Tratamiento de Agua Producción

7/23/2019 Tratamiento de Agua Producción

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Derechos de Autor 2001, ACIPET

Este artículo técnico fue preparado para presentación en el IX Congreso Colombiano delPetróleo organizado por ACIPET en Bogotá D.C. Colombia, 16-19 de Octubre de 2001.

Este artículo fue seleccionado para presentación por el comité técnico de ACIPET, basado eninformación contenida en un resumen enviado por el autor(es).

Resumen

Este trabajo presenta una metodología establecida por

Ecopetrol para el diseño de sistemas de tratamiento einyección de aguas de producción, la cual fue aplicada conéxito para adelantar un proyecto de reinyección en el campoCantagallo.

Se presentan igualmente aspectos teóricos sobre losequipos y principios más comúnmente utilizados en eltratamiento de aguas, además de los resultados técnico-económicos de la aplicación en campo.

IntroducciónLas operaciones de explotación de campos petrolerosgeneralmente incluyen el manejo en subsuelo o superficie deaguas de formación asociadas a la producción de

hidrocarburos. Estas aguas, además de estar calientes,contienen, contaminantes como: hidrocarburos suspendidos odisueltos, sólidos suspendidos, sales, carbonatos, sulfatos ymetales pesados, entre otros. La concentración de estoscontaminantes varía considerablemente y depende del origendel agua, del tipo de yacimiento y de las operaciones de producción. El tratamiento en superficie del aguageneralmente consta de separadores agua-aceite-sólidos ( skimtanks, separadores API, separadores de placas, celdas deflotación, filtros y lagunas de aireación) los cuales no sonsuficientes para remover los contaminantes disueltos. Paraello, se requieren métodos diferentes como: Ósmosis inversa,evaporación, intercambio iónico y tratamientos químicos, los

cuales son muy costosos para los grandes volúmenes de producción en los campos petroleros y de todas manerasimplican el manejo de subproductos como sales, carbonatos ysulfatos que requieren técnicas especiales de manejo ydisposición.

En algunos casos, las aguas de producción tienen uncontenido bajo de sales disueltas y metales lo que permite sutratamiento y vertimiento en superficie cumpliendo las normasambientales vigentes en Colombia (Tabla 1). Sin embargo,esta situación rara vez se presenta y la sola remoción del aceite

y sólidos suspendidos del agua no la califican para ser vertidaen superficie, por lo que la alternativa de la reinyección es lamás favorable desde el punto de vista económico, técnico yambiental.

Ecopetrol, en su deseo de eliminar el impacto ambiental delas operaciones de producción de petróleo, ha establecido unaguía para diseñar sistemas de tratamiento e inyección de agua

En esta guía se describe la información requerida y la manerade utilizarla para la definición y selección de los equipos.

Tabla 1: Normas de Vertimiento1

Parámetro NormaTemperatura (ºC) ≤ 40DBO5 (mg/l) Remoción > 20 %

Sólidos suspendidos (mg/l) Remoción > 50 %

Aceites y grasas (mg/l) Remoción > 80 %

Fenoles (mg/l) < 0.2

Bario (mg/l) < 5

Definiciones. A lo largo de este artículo se utilizarán lassiguientes definiciones.

Agua de Producción. Es el agua producida en conjuntocon el petróleo en operaciones de explotación de unyacimiento.

Reinyección . Consiste en la inyección de agua de producción a una formación del subsuelo, previo tratamiento.

Vertimiento . Es la disposición de agua de producción a uncuerpo receptor en superficie: Lago, río, bajo, estero, etc. previo tratamiento.

Calidad del Agua. Se refiere a parámetros tales comotemperatura, ph y concentración de contaminantes enmiligramos por litro o partes por millón en cualquier punto de proceso.

Tamaño de Par tícu la . Se caracteriza por el diámetro de las partículas. En mezclas agua-aceite el tamaño puede variarentre 0.1 - 2000 micrones (µm).

Distr ibución de Tamaño de Par tículas . El tamaño de las partículas no es uniforme y normalmente la concentración másalta corresponde a las partículas de tamaño medio.

Aceite L ibr e. Aceite disperso en agua en forma de gotaslas cuales con suficiente tiempo y condiciones de quietud se

ACIPET

Metodología para el Diseño de Sistemas de Tratamiento e Inyección de Aguas deProducción. Aplicación de Campo y Resultados.I. Mantilla y P. Quintero, Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol

A s o c i a c i ó n C o l o m b i a n a d e I n g e n i e ro s d e P e t r ó l e o s



2 I.MANTILLA, P.QUINTERO ACIPET

separan por gravedad. El tamaño de las gotas varía usualmenteentre 10 y 2000 micras.

Aceite Emu lsionado. El aceite se encuentra disperso en elagua en forma de gotas muy pequeñas (10 µm) las cuales nose separan fácilmente por gravedad. Cada una de estas gotastiene una pequeña carga eléctrica del mismo signo por lo quese repelen entre sí, manteniendo estable la dispersión. Existen

dos tipos de agentes emulsificantes: Químicos comodetergentes y surfactantes y físicos como las bombascentrífugas y el flujo turbulento en tuberías.

Aceite Disuelto. El aceite se encuentra disuelto en agua yno en forma de gotas por lo cual la separación por gravedad noaplica. Generalmente es una mezcla de compuestos fenólicos,ácidos grasos, aromáticos polinucleares, aromáticos volátiles yácidos nafténicos. Son removidos por métodos de separaciónno-convencionales: Ósmosis inversa, extracción, filtración concarbón y tratamiento biológico entre otros.

Coalescencia. Es la ruptura de las películas interfaciales para formar gotas más grandes.

Descripción de la MetodologíaSe describe a continuación la secuencia de pasos requerida para diseñar un sistema de tratamiento para reinyección deaguas de producción. Se incluye la información que deberá ser recogida y su significado y como utilizar dicha información para el diseño de un sistema adecuado.

Primer Paso: Selección de la Formación Receptora. El primer paso consiste en la selección y caracterización de unaformación receptora, pues es la formación la que determina lacalidad del agua a inyectar. Se distinguen dos tipos deformación con posibilidades de reinyección:

Formación Productora (I nundación). Existe bajo riesgode incompatibilidad entre el agua inyectada, los fluidos y la

roca de yacimiento. Además que, dependiendo de losvolúmenes inyectados, puede propiciar una recuperaciónsecundaria.

Formación No-Productora (Disposición). Consiste eninyectar el agua en una formación que no se encuentra enexplotación, ya sea porque tiene poco interés comercial o porque es un acuífero. En este caso se pueden presentar problemas de incompatibilidad, aunque dependiendo de lascaracterísticas de la misma, puede significar condiciones másfavorables de presión y caudal de inyección que en el caso dela formación productora.

La identificación de una formación candidata parareinyeción requiere una revisión cuidadosa, por parte de las

especialidades de geología y yacimientos, de su proximidad afuentes de agua potable, presencia de fallas conductivas,extensión areal y volumen poroso. Se debe conocer losiguiente:

Volumen Poroso. Con datos de porosidad, espesor, área,saturación de fluidos y la producción acumulada a la fecha(para el caso de reinyección en la misma formación productora) se define el volumen disponible para inyección.

Presión. Este parámetro define la presión de inyección y lainyectividad (o el potencial a largo plazo para aceptar lainyección de agua).

Temperatura. Influye en la estabilidad y compatibilidadentre el agua de inyección y de formación. Puede genera precipitación de sólidos (carbonatos, sulfatos) que taponarán eyacimiento.

Permeabilidad. Este parámetro se puede determinar pomedio de pruebas de inyectividad o pruebas de laboratorio ennúcleos. Determina los niveles de inyección por pozo.

Presión de Fr actur a / Tasa Máxima de I nyección. Se puede calcular con pruebas de inyectividad en pozos. Econocimiento de la presión de fractura es muy importante paradeterminar la tasa máxima de inyección por pozo sin causadaños a la formación.

Tasa Críti ca. Se determina por medio de pruebas deinyección en núcleos y análisis petrológicos. La tasa crítica esla tasa a la cual se presenta migración de finos en la formacióny por lo tanto una disminución en la permeabilidad. El valormenor entre la tasa máxima de inyección y la tasa crítica seráel límite de tasa de inyección por pozo.

Tamaño de Gargan ta de Por o. Se determina con porosímetros y microscopía electrónica. Este valor permitedefinir cual es el tamaño de partícula que causaríataponamiento en la formación.

Segundo Paso: Caracterización de Aguas. Consiste endeterminar la calidad y predecir la tasa futura de producciónde agua con el fin de conocer el tipo y cantidad decontaminantes, como también los volúmenes presentes yfuturos a disponer o reinyectar. También se requieren análisisdel agua de formación. Estos análisis se realizan con el fin dedeterminar si las aguas de producción son compatibles o nocon la formación y para establecer especificaciones de diseño

para los equipos de tratamiento. Existen técnicas estándar demuestreo y análisis dependiendo del tipo de contaminante.

Las características físicas más importantes de las aguas de producción son:

Temperatura. La temperatura y sus fluctuaciones sonimportantes en las consideraciones de diseño para el sistemade tratamiento de agua. Los minerales más comunes queforman incrustaciones muestran una solubilidad inversa con latemperatura, lo que significa que la solubilidad disminuyecuando la temperatura aumenta. Adicionalmente un aumentoen la temperatura aumenta la tasa de corrosión.

Contenido de Sólidos y Distri buci ón de Tamaño de

Par tícula. Las aguas producidas contienen sólidos

suspendidos los cuales pueden taponar la formación receptoracausando una reducción en la inyectividad. El contenido desólidos y la distribución de tamaño se utilizan para el diseñodel equipo de separación y filtración. La identificación del tipode sólidos: Arena, arcilla, óxidos, carbonatos, sulfatosasfaltenos y compuestos orgánicos, puede indicar algunaoperación incorrecta susceptible de ser evitada o mejorada. Laconcentración de sólidos, combinada con la tasa de flujoindica la masa de sólidos a ser removidos y manejados. Etamaño de los sólidos indica el tipo de filtro a ser utilizado. El



ACIPET METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE SIST. DE TRA T. E INY. DE AGUAS DE PROD. APLICACIÓN DE CAMPO Y RES. 3

contenido de sólidos se determina por filtración. Ladistribución y tamaño por medio de equipos de difracción derayos láser o microscopía. La toma y preservación de muestrases vital para la obtención de resultados reales.

Turbidez. Es el grado de absorción y dispersión de un rayode luz incidente por las partículas suspendidas. Indica lacalidad relativa del agua. Se mide en unidades de turbidez,

NTU, con turbidímetros.Contenido de Aceite. El aceite disperso en el agua formacoágulos con los sólidos y puede taponar la formación.Además el aceite puede inhabilitar el sistema de filtración. Elcontenido de aceite se determina por métodos gravimétricos ocolorimétricos.

Análisis de Cor rosión. Es muy importante determinar latasa de corrosión (generalmente en milésimas de pulgada por año, mpy) para el diseño de los equipos y del tratamiento paracontrol de la corrosión. Se determina con cupones y probetasde corrosión en campo o laboratorio.

Análi sis Bacteri al. Las bacterias causan corrosión otaponamiento de la formación. Existen bacteriasSulfatorreductoras (generadoras de H

2S), bacterias de hierro

(depositadoras de Hierro) y formadoras de lodo ( slime). Esnecesario hacer cultivos para determinar la clase, especie yconcentración de bacterias en el agua y para diseñar eltratamiento de control.

Las características químicas más importantes de las aguasde producción son:

Ph. Es un indicador del carácter ácido (Ph<7) o básico(Ph>7) de un agua de producción. Tiene influencia en la precipitación de sólidos o incrustaciones y en la tasa decorrosión.

Sales Di sueltas . Todas las aguas de producción contienensólidos disueltos, principalmente cloruro de sodio. Loscationes disueltos son, normalmente: Na+, Ca++, Mg++, Ba++,

Fe++, Sr ++. Los aniones son: Cl = , SO =4 , HCO −

3 , CO =3 , y S = .

Su concentración se determina por colorimetría, titulación oabsorción atómica en el caso del Bario y Estroncio.

Gases D isueltos. Los gases disueltos que causan mayor preocupación son el Oxígeno (O2), Dióxido de Carbono (CO2)y Sulfuro de Hidrógeno (H2S). Su concentración se determina por colorimetria y/o titulación. El O2 es el agente corrosivomás serio que participa en los mecanismos de corrosión con elagua en los campos petroleros. Reacciona con el hierro de latubería y equipos para producir agentes taponantes. Debemantenerse en concentraciones menores a 0.02 ppm. El CO2

forma ácido carbónico cuando se disuelve en agua. Producecorrosión del hierro. Las aguas de producción que contienenH2S se conocen como amargas. Las aguas de producción y losyacimientos pueden volverse amargos por la actividad de las bacterias Sulfato Reductoras. El H2S en contacto con el Hierro produce Sulfuro de Hierro el cual puede acelerar la corrosión oactuar como un agente taponante.

Compatibilidad. La prueba de compatibilidad de aguas seefectúa con el fin de determinar si existen diferencias entre laquímica o la temperatura del agua que causen o formen precipitados, cuando el agua a inyectar se mezcla con el agua

encontrada naturalmente en la formación receptoraComúnmente, el carbonato de calcio es el principal problemaaunque el Bario, Calcio, Magnesio y Estroncio puedentambién formar precipitados de sulfatos o carbonatos.

Existen tres pruebas para determinar la tendencia de lasmezclas a formar precipitados:

Índices de Estabilidad. Indican cualitativamente la

tendencia de formación de precipitados o corrosión en unamezcla de aguas. Pruebas en Mezclas de Agua. Pruebas de laboratorio para

simular si se presenta precipitación. Pruebas con Corazones. Se pueden realizar pruebas de

inyección en corazones con el fin de verificar el taponamientoEl agua inyectada puede causar taponamiento de los poros pormigración de finos o hinchamiento de arcillas.

Tercer Paso: Definición de la Calidad del Agua paraReinyección. La comparación entre los pasos primero ysegundo permitirá definir que tipo de tratamiento requiere eagua producida para cada alternativa. Es decir, definir lacalidad que debe tener el agua para poderla inyectar en laformación por el tiempo que sea necesario con una declinaciónaceptable.

Cuarto Paso: Selección del Proceso y Equipos. La seleccióndel proceso de tratamiento de agua de producción tiene comoobjetivo principal garantizar que el efluente del sistemacumpla con la calidad requerida para inyección en losyacimientos o con las regulaciones ambientales establecidas por las autoridades, de tal manera que al ser vertidas se causeel mínimo impacto sobre el medio ambiente.

Uno de los primeros aspectos a definir es si el sistema seráabierto o cerrado, esto permite realizar una optima selecciónde los materiales de construcción de los equipos y determinar

el tipo de tratamiento químico para acondicionar el agua inyectar, de tal manera que no se presenten problemas deincompatibilidad de fluidos en el yacimiento. En aquelloscasos en que el agua a manejar es salobre y/o se anticipen problemas de precipitación de compuestos tales comocarbonatos o sulfatos por la presencia de oxigeno, es necesariodiseñar un sistema cerrado. Para esto se debe incluir dentro delos diseños un sistema de encobijamiento de los equipos congas o un inerte para impedir la entrada de oxigeno al sistemaCuando no se plantee reinyectar el agua de producción sinorealizar vertimiento, un sistema abierto es más recomendable.

Etapas del sistema de tratamiento. Para garantizar lacalidad requerida por los yacimientos, el tratamiento del agua

de producción debe realizarse en tres etapas: Etapa de tratamiento primario. Consiste en la remocióndel aceite libre presente en el agua de producción por mediode separación por gravedad.

Etapa de tratamiento secundario. Consiste en la remocióndel aceite emulsionado, el cual tomaría demasiado tiemposeparar por gravedad y se utiliza la flotación o separacióngravitacional mejorada.

Etapa de tratamiento terciario . Consiste en la remoción delos sólidos suspendidos con filtros o membranas de un tamaño




tal que impida el taponamiento de la garganta de poro en laformación.

En la Figura 1 se puede observar un diagrama de procesotípico, considerando las anteriores etapas.

Figura 1. Diagrama de Flujo de Proceso Típico

Métodos y Equipos de Tratamiento. Para el tratamiento delas aguas de producción se utilizan varios métodos (Refs. 2 a4) y equipos dependiendo de la caracterización del agua atratar y de la calidad agua requerida. Dentro de los principales

métodos de tratamiento están la Separación Gravitacional,Coalescencia Mejorada, Flotación, Centrifugación yFiltración.

Separación Gravitacional. Es el método más comúnmenteusado para el tratamiento del agua de producción. Para ilustrar este principio de separación, en la Figura 2 se muestran lasfuerzas que actúan sobre una partícula o gota de aceite inmersaen agua. Estas son: El peso W , la fuerza de arrastre F D y la boyanza F B.

F B

F D

W

Figura 2. Fuerzas sobre una Gota de Aceite Inmersa en un Fluido

Si se supone que la gota de aceite se desplaza a unavelocidad constante se puede plantear el siguiente balance defuerzas:

D B F F W −= …………………………………………..( 1)

Considerando que la gota de aceite es esférica, las fuerzas

se pueden expresar así:3

6 po D g W

=

πρ ……………………………………( 2)

3

6 pa B D g F

= π

ρ …………………………………..( 3)

D pa D C Dv F 22

42

1

= π

ρ ..……...…………………..( 4)

Donde el coeficiente de arrastre para partículas esféricas ynúmeros de Reynolds menores a la unidad, es igual a:

Re

24= DC ……………………………………………...( 5)

donde,

a

pa v D

µ

ρ=Re …………………………………………( 6)

Reemplazando las Ecuaciones 2, 3, 4, 5 y 6 en la Ecuación1 se obtiene la velocidad de ascenso para la gota de aceite(Ley de Stokes):

( )

a

poa gDv

µ

ρρ

18

2−= …………………….……………( 7)

El análisis de la ley de Stokes muestra que la velocidad de

ascenso/descenso de una partícula es directamente proporcional al cuadrado del diámetro de la misma y a ladiferencia entre las densidades del aceite y agua. Por econtrario, la velocidad es inversamente proporcional a laviscosidad del agua.

El diseño de los separadores convencionales (Wash Tanks FWKO, API y Skimmers, entre otros) se basa en este principio

Coalescencia Mejorada. Para acelerar la SeparaciónGravitacional se utilizan las placas coalescedoras. Su funciónes permitir la formación de gotas grandes a partir de gotas más pequeñas para incrementar la velocidad de ascenso y disminuirlos tiempos de retención en los equipos. El proceso se muestraesquemáticamente en la Figura 3.

Figura 3. Esquema de Placa Coalescedora

Las placas coalescedoras pueden ser adaptadas encualquier tipo de separador. Los interceptores de placascorrugadas - CPI (Figura 4), placas paralelas –PPI-,separadores de flujo cruzado y coalescedores son equiposofrecidos comercialmente con este aditamento.




Figura 4. Interceptor de Placas Corrugadas

Flotación. La flotación es un proceso utilizado para laremoción de aceite emulsionado y sólidos suspendidos. Laseparación del aceite se logra mediante la adición de finas burbujas de gas o aire al agua de producción. En la medidaque las burbujas ascienden dentro de la fase acuosa, entran encontacto con las pequeñas gotas de aceite y/o se adhieren a las partículas sólidas, arrastrándolas a la superficie del agua, (ver Figura 5) donde forman una espuma que es retirada de los

equipos por medios mecánicos.

Figura 5. Esquema de Flotación con Gas

La liberación de gas dentro del agua se puede realizar por medio de rotores, venturis o por descompresión súbita del

agua. Para un mejor desempeño de este tipo de equipos esnecesario la inyección de agentes rompedores de emulsióninversa.

Los equipos que utilizan el mecanismo de flotación seconocen como celdas de flotación por gas inducido (IGF -Figura 6) y unidades de flotación con aire disuelto (DAF).

Figura 6. Unidad de Flotación por Gas Inducido

Centrifugación . Este método utiliza la fuerza centrífuga para separar dos fases con diferente gravedad especifica. Elfluido a tratar, gira a alta velocidad dentro del equipo. Lafuerza centrífuga generada por la rotación hace que el fluido

más denso se dirija hacia las paredes del equipo, mientras quela fase más liviana se dirige hacia el centro del mismoformando un núcleo. La geometría del equipo permite laremoción de los dos fluidos de manera independiente. Esta esuna mejora del método de Separación Gravitacional, en el cuael efecto de la fuerza de la gravedad es reemplazado por lasfuerzas centrífuga y centrípeta. La ecuación de Stokes se

puede expresar de la siguiente manera:( )

a

poa rDwv

µ

ρρ

18

22−= ……….……………………….( 8)

Los hidrociclones (Figura 7) y las centrifugas trabajan coneste principio.

Figura 7. Régimen de Flujo en un Hidrociclón

Filtración. Este proceso está dirigido a la remoción de lossólidos suspendidos o pequeñas partículas. Los equiposutilizados generalmente son filtros de lecho, el cual puedeestar constituido por grava, antracita, gránate o cascarilla denuez y avellana (Figura 8), para remover partículas de hasta 1micrón de diámetro. Los filtros de membranas puedenremover partículas hasta de 0.001 micrones como se muestra

en la Figura 9.

Figura 8. Filtro de cascara de Nuez

En la Tabla 2, se presenta un resumen de los principalesmétodos utilizados para el tratamiento del agua así como delos equipos que emplea cada método y el tamaño de partículacapaces de remover.




Figura 9. Capacidad de Filtración de Membranas

Tabla 2. Métodos y Equipos para Tratamiento de Agua 2,5

Concentración(mg/l)Método Equipo

Tiempo deRetención

(s) Entrada Salida

PartículaRemovida

(µµm)Gravitacional API 1800 - - 100-150

CoalescenciaMejorada

CPIPPI

180-300300-900

900

~3000-

-

25-3050

25-30

30-6090

Flotación IGF 300 >200-300 10-15 15-20

Centrifugación HidrociclonesCentrífugas

- - - 5-15

FiltraciónLechosCartuchos - - - +1

Procedimiento de Selección de Equipos. El siguiente procedimiento, propuesto por Arnold y Stewart 2, permiteseleccionar el sistema de tratamiento requerido y el número deetapas de tratamiento.1. Determinar el contenido de aceite en la corriente de

entrada. En caso de no tener este dato use 1000-2000mg/lt.

2. Determinar la concentración máxima de aceite en lacorriente de salida. En ausencia de dato utilice 25 mg/lt.3. Determine la distribución de tamaño de partícula en la

corriente de entrada. En ausencia de datos use unadistribución lineal con un tamaño máximo de gota de250-500 micrones.

4. Determinar el tamaño de partícula a remover para cumplir con la calidad de agua en la corriente de salida. Este puede ser calculado como la concentración máxima en lacorriente de salida dividida por el contenido de aceite enla corriente de entrada multiplicado por el tamañomáximo de partícula.

5. Determinar la concentración de aceite en la corriente deentrada a la unidad de flotación asumiendo una eficienciadel 90%, dividiendo la calidad requerida en la corrientede salida del sistema por la eficiencia estimada.

6. Si la concentración de aceite requerida a la entrada de launidad de flotación es menor que la concentración deaceite en la corriente de entrada, determine el tamaño de partícula a remover en una vasija desnatadora oseparador de placas coalescedoras para cumplir con lacalidad de agua en la corriente de salida. Este puede ser calculado como la concentración en la entrada de la

unidad de flotación dividida por el contenido de aceiteen la corriente de entrada multiplicado por el tamañomáximo de partícula.

7. Una vez seleccionados los tipos de equipos de primera ysegunda etapa, determine los tamaños requeridos deacuerdo con las velocidades de ascenso de la partícula deaceite y las ecuaciones de diseño de cada equipo en

particular.8. Determine el tamaño máximo de partícula, D p, que notaponará la formación con la siguiente expresión6:

T pT D D D7

1

3

1≤≤ ……………………………………( 9)

En ausencia de datos de tamaño de garganta de poro, DT

utilice la siguiente regla7:

k Dk D p p 7

1,

3

1== ……………………………( 10)

Aplicación de Campo y Resultados

Los campos de Cantagallo y Yariguí (Bolívar) estánlocalizados en la cuenca del Valle Medio del Magdalena. Seextienden entre los departamentos de Bolívar, Antioquia ySantander. Los campos se encuentran en operación desde 1943 por varias compañías como Socony Vacuum (Mobil), Shell yEcopetrol desde 1973. Alcanzaron el pico máximo de producción en 1964 con 17000 bbl/D. La producción promedio actual es de 4800 bbl/D de crudo de 20°API con unGOR de 570 y 2300 bbl/D de agua.

El tratamiento de las aguas producidas en el campoconsistía en el sistema tradicional de separadores API y piscinas de oxidación antes de su vertimiento al ríoMagdalena. Para eliminar el impacto negativo ocasionadosobre el ecosistema por el vertimiento de cloruros y metales pesados presentes en el agua producida, se adelantó en 1995un proyecto para la reinyección de las mismas en lasformaciones productoras, solucionando de una manera integrauno de los grandes problemas de la industria: La disposiciónadecuada del agua producida en los campos petroleros. Eresultado de este proyecto fue la construcción de una planta para el tratamiento e inyección de agua de producción en laIsla VI del campo Cantagallo.

Desarrollo de la MetodologíaSelección de la F ormación Receptora. Escobar y Carrillo8

realizaron un estudio de geología y yacimientos paraidentificar una formación para disposición o inundación. Se

seleccionó el sector central del bloque V de las arenasCantagallo, formación La Paz para inundación. Las propiedades promedio de la formación son 19% de porosidad permeabilidad absoluta de 65 milidarcies, presión deyacimiento de 1800 psi y temperatura de 140° F a una profundidad de 8000 pies y un volumen poroso de 840 Mbbl.

Pruebas de desplazamiento realizadas en corazones de pozo Yariguí-13 a 150°F y 1500 psi, mostraron que a tasas deinyección de 900 bbl/D existía migración de finos




Adicionalmente, un tamaño de garganta de poro de 8 µm fuedeterminado.

El pozo Yr-8 fue seleccionado como un buen candidato para reinyección. Fue perforado en 1957 y completado en eltope de las arenas Cantagallo las cuales estaban invadidas por el acuifero (intervalo 7936 –8065 pies). Se realizó una pruebade inyectividad9 en el pozo durante 30 días para un volumen

total inyectado de 37524 bbl. Se determinó una presión defractura de 1960 psi. Por lo tanto, se propuso una tasa deinyección de 1000 bbl/D, con una presión de cabeza esperadade 1660 psi según se muestra en la Figura 10.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Tasa de Inyección (bbl/D)

P r e s i ó n e n C a b e z a d e P o z o ( p s i )

Figura 10: Prueba de Inyectividad en el Pozo Yr-8. La presión deFractura es de 1960 psi y la Tasa de Inyección es 1100 bbl/D

Caracterización del Agua. Fue realizada In Situ y en loslaboratorios del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) por Mendoza 10. Valores típicos del agua de producción de

Cantagallo se muestran en la Tabla 3. Se pueden observar lasaltas concentraciones de sólidos suspendidos y disueltos.Además de Bario, Estroncio, Calcio y Bicarbonato que tienenel potencial de formar precipitados.

Tabla 3: Caracterización de Aguas de Producción

Parámetro Entrada API DescargaPh / ºF 7.7 / 98.6 7.7 / 96.3S.G. 1.0190 1.0211 Na+ (mg/l) 10 500 10 500Ca++ (mg/l) 500 - 660 550 - 600Ba++ (mg/l) 50 - 60 50 - 60Sr ++ (mg/l) 60.0 63.0Cl− (mg/l) 17500 17000

SO4= (mg/l) 0.0 -3.2 0.0 - 2.0HCO3

− (mg/l) 190 140 - 180Contenido de Aceite (mg/l) 200 -500 2.0 - 5.0Sólidos Suspendidos (mg/l) 400-1700 300-1.200O2 (mg/l) 0.01-0.7 1.0 - 4.0CO2 (mg/l) 10 - 20 10 - 20

Estudios teóricos y experimentales de compatibilidad sellevaron a cabo entre el agua de producción, agua deformación y agua fresca para desalado del crudo para predecir

el potencial de taponar la formación. Durante las pruebas se precipitó el óxido de hierro, mientras que se determinó que loscarbonatos de calcio e hierro tenían tendencia a precipitar.

Las pruebas de corrosión realizadas por Villarreal11

determinaron una tasa de corrosión de 27.5 mpy. La presenciade oxígeno en el agua aumentaba la tasa de corrosión hasta461 mpy. Adicionalmente, la presencia de bacterias sulfato

reductoras (SRB) fue detectada.Un análisis de la distribución y tamaño de partícula serealizó en muestras de agua de producción por medio dedifracción de rayos láser. El análisis de la distribución ytamaño de partícula indica que el tamaño medio de partícula(d50) es 15.5 µm como se muestra en la Figura 11.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1101001000

Tamaño de Partícula, micras

P o r c e n t a

j e A c u m u l a d o

D90

D50

D10

Figura 11: Análisis de Distribución y Tamaño de Partícula

Calidad de Agua a Inyectar. La caracterización del agua ylos requerimientos del yacimiento permitieron definir los

requerimientos de calidad para el agua de producción con efin de reinyectarla en la formación, los cuales se presentan enla Tabla 4.

Tabla 4: Calidad de Agua para Inyección

Parámetro InyecciónTamaño de Particula (µm) < 5Aceite Disperso (mg/l) RemociónSólidos Suspendidos (mg/l) < 2O2 (mg/l) < 0.002Rata de Corrosión (mpy) < 3

Diseño del Proceso. Teniendo que el agua a manejar erasalobre y que se detectaron problemas de precipitación decompuestos tales como carbonatos o sulfatos por la presenciade oxigeno, fue necesario diseñar un sistema cerrado.

El potencial de producción de agua del campo era de 2900 bbl/D. Sin embargo, un factor de 1.75 se utilizó para tener encuenta un incremento en el corte de agua, el volumen de aguautilizado para desalar el crudo (700 bbl/D) y las operacionesexploratorias en áreas cercanas. Por lo tanto, la capacidad detratamiento de la planta se estableció en 5000 bbl/D.

Selección de equi pos. Con base en la calidad de aguarequerida y las condiciones de entrada al sistema (Tabla 3) se




definieron tres etapas de tratamiento: Coalescencia, Flotacióny Filtración.

La etapa de Coalescencia, conformada por un Separador dePlacas Corrugadas de flujo cruzado, CPI, debe remover el100% de partículas mayores de 60 micrones considerandoeficiencias de remoción de 60% para aceite y 75% parasólidos.

La etapa de Flotación, conformada por una Celda deFlotación por gas Inducido mecánicamente, IGF, deberemover el 80% del aceite y el 75% de sólidos.

La etapa de Filtración, por medio de un filtro retrolavable decascara de Nuez, debe entregar agua con la calidad establecidaen la Tabla 4.

Descripción de la Planta de Tratamiento e Inyección. La planta de tratamiento e inyección de agua está integrada por los siguientes procesos y sistemas: tratamiento de agua ylodos; sistema de retorno de aceite, gas de encobijamiento,control automático, aire comprimido e inyección de químico.En la Figura 16 se muestra el diagrama de flujo de proceso dela planta. A continuación se describe brevemente eltratamiento del agua de producción en la planta, unadescripción detallada de la planta y equipos se puede encontrar en el artículo técnico escrito por Mantilla y Quintero12 .

El agua aceitosa drenada por los tanques dealmacenamiento y tratadores térmicos en la plantadeshidratadora de la Isla VI es recolectada en el tanque deconcreto (K-711). Este tanque proporciona un almacenamiento para cargar la planta sin interrupciones. Las bombascentrífugas P-711 A/B alimentan el separador de placascorrugadas (CPI-711) donde se lleva a cabo la separación delaceite libre y parte de los sólidos suspendidos. El agua fluye por gravedad a la celda de flotación por gas inducido (IGF-711) donde se remueve un gran porcentaje del aceite disperso

y sólidos suspendidos. El agua, es entonces succionada deltanque pulmón (D-711) por las bombas alimentadoras delFiltro (F-711) de cáscara de nuez en donde se remueven lossólidos y aceite para llevar el agua a condiciones de inyección.En el tanque de almacenamiento (K-712) se acumula el aguaque es bombeada a alta presión por las bombas Triplex P-714A/B a los pozos inyectores.

Los lodos removidos automáticamente del separador de placas y del filtro son enviados al tanque de asentamiento(ST-711) para su tratamiento. Una vez ha transcurrido eltiempo de retención (máximo 18 horas) los lodos son enviadosa los lechos de secado (AD-711 A/B/C/D/E/F) para sufiltración, secado y biodegradación. Los lechos consisten de 5

capas de grava de diferentes diámetros y espesores: 1”x12”,0.5”x8”, 0.25”x8”, grava 10/20x8” y 20/40x12”.Los lodos aceitosos removidos de la celda de flotación

(IGF-711) son enviados a los lechos de secado directamente.El agua recuperada tanto el tanque de asentamiento como

en los lechos de secado (tanque K-713) es reciclada alseparador de placas CPI-711.

El aceite recuperado tanto en el CPI-711 como en el tanquede asentamiento ST-711 es reciclado al separador API de la planta de deshidratación.

Con el fin de evitar la entrada de oxígeno al agua de producción durante el tratamiento se mantiene una capa de gascon una presión de 0.9 pulgadas de agua en todos los equiposexcepto en lechos de secado los cuales están abiertos a laatmósfera.

Para ayudar en la remoción de sólidos se inyecta agua(Sand Jet) en el fondo del CPI-711 y ST-711.

El agua de inyección requiere la adición de productosquímicos para incrementar la eficiencia de separacióncontrolar la corrosión, reducir el contenido de oxígeno prevenir la precipitación de escamas y el crecimiento de bacterias. Los químicos y puntos de inyección están indicadosen la Figura 16.

Resultados de Campo. Los resultados de campo se muestrande la Figura 12 a la Figura 15. En ellas se muestra la eficienciade remoción de aceite y sólidos de la planta y equipos comotambién el comportamiento de la inyección en el pozo Yr-8 enel tiempo. Los datos fueron extractados de las pruebas decampo realizadas durante un periodo de cuatro años.

Calidad del Agua. En la Figura 12 se puede observar lavariación en la concentración promedio de aceite y sólidossuspendidos medidos en diversos puntos de la planta. Lasmáximas concentraciones de aceite y sólidos observadas a laentrada de la planta fueron 3000 y 415 mg/l, respectivamente.

146

1

305 4

20

67

118

0

40

80

120

160

EntradaCPI-711

SalidaCPI - 711

SalidaDP - 711

SalidaF - 711

C o n c

e n t r a c i ó n , ( m g / l )

AceiteSolidos Suspendidos

Figura 12: Concentración Promedio de Aceite y Sólidos a lo Largodel Sistema de Tratamiento

Ef ici encia de Equi pos. La Figura 13 y Figura 14 muestranlas eficiencias de remoción de cada equipo y de todo e

sistema. Se resalta la eficiencia alcanzada por el sistemacercana al 100% tanto para aceite como sólidos.Comportamiento de la I nyección. La Figura 15 muestra

una disminución de la inyectividad del pozo deaproximadamente 7% anual.

Costos. Los costos de capital de la planta fueron de 1.2MU$ en el año 1996. Los costos de operación de la planta sehan estimado en U$0.2/bbl aproximadamente, de los cualesU$ 0.1/bbl corresponden al tratamiento químico.




69%

85%91%

95%99%

40%

60%

80%

100%

CPI-711 DP-711 F-711

E f i c i e n c i a e n l a R

e m o c i ó n d e A c e i t

EquipoTotal

Figura 13: Eficiencia en la Remoción de Aceite en DiferentesPuntos del Sistema de Tratamiento

82%

84%

43%

73%

97%

40%

60%

80%

100%

CPI-711 DP-711 F-711

E f i c i e n c i a e n l a R e m o c i ó n d e S ó l i d o s

EquipoTotal

Figura 14: Eficiencia en la Remoción de Sólidos en DiferentesPuntos del Sistema de Tratamiento

0

1000

2000

M a y - 9 6

E n e - 9 7

S e p - 9 7

M a y - 9 8

E n e - 9 9

S e p - 9 9

T H P ( p s i )

-

T a s a I n y e c c i ó n

( b b l / D )

TasaPresión

0

250

500

750

1000

V o l u m e n A c u m u l a d

( M b b l )

Figura 15: Comportamiento de la Tasa de Inyección y Presión enla Cabeza de Pozo en el Pozo Yr-8

Conclusiones1. La metodología propuesta permite la correcta selección de

procesos y equipos para garantizar la calidad de aguarequerida por la formación.

2. Para la correcta selección y diseño de un sistema detratamiento e inyección es necesario una caracterizacióndetallada del agua de producción y de la formación

receptora.3. Los parámetros más importantes para el diseño yselección del sistema de tratamiento son el contenido deaceite y sólidos suspendidos en el agua producción.

4. Se deben realizar estudios de compatibilidad de fluidos para evitar el taponamiento de la formación y falla de losequipos.

5. Cuando en el agua de producción se anticipan problemasde precipitación o corrosión por la presencia de oxigenose necesario diseñar un sistema cerrado.

6. Existen en la actualidad procesos y equipos para trataragua de producción para cumplir con los requerimientosde calidad para reinyección.

7. Los productos químicos son vitales para asegurar lacalidad del agua y la protección de los equipos.

8. Un seguimiento a la calidad de agua y selección de puntosde monitoreo es clave para el correcto control detratamiento.

Nomenclatura

C D = Coeficiente de arrastre (adimensional) D = Diametro (m) F = Fuerza (N) g = Aceleración de la gravedad (m/s2)k = Permeabilidad (md)

Re = Número de Reynolds (adimensional)r = Coordenada radial (m)

v = Velocidad (m/s)W = Peso (N)w = Velocidad Angular (s -1)ρ = Densidad (kg/m3)µ = Viscosidad (Pa s)

Subíndicesa = Agua

B = Boyanzao = Aceite

p = Partícula o gota de aceiteT = Tamaño de garganta de poro

Agradecimientos.Los autores desean expresar sus agradecimientos a la EmpresaColombiana de Petróleos – ECOPETROL por la oportunidad brindada de compartir esta experiencia y todo el soporte dado para la preparación de este artículo.

Referencias1. Código Nacional de los Recursos Naturales Renovables y

Protección al Medio Ambiente , decreto 1594/84, tercera ediciónEditorial Temis, Colombia (1989) 421.




2. Arnold, K. y Stewart M.: Surface Production Operations: Design of Handling System and Facilities . 2 ed. Houston, Texas.Gulf Publishing, 1998, 194–243 p. Vol 1.

3. Society of Petroleum Engineers: SPE Reprint Series: N° 25 Production Facilities , Richardson, Texas, SPE , 1998, 167-239

4. Envirex: Rex Dissolved Air Flotation Separators: Process Description.

5. Thew M.T.: “Development and Performance of Oil-water

Hydrocylone Separators – a Review”, paper presented at theInnovation in Physical Separation Technologies Conferenceorganized by the Institution of Mining and Metallurgy, held infalmouth, UK, June 4 to 5, 1997.

6. Jones P. S.: Water Treatment for Environmental Compliance ,Part 2, Chevron Petroleum Technology Co., La Habra, Ca.(1994).

7. Manual para la Reinyección de Aguas Producidas,Vicepresidencia de Exploración y Producción, División deYacimientos, Ecopetrol, Bogotá, octubre de 1993.

8. Escobar C.I. y Carrillo L.F.: Factibilidad de Reinyección de Aguas Producidas en las Formaciones de los Campos Gala-Galán-Llanito y Yarigui-Cantagallo , Ecopetrol-ICP (1994).

9. Quintero P. et al: Informe Final de Prueba de Inyectividad, PozoYr-8 , Ecopetrol-ELC (1994).

10. Mendoza, A.: Caracterización Fisico-Química de Aguas Producidas Campos de la Operación Directa , Ecopetrol-ICP,1994.

11. Villarreal, J.: Estudio de Corrosión Aguas de ReinyecciónCampo Cantagallo , Ecopetrol-ICP, 1994.

12. Mantilla I. and Quintero P.: “Comprehensive System foTreatment and Injection of Produced Water: Field Case,” paperSPE 63169 presented at the 2000 SPE Annual TechnicaConference and Exhibition held in Dallas, Texas, 1–4 Octobe2000.

Factores de Conversión pie X 3.048 E-1 = m

pulg. X 2.54 = cm ps i X 6.894745 = kPa bbl X 1.589873 E-1 = m3

mg X 1.0 E-6 = kgl X 1 E-3 = m3

µm X 1 E-6 = mmd X 9.869233 E-4 = µm2

DP-711

K-712

CPI-711

BIOCIDA

INHIBIDOR

DRENAJES

INHIBIDOR DECORROSIÓN

K-711

SECUESTRANTE

LSH

P-711 A/B

(12 bbl)

LC

SAND JET

P-715 A/B

K-713

AD-711 A/../F

INYECCIÓN

A LAGUNAS

S A N D J

E T

AGUAACEITEGAS DE ENCOBIJAMIENTO

INYECCIÓN DE QUÍMICO

LODOS

P-712 A/B

P-713 A/B

P-714 A/B

F-711

LODOS ACEITOSOS

P-713 C

SAND-JET

SEC. DEOXÍGENO

LS L

PDI

OXÍGENO

BIODEGRADACIÓN

S A N D J

E T

LSH

LS L

ST-711

LSHH

LSLL

LSH

LSL

LSHLSL

LSH

LC

CONVENCIONES

8"

4"

1/4"

2"

2"

2"

6"

6"

3"3"

4"

3"

2"

2"

2"

3"

2"2"

INCRUSTACIONES

GAS DEENCOBIJAMIENTO

RETORNO DEACEITE

CLARIFICADOR +FLOCULANTE

D-711

(1000 bbl)

(10 bbl)

(183 bbl)

Figura 16: Diagrama de Flujo de Proceso de la Planta de Tratamiento e Inyección

Tratamiento de Agua Producción

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