TRABAJO INVESTIGATIVO “AGUAS DE FORMACIÓN”

DANIEL ARAMBURO HAROLD ALDANA

Investigación orientada hacia el análisis y tratamiento de aguas de formación en los pozos petroleros.

PROFESORA MARIA ISABEL SANABRIA

FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMERICA INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

BOGOTÁ 2011

1. Definición:

Como agua de formación se conoce en la industria Petrolera generalmente al agua presente en los yacimientos petroleros, ya sea emulsionada con el crudo o no. Por debajo de cierta profundidad, todas las rocas porosas están llenas de algún fluido que generalmente es agua, en estas rocas porosas es donde se asientan los hidrocarburos después de su formación y posterior desplazamiento. Esta agua ocupa los espacios entre los sedimentos que quedaron sobre los fondos de océanos y lagos antiguos, y pudo haberse quedado allí desde la desaparición de estos o simplemente haber fluido hasta allí como agua de infiltración en sistemas hidrogeológicos. Tal agua encerrada llamada comúnmente agua de formación, se encuentra generalmente con el petróleo en muchos yacimientos productivos. Esta agua ha disuelto materias minerales adicionales, ha dejado algunas en las rocas, o ha sido diluida durante los largos períodos del tiempo geológico que ha estado en las rocas. Lo anterior se debe a que el agua que está en la formación se halla a la presión y temperatura de la misma, y al ser el agua un disolvente universal, con el tiempo que ha permanecido en esas condiciones, disuelve las sales y mantiene los diferentes iones que la conforman en un equilibrio químico. Las características de las aguas de formación, dependen de la naturaleza química de las formaciones geológicas por las que ha atravesado. Contienen principalmente sales minerales, combinaciones orgánicas, gases disueltos, entre otros. Cuando se inicia la explotación del petróleo por medio de pozos productores, el agua de formación empieza a salir junto con el petróleo hacia la superficie, cambiando sus condiciones de presión y temperatura. Al ser la presión y la temperatura cada vez menor, esta agua de formación que se hallaba a condiciones de yacimiento se convierte en sobresaturada a lo largo de la tubería de producción y en la superficie. Además, dichas condiciones de presión y temperatura, y los choques con las paredes de la tubería en la extracción (flujo turbulento), actúan como un emulsificante entre el agua de formación y el aceite de petróleo; como consecuencia de esto, se forma una emulsión inversa de agua en aceite (W/O). Lo anterior nos lleva a que en un pozo petrolero encontramos las aguas de formación de dos formas fundamentalmente, agua libre o fuera de emulsión, y en emulsión con el crudo. 2. Métodos de separación del agua de formación del petróleo crudo.

Rompimiento de emulsiones: Para promover el rompimiento de una emulsión de crudo es necesario desplazar el emulsificante y su película, para poder generar la coalescencia de las gotas de agua y suministrar un medio y un periodo de asentamiento no perturbado de las gotas de agua que se han conglomerado. Existen varios métodos para generar el rompimiento de las emulsiones en el campo petrolero y se suelen emplear conjuntamente. Estos métodos son los siguientes:

Químico.

Se utilizan compuestos químicos desemulsificantes o rompedores, y el principal efecto que estos producen sobre las emulsiones es causar una reducción notable de la tensión superficial entre los líquidos en contacto,

permitiendo que las disminuidas gotas de la fase dispersa se junten y decanten. El fenómeno en el cual las partículas más pequeñas de la fase dispersa se juntan para formar partículas más grandes se denomina coalescencia.

Térmico.

Los efectos del calentamiento en la emulsión son: debilitamiento de la película

que rodea la gota de agua, variación en la densidad relativa del crudo y agua,

variación en la viscosidad del crudo, y el aumento del movimiento browniano

que poseen las partículas pequeñas en suspensión de la fase dispersa,

produciendo con esto mayor choque entre estas partículas. Produce además

una expansión de las gotas de agua que provoca que la película del agente

emulsificante se rompa.

Mecánico.

Se utilizan instrumentos como el tricanter, que separa las fases liquidas

pesada y ligera (aceite y agua) y los sólidos disueltos en la emulsión.

Decantación o Asentamiento.

Después de la adición del tratamiento químico es necesario permitir que este

actúe, el tiempo de retención es el tiempo necesario para que los demulsificantes

hagan su trabajo y se lleve a cabo la separación de las fases por decantación

debido a la diferencia de densidades de las mismas, para ello se cuenta con dos

facilidades.

Tanques de decantación o asentamiento:

Se utilizan para la separación de emulsiones de agua en petróleo y el principio

se basa en la gravedad diferencial (por densidades), son los tanques donde el

crudo con demulsificante se deja reposar un tiempo adecuado (tiempo de

retención hidráulica) para lograr la caída de las partículas de agua al fondo.

Este sistema simplemente permite que el aceite y el agua se separen por

gravedad. El aceite se extrae entonces por la parte superior y el agua se extrae

por debajo

Gun Barrel:

La emulsión se adiciona en la porción de agua que ya se ha separado; el

aceite liquido se retira por la salida cerca de la parte superior o rebose y los

extremos livianos y el gas también se recuperan.

Es muy útil ya que permite desalar el crudo por medio del lavado, ya que el

crudo pasa por agua y el agua arrastra todos los iones disueltos en ella.

3. Análisis de laboratorio realizados a aguas de formación.

El objetivo de llevar a cabo pruebas de laboratorio a las aguas de formación es el de

conocer las propiedades fisicoquímicas de las mismas para su posterior tratamiento

en las piscinas dispuestas para esto, y así cumplir con la reglamentación vigente para

aguas residuales.

pH: Es la medida de la relativa acidez o alcalinidad de un agua. Es un factor muy importante en muchos procesos y tiene mucha influencia en la tendencia incrustante o corrosiva de un agua. El pH es extremadamente importante debido a que si el pH es bajo (más ácido) la corrosividad aumentara. Muchas aguas de formación tienen un pH entre 4 y 8. H2S y CO2 son gases “ácidos” y que tienden a bajar el pH del agua (hacerla más ácida) cuando se disuelven en el agua. Esta prueba se realiza mediante el Método electrométrico, utilizando un pHmetro electrónico y tomando la lectura del pH arrojada por este.

Alcalinidad: Se define como la cantidad de iones en el agua que reaccionarán para neutralizar a los iones hidrógeno, también puede ser definida como una medida de la capacidad del agua para neutralizar ácidos o la capacidad del agua para aceptar protones. La alcalinidad puede ser causada por diferentes iones, pero usualmente se atribuye a los iones bicarbonato, carbonato e hidróxido. La prueba se basa en la determinación del contenido alcalino de una muestra por titulación con una solución estándar de ácido sulfúrico, utilizando fenolftaleína como indicador alcalino y metil naranja como indicador ácido.

Dureza: Es la suma de todos los cationes metálicos que no sean Sodio y Potasio, presentes en el agua en forma de: Carbonato, Bicarbonato, Sulfato y Cloruro, expresados como Carbonato de Calcio. Debido a que los mayores componentes son los cationes Calcio y Magnesio, generalmente toda la dureza se considera debida a estos dos iones. La dureza es un término que se utilizaba para calificar a aquellas aguas que

generalmente requerían cantidades considerables de jabón para producir espuma.

La dureza es causada por los cationes divalentes metálicos que son capaces de

reaccionar con el jabón para formar precipitados y con ciertos aniones presentes

en el agua para formar costras.

La dureza es la solución tanto de sales de calcio como de magnesio en forma de

cationes y aniones, generalmente la dureza se ha expresado en función del

carbonato de calcio (CaCO3)

DUREZA TOTAL: La prueba está basada en la determinación del contenido de Calcio y Magnesio en una muestra de agua por titulación con un agente secuestrante (ácido etilendiaminotetraacético), en presencia de un agente orgánico sensible a los iones de Calcio y Magnesio.

DUREZA DE CALCIO: Calcio (Ca+2): Es el mayor constituyente del agua de formación, en ocasiones dichas concentraciones pueden llegar a tener valores tan altos de 30000 mg/l.

Este catión en determinadas condiciones de presión y temperatura, se combinan con facilidad con los aniones carbonato, bicarbonato y sulfato para precipitar como escala adherente o generar sólidos suspendidos. La prueba está basada en la determinación del contenido de calcio por la titulación de la muestra con un agente secuestrante (ácido etilendiaminotetraacético), en presencia de un agente orgánico sensible a los iones de calcio e insensible a los de magnesio.

Magnesio (Mg+2): Está presente en concentraciones menores a los iones calcio tiene la tendencia de precipitar en compañía del calcio y ser parte de la escala. El magnesio tiene la habilidad de formar compuestos insolubles que permanecen en suspensión. DUREZA DE MAGNESIO = DUREZA TOTAL – DUREZA DE CALCIO Se da en mg/L Interpretación de la Dureza:

Dureza como CaCO3 Interpretación 0-75 agua suave 75-150 agua poco dura 150-300 agua dura > 300 agua muy dura ______________________________________

En agua potable el límite maximo permisible es de 300 mg/L de dureza

Cloruros:

Es el ion más predominante en el agua de formación, que caracteriza a la misma,

su mayor fuente es el cloruro de sodio (NaCl) por lo que la concentración de

cloruros es la medida de la salinidad del agua. Se considera perjudicial si supera

las 5000 ppm de concentración, por la corrosión salina que está en relación directa

con la concentración.

Su presencia en el agua procede de la disolución de suelos y rocas que los

contienen y que están en contacto con el agua. La prueba está basada en la

titulación de un agua, que contiene Ion cloruro, con una solución estándar de

Nitrato de Plata, utilizando Cromato de Potasio como indicador. En este caso el

Cromato de Potasio es un indicador químico, ya que cuando los iones cloruro han

reaccionado totalmente con el Nitrato de plata, el Cromato de Potasio es quien

empieza a reaccionar con el agente titulante, generando una coloración rojiza

propia del cromato de Plata Ag2CrO4 las reacciones que tienen lugar en esta

titulación son:

Para cuando existen Iones Cloruro en el agua. Y:

De modo que podemos saber el momento en que la totalidad de los iones Cloruro en solución han reaccionado, justo cuando se nota la coloración rojiza, así, y mediante balance de masa, podemos conocer la concentración de cloruros en solución.

Sulfatos: Es el alimento de las bacterias sulfato reductoras, este anión tiene tendencia a reaccionar con los cationes estroncio, bario o calcio y en ocasiones llega a formar incrustaciones insolubles. Las aguas lo adquieren por oxidación de los sulfuros o dilución del yeso y de la anhidrita. El método está basado en la precipitación del Sulfato por Cloruro de Bario en presencia de una solución alcohólica. Tan pronto como el sulfato ha sido completamente precipitado, posterior adición de Cloruro de Bario, reaccionará con el indicador THQ (tetrahidroxiquinona) produciéndose un cambio de coloración de amarillo a rosado – rojizo. Este caso es similar a la titulación para los cloruros, en esta ocasión, la THQ (tetrahidroxiquinona), actúa como un indicador químico, ya que al reaccionar todos los iones sulfato con el Cloruro de Bario, el indicador es el que empieza a reaccionar para formar el compuesto con coloración característica rozado-rojizo

Para cuando existen Iones Sulfato en el agua

Hierro Total: El contenido de hierro disuelto generalmente es bajísimo en el agua de formación,

valores altos son sinónimo de corrosión. Puede estar disuelto en forma férrica o

ferrosa (Fe+3 ó Fe+2); o pueden estar en suspensión como precipitado de hierro.

El conteo de hierro es usado para detectar o monitorear el grado de corrosión.

Bastante común en aguas de pozos profundos y por consiguiente, en aguas de

campos petrolíferos. En el agua puede encontrarse en tres formas: Insoluble,

Soluble y Solución Coloidal. Comúnmente se encuentra presente como

bicarbonato ferroso soluble e incoloro.

El análisis se lleva a cabo mediante el kit Merck de ensayo colorimétrico, que

según la coloración, determina la cantidad de hierro en solución.

Gravedad especifica: Razón entre el peso del volumen de una sustancia y el peso de igual volumen de otra sustancia tomada como estándar. La gravedad específica se utilizará para convertir los mg/lt a ppm. La gravedad se determina utilizando el picnómetro.

Conductividad: La conductividad específica se usa comúnmente para indicar la concentración total de los constituyentes ionizados de un agua natural asi:

Total de sólidos disueltos = 1.7 * Conductividad [S]

Oxigeno disuelto: La determinación está basada en la absorción de Oxígeno por un precipitado floculento de Hidróxido Manganoso, formado por la reacción entre el sulfato manganoso y el yoduro de potasio alcalino. El oxígeno reacciona con el hidróxido manganoso para formar hidróxido manganeso. La adición de ácido sulfúrico libera una cierta cantidad de Yodo, en proporción directa a la cantidad de oxígeno

adsorbida. El yodo libre se titula con una solución de Tiosulfato de Sodio en presencia de almidón como indicador. La desaparición de la coloración azul (Reacción del Yodo con el Almidón) se toma como Punto Final de la titulación.

Sulfuro de Hidrógeno: El sulfato presente en el agua puede ser reducido a sulfuros (S-2) y a sulfuro de hidrógeno (H2S) por las bacterias en condiciones anaeróbicas, de acuerdo con las siguientes ecuaciones:

El H2S se formará con el H producido por la superficie del metal corroído. La prueba está basada en la adición de una solución estándar de Yodo a una muestra que contiene Sulfuro de Hidrógeno. El Yodo es reducido en proporción a la cantidad de H2S presente en la muestra y el Yodo residual se titula con una solución estándar de Tiosulfato de Sodio, en presencia de almidón como indicador.

Dióxido de Carbono Libre: La prueba que está basada en la titulación de una muestra de agua con una solución estándar de Carbonato de Sodio en presencia de fenolftaleína como indicador. El CO2 libre reacciona con el Na2CO3 para formar HCO3- , el cual es incoloro a la fenolftaleína. Cualquier exceso de Na2CO3 desarrollará coloración rosada tenue, la cual se toma como punto final de la titulación.

Otras propiedades posibles de analizar: ANIONES:

Carbonato (CO3): Está prácticamente en toda agua de formación, sobre

todo si tiene un pH elevado, reacciona con algunos cationes para formar

precipitados insolubles.

Bicarbonato (HCO3): Se encuentra en la mayoría de las aguas de

formación en ocasiones su concentración alcanza las 800 ppm, lo cual es

bastante perjudicial ya que pueden reaccionar fácilmente con los cationes

bario, estroncio, magnesio o calcio para formar precipitados insolubles.

CATIONES

Sodio (Na+1): Este junto con el anión cloruro, son los iones mas

encontrados y que se caracterizan por ser los de mayor cantidad dentro del

agua de formación. Se considera únicamente problemático al precipitarse

como cloruro de sodio en grandes cantidades, esto ocurre cuando se tiene

agua extremadamente salada.

Bario (Ba+2): Es un elemento no tan común, pero que a pesar de

encontrarlo en mínimas cantidades ocasiona problemas bien serios, por la

tendencia a formar sulfato de bario, un precipitado extremadamente

insoluble.

Estroncio (Sr): Puede combinarse con el sulfato y formar precipitados

insolubles de sulfato de estroncio. Aunque es más soluble que el sulfato de

bario, se encuentra a menudo mezclado con el sulfato de bario.

TURBIDEZ: La turbidez en el agua es causada por la materia sólida formada en su mayor parte por sólidos suspendidos y materia coloidal, tales como arcillas, materia orgánica e inorgánica finamente dividida, plancton y otros organismos microscópicos. Uno de los métodos analíticos empleados para la medición de turbidez es el de interferencia luminosa (turbidímetro), en cuyo caso la unidad de turbidez se denomina NTU.

BACTERIAS SULFATOREDUCTORAS:

Las bacterias pueden contribuir a la corrosión y taponamiento de líneas ya que

son capaces de:

Generar sulfuro de hidrógeno, incrementando así la corrosividad del

agua.

Producen ácidos orgánicos que inician o aceleran la corrosión sobre la

superficie del metal debajo del asentamiento de las colonias.

Producen enzimas que pueden incrementar la velocidad de corrosión

por participación directa en los procesos de corrosión electroquímica.

Oxidan el hierro soluble en agua causando precipitados y formación de

depósitos que aceleran la corrosión a través de las formación de celdas

de concentración.

4. Tratamientos Realizados a aguas de formación.

CLARIFICACIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN Remoción de crudo:

La presencia de crudo puede causar muchos problemas en los sistemas de inyección y reinyección de agua de formación, por lo tanto deben minimizarse. El primer paso para evitar que el crudo sea arrastrado con el agua es asegurarse de que el proceso de separación agua–crudo funcione apropiadamente y que el demulsificante esté haciendo su trabajo. Los desnatadores o “skim tanks” son los más simples y ampliamente usados para remover el aceite dispersado en el agua. Son recipientes que proveen tiempo de retención para que el aceite libre pueda subir a la superficie donde se remueve y se colecta. Los tanques desnatadores son utilizados como un separador primario de aceite contenido en el agua y a menudo se utiliza, aguas arriba otros equipos de remoción de aceite de mayor eficiencia.

Sedimentación: Este término se refiere a la remoción de materia suspendida sin ayuda de coagulantes sino únicamente por asentamiento gravitacional. Usualmente la eliminación que se logra es solo parcial, dependiendo de la materia que se trate, temperatura del agua y la amplitud de los tiempos de retención.

Como el tamaño de las partículas varía en un alto margen, desde material relativamente grueso hasta materia coloidal, es evidente entonces que no hay una línea de demarcación perfecta entre los términos de sedimento y turbidez. Este término también puede referirse a aquellas partículas que después que la muestra se agite se asienten tan rápido que no pueda ser determinada como turbidez.

Tratamiento químico en las piscinas de tratamiento de aguas:

5. Legislación vigente para el manejo de aguas

Decreto 3930-2010: Establece las disposiciones relacionadas con los usos del recurso hídrico, el ordenamiento del Recurso Hídrico y los vertimientos al recurso hídrico, al suelo y a los alcantarillados. CAPITULO IV, De la destinación genérica de las aguas superficiales,

subterráneas y marinas

Artículo 16. Uso industrial. Se entiende por uso industrial del agua, su

utilización en actividades tales como:

- Procesos manufactureros de transformación o explotación, así como

aquellos conexos y complementarios.

- Generación de energía.

- Minería.

- Hidrocarburos.

- Fabricación o procesamiento de drogas, medicamentos, cosméticos,

aditivos y productos similares.

- Elaboración de alimentos en general y en especial los destinados a su

comercialización o distribución.

CAPÍTULO VI, De los vertimientos.

Artículo 24. Prohibiciones. No se admite vertimientos:

- En las cabeceras de las fuentes de agua.

- En acuíferos.

- En los cuerpos de aguas o aguas costeras, destinadas para recreación y

usos afines que impliquen contacto primario, que no permita el

cumplimiento del criterio de calidad para este uso.

- En un sector aguas arriba de las bocatomas para agua potable, en

extensión que determinará, en cada caso, la autoridad ambiental

competente.

- En calles, calzadas y canales o sistemas de alcantarillados para aguas

lluvias, cuando quiera que existan en forma separada o tengan esta única

destinación.

- No tratados provenientes de embarcaciones, buques, naves u otros medios

de transporte marítimo, fluvial o lacustre, en aguas superficiales dulces, y

marinas.

- Sin tratar, provenientes del lavado de vehículos aéreos y terrestres, del

lavado de aplicadores manuales y aéreos, de recipientes, empaques y

envases que contengan o hayan contenido agroquímicos u otras

sustancias tóxicas.

- Que alteren las características existentes en un cuerpo de agua que lo

hacen apto para todos los usos determinados.

- Que ocasionen altos riesgos para la salud o para los recursos

hidrobiológicos.

Artículo 27. De la reinyección de residuos líquidos. - Solo se permite la reinyección de las aguas provenientes de la exploración

y explotación petrolífera, de gas natural y recursos geotérmicos, siempre y cuando no se impida el uso actual o potencial del acuífero.

- El Estudio de Impacto Ambiental requerido para el otorgamiento de la licencia ambiental para las actividades de exploración y explotación petrolífera, de gas y de recursos geotérmicos, cuando a ello hubiere lugar, deberá evaluar la reinyección de las aguas provenientes de estas actividades, previendo la posible afectación al uso actual y potencial del acuífero.

Artículo 35. Plan de Contingencia para el Manejo de Derrames Hidrocarburos o Sustancias Nocivas. - Los usuarios que exploren, exploten, manufacturen, refinen, transformen,

procesen, transporten o almacenen hidrocarburos o sustancias nocivas para la salud y para los recursos hidrobiológicos, deberán estar provistos de un plan de contingencia y control de derrames, el cual deberá contar con la aprobación de la autoridad ambiental competente.

Los parámetros a monitorear con respecto al vertimiento de aguas en la industria petrolera son: DBO5. DQO. SST. SSED. Grasas y Aceites. Fenoles. SAAM. Hidrocarburos Totales del Petróleo (HTP). BTEX. Hidrocarburos Aromáticos Policíclicos (HAP). PCB. Compuestos Nitrogenados: Nitrógeno Total, Nitrógeno Amoniacal (N-NH3),

Nitratos (N-NO3-), Nitritos (N-NO2

-).

Cloruros (Cl-), Sulfatos (SO42-), Sulfuros (S2-),Arsénico (As), Bario (Ba),

Cadmio (Cd), Cromo (Cr), Cromo Hexavalente (Cr6+), Mercurio (Hg), Plomo (Pb), Selenio (Se), Vanadio (V).

Decreto 4728-2010, "Por el cual se modifica parcialmente el Decreto 3930 de 2010" Artículo 3. El artículo 35 del Decreto 3930 de 2010, quedará así:

Artículo 35. Plan de Contingencia para el Manejo de Derrames de Hidrocarburos o Sustancias Nocivas. - Los usuarios que exploren, exploten, manufacturen, refinen, transformen,

procesen, transporten o almacenen hidrocarburos o sustancias nocivas para la salud y para los recursos hidrobiológicos, deberán estar provistos de un plan de contingencia y control de derrames, el cual deberá contar con la aprobación de la autoridad ambiental competente.

- Cuando el transporte comprenda la jurisdicción de más de una autoridad

ambiental, le compete el Ministeno de Ambiente, Vivienda y Desarrollo

Territorial definir la autoridad que debe aprobar el Plan de Contingencia".