TRATAMIENTO Y RECUPERACIÓN DE RESIDUOS INDUSTRIALES LÍQUIDOS

INSTITUCIÓN: UNIVERSIDAD NACIONAL MAYOR DE SAN MARCOS

Profesora: Meylin Terrel

TEMA: Reinyección del agua de Producción en campos de

Talara

Participante: Alejandro Camacho Maguiña

REINYECCIÓN DEL AGUA DE PRODUCCIÓN

El petróleo o fluido de producción como también se le conoce cuando sale del subsuelo a la superficie a través del pozo perforado y completado, se encuentra constituido por tres componentes principales: petróleo, gas y agua, además de otros componentes en menor proporción como son el azufre, nitrógeno y oxigeno y trazas de compuestos metálicos, tales como sodio (Na), hierro (Fe), níquel (Ni), vanadio (V) o plomo (Pb).

MÉTODOS DE RECUPERACIÓN DEL PETRÓLEO

Primario, mediante el uso de diversos sistemas como lo son los clásicos caballitos, a sistemas de gas lift, recoil, levantamiento hidráulico, swab, etc.

Secundario, cuando la recuperación por los medios primarios es insuficiente. Esta puede ser mediante el uso de agua de producción, gas, o algún tipo de gas inerte. Hoy en día, el uso de agua de producción es el principal y más conocido de los métodos convencionales de recuperación secundaria de aceite, habiéndose constituido hasta esta fecha en el proceso que más ha contribuido a la recuperación extra de aceite. Se caracteriza por la eficiencia del agua para desplazar a los hidrocarburos del medio que invade y aumenta la presión del yacimiento.

La disposición final del agua de producción, ha sido y continúa siendo realizada en los lotes petroleros de Talara, con excepción del Lote X actualmente operado por la empresa Petrobras S.A., mediante el empleo de poza API o de separación del aceite-agua por gravedad y secado del agua al sol. El anterior operador del Lote X, la empresa Occidental implementó la Recuperación Secundaria con el uso del agua de mar, pero este sistema no dio los resultados esperados debido a problemas de contaminación del agua a inyectar y en consecuencia de las formaciones productoras de petróleo. Petrobras continuo la inyección del agua, pero empleando el agua de producción.

La fiscalización de los Lotes petroleros por Osinergmin, permitió el uso de las pozas API para la disposición final del agua de producción debido a que el Artículo 270° del Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos indica sobre las Pozas API lo siguiente:“El Contratista usará Pozas de diseño API, sistemas de tratamiento intermedio, avanzado o sistemas similares para separar el agua de producción del petróleo y dispondrá que esta agua de producción no contamine el agua de superficie o del subsuelo. La disposición del agua se efectuará preferentemente por Re-inyección, o en superficie, empleando el sistema aprobado en el Estudio de Impacto Ambiental o PMA, conforme al Reglamento para la Protección Ambiental de las Actividades de Hidrocarburos. El diseño y uso de las pozas API se encuentran descritos en las siguientes publicaciones actuales API, o las que puedan sustituirlas:”

Aun cuando existía el artículo 76º del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos que disponía que “La disposición final del Agua de Producción se efectuará por Reinyección. El método y sus características técnicas, así como la formación (reservorio) receptora, serán aprobados con el EIA correspondiente”.

Actualmente con la supervisión de la OEFA, y en aplicación del artículo 76º del párrafo anterior, se está empezando a obligar a las empresas operadoras a la reinyección del agua de producción a pozos inyectores como forma de disposición final del agua de producción, el mismo que si es de obligación en los pozos perforados y en producción en los Lotes ubicados en la selva peruana.Sobre la instalación de las plantas de Inyección de agua de producción, el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos indica lo siguiente:

Artículo 257º.- Proyectos de Recuperación Secundaria - Sistema de Inyección “Si el Contratista desea efectuar un proyecto de Recuperación Secundaria debe comunicarlo a PERUPETRO. El Sistema de Inyección deberá por lo menos llenar los requisitos siguientes:

a) Sistema de Recolección, que está compuesto por una fuente de suministro del fluido adecuado independiente, de reprocesamiento de agua producida o mixta.

b) Una planta de tratamiento que adecue el fluido para las condiciones de inyección contando con los controles, recipientes, bombas, desareadores, filtros y tratamiento químico necesario.

c) Facilidades de almacenamiento de fluidos para una operación normal y de emergencia. d) Sistema de Inyección de volúmenes de fluidos adaptados al proyecto, compatibles con los

de la formación donde se inyectará y de corrosividad controlada, múltiples de Inyección, control, bombas, Cabezales de Pozos y Pozos.

e) Planes de mantenimiento correspondientes.

Las Operaciones de Inyección de Gas Natural no están sujetas a los requerimientos estipulados en los literales a) y c) de éste artículo”.

Además de lo indicado, el pozo que será empleado como inyector, deberá de cumplir con lo indicado en los artículos 77.c y 77.d º del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos que dispone que:

77c.- “Cada cinco (5) años se deberá someter cada pozo inyector a una Prueba de Integridad Mecánica. El informe de la prueba será remitido a OSINERG”.

77d. “Se podrá reemplazar la Prueba de Integridad Mecánica por un control y registro mensual de la presión en el espacio anular entre la sarta de revestimiento y la tubería de inyección durante el proceso efectivo de inyección. Los registros deberán ser evaluados anualmente por un inspector / auditor contratado por el operador y su informe alcanzado a OSINERG. Este informe deberá contener las conclusiones del inspector / auditor sobre el estado mecánico del sistema de inyección y sobre las recomendaciones para la continuación de su uso”.

En el siguiente esquema se explicará el esquema a emplear para la reinyección del agua de producción:

Los números indicados en el esquema representan lo siguiente:

1.- Manifold de ingreso de los fluidos de las baterías, consistente en agua y remanentes de petróleo y gas.

2.- Tanque V-101 Separador de petróleo del agua. Por la parte inferior de drenaje pasará al colector de lodos. Por la medio inferior al sistema de colector de drenajes cerrados y por la parte superior al Tanque T-101, de separación secundaria del crudo y agua.

3.- El Tanque T-101 permite que por la parte superior del mismo se pueda trasvasar el crudo separado del agua al tanque T-102 de almacenamiento de crudo. Por la parte central al tanque T-121 de almacenamiento de agua de producción, y por la parte inferior al colector de lodos.

4.- El petróleo acumulado es almacenado en el Tanque T-102. Por el drenaje inferior el fluido es llevado al sistema de colector de drenajes cerrados.

5.- Las bombas P-101 A/B, son las encargadas de transportar el crudo al tanque de almacenamiento.

6.- El tanque T- 121 es de almacenamiento del agua de producción. Por la válvula de drenaje inferior, el fluido es llevado al sistema de colector de drenajes cerrados. La válvula superior, de limpieza de los productos químicos ingresados en las corrientes del agua de producción, también va Al colector de drenajes cerrados. Por parte superior, pega la línea de gas blanketing, que permite la inertización del tanque

7.- Las bombas P-121 A/B, son las encargadas de transportar el agua de producción al skid de filtración y de allí a los pozos inyectores.

8.- Manifold de bombas de inyección de productos químicos.

9.- Línea de gas blanketing.

El presente es un esquema simplificado que cumple las exigencias requeridas en el Reglamento.