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Timestamp: 2017-07-27 02:07:13+00:00

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Inyeccion de agua by Jonathan Barrios - issuu
INYECCION DE AGUAADRIANA MARCELA CRUZ CASTAÑEDA
ANGELICA DEL PILAR VANEGAS TRUJILLOCORPORACION INSTITUCIONAL DEL PETROLEO “COINSPETROL” LTDA
TECNICO EN PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEO Y FACILIDADES
2009INYECCION DE AGUAADRIANA MARCELA CRUZ CASTAÑEDA
ANGELICA DEL PILAR VANEGAS TRUJILLOTRABAJO DE GRADO PRESENTADO PARA OPTAR EL TITULO DE
TECNICO LABORAL EN PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEO Y
FACILIDADES DE SUPERFICIECORPORACION INSTITUCIONAL DEL PETROLEO “COINSPETROL” LTDA
2009NOTA DE ACEPTACIÓN_____________________________
_____________________________DIRECTOR DEL PROYECTO
_____________________________Villavicencio Noviembre 2009DEDICATORIA
Dedico este proyecto a mi familia y amistades las cuales me ayudaron con su
apoyo incondicional a ampliar mis conocimientos y estar más cerca de mis
metas profesionales. Esto fue posible primero con la ayuda de Dios, gracias por
otorgarme la sabiduría y la salud para lograrlo. Gracias a los intercambios y
exposiciones de ideas con mis compañeros y amigos de estudios durante este
proceso. No quisiera dejar a mi profesor consejero y asesor Gustavo Ramírez
quien me inspiro a continuar en mis momentos frágiles. También especialmente
a un personaje nuevo en mi vida mi hijo Juan Diego y a todos los demás no
mencionados...
Adriana Marcela Cruz Castañeda
Dedico estas cortas palabras a mi esposo que me brindo todo su apoyo
incondicional para que saliera adelante, me tuvo la paciencia que tanto
necesite, eres la personita mas linda que Dios me ha puesto en el camino,“TE
También a mi hermoso bebe que es lo más lindo que tengo y que Dios me dio.
Y Amis padres por que ellos me dieron la vida, la comprensión y enseñanza
Angelica del Pilar Vanegas TrujilloAGRADECIMIENTOS
Le agradezco a Dios, a los santos y a toda la orden celestial, los cuales me han
acompañado a lo largo de toda mi vida
Quiero agradecer a mi tía Johanna y Lilia María, por su apoyo y su tiempo
empleado ayudándome en este trabajo, sus palabras y sus consejos me
ayudaron mucho. De verdad muchas gracias…
También quiero darle gracias por el apoyo extremo a una personita que
siempre esta allí, en las buenas y en las malas, mi mamà, crees que los
regaños y las risas no iban a salir a relucir, eres una de las mejores personas
que conozco, ahora quiero verte a ti graduada y dándome la gran ilusión de ver
a mi mamita querida estar orgullosa de esta tu hija…
Gracias a aquellas personas que de una u otra forma han pasado por mi vida
dejando su huella y que no menciono acá, ustedes también han sido parte
importante de mi vida, me han ayudado a crecer y eso no tiene valor…
Doy gracias a Dios por haberme permitido entrar a este instituto, en donde
aprendí muchas cosas para la vida, también agradezco aquellas personas que
creyeron en mi capacidad de aprendizaje y las que me dieron todo su apoyo.
Igualmente agradezco a mis profesores que dieron todo de si para darse a
entender los contenidos expuestos.
Angélica del Pilar Vanegas TrujilloTABLA DE CONTENIDO
1. INFORMACION GENERAL111.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA111.2 JUSTIFICACIÓN122. METODOLOGÍA133. ALCANCES Y LIMITACIONES144. OBJETIVOS154.1 General154.2 Específicos155. MARCO REFERENCIAL165.1 MARCO TEÓRICO165.2 MARCO LEGAL176. SEPARADOR226.1 SEPARADOR CONVENCIONAL TRIFÁSICO226.2 SEPARADOR HORIZONTAL TIPO FILTRO226.3 SEPARADOR HORIZONTAL TRIFÁSICO236.4 SEPARADOR TRIFÁSICO236.5 CAJA API O SEPARADOR API276.5.1 Descripción276.5.2 Funcionamiento276.5.3 Partes De La Caja Api276.5.3.1 Sección de entrada.286.5.3.2 Sección de separación286.6 PARTES DE LA CAJA API287 FILTROS DE ARENA307.1 Operaciones De Los Filtros307.2 FILTROS DE CÁSCARA DE NUEZ317.2.1 Aplicación:317.3 FILTROS DE GRAVA327.3.1 Aplicación328. CANTIDAD MINIMA DE AGUA QUE SE DEBE INYECTAR A UN POZO
PETROLERO339. NIVEL DE CORROSIÓN DEL AGUA349.1 Fuente y Causa de Corrosión349.2 Tratamiento de Corrosión3510. INYECCIÓN DE AGUAS3810.1 Inyección De Polímeros3810.2 FACTIBILIDAD DE APLICACIÓN3910.2.1 Petróleo3910.2.2 Yacimiento3910.2.3 Agua3910.2.4 Factores Desfavorables3910.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL USO DE POLÍMEROS4010.3.1 Ventajas de polímeros4010.3.2 Desventajas de polímeros4010.3.3 Poliacrilamidas4510.3.4 Manufactura4510.3.5 La archilamida4510.3.6 La goma xantano4510.3.7 Manufactura4510.3.8 Aplicaciones de polímeros en solución en la industria petrolera4610.4 PROBLEMAS DE LA INYECCIÓN DE AGUA4610.4.1 Problemas asociados a la inyección de agua4710.5 TRATAMIENTOS QUIMICOS4710.5.1 Emulsificantes (Rompedores de emulsión)4710.5.2 Inhibidores De Corrosion4710.5.3 Inhibidores de escala4810.5.4 Antiparafinicos4810.5.5 Surfactantes4910.5.6 Filtración4910.6 INYECCIÓN DE PRODUCTOS QUÍMICOS PARA AJUSTE FINAL DEL
PH Y ELIMINACIÓN DE OXÍGENO:5010.7 ANÁLISIS DE AGUAS5110.7.1 Procedimientos de Muestreo5110.7.2 Botellas de Muestra5110.7.3 Volumen de la Muestra5210.7.4 Prácticas de Muestreo5210.7.5 Análisis Cuantitativo de Aguas Producidas5310.7.6 Componentes Primarios5310.8 Significado de los Componentes y sus Propiedades5410.8.1 Cationes5410.8.2 Aniones5510.8.3 Otras Propiedades5610.8.4 Análisis del Agua5610.8.5 Sistemas cerrados y abiertos5710.9 CARACTERÍSTICAS DEL AGUA.5910.10 Características físico-químicas de las aguas.6010.10.1 Características físicas6010.10.2 Turbiedad.6010.10.3 Origen.6010.10.4 Unidades de medida.6010.10.5 Significado sanitario6010.10.6Temperatura6110.11 SÓLIDOS6110.11.1 Sólidos6110.11.2 Sólidos totales6110.11.3 Sólidos suspendidos.6110.11.4 Sólidos disueltos6110.11.5 Sólidos volátiles6110.11.6 Sólidos fijos6110.11.7 Sólidos sedimentables6110.11.8 unidades de medida.6110.12 Características químicas6110.12.1 pH6110.12.2 Acidez6210.12.3 Alcalinidad6210.12.4 Hierro y Manganeso6210.13 REGULACIÓN DE AGUA EN LA INDUSTRIA PRETROLERA6210.14 ESQUEMA DE FLUJO6310.15 CONSECUENCIAS AMBIENTALES DEL USO DE LA RECUPERACIÓN
ASISTIDA6410.15.1 Estaciones De Flujo6510.15.2 Manejo de la Producción6510.15.3 Separación de fluidos6610.15.4 El múltiple de producción6610.15.5 Los separadores de producción6610.15.6 Disposición del crudo6810.16 TANQUE SEPARADOR6910.16.1 Explanation6910.16.2 Tanques7010.16.2.1 Etapa de Recolección7110.16.2.2 Etapa de Separación7110.16.2.3 Etapa de Depuración7110.16.2.4 Etapa de medición de petróleo7110.16.2.5 Etapa de Calentamiento7210.16.2.6 Etapa de Deshidratación del petróleo7210.16.2.7 Etapa de Almacenamiento del Petróleo7210.16.2.8 Etapa de Bombeo7210.17 TANQUES DE LAVADO7310.17.1 Partes de un Tanque de Lavado7410.17.2 El cuerpo del tanque7410.17.3 Tanques De Almacenamiento7410.17.4 Bombas7511. CONCLUSIONES76BIBLIOGRAFIA77ANEXOSINTRODUCCION
El agua congénita o de formación, es agua salada que se encuentra dentro de
la roca, asociada a la presencia de hidrocarburos. Contiene sales disueltas,
como cloruros de calcio y sodio, carbonatos de sodio, cloruros de potasio,
sulfatos de calcio o de bario, entre otros; puede incluso contener algunos
metales. La concentración de estos componentes puede ocasionar impactos
negativos al medio ambiente cuando su manejo y disposición no son
Los riesgos ambientales que se presentan en el manejo y disposición del agua
congénita son: la eventual contaminación de acuíferos con el proceso de
inyección a formaciones receptoras, la contaminación de aguas nacionales si
no se cuenta con parámetros de limpieza, y la contaminación del suelo cuando
se producen derrames accidentales en su transporte.
La tendencia mundial coincide en que las opciones óptimas para la disposición
del agua congénita asociada a la producción de hidrocarburos es su inyección
en formaciones receptoras subterráneas, o su disposición en el mar.1. INFORMACION GENERAL
Nuestro problema a solucionar trata de la contaminación ambiental causada
por la inyección de agua y de algunos químicos, puesto que el agua producida
es generalmente eliminada, ya sea por inyección profunda en la tierra o por
tratamientos para eliminar los contaminantes y su descarga posterior al medio
ambiente, ambas cosas a un alto costo para el operador. Los pozos inyectores
deben inyectar en formaciones geológicamente aisladas, que no se
comuniquen con fuentes subterráneas de agua potable. A menudo el agua
debe ser transportada lejos hasta el lugar de eliminación y a veces requiere
tratamiento previo para evitar el taponamiento de la formación que la recibe
y daños a los equipos de inyección.
En los EE.UU. la inyección on shore se regula en virtud de la Ley de Agua
Potable Segura. La descarga on shore de agua producida, regulada en los
EE.UU. por la Ley de Agua Limpia, exige la separación de hidrocarburos y la
eliminación de la salinidad a través de ósmosis inversa, destilación térmica,
intercambio iónico y / o procesos diversos. Estos métodos pueden requerir
suministro de energía costosa y personal de mantenimiento en lugares
remotos.111.2 JUSTIFICACIÓN
Este proyecto se realiza con el fin de observar y al mismo tiempo dar solución a
las distintas problemáticas que se presenten a causa de la inyección de agua,
es fundamental tener buen manejo de cada uno de los químicos a utilizar, ya
que estos pueden afectar al ambiente.
También se da a conocer todo el proceso que requiere la inyección de agua,
para conseguir un buen producto final, es indispensable saber que debe haber
un pozo inyector y un pozo productor.
Están por otra parte los separadores, tratadores térmicos, tanques. Etc.
Cada aspecto es importante conocerlo ya que de ello depende una buena
operación de lo que se quiere hacer. Como bien se ha dicho, también es
importante conocer los procedimientos que se deben tener si se va tratar con
agua salada, que nivel de agua se va a utilizar, la corrosión, las presiones que
se van a manejar en cada uno de los separadores, tanques etc.122. METODOLOGÍA
Para recolectar la información mediante la cual se realiza esta investigación,
se llevan acabo las siguientes etapas.
I) Etapa del Proyecto
II) Etapa de Puesta en marcha y Operación.
-Estudios de Reservorio completa los existentes-Definición del diseño para recuperación secundaria. “pattern seven
spot”, similar al que se aplica en la inyección de agua dulce existente.-Especificación de calidad de agua a inyectar, con valores recomendados
y máximos de sólidos admisibles.-Estudio del agua de producción actual y futura tipo de sólidos,
composición iónica, gases disueltos, etc.-Compatibilidad de aguas dentro de las mezclas posibles. Inestabilidad
de los carbonatos y sulfatos.-Proyección futura de la extracción Gas Lift, Bombeo Mecánico, Bombeo
Electo sumergible, Deshidratación, Estimulación de pozos, etc.-Ubicación de las Plantas de Tratamiento e Inyección. Mejor ubicación
desde el punto de vista técnico y operativo.-Selección del proceso más adecuado a nuestro fluidos y método de
operación.-Selección de equipos, materiales y control del sistema. Resistencia a la
corrosión, tratamientos químicos y monitoreos en el sistema.-Disposición de efluentes de los procesos muy importante gestionar y
disponer adecuadamente los efluentes debido a la certificación de
normas ISO de medioambiente y seguridad.133. ALCANCES Y LIMITACIONES
Los alcances y limitaciones que se llevaran acabo en este proyecto son los
-Confección de procedimientos operativos, instructivos de trabajo,
manuales de proceso, procedimientos ambientales y de seguridad.-Análisis de las responsabilidades de los operarios, capacitación de
aquellos directa e indirectamente involucrados.-Rutinas de control y monitoreo del sistema.-Metodología de evaluación de los registros diarios y análisis de los
problemas.-Análisis de mejoras en la calidad de agua y otras operaciones
influenciables en el proceso de PTAS (reparación de pozos, operaciones
de producción, etc.)-Estudios y ensayos para la disminución efluentes y adecuada
disposición final de los mismos.144. OBJETIVOS4.1 Objetivo General
Explicar la problemática ambiental que se genera al momento de hacer una
inyección de agua, con sus correspondientes químicos.
-Observar las diferentes normas ambientales que rigen la inyección de agua en
- Garantizar buen manejo de los procesos que se lleven a cabo para una
buena inyección de agua
- Disminuir los problemas ambientales generados por la inyección de agua155. MARCO REFERENCIAL
La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de
algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas
superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al
intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de
petróleo en los pozos vecinos. En esa época se pensó que la función principal
de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue
sino hasta los primeros año de 1980, cuando los operadores notaron que el
agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción.
Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciable impacto en la
producción de petróleo del Campo Bradford. El primer patrón de flujo,
denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo,
a medida que aumentaba la zona invadida y que los pozos productores que la
rodeaban eran invadidos con agua, estos se iban convirtiendo en inyectores
para crear un frente circular más amplio. Este método se expandió lentamente
en otras provincias productoras de petróleo debido a varios factores,
especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operadores
estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena. Además, al
mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrollo la inyección de gas,
generándose en algunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos
En 1921, la invasión circular se cambio por un arreglo en línea, en el cual dos
filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una línea igual de
pozos inyectores. Para 1928, el patrón de línea se reemplazo por un arreglo de
5 pozos. Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió
rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección. En la actualidad, es
el principal y más conocido de los métodos de recuperación secundaria,
constituyéndose en el proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo
extra. Hoy en día, mas de la mitad de la producción mundial de petróleo se
debe a la inyección de agua.
La inyección de agua en los yacimientos de hidrocarburos es muy común
debido a que es uno de los métodos mas simple, de menor costo cuando
hablamos de métodos de recuperación de hidrocarburo y el factor de recobro
puede llegar hasta un 60%. En principio los pozos de hidrocarburos producen
de manera natural gracias a la energía interna del yacimiento hasta llegar a un
punto en el que la energía presente en el yacimiento es menor a la necesaria
para llevar el crudo hasta la superficie, por lo que es necesario implementar
métodos secundarios de producción o recuperación con el fin de mantener el
pozo produciendo a una taza fija y aumentando el factor de recobro del
yacimiento. El método de recuperación por bombeo de agua es uno de estos
métodos y por lo general la inyección de agua se realiza por medio de pozos
16llamados inyectores que se pueden encontrar en medio de varios pozos
productores o al rededor de ellos con el fin de facilitar el desplazamiento de
crudo por el medio poroso hasta el pozo y posteriormente hasta la superficie.
El propósito de las normas de calidad ambiental es establecer los límites a
aquellos elementos que presentan algún grado de peligro para las personas o
Las normas ambientales son disposiciones legales que establecen, por
acuerdo entre los distintos sectores de la sociedad, cuales serán los niveles de
sustancias contaminantes que serán considerados aceptables y seguros para
la salud del ser humano y del medio ambiente.
La normas son herramientas de gestión ambiental, es decir para resolver
Existen distintos tipos de normas: las normas primarias de calidad ambiental,
las normas secundarias de calidad ambiental, y las normas de emisión.
Tienen como objetivo proteger la salud de la población y se aplican en todo el
país por igual, de manera de que todos los chilenos tengan derecho a la misma
Establecen la cantidad máxima de sustancias contaminantes cuya presencia en
el ambiente pueda constituir un riesgo para la vida o salud de la población.
También se indica cómo se medirá y cuándo se considera que la norma ha sido
Las normas secundarias
A diferencia de las normas primarias, tienen por objetivo proteger recursos
naturales u otros, que pueden ser muy diversos, tales como cultivos,
ecosistemas, especies de flora o fauna, monumentos nacionales o sitios con
valor arqueológico.
Las normas secundarias establecen cantidades máximas de sustancias cuya
presencia en el ambiente puede constituir un riesgo para la protección o
conservación del medio ambiente, o la preservación de la naturaleza. Su
aplicación puede ser a nivel nacional o a nivel local dependiendo del recurso
que se está protegiendo.17Las normas de emisión
Establecen límites a la cantidad de contaminantes emitidos al aire o al agua
que pueden producir las instalaciones industriales o fuentes emisoras en
general. El objetivo de estas normas puede ser la prevención de la
contaminación o de sus efectos, o bien ser un medio para reestablecer los
niveles de calidad del aire o del agua cuando estos han sido sobre pasados. Su
aplicación puede ser a nivel nacional o a nivel local dependiendo del objetivo
de protección que tenga la norma.
Contenido de una norma ambiental
Toda norma primaria de calidad ambiental señala los valores de las
concentraciones y períodos máximos y mínimos permisibles de elementos,
compuestos, sustancias, derivados químicos o biológicos, energías,
radiaciones, vibraciones, ruidos, o combinación de ellos.
Además debe señalar, al menos, los valores críticos que determinen las
situaciones de emergencia ambiental; el plazo para su entrada en vigencia y
los organismos públicos con competencia para fiscalizar su cumplimiento.
Asimismo, indicar las metodologías de medición y control de la norma, las que
corresponden, en caso de existir, a aquellas elaboradas por el Instituto
Nacional de normalización y oficializadas por el Ministerio correspondiente
mediante la dictación de un decreto supremo. En caso de no contar con una
norma de referencia chilena, se debe especificar la metodología
Esto es aplicable tanto a las normas secundarias de calidad ambiental, como a
las normas de emisión.
¿Qué sucede cuando se sobrepasa una norma de calidad ambiental o de
emisión?
El cumplimiento de la norma de calidad primaria se verifica mediante
mediciones donde existen asentamientos humanos y en los medios cuyo uso
afecte directa o indirectamente la salud de la población. La norma secundaria
se verifica en aquellos lugares donde se encuentre el objetivo de protección.
El Estado debe velar por que se cumplan las normas, lo que implica que debe
encargarse de medir o monitorear la calidad del medio ambiente y de las
emisiones y detectar si los valores establecidos como límites son sobrepasados
o no. Si se superan los niveles de contaminación establecidos en las normas,
entonces debe declararse la zona donde eso esta ocurriendo, como saturada.
Cuando una zona está en esta categoría debe efectuarse un plan de
descontaminación, que es un conjunto de acciones y disposiciones a efectuar
en un plazo de tiempo, que tienen como fin recuperar los niveles establecidos
por las normas de calidad ambiental.
18Si los niveles del contaminante en un área están entre el 80% y 100 % del valor
de la norma, se dice que es una zona latente y en este caso corresponde
realizar un plan de prevención cuyo objetivo es anticipar que se llegue a la
Las normas de emisión deben ser cumplidas por los emisores, y en caso de ser
superadas el órgano fiscalizador debe exigir su cumplimiento.DECRETO 2811 DE 1974
parcialmente por el Decreto Nacional 1715 de 1978, Reglamentado
Decreto Nacional 4688 de 2005
por el cual se dicta el Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y de
en ejercicio de las facultades extraordinarias conferidas por la Ley 23 de 1973 y
previa consulta con las comisiones designadas por las Cámaras Legislativas y
el Consejo de Estado, respectivamente,
Artículo 1º.- El ambiente es patrimonio común. El Estado y los particulares
deben participar en su preservación y manejo, que son de utilidad pública e
utilidad pública e interés social. (C.N. artículo 30).
Artículo 2º.- Fundado en el principio de que el ambiente es patrimonio común
de la humanidad y necesario para la supervivencia y el desarrollo económico y
social de los pueblos, este Código tiene por objeto:
mejoramiento y utilización racional de los recursos naturales renovables, según
19criterios de equidad que aseguran el desarrollo armónico del hombre y de
dichos recursos, la disponibilidad permanente de éstos, y la máxima
participación social para beneficio de la salud y el bienestar de los presentes y
futuros habitantes del territorio Nacional; Ver Decreto Nacional 1541 de 1978
2.- Prevenir y controlar los efectos nocivos de la explotación de los recursos
naturales no renovables sobre los demás recursos; Ver Decreto Nacional 1541
Administración Pública, respecto del ambiente y de los recursos naturales
renovables y las relaciones que surgen del aprovechamiento y conservación de
tales recursos y del ambiente. Ver Decreto Nacional 1541 de 1978
Usos del agua y residuos líquidos
Artículo 1: Cuando quiera que el presente Decreto se refiera a recurso, se
entenderá por tal las aguas superficiales, subterráneas, marinas y estuarinas,
incluidas las aguas servidas.
Artículo 2: La sigla EMAR utilizada en el presente Decreto, corresponde a
entidad encargada del manejo y administración del recurso.
Artículo 3: Entiéndese por entidad encargada del manejo y administración del
recurso (EMAR), aquella que tenga asignadas esas funciones por la ley o por
delegación, como el INDERENA, el HIMAT en los distritos de riego, las
Corporaciones Autónomas Regionales de Desarrollo y la Dirección Marítima y
Portuaria, DIMAR.
Artículo 4: Los criterios de calidad establecidos en el presente Decreto, son
guías para ser utilizados como base de decisión en el ordenamiento,
asignación de usos al recurso y determinación de las características del agua
Artículo 5: Entiéndese por tratamiento convencional para potabilizar las aguas,
los siguientes procesos y operaciones: coagulación, floculación, sedimentación,
Artículo 6: Entiéndese por vertimiento líquido cualquier descarga líquida hecha
a un cuerpo de agua o a un alcantarillado.
Artículo 7: Es usuario toda persona natural o jurídica de derecho público o
privado, que utilice agua tomada directamente del recurso o de un acueducto, o
cuya actividad pueda producir vertimiento directo o indirecto al recurso.
Artículo 8: Entiéndese por usuario nuevo aquella cuya actividad se inicie
después de la fecha de entrada en vigencia del presente Decreto.20Artículo 9: Entiéndese por usuario existente aquel cuya actividad ha venido
realizándose con anterioridad a la fecha de entrada en vigencia del presente
Artículo 10: Entiéndese por zona de mezcla, el área técnicamente
determinada a partir del sitio de vertimiento, indispensable para que se
produzca mezcla homogénea de este con el cuerpo receptor; en la zona de
mezcla se permite sobrepasar los criterios de calidad de agua para el uso
asignado, siempre y cuando se cumplan las normas de vertimiento216. SEPARADOR
Dispositivo mecánico usado en la separación de líquidos (agua, hidrocarburos,
glicol, aminas, etc.) de los gases. Que separa dos o más fases. El término
aplica con mayor frecuencia a los separadores de hidrocarburos. El más común
es el bifásico horizontal y vertical, diseñado para separar el líquido (agua y
petróleo) del gas natural. Siguen luego en complejidad los separadores
trifásicos, capaces de entregar tres fases (agua, petróleo y gas), cada una de
ellas independiente de las otras y el tetrafásico o trifásico con espuma que
suele dejar un espacio disponible para manejar el espumajeFigura 1. Proceso de separación6.1 Separador convencional trifásico
El que se emplea para separar la mezcla de hidrocarburos en sus diferentes
fases: gas, petróleo y agua. Trabaja con el soporte de la aceleración de
gravedad y considera en el diseño el desplazamiento vertical de las partículas
de agua en el petróleo y las de petróleo en el agua. Por lo general son
unidades mucho más grandes que las de separación bifásica.226.2 Separador horizontal tipo filtro
Unidad que, por lo general, tiene dos compartimientos: un filtro coalescente
para la separación primaria del líquido que viene con el gas y un extractor de
niebla encargado de remover el líquido remanente. En él se aplica el principio
de aglomeración de gotitas en un medio filtrante, seguido por un extractor de
6.3 Separador horizontal trifásico
Recipiente cilíndrico colocado en forma horizontal y usado para separar
completamente el agua, el petróleo y el gas.
6.4 Separador trifásico
Equipo que ha sido diseñado para separar tres fases: agua, petróleo y gas;
cada una de las cuales debe salir libre de cualquiera de las otras. Se
recomienda que sea horizontal, por cuanto puede manejar mejor grandes
acumulaciones de líquidos .Figura 2. separador trifasico23Figura 3. partes del separador24Diagrama de flujo N0. 125Diagrama de skim tank y separador N0.2.266.5 CAJA API O SEPARADOR API
6.5.1 Descripcion: Este equipo es una piscina o alberca expuesta a la
atmosfera la cual internamente presenta una serie de compartimientos. Su
funcion es la de recuperar al maximo el aceite proveniente de los drenajes,
reboses y disparos de las PSV (pressure safety valve), provenientes de
algunos de los equipos presentes en la bateria. Su principio de operacion se
basa en el tiempo de asentamiento y la diferencia entre las densidades del
agua y el aceite.
6.5.2 Funcionamiento: La mezcla agua - aceite entra por medio de un tubo
con codo descendente el cual fluido pasa a la secci贸n de separacion en donde
tiene un tiempo de retenci贸n que le permite la separacion del aceite y el agua.
El aceite forma una nata en la parte superior la cual es removida por medio de
un colector cilindrico que la envia a un compartimiento separado.Figura 4. Operaci贸n de la caja APIEste aceite recuperado es bombeado periodicamente a los tratadores y / o Gun
Barrel. El agua limpia que se asienta en la caja API pasa a otro compartimiento
por medio de unos tubos ubicados en la parte inferior de la vasija, de alli
haciendo use del mismo mecanismo (tubos ubicados en la parte inferior) el
agua sale hacia las piscinas aledanas a la estacion.276.5.3 Partes de la Caja Api
Las cajas API constan de dos secciones basicamente
6.5.3.1 Sección de entrada: corresponde a la zona de reducción de velocidad
del flujo y de la turbulencia, remoción de sólidos y disminución de la carga a las
cámaras de separación.
6.5.3.2 Sección de separación: conformada por los conductos de entrada a
las cámaras, los dispositivos de distribución de flujo, tubo desnatador, el bafle
de retención de aceite y el colector de aceite recuperado.
6.6 Partes De La Caja Api28Figura 5. Caja API y sistema de filtraci贸n
Figura 6. Lecho de secado.297. FILTROS DE ARENA
El objeto de la filtración de los equipos es de separar mecánicamente las
partículas cuyos tamaños afectan la calidad del agua a ser usada. El grado de
filtración de dicha agua va a depender del destino que esta valla a tener , es
decir, el agua va utilizarse para riego no puede tener el mismo tratamiento de
filtrado que la que se destina al consumo, ni la que resulta del desecho de este
por esto resulta necesario clasificar el filtrado, esencialmente, en dos
mecanismo: tamizado mecánico y deposito sobre material filtrado.
Tamizado Mecánico: consiste en la colocación de una malla cuya función es la
de retener las partículas cuyo tamaño les impida atravesar los huecos de dicha
malla, constituyéndose estas mismas partículas en material filtrante.
Deposito sobre material filtrante: consiste ya no en malla si no en un lecho de
partículas cuyos intersticios impiden, por diversos fenómenos, el paso de
sólidos o coloides cuya talla o naturaleza provoquen la retención de los
mismos, ya sea en la superficie o en el seno del lecho. Esta retención va a
depender del tamaño de las partículas, teniendo en cuenta que mientas mas
pequeñas sean las partículas los sólidos requeridos serán de un tamaño cada
vez menor, resultando en un agua mas limpia.
El principal parámetro de diseño para estos filtros es el referente a la rata de
filtrado, que consiste en el volumen máximo por unidad diaria y por unidad de
tiempo para los cuales el filtrado es efectivo. En el caso de los filtros de arena
este valor se ubica en los 4 GPM/pie2. , pudiendo aumentarse bajo ciertas
7.1 Operaciones De Los Filtros
Como puede deducirse a partir de las operaciones anteriores, la operatividad
del filtro depende de la cantidad del material acumulado dentro del mismo,
siendo que a mayor volumen de sólidos retenidos, mayor es la caída de presión
dentro del filtro, puesto que los intersticios entre las partículas disminuyen sus
tamaños y por ende la velocidad a través de los mismo aumenta. Este
fenómeno puede ocasionar que los sólidos a retener vayan penetrando las
capas inferiores del filtro, hasta el punto en que las impurezas puedan llegar a
traspones el mismo. Es por esta razón que se hace necesario una limpieza
periódica y efectiva de estos filtros, para lo cual lo más usual es el retrolavado.
El retrolavado consiste en hacer circular agua, preferiblemente ya filtrada, en
sentido contrario al de la operación normal del filtro y aun caudal que no debe
Ser inferir al doble del caudal normal de operación. En este proceso, los sólidos
depositados sobre el material filtrante son expulsados por la parte superior del
filtro, que mediante a un juego de válvulas van a parar a un desagüe. Este
retrolavado, dependiendo del tamaño del filtro y del caudal de operación, no30debe exceder los 2 min.; además debe cuidarse el hecho de que se pierda
material filtrante durante este proceso.
7.2 FILTROS DE CÁSCARA DE NUEZ
Cuando se deben satisfacer estrictos contenidos de hidrocarburo en agua, la
tecnología utilizada es la de filtración, donde un lecho sólido permite la
separación entre las fases.
Es casos donde el reservorio requiera que el agua de inyección contenga un
nivel de hidrocarburos muy bajo (del orden de las 5 partes por millón), la
tecnología utilizada es la de filtración.
En esta tecnología, un manto sólido es el encargo de retener las pequeñas
partículas contenidas en el agua de producción, la que abandona el equipo con
la especificación requerida.
Como todo elemento filtrante, luego de un tiempo de operación, el mismo se
satura y debe ser reemplazado o regenerado. En este tipo se casos se utiliza
una bomba de agua para generar un contra-lavado. Es decir, se hace circular
agua limpia en sentido inverso al que circula durante la operación normal. De
ese modo, se retira todo el material adherido al lecho filtrante. El agua de
contra-lavado debe luego disponerse o tratarse de un modo especial.
Dependiendo de las condiciones de entrada, del contenido de sólidos y de las
condiciones exigidas a la salida, el manto filtrante puede ser de tecnología
multimedia, formado por un lecho de granate y otro de antracita, o de
tecnología cáscara de nuez.
Flargent ofrece estos equipos, con ambas tecnologías (mecánica e hidráulica),
a través de su representada Natco, de Estados Unidos, tecnólogo y fabricante
de primer nivel de sistemas de tratamiento de agua.
7.2.1 Aplicación:
Especialmente diseñados para remover sólidos suspendidos y aceite libre de
fuentes de agua de producción e industriales que requieran cumplir con
parámetros y condiciones de inyección
Presión operación: 25-40 Psig
Temperatura operación: hasta 200°F
Máx. Sólidos suspendidos entrada: 50 ppm
Máx. Carga de aceite salida: 2 ppm
Máx. Sólidos suspendidos salida: 2 ppm
31Eficiencia de remoción: 98% partículas
Mayores a 5 micras y 95% mayores a
7.3 FILTROS DE GRAVA
La instalación de grava es una operación que merece mucho cuidado y
control, pues una grava mal instalada pone en peligro la eficiencia, el control de
arena y la vida útil del pozo. La primera condición para una instalación
adecuada es el espesor del espacio anular. Por una parte, es conveniente el
mayor espacio posible para facilitar el desplazamiento de la grava desde la
superficie, rellenando completamente el espacio entre el tubo y la pared del
pozo. Para efectos de desarrollo y limpieza, sin embargo, conviene la menor
distancia entre la rejilla y la pared del pozo. Combinando estos requerimientos,
se ha establecido que el espacio debe tener un mínimo de cuatro y un máximo
de seis pulgadas. Espesores mayores a seis pulgadas, dificultan la limpieza de
la pared del pozo durante el desarrollo.
Es un hecho comprobado que en un pozo bien en gravado la retención de las
arenas de formación se produce muy cerca de la pared del pozo, es decir en la
parte exterior del empaque. Por lo tanto el espesor del espacio anular es más
importante desde el punto de vista de la facilidad de instalación, que como
dimensión necesaria para el filtrado. Un espacio menor a cuatro pulgadas hace
poco menos que imposible un relleno apropiado del espacio anular para la
formación de puentes y vacíos que pueden ser imposibles de solucionar.
7.3.1 Aplicación:
Especialmente diseñados para remover sólidos suspendidos y turbidez de
fuentes de aguas de río e industriales que requieran cumplir con una eficiencia
de remoción del 95% de contaminantes sólidas.
Presión operación: 20-30 Psig
Temperatura operación:100°F
Máx. carga de sólidos suspendidos entrada: 50 ppm
Tamaño de partículas removidos : Mayores a 2 micras
Tamaño de partículas removidos : Mayores a 2 micras328. CANTIDAD MINIMA DE AGUA QUE SE DEBE INYECTAR A UN POZO
La mayoría de los yacimientos produce un porcentaje de agua que en un inicio
suelen ser pequeñas, al menos que sea un yacimiento con presencia de
acuíferos u otras condiciones geológicas que lo asocien directamente a
reservas de agua significativas,. Las cantidades en un reservorio estándar
deben ser mínimas para cumplir así con los límites de transporte o refinería.
A medida que el yacimiento va siendo explotado, las tasas de producción van
variando generalmente incrementándose por esto el contacto agua/petróleo
varia, estos cambios de la relaciona W/O deben ser mas o menos parejos. El
agua que se va movilizando en el yacimiento a media que el pozo se va
“vaciando” y eventualmente esta agua llegara ala parte más superficial del pozo
y comenzara a salir en la producción llegando a superficie. El agua que sale
emulsionada con el crudo debe ser tratada mediantes procesos de separadores
para así lograr quitar el mayor porcentaje de la misma. El agua proveniente de
los pozos también se usa como medio de levantamiento artificial para empujar
al petróleo por diferencias de densidades.
Es por todo lo anteriormente descrito que se llega a la conclusión de que todos
los pozos producen algo de agua así sean cantidades mínimas, la producción
de agua durante la vida útil del pozo es inevitable. Los pozos de gas también
producen agua aunque en cantidades muy pequeñas en comparación con los
pozos petrolíferos, en el caso de la separación del agua y gas se hace en el
sitio de emplazamiento del pozo haciendo uso de los deshidratadores y luego
se evaporan durante el ciclo de regeneración del equipo.
El problema de las aguas fluviales es que han estado presentes en la capa
freática asociada al petróleo y gas que se producen durante cientos de millones
de años, ha tenido vario contacto con las formaciones rocosas y ha disuelto los
compuestos. La mejor forma de determinar el mejor tratamiento para las aguas
fluviales que son producidas es mediante el uso de análisis preciso, ya que
estos son un medio primario para conocer problemas que se pueden presentar.
El agua producida puede cambiar con el transcurso del tiempo.
La cantidad de hidrocarburos ligeros inyectada, variará dependiendo de la
composición del yacimiento de petróleo, de la temperatura y las condiciones en
las que se encuentre, además de las características propias del hidrocarburo.
Usualmente, se prefiere inyectarlo dentro de un rango de 0.01 - 0.02 volumen
de poro. En otros casos, este se introduce en el yacimiento en cantidades
equivalentes al volumen del poro con una distancia radia del 15 a 40 pies de
cada uno de los pozos del sistema de inyección. Luego de la inyección de
estos hidrocarburos, se procede a inyectar el Nitrógeno para establecer la zona
de miscibilidad deseada en los pozos de inyección.
339. NIVEL DE CORROSIÓN DEL AGUA
9.1 Fuente y Causa de Corrosión
La corrosión es una serie compleja de reacciones entre el agua y las
superficies de metal y materiales en los cuales el agua se guarda o se
transporta. El proceso de corrosión es una reacción de oxidación/reducción que
devuelve metal refinado o procesado a su estado de oro más estable. Con
respecto al potencial de corrosión de su agua de tomar, la inquietud primordial
incluye el potencial de la presencia de metales toxicos, tales como plomo,
cobre, deterioro y daños a la tubería de la casa y problemas estéticos tales
como lavado manchado, sabor amargo y manchas azulejas-verdosas alrededor
de los lavamanos y desague.
La inquietud primordial es el potencial de presencia de altos niveles de plomo y
cobre en el agua. La fuente primordial de plomo incluye las tuberías de plomo y
los tanques forrados de plomo y el uso de soldaduras de 50/50 plomo/hojalata.
Por la preocupación con el plomo, la EPA prohibió el uso de soldaduras altas
en plomo en el 1986. La fuente primordial de cobre es la presencia de cobre de
la tubería de la casa usado para transportar el agua a través de la casa. En
algunos casos, el agua es tan corrosiva que el sistema de tubería interior tuvo
que ser cambiado y reemplazado totalmente con tubería de PVC. Pena que, no
evaluaron la rapidez e instalaron un neutralizador antes de que la tubería se
corroe y causa agujeros a través de la casa.
Corrosión sucederá en cualquier parte que se puede establecer ó se ha
establecido una célula galvanizada o un campo. Para establecer un campo
todo lo que se requiere son dos metales no similares que están conectados
directa ó indirectamente por un electrolito tal como el agua. Esta es la misma
reacción química que ocurre dentro de una pila.
Casi todos los metales se corroen hasta cierto punto. La rapidez y el grado de
corrosión depende del grado de no similaridad de los metales y las
características físicas y químicas del medio, metal y medio ambiente. En agua
que es suave, el orín ocurre por la falta de cationes disueltos, tales como calcio
y magnesio en el agua. En agua que se forma cal, un precipitado ó capa de
calcio ó carbonato de magnesio se le forma por dentro a la tubería. Esta capa
puede inhibir el orín en la tubería porque actúa como especie de barrera, pero
también puede causar que la tubería se tape. Agua con altos niveles de sodio,
cloruro y otros iones aumentará la conductividad del agua así promoviendo la
corrosión. También los siguientes pueden acelerar corrosión:
•Bajo pH;
Alto flujo dentro de la tubería;
Temperatura alta del agua;
Presencia de sólidos suspendidos, tales como arena.34Si es necesario botar o dejar correr su agua fría por unos minutos en la
mañana antes de tomar porque el agua tiene un sabor amargo, probablemente
su Agua es corrosiva. Si usted ve sus manchas en sus lavamanos o esta
misma mancha en las conexiones de su tubería de cobre, su Agua
probablemente es corrosiva. Según el agua con orín se queda o se colecciona
en tuberías ó tanques esta toma metales de la tubería, tanques, cubierta de
pozo u otras superficies de metal con las que está en contacto.
Pruebas de corrosión para determinar el potencial de corrosión para el agua, el
"Langelier Saturation Index"("Indice de Saturación Langelier") puede ser
utilizado. Para calcular la saturación, es necesario determinar la alcalinidad,
pH, dureza de calcio (o dureza total), conductividad y el contenido de sólidos
totales disueltos del agua. El índice de saturación entonces se determina
basado en una temperatura particular, típicamente 25C.
Además, se recomienda revisar el agua para documentar que se ha examinado
para plomo y cobre. Esto se conduce determinando el contenido de plomo y
cobre del agua después que el agua se ha dejado en la tubería de un día para
otro. Se recoge la primera cantidad y entonces se coge otra muestra después
que ha corrido, generalmente de tres a cinco minutos. La primera muestra es el
primer litro de agua recogido de un grifo de agua fría que ha estado cerrado por
lo menos por seis horas. Este es el procedimiento de muestrario que el EPA
requiere para los sistemas de agua comunales que se utilizan para determinar
el cumplimiento con todos los niveles de acción. Muestras entonces se analizan
por absorción atómica especto fotométricas para plomo y cobre.
Se recomienda que un dueño de casa ó nuevo dueño de casa prueben la
corrosividad del agua por lo menos una vez cada dos ó tres años. Agua
agresiva ó corrosiva puede resultar en problemas estéticos, niveles elevados
de metales tóxicos y deterioro de plomería y artefactos de baño.
9.2 Tratamiento de Corrosión
Control de corrosión es un proceso complejo de la ciencia, que requiere
conocimiento amplio de química de corrosión y del sistema que se está
evaluando. Agua corrosiva puede controlarse instalando unos sistemas de pretratamiento, instalar conexiones no-conducivas, reduciendo la temperatura
caliente del agua y reemplazando tubería de cobre con PVC. El proceso de
pre-tratamiento trata la corrosividad del agua cambiando el Indice de
Saturación a través de un aumento ó decenso en el pH, dureza y/o alcalinidad.
El Indice de Saturación resultante es generalmente mas positivo y
preferiblemente el SI (Indice de Saturación) es entre -0.5 a +0.5.
Los sistemas de pre-tratamiento son generalmente utilizados en aplicaciones
de dueños de casa ó pequeñas fuentes privadas de agua e incluyen un filtro de
tanque neutralizante ó un sistema de alimentación de líquido cáustico. El filtro
neutralizante es más comunmente usado. El filtro neutralizante utiliza Calcite
(cal molida) , magnesia u otra mezcla y cuando el agua pasa a través del filtro,
el filtro neutraliza el exceso de "ácido" y resulta en la disolución parcial del35medio. Por lo tanto, el filtro neutralizante en realidad aumenta la dureza del
agua y sube el pH.
Filtros neutralizantes pueden ser usado donde el pH del agua cruda es 6.0 ó
más. Un medio de cal aumentará el pH a solamente 6.9 a 7.0. Si se requiere un
pH más alto un filtro con medio de magnesia debe ser utilizado.
El sistema de alimentación cáustico ofrece más opciones y es más flexible que
el filtro neutralizante, pero requiere precauciones adicionales para seguridad;
más experiencia para instalar, montar y operar; y posiblemente pruebas más
extensivas antes de y siguiendo la instalación.
El sistema puede tratar aguas con un pH más bajo sin añadir dureza al agua.
Generalmente una solución a base de sodio se utiliza como fuente cáustica,
entonces la concentración de sodio aumentará. Por lo tanto, los hogares que
tengan individuos con una dieta baja en sodio necesitan informar a sus
médicos de los sistemas de tratamiento.
En aguas con un pH de 4.0 a 6.8 ceniza de soda (carbonato de sodio) se utiliza
generalmente. La ceniza de soda se introduce al sistema a una velocidad que
produzca el pH resultante de 7.0 Cuando el pH del agua cruda es menos de
4.0, una solución de soda cáustica (Hidróxido de Sodio) se utiliza. Nota:
Soluciones de hidróxido de sodio son extremadamente agresivas y solo deben
ser manejadas por individuos entrenados.
En general, tratamiento de agua de debajo de la tierra puede lograrse
añadiendo alguna dureza ó alcalinidad, o ambos, y elevando el pH para
aumentar la tendencia de que se forme escama, además creando una capa ó
barrera al orín. Instalación de conexiones dieléctricas (no-conductivas) entre
metales no similares tales como tubería de cobre y calentadores de agua de
acero pueden limitar el orín rompiendo el circuito galvanizado.
Uno de los métodos más efectivos de controlar el orín y que se entren metales
tóxicos en el agua es preventivo, tal como usar acoples dieléctricos, instalar
tubería de PVC, y equipo de acero inoxidable. Si se utiliza plomería de cobre,
soldaduras sin plomo tales como 95/5 soldaduras de hojalata/antimony deben
Es importante recordar que la corrosividad del agua puede aumentar por la
instalación de suavizantes de agua, dispositivos de aeración, aumentando
temperaturas de agua caliente, poniendo cloro en el agua y poniendo tuberías
de metal que no encajan. Algunos de los equipos de tratamiento de agua tales
como suavizantes y sistemas de aeración pueden agravar el orín. Los
suavizantes eliminan el calcio y magnesio que funcionan como protectores y
dejan entrar el alto conductivo sodio al agua.
Dispositivos de Aeración para hierro, sulfuro ó eliminadores de olores deben
añadir oxígeno, el cual es extremadamente corrosivo en el agua. Temperaturas
altas en el agua y materiales suspendidos aceleran la velocidad de orín
aumentando la velocidad de reacciones ó causando daños físicos a las
36tuberías. Cloro es un oxidante potente que puede estimular el orín. A través de
los próximos años, todos los sistemas de agua comunales regulados se les
requerirá que controlen los niveles de plomo, cobre con muestras que se toman
de grifos de agua fría en los hogares de los consumidores. Los sistemas de
agua con niveles de acción que se requieren para implementar procedimientos
de control de orín. Por lo tanto, está de su parte para revisar y regular la
seguridad y que su propia fuente de agua sea potable3710. INYECCIÓN DE AGUAS
Consiste en la inyección del agua en la parte anular de los pozos (entre la
tubería del revestimiento y la tubería de producción), el fluido se riega en la
primera zona permeable debajo de la tuiberia de revestimiento cercana a la
suoperficie.
10.1 Inyección De Polímeros
Es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir al agua de
inyección un tapón de polímeros, de 200 a 1000 ppm, de un alto peso
molecular (2 hasta 5 MM) antes de que esta sea inyectada en el yacimiento.
Este proceso mejora la razón de movilidad agua – petróleo lo cual da como
resultado un aumento en la eficiencia de barrido, debido a que se forma un
tapón viscoso y este con la inyección de agua va a generar un alto factor de
recobro porque este arrastra con mayor facilidad los fluidos presentes en el
El proceso es simple y tanto la selección del polímero como la concentración
son los pasos cruciales en el diseño. Se requieren pruebas de laboratorio
cuidadosas y aun, después de esto, los resultados se deben relacionar con el
campo. Los polímeros más utilizados son los solubles en agua e insolubles en
petróleo o alcohol.Figura 7. inyección de agua38Actualmente, se usan tres tipos de polímeros: Los poliacrilamidas, los
polisacáridos y los polioxidos de etileno. Los dos primeros son los más
aplicados en pruebas de campo, siendo los poliacrilamidas los más populares,
debido a que, además de aumentar la viscosidad, alteran la permeabilidad de
la roca yacimiento en las zonas invadidas, lo cual también baja la movilidad
efectiva del agua inyectada.
La inyección de polímeros (generalmente poliacrilamidas parcialmente
hidrolizadas o HPAM) provee un mejor desplazamiento mejorando la
eficiencias de barrido areal y vertical, incrementado el recobro debido al
aumento de la viscosidad del agua, lo que produce una disminución de la
movilidad de agua.
10.2 Factibilidad de aplicación
10.2.1 Petróleo
•Gravedad > 25 ° API
Viscosidad < 150 cp (preferiblemente < 100)
Composición No critica10.2.2 Yacimiento
•Saturación de petróleo < 10 % del VP de petróleo móvil
Espesor neto No critico
Profundidad < 9000 pies
Razón de movilidad 2 – 40
Permeabilidad > 20 md
Factor de Heterogeneidad 0,5 - 0,8510.2.3 Agua
•Salinidad preferiblemente baja litología
Areniscas preferiblemente.
Se deben evitar las calizas con alta porosidad factores Favorables
Condiciones apropiadas para La inyección de agua.
Alta saturación del petróleo móvil.
Alto capacidad de almacenamiento.10.2.4 Factores Desfavorables
•Fracturas extensivas.
Empuje fuerte de agua.
Capa de gas.
Alto contraste de permeabilidad.
Agua de formación altamente salina.
Problema de inyectabilidad severo.
Alto contenido de arcilla y calcio.3910.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL USO DE POLÍMEROS
10.3.1 Ventajas de polímeros
•Mejoran el barrido vertical
Son muy viscosas cuando son altamente diluidas.
Mejora la razón de movilidad agua-petróleo.
Son los más aplicables en pruebas de campo.
Factor económico10.3.2 Desventajas de polímeros
•Son sensibles a la salinidad.
Taponamiento que se origina en la formación.
Es muy susceptible al ataque bacterial.
Agua de alta calidadCriterios para la selección de pozos destinados a inyección de polímeros la
optimización del desarrollo de un reservorio requiere de muchas evaluaciones
que involucren diferentes combinaciones de las variables de decisión, tal como
las propiedades del reservorio, localización de pozos y parámetros de
cronograma de producción, que permitan lograr finalmente la mejor estrategia
Antes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe recoger tanta
información como le sea posible acerca del pozo y del estatus y de las
condiciones de saturación del reservorio. Este estudio se realiza mediante
ensayos que involucran técnicas analíticas y geológicas acerca de la
morfología del terreno. Toda esta cadena de información fundamenta las bases
racionales para la predicción de reservas recuperables de petróleo mediante
las distintas técnicas que puede involucrar una recuperación asistida. Los
procedimientos de recuperación involucran la inyección de compuestos
químicos disueltos en agua, inyección de gases miscibles en alternación con
las aplicaciones de agua, la inyección de las denominadas micellar solutions
(que son microemulsiones compuestas por surfactantes, alcoholes y aceites
crudos.), la inyección de vapor, y la combustión in-situ.
Quizás el dato más crítico acerca de la recuperación asistida es la saturación
de los reservorios de petróleo. El inversionista debe evaluar la recuperación
estimable de petróleo por aplicación de la recuperación asistida en función de
los gastos que se generaran a consecuencia de la implantación de esta
técnica, o de los estudios que se deben realizar, o de los equipos nuevos que
se deben adaptar a las instalaciones existentes. La elección del proceso
también se halla relacionada con la cantidad de petróleo que se estima en el
lugar, la profundidad del reservorio, la viscosidad del crudo.40Es responsabilidad del Ingeniero y Geólogo, elaborar un programa de los
requerimientos de datos durante la vida de un yacimiento; cómo y cuando estos
datos deben ser recolectados. El detalle de este programa debe ser modificado
continuamente a medida que se gane más conocimiento sobre el reservorio.
Para la selección de un pozo destinado a la inyección de aditivos químicos
(polímeros) se deben tomar en cuenta:
1. Límites del campo y geometría del reservorio.
2. Propiedades de la roca.
3. Localización de los contactos gas/petróleo y agua/petróleo si estuvieran
4. Características de los fluidos del reservorio.
5. Condiciones de presión y temperatura inicial del yacimiento.
6. Profundidad de la arena prospectiva.
7. Saturación de fluidos en el medio poroso.
Una vez conocidos todos estos parámetros, se procede a la elección del tipo de
completación más idónea para la inyección de polímeros. En caso de existir un
pozo productor abandonado, para ahorrar gastos este puede ser usado con tal
Generalmente el tipo de completación utilizada es una completación sencilla,
debido a los bajos costos que esta representa. Otro tipo de completación
implicaría gastos innecesarios. Cabe resaltar, la tubería de inyección debe ser
altamente resistiva a la corrosión; debido a que se están inyectando
compuestos químicos que deterioran rápidamente la misma.41A continuación se muestra el tipo de completacion más utilizado:Figura8. Completamiento tubería inyección de aguaProblemas asociados a estos procesos de recuperación mejorada los métodos
químicos de recuperación mejorada involucran la inyección de un fluido o de
varios fluidos de alta complejidad química. Al estar estos fluidos en contacto
con el petróleo y el sólido del yacimiento, los cuales han estado en equilibrio
físico-químico durante millones de años con la salmuera connata, pueden
producirse varios fenómenos de transferencia de masa: adsorción, intercambio
iónico, entre otros. Al desplazarse estos fluidos en el yacimiento pueden
además producirse fenómenos de no-equilibrio.
Todos estos fenómenos complican considerablemente el problema de
obtención y el mantenimiento de una formulación óptima a lo largo del proceso,
que ya no es muy simple aún en un tubo de ensayo cuando se controlan todas
las variables.El tapón de polímeros es mucho más sencillo desde el punto de
vista físico-químico que el tapón de surfactante.
Sin embargo los polímeros son también susceptibles de precipitarse, formar
nuevas fases al contacto del tapón de surfactante, adsorberse en la roca, o ser
retenido por filtración en los poros pequeños.42Además se debe considerar que una molécula de polímero hidrosoluble que se
desplaza con su fluido solvente está sometida a esfuerzos de cizallamiento al
atravesar cada poro, y eso millones de veces consecutivamente. Ese "mal"
tratamiento puede producir la ruptura de la cadena polimérica, resultando ésta
en una degradación del polímero y una disminución de su efecto viscosificante.
Los polímeros pueden ser usados en la producción de petróleo de tres
• En tratamientos en pozos cercanos para mejorar la performance de los
inyectores de agua o los bombeadores de agua, mediante el bloqueo de
zonas de alta conductividad.
• Como agente que puede unir zonas de alta conductividad en las
profundidades del reservorio.
• Como agente que reduce la movilidad del agua o el radio de movilidad
del agua/petróleo.
El primer modo no es realmente una inundación por polímeros debido a que el
verdadero agente del petróleo no es el polímero. Realmente la mayoría de las
técnicas de recuperación asistida por polímeros están orientadas en el tercer
La movilidad decrece en una inundación por polímeros por la inyección de agua
que contiene un gran peso molecular (polímero soluble en agua). Las
interacciones con la salinidad son importantes, particularmente para ciertas
clases de polímeros. Virtualmente todas las propiedades de las inundaciones
químicas dependen de la concentración de iones específicos más que de la
salinidad solamente. La fase acuosa que contiene solamente cationes
divalentes (dureza) y más critica a las propiedades químicas que las mismas
concentraciones de T.D.S..
Porque del gran peso molecular (1 a 3 millones) solo una pequeña cantidad
alrededor de 500g/m3 de polímero llevaran a cabo un sustancial aumento en la
Usos de las soluciones polímeras para incrementar la recuperación de
petróleo o reducir la producción de agua.
1. Tratamiento con polímeros cerca al pozo ha sido efectuado en pozos de
producción e inyección. Los tratamientos en pozos de producción son
diseñados para reducir el flujo de fluidos desde zonas que producen cantidades
excesivas de agua.
Los tratamientos en pozos de inyección son diseñados para reducir el volumen
de agua que ingresa a zonas de alta permeabilidad.
2. Soluciones polímeras que son usadas para taponar zonas de alta
permeabilidad a una distancia prudencial del pozo. Esta técnica involucra la
43inyección de la solución polímera con un catión metálico inorgánico que
efectuará una unión (cross-link) entre las moléculas del polímero inyectado y
las moléculas que rodean la superficie de la roca.
3. Las soluciones polímeras pueden ser inyectadas con el propósito de reducir
la movilidad de los fluidos desplazantes, para así mejorar la eficiencia a la cual
el petróleo del reservorio es desplazado.
Esta aplicación es la que se describe a continuación.
Los polímeros tales como las poliacrilamídas o polisacáridos se pueden
adicionar al agua de inyección. Proyectos típicos requieren de 2 a 3 lb., de
polímero por barril de petróleo producido. Ya que muchas veces el agua de
formación afecta a los polímeros adversamente, la solución polímera es
frecuentemente precedida por una solución de baja salinidad (preflush). La
solución polímera es usualmente inyectada como un slug, seguido por una
agua de baja salinidad, y con agua de alta salinidad usada para desplazar el
agua de baja salinidad. Este procedimiento se realiza para reducir la mezcla de
la solución polímera con agua de alta salinidad. Para disminuir el contraste de
movilidad entre la solución polímera y el agua detrás de esta, la concentración
polímera puede ser gradualmente reducida al final del slug.
El efecto primario del polímero es hacer densa al agua de tal manera que sea
más eficiente en desplazar el petróleo. La inyección polímera probablemente
no reduce la saturación residual del petróleo, pero reduce la cantidad de agua
que debe ser inyectada antes de alcanzar la saturación residual.
El uso de polímero también puede incrementar el porcentaje del patrón de
inyección que es barrido por el fluido inyectado. Algunos procesos usan un slug
surfactante (solución micellar) adelante de la solución polímera. Los
requerimientos típicos de químicos para este proceso son de 15 a 25 lb, de
surfactante por lb, de petróleo producido. Los surfactantes reducen la tensión
interfacial tal que la saturación residual del petróleo se reduce.
Factibilidad de manufactura de polímeros para la recuperación mejorada de
crudos utilizando materias primas nacionales.
La industria petrolera venezolana hace un esfuerzo cada vez mayor en
investigar e implantar sistemas no convencionales, para recuperar el petróleo
remanente en los yacimientos. Entre los distintos métodos de recuperación
mejorada de crudos se encuentra el de inyección de polímero, el cual se
fundamenta en el aprovechamiento de la viscosidad de soluciones acuosas de
polímeros para controlar la movilidad de los fluidos, en la formación geológica.
Polímeros de mayor uso comercial.
En este tipo de inyección, los polímeros más utilizados se pueden agrupar en
dos familias:4410.3.3 Poliacrilamidas: Las Poliacrilamidas son polímeros solubles en agua,
con pesos moleculares que oscilan entre valores de 104 y 12x106. Su solución
acuosa no es corrosiva para acero y produce altas viscosidades a bajas
concentraciones del producto, es sensible a la presencia de sales minerales y
no soporta esfuerzos mecánicos. Además de su aplicación en la industria
petrolera, las policrilamidas tiene multiples usos, tales como: floculante en el
tratamiento de agua negras, hidroseparación en la industria minera y
clarificación de jugo de caña. Igualmente es de mucha utilidad en la industria
textil, industria del papel y otras como la farmacéutica, alimenticia y la
10.3.4 Manufactura: Básicamente la poliacrilamida es un producto que tiene
como materia prima inicial al gas natural, del cual se obtiene el propileno y el
amoníaco mediante procesos usuales de industria petroquímica. Estos
productos obtenidos mediante una reaccion con oxigeno a una temperatura
entre 425 y 510 °C producen el acetonitrilo, el cua l dará origen a la archilamida,
y esta a ves a la poliacrilamida. Las poliacrilamidas se pueden obtener en
forma sólida, liquida, siendo la forma sólida la mas recomendable para su
fabricación, debido a sus ventajas de facilidad de transporte, menor riesgo de
contaminación del producto y mayor periodo de almacenamiento.
10.3.5 La archilamida: es el compuesto básico para la producción de
polímeros, y para la obtención de ambos se requiere adicionalmente ácido
sulfúrico, urea e hidróxido de sodio, los cuales son producidos en el país, y el
persulfato de potasio y el bisulfito de sodio que proceden del exterior. La tabla
Nro 1 resume las materias primas necesarias para la producción de acrilmidas
y poliacrilamidas. En la tabla Nro 2 se muestran las cantidades de cada uno de
los componentes necesarios para el proceso de polimerización.
10.3.6 La goma xantano: es un polisacárido que tiene como características
resaltantes la estabilidad frente a sales minerales, y su resistencia a los
esfuerzos mecánicos. El peso molecular de esto polímeros s normalmente
entre 1 y 3 millones, sin embargo, se pueden formar asociados moleculares
que pueden alcanzar los 10 millones. Es un compuesto sumamente
pseudoplastico y moderadamente resistente a la temperatura. Tiene diversas
aplicaciones tanto en la industria petrolera en la recuperación de crudos, y en
fluidos de perforación como en otras industrias, tales como la alimenticia,
farmacéutica y cosmética.
10.3.7 Manufactura:La goma xantano es el producto del metabolismo de
carbohidratos por parte de un microorganismo xanthomona, cuya variedad más
efectiva en la producción del polisacarido es la xanthomona campestris.
En el país se encuentran microorganismos del tipo antes citado, al igual que las
fuentes de carbohidratos necesarios como materia prima para su
transformación, tales como: glucosa, azúcar de caña o remolacha, melasa,
vinasa, avena, harina de cereales y arroz.
La velocidad de fermentación de la harina de arroz a glucosa es alta, por lo que
conviene utilizar este componente como nutriente para los organismos, aunque
45bien pudiera servir otro producto que económicamente estuviera en mejor
posición que el arroz o que simplemente fuera factible su aprovechamiento.
10.3.8 Aplicaciones de los polímeros en solución en la industria petrolera
Los polímeros solubles en agua, tales como carboximetilcelulosa, goma
xantano, poliacrilamidas y poliacrilamidas modificadas, son utilizados como
aditivos en muchas etapas del proceso de perforación, producción, transporte y
procesamiento de crudo. En particular, se usan en la recuperación mejorada de
crudos en mezclas para el arrastre de crudo y como geles para control del perfil
de inyección. Estos mismos geles también se utilizan para el control de la
producción de agua y gas durante las operaciones de producción de crudo.
Otras aplicaciones son como aditivos para lodos de perforación, en sistemas
para pérdida de circulación y durante tratamientos de estimulación en geles de
fracturamiento hidráulico. Adicionalmente, también existen aditivos poliméricos
para el control de la deposición de escamas y de parafinas y asfaltenos. A
continuación, se mencionan los ejemplos de su aplicación en lodos de
perforación y como mezclas para el arrastre de crudo en recuperación
10.4 PROBLEMAS DE LA INYECCIÓN DE AGUA
La industria petrolera en sus sistemas de inyección de agua para la
recuperación secundaria de crudo ha presentado problemas de Corrosión
Microbiana asociados con la presencia de Bacterias Reductoras de Sulfato
(BRS), productoras de H2S; lo cual es considerado por diferentes
investigadores como el principal causante de los problemas de corrosión
bacteriana en los sistemas de distribución y almacenamiento de aguas
naturales. Ante lo anteriormente planteado y dado que en los tratamientos y
controles microbiológicos actuales generalmente no son considerados otros
grupos bacterianos. resulta significativo investigar la presencia de
microorganismos anaerobios productores de este metabolito agresivo o de sus
derivados en los sistemas de inyección de agua. En este artículo se reporta la
evaluación de la actividad y corrosividad de una cepa BRS y otra No-BRS
aisladas de un sistema de inyección e identificadas por secuenciación del ADN
como Desulfovibri.o termitidis (BRS) y Escherichia coli (No-BRS). Los
resultados establecen una significativa diferencia de actividad en los medios
selectivos seleccionados. Principalmente, la generación de sulfuro por el
proceso desasimilatorio del sulfato es mucho mayor que la del grupo que lo
genera por vía fermentativa, al igual que la corrosividad sobre acero al carbono
API 5L grado X65 determinada por los potenciales de corrosión, resistencia de
polarización y pérdida de peso durante 60 horas de evaluación en medios
selectivos sin sales ferrosas. No obstante, la evaluación por microscopía
electrónica de barrido indicó el desarrollo de biopelículas y ataques localizados
en el acero por ambas bacterias, lo cual confirma la necesidad de indagar la
participación de estos grupos anaerobios No-BRS y su consideración a efectos
de realizar un mejor control de la corrosión bacteriana".4610.4.1 Problemas asociados a la inyección de agua
Fuentes de suministro y calidad del agua de inyección
Análisis de aguas (diagrama de staff)
Compatibilidad de aguas
Problemas en superficie (formación de escamas, corrosión, sólidos
suspendidos, bacterias y hongos)
Problemas en el yacimiento (taponamiento, hinchamiento, migración de finos)
Problemas en los pozos inyectores y productores.10.5 TRATAMIENTOS QUIMICOS
10.5.1 Emulsificantes (Rompedores de emulsión):
Las emulsiones son comunes en la producción de petróleo y gas. A pesar de
que es indeseada, el agua de formación esta presente en casi todos los
campos en explotación. Esta agua invariablemente debe ser removida del
crudo para que éste pueda ser vendido.
Las emulsiones pueden ser rotas por medios químicos y / o térmicos. Romper
químicamente una emulsión involucra el uso de un demulsificante. El propósito
de los demulsificantes es romper la emulsión para obtener crudo seco y agua
limpia. Los demulsificantes pueden ser aplicados en un amplio rango de
temperaturas para conseguir el resultado deseado. La selección adecuada (de
acuerdo con las caraterísticas del fluido y la disponibilidad de facilidades de
producción) y la aplicación son determinantes para un tratamiento exitoso.
10.5.2 Inhibidores De Corrosion:
En la producción de petróleo y gas, el acero al carbón es ampliamente usado
para la constricción de tubería, tanques y equipos de proceso. A pesar de que
es menos costoso que el acero inoxidable, el acero al carbón es susceptible al
ataque corrosivo del CO 2 y / o H 2 S presente en el agua de formación. Un
número de variables afectan la velocidad a la cual ocurre la corrosión,
incluyendo el contenido de CO 2 y H 2 S, temperatura, pH, corte de agua,
salinidad, presión y velocidad de las fases líquida y gaseosa.
Los inhibidores de corrosión son tradicionalmente usados para disminuir la
velocidad a la que ocurre la corrosión. Pueden ser aplicados por inyección
continua a los fluidos producidos o en aplicaciones tipo batch a intervalos
regulares. Los inhibidores usados son generalmente de naturaleza orgánica y47trabajan formando un film protector en la superficie del metal que impide que el
agua esté en contacto con la superficie.
Proveemos un amplio rango de inhibidores de corrosión de manera que puede
seleccionarse el adecuado para cada aplicación específica.
10.5.3 Inhibidores de escala:
Las aguas de formación son complejas y diversas. Estas varían desde menos
que =.1% hasta 40% en peso de sólidos disueltos. Estos son generalmente
algunos de los siguientes iones:
-Cationes (Iones positivos): calcio, bario, estroncio, hierro
Aniones (Iones negativos): bicarbonatos, sulfatos, sulfuros.Ciertas combinaciones de estos cationes y aniones forman compuestos con
solubilidades (la máxima concentración de iones que pueden permanecer
disueltos) muy limitadas en agua. Esta aguas se encuentran en un estado de
equilibrio con las sales naturales y los minerales de los reservorios. Cualquier
situación que altere el equilibrio del agua puede causar que algunas sales
excedan la solubilidad bajo las nuevas condiciones y entonces precipiten de la
El carbonato de calcio CaCO 3 , es el depósito de incrustación más
frecuentemente encontrado en la producción de gas y petróleo y ocurre en
todas las regiones geográficas.
La selección de los químicos inhibidores de escala depende de algunos
factores críticos como: temperatura del sistema, residual de inhibidor, tipo de
incrustación, severidad del problema de incrustación, costo, temperatura, pH,
clima, compatibilidad y técnica de aplicación.
10.5.4 Antiparafinicos
Las parafinas son cadenas rectas y ramificadas de hidrocarburos de varias
longitudes, son parte de la familia química de los alcanos. Las moléculas de
parafina contienen entre 20 y 80 o más átomos de carbono y tienen un punto
de fusión conocido. Las parafinas son del 60 al 90% de los depósitos. Los
depósitos suaves están compuestos de moléculas que contienen desde C 2
hasta C 5 , sus puntos de fusión son menores que 150°F . Las parafinas de alto
peso molecular son conocidas como microcristales y son similares en
estructura química a las parafinas normales pero tienen un punto de fusión más
alto ( 150 a 212°F ).
Los productos que proveemos mantienen las parafinas en dispersión de
manera que no formen una capa sólida.4810.5.5 Surfactantes
El término surfactante en la industria petrolera se aplica a aquellos químicos
que se usan para cambiar la mojabilidad, agentes espumantes, dispersantes,
limipiadores, etc. Estos químicos tienen la capacidad de reducir la tensión
superficial de un líquido, la tensión interfasial entre dos líquidos inmiscibles y el
ángulo de contacto entre un sólido y un líquido.
Básicamente los surfactantes son moléculas orgánicas compuestas de un
grupo soluble en aceite (hidrofóbico) y un grupo soluble en agua (hidrofílico).
Los surfactantes pueden ser solubles en agua o solubles en aceite con la
solubilidad determinada por los tamaños relativos de los dos grupos. Los
surfactantes usados en el campo pueden ser clasificados en tres grupos
grandes, dependiendo de la naturaleza de los grupos solubles en agua. Ellos
son aniónicos, catiónicos y no iónicos.
Las aplicaciones típicas de los surfactantes son:
-Mejorar el rendimiento de otros productos
Limpieza de equipo de proceso
Limpieza de parafinas, lodos e incrustaciones de perforaciones, en
equipo bajo pozo y de superficie.
Prevenir hinchamiento de arcillas sensibles al agua
Aumento de los volúmenes de inyección y disminución de las presiones
de inyección en sistemas de inyección de agua.
Deshidratación de pozos de gas de baja presión
Prevenir la emulsificación del crudo y los fluidos de work over o ácidos
Intensificar la velocidad de reacción ácida en la formación y precipitación
de incrustaciones.10.5.6 Filtración
El agua clarificada que sale de la floculación debe filtrarse, pasándola a través
de filtros de arena fina que trabajan a presión. Se dispone en la planta, de tres
de estos filtros para una operación en paralelo, es decir, que pueden funcionar
independientemente el uno del otro.
Los filtros mencionados son del tipo rápido de lecho filtrante a presión. La
filtración sobre lecho filtrante se utiliza cuando la cantidad de materia que debe
retenerse es grande y cuando el tamaño de las partículas contenidas en el
agua es relativamente pequeño. Es necesario que los materiales de los cuales
está compuesto el lecho sean cuidadosamente seleccionados, tanto en
granulometría (tamaño de partícula) como en altura de capa, para que el agua
filtrada corresponda a la calidad que se busca. Todo filtro se satura, en la
medida en que el lecho se carga de materias retenidas. Cuando la saturación
alcanza un valor excesivo o cuando se ve que la calidad del agua se deteriora,
es necesario proceder al lavado del lecho filtrante.
49El lavado del lecho de arena se hace en contracorriente en el momento en que
se presente a través de ese lecho una caída de presión de 10 psi, lo que puede
deducirse por la lectura de los manómetros respectivos.
Una vez el agua ha sido coagulada y decantada, esta no debe contener sino
trazas de coágulos (floc). Con una buena decantación los filtros recibirán un
agua poco cargada de “flocs”. La filtración es un tratamiento de acabado y de
seguridad para obtener un agua de calidad aceptable para consumo humano y
para los procesos. La velocidad de paso a través de los filtros puede
encontrarse en el orden de 5 a 15 m / hora.Foto 1.Filtros para tratamiento de agua10.6 INYECCIÓN DE PRODUCTOS QUÍMICOS PARA AJUSTE FINAL DEL
PH Y ELIMINACIÓN DE OXÍGENO:
Como es bien sabido, la dureza excesiva en el agua puede formar
incrustaciones en los tubos de las calderas. Sin embargo, la ausencia total de
salinidad por otra parte tampoco es conveniente pues impide la formación de
una delgada capa protectora que evita la corrosión provocada por ejemplo, por
el oxígeno (O2) disuelto en el agua.50El ajuste del pH a un valor de 8.5 – 9, recomendado por el fabricante de las
calderas, se puede llevar a efecto por inyección de una solución de un producto
químico, con una dosificación que debe determinarse experimentalmente por
revisión del pH en el agua de purgas. Pero también el exceso de alcalinidad es
causa de daños en las calderas y por lo tanto debe controlarse que en ningún
caso el pH en el agua de alimentación a la caldera sobrepase el valor de 10 –
Puesto que el oxígeno es causa de corrosión, generalmente se elimina su
efecto con la aplicación de un producto con base en hiposulfitos.
En el proceso de extracción de aceite de palma no es posible recuperar sino
una parte muy pequeña de condensados provenientes del vapor utilizado, así
que es necesario por lo tanto, la reposición permanente de prácticamente toda
el agua. Aunque exista un tratamiento adecuado, el contenido de sales tiende
a concentrarse en el interior de la caldera, de manera que se requieren purgas
frecuentes para eliminar el exceso de dichas sales.
Las cantidades de productos químicos a agregar se determina mediante la
medición de la cantidad de residual de sulfitos (para el secuestrante de
oxígeno) y fosfatos (para el acondicionador de pH) en el agua de purgas de la
10.7 ANÁLISIS DE AGUAS
Agua disolverá casi todos los compuestos inorgánicos, hasta cierto punto.
Durante cientos de millones de años las aguas producidas han estado
presentes en el acuífero en asociación con el petróleo y el gas . El agua ha
tenido amplio contacto con las diversas formaciones rocosas, habiendo disuelto
ciertos compuestos. Para determinar el tratamiento óptimo antes de la
aplicación del método de eliminación seleccionado, se requiere un análisis
acucioso del agua producida. El análisis es nuestro medio principal para
detectar los problemas presentes y los potenciales, debiendo realizarse
rutinariamente en todas las aguas producidas.
10.7.1 Procedimientos de Muestreo
Un buen análisis no tiene valor si la muestra de agua analizada no es
representativa. Resulta difícil enfatizar excesivamente la importancia de un
muestreo representativo debiéndose observar las siguientes guías:
10.7.2 Botellas de Muestra
Si el análisis se realiza para conocer el contenido de mineral disuelto o para
sólidos, utilice únicamente botellas nuevas de plástico con una tapa de
seguridad del mismo material siendo las más comunes las botellas de 500
mililitroso de litro.Se encuentran disponibles varios modelos, con diferentes
combinaciones en el diseño de la botella y de la tapa. Las botellas de boca
ancha son más fáciles de llenar pero con frecuencia no es muy confiable la
51hermeticidad de la tapa; Debe etiquetarse la botella y no la tapa. Se
recomienda el uso de marcadores indelebles (permanentes) para escribir sobre
la botella misma.
Si el análisis se realiza para conocer el contenido de petróleo u otros
constituyentes orgánicos deberá utilizarse una botella de vidrio. El petróleo y
otras sustancias orgánicas se adherirán a las paredes de una botella de
plástico o hasta serán absorbidos dando como resultado lecturas bajas.
Resulta necesario poner extremo cuidado en el envío, recomendándose tener
una muestra adicional si se está utilizando botellas de vidrio; Nunca utilice
recipientes de metal, ya que el agua producida lo corroerá (disolverá),
contaminándose la muestra.
10.7.3 Volumen de la Muestra
El volumen mínimo de la muestra es de 500 mililitros. Se considera una buena
práctica enviar varias muestras para asegurarnos de que el análisis sea
representativo, especialmente si el laboratorio se encuentra muy alejado.
Se recomienda que se llenen tres botellas por un largo período -por ejemplo
una hora- siendo luego envíadas a cada laboratorio. En caso existiera alguna
duda si la cantidad enviada será suficiente, deberá enviarse una cantidad
10.7.4 Prácticas de Muestreo
Si la muestra se analizara únicamente por su contenido de mineral disuelto y se
cuenta con una válvula para la toma de la muestra, deberá conectarse una
pieza de tubo plástico al extremo de la válvula. Posteriormente deberá abrirse
la válvula y dejar correr el agua por un minuto como mínimo. Observe que el
color del agua sea constante. Recuerde que probablemente se presentarán
algunas suciedades dentro de la válvula o en el fondo de la tubería y que éstas
deben ser eliminadas para obtener una muestra optima. Una vez que el agua
esté limpia y el color sea constante, se deberá colocar el extremo de la
manguera en el fondo de la botella permitiendo que ésta reboce en
aproximadamente diez volúmenes. Retire lentamente la manguera y cierre
rápidamente la botella con la tapa que le corresponda.
Si la muestra debe ser analizada por su contenido de petróleo, no deberá
utilizarse una manguera de plástico. Se llenará la botella de vidrio,
directamente del punto de muestreo. No deberá permitirse que la muestra
rebalse la botella, ya que puede adherirse al vidrio originando lecturas
erróneas. Una vez que la botella se encuentre llena, deberá cerrarse
herméticamente con toda seguridad colocando de inmediato la etiqueta. Se
enviará la muestra junto con un informe completo y las instrucciones para el
análisis. Es recomendable acompañarla de una descripción completa sobre
dónde y cuándo se obtuvo la muestra, bajo qué condiciones de temperatura y
presión, así como cualquier otro dato importante.52Anótese dónde se envió la muestra y cuándo razonablemente se estima estará
listo el análisis completo. Si el análisis no es entregado dentro del tiempo
establecido, deberá efectuarse un seguimiento con el despachador, para
asegurar que fue enviada, contactándose luego con el laboratorio, con el fin de
determinar en qué fase del proceso se encuentra el análisis.
Asimismo, se recomienda: que Tomar las muestras en la cabeza del pozo, si es
que ello es posible. Que Si un tanque es muestreado tomar las muestras a
diferentes niveles dentro de la columna del fluído. Esto puede requerir equipos
especiales, tal como un muestreador tipo ladrón. que Tomar muestras cuando
el sistema se encuentra operando normalmente. También es recomendable
verificar el sistema en una zona anterior al punto de muestreo, antes y después
de realizado éste, para asegurarnos que nada inusual sucedió o está
sucediendo. Que Si se están muestreando aguas superficiales, como una
fuente para la recuperación secundaria, o si se quiere determinar
contaminantes, deberá recordarse que la composición del agua puede variar
considerablemente durante el tiempo. Esto es especialmente importante,
cuando se efectúan mediciones de turbidez, oxígeno disuelto y población
microbiológica. El agua producida puede cambiar considerablemente con el
tiempo. Los desechos de planta o aguas de purga son adicionados en
ocasiones y pueden mostrar un cambio cíclico en su composición debido a los
ciclos de regeneración del equipo de intercambio iónico y los ciclos de purgado.
Es recomendable conversar al respecto con el personal de operación.
10.7.5 Análisis Cuantitativo de Aguas Producidas
Un grupo de químicos analistas, debidamente capacitados, realizarán el
análisis de agua de manera rutinaria en el laboratorio.
Ellos son capaces de efectuar mediciones extremadamente exactas de la
muestra que se les entrega. Desafortunadamente, ciertas propiedades del agua
pueden cambiar en forma muy rápida después del muestreo, siendo las más
usuales el pH, temperatura, contenido de gas disuelto, sólidos suspendidos y
población bacteriana. Muchas de las propiedades que son de principal
importancia pueden, por lo tanto, ser determinadas únicamente, a través de
mediciones en el emplazamiento (en el campo). Es por esta razón que un
análisis completo comprende tanto mediciones de laboratorio como de campo.
Es importante que todas las personas relacionadas con proyectos de agua
producida tengan conocimiento de: v Los componentes del sistema de agua
producida son de suma importancia para los métodos de eliminación que se
utilizarán. v El significado de cada componente. v Los métodos analíticos que
usualmente se utilizan para determinar la concentración de cada componente y
los puntos fuertes y débiles de cada método.
10.7.6 Componentes Primarios
Los componentes primarios del agua producida dependen del agua específica
que se está produciendo. Los componentes mostrados en un análisis
dependen a menudo de la razón por la cual se realiza. La mayoría de los
53componentes han sido estudiados exhaustivamente y son resumidos y
descritos detalladamente. Por ejemplo, cuando se inyecta agua se tiende a
enfatizar la preocupación por aquellos cationes que forman fácilmente sales o
compuestos insolubles y llegan a obturar la formación, mientras que el agua
eliminada en el oceáno es analizada principalmente por su contenido de
petróleo y grasa.
Los constituyentes normales y las propiedades medidas en el laboratorio
-Cationes
Magnesio(Mg++)
Hierro(Fe+++)
Bario(Ba++)
Estroncio(Sr+++)
Radio(R+++)
Carbonato(CO3)
Bicarbonato(HCO3)
Sólidos suspendidos cantidad, tamaño, forma,
Adicionalmente, es normal medir los sólidos totales disueltos (STD) lo
representa la suma de las concentraciones de todos los iones
individuales.10.8 SIGNIFICADO DE LOS COMPONENTES Y SUS PROPIEDADES
10.8.1 Cationes
Los iones de calcio son componentes de las salmueras de los campos de
petróleo. El ión de calcio se combinará fácilmente con bicarbonatos, carbonatos
y sulfatos para formar precipitados insolubles.
Los iones de magnesio, por lo general, están presentes sólo en muy bajas
concentraciones, formando una costra o residuo.54Este se observa normalmente como un componente de los depósitos
(incrustaciones) de carbonato de calcio.
El sodio es el catión más abundante presente en la salmuera de los campos de
Usualmente se encuentra presente en concentraciones que exceden las 35,000
ppm. Normalmente no causa ningún problema de manipulación, pero provoca
que la salmuera no sea apta para consumo humano o animal siendo a menudo
fatal para la vida vegetal.
El hierro usualmente es hallado en la naturaleza en muy bajas
concentraciones. Su presencia a menudo indica problemas de corrosión. El
hierro también se combina con sulfatos y sustancias orgánicas formando un
lodo de fierro, siendo particularmente susceptible de formar lodos cuando
existen ácidos.
El bario es uno de los metales pesados y puede combinarse con los sulfatos
para formar sulfato de bario insoluble. Aún en pequeñas cantidades causa
serios problemas. El bario tiene la propiedad de permanecer en la superficie
por un largo período, debiendo evitarse en lo posible las descargas en la
superficie. Todos los metales pesados tienden a ser tóxicos para los humanos,
así sea en muy pequeñas cantidades y están sujetos a ser concentrados por la
vida marina (conchas, cangrejos, etc.).
Los niveles permisibles de metales pesados en el Perú se muestran en el
Anexo B, para los diversos usos finales del agua.
El estroncio y el radio pueden ser radioactivos, pudiendo ser concentrados por
moluscos, tales como las ostras; ellos pueden formar depósitos, pero
usualmente se les encuentra como vestigios en productos del calcio.
10.8.2 Aniones
Los cloruros constituyen el principal componente de las salmueras. El principal
problema en la manipulación de los cloruros es que la corrosividad de la
salmuera aumenta en grandes proporciones con el contenido de cloruros.
Adicionalmente, el contenido de cloruros es, frecuentemente, muy alto para que
el agua se pueda usar como agua de consumo humano o de ganado y a
menudo es lo suficientemente alto como para matar la mayor parte de la
vegetación. Los carbonatos y los bicarbonatos pueden formar incrustaciones
Los sulfatos también forman incrustaciones, siendo también la "fuente de
alimento" para las bacterias reductoras de sulfatos, la cual nos lleva a la
formación de ácido sulfídrico, H2S, en el reservorio.5510.8.3 Otras propiedades
El pH es una medida de acidez o alcalinidad. Esto es importante en la
formación de incrustaciones (la tendencia a producir incrustaciones disminuye
a pHs bajos), así como en el efecto del agua sobre la flora y la fauna. Un pH
neutro es 7 con aguas naturales y frescas variando de 6,5 a 7,5. Fuera de esta
escala los pHs estimulan la degradación de la vegetación y la muerte de peces,
aunque se ha encontrado que algunas especies de peces sobreviven en pHs
que oscilan entre 5 y 8,5.
El pH puede cambiar rápidamente una vez que se toma la muestra, por lo tanto
debe determinarse en el emplazamiento, si ello es posible.
El contenido de sólidos suspendidos es la cantidad de sólidos que pueden
filtrarse de un determinado volumen de agua y que es usado como una base
para estimar la tendencia a producir obturaciones en los reservorios de
inyección. Por lo general, se utiliza un filtro de poros con diámetro 0,45 micras
Los sólidos disueltos totales, son simplemente los residuos de la evaporación o
la adición de los aniones y cationes del Análisis.
El contenido de petróleo se refiere a la cantidad de petróleo disperso en el
Esto puede observarse a menudo como una gama de colores en la superficie
de las aguas donde se ha eliminado o derramado, causando serios problemas.
Esto origina que sea tóxico para los peces, reduzca la reaereación, cree olores
y sabores e interfiera con las instalaciones de tratamiento de agua. Cuando el
agua se descarga en la superficie presenta problemas estéticos y a menudo es
tóxico para los mamíferos marinos y particularmente para las aves. En los
pozos de inyección puede causar bloques de emulsión en la formación.
10.8.4 Análisis del Agua
El análisis del agua es vital para determinar la manera en que las aguas
producidas pueden ser mejor manejadas. Estos métodos de análisis varían
ampliamente pero deben tener la capacidad de proporcionar resultados
precisos, exactos y repetibles. Se recomienda seguir procedimientos conocidos
y de uso común a medida que el nivel de uso indique que los resultados
generalmente serán válidos. La selección de los métodos de análisis debería
El constituyente debe ser medido con suficiente precisión y exactitud en
presencia de las interferencias que normalmente se encuentran en las aguas
de los campos Petroleros.
Los métodos, experiencia y equipos requeridos en el aspecto técnico deben
estar a disposición en los laboratorios locales. El método utilizado deberá ser56aplicado en gran cantidad de laboratorios comerciales para establecer su
Las numerosas mediciones son realizadas en aguas de campos petroleros con
propiedades adicionales a los constituyentes.
1. pH: Se determina con un medidor de pH que mide el potencial eléctrico entre
dos electrodos inmersos en la solución. Muchas marcas comerciales están
2. Sólidos suspendidos: Un estimado de la cantidad de material en
suspensión puede obtenerse con un turbidímetro. Este compara la transmisión
o reflejo de luz a través de una muestra a un estándar fijo. Muchos modelos
comerciales están disponibles.
3. Resistencia específica: Medida en una celda de resistencia específica
usando un puente de Wheatstone a temperatura del reservorio y del ambiente.
4. Gravedad Específica (GE): Medida con un picnómetro, una balanza de GE
o un hidrómetro, dependiendo de la exactitud requerida. Para la mayoría de
campos petroleros un hidrómetro es lo suficientemente preciso.
10.8.5 Sistemas cerrados y abiertos
La clasificación de los sistemas en cerrados y abiertos es muy importante para
entender la conducta de los sistemas biológicos y los sistemas sociales (como
el sistema político). A diferencia de los sistemas abiertos, los sistemas cerrados
se consideran aislados del medio circundante y por tanto no mantienen ningún
tipo de interrelación con otros sistemas. En este tipo de sistema, la entropía o
desorden (variable o magnitud destructiva) tiende a aumentar hasta el máximo
produciendo un estado de equilibrio estático en dicho sistema.
En cambio, los sistemas abiertos, que son conformados por los organismos
vivientes (biológicos o sociales) se mantienen en permanente evolución,
transformación, cambio, o, como dice BERTALANFFY,
"en continua
incorporación y eliminación de materia, constituyendo y demoliendo
componentes, sin alcanzar, mientras la vida dure, un estado de equilibrio
químico y termodinámico, sino manteniéndose en un estado llamado "uniforme"
que difiere de aquel". Sistemas cerrados: no presentan intercambio con el
medio ambiente que los rodea, son herméticos a cualquier influencia ambiental.
No reciben ningún recurso externo y nada producen que sea enviado hacia
fuera. En rigor, no existen sistemas cerrados.
Se da el nombre de sistema cerrado a aquellos sistemas cuyo comportamiento
es determinístico y programado y que opera con muy pequeño intercambio de
energía y materia con el ambiente. Se aplica el término a los sistemas
completamente estructurados, donde los elementos y relaciones se combinan
de una manera peculiar y rígida produciendo una salida invariable, como las
57máquinas. Un sistema cerrado es donde solo hay intercambio energetico con el
exterior y no hay intercambio de masa ejemploun sistema de rutas de
transporte aereo, o un sistema de organizacion de un campeonato nacional en
termodinamica, Un sistema cerrado es aquel en el que las paredes del sistema
permiten el flujo de energia hacia afuera y hacia adentro, es decir la energia
dentro del sistema no es constante, sin embargo la masa no cambia, es decir la
masa siempre es constante.
En un sistema abierto se permite la variacion de masa y energia, (con energia
me refiero a calor) un sistema aislado es aquel en el que no varia la masa ni la
- Sistemas cerrados: no presentan intercambio con el medio ambiente que los
Sistemas abiertos: presentan intercambio con el ambiente, a través de
entradas y salidas. Intercambian energía y materia con el ambiente. Son
adaptativos para sobrevivir. Su estructura es óptima cuando el conjunto de
elementos del sistema se organiza,
aproximándose a una operación
adaptativa. La adaptabilidad es un continuo proceso de aprendizaje y de autoorganización.
y organización (entropía negativa).
Los sistemas abiertos restauran sus propias energías y reparan pérdidas en su
propia organización. El concepto de sistema abierto se puede aplicar a diversos
niveles de enfoque: al nivel del individuo, del grupo, de la organización y de la
•Compatibilidad de aguas•Problemas en superficie (formación de escamas, corrosión, sólidos
suspendidos, bacterias y hongos)58•Problemas en el yacimiento (taponamiento, hinchamiento, migración de
finos)•Problemas en los pozos inyectores y productores.10.9 CARACTERÍSTICAS DEL AGUA.
El agua natural es una solución de diversos compuestos que se van adhiriendo
al agua de acuerdo a los procesos del ciclo hidrológico y que le dan un carácter
diferente a las aguas naturales de acuerdo a la composición de los suelos, a su
ubicación y a los procesos físicos y químicos que se realizan durante su paso.
El agua posee entonces unas características variables que la hacen diferentes
de acuerdo al sitio y al proceso de donde provenga, estas características se
pueden medir y clasificar de acuerdo a:FÍSICAS
QUÍMICASBIOLÓGICAS Y
MICROBIOLÓGICASTurbiedad, Color, Olor, Sabor,
Temperatura, Sólidos, Conductividad.
pH, Dureza, Acidez/ alcalinidad,
Fosfatos, sulfatos, Fe, Mn, Cloruros,
Oxígeno disuelto, Grasas y/o aceites,
Amoníaco, Hg. Ag. Pb. Zn. Cr. Cu.
B.Cd. Ba. As., Nitratos, Pesticidas,
Protozoarios (patógenos), Helmintos
(patógenos), Coliformes fecales,
Coliformes totales.Cuadro 1. Características del aguaLas características propias de cada fuente de agua permiten su clasificación:
agua potable, agua servida, agua residual industrial, aguas negras, etc.;
permiten su uso: para consumo, riego, refrigeración, producción de vapor,
como disolvente etc. y permiten su comparación en cuanto a la calidad que
presenten para la misma aplicación.
El agua para consumo humano es la más estudiada de acuerdo a sus
características, debido al impacto que tiene sobre la salud y después de
investigar las causas de epidemias mundiales que fueron causadas por aguas
contaminadas, devastando grandes centros urbanos, se llegan a plantear
valores máximos permisibles de diferentes características.
Las investigaciones de la organización mundial de la salud han servido de base
para manejar las normas de agua potable en los diferentes países y continúan
siendo la guía para caracterización de las aguas. Se basan principalmente en
la búsqueda de dosis letales de compuestos, orgánicos, inorgánicos, tóxicos y
microorganismos que causen daño a la salud humana. Estas investigaciones
se han realizado sobretodo en países en vía de desarrollo en los cuales los
impactos son más evidentes5910.10 CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DE LAS AGUAS.
10.10.1 Características físicas. Se miden en un agua los siguientes
parámetros físicos: Turbiedad, Color, Olor, Sabor, Temperatura, los Sólidos
que contenga y la Conductividad específica.
CaolinitasAl (Si O )(OH) + Al (Si O )(OH)Montmorilonita (bentonita)Al(Mg)(Si O )(OH) . xH OIlitaK Al (Fe Mg Mg )(Si Y Al )OMoscovitaK Al (Al Si O )(OH)441088y24204424464662162046y204Cuadro 2. Características fisicoquímicas del agua10.10.2 Turbiedad.
• Se aplica a las aguas que tienen materia suspendida y coloidal que
interfiere con el paso de la luz a través del agua.
• Es una medida de la reducción de la intensidad de la luz que pasa a
10.10.3 Origen.
•Óxidos de hierro, de zinc, coloides, sólidos suspendidos.
En su mayoría provienen de arcillas de los suelos que conforman los
lechos de los ríos.
El tamaño de la partícula incide en la turbiedad, por la dificultad para
sedimentar que presentan las partículas muy pequeñas especialmente
los coloides, lo que se ilustra bien en la siguiente tabla.10.10.4 Unidades de medida.
•La turbiedad se mide en Jackson, que se utiliza actualmente sólo para
calibración y patronamiento de modelos de turbidimentros.
Se relaciona en unidades nefelométricas de turbiedad o NTU.
Los turbidímetros se basan en el efecto Tyndall y el valor obtenido es
función de la energía dispersada. Para calibrar los equipos se utiliza una
solución inerte y cuantitativa de SiO . 1 mg/L de SiO da una NTU de
22turbiedad.
10.10.5 Significado sanitario. El mismo de la turbiedad. El agua de consumo
humano debe tener menos de 75 unidades de color.
• Es una medida de la calidad del agua. Para evitar rechazos de los
consumidores debe estar exenta de color y sabor.60• Por razones estéticas
• Como indicadores de contaminación, deben ser removidas las sustancias
10.10.6 Temperatura. Una corriente puede cambiar su temperatura por efectos
climáticos naturales o por la introducción de desechos industriales.
Es importante porque actúa sobre procesos como la actividad biológica, la
absorción de oxígeno, la precipitación de compuestos, la formación de
depósitos, y por los cambios de viscosidad en los procesos de tratamiento,
como desinfección por cloro, filtración, floculación, sedimentación y
10.11 SÓLIDOS
10.11.1 Sólidos. Como materia sólida se clasifica toda la materia, excepto el
agua, contenida en los materiales líquidos.
10.11.2 Sólidos totales: los que permanecen como residuo después de haber
secado a 103° C. Incluye el material disuelto y el suspendido. ST = SS + SD
10.11.3 Sólidos suspendidos: residuo no filtrable o material no disuelto.
10.11.4 Sólidos disueltos: son el residuo filtrable.
10.11.5Sólidos volátiles: es lo que se pierde después de una calcinación a
600°C. Se interpretan en términos de materia orgán ica.
10.11.6 Sólidos fijos: es el residuo después de la calcinación.
10.11.7 Sólidos sedimentables: el volumen de sólidos que sedimenta en una
hora por cada litro de muestra, en un cono de Imhoff.
10.11.8 Unidades de medida.
Se reportan como mg/ L de sólidos
10.12 CARACTERÍSTICAS QUÍMICAS
Entre los múltiples parámetros químicos que se pueden determinar en las
aguas los principales son: pH, dureza, sulfatos, acidez, cloruros, Hierro,
alcalinidad, fosfatos, Manganeso, Amonio, agentes oxidantes, aceites y grasas,
Arsénico, Bario, Boro, Cadmio, Cromo, Cobre, Cianuros, fenoles, floruros,
Mercurio, nitratos, Oxígeno disuelto, pesticidas, Plata, Plomo, Zinc, y otros
elementos y sustancias que puedan estar contenidas en las aguas.
+10.12.1 pH Es una forma de expresar la concentración de iones Hidrógeno [H ]
o más exactamente de su actividad. Se usa universalmente para expresar la
intensidad de las condiciones ácidas o alcalinas de una solución.
61++pH = - log [H ] pH = log 1/[H ]
• Es importante en los procesos de estabilización: es Corrosiva si disuelve
metales y es Incrustante si precipita metales El agua debe ser estable, para lo
cual se usa el índice de Langelier: I = pH – pHsaturación.
10.12.2 Acidez: La acidez de un agua es su capacidad para donar protones.
10.12.3 Alcalinidad Se define como el poder de una solución para neutralizar
los iones H+ y se debe primordialmente a las sales de los ácidos débiles, tales
como carbonatos, bicarbonatos, boratos, silicatos y fosfatos, y unos pocos
ácidos orgánicos que son muy resistentes a la oxidación biológica (ácidos
húmicos) y llegan a formar sales que contribuyen a la alcalinidad total.
La alcalinidad debida a hidróxidos, carbonatos y bicarbonatos es tan alta que
hace despreciable la contribución de otros materiales.
10.12.4 Hierro y Manganeso
Sus óxidos abundan en la naturaleza en forma de minerales y como parte
constituyente de las arcillas y limos. Las formas oxidadas son insolubles en
agua y las reducidas (ferrosa y manganosa) son solubles; Los compuestos
férricos y mangánicos que predominan en las aguas son insolubles e
incorporan los iones metálicos al agua en forma de bicarbonato ferroso y
manganoso, causado por una doble acción química y biológica;Cuando se
analiza hierro se debe especificar si el contenido es en suspensión, en solución
o es el Hierro total.
10.13 REGULACIÓN DE AGUA EN LA INDUSTRIA PRETROLERA
La regulación, desde su ley de creación, incorpora múltiples disfuncionalidades.
En primer lugar, le asigna al EPAS (Ente Provincial del Agua y de
Saneamiento) el rol de controlar la calidad del agua en todo el ámbito de la
Provincia, desconociendo el rol de otros organismos, tales como el DGI, lo que
generó un claro conflicto entre ambas instituciones, resuelto por la vía de los
hechos a favor de Irrigación, quien tuvo más fortaleza para trabajar en el
sector. Esta ley, al segmentar el control de la contaminación entre el DGI, el
EPAS y las municipalidades, diluye las responsabilidades en favor de la
inacción. Además, le otorga al ente regulador el desarrollo de obras en agua y
saneamiento en comunidades fuera del área concesionada a la O.S.M. S.A.
(Obras Sanitarias Mendoza), convirtiéndola en juez y parte. Lo más grave con
el paso del tiempo, es que el EPAS ha sufrido de todas las disfuncionalidades
mencionadas en la bibliografía especializada, cuestión que lo ha llevado a las
condiciones actuales, en las que se encuentra capturada por el concesionario
(Gobierno) y la empresa (O.S.M. S.A.). Contrasta con la primera etapa del caso
del EPRE (Ente Regulador de Energía Eléctrica), que nació y se inició con gran
solvencia y solidez pero en una desgraciada acción a principios del 2000, con
la finalidad de constituir al Ente en un coto político de caza, el Gobierno
desacreditó pública e injustamente a excelentes funcionarios, desmoronando el
importante capital social que se estaba construyendo.
62Este es el tipo de conflictos entre intereses públicos y políticos El embalse El
Carrizal viene receptando desde hace más de medio siglo toda la
contaminación provocada en la SubCuenca Ugarteche por la actividad
petrolera sectoriales más destructivo para el necesario desarrollo institucional
10.14 ESQUEMA DE FLUJOFigura 8 Recuperación AsistidaEl procedimiento químico general de una recuperación asistida se ilustra en la
figura, utilizando el método específico de polímeros alcalinos. Por lo general la
introducción de productos químicos a un pozo se encuentra precedidas por un
preflush esto consiste en la inyección de agua de baja salinidad o de
contenidos salinos determinados por adición a la misma de cantidades
específicas. para producir un buffer acuoso compatible entre el reservorio de
alta salinidad y las soluciones químicas, las cuales pueden ser adversamente
afectadas por las sales en solución. Los aditivos químicos son del tipo de
detergentes generalmente petróleosulfonados., polímeros orgánicos (para
incrementar la eficacia del removido en un reservorio heterogéneo. y micellar
solutions. La solución alcalina u otras soluciones son inyectadas luego de que
se halla realizado el preflush del pozo. Dicha inyección se halla proseguida por
la inyección de una solución de polímeros usualmente un poliacrilamida o
63polisacárido para incrementar la viscosidad del fluido, ganar espacio y
minimizar pérdidas por dilución o channeling. Finalmente, la salinidad del agua
adicionada que siga a la inyección del polímero es aumentada respecto de la
concentración normal que caracterizan a los fluidos petroquímicos.
RECUPERACIÓN ASISTIDAAMBIENTALESDELUSODELAEl uso de aditivos químicos y combustibles en los pozos petrolíferos introdujo
una nueva dimensión de consecuencias ambientales. La recuperación asistida
requiere de un gran número de compuestos químicos en los pozos petrolíferos,
los cuales en muchos casos están en las cercanías de una zona poblada o en
zonas de campos y granjas. Los problemas ambientales llegan debido a que
una gran cantidad de productos químicos, como los detergentes, bases,
polímeros orgánicos, alcoholes entre otros, deben ser almacenados y utilizados
en un área relativamente pequeña. Las nuevas reglamentaciones acerca le la
contaminación del aire, agua, y tierra, y los nuevos controles y regulaciones,
son más contemplativos que las utilizadas en caso de una técnica de
recuperación primaria o secundaria.
La polución del aire causada por el uso continuo de métodos térmicos para la
recuperación de petróleo en las cercanías de una población posee una
reglamentación específica que restringe las cantidades de óxidos de azufre y
nitrógeno y los hidrocarburos que pueden ser liberados. Esto tuvo un gran
impacto económico en los métodos térmicos de recuperación asistida ya que el
tratamiento o recuperación de los efluentes es necesario en todos los casos.
Cuando químicos líquidos o gaseosos son inyectados bajo tierra para la
recuperación, son necesarios controles para eliminar las emisiones de vapores
de los depósitos y los bombeadores. También deben considerarse los químicos
inyectados como una potencial fuente de contaminación del agua de las napas
subterráneas que pueden tener comunicación con el depósito de petróleo,
debido a fracturas, grietas, pozos abandonados, cementación incompleta, etc.
Por lo tanto cada técnica de recuperación asistida lleva con sigo como carga el
Inyección de agua tiene origen en el año 1865, curiosamente se produjo de
forma accidental cuando el flujo de, agua de acuíferos poco profundos
relacionados... través de pozos inyectores cuya profundidad debe ser la
adecuada para que el... diagrama de fases (1); distribución de frecuencias (1)6410.15.1 Estaciones De Flujo
Instalación compuesta por tanques, bombas y tuberías donde se recolecta la
producción de varios pozos para enviarla posteriormente a otros sitios según
las operaciones que se realicen.
Línea de Flujo: Tubería utilizada Para conducir Uno o más fluidos entre
diferentes instalaciones o pozos dentro de Campos petroleros y de gas.
Se llama línea de flujo al espacio de reservorio recorrido por el fluido contenido
cuando se pone a producir un pozo. Las líneas de flujo pueden ser mapeadas
para generar un diagrama que muestre como se desplazan los fluidos, es muy
utilizado en recuperación secundaria.
10.15.2 Manejo de la Producción
Desde el cabezal de cada pozo arranca la tubería de flujo que, tendida sobre el
suelo, llega a una determinada estación de recolección, diseñada para recibir la
producción de cierto número de pozos.
El número de tuberías de flujo flujoducto que tiene cada cabezal depende de la
terminación del pozo: sencilla, doble o triple. El diámetro de cada flujoducto
corresponde al máximo volumen de producción que se piense manejar, como
también las características del crudo, especialmente la viscosidad y la presión
del flujo natural en el cabezal. En el caso de pozos que producen por bombeo
mediante varillas de succión, la presión en el cabezal es casi nula pero la
viscosidad del crudo es factor de consideración especial para seleccionar el
diámetro del flujoducto si el crudo es muy pesado o extrapesado. Existe una
variada selección de diámetros de tuberías para satisfacer todos los
requerimientos. Generalmente, los diámetros nominales más utilizados están
entre 50,8 y 101,6 milímetros, 2 a 4 pulgadas. Diámetros mayores pueden ser
requeridos para manejar altos volúmenes de producción o petróleos muy
viscosos. Todos los elementos del cabezal: bridas, sellos, carretos,
adaptadores, crucetas, colgadores, pernos y dispositivos adicionales como
válvulas y emplazamiento de reductores o estranguladores son
manufacturados según normas API y catalogados para funcionar bajo la acción
de presiones cuyo rango va de 140 a 1.400 kg/cm2.6510.15.3 Separación de fluidos
La estación de flujo y recolección de la producción de los pozos la componen
un grupo de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición,
tratamiento, almacenamiento y despacho del petróleo. El flujo del pozo consiste
preponderantemente de petróleo, al cual está asociado un cierto volumen de
gas: relación gas-petróleo (RGP), que se mide en m3 de gas por m3 de
petróleo producido o en pies cúbicos de gas por barril de petróleo producido, a
condiciones estipuladas en la superficie. Además, el flujo de petróleo y gas
puede mostrar la presencia de agua y de sedimentos procedentes del
yacimiento productor.
10.15.4 El múltiple de producción
Los múltiples de producción y de prueba se utilizan para recolectar la
producción de varios pozos a una planta centralizada donde los pozos se
pueden ser colocados individualmente en producción y/o prueba. Pueden ser
operados manualmente o automáticamente con válvulas y con contadores de
tiempo automáticos. Los múltiples de la producción y prueba pueden ser
diseñados para los grados ANSI y API para varias presiones y varios
tamaños de tubos. Las estrangulaciones pueden ser incluidas para la reducción
de la presión las cuales pueden ser fijas o ajustables además de manuales o
automatizadas. Otras instrumentaciones y controles se pueden proporcionar
con las especificaciones del cliente. El múltiple facilita el manejo de la
producción total de los pozos que ha de pasar por los separadores como
también el aislamiento de pozos para pruebas individuales de producción. Por
medio de las interconexiones del sistema y la disposición apropiada de
válvulas, se facilita la distribución, el manejo y el control del flujo de los pozos.
10.15.5 Los separadores de producción
Es muy importante la separación del petróleo del gas, del agua y de los
sedimentos que lo acompañan desde el yacimiento. Para realizar la separación
del gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya
capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a
determinadas presiones y etapas de separación, varía de acuerdo a las
especificaciones de manufactura y funcionamiento requeridos.
Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a
las normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana
o baja presión. En a separación de gas y petróleo es muy importante
considerar la expansión que se produce cuando el gas se desprende del
66petróleo y la función que desempeña la presión. Además, en el interior del
separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayor despojo
de petróleo del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y se
logre la mayor cantidad posible de petróleo. La separación para una, dos o tres
etapas está regulada por factores tales como la presión de flujo en el cabezal
del pozo, la presión con que llega a la estación, la relación gas-petróleo, la
temperatura y el tipo de crudo.
La última etapa de separación ocurre en los tanques de almacenamiento,
donde todavía se desprende gas del petróleo, a una presión levemente mayor
o igual a la atmosférica. Además de un proceso tecnológico, la separación
envuelve procurar la mayor obtención de crudo que, por ende, significa la
mayor extracción de petróleo del yacimiento y el consiguiente aumento de
ingresos. Cuando la producción está acompañada de cierta cantidad de agua,
que además tanto ésta como el petróleo pueden contener elementos
corrosivos, entonces la separación involucra otros tipos adicionales de
tratamiento como el calentamiento, aplicación de anticorrosivos,
demulsificadores, lavado y desalación del crudo, tanques especiales para
asentamiento de los elementos nocivos al crudo y al gas y otros procesos que
finalmente acondicionen el crudo y el gas producidos para satisfacer las
especificaciones requeridas para la entrega y venta a los clientes.
Aunque existen muchas variedades de separadores de dos fases, la mayoría
de las unidades utilizadas en campos petrolíferos son diseños convencionales,
construidos en configuraciones horizontales o verticales. Los separadores
horizontales son más eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero tienen
una capacidad limitada de oleada y algunas veces no entran fácilmente en las
plataformas petrolíferas. Los separadores verticales frecuentemente son
especificados para aplicaciones GOR altos o bajos.
Ambas configuraciones emplean hardware similar, incluyendo desviadores de
ingreso, extractores de neblina, e interruptores de vórtice. Los autores proveen
formulas para la velocidad de caída de líquidos, el diámetro de caída, y el
tiempo de retención de líquidos, así como también procedimientos paso a paso
para la selección de unidades horizontales y verticales. Las tablas simplifican
los cálculos y la selección de tamaños de recipientes.
Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de
compuestos de hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor
diferentes, y otras características. La corriente del pozo experimenta
67reducciones continuas de presión y temperatura cuando sale del yacimiento.
Gases se forman de los líquidos, el vapor del agua se condensa, y parte de la
corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas, neblina y gas libre. El gas
lleva burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de gas. La separación física
de estas fases en una de las operaciones básicas de la producción, el
procesamiento, y el tratamiento de petróleo y gas.
Los separadores de petróleo y gas separan los componentes líquidos y de gas
que existen en una temperatura y presión específica mecánicamente, para
eventualmente procesarlos en productos vendibles. Un recipiente de
separación normalmente es el recipiente inicial de procesamiento en cualquier
instalación, y el diseño inapropiado de este componente puede embotellar y
reducir la capacidad de la instalación completa.
Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la corriente
total de líquidos y de tres fases si también separan la corriente líquida en sus
componentes de petróleo crudo y agua. Este artículo discute los separadores
de dos fases. Adicionalmente, discute los requerimientos de un buen diseño de
separación y cómo los varios dispositivos mecánicos toman ventaja de las
fuerzas físicas en la corriente producida para lograr la separación adecuada.
Algunas veces los separadores son nombrados depuradoras de gas cuando la
relación de la tasa de gas a líquido es muy alta. Algunos operadores utilizan el
término trampa para separadores que manejan el flujo directamente de los
pozos. De todas maneras, todos tienen la misma configuración y sus tamaños
son escogidos de acuerdo a los mismos procedimientos.
10.15.6 Disposición del crudo
Diariamente los pozos productores fluyen o bombean sus respectivas cuotas
de producción, como ya se ha señalado, a sus correspondientes estaciones de
flujo. Allí, luego de la separación y tratamiento adecuados, el crudo pasa a
tanques de almacenamiento cuyo número y volumen son suficientes para
recoger holgadamente la producción de varios días. También se mantiene un
registro de los volúmenes de crudo recibidos, tratados, almacenados y
Los tanques utilizados para el almacenamiento son cilíndricos y su altura y
diámetro están en función de su capacidad. Los hay de dos tipos: empernados
para los de pequeño volumen, y soldados para volúmenes mayores. Existe una
variedad de tanques cuya capacidad va desde 40 a 160.000 m3 para satisfacer
todos los requerimientos. Además, para ciertos casos especiales de
68almacenamiento, como crudos pesados, se han construido fosas de 160.000
m3 y de mucha más capacidad. Estaciones pequeñas bombean el crudo a
estaciones de mayor capacidad de almacenamiento y de recolección, que
conectadas a oleoductos despachan diariamente grandes volúmenes de crudo
a los puertos de embarque o directamente a las refinerías. La fiscalización del
almacenaje y despacho de volúmenes de crudo se hacen según las normas y
procedimientos vigentes, de acuerdo con las leyes y reglamentos de los
diferentes despachos gubernamentales: ministerios de Energía y Minas,
Hacienda, Transporte y Comunicaciones, Defensa, etc., para los fines de
control de la producción, exportación, refinación y consumo interno, regalías,
La cantidad de agua que acompaña al petróleo producido de los pozos puede
ser de características sencillas, cuya separación por asentamiento en tanques
se logra fácilmente. En ocasiones, el manejo, tratamiento y disposición del
agua no requieren de instalaciones especiales. Sin embargo, se dan
situaciones en las que el volumen de agua producido diariamente es muy alto.
Las características del agua y del petróleo pueden facilitar emulsiones que
requieren de tratamientos mecánico, químico, térmico o eléctrico para lograr la
adecuada separación de los dos fluidos y obtener un crudo que corresponda a
las especificaciones de calidad requeridas. La presencia de sal en asociación
con el agua y el petróleo es de ocurrencia natural en muchos estratos
geológicos. De la concentración de sal en solución dependerá la selección del
tratamiento que deba emplearse para despojar el petróleo de la sal que
La sal es indeseable en el crudo por sus propiedades corrosivas y las
implicaciones operacionales y económicas que ello significa para las refinerías.
El manejo y disposición del agua asociada con la producción de petróleo es
una fase que a veces puede resultar muy compleja, especialmente si el
volumen de agua es muy grande y si el agua es salada o salmuera. En
ocasiones, una buena opción operacional y económica es inyectar el agua al
10.16 TANQUE SEPARADOR
10.16.1 Explanation: Es el tanque que separa por diferencia de densidad. La
expresión en inglés es skimmer, pero para nosotros es simplemente separador.69Figura 9. Procesos de recolección de crudo en un campo petrolero10.16.2 Tanques
Las estaciones de descarga están provistas de equipos destinados al
tratamiento, almacenamiento y bombeo del petróleo hasta los patios tanques.
Para el tratamiento, cuentan con separadores gas crudo para las producciones
limpias libres de agua, sucias con agua y de prueba, además de realizar la
separación agua/crudo por medio de calentadores y tanques de lavado o de
estabilización y así cumplir con las especificaciones de concentración menor al
0,5 % de agua y sedimentos.
El propósito fundamental de una estación de descarga es separar el gas, el
agua y los sedimentos que arrastra el petróleo cuando es extraído de los
yacimientos; este proceso se denomina tratamiento del crudo.
El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se
encuentran: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento,
deshidratación, almacenamiento y bombeo.70Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el mismo
proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en un gran
número de estaciones; luego de pasar por estas etapas, los distintos productos
pasarán a otros procesos externos a la estación. A continuación se describe
cada una de las etapas por las que pasan los fluidos provenientes de los
10.16.2.1 Etapa de Recolección
Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en recolectar
la producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de
tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a
través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples de petróleo,
encargados de recibir la producción de cierto número de pozos o clusters.
10.16.2.2 Etapa de Separación
Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases líquida y gas se
somete a una separación líquido gas dentro del separador. La separación
ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las
condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la
separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la
inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante
señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de
control del separador.
10.16.2.3 Etapa de Depuración
Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y
lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se
lograron atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda
haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa
es reinsertado a la línea de líquido que va hacia el tanque de lavado o de
almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberías
de recolección a las plantas de compresión o miniplantas, y otra cantidad va
para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.
10.16.2.4 Etapa de medición de petróleo
El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace
con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción
individual de cada pozo.
71La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la
planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como
la configuración de los tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del
agua y el dimensionamiento de las bombas. Algunas de las decisiones más
importantes de la compañía están basadas en las los análisis hechos por los
ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la
información de la prueba de pozos.
10.16.2.5 Etapa de Calentamiento
Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va al
calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como
finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando la separación de la
emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente en las estaciones en
tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que
están costa fuera mar, lago, etc., y para petróleos que requieran de
calentamiento para su manejo y despacho.
10.16.2.6 Etapa de Deshidratación del petróleo
Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo y
agua es pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la
emulsión y extraer las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petróleo es
enviado a los tanques de almacenamiento y el agua a los sistemas de
10.16.2.7 Etapa de Almacenamiento del Petróleo
Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo producido
por los pozos asociados a las estaciones, este es almacenado en los tanques
de almacenamiento después de haber pasado por los procesos de separación
y deshidratación y luego, en forma inmediata, es transferido a los patios de
tanque para su tratamiento y/o despacho.
10.16.2.8 Etapa de Bombeo
Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro
de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento
es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envió a las
refinerías o centros de despacho a través de bombas de transferencia.
-Componentes básicos en una estación de flujo72-Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la
interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son:-Múltiples o recolectores de entrada.-Líneas de flujo.-Separadores de petróleo y gas.-Calentadores y/o calderas.-Tanques.-Bombas.10.17 TANQUES DE LAVADO
Son aquellos equipos mecánicos recipientes, sometidos a una presión cercana
a la atmosférica que reciben un fluido multifásico y son utilizados en la industria
petrolera para completar el proceso de deshidratación de crudo
dinámicamente, es decir, en forma continua; para la separación del agua del
Por lo general, antes de entrar a un tanque de lavado, las emulsiones son
sometidas a un proceso de separación gas líquido en separadores
convencionales. Durante este proceso se libera la mayor parte del gas en
solución. Esto permite que la cantidad de gas que se libera en un tanque de
lavado sea relativamente pequeña.
El agua contenida en el crudo se puede separar en el tanque de lavado
mediante gravedad. Sin embargo, cuando el agua y el crudo forman
emulsiones, es necesario comenzar su tratamiento antes de que ingresen al
tanque de lavado. Esto se hace generalmente mediante el uso de calor y/o
química demulsificante.
Uno de los parámetros más importantes en el análisis de un tanque de lavado,
es el tiempo de retención. Este se define como el tiempo que debe pasar la
emulsión en el tanque, para que el petróleo y el agua se separen
adecuadamente. Usualmente se requiere que el petróleo a su salida del tanque
de lavado posea un promedio de agua igual o inferior a 1 %. Los tiempos de
retención varían entre 4 y 36 horas.
En pruebas pilotos se ha demostrado que la emulsión se canaliza en el tanque
si existe una ruta directa entre su entrada y su salida. Cuando esto ocurre, la
emulsión no pasa por ciertas regiones del tanque denominadas zonas muertas.
73En tanques de diámetros apreciables, aún con problemas de canalización, es
posible obtener los tiempos de retención requeridos para una deshidratación
adecuada. No obstante, para tanques de diámetros menores es necesario
construir, en el interior del tanque, sistemas deflectores para solucionar el
problema de la canalización. De esta forma se obtienen las mejoras en los
tiempos de retención de asentamiento para que el grado de deshidratación sea
el requerido. Esta manera, el petróleo que sale del tanque de lavado
generalmente cumple con las especificaciones exigidas para ser transportado
por oleoductos. Sin embargo, este petróleo pasa primeramente a los tanques
de almacenamiento antes de entrar a los oleoductos. De esta forma se logra
mejorar aún más el proceso de deshidratación, ya que parte de la fracción de
agua que todavía permanece en el crudo, se asienta en el fondo del tanque de
10.17.1 Partes de un Tanque de Lavado
Con generalidad, un tanque de lavado está constituido de las partes siguientes:
el cuerpo del tanque, los sistemas deflectores, la línea de alimentación, el tubo
conductor o separador, el sistema de descarga de petróleo, el sistema de
descarga de agua y los sistemas de control, medición, ventilación, remoción de
sedimentos y purga.
10.17.2 El cuerpo del tanque
Es la parte principal de un tanque de lavado, ya que en su interior se realiza el
proceso de deshidratación. Los fluidos se agrupan en tres zonas.
La superior formada por petróleo deshidratado. La media constituida por
emulsiones. La inferior que contiene agua de lavado. Es importante destacar
que estas capas no poseen linderos definidos, sino que sus límites se mezclan
entre sí. En algunos casos es deseable aislar térmicamente el tanque y la
chimenea exterior. Por lo tanto, es recomendable evaluar esta opción.
10.17.3 Tanques de Almacenamiento
Son depósitos cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los
tanques de lavado y de esta manera albergar el crudo que será bombeado al
Patio de Tanques Principal, cumpliendo con las especificaciones de calidad %
AyS, sin embargo de no ser así, será devuelto a los calentadores.74Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar
fluidos eficientemente. El diseño y la construcción de estos tanques dependen
de las características físico-químicas de los líquidos por almacenar.
En la industria del petróleo los tanques para almacenar hidrocarburos líquidos
-Por su construcción, en empernados, remachados y soldados.-Por su forma, en cilíndricos y esféricos.-Por su función, en techo fijo y en techo flotanteLos tanques esféricos son utilizados para almacenar productos ligeros como
gasolina, propano, etc. Su forma permite soportar presiones mayores de 25
psig. Los demás tipos de tanques se utilizan para almacenar petróleo crudo, a
presiones cercanas a la atmosférica.
Los tanques cilíndricos, soldados y de techo flotante se encuentran
estandarizados en la industria del petróleo.
10.17.4 Bombas
El bombeo puede definirse como la adición de energía a un fluido para
moverse de un punto a otro. Una bomba es un transformador de energía.
Recibe la energía mecánica, que puede proceder de un motor eléctrico,
térmico, etc., y la convierte en energía que un fluido adquiere en forma de
presión, de posición o de velocidad.
Las bombas pueden clasificarse sobre la base de las aplicaciones a que están
destinadas, los materiales con que se construyen, o los líquidos que mueven.
Otra forma de clasificarlas se basa en el principio por el cual se agrega energía
al fluido, el medio por el por el cual se implementa este principio y finalmente
delinea la geometría específicas comúnmente empleadas. Esta clasificación se
relaciona por lo tanto, con las bombas mismas y no se relaciona con ninguna
consideración externa a la bomba o aún con los materiales con que pueden
estar construidas.75CONCLUSIONES
Podemos afirmar que nuestra experiencia fue muy positiva aplicando esta
metodología de trabajo y nos permite continuar aplicándola en las soluciones
de problemas ambientales que se generen durante este proceso de inyección
Sintetizamos los beneficios en estas conclusiones.
Revisar las condiciones ambientales típicas y extremas para conocer que el
sistema cumple con los requerimientos de las normas.
Se deben conocer el estado de funcionamiento de cada una de las unidades de
bombeo, incluyendo las condiciones de succión en el pozo, esto permite
conocer la capacidad real del sistema de inyección de agua y determinar el
caudal a suplir por las nuevas normas.
Mejora directa o indirectamente los problemas de explotación del Yacimiento
por medio de la normatizacion ambiental para el manejo de la inyección de
agua.76BIBLIOGRAFIA
Para la realización de este trabajo se tuvieron en cuenta las siguientes fuentes
13 Ene 2009 ... En esa época se pensó que la función principal de la inyección
de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los ...
industria-petrolera.blogspot.com/.../inyeccin-de-agua.htm
18 jul. 2009... inyección en arreglos o dispersa: consiste en inyectar el agua
dentro de la zona de petróleo a través de un numero apreciable de pozos ...
www.wikiteka.com/.../inyección-de-agua-y-gas/
16 Jun 2005 ... ¿Qué son los polímeros?, polímeros isómeros, concepto de
tacticidad, homopolímeros, copolímeros, diferencia entre el concepto de
polímetros ... www.textoscientificos.com/polimeros
5 Mar 2009 ... 142 - controlo de la calidad del agua processos
fisicoquimicos.jpg. Título: Control de la Calidad del Agua - Procesos
fisicoquimicos ... www.revistaseguranca.com/index.php?option...id.
Art. 31 Funciones de las CAR,s relacionadas con calidad y normatividad
ambiental. Decreto 948 de 1995. Normas para la protección y control de la
calidad del ... www.upme.gov.co/guia_ambiental
ecoTop separadores de aceite/petróleo y agua para uso sobre el superficie. ...
Refinerías,pozos petroleros, centros para separar hidrocarburos. ...
www.freytech.es/separadores_de_petroleo_y_agua_01_1.html
Agua con altos niveles de sodio, cloruro y otros iones aumentará la
conductividad del aguaasí promoviendo la corrosión. También los siguientes
pueden ...www.excelwater.com/spa/b2c/corrosion.php
• Contreras C. Marvin J. (2004). Evaluar y Diagnosticar las Condiciones de
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Tome. Informe de Pasantías. Universidad Rafael Urdaneta, Maracaibo.
• Arocha P. Otman A. (2004). Estudio Comparativo Técnico-Económico entre
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Ing. Luis Escobar H. Medición De Crudo En Tanques. Problemas Y Tratamiento
De Espuma. Pérdidas Por Evaporación. Consultores Esconpet, S.A.78ANEXOS79LISTA DE TABLASPág.Cuadro 1. Tabla de características del agua59Cuadro 2. Características físicas60CD Proyecto de grado de inyección de agua
Sustentación Proyecto De Grado80TABLA DE FIGURASPág.
Figura 1. Proceso de separación22Figura 2. Separador trifásico23Figura3. Partes del separador24Diagrama de flujo N0.125Diagrama de skim tank y separación26Figura 4. Operación del separador API27Figura 5. Caja API y sistema de filtración.28Figura 6. Lechos de secado29Figura 7. Inyección de agua38Figura 8. Completamiento tubería inyección de agua42Foto 1.Filtros para tratamiento de agua50Figura 9. Recuperación Asistida6381All pages:2456789101112131415161718192021222327283031323334353637383940414243444546474849505152535455565758596061626364656667686970717273747576777881InfoSaveLikeShareDownloadMoreInyeccion de agua Published on Jul 16, 2013 jonathanbarriosFollowRead moreRead moreSimilar toPopular nowJust for youGo explore

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