AGUAS DE FORMACIÓN

ALDANA CUESTAS HAROLD ANDRES

ARAMBURO VELEZ DANIEL ANDRES

Presentado a: María Isabel Sanabria Landazábal

UNIVERSIDAD DE AMERICA

INGENIERIA DE PETROLEOS

GRUPO VII

BOGOTA, COLOMBIA 2 DE SEPTIEMBRE DE 2011

GENERALIDADES El agua que está presente en la formación se encuentra a la presión y temperatura de la misma, 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. 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, se alteran sus condiciones físicas y químicas. Al disminuir la presión y la temperatura, los iones en solución forman sales, las mismas que se precipitan en formas de incrustaciones adherentes en las líneas de conducción y demás equipos de producción. Estas incrustaciones por lo general son los primeros problemas que se presentan en el proceso de producción.

ASPECTOS FISICOQUIMICOS

El agua de formación se caracteriza por varios parámetros, los mismos que se detallan a continuación: DUREZA:

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) 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. Sulfato (SO4): 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. Cloruro (Cl-1): 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. CATIONES 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. 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. 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. 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. Hierro (Fe+3, Fe+2): 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. 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.

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. Los bicarbonatos representan la forma especie química principal de la alcalinidad ya que ellos se forman en cantidades considerables a partir de la acción del dióxido de carbono

sobre el calcio y magnesio de un mineral común para producir la dureza y alcalinidad subterránea. La mayoría del agua contiene considerable cantidad de impurezas disueltas, las cuales se presentan como iones, la combinación de estos iones forman compuestos los cuales son poco solubles en agua. El agua presenta poca capacidad de mantener estos compuestos en solución y cuando esta capacidad es excedida se precipitan estos compuestos como sólidos.

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.

Oxidan el hierro soluble en el agua, causando precipitados y formación de depósitos que aceleran la corrosión a través de la formación de celdas de concentración.

El taponamiento resulta de la actividad bacteriana debido a la formación de biomasa, la formación de productos de corrosión tales como es sulfuro de hierro o la precipitación del hierro soluble en el agua. Las bacterias reductoras de sulfato probablemente son las que causan más problemas en los sistemas de inyección de agua más que cualquiera otra clase de bacteria. Como resultado de la actividad de las bacterias reductoras de sulfato pueden ocasionarse los siguientes problemas:

Las bacterias pueden participar directamente en la reacción de corrosión y causan huecos directamente debajo de la colonia bacteriana.

La generación del H2s por bacterias puede incrementar la corrosividad del agua. Si el sistema ya es ácido el H2S adicional generado por las bacterias pueden tener un efecto insignificante o sencillamente no tener ningún efecto. Sin embargo, si el sistema era originalmente dulce la adición del H2S al sistema por actividad

bacteriana, puede sustancialmente incrementar la velocidad de corrosión y resultar en un ataque de agujeros dentro del sistema.

La presencia de bacterias sulfato reductoras en un sistema que originalmente era libre de H2S crea la posibilidad de formación de ampollas o debilitamiento del acero al carbón.

La corrosión ácida tiene como resultado la formación de sulfuro de hierro insoluble, el cual es un excelente material de taponamiento.

Las bacterias reductoras de sulfatos son las más ampliamente encontradas en áreas de baja velocidad o estancadas y de bajo de escalas o lodos. Los lugares más comunes para actividad bacteriana en sistemas de reinyección de agua son los tanques y filtros.

Tipos de bacterias sulfato reductoras: Cerca de nueve familias o géneros de bacterias sulfato reductoras son conocidas. Sin embargo, la mayor parte de problemas de corrosión son atribuidas a dos familias: Desulfovibrio y desulfotomaculúm. Alguna de las especies que son conocidas por contribuir a problemas de corrosión son las siguientes:

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.

Genus Especies Shape

Desulfovibrio Africanus Sigmoid rod

Desulfuricans Vibrio

Salexigens Vibrio

Bulgaris Vibrio

Desulfotomaculum Nigrificans Rod

Orientis Curved rod

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.

Floculación: Es un proceso químico en el que por medio de la adición de sustancias llamadas floculantes, las partículas coloidales se unen facilitando su decantación y posterior filtrado. El alumbre, sales de hierro y polímeros de peso molecular alto son floculantes comunes. La floculación es estimulada por un mezclado lento que junta poco a poco a los flóculos.

CONFINAMIENTO DEL AGUA DE FORMACIÓN

Se denomina sistema de confinamiento (reinyección) de agua a todas las operaciones y equipos requeridos para el tratamiento y bombeo del agua de formación hacia los pozos reinyectores. Esto contempla una serie de instalaciones que pretenden mejorar la calidad del agua y prolongar la vida útil de tuberías, accesorios, tanques, bombas y arena receptora.

El agua producida conjuntamente con el petróleo, ocasiona pérdidas económicas y

problemas ambientales, por estas razones se debe encontrar un sistema que permita

manejar el agua de tal forma que los costos y los riesgos ambientales se reduzcan; los

sistemas de inyección y reinyección de agua de formación combinan las facilidades de

producción de petróleo con sus instalaciones, para tratar el agua producida a fin de

alcanzar los requisitos de calidad requeridos para dicha operación.

Actualmente la producción de crudo se obtiene principalmente por métodos de recuperación primaria y secundaria con un recobro promedio del 35% del petróleo in situ. Como esta recuperación aún es demasiado baja se han implementado métodos de recobro mejorado EOR (Enhanced Oíl Recovery) las cuales en su mayoría implican la inyección de un fluido, hoy en día mas de la mitad de la producción de crudo proviene de la inyección de agua. Para evidenciar la importancia del agua de formación en el proceso de reinyección se hará un pequeño paréntesis e iniciando con una breve explicación sobre producción.

PRODUCCIÓN PRIMARIA: Cuando el petróleo surge de forma natural ya sea por la presión del gas o del agua contenidos en el yacimiento. PRODUCCIÓN SECUNDARIA: Cuando el yacimiento pierde su presión natural y es necesario inyectar un fluido, de esta manera se aumenta la presión del sistema. PRODUCCION TERCIARIA: Cuando es necesario utilizar otros métodos diferentes a los anteriores como inyección de vapor, gases miscibles (CO2), etc. NOTA: Cabe aclarar que ordenar la producción (primaria, secundaria, terciaria) no siempre es lo más adecuado pues en algunos casos cuando el yacimiento no tiene la suficiente presión la inyección de agua es necesaria como primera medida, igualmente cuando los crudos pesados son demasiados viscosos seria económicamente poco rentable la inyección de agua en el yacimiento y como primera medida se debe adoptar la inyección de vapor, gases miscibles, etc.

TIPOS DE INYECCIÓN De acuerdo con la posición de los pozos reinyectores y productores el confinamiento se puede llevar a cabo de dos maneras: INYECCIÓN PERIFÉRICA: Consiste en inyectar el agua en los flancos del yacimiento, es decir el agua se inyecta cerca del acuífero (si está presente). Características:

Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento.

Ventajas:

No es necesaria una gran cantidad de pozos inyectores.

No requiere la perforación de pozos adicionales, pues se puede reinyectar el agua por medio de pozos productores viejos.

El recobro de petróleo es alto con un mínimo de producción de agua. Desventajas:

Puede fallar si no hay la comunicación adecuada entre la periferia y el yacimiento.

El proceso de desplazamiento es largo por lo que el recobro es a largo plazo.

INYECCION EN ARREGLOS: Consiste en inyectar el agua directamente en la zona del petróleo, el agua invade esta zona y desplaza los fluidos del volumen invadido hacia los pozos productores. Características:

Los pozos productores y los inyectores forman un arreglo geométrico.

La selección del arreglo geométrico depende de los límites del yacimiento así como de la permeabilidad, porosidad y el numero de pozos existentes.

Se emplea en yacimientos con una gran extensión arela. Ventajas:

Rápida respuesta del yacimiento.

El volumen de petróleo recuperado es bastante en un breve periodo de tiempo. Desventajas:

En comparación con la inyección periférica su costo económico es mayor, pues implica la construcción de pozos nuevos.

Requiere mejor descripción del yacimiento.

Objetivo del confinamiento del agua. El principal objetivo de confinar el agua de formación en el subsuelo es evitar la contaminación de cuerpos de agua dulce (ríos, quebradas, lagos, etc.) y suelos. Anteriormente el vertido directo del agua al medio ambiente, ocasionó la contaminación de cuerpos de agua con una serie de productos tóxicos que se encuentran presentes en el agua de formación: Residuos de Hidrocarburos, metales pesados, residuos de productos químicos usados en el tratamiento de deshidratación, control de incrustaciones y corrosión, además el alto contenido de sales. El agua de formación actualmente es confinada mediante pozos denominados “reinyectores”; los sólidos presentes en el agua ya sean en suspensión o en solución, al un tratamiento adecuado se van acumulando en las tuberías de conducción y bajo superficie afectando la vida operable de los mecanismos de producción. Por ello es indispensable un sistema adecuado para el tratamiento del agua, este sistema se encargara de reducir la cantidad de sólidos suspendidos totales, hasta valores menores a 2 ppm, pH de 7 y un contenido de aceite de 0.5 ppm, todo esto previo a la reinyección.

Existen dos objetivos principales desde el punto de vista operacional de un Sistema de Reinyección de Agua:

Mantenimiento del grado o capacidad de inyectabilidad del agua hacia la formación. Es necesario evitar cualquier impureza o proceso que puedan interferir con la capacidad de inyectabilidad.

Mantener en buen estado los equipos de superficie y subsuelo, previniendo la corrosión de los mismos. Debe evitarse el deterioro del equipo de reinyección, líneas, válvulas, casing, asegurando un tiempo de vida útil razonable.

El éxito en la reinyección del agua de formación requiere fundamentalmente de:

Buen conocimiento de la química del agua y técnicas de tratamiento para evitar incompatibilidades entre el agua y el yacimiento receptor.

Buen funcionamiento del equipo en el proceso.

El agua producida conjuntamente con el petróleo, ocasiona pérdidas económicas y

problemas ambientales, por estas razones se debe encontrar un sistema que permita

manejar el agua de tal forma que los costos y los riesgos ambientales se reduzcan; los

sistemas de inyección y reinyección de agua de formación combinan las facilidades de

producción de petróleo con sus instalaciones, para tratar el agua producida a fin de

alcanzar los requisitos de calidad requeridos para dicha operación.