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Facultad de Ingeniera

Escuela de Ingeniera Qumica

Evaluacin de la factibilidad tcnico - econmica parael manejo y disposicin de la produccin de los camposSanta Ana y El Toco en SAED-3. P.D.V.S.A Gas, Anaco.

Roselin Elina Sucre Mirabal

Tutor: Ing. Rinoska C. Gonzlez G.Caracas, Septiembre 2002.

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Derecho de autor

Cedo a la Universidad Metropolitana el derecho de reproducir y difundir el presente

trabajo, con las nicas limitaciones que establece la legislacin vigente en materia de

derecho de autor.

En la ciudad de Caracas, a los 15 das del mes de septiembre del ao 2002.

---------------------------

Br. Roselin E. Sucre M

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Aprobacin

Considero que el Trabajo Final titulado

EVALUACIN DE LA FACTIBILIDAD TCNICO - ECONMICA PARA EL

MANEJO Y DISPOSICIN DE LA PRODUCCIN DE LOS CAMPOS SANTA ANA

Y EL TOCO EN SAED-3. P.D.V.S.A GAS, ANACO.

Elaborado por la ciudadana

ROSELIN ELINA SUCRE MIRABAL

Para optar por el ttulo de

INGENIERO QUMICO

rene los requisitos exigidos por la Escuela de Ingeniera Qumica de la Universidad

Metropolitana, y tiene mritos suficientes como para ser sometido a la presentacin y

evaluacin exhaustiva por parte del jurado examinador que se designe.

En la ciudad de Caracas, a los 6 das del mes de septiembre del ao 2002.

Ing. Rinoska Gonzlez Dr. Ernest BordierTutor Industrial Tutor Acadmico

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Acta de Veredicto

Nosotros, los abajo firmantes constituidos como jurado examinador y reunidos en

Caracas, el da 16 de septiembre del ao 2002, con el propsito de evaluar el Trabajo

Final titulado


MANEJO Y DISPOSICIN DE LA PRODUCCIN DE LOS CAMPOS SANTA ANA

Y EL TOCO EN SAED-3. P.D.V.S.A GAS, ANACO.

presentado por la ciudadana

ROSELIN ELINA SUCRE MIRABAL

Para optar al ttulo de

INGENIERO QUMICO

Emitimos el siguiente veredicto:

Reprobado ____ Aprobado____ Notable____ Sobresaliente____

Observaciones:________________________________________________________

________________________________________________________

_________________ _______________ _________________

Ing. Mara Carolina Duarte Dr. Ernest Bordier Ing. Rinoska Gonzlez

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Dedicatoria

A Dios por ser mi compaero espiritual y mi fuente de tranquilidad.

A mis padres, Antonio y Eloisa, por brindarme su amor y apoyo incondicional en los

momentos que ms lo necesite.

A mi hermanito y mi sobrinito, Jos Antonio y Marco Antonio, espero que esto les

sirva de ejemplo para tomar el mejor camino en sus vidas.

A mis hermanos, Roselina y Anjoel, por su cario desinteresado.

A Rafael por sus consejos oportunos y su amor incondicional.

A mis tos y primos, por brindarme su cario y su confianza.

A Maringela, por ser mi amiga y compaera en las buenas y en las malas.

A mis amigos y compaeros de estudio, en especial a Mary, Carluchn, Roberto,

Prince, Naty, Ana Teresa, Mara Alejandra, Maru, Luisana y Mara del Mar.

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Agradecimientos

A Dios por guiarme e iluminarme

A P.D.V.S.A, en especial a la Gerencia de Produccin Anaco U.E.Y A.M.A, por

brindarme la oportunidad de desarrollar mi trabajo de grado.

A la Ing. Rinoska Gonzlez por ser ms que mi asesora, mi amiga. De verdad muchas

gracias!.

Al Ing. Simn Ascanio, por su apoyo e inters en el desarrollo de este proyecto.

Al Sr. Carlos Castillo, por ser parte clave en el desarrollo de este trabajo. Su ayuda

desinteresada se la agradecer siempre.

A Yajaris, por apoyarme en los ultimos momentos de esta tesis.

Al profesor Ernest Bordier, por todos los conocimientos brindados a lo largo de la

carrera.

Y a todo el personal que labora en la U.E.Y A.M.A por su ayuda y colaboracin, en

especial al Ing. Wilfredo Briceo, Betty de Hidalgo, Marycruz Malav, Daniel Milln

y a la Sra. Ins de Fernndez, gracias a todos!.

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ndice

DEDICATORIA................................................................................................. IAGRADECIMIENTO.................................................................................... II

LISTA DE TABLAS ......................................................................................... III

LISTA DE FIGURAS..................................................................................... IV

RESUMEN......................................................................................................... V

INTRODUCCIN.......................................................................................... 1

CAPTULO I. TEMA DE INVESTIGACIN

I.1 Planteamiento del problema.......................................................................... 7 I.1.1 Antecedentes............................................................................................ 8

I.2 Objetivos........................................................................................................ 11

I.2.1 General..................................................................................................... 11

I.2.2 Especficos............................................................................................... 11

CAPTULO II. MARCO TERICO

II.1 Hidrocarburos lquidos................................................................................. 13

II.1.1 Clasificacin........................................................................................... 13 II.1.2 Propiedades caractersticas de los Hidrocarburos Lquidos................... 15

II.2 Emulsin: definicin y tipos........................................................................ 16

II.3 Procesos de produccin................................................................................ 17

II.4 Procesos en una estacin de produccin...................................................... 19

II.4.1 Proceso de recoleccin........................................................................... 19

II.4.2 Proceso de separacin............................................................................ 22

II.4.2.1 Tipos de separadores....................................................................... 24

II.4.3 Proceso de deshidratacin de crudo....................................................... 27

II.4.3.1 Mtodo mecnico............................................................................ 28

II.4.3.2 Mtodo qumico.............................................................................. 29

II.4.3.3 Mtodo trmico............................................................................... 30

II.4.4 Proceso de medicin de fluidos.............................................................. 34

II.4.5 Proceso de recoleccin en tanques......................................................... 35

II.4.6 Proceso de distribucin de fluidos......................................................... 37

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ndice

II.5 Opciones de disposicin de efluentes........................................................... 39

II.5.1 Plantas de inyeccin de agua salada....................................................... 40

II.6 Calidad requerida del agua de inyeccin...................................................... 41

II.7.1 Tratamiento qumico aplicado al agua de inyeccin.............................. 42

II.7 Tratamiento divergente................................................................................ 44

II.8 Mecanismos que promueven la formacin de incrustaciones...................... 44

II.8.1 Factores que incrementan la formacin de incrustaciones..................... 46

II.8.2 Incrustaciones comunes en yacimientos petroleros............................... 47

II.8.3 Inhibidores de incrustacin.................................................................... 49

II.8.3.1 Definicin y clasificacin................................................................ 49

II.8.4 ndices de estabilidad de Stiff and Davis.............................................. 50II.9 Control microbiolgico................................................................................ 52

II.9.1 Bacterias causantes de problemas.......................................................... 53

II.10 Descripcin del proceso actual llevado a cabo dentro de los campos en

estudio........................................................................................................ 53

CAPTULO III. METODOLOGA

III.1 Tcnica de recoleccin de datos................................................................. 58

III.2 Etapas de la investigacin.......................................................................... 59 III.2.1 Inspeccin de los sistemas de produccin y disposicin de los

campos Santa Ana y El Toco. ............................................................ 60

III.2.1.1 Levantamiento planimtrico de los sistemas de produccin y

disposicin de los campos en estudio.............................................. 61

III.2.2 Estudio y evaluacin del sistema de disposicin SAED-3................. 61

III.2.2.1 Determinacin del volumen de agua desplazado hacia los

pozos inyectores AM 26, AM 21 y AG 5.................................. 61 III.2.2.2 Determinacin de la velocidad de la bomba................................ 62

III.2.2.3 Clculo de la eficiencia de la bomba........................................... 64

III.2.2.4 Determinacin de la presin de cabezal de los pozos receptores

de agua del campo Santa Ana...................................................... 64

III.2.2.5 Determinacin del volumen de agua inyectado a cada uno de

los pozos receptores del campo Santa Ana.................................. 65

III.2.2.6 Historial de pozos receptores de agua......................................... 68

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ndice

III.3 Determinacin de la produccin crudo agua de los campos Santa Ana

y El Toco............................................................................................................. 69

III.3.1 Produccin de agua y crudo estimada para los campos Santa y El

Toco, para el perodo 2002-2020.................................................................... 69

III.4 Caracterizacin fisicoqumica del agua de inyeccin................................. 71

III.4.1 Determinacin de pH............................................................................ 72

III.4.2 Determinacin de alcalinidad............................................................... 73

III.4.2.1 Alcalinidad de la fenolftaleina (P)............................................... 74

III.4.2.2 Alcalinidad total (M).................................................................. 75

III.4.3 Determinacin de dureza.......................... ........................................... 75

III.4.3.1 Dureza total.................................................................................... 76 III.4.3.2 Dureza clcica................................................................................ 76

III.4.4 Determinacin de cloruros.................................................................... 77

III.4.5 Determinacin de iones por mtodo espectrofotomtrico.................... 77

III.5 Prueba de botella para determinar la eficiencia de los inhibidores de

incrustacin......................................................................................................... 78

III.6 Anlisis microbiolgico.............................................................................. 80

III.7 Anlisis de sensibilidad para la centralizacin de la produccin de losCampos Santa Ana y El Toco, en SAED-3........................................................ 82

III.8 Anlisis tcnico-econmico........................................................................ 84

CAPITULO IV ANALISIS DE RESULTADOS

IV.1 Determinacin del volumen de agua bombeado e inyectado a los pozos

inyectores AM 26, AM 21 y AG 5.................................................................... 85

IV.2 Pronstico de produccin crudo-agua de los campos en estudio, para el

perodo 2002-2020............................................................................................. 93IV.3Caracterizacin fisicoqumica del agua de inyeccin................................ 94

IV.3.1 ndices de estabilidad de Stiff and Davis............................................ 100

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ndice

IV.4 Seleccin del producto antiescala para el control de las incrustaciones..... 102

IV.5 Anlisis microbiolgico.............................................................................. 106

IV.6 Evaluacin de las facilidades actualmente existentes para la

centralizacin de la produccin bruta de los campos Santa Ana y El Toco, en

SAED-3............................................................................................................... 109

IV.7 Estudio tcnico-econmico......................................................................... 114

IV.8Anlisis del ahorro asociado a la ejecucin del proyecto........................... 115

CONCLUSIONES............................................................................................ 116

RECOMENDACIONES.................................................................................. 118

BIBLIOGRAFA.............................................................................................. 120

APENDICES..................................................................................................... 123APENDICE A. Caractersticas fisicoqumicas del agua de formacin que

converge a la estacin de descarga principal Santa Ana 3................................. 123

APENDICE B. Resultados obtenidos en la Prueba de eficiencia de los

inhibidores de incrustacin................................................................................ 130

APENDICE C. Caractersticas fisicoqumicas de la qumica aplicada al agua

de formacin: Biocidas y qumicas antiescalas.................................................. 134

APENDICE D. Muestra de clculos................................................................... 150APENDICE E. Normas NACE standard TM0374-90, constante en funcin

de la fuerza inica y la temperatura y lmites mximos permisibles, de ciertos

compuestos en el agua, segn el MARN. .......................................................... 169

APENDICE F. Especificaciones de los equipos actualmente instalados en la

estacin SAED-3 y rcords de trabajos a pozos inyectores................................ 178

APENDICE G. Resultados de las simulaciones PIPESIM................................. 186

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Lista de tablas

Tabla 1 Interpretacin del Indice de Stiff and Davis.

Tabla 2 Resultados de las pruebas de inyectividad (P.I) realizadas con la bombaNational Oilwell, PIAS SAED-3.

Tabla 3 Resultados de las pruebas de inyectividad realizadas a la BombaGardner Denver, PIAS SAED-3.

Tabla 4 Resultados de la prueba de inyectividad con bomba de alta presin,realizada a los pozos inyectores del Campo Santa Ana.

Tabla 5 Caractersticas de las arenas receptoras de los pozos inyectores delcampo Santa Ana.

Tabla 6 Resultados de la simulacin de la red de inyeccin de agua, SAED-3.

Tabla 7 Produccin crudo-agua de los campos Santa Ana y El Toco, para elperodo 2002-2020.

Tabla 8 Rango promedio de los resultados obtenidos en los anlisisfisicoqumicos realizados al agua de inyeccin PIAS SAED-3.

Tabla 9 Valores promedios de los resultados obtenidos de los anlisisfisicoqumicos realizados al agua de inyeccin, resultado de la mezclaentre SAED-3, SAED-2 y ETED-1.

Tabla 10 ndices de estabilidad de Stiff and Davis, obtenidos para el agua deinyeccin de la PIAS, SAED-3.

Tabla 11 Inhibidores de incrustacin utilizados en el anlisis de eficiencia.

Tabla 12 Valores de dureza clcica promedio y eficiencias, obtenidos de laprueba de botella realizada a los dos (2) productos inhibidores.

Tabla 13 Parmetros ms influyentes en la escogencia del producto inhibidorpara los volmenes de agua y crudo manejados actualmente en elcampo Santa Ana.

Tabla 14 Parmetros ms influyentes en la escogencia del producto inhibidor,para los volmenes de agua y crudo a manejar, una vez centralizadas lasestaciones.

Tabla 15 Rangos de presin obtenidos de la simulacin de la red de manejo ydisposicin de crudo hacia SAED-3, con disposicin de una (1) lnea

proveniente de ETED-1, PIPEPHASE.Tabla 16 Rangos de presin obtenidos de la simulacin de la red de manejo y

disposicin de crudo hacia SAED-3, con disposicin de dos (2) lneasprovenientes de ETED-1, PIPEPHASE.

Tabla 17 Costos estimados para el proceso de centralizacinTabla 18 Ahorros asociados al proceso de centralizacin.

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Lista de figuras

Figura 1 Ubicacin relativa de la Unidad de Explotacin y yacimiento AreaMayor Anaco.

Figura 2 Etapas del proceso de produccin de SAED-3.

Figura 3 Representacin esquemtica del proceso de centralizacin de

produccin de los campos en estudio.

Figura 4 Tipos de emulsiones.

Figura 5 Esquema general de los procesos de produccin y facilidades desuperficie.

Figura 6 Cabezal de Produccin.

Figura 7 Separador vertical.

Figura 8 Separadores horizontales.

Figura 9 Esquema de un Tratador Trmico.

Figura 10 Tanques de Almacenamiento.

Figura 11 Bomba reciprocante.

Figura 12 Tanque de inyeccin de qumica.

Figura 13 Efecto de la temperatura sobre la solubilidad del carbonato de calcio.

Figura 14 Esquemtico general de los procesos llevados a cabo dentro de laestacin principal SAED-3.

Figura 15 Esquema de red de inyeccin de agua, PIPESIM.

Figura 16 Puntos de toma de muestras, SAED-3.

Figura 17 Esquema de red de transmisin de crudo, una vez centralizada la

produccin de los campos El Toco y Santa Ana, en SAED-3,

PIPEPHASE.Figura 18 Comportamiento real vs terico de la Bomba National Oilwell.

Figura 19 Puntos de muestra tomados para la caracterizacin del agua de

formacin de la estacin principal SAED-3.

Figura 20 Ampollas utilizadas en el anlisis de bacterias sulfato reductoras.

Figura 21 Resultados obtenidos del anlisis bacteriolgico realizado al agua de

inyeccin a la entrada de los tanques de la PIAS, SAED-3.

Figura 22 Esquemtico representativo de la disposicin de las lneas para elproceso de centralizacin.

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Resumen


MANEJO Y DISPOSICIN DE LA PRODUCCIN DE LOS CAMPOS SANTA

ANA Y EL TOCO EN SAED-3. P.D.V.S.A GAS, ANACO.

Autor: Roselin E. Sucre M.

Tutor: Ing. Rinoska C. Gonzlez G. Caracas, Septiembre 2002.

El presente estudio fue realizado con el fin de evaluar la factibilidad tcnico-

econmica para el manejo de la produccin crudo-agua de los campos Santa Ana

y El Toco en la estacin principal SAED-3, y as disminuir costos asociados al

empleo de equipos de remocin de escala en pozos inyectores y eliminar pasivos

ambientales, los cuales vienen representados por muros contenedores de lquidos,

comnmente llamados fosas. Para ello, se hizo un estudio sobre las facilidades

actualmente existentes para el transporte de la produccin hacia dicha estacin, el

sistema de disposicin del agua de formacin ubicado en esta, la capacidad de los

equipos all instalados, as como la capacidad de recepcin de los pozos

inyectores de agua. A su vez, se determin la calidad del agua a partir de anlisis

fisicoqumicos y por ltimo, se evaluaron los tratamientos qumicos aplicados al

efluente, previo proceso de inyeccin. A partir de la evaluacin, se determin que

la causa que afecta la capacidad de manejo de la Planta de Inyeccin de AguaSalada (PIAS), es la calidad del agua inyectada, la cual posee alta tendencia

incrustante, que se ve favorecida con incrementos en la temperatura, cuya

consecuencia directa son taponamientos de las arenas receptoras de los pozos

inyectores. Tambin surgi la necesidad de colocar otro punto de inyeccin de

qumica antiescala y trasladar el de qumica biocida, a la entrada de los tanques.

Para el proceso de centralizacin es necesario aumentar la dosis de producto

antiescala a 7,6 gal/da para controlar las incrustaciones, lo cual genera un costo

de 12.949.200 bolvares anuales. A su vez, surge la necesidad de reactivar un

tratador trmico en la estacin principal y bombear desde las estaciones

involucradas a un rango de presin de 200-210 psig, para el caso de ETED-1, y

60-70 para las estaciones SAEF-1 y SAED-2. Los costos asociados al proceso decentralizacin se estiman en 187.108.362 bolvares y ahorros en el orden de

165.226.161 bolvares anuales.

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Introduccin

El Distrito Anaco, considerado Centro gasfero en el mbito nacional, por contener

reservas probadas de gas superiores a los 15600 MMPCG en un rea aproximada de

13400 Km2, est conformado por dos extensas reas de explotacin [1]:

Unidad de Explotacin y Yacimiento rea Mayor Anaco (U.E.Y A.M.A),

ubicada en la parte norte de la zona central del Estado Anzotegui, con un rea de

3160 Km2.

Unidad de Explotacin y Yacimiento rea Mayor Oficina (U.E.Y A.M.O),

ubicada en la parte sur de la zona central del Estado Anzotegui, con un rea de

10240 Km2.

A

o

SSuuccrree

MMaa iibbrrCCaarr eeNNuuee rrttvvaaEEssppaa aa

MMoonnaaggaass DDeellttaaAAmmaaccuurroo

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SSAANNTTAARROOSSAA

SS..JJOOAAQQUUIINN

EELL RROOBBLLEE

SSAANNTTAA AANNAA

Fuente: Elaboracin propia

Figura 1 Ubicacin relativa de la Unidad de Explotacin y yacimiento

Area Mayor Anaco

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Introduccin

En la U.E.Y A.M.A (Figura 1) se distinguen dos reas de operaciones, denominadas

rea I y rea II. La primera, correspondiente al campo Santa Rosa y la segunda, a los

campos: Guario, San Joaqun, El Roble, Santa Ana y El Toco, siendo estos dosltimos objeto de la evaluacin.

Estos campos cuentan con estaciones de produccin para llevar a cabo los procesos

de recoleccin, separacin, deshidratacin, almacenamiento y distribucin de los

fluidos extrados del pozo: crudo, gas y agua.

Estas estaciones pueden ser de flujo o descarga.La Estacin de Flujo, sirve como

centro de recoleccin temporal de la produccin proveniente de los pozos, para de all

bombearla a las estaciones de descarga, donde todo el crudo es medido antes de ser

bombeado por oleoductos al patio de tanques.

Para el acondicionamiento y tratamiento del crudo, las estaciones de descarga cuentan

con separadores gas - lquido, tratadores trmicos y otros equipos que facilitan la

separacin de los componentes de la mezcla. Estas instalaciones reciben crudo de

estaciones de flujo y de pozos que, por su proximidad, fluyen a las mismas.

La U.E.Y A.M.A tiene entre sus responsabilidades dirigir las actividades

operacionales de produccin de 340pozos activos; 17estaciones de produccin, de

las cuales 7son de flujo y 10son de descarga, con una produccin promedio de 11

MBNPD y 1315 MMPCNDG.

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Introduccin

Los procesos de acondicionamiento del crudo, son llevados a cabo con la finalidad de

proveer un producto que satisfaga los requerimientos de comercializacin (%AyS

0.5), lo cual genera altos volmenes de agua de formacin, asociada al crudo y al gas,

que requieren de adecuados tratamientos para su ptima disposicin.

Actualmente, el Campo Santa Ana posee un total de 47 pozos activos, una (1)

estacin de flujo y dos (2) estaciones de descarga, las cuales manejan una produccin

bruta asociada de 3730 barriles brutos por da (BBPD), de los cuales 2887 barriles

por da (BAPD) son de agua de formacin, representando un 77 % del total de la

produccin.

La filosofa actual de operacin del Campo Santa Ana consiste en separar y

acondicionar, la mezcla multifsica proveniente de los pozos que convergen a la

estacin de descarga principal Santa Ana 3 (SAED-3) y la contribucin de la estacinde flujo Santa Ana 1 (SAEF-1).

El agua de formacin, producto de este proceso, es inyectada en pozos cuyas arenas

no son productivas ni aprovechables. Como sistema de alivio esta estacin cuenta con

una laguna o macrofosa de recepcin, en donde se deposita los excedentes de agua

que el sistema no pueda manejar para inyeccin, por limitacin en su capacidad de

bombeo y/o recepcin en pozos. En la figura 2 se representa un esquema general de

las etapas involucradas en los procesos de produccin de SAED-3.

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Introduccin

A su vez, la estacin de descarga Santa Ana 2 (SAED-2), acondiciona su produccin

y dispone del agua de formacin asociada en una fosa de alivio, por no contar con

otra opcin de disponibilidad, lo que genera serios problemas de disposicin deefluentes.

ComercializacinP.T.A

Pozos asociados

SAED-3SAED-3

Mezcla crudo-aguaSAEF-1


Figura 2 Etapas del proceso de produccin de SAED-3

Por su parte, el Campo El Toco, posee un total de 26 pozos activos y una (1) estacin

de descarga, que maneja una produccin bruta asociada de 2872 BBPD, de los cuales

1452 BAPD son de agua de formacin, representando el 51 % de la produccin total.

Una vez acondicionada la produccin de los pozos asociados a esta estacin, el agua

de formacin, producto del proceso de deshidratacin, es inyectada a un pozo

receptor para su confinamiento en el subsuelo y, al igual que en las estaciones antes

descritas los excedentes de agua son enviados a la fosa de alivio.

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Introduccin

Los esquemas actuales de operacin, en ambos casos, propician que el agua

almacenada en las fosas de alivio pase al sistema de inyeccin en conjunto con el

agua de formacin obtenida del proceso de deshidratacin, ocasionando desmejorasen la calidad del agua e inestabilidad qumica de la misma. Esta situacin afecta la

capacidad de recepcin de los pozos inyectores, causando taponamientos, a

consecuencia del arrastre de sedimentos y depsitos de sales hacia los yacimientos,

incrementando la frecuencia de empleo de equipos especiales para su limpieza y

remocin. Igualmente, la disposicin de este efluente en lagunas o fosas crea una

serie de repercusiones ambientales inherentes a nivel de superficie.

Con la finalidad de reducir los costos (Bs. 60 MM / Ao por pozo) asociados al

mantenimiento de pozos inyectores, optimizar la fuerza hombre en labores de

supervisin y eliminar pasivos ambientales, el Departamento de Optimizacin,

perteneciente a la Gerencia de Operaciones de Produccin A.M.A, mediante este

proyecto, se plante la necesidad de estudiar la factibilidad de centralizar la

produccin bruta, a la cual se le asocian altos volmenes de agua de formacin, de los

Campos Santa Ana y El Toco en SAED-3, mediante la evaluacin de facilidades

actualmente existentes para el acondicionamiento, almacenamiento y distribucin del

crudo, la capacidad de la Planta de Inyeccin de Agua Salada (PIAS), ubicada en

SAED-3, y de sus pozos receptores, as como tambin el estudio de la calidad y

compatibilidad del agua de inyeccin proveniente de las estaciones involucradas.

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Introduccin

Las etapas de evaluacin del proyecto estn contempladas de la siguiente manera:

Captulo I expone la problemtica vinculada al tema, sus antecedentes y los

objetivos del proyecto. Captulo II, el marco o referencia terica referente a los procesos de produccin y

de disposicin de agua de formacin.

Captulo III, muestra la metodologa aplicada para dar cumplimiento a los

objetivos antes planteados, tcnicas aplicadas a la investigacin: paquetes de

simulacin, procedimientos experimentales, entre otras.

Captulo IV el anlisis y discusin de los resultados obtenidos en la evaluacin.

Una vez hechos los anlisis respectivos, se exponen las conclusiones y

recomendaciones que tengan lugar.

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Captulo I

Planteamiento del problema

I.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Las estaciones de produccin que conforman los campos operacionales, son las

encargadas de recolectar, separar, acondicionar, almacenar y distribuir los fluidos

extrados de los yacimientos: crudo, gas y agua. En el caso del gas, es enviado a las

plantas compresoras cuando presenta niveles de presin menores a 1200 lpc, en caso

contrario ser enviado directamente a venta a travs de gasoductos.

El crudo debe cumplir con requerimientos de comercializacin, los cuales estipulan

un %AyS 0.5; es por ello que el proceso de deshidratacin es primordial para el

adecuado acondicionamiento de este hidrocarburo.

Dicho proceso es llevado a cabo dentro de unidades de deshidratacin, cuyo diseo

depender principalmente de la composicin del crudo.

Los campos que manejan segregaciones de crudo parafinoso y condensado, las cuales

presentan gravedades API relativamente altas por ser de contenido liviano; son

deshidratadas en unidades denominadas tratadores, que no requieren de temperaturas

elevadas para ejecutar un ptimo proceso de deshidratacin.

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Planteamiento del problema 8

Para el caso donde el crudo es pesado y extrapesado, las unidades de deshidratacin

requeridas son calentadores y tanques de lavado, ya que se necesitan de elevadas

temperaturas para lograr el objetivo. Los volmenes de agua asociados a dicho

proceso, requieren de ptimos tratamientos para su adecuada disposicin, ya que

estos presentan altos contenidos de minerales o iones libres como Ca++

, Na+, Cl

-, que

hacen del agua un efluente de muy pobre calidad y, sin especificaciones adecuadas

para el cumplimiento de los requerimientos del Ministerio del Ambiente y los

Recursos Naturales (MARN).

I.1 Antecedentes

Los campos de produccin, pertenecientes a la (U.E.Y A.M.A), en el caso especfico

de los Campos Santa Ana y El Toco, manejan segregaciones de crudo parafinoso y

condensado.

El Campo Santa Ana, a travs de su estacin principal SAED-3 maneja la produccin

de los pozos asociados y la proveniente de SAEF-1, por ser sta ltima una estacin

de flujo. Una vez acondicionada y separada en sus tres componentes principales, es

enviada bajo especificacin a sus diferentes destinos.

En el caso del agua, es enviada a instalaciones comnmente llamadas PIAS (Plantas

de Inyeccin de Agua Salada), que manejan el agua salada inyectndola a alta

presin, por medio de bombas y lneas, a los pozos AM 26, 21 y AG 5. Dicha planta

posee una capacidad mxima de recibimiento, al igual que los pozos receptores, que

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se ve afectada por el incremento constante de los volmenes de agua de formacin.

Es por ello, que la estacin cuenta con lagunas o fosas de alivio que solventan en

parte la situacin, sin embargo generan problemas a nivel de superficie al presentarse

casos de aumento de nivel de las mismas. La estacin Santa Ana 2 (SAED-2), sigue

el mismo principio de operacin que la estacin antes mencionada, sin contar con una

opcin adecuada de disposicin de los volmenes de agua producidos, depositndolos

en una laguna, lo que ocasiona ms daos ambientales en el rea.

El Campo El Toco, presenta una situacin similar. Este, a travs de su nica estacin

ETED-1, cuenta con un sistema de disposicin/inyeccin que maneja los volmenes

de agua de formacin inyectndolos en el pozo TM 9, para su confinamiento en el

subsuelo. Los excedentes de agua de formacin, son depositados en lagunas,

siguiendo el mismo principio de las estaciones antes mencionadas.

Los esquemas actuales de operacin, propician que el agua contenida en las fosas de

alivio pase al sistema de inyeccin en conjunto con el agua de formacin obtenida del

proceso de deshidratacin, ocasionando desmejoras en la calidad del agua e

inestabilidad qumica de la misma.

En el caso de SAED-3, las caractersticas fisicoqumicas presentadas por el agua

drenada, impiden disponerla directamente en los pozos, sin previo tratamiento

qumico que permita disminuir, en gran parte, la problemtica que gira en torno a esta

situacin.

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De acuerdo a los reportes de los ltimos trabajos realizados a los pozos inyectores,

estos presentan taponamientos por escala, es decir, sales contenidas en el agua que

han experimentado un proceso de precipitacin y, parte de los slidos suspendidos

que han sido arrastrados durante el proceso de inyeccin.

Esta situacin ocasiona ciertos problemas durante la inyeccin, que se traducen en un

incremento en el empleo de equipos de remocin de escala (Coiled Tubing), que

representan altos desembolsos para la empresa, y aumento de los niveles en tanques y

fosas, originando derrames de agua que pueden causar daos ambientales y generar a

su vez altos costos de reacondicionamiento del rea afectada.

Por esta razn, el Departamento de Optimizacin, perteneciente a la Gerencia de

Operaciones de Produccin U.E.Y A.M.A, a travs de este proyecto, evala la

factibilidad de centralizar el manejo de la produccin bruta de los Campos El Toco y

Santa Ana, en SAED-3 (figura 3), basndose el estudio de las facilidades actuales de

capacidad de transporte, tratamiento trmico, almacenamiento, tratamiento qumico e

inyeccin/disposicin final. Incluyendo, la evaluacin de compatibilidad de fluidos,

dado que la mezcla de aguas de formacin de diferentes caractersticas y condiciones

a las habituales, pueden generar desequilibrios qumicos que se traducen en

desajustes de pH, formacin de incrustaciones, entre otras cosas.

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P.T.

A

CAMPO SANTA

ANA

CAMPO EL TOCO

SAED-

SAED-

SAEF-1

ETED-


Figura 3 Representacin esquemtica del proceso de centralizacin

de produccin de los campos en estudio

I.2- OBJETIVOS

I.2.1- General:

Evaluar la factibilidad tcnico-econmica para el manejo y disposicin de la

produccin de los Campos Santa Ana y El Toco, en SAED-3.

I.2.2- Especficos:

Determinar los volmenes de crudo y agua producidos por campo.

Realizar simulacin hidrulica del sistema de inyeccin de Agua Salada SAED-3.

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Evaluar las facilidades actualmente existentes para el transporte de crudo.

Realizar simulacin hidrulica del sistema de disposicin de crudo hacia SAED-3.

Evaluar la calidad del agua (caractersticas fisicoqumicas) producida, a fin de

determinar los tratamientos qumicos correspondientes para su adecuada

disposicin final.

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Captulo II

Marco Terico

II.1 HIDROCARBUROS LQUIDOS

Los hidrocarburos lquidos se clasifican en condensados y petrleos crudos,

dependiendo de su gravedad especifica original. Los condensados, son aquellos

hidrocarburos que presentan gravedades por encima de 40,2 API y que se encuentran

en estado gaseoso a condiciones de yacimiento, pero luego se transforman en lquidos

durante el proceso de produccin de los pozos, por condensacin retrgrada [2]. El

trmino petrleo crudose refiere al hidrocarburo lquido no refinado, cuya gravedad

especfica no pasa de 40,2 API, su color va de amarillo al negro. Estos se encuentran

confinados en el subsuelo dentro de capas porosas (arenas) acompaadas de otros

fluidos como agua y gas, adems de compuestos de azufre y oxgeno, cuyos

contenidos varan entre 0.1 y 5 %.

II.1.1 Clasificacin

La industria petrolera ha optado por clasificar el petrleo crudo bajo una sola

nomenclatura en funcin de la gravedad, expresada en grados API, ya que existe una

estrecha relacin entre la composicin del mismo y el valor de la gravedad. Dicha

clasificacin es la siguiente [3]:

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Marco terico 14

Tipo de crudo API

Extrapesado 1 - 10

Pesado 11 - 21Mediano 22 29

Liviano 30 33

Extraligero 34 - 50

Segn su base qumica tenemos tres grandes categoras de crudo: parafnica,

naftnica y mixta.

De base parafnica: contiene parafinas y muy poco material asfltico. Son aptos

para obtener gasolina de bajo octanaje e ideales para la produccin de cera parafnica

y aceites lubricantes de alta calidad.

De base naftnica: contiene poca o ninguna parafina, pero s material asfltico

en grandes proporciones. Estos crudos son utilizados para la produccin de aceites

lubricantes.

De base mixta: contiene tanto material asfltico como parafnico, y en cuya

composicin entran hidrocarburos parafnicos y naftnicos, junto con cierta

proporcin de aromticos.

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Marco terico 15

II.1.2 Propiedades caractersticas de los Hidrocarburos Lquidos

La viscosidad, ().

Es la resistencia que ofrece un fluido a la movilidad, la cual es producto de los roces

internos entre las molculas, originados por las fuerzas de atraccin. La viscosidad de

los lquidos disminuye al aumentar la temperatura, es por esta razn que incrementos

trmicos en el crudo facilitan su fluidez al mismo tiempo que promueven el

rompimiento de la emulsin para la deshidratacin [4].

La densidad, ().

Se define como la masa de un lquido por unidad de volumen, medido a una

determinada temperatura. Esta propiedad permite clasificar el crudo en: liviano,

mediano y extrapesado, de acuerdo a su peso con respecto al agua [5].

El volumen especfico, ().

Es el inverso de la densidad es decir, es el volumen que ocupa la unidad de masa

[5].

El peso especfico, ().

Se define como el peso de una sustancia por unidad de volumen. Tambin equivale a

decir, que es igual a la densidad del fluido por la aceleracin de gravedad [5].

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Marco terico 16

II.2 EMULSIN: DEFINICIN Y TIPOS.

Una emulsin es una mezcla estable de dos lquidos inmiscibles. Constituye un

sistema conformado por un lquido no miscible disperso en otro en forma de gotas de

diferentes dimetros, generalmente mayores a 0.1 micras [6].

Las emulsiones se clasifican de acuerdo a la forma de dispersin en [7]:

Agua en petrleo (W/O): comprende aproximadamente el 99% de las

emulsiones presentes en la industria petrolera. Su contenido de agua puede variar

entre 0.1 y 80%, pero generalmente se encuentran entre 10 y 35%.

Petrleo en agua (O/W):ocurre en aproximadamente el 1 % de las emulsiones

producidas en la industria petrolera.

Petrleo en agua en petrleo (O/W/O):los glbulos del petrleo estn dispersos

en glbulos ms grandes de agua los cuales a su vez estn dispersos en una fase

continua de petrleo.

Agua en petrleo en agua (W / O / W):Los glbulos de agua estn dispersos en

glbulos ms grandes de petrleo los cuales a su vez estn dispersos en una fase

contnua de agua.

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Marco terico 17

CRUDO

GOTAS DE

AGUA

AGUA EN PETROLEO

AGUA

GOTAS DE

PETROLEO

PETROLEO EN AGUA

CRUDO

GOTAS DE AGUA

CON CRUDO EN

SENO

AGUA

GOTAS DE PETROLEO

CON AGUA EN SU

SENO

PETRO LEO EN AGUA EN PETROL EO A GUA EN PETROL EO EN AGUA

Figura 4 Tipos de Emulsiones.

II.3 PROCESOS DE PRODUCCIN

El entendimiento de este proceso, est ligado con el conocimiento del camino

recorrido por los hidrocarburos, desde el yacimiento hasta su disposicin final en la

superficie.

Para la extraccin, manejo y transporte de los hidrocarburos, es necesario colocar una

serie de instalaciones que faciliten dichos procesos. Dichas instalaciones se

denominan facilidades de superficie y tienen, en operaciones de produccin, como

objetivo fundamental separar los fluidos provenientes de los yacimientos en sus tres

componentes principales: crudo, gas y agua; los cuales una vez separados, debern

cumplir con las siguientes exigencias [1]:

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Marco terico 18

El crudo debe satisfacer las normas para su comercializacin, refinacin y

almacenamiento en la produccin petrolera (%AyS 0.5).

El gas debe satisfacer las normas para su comercializacin, procesamiento y

utilizacin en la produccin petrolera (ppm H2S < 12 y ppm CO2< 8 % V/V).

El agua debe tratarse con el fin de que su disposicin final se realice de acuerdo

con las normas vigentes de proteccin al ambiente, impuestas por el MARN (Decreto

833, Artculo 10).

En la figura 5 se muestra un esquema de los procesos de produccin y las facilidades

de superficie.

PLANTADE GAS

P.T.A

MLTIPLE DEPRODUCCION

SEPARADOR

TRATADOR

POZOSINYECTORES

TANQUES DEALMACENAMIENTO

REFINERIASAN ROQUE

PATIO DETANQUES ANACO

PIASSALA DE BOMBAS

REFINERAPUERTO LA CRUZ

PUERTO DEEMBARQUE

GAS A

VENTA

Petrleo-Gas-AguaPetrleo-AguaGasAguaCrudo deshidratado


Figura 5 Esquema general de los procesos de produccin y facilidades de

superficie.

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Marco terico 19

II.4 PROCESOS EN UNA ESTACIN DE PRODUCCIN

En una estacin de produccin los fluidos pasan por una serie de procesos desde el

momento en que llegan al mltiple, hasta ser enviados al patio de almacenaje. Estos

procesos son los siguientes:

Recoleccin

Separacin

Deshidratacin

Medicin

Recoleccin en tanques

Distribucin

II.4.1 Proceso de recoleccin.

Constituye uno de los procesos ms importantes dentro de una estacin de

produccin. Consiste en recolectar la produccin asociada a los pozos de un rea

determinada a travs de tuberas tendidas desde el pozo hasta la estacin de flujo o

descarga, segn sea el caso. Los equipos y componentes del sistema de recoleccin de

crudo son:

Lnea o tubera de flujo.

Las lneas de flujo tienen como funcin, conducir el fluido desde el pozo hasta la

estacin respectiva [1]. Se fabrican en diferentes dimetros y se seleccionan segn el

potencial de produccin y presiones de flujo del sistema.

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Marco terico 20

Normalmente el trmino lnea de flujo se usa para referirse a la tubera que conecta el

cabezal de un pozo con su respectiva estacin de flujo.

La longitud de la lnea de flujo es otro parmetro de importancia. En algunos casos,

poseen varios kilmetros de longitud.

En el diseo de las lneas de flujo se calcula fundamentalmente lo siguiente [1]:

< Las cadas de presin utilizando modelos multifsicos.

< Los espesores ptimos del tipo de materiales a usar tomando en cuenta las

presiones de trabajo.

< Los sistemas: limpieza y mantenimiento, de proteccin y de anclaje.

Mltiples de Produccin.

Los mltiples de produccin (figura 6) estn conformados por un conjunto de

vlvulas y componentes de tuberas prefabricadas. Consisten en varios tubos

colocados en posicin horizontal, paralelos uno con respecto al otro y ambos

conectados a cada una de las lneas de flujo provenientes de los pozos [1].

En el punto de convergencia de la lnea de flujo con el mltiple, se encuentran

instaladas vlvulas para tomar muestras de crudo, una de retencin para evitar el

retorno del fluido en el caso de roturas en la lnea de flujo y una de compuerta, de

bola o tapn, que permiten cerrar o dejar pasar el fluido.

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Marco terico 21

El mltiple de produccin tiene como funcin recibir el fluido bifsico (lquido y gas)

de los pozos cuya produccin converge a una determinada estacin de flujo o

descarga.

Los mltiples se clasifican de la siguiente manera [1]:


Figura 6 Cabezal de Produccin.

< De produccin general: en ellos se recolecta la produccin de los pozos que

llegan a las estaciones de produccin. Pueden ser de diferentes dimetros y su

longitud depende del nmero de pozos que pueda recibir.

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Marco terico 22

< De prueba: se utiliza para aislar la lnea de flujo de cada pozo. Esto permite

medir su produccin individual. En algunos casos, este mltiple es de menor dimetro

que el de produccin. Sin embargo, en el rea de Anaco, por ejemplo, se observan

con frecuencia mltiple de prueba del mismo dimetro que los de produccin. Esto

hace posible una mayor flexibilidad operacional.

II.4.2 Proceso de Separacin.

Una vez recolectado el petrleo, se somete a un proceso de separacin, en el cual el

gas y el lquido (crudo + agua) se separan a bajas y altas presiones que oscilan en el

orden de 60 y 1200 lpc, dependiendo de las caractersticas de los pozos. El gas sale

por la parte superior del separador mientras que el lquido va a la parte inferior del

mismo. Las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control que

posee el separador.

Los fluidos que se producen son generalmente mezclas complejas de hidrocarburos,

agua, partculas de arena, gases corrosivos y contaminantes. Los regmenes de flujo

pueden variar desde uno monofsico lquido, pasando por varios tipos de flujo

multifsico y, en algunos casos, pueden ser completamente gaseosos.

A la hora de disear separadores y depuradores, es necesario tomar en cuenta los

diferentes estados en que se pueden encontrar los fluidos y el efecto que sobre stos

pueden tener las diferentes fuerzas fsicas.

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Marco terico 23

Generalmente, el separador representa la primera instalacin de procesamiento. Un

diseo no adecuado de un separador puede traer como consecuencia una reduccin

en la capacidad de operacin de la totalidad de las instalaciones asociadas [8]. Dentro

de las funciones de un separador se pueden citar:

Permitir una primera separacin entre los hidrocarburos esencialmente lquidos y

los esencialmente gaseosos.

Refinar an ms el proceso, mediante la recoleccin de partculas lquidas

atrapadas en la fase gaseosa.

Liberar parte de la fraccin gaseosa que an pueda permanecer en la fase lquida.

Descargar separadamente las fases lquida y gaseosa, y as evitar que se puedan

volver a mezclar parcial o totalmente.

Indiferentemente de cual tipo se use, todos sirven prcticamente para el mismo

propsito y se basan en los mismos principios de operacin. Los componentes

esenciales en todos los tres estilos son los mismos.

Internamente poseen lminas de deflexin ubicadas muy cerca de la entrada del

fluido, donde ocurre el desprendimiento del gas asociado, debido al choque del flujo

con las mismas (lminas). En la parte superior del separador se encuentra un tamiz

llamado extractor de niebla que retiene las partculas de lquido que pueda llevar el

gas.

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Marco terico 24

La descarga del crudo del separador es controlada por un dispositivo que opera con la

presin en la columna de fluido dentro del recipiente. Este enva la seal de cierre y

apertura de la vlvula de descarga del separador. El gas sale por el tope del separador

y es enviado a las unidades de compresin.

II.4.2.1 Tipos de Separadores.

Separadores verticales.

Separadores horizontales.

Separadores esfricos.

Separadores verticales

Son equipos colocados en posicin vertical, utilizados para separar el gas asociado a

los lquidos extrados del pozo.

Ventajas [1]:

< El control de nivel es menos crtico que en un separador horizontal. Esto se debe a

que su altura es mayor que la de un separador horizontal.

< La posibilidad de incrementar su capacidad resulta menos costosa que para un

separador horizontal.

< El manejo de partculas slidas es menos complejo que en un separador

horizontal, ya que estas partculas se acumulan en un rea especfica del fondo.

< El separador vertical ocupa menos espacio en el piso que en uno horizontal.

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Marco terico 25

< Puede acumular gran cantidad de arena.

< Es fcil de limpiar.

< Existe menos tendencia para la re-evaporacin del lquido ya separado.

Desventajas:

< Su instalacin y mudanza son ms costosas que para uno horizontal.

< Para una capacidad dada su costo es superior al de un separador horizontal.

En la figura 7 se puede observar este tipo de separador.

Fuente: Elaboracin propia:

Figura 7 Separador vertical

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Marco terico 26

Separadores Horizontales.

Son equipos colocados en posicin horizontal, que faciliten la separacin del gas

asociado al crudo.

Ventajas [1]:

< Para una capacidad fija su costo es menor que el de un separador vertical.

< Su instalacin, mudanza y servicio resultan menos complejos que los de uno

vertical.

< La superficie disponible para la separacin gas lquido es mayor, lo cual hace ms

efectivo el proceso de separacin.

< El procesamiento de crudos espumosos se hace con menor dificultad que en un

separador vertical.

< Es ms fcil de colocar sobre una plataforma metlica.

< Tienen dimetros ms bajos para una capacidad determinada.

< Las principales desventajas de los separadores horizontales son esencialmente las

ventajas del separador vertical.

En la figura 8, se puede observar un separador de este tipo.

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Marco terico 27


Figura 8 Separadores horizontales

II.4.3 Proceso de deshidratacin de crudo.

La mayora de los crudos extrados estn constituidos por emulsiones de petrleo en

agua que requieren de operaciones de produccin que permitan lograr su

acondicionamiento para satisfacer las especificaciones comerciales. Es por esta razn

que se recurre a los procesos de deshidratacin qumico trmico para promover el

rompimiento de la emulsin y con ello la separacin de las fases [9].

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Marco terico 28

Las condiciones necesarias para que la emulsin sea estable e imposible de separarse,

a menos que se aplique tratamiento, son las siguientes:

Los lquidos deben ser inmiscibles, es decir, tienen que ser capaces de mezclarse

por s solos.

Debe haber suficiente agitacin para dispersar un liquido en forma de gotas en el

otro.

Debe haber un agente emulsionante presente.

El agua y el petrleo espontneamente no se mezclan, y el agente que los une es un

emulsionante. Los emulsionantes ms comunes en las mezclas de agua y petrleo son

asfalto, sustancias resinosas, cidos orgnicos solubles en aceite, entre otras. Estas

sustancias suelen encontrarse como una capa media entre las gotas de agua en

petrleo, y por lo general las produce el yacimiento petrolfero. Por eso para separar

el agua y el petrleo en una emulsin, hay que reducir o eliminar la fuerza interfacial

entre los lquidos, para que puedan unirse las gotas de agua.

Existen diferentes mtodos, que facilitan la separacin del agua producida del

petrleo. Entre ellos tenemos [9]:

II.4.3.1 Mtodo Mecnico

En la Industria petrolera, aumenta cada da mas el uso de dispositivos basados en

agentes mecnicos para ayudar a deshidratar el crudo con los desemulsificantes

qumicos. Algunos de estos mtodos son:

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Marco terico 29

Aplicacin de calor.

Aumenta el movimiento que poseen las partculas pequeas en suspensin de la fase

dispersa, produciendo un mayor choque entre ellas. Produce adems, una expansin

de las gotas de agua que provoca que la pelcula del agente emulsionante se rompa.

Por ltimo, disminuye la viscosidad de la fase continua, en este caso el petrleo, y

acelera la viscosidad de sedimentacin de las gotas de agua.

Filtrado.

Consiste en hacer pasar la emulsin a travs de un medio adecuado que retenga las

partculas de agua, promueva su fusin y el consiguiente decantamiento.

Lavado.

Consiste en hacer pasar la emulsin a travs de un colchn de agua, generalmente

caliente para provocar la disolucin de las gotas de agua suspendidas.

Reposo.

Su aplicacin es generalmente necesaria, pero solo en los casos de emulsiones muy

inestables, el reposo si permite la separacin del agua y del petrleo en un tiempo

adecuado para las operaciones.

II.4.3.2 Mtodo Qumico

La accin de la deshidratacin del crudo es, en este caso, mediante el uso de

productos qumicos, los cuales reaccionan con la emulsin de tal modo que esta

pierde la capacidad de mantener las gotas de agua envueltas en petrleo. Luego, las

gotas chocan y se juntan, formndose gotas grandes que no pueden quedarse

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Marco terico 30

suspendidas en el petrleo y caen, debido a la diferencia de densidad entre el petrleo

y el agua. Se pueden diferenciar dos etapas en el tratamiento qumico [1]:

La etapa de agitacin, la cual es necesaria para mezclar bien el petrleo con el

producto qumico, que anteriormente se ha probado que es efectivo para reaccionar

con las sustancias.

La etapa de reposo,que permite que las gotas bajen y se acumulen en el fondo.

Esta etapa se desarrolla generalmente en los tanques de almacenamiento, que se

desaguan antes de despachar el petrleo.

II.4.3.2 Mtodo Trmico

Consiste en el calentamiento del crudo, mediante equipos de intercambio de calor,

tales como: calentadores de crudo y hornos.

Entre los equipos que son empleados para tratar la corriente emulsionada, crudo en

agua, obtenida de los procesos de separacin de gas del petrleo, se tienen [1]:

Calentadores

El calentador es un equipo que se utiliza para suministrar calor a las emulsiones de

agua en petrleo y as facilitar su separacin.

Generalmente, los crudos pesados y extrapesados pasan a travs de un calentador con

el fin de elevar su temperatura hasta el valor conveniente de trabajo. En algunos casos

durante el calentamiento de la emulsin, los calentadores eliminan la parte del gas de

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Marco terico 31

la emulsin y cantidades apreciables de agua libre, si se encuentra presente en el

fluido (crudo) sometido a calentamiento. Dentro de los dos tipos de calentadores cabe

mencionar: directos e indirectos [10]. En los calentadores directos, la emulsin entra

en contacto directo con el horno, y se usan cuando las presiones de trabajo son

moderadamente bajas. Su uso est limitado por condiciones de seguridad.

Mientras que en los calentadores indirectos la emulsin se calienta por transmisin de

calor en un bao de agua caliente. Esta clase de calentador resulta ms segura de

operar que el directo, ya que el fuego no acta directamente sobre la tubera. Por esta

razn en los calentadores directos se puede originar un incendio en caso de ocurrir

una comunicacin entre el fuego y el crudo.

Tanques de lavado

El proceso de lavado consiste en hacer pasar la emulsin a travs de un colchn de

agua, generalmente caliente, para provocar la disolucin de las gotas suspendidas en

el crudo. Este proceso se lleva a cabo mediante el uso de tanques conocidos en la

industria como tanques de lavado [8].

Su funcin principal, es tratar las emulsiones de agua en petrleo mediante el

principio de gravedad diferencial. Es decir, como el agua es mas pesada que el

petrleo, ella se asienta en el fondo del tanque. De esta manera, el petrleo que sale

del tanque de lavado generalmente cumple con las especificaciones exigidas para ser

transportado por el oleoducto.

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Marco terico 32

Uno de los parmetros ms importantes en el anlisis de un tanque de lavado, es el

tiempo de retencin. Este parmetro se define como el tiempo que debe pasar una

emulsin en el tanque para que el petrleo y el agua se separen adecuadamente.

Usualmente se requiere que el petrleo, a la salida del tanque, posea un promedio de

agua igual o inferior a 0,5%.

Tratadores trmicos

Son equipos diseados para incorporar las funciones de, un separador de gas,

calentador, filtrado y separacin de agua y petrleo. Por lo general, se instalan donde

no se requiere de tanque de lavado. Los tratadores combinan los efectos de calor,

qumica y tiempo de retencin en la deshidratacin [1].

El tratador trmico tambin posee una seccin filtradora interna o en serie con el

calentador. En esta seccin, la fibra del empaque comprime la emulsin y ocurre la

ruptura de la pelcula del agente emulsificante. Luego de la reduccin del gas y del

agua, el petrleo fluye a la seccin de asentamiento que descarga a los tanques de

almacenamiento. En la prctica, la deshidratacin mecnica es de uso frecuente para

crudo liviano y emulsiones altamente estables, sin embargo, este mtodo tiene la

desventaja de que las perdidas por evaporacin de fracciones livianas del crudo son

mayores que en el caso de deshidratacin elctrica.

Existen tratadores trmicos verticales y horizontales. En las reas operacionales de

Anaco, los mas utilizados son los tratadores trmicos verticales, aunque para ambos

casos, el principio de funcionamiento es el mismo.

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Marco terico 33

Su funcionamiento es el siguiente. La emulsin entra al equipo a travs del

intercambiador de calor, donde se precalienta. Luego pasa a una seccin donde se

calienta an ms. Sale de ella y entra a la parte alta del tratador donde se separa la

fase gaseosa de la lquida. Esta ltima baja por el cuerpo del tratador, para ser

calentada por la seccin de calentamiento y lavado. Una vez que la emulsin sale del

lavado de agua caliente, asciende por diferencia de gravedades y penetra en el espacio

de sedimentacin donde el agua se separa del petrleo y cae en el agua de lavado para

luego salir por el extractor de agua libre. El crudo ya limpio que sale del recipiente, es

utilizado para precalentar la emulsin entrante y despus pasar a los tanques de

almacenamiento.

En la figura 9 se muestra un esquema de un tratdor trmico y los procesos que

involucra.

EMULSIN AGUAEMULSIN AGUAEN PETROLEOEN PETROLEO

AGUAAGUA

NIVEL FIJO DENIVEL FIJO DEAGUAAGUA

PETROLEOPETROLEO

TERMOSTATO

TERMOSTATO

AGUAAGUA100%100%

FILTROSFILTROS

PETROLEOPETROLEO

GASGAS


Figura 9 Esquema de un tratador trmico

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Marco terico 34

II.4.4 Proceso de medicin de fluidos.

La medicin de fluidos y posteriormente el procesamiento de datos, se realiza con el

objeto de conocer la produccin general de la estacin y/o la produccin individual de

un pozo.

La medicin se realiza tanto a la produccin de gas como a la produccin de lquido.

Medicin del gas.

El gas est ntimamente ligado a la produccin de petrleo, por eso la medicin del

gas producido juega un papel importante en la industria del petrleo, ya que esta

informacin permite conocer la condicin del yacimiento [1].

La medicin del gas se hace en varios sitios: en la salida del separador de prueba, en

el separador de produccin y en la lnea de venteo. La medicin del gas es un poco

complicada, puesto que el volumen debe ser determinado durante su flujo a travs de

la lnea.

Existen diferentes mtodos de medicin del gas, pero el ms utilizado es la medicin

de la presin diferencial, el cual se basa en la reduccin de la seccin en un punto de

la tubera de flujo de gas para producir disminucin de presin, despus que el flujo

de gas haya pasado a travs del elemento primario. El diferencial de presin creado a

travs del elemento principal (placa de orificio), es medida en una carta utilizando un

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Marco terico 35

medidor de presin diferencial, registrando en el mismo instrumento la presin con la

cual fluye el gas, mejor conocida como presin esttica.

Medicin del lquido.

Existen varios mtodos de medicin de lquidos, entre los cuales se encuentran [1]:

Por aforacin directo o indirecto.

Flotador.

Conteo por carga o descarga.

Desplazamiento positivo.

El mtodo ms comn de medicin del lquido es mediante aforacin directa o

indirecta. La aforacin directa consiste en bajar una cinta plomada hasta tocar

ligeramente el fondo del tanque o la placa de nivel cero (0) fijado en el fondo. El

nivel del lquido en el tanque se determina por la longitud de la cinta mojada. El

mtodo indirecto, consiste en bajar una cinta con su plomada hasta cierta profundidad

del lquido contenido en el tanque. El nivel de lquido contenido en el tanque se

determina restndole a la altura de referencia la lectura de la cinta (longitud total

introducida en el tanque) y sumndole al resultado obtenido, la lectura de la cinta

mojada. Esto equivale a restarle a la altura total del tanque la parte del mismo que ha

quedado vaca.

II.4.5 Proceso de recoleccin en tanques.

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Marco terico 36

Diariamente en las estaciones de descarga es recibido el crudo producido por los

pozos asociados a estas estaciones y el proveniente de las estaciones de flujo. Este

crudo es recolectado en tanques despus de haber sido separado del gas y luego es

transferido a los patios de tanques para su despacho. Los tanques de recoleccin se

utilizan para la medicin del lquido.

Tanques de almacenaje de petrleo.

Los tanques de almacenaje para petrleo (figura 10) son equipos destinados al

almacenamiento de fluido proveniente generalmente de los pozos. Las capacidades

ms utilizadas varan entre 1500 y 150000

barriles nominales. Los tanques ms

usados en facilidades de superficie de produccin petrolera pueden clasificarse segn

su funcin en [8]:

Tanques para almacenar crudo sucio o limpio.

Tanques para probar pozos.

En la clasificacin anterior no se incluye los tanques de lavado, ya que su diseo es

especial y su propsito no es el almacenar crudo.


Figura 10 Tanques de Almacenamiento

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Marco terico 37

II.4.6 Proceso de distribucin de fluidos.

Manejo del gas.

El gas, una vez separado del crudo puede tener los siguientes destinos:

< Gas de instrumentos.

< Gas a bombas como fuerza motriz.

< Gas de arranque de algunas mquinas, como los motores de combustin interna.

< Gas combustible.

< Gas a Turbogeneradores.

< Gas hacia las plantas compresoras (este es el destino de la mayor parte del gas).

Manejo del crudo.

Una vez separado del gas, el crudo es recolectado y enviado a los tanques de donde

puede ser bombeado a los siguientes sitios:

< Patios de almacenamiento.

< Sistemas de deshidratacin (donde existan).

Los patios de almacenaje son instalaciones destinadas al almacenamiento de todo el

petrleo producido en un rea determinada o zona de produccin. Estn provistas de

tanques de almacenamiento con diferentes capacidades, las cuales oscilan entre 47000

y 250000 bls, adems de capacidad para recibo, fiscalizacin y bombeo. En los

patios de tanques se realiza la medicin del petrleo y de sus especificaciones antes

de ser bombeado hasta los terminales de embarque. El bombeo se realiza a travs de

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Marco terico 38

un cierto nmero de bombas (dependiendo de la capacidad del patio), las cuales

pueden ser de tipo reciprocante o centrfugas [1].

Bomba Reciprocante.

Es aquella en la cual un pistn desplaza un determinado volumen de fluido, atrapado

en el cilindro, por cada movimiento de vaivn (figura 11). El pistn puede ser

accionado mediante vapor, motor de combustin o motor elctrico. La cantidad del

fluido descargado es funcin del volumen que ocupa el cilindro y del nmero de

veces que se mueve el pistn dentro de l. Este tipo de bomba se emplea para manejar

lquidos claros y limpios, con un comportamiento de flujo de descarga pulsante [11].


Figura 11 Bomba reciprocante

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Marco terico 39

Bomba Centrfuga

Es aquella que incrementa el nivel de energa del lquido mediante el uso de la fuerza

centrfuga. El lquido a bombear entra por el centro de un impulsor y posteriormente,

mediante paletas o alabes, el lquido alcanza altas velocidades debido a la rotacin del

impulsor. Finalmente el lquido es lanzado hacia fuera, a un canal anular por medio

de la fuerza centrifuga. De esta manera parte de la energa se convierte en presin.

Este tipo de bombas manejan lquidos limpios, claros, sucios, abrasivos y con altos

contenidos de slidos y presentan un tipo de descarga continuo [11].

II.5 OPCIONES DE DISPOSICION DE LOS EFLUENTES LIQUIDOS

La cantidad de agua que acompaa al petrleo producido de los pozos, una vez

separada en los procesos de deshidratacin, se debe tratar de manera adecuada segn

sea su disposicin final [12].

Al medio ambienteEsta opcin implica el vertido de las aguas de formacin al mar, ros o lagos

cercanos a las estaciones de flujo o descarga. Este caso requiere que las aguas sean

tratadas de acuerdo a las disposiciones de regulacin legal establecidas por el

MARN.

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Marco terico 40

Para inyeccin en el subsuelo

Otro mecanismo de disposicin de agua de formacin, es la inyeccin al subsuelo.

Esta inyeccin es utilizada para recuperacin secundaria de petrleo en yacimientos

productivos o reservorios no productivos.

Para confinamiento de reservorios no productivos

Otra de las formas de disposicin es inyectando el agua de formacin a reservorios

no productivos para confinamiento en el subsuelo. Este mtodo es el utilizado

actualmente en la zona objeto de estudio, as como en otras reas operacionales del

Distrito Anaco. Para evitar obstrucciones de las arenas receptoras, problemas de

corrosin y depsitos de escamas, debe drsele a estas aguas el tratamiento

fisicoqumico adecuado.

II.5.1 Plantas de Inyeccin de Agua de saladaLas llamadas Plantas de Inyeccin de Agua Salada(PIAS), son facilidades de

superficie, ubicadas en las estaciones de descarga, que facilitan el manejo e inyeccin

del agua de formacin hacia los pozos inyectores, para su confinamiento en el

subsuelo. Entre los equipos utilizados en las PIAS, los cuales facilitan el proceso de

inyeccin, se tienen:

Tanques de asentamiento

Son recipientes destinados al almacenamiento del agua de formacin, cuya funcin

principal es facilitar la decantacin de los slidos suspendidos.

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Marco terico 41

Las caractersticas fsicas de dichos tanques son las siguientes:

1. Son recipientes verticales, cilndricos, atornillados y fabricados en acero.

2. Sus capacidades nominales varan entre 100 y 10.000 barriles.

3. Su presin interna es aproximadamente igual a la atmosfrica.

4. Pueden ser ensamblados directamente en el rea. Ofrecen la ventaja de ser

fcilmente construidos y desmantelados (no requieren de equipos especiales).

Cualquier seccin del tanque puede ser reemplazada sin necesidad de

desmantelarlo.

II.6 CALIDAD REQUERIDA DEL AGUA DE INYECCIN.

Los requerimientos de calidad del agua de inyeccin dependen, por una parte, de las

propiedades fisicoqumicas del agua y por la otra de las propiedades hidrolgicas y

mineralgicas de la formacin receptora.

Debido al hecho de que dichas aguas han estado en contacto con los minerales de las

rocas, contienen sales disueltas, con un predominio neto de iones Cl-, Na

+, Ca

++,

SO4=, cuya concentracin y naturaleza dependen de las propiedades particulares del

yacimiento. Tambin pueden encontrarse otros contaminantes en solucin, tales

como: arsnico, cromo, bario, mercurio, estroncio, radio, plomo, potasio, magnesio,

hierro y antimonio [13].

Los parmetros claves para determinar la calidad del agua son la concentracin de

estos minerales en el agua de formacin y su repercusin en el ndice de estabilidad,

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Marco terico 42

el cual predice la tendencia de las aguas salinas a formar escalas. Adicionalmente,

existen otros parmetros de gran importancia como lo son los slidos suspendidos en

el agua y el tamao de las partculas, cuyas especificaciones dependern de los

valores de permeabilidad y del tamao del poro de la formacin. Un alto contenido de

estos, puede ser el principal causante de taponamiento en los yacimientos.

II.6.1 Tratamiento Qumico del Agua de Inyeccin

Las aguas de formacin asociadas a los procesos de extraccin de crudo, son aguas

con alta tendencia incrustante y muy corrosivas. Estos factores pueden causar daos

en tuberas, equipos, adems de producir, como se mencion en el prrafo anterior,

taponamiento en las arenas receptoras de los pozos inyectores.

La figura 12 se muestra un tanque y/o contenedor de qumica para inyeccin en

campo.

Figura 12 Tanque de inyeccin de qumica

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Marco terico 43

Para evitar problemas de incrustaciones, corrosin y taponamientos, se efectan los

siguientes tratamientos qumicos al agua de formacin:

Tratamiento Anti Incrustante

Se realiza con el propsito de proteger la formacin receptora del agua inyectada,

para evitar depsitos e incrustaciones de sales, que taponan los poros. Otra razn por

la cual se efecta este tratamiento, es por el dao que pueden causar en los equipos

que manejan dicha agua. Este tratamiento permite mantener las sales incrustantes en

solucin [14].


Tratamiento Anticorrosivo

El agua de formacin, asociada al proceso de produccin de crudo, contiene ciertas

cantidades de oxgeno disuelto, que en reaccin con el hierro disuelto presente en ella

forman un precipitado de hidrxido ferroso, provocando picaduras y orificios en los

equipos. Por dicha razn es necesario aplicar tratamiento anticorrosivo; el cual acta

disminuyendo la velocidad de ataque sobre el metal [14].

Tratamiento Microbiolgico.

Este tratamiento es aplicado con el propsito de eliminar las bacterias sulfato-

reductoras presentes en las aguas de formacin. Estas bacterias promueven la

formacin de corrosin, ya que toman el hidrgeno elemental, generado en los sitios

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Marco terico 44

catdicos para reducir el sulfato a sulfuro de hidrgeno, tal y como se muestra en la

siguiente reaccin [14]:

4H2 + SO4=

H2S + H2O + 2OH

-

(Ec. 1)

II.7 TRATAMIENTO DIVERGENTE.

La estimulacin es el principal tratamiento aplicado a nivel de pozos. Representa una

serie de tratamientos que tienen como objeto eliminar los daos causados a la

formacin y restaurar la capacidad natural de inyeccin y/o produccin del pozo, o

segn sea el caso, incrementarla por encima de su valor natural. Los fluidos que se

utilicen en el trabajo deben ser cuidadosamente seleccionados, para evitar

incompatibilidades que generen precipitaciones insolubles y emulsiones que agravan

el nivel de dao de la formacin [15].

II.8 MECANISMOS QUE PROMUEVEN LA FORMACIN DEINCRUSTACIONES.

Las incrustaciones son definidas como depsitos, generalmente cristales de minerales

duros fuertemente adheridos a una superficie metlica que precipitan desde el agua

como consecuencia de cambios en la presin, temperatura, pH o mezcla de aguas

incompatibles que limitan la solubilidad de algunos minerales disueltos [14].

La cristalizacin de slidos en una superficie est determinada por los siguientes

factores:

Supersaturacin.

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Marco terico 45

Nucleacin.

Tiempo de contacto.

Crecimiento del cristal.

La sobresaturacin o supersaturacin ocurre cuando la concentracin de la sal

excede su solubilidad en el agua [14].

La formacin inicial de un precipitado ocurre a travs de una semilla que origina lo

que se denomina nucleacin. Existen dos tipos de nucleacin a homognea, que se

manifiesta espontneamente debido a un grado de supersaturacin de las especies

incrustantes que originan su propia semilla y la heterognea, que ocurre cuando

partculas extraas actan como semillapara la formacin de la incrustacin [14].

Lograda la supersaturacin y la nucleacin, debe haber un suficiente tiempo de

contactoentre la solucin y los sitios nucleantes. El tiempo puede variar de segundos

a varios aos, dependiendo del grado de supersaturacin, del tipo y nmero de sitios

de nucleacin, temperatura, pH, etc.

Esto se explica porque el slido inicialmente formado puede que no sea estable, por

lo tanto, a lo largo de un perodo la estructura cristalina puede cambiar a la fase

estable.

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Marco terico 46

Este cambio puede estar acompaado por precipitacin adicional y en consecuencia,

por una reduccin en la concentracin de la solucin, porque la fase ms estable casi

siempre tiene una solubilidad inferior a la fase inicialmente formada.

A medida que la concentracin en la solucin disminuye por el crecimiento de las

partculas de mayor tamao, las ms pequeas se disuelven porque la concentracin

de la solucin disminuye por debajo de la saturacin y la conversin de las partculas

pequeas en otra de mayor tamao se ve favorecida por la aglomeracin [16].

II.8.1 Factores que incrementan la formacin de incrustaciones

Las incrustaciones de sales se ven favorecidas por los siguientes factores [14]:

pH: la mayora de las sales presentes en el agua disminuye su solubilidad cuando

el pH aumenta, por lo tanto, incrementa su potencial incrustante. Cuando el pH baja,

aumenta la corrosin del agua y se incrementa el potencial incrustante de algunos

tipos de slice.

Temperatura: al igual que con el pH, muchas sales comunes en el agua

disminuyen su solubilidad con incremento de la temperatura.

Concentracin: las incrustaciones se producen cuando la cantidad de especies

disueltas en el agua excede su punto de saturacin. Tambin otros slidos disueltos

pueden influenciar la tendencia a formar incrustaciones.

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Marco terico 47

Slidos suspendidos: un mayor contenido de slidos suspendidos (slidos

naturales, productos de corrosin, actividad microbiolgica, etc.) favorece la

formacin de incrustacin porque incrementa los sitios de nucleacin. Factores dinmicos: las velocidades de flujo menores de 0,6 m/s crean

condiciones favorables para la formacin de incrustaciones.

II.8.2 Incrustaciones comunes en yacimientos petroleros.

La formacin de escamas, en la mayora de los casos, est asociada a la precipitacin

de carbonato de calcio y sulfatos de bario, estroncio y calcio.

El carbonato de calcio (Ca CO3) es la incrustacin ms comn presente en muchos

sistemas, ya que se produce por efecto de la reversin del bicarbonato de calcio

debido a un incremento de la temperatura [14], tal y como se observa en la reaccin

siguiente:

Ca++

+ CO3- Ca CO3 (Ec. 2)

Ca++

+ 2 (HCO3-) Ca CO3 + CO2 + H2O (Ec. 3)

Los depsitos de carbonato de calcio pueden ser removidos por ajustes de pH, por lo

que resultan fciles de controlar.

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Marco terico 48

La solubilidad del CaCO3 en el agua se incrementa ante la presencia de CO2 al

disolverse este compuesto y formarse el cido carbnico, ionizndose de acuerdo a

las siguientes reacciones [14]:

CO2 + H2O H2CO3 (Ec. 4)

H2CO3 H+ + HCO3

-(Ec. 5)

HCO3- H

+ + CO3

-(Ec. 6)

La temperatura, representa otro factor de gran influencia en la solubilidad del

carbonato de calcio, porque un incremento de la misma disminuye su solubilidad,

como se observa en la figura 13.

Figura 13 Influencia de la temperatura en la solubilidad delcarbonato de calcio

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Marco terico 49

Las incrustaciones de silicatos, en especial la de magnesio (MgSiO3), es sumamente

resistente y difcil de remover excepto por medio de mtodos mecnicos o qumicos.

La precipitacin de este compuesto es influenciada por el pH y las concentraciones de

Mg y SiO2 [14].

La precipitacin de silicato de magnesio (MgSiO3) puede ser prevenida manteniendo

el pH por debajo de 7,8 y una relacin de Ca/Mg > 1.

II.8.3 Inhibidores de incrustacin

II.8.3.1 Definicin y clasificacin

Estn constituidos por un solvente y un activo. El solvente acta como vehculo y

estabilizador a las condiciones de operacin, y los activos son las molculas

minerales u orgnicas, patentadas y distribuidas por empresas especializadas en el

ramo [14].

Los inhibidores de incrustacin se clasifican en [14].

Fosfatos inorgnicos, conocidos como polifosfatos, inhiben la formacin de

carbonato de calcio mantenindolo en solucin. Estn limitados a sistemas abiertos

por su reversin a ortofosfato de calcio. Dicha reversin es influenciada por

incrementos de temperatura y contaminacin con hierro soluble y manganeso.

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Marco terico 50

Fosfatos orgnicos, conocidos tambin como fosfonatos o cidos fosfnicos,

son estables en sistemas de altas temperaturas, presin y pH, solo que la cantidad

requerida para inhibir se incrementa con la temperatura.

Polmeros orgnicos, existen sintticos y naturales, actan reforzando la carga

negativa superficial e incrementan su fuerza de repulsin, de manera tal que evitan la

unin de las partculas para formar partculas ms grandes que puedan precipitar en

las reas de transferencia de calor y originar depsitos.

Poliacrilatos, actan absorbindose sobre la superficie de la partcula coloidal,

reforzando de esta forma su carga negativa, produciendo un efecto de repulsin con

otras partculas.

Fosfinos carboxlicos, son una sinergia de fosfonatos y polmeros con

caractersticas definidas: excelentes inhibidores de incrustaciones de carbonato de

calcio, alta estabilidad qumica - trmica, entre otras.

II.8.4 Indice de estabilidad de Stiff and Davis

Existen modelos matemticos que permiten predecir la formacin de depsitos en

diversos sistemas. Estos modelos fueron denominados ndices de estabilidad, y

revelan la tendencia, mas no la cuantifican, de las aguas salinas de yacimientos

petrolferos a formar incrustaciones. El ms utilizado para este tipo de efluente es el

Indice de Estabilidad de Stiff and Davis (IESAD), cuya expresin es la siguiente [17]:

IESAD = pH - K - P Ca++

- P Alk M (Ec. 7)

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Marco terico 51

Donde:

P Ca++

: Log 1 (Ec. 8)[Mol Ca

++/L]

P Alk M: Log 1 (Ec. 9)

[Mol Alk M/L]

K: constante en funcin de la fuerza ionica () y la temperatura del agua.

pH: pH del agua al realizar el muestreo.

Alk M: alcalinidad total

Y donde

= [C1*Z12+ C2*Z2

2+ C3*Z3

2+ .] (Ec. 10)

Cn: Concentracin del ion (mol/L)

Zn: Carga del ion

En la tabla 1 se muestra la interpretacin de la tendencia del agua a travs del ndice

de estabilidad de Stiff and Davis.

Tabla 1 Interpretacin del Indice de Stiff and Davis

Caso Conclusin

Si IESAD es negativo

Si IESAD es positivo

Si IESAD = 0

Agua insaturada con CaCO3, por lo que la formacin de

incrustacin no ocurrir

Agua sobresaturada con CaCO3, indica formacin de

escamas.

Agua saturada con CaCO3


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Marco terico 52

II.9 CONTROL MICROBIOLGICO

El control o eliminacin de los microorganismos, es un tema de gran importancia, ya

que estos pueden ser los responsables de corrosiones en el sistema y taponamientos

de formaciones receptoras [18].

Existen diferentes tipos de microorganismos responsables de este tipo de problemas,

entre ellos se pueden citar [18]:

Algas, estn constituidas por clorofila, necesitan de la luz solar para crecer, se

originan en la superficie de estanques abiertos.

Hongos, estos organismos son raramente un problema en las operaciones de

inyeccin de agua en los campos petroleros.

Bacterias, son los organismos de categora ms importante en los sistemas de

inyeccin o disposicin de agua. Una de las razones por la cual las bacterias son un

problema, es que ellas pueden multiplicarse rpidamente.

Su clasificacin ms importante es en trminos de su necesidad de oxgeno:

< Bacterias aerbicas: las que requieren de oxgeno para crecer.

< Bacterias anaerbicas: deben tener una atmsfera libre de oxgeno para

propagarse.

< Bacterias facultivas: aquellas que se adaptan a la ausencia o presencia de oxgeno.

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Marco terico 53

II.9.1 Bacterias causantes de problemas

Bacterias sulfato reductoras anaerbicas

< Desulfovibrio Desulfricans: reducen al in sulfato (SO4=

) inorgnico a ion

sulfuro (S=) en sus procesos metablicos. Un producto directo del metabolismo de los

desulfovibrio es el sulfuro de hidrgeno (H2S), el cual causa copiosas cantidades de

SFe, el cual es un agente de taponamiento en los pozos de inyeccin; y cuando el SFe

es expuesto al aire o bajo un cambio de pH, ocurre la familiar agua negra [18].

< Clostridia, este tipo de bacteria es termofla, y no crecen bajo las mismas

condiciones que otras bacterias sulfato reductoras. Estas bacterias son formadoras de

esporas.

Bacterias aerbicas formadoras de limo

Entre estas se encuentran: pseudomonas, escherichia, bacilos y flavobacterium

aerobacter [18].

Bajo condiciones aerbicas, son capaces de producir grandes masas de limo, las

cuales al desprenderse de las paredes de las tuberas u otras superficies, taponan la

formacin.

II.10 DESCRIPCIN GENERAL DE LOS CAMPOS EN ESTUDIO

Campo Santa Ana:

Una (1) estacin de flujo (SAEF-1) y dos (2) de descarga (SAED-2 y SAED-3)

recolectan la produccin proveniente de los pozos productores adyacentes a cada una

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Marco terico 54

de ellas. Siendo la ms importante SAED-3, por manejar la mayor cantidad de

produccin de crudo condensado y parafinoso. En estas estaciones se recolecta la

produccin a diferentes niveles de presin, desde la mas alta de 1200 lpc hasta la mas

baja de 60 lpc.

SAEF-1, cuenta con una lnea de flujo que transfiere la produccin recolectada a una

presin de 60 lpc hacia SAED-3. Dicha produccin, constituye la mezcla crudoagua

asociada al aporte diario de los pozos que convergen a ella.

La conformacin de la estacin principal, SAED-3, es la siguiente: cinco (5)

mltiples de entrada; once (11) separadores gas - lquido, seis (6) tratadores trmicos,

ocho (8) tanques de almacenamiento de crudo, dos (2) bombas de transferencia de

crudo, lneas de 4, 6, 8, y 12 pulgadas de dimetro que se encargan de transportar los

diferentes componentes obtenidos de los procesos de acondicionamiento del crudo y,

un sistema de bombeo de qumica antiescala, para minimizar las incrustaciones en los

tratadores.

A su vez, cuenta con una Planta de Inyeccin de Agua Salada (PIAS), que maneja el

agua de formacin, proveniente de los procesos de deshidratacin del crudo. El agua

es enviada a tres (3) tanques de almacenamiento temporal, ubicados en la PIAS, que

sirven tambin de asentadores de sedimentos y, dos (2) bombas reciprocantes marcas

Gardner Denver y National Oilwell que bombean este efluente hacia tres (3) pozos

inyectores: AM 21, 26 y AG 5.

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Marco terico 55

Adicionalmente, cuenta con un sistema de bombeo de qumica biocida en la lnea de

succin de las bombas, para evitar el crecimiento bacteriolgico.

El exceso de agua, almacenada en los tanques, que no puede ser enviada a los pozos

inyectores, por no contar con capacidad de recepcin suficiente, es depositado en la

macrofosa ubicada en la estacin. Esta laguna o fosa, con capacidad de 20000 bls

cuenta con una bomba reciprocante Gardner Denver, que se encarga de bombear el

agua hasta la PIAS de SAED-3.

Al igual que SAED-3, la estacin de descarga Santa Ana 2 (SAED-2), posee el

mismo principio de operacin, per

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