation 1097 [email protected] degC. &39.23 bar (from PTS38.86 bar) density liquid 0.800 g/ccenthalpy 1081.88 kj/kg



74

Figura 4-41 Datos de registros PTS en la condición estática en el pozo SM-3

0 20 40 60 80 100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

0 50 100 150 200 250






8 1/2" BS

9 5/8" CS 731m

tool hang up1385m

pure waterr density 0.839 g/cc @221 deg.C & 23.7 bar

pure waterr density 0.807 g/cc@247 deg.C & 70 bar

Saturated steam density @122.4 deg.C0.0012 g/cc


75


0 100 200 300 400 500

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

0 50 100 150 200 250

Spinner RPM, line speed m/min


PTS Dynamic SM‐3 Run1 28 January 2013Logdown Pressure Logdown Temp Logup Pressure Logup Temp

LD Pres gradient LUp Pres gradient LD spinner Logdown CS

8 1/2" BS

9 5/8" CS 731m

tool hang up1385m

pure waterrenthalpy 1064.25density 0.805 g/cc @245.56 deg.C & 36.87 bar

pure waterr enthalpy 1069.46 kj/kg

density 0.807 g/[email protected] deg.C & 69.48 bar


76


0 250 500 750 1000 1250

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

0 50 100 150 200 250



PTS Dynamic SM‐3 Run2 5 February 2013Logdown Pressure Logdown Temp Logup Pressure Logup Temp LD Pres gradient

LUp Pres gradient LD spinner Logdown CS LU spinner Logup CS

8 1/2" BS

9 5/8" CS 731m

tool hang up1385m



density 0.807 g/[email protected] deg.C & 69.48 bar


77


0 250 500 750 1000 1250

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

0 50 100 150 200 250



PTS Dynamic SM‐3 Run3 12February 2013Logdown Pressure Logdown Temp Logup Pressure Logup Temp LD Pres gradient


8 1/2" BS

9 5/8" CS 731m

tool hang up1376m



density 0.807 g/cc @1,376m

@246.72 deg.C & 66.558 bar


78


0 250 500 750 1000 1250

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

0 50 100 150 200 250



PTS Dynamic SM‐3 Run4 25 February 2013Logdown Pressure Logdown Temp Logup Pressure Logup Temp LD Pres gradient


8 1/2" BS

9 5/8" CS 731m

tool hang up1386m

pure waterenthalpy 1064.25, density 0.805 g/cc @245.56 deg.C & 36.87 bar actual pressure gradient=0.84 g/cc, probably due to high friction loss


density 0.807 g/cc @1,376m

@246.72 deg.C & 66.558 bar

flow control valve partially closed during log down in order to lower the tool against stron upflow

Due to long rat hole section(12 1/4")below 9 5/8" casing shoe, spinner reduced to half during the section


79

Figura 4-46 Datos de registros PTS en condición estática en el pozo SM-4

0 20 40 60 80 100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

0 50 100 150 200 250






9 5/8" CS 681.3m

Tool hang up1517.5m

7" liner CS 1724m

7" liner hanger643m pure waterr density 0.967 g/cc

@86 deg.C

pure waterr density 0.84 g/cc@224 deg.C & 84.4 bar


80

Figura 4-47 Datos de registros PTS durante la reinyección en SM-4 (reinyección de salmuera en SM-3 con placa

de orificio de 2”)

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

0 20 40 60 80 100

Spinner RPM, Pressure gradient g/cc x 100, line speed m/min


PTS Re‐injection SM‐4 Run1 28 January 2013Logdown Pressure Logdown Temp Logup Pressure Logup Temp LD Pres gradient

LUp Pres gradient LD spinner LU spinner Logup CS

9 5/8" CS 681.3m

Tool hang up1645m

7" liner CS 1724m

7" liner hanger643m


81



0 100 200 300 400 500 600

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120



PTS Re‐injection SM‐4 Run2 3 February 2013Logdown Pressure Logdown Temp Logup Pressure Logup Temp LD Pres gradient

LUp Pres gradient LD spinner LU spinner Logup CS Logdown CS

9 5/8" CS 681.3m

Tool hang up1645m

7" liner CS 1724m

7" liner hanger643m


82



0 100 200 300 400 500 600

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120





9 5/8" CS 681.3m

Tool hang up1645m

7" liner CS 1724m

7" liner hanger643m


83



0 100 200 300 400 500 600

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120





9 5/8" CS 681.3m

Tool hang up1645m

7" liner CS 1724m

7" liner hanger643m


84

Durante la inyección de SM-4, se observa que la temperatura se incrementa gradualmente de 82 en

superficie a 89 a la profundidad de 1,650m. En caso de que se aumenta el nivel de agua de inyección hasta

0 metros, la presión dentro de pozo en la profundidad de 1,500 m se estima 128 bares. Por otro lado, de

acuerdo a los datos de PTS durante la inyección, se encontro una diferencia en la relación entre caudal

injectado y la presión dinamicas para caudales pequennos (menors de 25 t/h) y caudales mas grandes. Esta

diferencia, dado que el gradiente de la presión PTS dentro de pozo se encontró más alto que la estimación

con la superficie lisa, puede ser causada por la fricción al flujo en la tubería ranurada de 7” En esta situación,

se puede estimar que la inyectividad de SM-4 excede a los 600 ton/h.

Figura 4-51 Relación entre la cantidad de reinyección y la presión dentro de pozo en SM-4 durante la

reinyección

4.2.13 Monitoreo de presión de fondo mediante el tubo capilar

a) Objetivo

・ Es importante conocer la influencia de la producción de los fluidos geotérmicos en el yacimiento

durante las pruebas de producción en SM-1, SM-2 y SM-3, para estimar la capacidad, la estructura

del yacimiento geotérmico y la interconexión entre los pozos. Para evaluar estas características, se

y = 0.0742x + 82.884 y = 0.0362x + 88.62

80

90

100

110

120

130

140

0 200 400 600 800 1000 1200

pressure bara

Re‐injection rate m3/hr

SM‐4 Pressure(bara @1,500m) vs. Re‐injection rate (ton/hr), 17 Feb.2013

Pressure(bara) @1500mHigh flow rate pointsEstimated Re‐injection capacity(from all data)Estimated Re‐injection capacity(from high flow data)

injection rate (ton/hr) Pressure(bara) @1500m

0 83.06

25 83.267

95 92.045

142 93.783

182 95.19


85

ejecuta el monitoreo de presión de fondo a través del descenso de tubo capilar lleno de nitrógeno, el

cual se ubica al cierta profundidad dentro del pozo.


・No se logró el descenso de tubo capilar en el pozo SM-2 y el pozo SM-5 por el problema de la

incrustación.

・Durante la prueba de producción en SM-1, se ejecutó el monitoreo de presión de fondo debido a la

instalación del tubo capilar en el pozo SM-3

・Durante la prueba de producción en el pozo SM-3, se ejecutó el monitoreo de presión de fondo debido

a la instalación del tubo capilar en el pozo SM-1.

・Los eventos mostrados en la figura 4-53 a la 4-56 pueden referir se a al figura 4-28 a 4- 30.

・Las osilaciones ciclicas mostradas en las figuras 4-53 y 4-54 fueron affectadas por las fluctuaciones en

la temperatura atmosfericas o por expocicion del tubo capilar al sol. Esta situacion se arreglo (tal como

fue el caso de pozo SM-2) reubicando el tubo capilar en la fosa de agua.

・Los valores de presion en los fondos de pozo en ambos SM-1 y SM-2 muestran un aumento

despreciable con el tiempo. No se entiende la razon a esto, pero se piensa que los efectos son

insignificantes y no hay consecuencias fisicas debida a la prueba de produccion del pozo SM-1.

・Cuando se intento parcialmente sacar el tubo capilar del pozo SM-1, se encontro que habia recistencia

al jalar la herramienta por lo que, se decidio no continuar el monetoreo y se saco toda el tubo capilar

del pozo antes de perderlo.

・Durante la prueba de producción en el pozo SM-2, se ejecutó el monitoreo de presión de fondo debido

a la instalación de tubos capilares en los pozos SM-1 y SM-3. Sin embargo, se suspendió la medición

en SM-1 para evitar el posible atrapamiento del tubo en fondo de pozo.

c) Resultado

・A través del monitoreo de presión de fondo de pozos alrededor de la zona de producción durante la

prueba de producción, se aclaró que la interferencia entre pozos en la zona de producción es pequeña.

Es porque el grado de “drawdown” de fondo de pozos durante la prueba de producción es pequeño y

eso implica que la permeabilidad del yacimiento es alta en principio. El que se haya encontrado alta

permeabilidad y casi nula interferencia entre los pozos, se puede interpretar como que existe una

barrera hidráulica entre los pozos o bien, que el yacimiento que conecta a los pozos es de gran

capacidad.


86

Figura 4-52 Sistema de monitoreo de presión de fondo mediante el descenso de tubo capilar

Figura 4-53 Evolución de la presión de fondo en la profundidad de 800 m en SM-3 durante la prueba de

producción en SM-1

POZO

CÁMARADE

SUSPENSIÓN

TUBOCAPILAR

TUBOCAPILAR

VÁLVULA DE TRES

VÍAS

TRANSDUCTORDE

PRESIÓNREGISTRADOR DE

DATOS(DATA LOGGER)

TANQUE DENITRÓGENO

LUBRICADOR

CARRETE CON TUBO

CAPILARVÁLVULA

DE CORTE DELCARRETE

INTERFACE

18

19

20

21

22

23

24

25

2012/12/07 2012/12/12 2012/12/17 2012/12/22 2012/12/27 2013/01/01 2013/01/06 2013/01/11

SM‐1噴気試験中におけるSM‐3坑内圧力の推移＠深度800mWell Pressure Change in SM-3 @ 800m During SM-1 Production


87


producción en SM-3

Figura 4-55 Evolución de la presión de fondo en la profundidad de 1,000 m en SM-3 durante la prueba de

producción en SM-2

34

35

36

37

38

39

40

2013/01/16 2013/01/26 2013/02/05 2013/02/15 2013/02/25 2013/03/07

Pressure bara

SM‐1 Capillary Tube Pressure Monitoring @ 950 m

35

36

37

38

39

40

41

42

43

44

45

2013/04/07 0:00 2013/04/12 0:00 2013/04/17 0:00 2013/04/22 0:00 2013/04/27 0:00

Presion (Bar)

SM‐3 キャピラリー坑内圧力＠SM‐2噴気試験Capillary Well Pressure in SM-3 During SM-2 Production Test


88


producción en SM-2

4.2.14 Medición de flujo en dos fases mediante los trazadores químicos (TFT)

a) Objetivo

・ Los vapores geotérmicos normalmente se encuentran en forma de mezcla de vapor y salmuera (flujo

en dos fases), y su medición precisa conlleva dificultades. Generalmente, se utiliza la metodología

“tubo de James”, que es una aplicación de placa de orificio. Es una metodología que utiliza el

principio de correlación entre la presión en la salida de tubo a atmósfera y la entalpía. Sin embargo,

en caso de los fluidos geotérmicos que contiene alto contenido de Gases No Condensables, el

margen de error es grande. Además se requiere una medición precisa del flujo de salmuera separada.

Entonces, es difícil determinar en principio si la metodología de tubo de James es la adecuada o no

en las condiciones ambientales de Sol de Mañana.

・ Por otro lado, la medición de flujo en dos fases a través de los trazadores químicos es una

metodología ya establecida e independientemente de las condiciones de flujo geotérmico, es posible

realizar la medición de flujo en dos fases. Por lo tanto, para asegurar resultados más precisos que los

obtenidos en pruebas de producción anteriores, en esta ocasión se aplicó una tecnología más

actualizada de medición de flujo en dos fases.


・Determinación de equipos de inyección de trazadores químicos TFT en la prueba de producción de

cada pozo.

・Ejecución de TFT en momento adecuado en la prueba de producción de cada pozo.

34.5

34.7

34.9

35.1

35.3

35.5

35.7

35.9

2013/04/03 2013/04/04 2013/04/05 2013/04/06 2013/04/07 2013/04/08 2013/04/09 2013/04/10 2013/04/11 2013/04/12

Pressure bara

SM‐1 Capillary Tube Pressure Monitoring @ 950 m


89

・En el cromatógrafo de gases, se requiere un alto grado de pureza en el nitrógeno, el cual funciona como

el gas portador. En principio el grado de pureza del nitrógeno no era suficiente y el filtro se quedó

saturado muy rápidamente. El inconveniente se resolvió al conseguir gas nitrógeno de alta pureza de

(99.999%).

・Para el cromatógrafo de gases se requiere una fuente de energía estable, que es algo que hace falta en

Sol de Mañana. Además el problema que se generó en la válvula de control de flujo de gas en el

cromatógrafo, ocasionó el uso del mismo controlador del flujo de gas del inyector para el

cromatógrafo.

Figura 4-57 Cromatógrafo de gases TFT, usando el controlador de flujo de gas de otro equipo

c) Resultado

・Se logró la medición con alta precisión de flujo en dos fases a través los trazadores químicos (TFT)

durante las pruebas de producción. Se aclaró que dado que los fluidos geotérmicos de Sol de Mañana

contienen menor cantidad de gases no condensables, es posible lograr la medición precisa del flujo de

salmuera separada aún a través de la presión de labio. Es un gran logro alcanzado en estas pruebas,

puesto que se hizo posible a través de la utilización de la última tecnología de TFT.

・En la medición de flujo de gases hubo algunos problemas como el grado de pureza de nitrógeno y la

función del cromatógrafo de gases. Sin embargo, se logró la medición precisa de salmuera cuando

hubo la dificultad en la medición en el vertedor, particularmente por el gran volumen de producción.

4.2.15 Análisis químico de los fluidos geotérmicos

a) Objetivo

・ El análisis químico de los fluidos geotérmicos es uno de los principales objetivos de la prueba de


90

producción. En esta ocasión, se tomó muestras de los componentes de gas, salmuera y agua

condensada de los fluidos geotérmicos y se hizo el análisis químico. Se utilizó el resultado del

análisis en el componente H2S de los fluidos, como los parámetros de la simulación de la

concentración de H2S. Además, utilizando los datos de los componentes químicos, se evaluó el

modelo geoquímico de Sol de Mañana resultando similar en al mostrado figura 3-24 del "Estudio de

Factibilidad" del 2008.


・Toma de muestras de gas y de salmuera durante la prueba de producción de cada pozo con placa de

orificio de control de 2”, 4” y 6” respectivamente y su análisis químico.

・Toma de mutras de gas, salmuera y agua condensada durante la prueba de producción de cada pozo con

placa de orificio de control de 10” y su análisis químico.

c) Resultado

Se obtuvo los siguientes resultados en el análisis químico de los fluidos geotérmicos:

La diferencia de las características químicas de los fluidos entre cada pozo es menor y es más

homogénea.

La salmuera de producción muestra pH neutro y no tiene elemento corrosivo. Es adecuado para la

operación de la planta de generación.

La salinidad es relativamente alta (Cl=5,100-5,800ppm-wt)

La concentración del contenido de boro y arsénico es relativamente alta.

La concentración de gases incondensables en el vapor es muy baja, lo que es positivo para reducir la

carga en los equipos de extracción de estos gases del condensador.

La concentración del contenido de H2S en los vapores es muy baja.

Con excepcion de los gases incondensables, no se observa gran diferencia en las características químicas

medidas durante las pruebas de producción pasado y las del presente estudio.

La incrustación en el cabezal del pozo en SM-2 y SM-5 es Teschemacherite (NH4HCO3), soluble en

agua.

Tabla 4-9 Composición química de agua condensada y de la salmuera, incluyendo el análisis isotópico

Na B SiO4 Cl EC pH δ2H δ18O

mg/kg mg/kg mg/kg mg/kg uS/cm ‰H2O, V-SMOW ‰H2O, V-SMOWSM-1 Steam 1/1/2013 placa 10" 0.28 1.78 0.257 0.681 89.2 7.25 -88.60 -9.41SM-1 Brine 1/1/2013 placa 10" -82.70 -6.77SM-2 Brine 25/4/2013 orificio 10" -82.40 -6.63SM-2 Steam Condensate 25/4/2013 orificio 10" 9.37 1.96 1.55 17.60 136.00 6.71 -91.80 -10.15SM-3 Steam 23/2/2013 orificio 10" 1.91 1.36 1.79 4.67 116 6.55 -82.10 -6.51SM-3 Brine 23/2/2013 orificio 10" -91.70 -9.76

No. Date


91

Tabla 4-10 Muestras tomadas durante la prueba de producción y el resultado del análisis químico de

la salmuera (izquierda) y de gas (derecha)

CO2

H 2S

Amm

onia

ArN 2

CH4

H 2R-

gas

Wat

erCO

2H 2

SAm

mon

iaAr

N 2CH

4H 2

R-ga

s01

2pl

aca

2"53

511

488.

48E+

013.

32E+

001.

74E+

001.

02E+

019.

99E+

051.

11E+

033.

36E+

018.

77E+

00N

/A01

2Pl

aca

4"32

565

47.

63E+

016.

24E+

003.

62E+

001.

39E+

019.

99E+

056.

04E-

023.

83E+

011.

11E+

01N

/A01

2pl

aca

6"33

268

87.

86E+

016.

22E+

003.

40E+

001.

17E+

019.

99E+

056.

38E+

023.

91E+

011.

07E+

01N

/A3

orifi

cio

10"

284

656

8.52

E+01

8.13

E+00

4.10

E+00

1.10

E-02

2.26

E+00

3.38

E-01

<6.4

0E+0

09.

99E+

055.

91E+

024.

37E+

011.

10E+

016.

90E-

029.

99E+

008.

55E-

01<2

.03E

+00

3or

ifici

o de

2"

296

471

5.98

E+01

5.71

E+00

2.48

E+00

3.20

E+01

1.00

E+06

4.32

E+02

3.20

E+01

6.95

E+00

N/A

13of

ifici

o 4"

273

618

8.45

E+01

8.62

E+00

4.02

E+00

2.90

E+00

9.99

E+05

5.63

E+02

4.45

E+01

1.04

E+01

N/A

13or

ifici

o 6"

1097

699

2.40

E+01

2.19

E+00

1.15

E+00

7.27

E+01

9.99

E+05

6.42

E+02

4.54

E+01

1.19

E+01

N/A

13or

ifici

o 10

"26

756

57.

80E+

017.

60E+

003.

86E+

001.

27E-

021.

55E+

001.

73E-

018.

80E+

009.

99E+

055.

08E+

023.

83E+

019.

73E+

007.

48E-

026.

43E+

004.

11E-

012.

62E+

0013

ofifi

ce p

late

2"

846

1913

9.08

E+01

1.93

E+00

1.23

E+00

6.05

E+00

9.98

E+05

1.87

E+03

3.09

E+01

9.80

E+00

N/A

13of

ifice

pla

te 2

"78

017

669.

09E+

011.

91E+

001.

24E+

005.

93E+

009.

98E+

051.

73E+

032.

82E+

019.

15E+

00N

/A13

ofifi

ce p

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4"

859

1967

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E+01

2.49

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1.51

E+00

4.68

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9.98

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1.92

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4.04

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1.23

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13of

ifice

pla

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818

069.

14E+

012.

46E+

001.

53E+

004.

56E+

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98E+

051.

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033.

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011.

14E+

01N

/A13

Orif

ice

plat

e 6"

630

1442

9.11

E+01

2.65

E+00

1.86

E+00

4.40

E+00

9.99

E+05

1.40

E+03

3.15

E+01

1.11

E+01

N/A

13O

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6"59

813

719.

12E+

012.

63E+

001.

88E+

004.

28E+

009.

99E+

051.

33E+

032.

97E+

011.

06E+

01N

/A13

orifi

cio

10"

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701

8.83

E+01

6.06

E+00

3.60

E+00

8.59

E-03

1.75

E+00

2.82

E-02

<2.1

8E+0

09.

99E+

056.

48E+

023.

44E+

011.

02E+

015.

72E-

028.

18E+

007.

55E-

01<7

.32E

-01

Parts

per

Milli

on b

y W

eigh

te

Sam

ple

Gas

/Ste

am

Ratio

(ft3 /lb

)

Sam

ple

Gas

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am R

atio

(p

pm b

y W

eigh

t)

Dry

Gas

% b

y Vo

lum

e

Date

pH

EC micro

Na

KLi

Ca

Mg

T‐Fe

Al

NH4

Cl

SO4

HCO3

FSiO2

SiO2

BAs

SrBa

SbMn

Br

CO2

ITD

SCO3

microS/cm

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

digested

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

mg/kg

Placa 2"

12/17/12

7.17

4350

752

43.8

211<0.02

1.99

7840

28.9

30.3

712

148

14100

<2

Placa 2"

12/17/12

7.17

4350

752

211<0.02

1.99

7840

28.9

30.3

811

148

<2

Placa 4"

12/26/12

7.06

4000

674

40

190

0.136

2.1

7260

26.9

25.4

627

136

13000

<2

Placa 4"

12/26/12

7.06

4000

674

40

190

0.136

2.1

7260

26.9

25.4

754

136

13100

<2

Placa 6"

12/30/12

7.1

4140

687

41.1

190

0.045

2.06

7240

29.2

26.6

663

133

13100

<2

Placa 6"

12/30/12

7.1

4140

687

41.1

190

0.045

2.06

7240

29.2

26.6

654

133

13100

<2

Placa 10"

01/01/13

6.98

22400

4060

704

42.6

206

0.042<0.05

0.284

2.1

7160

27.4

22.9

3.8

668

656

27.4

3.92

0.392

0.681

0.094

6<20

<5

13100

<2

Placa 10"

01/01/13

6.98

22400

4060

704

42.6

206

0.042<0.05

0.284

2.1

7160

27.4

22.9

3.8

784

656

27.4

3.92

0.392

0.681

0.094

6<20

<5

13200

<2

Orificio 2"

02/02/13

6.72

4230

709

41.9

193

0.108

2.57

7640

32.2

19.2

552

148

13600

<2

Orificio 2"

02/02/13

6.72

4230

709

41.9

193

0.108

2.57

7640

32.2

19.2

647

148

13600

<2

Placa 4"

02/16/13

5.75

3790

647

37.4

179

0.074

2.59

6600

37.8

9.28

478

115

11900

<2

Orificio 4"

02/10/13

5.75

3790

647

37.4

179

0.074

2.59

6600

37.8

9.28

414

115

11800

<2

Orificio 6"

02/16/13

5.24

4100

693

39.8

197

0.087

2.37

7070

29.6

4.71

547

130

12800

<2

Orificio 6"

02/16/13

5.24

4100

693

39.8

197

0.087

2.37

7070

29.6

4.71

597

130

12900

<2

Orificio 10"02/23/13

4.32

22700

4310

720

44.5

219

0.1

0.224

0.104

2.27

7500

30.5

<2

4.03

584

638

33.1

3.94

0.251

0.445

0.093

6.14<20

<5

13600

<2


4.32

22700

4310

720

44.5

219

0.1

0.224

0.104

2.27

7500

30.5

<2

4.03

619

638

33.1

3.94

0.251

0.445

0.093

6.14<20

<5

13600

<2

Orificio 2"

04/11/13

7.36

4290

715

43.3

186<0.02

1.78

7570

34.6

39.3

164

153

13200

<2

Orificio 2"

04/11/13

7.36

4290

715

43.3

186<0.02

1.78

7570

34.6

39.3

1200

153

14200

6.7 Barg

04/15/13

7.12

4000

692

39.6

169<0.02

26980

29.4

30.8

121

131

12200

<2

6.7 Barg

04/15/13

7.12

4000

692

39.6

169<0.02

26980

29.4

30.8

1150

131

132000

<2

Orificio 6"

04/19/13

7.03

4090

708

40.9

174<0.02

1.96

7190

30.2

29.6

118

132

12500

<2

Orificio 6"

04/19/13

7.03

4090

708

40.9

174<0.02

1.96

7190

30.2

29.6

1010

132

13400

<2


7.12

21900

4080

697

41.4

192

0.027<0.05

0.032

1.97

7100

28.9

30.7

4.07

153

651

27.9

3.64

0.372

0.681

0.092

5.94<20

<5

12500

<2


7.12

21900

4080

697

41.4

192

0.027<0.05

0.032

1.97

7100

28.9

30.7

4.07

1330

651

27.9

3.64

0.372

0.681

0.092

5.94<20

<5

13700

<2


92

Tabla 4-11 Resultado del análisis químico de muestras de salmuera en el separador durante la

prueba de producción

＊El resultado se obtiene del cálculo mediante la conversión a la concentración de vapor en dos fases

antes de la separación

Well DateDischarge

BrinepH

Na K Li Ca Mg NH4 Cl SO4 F B Br As

New DataBasis of recalculation (H=Tqz: SM-1&SM-3, TNaKCa: SM-2)SM-1 2012/12/17 7.17 2,964 512 29.8 144 0.014 1.36 5,343 19.7 100.9SM-1 2012/12/26 7.06 2,886 486 28.9 137 0.098 1.52 5,238 19.4 98.1SM-1 2012/12/30 7.10 3,083 512 30.6 141 0.034 1.53 5,391 21.7 99.0SM-1 2013/1/1 6.98 2,904 504 30.5 147 0.030 1.50 5,122 19.6 2.72 115.6 4.29 19.6SM-3 2013/2/2 6.72 3,111 521 30.8 142 0.079 1.89 5,619 23.7 108.8SM-3 2013/2/10 5.75 3,176 542 31.3 150 0.062 2.17 5,531 31.7 96.4SM-3 2013/2/16 5.24 3,335 564 32.4 160 0.071 1.93 5,750 24.1 105.7SM-3 2013/2/23 4.32 3,341 558 34.5 170 0.078 1.76 5,813 23.6 3.12 121.8 4.76 25.7SM-2 2013/4/11 7.36 3,052 509 30.8 132 0.014 1.27 5,385 24.6 108.8SM-2 2013/4/15 7.12 3,089 534 30.6 130 0.015 1.54 5,390 22.7 101.2SM-2 2013/4/19 7.03 3,089 535 30.9 131 0.015 1.48 5,431 22.8 99.7SM-2 2013/4/25 7.12 3,122 533 31.7 147 0.021 1.51 5,433 22.1 3.11 122.7 4.55 21.3

Representative of Old DataBasis of recalculation (H=TNaKCa)SM-2 1997/8/7 7.1 3270 528 30.8 183 0.054 5,775 20.9 121.7 19.0

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 100000

2012‐2013 SM‐1 Reservoir W

ater (ppm‐w

t)

1997 SM‐2 Reservoir Water (ppm‐wt)

SM‐1 2012‐12‐17

SM‐1 2012‐12‐26

SM‐1 2012‐12‐30

SM‐1 2013‐1‐1

Mg

dischargepH

SO4, As

Li B

Ca

K Na

Cl


93

Figura 4-58 Comparación de la composición química de salmuera en1997 y en presente (1)


0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 100000

2013 SM‐3 Reservoir W

ater (ppm‐w

t)


SM‐3 2013‐2‐2

SM‐3 2013‐2‐10

SM‐3 2013‐2‐16

SM‐3 2013‐2‐23

Mg

dischargepH SO4, As

Li B

Ca

K Na

Cl

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 100000

2013 SM‐2 Reservoir W

ater (ppm‐w

t)


SM‐2 2013‐4‐11

SM‐2 2013‐4‐15

SM‐2 2013‐4‐19

SM‐2 2013‐4‐25

Mg

dischargepH SO4, As

Li B

Ca

K Na

Cl


94


Figura 4-61 Análisis de difracción de rayos X de muestra de incrustación

Tabla 4-12 Lista de principales componentes químicos de gases no condensables en los fluidos

geotérmicos

SM-2 及び SM-5 の坑口装置に析出した

重炭酸アンモニウムスケール


95

Figura 4-62 Comparación del resultado de análisis de gases en 1997 y en presente (1)

Well SM-1 SM-3 SM-2

Sampling date 2013/1/1 2013/2/23 2013/4/25

Psp: sampling pressure barG 3.2 4.6 5.4

NCG in steam mole% 0.028 0.027 0.030

NCG in steam wt% 0.066 0.057 0.070

CO2 in NCG mole% 85.2 78.0 88.3

CO2 in steam wt% 0.059 0.051 0.065

H2S in NCG mole% 8.13 7.60 6.06

H2S in steam wt% 0.00437 0.00383 0.00344

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐5 (1997)

SM‐5 (1997)

SM‐5 (1997)

SM‐1 (2013)

SM‐3 (2013)

SM‐2 (2013)

NCG in steam

(wt%

)


96



0

2

4

6

8

10

12

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐5 (1997)

SM‐5 (1997)

SM‐5 (1997)

SM‐1 (2013)

SM‐3 (2013)

SM‐2 (2013)

H2S in NCG (m

ole%)

0.000

0.005

0.010

0.015

0.020

0.025

0.030

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐2 (1997)

SM‐5 (1997)

SM‐5 (1997)

SM‐5 (1997)

SM‐1 (2013)

SM‐3 (2013)

SM‐2 (2013)

H2S in steam

(wt%

)

Sol de Mañana SM 2 Registro de la prueba de producción

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