I
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
“ESTUDIO Y SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA MÁS APROPIADA PARA
LA OPTIMIZACIÓN DE LA REINYECCIÓN DE AGUA CON ANÁLISIS
FÍSICOS Y QUÍMICOS EN LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI SUR DE
PETROECUADOR”
Tesis de Grado Previa la obtención del título de:
TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS
DIRECTOR DE TESIS:
Ing. Vinicio Melo
Autor: ANDRÉS FERNANDO GUEVARA FABARA
Quito-Ecuador
2011
II
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.
Andrés Fernando Guevara Fabara
C.I. 100285629-0
III
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR
IV
CARTA DE LA EMPRESA
V
DEDICATORIA
Dedico este trabajo a Dios por estar conmigo en
cada paso que doy, por fortalecer mi corazón e
iluminar mi mente y hacer más perfecto aquello en
que creo, a mi querida Madre Ximena Fabara que
gracias a su amor y ayuda incondicional, hoy
puedo alcanzar mí ambicionada profesión, a mi
querido padre que con su gran ejemplo y cariño me
supo guiar por el camino de la sabiduría y ser más
que todo una persona con valores humanos gracias
papi.
A mis hermanos: Pamela, Marcelo y Pablito por
contribuir a mi empeño, a la vida por lo aprendido
y gracias a todos quienes de una u otra manera,
fueron mi apoyo.
Andrés
VI
AGRADECIMIENTO
Mi más sincero agradecimiento a la Universidad Tecnológica Equinoccial, a la
Facultad de Ciencias, y la Escuela de Petróleos por los conocimientos brindados
durante nuestra formación académica.
A PETROPRODUCCIÓN Shushufindi, por haber prestado las facilidades y haber
confiado en mí; y de manera muy especial al Ing. Mario Robles del Departamento de
Ingenieria Shushufindi y al Ing. Esteban Almeida Supervisor del Departamento. de
Corrosión Shushufindi , por su predisposición para dedicar tiempo de sus actividades
profesionales y ser mi guía en cada momento, compartiendo observaciones y
experiencias que han hecho de este trabajo de Investigación una realidad.
De igual manera al Ing. Vinicio Melo Director de Tesis por sus valiosas sugerencias y
acertados aportes que hicieron posible la finalización de la presente Tesis.
VII
ÍNDICE GENERAL
DECLARACIÓN ............................................................................................................. II
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR ............................................................................ III
CARTA DE LA EMPRESA ........................................................................................... IV
DEDICATORIA .............................................................................................................. V
AGRADECIMIENTO .................................................................................................... VI
ÍNDICE GENERAL ..................................................................................................... VII
ÍNDICE DE CONTENIDO ......................................................................................... VIII
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................ XIX
ÍNDICE DE ECUACIONES ......................................................................................XXII
ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. XXIV
ÍNDICE DE ANEXOS .............................................................................................. XXIV
ABREVIATURAS…………………………………………………………………XXVI
RESUMEN........................................................................................................................ 1
SUMMARY ...................................................................................................................... 2
VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPITULO I..................................................................................................................... 4
1.GENERALIDADES ...................................................................................................... 4
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................. 4
1.2 OBJETIVOS .......................................................................................................... 5
1.2.1 General ..................................................................................................... 5
1.2.2 Específicos ................................................................................................. 5
1.4 HIPÓTESIS .......................................................................................................... 6
1.5 MÉTODOS Y TÉCNICA .................................................................................... 7
1.5.1 Métodos particulares ................................................................................ 7
1.5.2 Métodos generales ................................................................................... 8
1.5.3 Observación de campo: ............................................................................ 8
1.5.4 Observación de laboratorio: ..................................................................... 8
CAPÍTULO II ................................................................................................................ 10
IX
2. PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN .................. 11
2.1
GENERALIDADES ......................................................................................... 11
2.2. AGUAS DE FORMACIÓN EN POZOS PETROLEROS ............................... 12
2.2.1 Naturaleza y propiedades del agua de formación .................................. 13
2.2.1.1 Sólidos totales disueltos (STD) ............................................... 13
2.2.1.2 Sólidos suspendidos ............................................................... 14
2.2.1.3 Gases disueltos ........................................................................ 14
2.2.1.4 Bacterias sulfato reductoras (BSR) ....................................... 16
2.2.1.4.1 Identificación de bacterias sulfato reductoras ......... 17
2.2.1.4.2 Control de las bacterias ............................................ 18
2.2.1.5 Incrustaciones minerales ......................................................... 19
2.2.1.5.1 Carbonato de calcio .................................................. 19
2.2.1.5.2 Sulfato de calcio ....................................................... 20
2.2.1.5.3 Sulfato de bario ........................................................ 20
2.2.1.5.4 SULFATO DE ESTRONCIO ................................... 21
X
2.2.1.5.5 Compuestos de hierro ................................................ 22
2.3 CORROSIÓN ..................................................................................................... 22
2.3.1 Tipos de corrosión ................................................................................ 24
2.3.2 Variables físicas de la corrosión ............................................................. 25
2.3.3 Protección contra la corrosión .............................................................. 26
2.3.3.1 Recubrimientos y revestimientos ............................................ 26
2.3.3.2 Protección catódica ................................................................. 28
2.3.3.2.1 Protección por corriente impresa.............................. 30
2.3.3.3 Selección de materiales ........................................................... 30
2.3.3.4 Inhibidores de corrosión .......................................................... 31
2.3.4 Control de la corrosión y escala ............................................................. 31
2.4 PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN ............................ 33
2.5 DESCRIPCIÓN DE LOS PRODUCTOS QUÍMICOS UTILIZADOS EN EL
TRATAMIENTO QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN EN LA
ESTACIÓN SUR DEL CAMPO SHUSHUFINDI ............................................. 37
2.5.1 Selección de coagulante y floculante (pruebas de jarras) ........................ 46
XI
2.6 EQUIPOS EMPLEADOS EN EL TRATAMIENTO DEL AGUA DE
FORMACIÓN ..................................................................................................... 50
2.6.1 Desnatador o tanque de agua cruda ........................................................ 50
2.6.2 Unidades de clarificación ....................................................................... 51
2.6.2.1 Clarificador con lecho de lodo ................................................. 54
2.6.3 Sedimentadores ........................................................................................ 54
2.6.3.1 Sedimentador rectangular ......................................................... 55
2.6.3.2 Sedimentador con entrada de agua por el centro ..................... 56
2.6.3.3 Sedimentador con la entrada de agua por la periferia .............. 57
2.6.4.1 Filtros de gravedad .................................................................. 58
2.7 FORMACIÓN TIYUYACU ....................................................................... 59
2.7.1 Características geológicas de la formación ............................................ 59
2.7.2 Características petrofísicas de la formación ............................................ 64
2.7.2.1 Generalidades ............................................................................ 64
2.7.2.2 Estratigrafía ............................................................................... 65
XII
2.7.2.3 Datos generales de las características petrofísicas de la
formación ................................................................................ 65
2.7.2.4 Perfiles a hueco abierto ............................................................ 66
2.7.2.5 Evaluación de registros eléctricos ............................................ 67
2.7.2.5 .1 Sumario de evaluación petrofísica ............................ 67
2.7.2.5.2 Resultados ................................................................. 68
CAPÍTULO III ................................................................................................................ 70
3. ESTUDIO DE LA SITUACIÓN ACTUAL DE LAS FACILIDADES DE
SUPERFICIE DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN ..................................................... 71
3.1 FACILIDADES DE SUPERFICIE INSTALADAS EN EL SISTEMA DE
REINYECCIÓN DE LA ESTACIÓN SUR. ....................................................... 71
3.1.1 Antecedentes ............................................................................................ 74
3.1.1.1 Sistema operativo de la cía. solipet ........................................... 79
3.1.1.2 Evaluación de la operación de la planta .................................. 82
3.1.1.3 Tratamiento químico que mantenía la cía. solipet. ................... 83
XIII
3.1.1.4 Problemas ocasionados en el proceso de tratamiento y
reinyección de agua manejado por la cía. solipet. .................. 85
3.1.2 Descripción de equipos .......................................................................... 87
3.1.2.1 Tanque de agua cruda ............................................................. 87
3.1.2.2 Tanque clarificador ................................................................... 88
3.1.2.3 Tanque sedimentador ............................................................... 89
3.1.2.4 Tanque de agua tratada .......................................................... 90
3.1.2.5 Turbidímetro en línea ............................................................... 91
3.1.2.6 Tanque “pulmón” ..................................................................... 91
3.1.2.7 Pozos reinyectores .................................................................... 92
3.1.3 Bombas de transferencia o booster ......................................................... 93
3.2 VOLÚMENES DE AGUA PRODUCIDA Y AGUA REINYECTADA ........ 100
3.3
TENDENCIA DEL AGUA DE FORMACIÓN ................................................ 101
3.4 INFORMES DE PARÁMETROS DEL AGUA DE FORMACIÓN DE ABRIL
DEL 2010 A MAYO DEL 2010. ...................................................................... 104
XIV
3.5 TRATAMIENTO QUÍMICO APLICADO EN LA REINYECCIÓN DE AGUA
DE LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI SUR. ..................................................... 109
3.6 CAPACIDAD DE CONFINAMIENTO DE LA FORMACIÓN DE
TIYUYACU ...................................................................................................... 113
3.7 PARTE EXPERIMENTAL .............................................................................. 115
3.7.1 Métodos ................................................................................................ 115
3.7.2
Técnicas ................................................................................................. 116
3.7.2.1 Análisis físico y químico del agua .......................................... 116
CAPÍTULO IV .............................................................................................................. 118
4. REDISEÑO ............................................................................................................... 119
4.1 TRANSPORTE DE FLUIDOS ....................................................................... 119
4.1.1 Pérdidas por fricción en tuberías .......................................................... 121
4.1.1.1 Régimen de flujo .................................................................... 122
4.1.1.2 Factor de fricción (fanning) ................................................... 123
4.1.2 Pérdidas por fricción en accesorios ...................................................... 124
4.1.2.1 Cálculo del factor k para válvulas y accesorios ...................... 124
XV
4.1.2.2 Pérdidas totales en un sistema de tubería. ............................. 128
4.1.2.3 Pérdida de presión (fórmula de darcy) ................................... 129
4.1.2.4 Ecuación de energía (bernoulli) ............................................ 130
4.1.3 Energía hidráulica ................................................................................. 131
4.1.3.1 Gradiente hidráulico o de alturas totales (I = SF) ....... 131
4.1.4 Tiempo de residencia ............................................................................ 132
4.1.5 Velocidad lineal .................................................................................... 132
4.2 SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA MÁS APROPIADA PARA LA
OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA. ............. 134
4.2.1 Propuesta de optimización del sistema de reinyección de agua de la
estación sur del campo shushufindi. ................................................... 135
4.2.1.1 Diseño básico ........................................................................ 136
4.2.1.1.1 Tanque desnatador ............................................ - 139 -
4.2.1.2 Sedimentadores ............................................................ - 140 -
4.2.1.3 Tanque de agua tratada ................................................... - 142 -
4.2.1.4 Turbidímetro en línea ..................................................... - 143 -
XVI
4.2.1.5 Sistema de bombeo .......................................................... - 143 -
4.2.1.6 Líneas de flujo ................................................................ - 143 -
4.2.1.7 Tratamiento de lodos ....................................................... - 144 -
4.3 CÁLCULOS Y RESULTADOS .................................................................. - 146 -
4.3.1 Cálculos ............................................................................................ - 146 -
4.3.1.1 Cálculos para la determinación de las propiedades ........ - 146 -
4.3.1.2 Evaluación operativa de la planta de tratamiento ............ - 147 -
4.3.1.3 Diagrama evaluación operativa de la planta de tratamiento
estación shushufindi -sur ............................................... - 149 -
4.3.1.3.1 Pérdidas por fricción en tubería y accesorios . - 150
-
4.3.1.3.2 Altura geométrica del nivel operativo del líquido (z)
y nivel del líquido a superarse (z) ............... - 161 -
4.3.1.3.3 Tiempos de residencia ...................................... - 162 -
4.3.1.3.4 Pérdida de presión en el sistema ...................... - 164 -
4.3.1.3.5 Gradiente hidráulico ......................................... - 168 -
XVII
4.3.1.3.6 Tanque de agua cruda o tanque desnatador (t.d) .. - 171
-
4.3.1.3.6.1 Flauta interna ................................. - 172 -
4.3.1.3.6.2 Bandeja para recolección de aceite
residual ....................................... - 173 -
4.3.1.3.7 Pérdidas por fricción en tuberías y accesorios .. - 174 -
4.3.1.3.8 Altura geométrica del nivel operativo del líquido (z)
y nivel del líquido a superarse (z) ................... - 181 -
4.3.1.3.9 Tiempos de residencia ..................................... - 182 -
4.3.1.3.10 Pérdida de presión en tanques (fluidos diferentes)
............................................................. - 183 -
4.3.1.3.11 Pérdida de presión en tuberías (diámetros
iguales) ..................................................... - 185 -
4.3.1.3.12 Gradiente hidráulico .................................. - 185 -
4.3.1.3.13 Velocidades óptimas de agitación .......... - 187 -
4.3.1.3.14 Velocidad de asentamiento o decantación final .. -
190 -
XVIII
4.3.1.3.15 Cantidad de químico requerido .................. - 192 -
4.3.1.3.16 Costo de químicos empleados en el sistema de
reinyección ............................................... - 193 -
4.3.1.3.17 Cantidad de sólidos en agua ....................... - 195 -
4.3.1.3.18 Cantidad de aceite en agua ......................... - 197 -
4.4 RESULTADOS ............................................................................................ - 198 -
4.4.1 Parte experimental ............................................................................ - 198 -
4.4.1.1 Análisis físico - químico del agua de formación ............. - 198 -
4.4.1.2 Análisis microbiológico del agua de formación ..... - 200 -
CAPÍTULO V .......................................................................................................... - 201 -
5.CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................... - 202 -
5.1 CONCLUSIONES ........................................................................................ - 202 -
5.2 RECOMENDACIONES ............................................................................... - 204 -
BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................... - 206 -
XIX
ÍNDICE DE FIGURAS
FIG. 2.1 BACTERIAS SULFATO REDUCTORAS .................................................... 16
FIG. 2.2 MEDIOS DE CULTIVO ................................................................................. 18
FIG. 2.3 PROTECCIÓN CATÓDICA EN TUBERÍAS................................................. 29
FIG. 2.4 PROTECCIÓN CATÓDICA PARA UN TANQUE DE AGUA ..................... 29
FIG. 2.5 CUPÓN DE CORROSIÓN .............................................................................. 33
FIG. 2.6 CUPÓN DE ESCALA ..................................................................................... 33
FIG. 2.7 NEUTRALIZACIÓN DE CARGAS Y FORMACIÓN DEL
MICROFLÓCULO ........................................................................................... 38
FIG. 2.8 MODELO DE ENLACE POR PUENTE ......................................................... 39
FIG. 2.9 EQUIPO PRUEBA DE JARRAS..................................................................... 46
FIG. 2.10 DESNATADOR PARA REMOCIÓN DE ACEITE ..................................... 51
FIG. 2.11 PROCESO DE CLARIFICACIÓN ................................................................ 52
FIG. 2.12 MEZCLA RÁPIDA CON AGITACIÓN MECÁNICA ............................... 53
XX
FIG. 2.13 CLARIFICADOR CON LECHO DE LODO ............................................... 54
FIG.2.14 CLARIFICADOR CON MEZCLA RÁPIDA, LENTA Y SEDIMENTADOR
RECTANGULAR ........................................................................................ 55
FIG. 2.15 SEDIMENTADOR CIRCULAR CON ENTRADA POR EL CENTRO Y
SALIDA PERIFÉRICA .................................................................................. 56
FIG.2.16 SEDIMENTADOR CIRCULAR CON ENTRADA PERIFÉRICA Y SALIDA
POR EL MEDIO ............................................................................................ 57
FIG. 2.17 FILTROS DE GRAVEDAD .......................................................................... 59
FIGURA 2.18 FORMACIÓN TIYUYACU .................................................................. 61
FIGURA 3.1. DIAGRAMA DEL SISTEMA ACTUAL DE REINYECCIÓN DE
AGUA EN LA ESTACIÓN SUR DEL CAMPO SHUSHUFINDI. ....... 72
FIGURA 3.3 DIAGRAMA DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE
FORMACIÓN EN LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI-SUR ................ 78
FIG. 3.4 TANQUE DE AGUA CRUDA ........................................................................ 87
FIG. 3.5 TANQUE CLARIFICADOR ........................................................................... 88
FIG. 3.6 TANQUE SEDIMENTADOR ......................................................................... 89
FIG. 3.7 TANQUE DE AGUA TRATADA ................................................................... 90
XXI
FIG. 3.8 TURBIDÍMETRO EN LÍNEA ......................................................................... 91
FIG. 3.9 TANQUE PULMÓN ........................................................................................ 92
FIG. 3.10 POZO REINYECTOR .................................................................................. 93
FIG. 3.11 BOMBAS BOOSTER ................................................................................... 93
FIG. 3.12 BOMBAS HORIZONTALES DE ALTA PRESIÓN ................................... 94
FIGURA 4.1 SISTEMA CERRADO DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE
FORMACIÓN ......................................................................................... 138
FIG. 4.2 ESQUEMA TANQUE DE AGUA CRUDA (DESNATADOR) .............. - 140 -
FIG. 4.3 ESTRUCTURA INTERNA DE LOS SEDIMENTADORES ............... - 141 -
FIG. 4.4 UNIONES VITÁULICAS ........................................................................ - 144 -
FIG. 4.5 DIMENSIONAMIENTO TANQUE DESNATADOR ............................. - 171 -
FIG. 4.6 ESTRUCTURA INTERNA DEL TANQUE CLARIFICADOR-
SEDIMENTADOR .................................................................................. - 187 -
FIG. 4.7 ESTRUCTURA INTERNA DE LA CAMPANA DEL CLARIFICADOR-
SEDIMENTADOR .................................................................................... - 187 -
XXII
ÍNDICE DE ECUACIONES
ECUACIÓN (2.1) Control de la Corrosión y Escala………………………………....25
ECUACIÓN (2.2) Conductividad……………………………………………………..29
ECUACIÓN (3.1) Capacidad de Confinamiento de la Formación TIYUYACU……..91
ECUACIÓN (4.1) Pérdida por fricción en tuberías…………………………………121
ECUACIÓN (4.2) Velocidad de Fluido ……………………………………………..121
ECUACIÓN (4.3) Régimen de Flujo…………………………………………………122
ECUACIÓN (4.4) Factor de fricción (Fanning)……………………………………...123
ECUACIÓN(4.5) Díametro de la tubería……………………………………………..123
ECUACIÓN (4.6) Pérdida por fricción en Accesorios……………………………….124
ECUACIÓN (4.7) Pérdidas totales en un sistema de tuberías por fricción…………..128
ECUACIÓN (4.8) Pérdidas totales en un sistema de tuberías por accesorios………..128
ECUACIÓN (4.9) Pérdidas totales en un sistema de tuberías por accesorios. (# 2)...129
ECUACIÓN (4.10) Pérdida por presión………………………………………………129
ECUACIÓN (4.11) Pérdida por presión (Pascales)…………………………………..129
ECUACIÓN (4.12) De energía Bernoulli……………………………………………130
ECUACIÓN (4.13) De energía Bernoulli……………………………………………131
XXIII
ECUACIÓN (4.14) Pérdida de presión según Bernoulli…………………………….131
ECUACIÓN (4.15) Gradiente Hidráulico o de alturas totales……………………..132
ECUACIÓN (4.16) Tiempo de residencia…………………………………………...132
ECUACIÓN (4.17) Velocidad Lineal………………………………………………..132
ECUACIÓN (4.18) Velocidad Lineal………………………………………………..133
ECUACIÓN (4.19) Velocidad Lineal………………………………………………..133
ECUACIÓN (4.20) Velocidad Lineal………………………………………………..133
ECUACIÓN (4.21) Velocidad línea en función de la frecuencia…………………..133
ECUACIÓN (4.22) Velocidad línea en función de la frecuencia…………………..133
ECUACIÓN (4.23) Velocidad línea en función de la frecuencia…………………..133
XXIV
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 2.1 PROPIEDADES DE LOS COAGULANTES COMUNES ...................... 40
TABLA 2.2 POLÍMEROS ORGÁNICOS .................................................................... 44
TABLA 2.3 TIPOS DE SEDIMENTADORES SEGÚN EL SENTIDO DE FLUJO ... 58
TABLA 2.4 TOPES Y BASES DE LAS FORMACIONES .......................................... 65
TABLA 2.5 PERFILES A HUECO ABIERTO ............................................................ 66
TABLA 2.6 SUMARIO DE LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA ............................ 67
TABLA 3.1 PARÁMETROS PERMISIBLES DEL AGUA DE FORMACIÓN PARA
REINYECCIÓN ........................................................................................ 74
TABLA 3.2 MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMITIDA DE ACUERDO A LA
CLASE ANSI .......................................................................................... 98
TABLA 3.3. BOMBAS INSTALADAS EN EL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE
AGUA EN LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI SUR. ................................. 99
TABLA 3.4. INICIO DE LA REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN EN LA
ESTACIÓN SHUSHUFINDI SUR. ........................................................ 100
XXV
TABLA 3.5. TENDENCIA DEL AGUA DE FORMACIÓN DE LOS POZOS
REINYECTORES Y EL WASH TANK ................................................. 101
TABLA 3.6.TENDENCIA DEL AGUA DE FORMACIÓN DE LOS POZOS
PRODUCTORES ..................................................................................... 102
TABLA 3.7. TRATAMIENTO QUÍMICO APLICADO DURANTE EL MES DE
ABRIL DEL 2010. ................................................................................ 109
TABLA 3.8. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DE CONFINAMIENTO DE LA
FORMACIÓN TIYUYACU .................................................................... 113
TABLA 3.9 CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE
FORMACIÓN ......................................................................................... 117
TABLA 4.1 FACTORES DE FRICCIÓN PARA TUBERÍAS COMERCIALES ...... 124
TABLA 4.2
COEFICIENTE DE RESISTENCIA PARA UNA CURVA DE 90º. ..... 127
TABLA 4.3 BARRILES DE AGUA PRODUCIDOS POR ESTACIÓN .................... 135
TABLA 4.5 CARACTERÍSTICAS DE TUBERÍAS ............................................ - 148 -
TABLA. 4.6 INCREMENTO DE DIÁMETRO EN TUBERÍAS. .......................... - 174 -
TABLA. 4.7 VÁLVULAS Y ACCESORIOS ......................................................... - 175 -
XXVI
TABLA 4.8 COSTO DE QUÍMICOS EMPLEADOS EN EL SISTEMA DE
REINYECCIÓN ................................................................................. - 194 -
TABLA 4.9 ANÁLISIS FÍSICO – QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN
ESTACIÓN SHUSHUFINDI - SUR ................................................ - 198 -
XXVII
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO I PROPIEDADES FÍSICAS DE ELEMENTOS Y COMPUESTOS
INORGÁNICOS ................................................................................... - 208 -
ANEXO II QUIMIFLOC 922 (FLOCULANTE) .................................................... - 209 -
ANEXO III QUIMIFLOC 757 (COAGULANTE) ................................................ - 211 -
ANEXO IV PLAN DE MANTENIMIENTO .......................................................... - 212 -
ANEXO V POZOS REINYECTORES ................................................................... - 217 -
ANEXO VI PROGRAMA DE MONITOREO ....................................................... - 221 -
ANEXO VI DIAGRAMA DE MOODY ................................................................. - 225 -
ANEXO VII DUREZA TOTAL .................................................................................. 226
ANEXO VIII ALCALINIDAD TOTAL ...................................................................... 227
ANEXO IX CLORUROS ............................................................................................. 228
ANEXO X DUREZA CÁLCICA ................................................................................. 229
ANEXO XI ANÁLISIS DE GASES EN AGUA ......................................................... 230
ANEXO XII DETERMINACIÓN DE O2. .................................................................... 231
XXVIII
ANEXO XIII DETERMINACIÓN DE H2S ................................................................. 232
ANEXO XIV TEMPERATURA .................................................................................. 233
ANEXO XV DETERMINACIÓN DE HIERRO ........................................................ 234
ANEXO XVI SULFATOS ........................................................................................... 235
ANEXO XVII CÁLCULOS COMPLEMENTARIOS ................................................. 236
ANEXO XVIII POTENCIAL DE HIDRÓGENO PH ................................................. 237
ANEXO XIX TURBIDEZ ............................................................................................ 238
ANEXO XX SÓLIDOS TOTALES ............................................................................. 239
ANEXO XXI PRUEBA DE JARRAS (DOSIS ÓPTIMA COAGULANTE-
FLOCULANTE) .................................................................................... 240
ANEXO XXII ANÁLISIS BIOLÓGICO ..................................................................... 241
XXIX
ABREVIATURAS
ASTM American Society For Testing Material.
API American Petroleum Institute.
BAPD Barriles de Agua por Día.
BFPD Barriles de Fluido por Día.
BAPM Barriles de agua por mes.
BAPA Barriles de agua por año.
BLS Barriles.
BPPD Barriles de Petróleo por Día.
BSR Bacterias Sulfato Reductoras.
BT Arena de Formación Basal Tena.
°C Grados Celcius.
°F Grados Fahrenheit.
mg/L Miligramos por Litro.
Máx. Máximo.
Mín. Mínimo.
NACE Nacional Association of Corrosion Engeenering.
XXX
STD Sólidos Totales Disueltos.
SST Sólidos Totales Suspendidos.
NTU Unidad de Turbidez.
Floc. Flóculo.
T Arena T de la Formación Napo.
U Arena U de la Formación Napo.
Q Caudal.
Viscosidad.
Densidad.
Diámetro.
v Velocidad.
NRe Número Adimensional de Reynolds.
Rugosidad Absoluta.
L Longitud.
f Factor de Fricción Fanning.
ft Factor de Fricción para Accesorios.
k Constante de Resistencia al Flujo.
XXXI
k’ Constante de Resistencia al Flujo en Estrechamiento de Tubería.
Relación de Diámetros en Estrechamiento de Tubería.
KT Constante de Resistencia Total.
hL Pérdidas por Fricción.
Z Altura Geométrica del Nivel Operativo del Líquido
z Nivel del Líquido a superarse.
AT Altura Total del Tanque.
Ad Altura de Descarga.
A Área.
h Altura
V Volumen.
r Radio
τ Tiempo de Residencia.
g Gravedad.
P Presión.
H Energía Hidráulica Total.
Sf Gradiente Hidráulico.
w Velocidad Angular.
XXXII
Vt Velocidad de Decantación Final.
CD Coeficiente de Arrastre.
ppm Partes por Millón.
m Metros.
s Segundos.
kg Kilogramo.
g Gramos.
mp MiliPoise.
plg Pulgada
1
RESUMEN
Se realizó el rediseño de la planta de tratamiento del agua de formación en la Estación
Shushufindi – Sur de Petroproducción. Proponiendo soluciones para su puesta en
marcha y reinyectar agua clarificada dentro de los parámetros permisibles para las
zonas de captación.
Se caracterizó el agua a la salida del tanque de lavado por medio de análisis físicos,
químicos y microbiológicos. Determinándose que el diámetro (6 pulgadas cédula 40) de
las tuberías de interconexión entre los tanques: desnatador, clarificador, sedimentador y
de almacenamiento, no es el adecuado ya que provoca pérdidas de energía en el sistema
y aunado a esto, la acumulación de sólidos en el interior de las líneas por el ineficiente
tratamiento químico, redujo aún más el diámetro interno, causando el desbordamiento
de los tanques.
Se estableció un diámetro de 10 pulgadas de cédula 20, disminuyendo las pérdidas para
mantener los niveles operativos en los tanques. Para un efectivo proceso de clarificación
se dimensionó un desnatador con una flauta y bandeja para la separación agua-aceite;
mediante simulación en laboratorio (prueba de jarras), se fijó las dosis óptimas de
coagulante para mezcla rápida y lenta respectivamente Se recomienda dar seguimiento
al programa de monitoreo y al plan de mantenimiento a fin de controlar el proceso y
prolongar la vida útil de la planta.
2
SUMMARY
It was carried out the redesign of the treatment plant of water from Shushufindi – Sur of
Petroproducción Station. Suggesting solutions to carry out and re-inject clarified water
which is in the permissible parameters for the capture zones.
It was characterized the water in the exit of the wash tank, by means of physical,
chemical and microbiological. Establishing that the diameter (6 inch and 40 of
thickness) of the interconnection pipes among: skimmer tanks, clarifier tanks,
sedimentary tanks and storage tanks was no the adequate, so it do not causes loss of
energy in the united system, the accumulation of solids inside the lines caused for the
inefficient chemical treatment reduced much more the internal diameter casing the
overflow of the tanks.
It was established a diameter of 10 inches and 20 schedule, decreasing the loss to keep
the tanks operative levels. For a right process of clarifying of water it was dimensioned
a skimmer with a pipe and try to separate oil and water; by means of simulation in
laboratory (pitchers proof), for quick and slow mixing respectively.
It is recommended to check the monitoring program and the maintenance plan to control
the process and extend the useful life of the plant.
Ing. Vinicio Melo
DIRECTOR DE TESIS
3
CAPÍTULO I
4
CAPITULO I
1.GENERALIDADES
En este capítulo analizaremos los posibles problemas que se pueden causar en la
producción de agua de formación , además se dar a conocer los objetivos planteados en esta
investigación los mismos que se darán cumplimiento al final de este trabajo .
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
La explotación petrolera trae como consecuencia la producción de agua de formación que
al tener altas concentraciones de elementos pesados, así como también cloruros, carbonatos,
sulfatos, productos hidrocarburíferos; si a esto le añadimos los químicos que se utiliza en el
tratamiento del petróleo, hace que el agua separada del petróleo sea altamente tóxica, por lo
que es de suma importancia evitar a cualquier costo que se produzca contaminación al
ambiente circundante.
A través del convenio PETROECUADOR-UTE, se realiza el presente trabajo de
Investigación en la Estación Shushufindi-Sur, ubicada en la provincia de Sucumbíos al Sur
de la Región Amazónica
Con el propósito de mejorar la calidad del agua con métodos de control tanto químicos
como físicos, se diseño la planta de tratamiento aprovechando la infraestructura disponible
(desnatador, clarificador, sedimentador, y tanque de almacenamiento de agua tratada) y
dando alternativas de mejora para evitar la reducción de los diámetros de tuberías
mediante mantenimiento continuo y un programa de monitoreo.
5
1.2 OBJETIVOS
En este trabajo se ha planteado distintos objetivos con el fin de demostrar el compromiso y
la seriedad de esta investigación ya que estos serán la muestra de que el trabajo llego a
culminarse y llego a su meta planteada.
1.2.1 General
Realizar el estudio y análisis de la Planta de Tratamiento del agua de formación en la
Estación Shushufindi-Sur.
1.2.2 Específicos
Estudiar la Planta de Tratamiento existente del agua de formación en la Estación
Shushufindi-Sur.
Caracterizar física y químicamente el agua de formación.
Establecer la concentración óptima de los químicos empleados en el tratamiento del
agua de formación.
Determinar la actividad de bacterias sulfatoreductoras.
1.3 JUSTIFICACIÓN
El agua que acompaña al petróleo, por su alto contenido de iones en solución, pequeñas
cantidades de metales pesados y residuos de los químicos utilizados en el proceso de
6
separación agua-petróleo (anticorrosivo, anti-incrustante, demulsificante, etc.), no puede ser
drenada al ambiente pues los efectos serían desastrosos tanto para el hombre, la flora y la
fauna, razón por la cual se ha optado en reinyectar el agua a zonas no productoras situadas a
profundidades comprendidas entre los 5000 y 7500 pies, estas zonas en el área Shushufindi-
Sur, se llaman Orteguaza y Tiyuyacu respectivamente.
El agua de formación para poder ser reinyectada requiere que se mejore su calidad, pues
esta arrastra consigo trazas de petróleo, arcillas, óxidos, sulfuros, sílice, etc. Los cuales
deben ser retirados para evitar que causen problemas de corrosión y taponamiento en
sistemas de bombeo, líneas de flujo y zonas receptoras (reduciendo la capacidad de
admisión del pozo y consecuentemente su vida operable).
1.4 HIPÓTESIS
El agua que proviene de los tratadores de petróleo y de los desalinizadores, así como
también de desfogue de los separadores y el agua de enjagüe proveniente de lo
desmineralizadores deben ser tratadas antes de su desecho. La mayor parte de esta agua
requiere una extensa depuración. El agua de escorrentía que ha estado en contacto con
acumulamientos y azufre puede ser altamente ácida y el agua que contiene metales pesados
también requerirá de un tratamiento especial, antes de que pueda ser desechada con
seguridad.
Los elementos básicos que debe disponer un “Sistema Cerrado” de Tratamiento del agua de
formación, de las características requeridas para la Estación Shushufindi Sur, son los
siguientes
7
- Tanque de tratamiento de agua cruda.
- Bombas de transferencia
- Tanque clarificador
- Filtros
- Tanque de sedimentación
- Tanque de agua tratada
- Bombas elevadoras de presión (boosters)
- Bombas de alta presión (centrífugas o reciprocantes)
- Sistema de bombas de inyección de químicos
- Turbidímetro en línea
1.5 MÉTODOS Y TÉCNICA
Para este presente trabajo se han utilizado Métodos Particulares y Generales deduciendo de
cada uno lo siguiente:
1.5.1 Métodos Particulares
Método Histórico:
En relación con la información de datos, fechas, tablas, estadísticas y parámetros de
los antecedentes de la reinyección de agua en las diferentes estaciones en el campo
Shushufindi. Con relación a estos datos brindados por la empresa Petroproduccion,
se ha obtenido valiosa información que ha sido de mucha utilidad para este trabajo.
8
Método Descriptivo:
Este método ha sido empleado para reunir información clasificarla y actualizarla
con el fin de organizar datos que ayuden a solucionar el problema que se plantea en
esta investigación.
1.5.2 Métodos Generales
Método Analítico:
Este método permitió analizar cada una de las partes en relación con toda la
información brindada por Petroproduccion ayudando a entender profundamente el
proceso de reinyección mediante cálculos, tablas y estadísticas.
También para el presente trabajo se ha empleado Técnicas y Tipos de Observación las
cuales son:
1.5.3 Observación de Campo:
Esta técnica se la empleó en la Estación Shushufindi Sur de Petroecuador, gracias a esto se
pudo observar todos los déficits que la planta tenia, ayudando a sacar conclusiones fiables
para la culminación del trabajo de investigación.
1.5.4 Observación de Laboratorio:
Esta técnica se la empleo en el Laboratorio de corrosión de la estación central de
Petroecuador, en este caso se observó el manejo del agua mediante químicos provenientes
de la compañía Quimipac encargada del tratamiento del agua, determinar la cantidad de
9
sólidos, el manejo de biocidas, gracias a esto se pudo entender las normas ambientales que
el agua deberá cumplir para poder ser reinyectada.
10
CAPÍTULO II
11
CAPÍTULO II
2. PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN
Existen muchas fuentes de agua residual creadas por la producción de petróleo y gas. La
mayor parte del petróleo y gas que se produce contendrá agua. Esta agua tiene un alto
contenido de sólidos disueltos, especialmente cloruros provenientes del agua marina de
épocas remotas que se encontraba presente cuando se formaba el petróleo y gas.
2.1 GENERALIDADES
Conforme el petróleo y el agua se mueven lentamente a través de la formación, más
minerales se disuelven en el agua. Con mucha frecuencia, el agua está completamente
saturada o supersaturada de minerales, elementos y compuestos organicos tal como se
describe sus propiedades en el Anexo I.
Pequeñas partículas de arena y lodo pueden ser arrastradas conjuntamente con el agua y el
petróleo y quedar suspendidas en líquidos del pozo. Debido a todos estos contaminantes, el
agua producida con el petróleo no puede ser desechada hacia una fuente de agua superficial
o hacia un pozo de desecho sin un tratamiento previo.
El agua que proviene de los tratadores de petróleo y de los desalinizadores, así como
también de desfogue de los separadores y el agua de enjagüe proveniente de lo
desmineralizadores deben ser tratadas antes de su desecho. La mayor parte de esta agua
requiere una extensa depuración. El agua de escorrentía que han estado en contacto con
12
acumulamientos y azufre puede ser altamente acida y el agua que contiene metales pesados
también requerirá de un tratamiento especial, antes de que pueda ser desechada con
seguridad.
2.2. AGUAS DE FORMACIÓN EN POZOS PETROLEROS
Definición
Son aguas asociadas al petróleo en los yacimientos hidrocarburíferos, que tienen altas
concentraciones de sales minerales compuestos sulfurosos y metales pesados, es decir en el
subsuelo el crudo está mezclado con aguas salinas, tóxicas y calientes
Agua congénita o de formación, es agua asociada al hidrocarburo en el yacimiento y que
surge durante la extracción del mismo. Contiene sales y puede tener metales, se considera
un subproducto no aprovechable
Origen
El agua de producción o formación es un tipo de agua sedimentaria producto de 150
millones de años de procesamiento natural y tiene niveles muy altos de salinidad y metales
pesados. Es fuertemente salina, llegando a tener concentraciones de cloruros de sodio y
otros sólidos en cantidades que pueden llegar a las 100.000 ppm (miligramos de sólidos por
litro de agua. El agua de mar puede llegar a tener 35.000 ppm.
13
Características
En los yacimientos de petróleo la temperatura de las aguas de formación suele ser cercana
al gradiente térmico promedio de la tierra, 25-30C/Km. Considerando las profundidades a
las que ocurre la explotación petrolera (3-6 Km.), la temperatura del agua alcanza valores
del orden de hasta 180 C.
Estas aguas contienen además partículas de hidrocarburos solubles, los químicos usados
para separarla del petróleo y proteger las instalaciones, son los antiemulsionantes,
antiparafínicos, biocidas y otros.
Por su composición el agua de formación presente en los yacimientos de petróleo, una vez
extraída a la superficie, resulta sumamente tóxica para el ambiente.
2.2.1 Naturaleza y Propiedades del Agua de Formación
En la naturaleza el agua se encuentra en un estado puro y cuenta con propiedades las
mismas que son de suma importancia ya que muestran comportamientos diferentes ,
tendencias etc ,del agua , los mismos que si los analizamos nos pueden dar un patrón el que
puede ser utilizado con un fin científico.
2.2.1.1 Sólidos Totales Disueltos (STD)
En las salmueras de los campos petroleros los STD van desde menos de 10000mg/l hasta
más de 350000mg/l, entre los que el NaCl constituye el 80% o más. Los cationes
14
inconvenientes que se encuentran en las aguas de los campos petroleros son el calcio (Ca),
magnesio (Mg), bario (Ba), estroncio (Sr), y hierro ferroso. Los aniones que se encuentran
por lo común son cloruro (Cl), sulfato (SO4), bicarbonato (HCO3) y sulfuro (S).
2.2.1.2 Sólidos Suspendidos
Varios sólidos inorgánicos y orgánicos se encuentran en las aguas del petróleo. Pueden ser
partículas de óxidos metálicos de los entubados del pozo o hierro oxidado o manganeso,
presentes originalmente en el agua. Otros sólidos suspendidos pueden ser los sedimentos,
arena, arcilla o cuerpos bacterianos. Estas partículas se recolectan en un filtro de
membrana de 0,45 micras para su identificación. Los sólidos filtrados se analizan por
separado
2.2.1.3 Gases Disueltos
Los gases que causan mayor preocupación son el sulfuro de hidrógeno (H2S), dióxido de
carbono (CO2) y el oxigeno (O2).
Sulfuro de Hidrógeno (H2S). Las aguas producidas que contienen H2S se conocen como
aguas amargas. Los yacimientos de petróleo pueden volverse amargos debido a la actividad
de las bacterias reductoras de sulfato en la formación de producción. Las concentraciones
de H2S pueden alcanzar varios cientos de mg/l.
15
El H2S en contacto con hierro produce sulfuro de hierro, el cual puede acelerar la corrosión
o actuar como un serio agente taponador. Los sulfuros de la mayor parte de los metales son
insolubles en agua. El H2S puede producirse también en el sistema de manejo del agua por
las bacterias reductoras de sulfatos, por lo que cualquier aumento en la concentración de
H2S que no haya sido causado por el mezclado es una indicación de actividad microbiana.
El H2S en contacto con oxígeno disuelto puede producir azufre elemental que es un serio
agente taponador.
Dióxido de carbono (CO2). Es un gas ionizable que forma ácido carbónico débil cuando
se disuelve en agua. Es uno de los mayores contribuyentes a la producción de corrosión en
el pozo y en el sistema de inundación con agua. Las concentraciones de CO2 en el pozo de
producción pueden exceder 200mg/l , mucho de lo cual se pierde a la atmósfera cuando los
fluidos producidos salen del pozo, el dióxido de carbono es también responsable de la
disolución de la piedra caliza de la roca del yacimiento, lo que aumenta la dureza y la
alcalinidad.
Oxígeno disuelto (OD). Rara vez está presente en los fluidos producidos que salen del
yacimiento, a menos que sea arrastrado por infiltración, pero es quizá el más serio agente
corrosivo que participa en los mecanismos de corrosión con el agua de los campos
petroleros.
También es el responsable de la creación de agentes taponantes por la oxidación de hierro
ferroso y del sulfuro de hidrógeno. Es importante tratar de excluir el oxigeno de todos los
recipientes, entubados y líneas superficiales de abastecimiento.
16
2.2.1.4 Bacterias Sulfato Reductoras (BSR)
De los varios tipos de bacterias responsables de la corrosión y la producción de sólidos del
tipo taponador, el más serio ofensor es la bacteria anaeróbica Desulfovibrio desulfricans,
está implicada en los cambios químicos que ocurren durante la formación del petróleo,
reduce el sulfato inorgánico (SO4-2) a sulfuro (S-2), lo que lleva a precipitados de sulfuro
de hierro.
El proceso de sulfatoreducción es una actividad metabólica llevada a cabo por las bacterias
sulfatoreductoras, las cuales son anaerobias estrictas y requieren no solo de la ausencia de
oxigeno para su crecimiento.
Las bacterias que efectúan una sulfatoreducción desasimiladora utilizan principalmente
sulfato como el aceptor terminal de electrones en la oxidación anaerobia de substratos
orgánicos, estas bacterias tienen la capacidad de activar el sulfato y reducirlo a sulfuro de
hidrógeno o ácido sulfhídrico (H2S).
Fig. 2.1 Bacterias Sulfato Reductoras
Fuente: Departamento de Corrosión Shushufindi
Elaborado por: Andrés Guevara
17
Todos los efectos nocivos producidos por estas bacterias son debidos a la formación de
H2S, mereciendo especial atención ya que la inducción de la precipitación de sulfuro de
hierro a partir de hierro ferroso (Fe++) se considera el factor responsable de la corrosión
microbiana anaerobia.
En la industria petrolera el sulfuro obstruye los pozos de inyección y por su carácter
lipofílico estabiliza las emulsiones aceite-agua ocasionando problemas de separación de
estas fases, además contamina el gas y el aceite, pero el principal aspecto involucrado con
la precipitación del sulfuro de hierro es que dicho compuesto es responsable de la corrosión
de bombas, tanques, estructuras y sistemas acarreadores de petróleo.
Otro problema derivado de la generación de H2S es que al ser un compuesto volátil,
fácilmente se escapa de la fase acuosa y en zonas de ventilación escasa es peligroso para la
salud humana si llega a inhalar.
Las bacterias sulfato-reductoras toleran variaciones de temperatura bastante amplias (de 14
a 180 F), rangos de pH de 5 a 9 y presiones de hasta 14 y 500 Psi. Son extremadamente
adaptables y resistentes.
2.2.1.4.1 Identificación de Bacterias Sulfato Reductoras
La determinación de un tipo exclusivo de bacterias necesita de técnicas que permitan
conocer y ordenar la compleja población mixta para separarla de sus distintas especies
18
puras. Las cepas bacterias son cultivadas en el laboratorio sobre materiales nutritivos
denominados medios de cultivo.
Sistemas de cultivo
El objetivo es realizar el crecimiento provocado de las mismas brindando el medio y los
nutrientes necesarios para su crecimiento. Por medio de los cultivos (solución salina
enzimática) y el clavo de hierro que suministra por polarización catódica un potencial
redox suficientemente bajo; podemos establecer el número de colonias y la población
bacterial de un determinado tipo, presente en una muestra de inyección.
Fig. 2.2 Medios de Cultivo
Fuente: Departamento de Corrosión Shushufindi
Elaborado por: Andrés Guevara
2.2.1.4.2 Control de las Bacterias
El control de las bacterias es importante en el tratamiento del agua en campos petroleros
porque pueden causar taponamientos en las líneas de reinyección o una seria corrosión.
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2.2.1.5 Incrustaciones Minerales
En el sistema de manejo de agua las incrustaciones pueden formarse en las bombas de agua
de inyección, en las líneas de superficie que vayan a los pozos de inyección y en las
superficies de las rocas en la formación de inyección.
2.2.1.5.1 Carbonato de Calcio
Debido a que la solubilidad del carbonato de calcio disminuye con el aumento en la
temperatura, la inyección desde la superficie hacia una formación caliente aumenta la
posibilidad de que se deposite carbonato de calcio. Su solubilidad aumenta a medida
que se eleva el contenido da sólidos totales disueltos. Por ejemplo la adición de 200 000
mg/l de NaCl aumenta la solubilidad del CaCO3 en más del 100%.
El incremento de la presión total aumenta la presión parcial del dióxido de carbono e
incrementa la solubilidad del carbonato de calcio en el agua.
El incremento de la presión hace que la solubilidad aumente debido a consideraciones
termodinámicas.
La caída de presión es una de las causas principales de depositación de incrustaciones
en los sistemas de producción. Disminuye la solubilidad del carbonato de calcio debido
a las pérdidas de dióxido de carbono y al efecto de la disminución de presión.
20
2.2.1.5.2 Sulfato de Calcio
La mayor parte de los depósitos de sulfato de calcio que se encuentra en un campo
petrolero son yeso (CaSO4.2H2O), que es la forma predominante a temperaturas inferiores a
100 F (38 C); por encima de esta temperatura puede encontrarse anhidrita (CaSO4). La
solubilidad del yeso aumenta con la temperatura hasta más o menos 100 F, y después
disminuye con el aumento de temperatura. El cloruro de sodio aumenta la solubilidad de la
anhidrita, como lo hace con el carbonato de calcio, hasta una concentración de sal
aproximadamente 150 000 mg/l. Concentraciones mayores de sal disminuyen la solubilidad
del sulfato de calcio. La adición de 150 000 mg/l de NaCl al agua destilada triplica la
solubilidad el yeso.
2.2.1.5.3 Sulfato de Bario
Es la incrustación menos soluble (aproximadamente 2.3 mg/L a 77oF (25oC) en agua
destilada) La solubilidad del sulfato de bario también se aumenta por el aumento de en la
concentración de sal. La adición de 100 000 mg/l de NaCl al agua destilada aumenta la
solubilidad de sulfato de bario de 2.3 mg/l a aproximadamente 30 mg/l a 77 F (25 C).
El pH no presenta efecto sobre la solubilidad del sulfato de bario.
21
La solubilidad del sulfato de bario aumenta con la temperatura, por lo que el efecto
combinado de la temperatura y la concentración del NaCl puede aumentar la solubilidad a
aproximadamente 65 mg/l a 203 F (95 C).
La depositación de sulfato de bario suele deberse al mezclado de un agua rica en bario con
una rica en sulfato. Tal combinación debe evitarse, pero cuando es inevitable. Los
inhibidores químicos pueden controlar los depósitos.
2.2.1.5.4 Sulfato de Estroncio
Es considerablemente más soluble que el sulfato de bario, con una solubilidad de
aproximadamente 129 mg/L en agua pura a una temperatura de 77ºF (25ºC).
La solubilidad del sulfato de estroncio disminuye cuando la temperatura aumenta. Con la
presencia de cloruro de sodio (NaCl), la solubilidad se incrementa hasta un máximo de
alrededor de 175,000 mg/L.
La solubilidad del sulfato de estroncio se incrementa con la presión pero de una forma leve
hasta 3,000 psig y sólo tiene un ligero incremento por encima de los 3,000 psig, las caídas
de presión son una causa principal del depósito de incrustaciones de sulfato de estroncio en
los sistemas de reinyección.
Al igual que en los otros casos el pH no tiene efecto sobre la solubilidad del sulfato de
estroncio.
22
2.2.1.5.5 Compuestos de Hierro
Los iones de hierro pueden estar presentes en el agua de forma natural o por producto de la
corrosión. Las aguas de formación normalmente contienen pocos mg/L de hierro natural y
valores altos como 100 mg/L son raros de encontrar.
Sin embargo, estos valores altos son el resultado de la corrosión. Así como los compuestos
de hierro precipitado son causas comunes de formación de incrustaciones y del
taponamiento de pozos de inyección, también son un indicativo de problemas de corrosión
serios. La corrosión es normalmente el resultado del dióxido de carbono, del sulfuro de
hidrógeno o del oxígeno, disueltos en el agua. La formación o no de incrustaciones
dependerá del pH del sistema y la formación de las mismas es más probable con un valor
de pH superior a 7.
El sulfuro de hidrógeno formará sulfuro de hierro como un producto de la corrosión, el cual
es bastante insoluble y usualmente forma incrustaciones adherentes delgadas. El oxígeno se
combina para formar hidróxido ferroso, hidróxido férrico y óxido férrico que resultan al
entrar en contacto con el aire.
2.3 CORROSIÓN
Definición
Es la destrucción de un metal o metales, a través de la interacción con un ambiente (suelo o
agua) por un proceso electroquímico, es decir, una reacción que envuelve un flujo de
corriente eléctrica e intercambio de iones.
23
Generalidades
Es un proceso electroquímico a través del cual el metal regresa a un estado más estable,
asemejándose al hierro mineral del cual fue producido. Esta acción es similar al proceso
metalúrgico de extracción del metal desde el mineral en la naturaleza, pero en reversa.
De allí que los metales siempre están sujetos a corrosión, algunos a mayor tasa que otros; y
más aún en la industria petrolera debido a las características agresivas de los fluidos que
son manejados (gas natural, agua de formación, petróleo), por lo tanto, los efectos de
desgaste son mucho más complejos y consecuentemente requieren mayor cuidado por las
situaciones que traen en sí.
Las instalaciones petroleras requieren protección contra la corrosión para evitar pérdidas
directas e indirectas, que incluyen las paradas de equipos, pérdidas de productos a través de
las tuberías corroídas, pérdidas de producción durante paro por reparaciones, pérdida de
materiales, pérdida de tiempo, costos prohibitivos de reparaciones de emergencia, costo
adicional por almacenamiento imprevisto de productos y productos de derrame, costo por
precauciones de seguridad adicionales, afectaciones y atentados serios al medio y a las
personas involucradas.
La mayoría de las fallas mecánicas son el resultado de la corrosión, pero puede haber otros
factores adicionales que pueden destruir los metales e incluyen problemas de manipulación
de tuberías y equipos, las presiones, las temperaturas y los gases agresivos que han creado
ambientes más adversos para facilitar la corrosión.
24
La corrosión describe los cambios no deseados en las propiedades físicas de un metal a
través de reacciones químicas o electroquímicas. En las facilidades petroleras los puntos de
mayor vulnerabilidad a efectos corrosivos son las uniones, codos, debido a que en los
puntos con accesorios se produce la mayor turbulencia de los fluidos que se transportan,
desprendiendo el material corroído y dejando una superficie fresca para corrosión, lo que
resulta en el debilitamiento y futuros puntos críticos de ruptura del material.
La corrosión puede ocurrir por ataque uniforme, indentación local o por agrietamiento
debido a la tensión. Los requisitos básicos para que exista corrosión son:
Una célula corrosiva consistente en un ánodo y un cátodo
Un electrolito para completar el circuito
Flujo de la corriente directa
2.3.1 Tipos de Corrosión
Se clasifican de acuerdo a la apariencia del metal corroído, dentro de los más comunes
están:
Corrosión uniforme: donde la corrosión electroquímica actúa uniformemente
sobre toda la superficie del metal.
Corrosión galvánica: ocurre cuando metales diferentes se encuentran en contacto,
ambos metales poseen potenciales eléctricos diferentes lo cual favorece la aparición
25
de un metal como ánodo y otro como cátodo, a mayor diferencia de potencial el
material más activo será el ánodo.
Corrosión por picaduras (Pitting): es una forma de corrosión localizada con efecto
perforante, que en poco tiempo deteriora la estructura metálica.
Corrosión intergranular: se origina en los bordes de los granos o en las zonas
adyacentes a ellos, en metales y aleaciones.
Corrosión por esfuerzo: se manifiesta por la formación de fisuras en la masa
metálica orientadas perpendicularmente a la dirección de la tensión mecánica
aplicada.
Corrosión por bacterias: Uno de los mayores problemas causados por el desarrollo
de vida microbiana en operaciones petroleras y sistemas de agua es la corrosión. La
mayor contribución de las bacterias para la corrosión es la producción de sulfuro de
hidrógeno. La bacteria responsable de esta producción es la (BSR).
2.3.2 Variables Físicas de la Corrosión
1) Temperatura del agua, la velocidad de corrosión se incrementa con el aumento de la
temperatura.
2) Presión del sistema, en el caso de los sistemas de agua de dos fases (agua+gas), la
presión es importante debido a su efecto sobre la solubilidad de los gases disueltos. La
mayoría de los gases entra en solución a medida que la presión se incrementa dando por
resultado el incremento de la velocidad de corrosión.
26
3) Velocidad del agua, el agua estancada o de velocidad baja tiene una velocidad de
corrosión baja, pero se puede presentar picadura. Al incrementarse la velocidad del
fluido se incrementa también la velocidad de corrosión. Si la velocidad es demasiado
alta, la erosión o la erosión-corrosión pueden provocar el desgaste por los choques.
Estos problemas se vuelven aún más severos si existen sólidos suspendidos, con
cambios en la dirección del flujo.
2.3.3 Protección contra la Corrosión
Todo material metálico sin la debida protección y en un medio que propicie el intercambio
de electrones es susceptible a corroerse. Existen cuatro métodos comúnmente utilizados
para controlar la corrosión en tuberías, estos son:
2.3.3.1 Recubrimientos y Revestimientos
Estas son las principales herramientas contra la corrosión, a menudo son aplicados en
conjunción con sistemas de protección catódica para optimizar el costo de la protección de
tuberías.
Para garantizar la protección contra la corrosión de una tubería enterrada no es suficiente un
recubrimiento de pintura. Es necesario la aplicación de Revestimientos que aíslen la tubería
del medio en que se encuentra, estos pueden ser: polietileno, polipropileno y resina epóxica
que son de aplicación industrial y las tuberías deben enviarse a plantas de revestimiento
27
especializadas en aplicar este tipo de protección a los tubos. La brea y la combinación de
imprimantes (pinturas de base) y teipes pueden aplicarse en sitio. Para garantizar la
prolongación de la vida útil de una tubería revestida se acompaña de un sistema de
protección catódica.
Pinturas epoxi
Son un grupo de pinturas de alta resistencia a diferentes ataques, la pintura epoxi se
presenta en dos envases, ya que está compuesta por una parte que contiene la resina epoxi y
en la otra parte el catalizador o endurecedor, se acostumbra a base aminas o de poliamidas.
Su secado se produce luego de la reacción química entre los 2 compuestos, después de
evaporarse el disolvente. Entre sus características destacan:
Presentan gran resistencia química, sin que les afecten los disolventes ni los aceites
o grasas
Gran resistencia al roce
Excelente adherencia sobre cemento.
Usos:
Debido a su resistencia a los ataques químicos, se usa para la conservación de
instalaciones industriales.
- Por su resistencia al agua y los detergentes, se usa para lavaderos industriales y otras
naves o instalaciones que estén sometidas a frecuentes limpiezas agresivas y
desinfecciones.
28
La pintura epoxi permite obtener elevados espesores por mano, dando una
impermeabilización total y una excelente resistencia mecánica y química.
Presenta una alta resistencia a la abrasión y a los productos químicos, siendo
fácilmente limpiable, impermeable y altamente estético. Es de fácil aplicación y al
estar exento de disolventes no desprende olores. Por lo que son utilizados como
recubrimientos a nivel industrial.
2.3.3.2 Protección catódica
Es una técnica de control de la corrosión, que está siendo aplicada cada día con mayor éxito
en el mundo entero, en que cada día se hacen necesarias nuevas instalaciones de ductos
para transportar petróleo, productos terminados, agua; así como para tanques de
almacenamientos. La condición fundamental es que las estructuras componentes del objeto
a proteger y del elemento de sacrificio o ayuda, deben mantenerse en contacto eléctrico e
inmerso en un electrolito.
La manera básica como funciona un sistema de protección catódica se ilustra en las figuras
siguientes:
29
Fig. 2.3 Protección catódica en Tuberías
Fuente: Departamento de Corrosión Shushufindi
Elaborado por: Andrés Guevara
Fig. 2.4 Protección catódica para un Tanque de Agua
Fuente: Departamento de Corrosión Shushufindi
Elaborado por: Departamento de Corrosión Shushufindi.
30
Uno de los sistemas de protección más utilizados es por Corriente Impresa.
2.3.3.2.1 Protección por corriente Impresa
En este sistema se mantiene el mismo principio fundamental, pero tomando en cuenta las
limitaciones del material, costo y diferencia de potencial con los ánodos de sacrificio, se ha
ideado este sistema mediante el cual el flujo de corriente requerido, se origina en una fuente
de corriente continua regulable o, simplemente se hace uso de los rectificadores, que
alimentados por corriente alterna ofrecen una corriente eléctrica continua apta para la
protección de la estructura.
La corriente externa disponible es impresa en el circuito constituido por la estructura
metálica a proteger y la cama anódica.
2.3.3.3 Selección de materiales
Se refiere a la selección y empleo de materiales resistentes a la corrosión, tales como: acero
inoxidable, plásticos y aleaciones especiales que alarguen la de vida útil de una estructura,
por ejemplo de la tubería. Sin embargo, en la selección de materiales resistentes a la
corrosión el criterio fundamental no es, en esencia, la protección de una estructura, sino la
protección o conservación del medio donde esta existe.
31
2.3.3.4 Inhibidores de Corrosión
Forman una barrera que protege la superficie del metal contra los agentes corrosivos.
La base de estos inhibidores son compuestos orgánicos (aminas), contienen un extremo
polar que se adhiere al metal y un extremo apolar que atrae a los hidrocarburos y el agua, lo
cual aumenta la efectividad de la película del inhibidor.
Los inhibidores usualmente contienen:
Uno o más componentes inhibidores
Un disolvente base
Ciertos aditivos: surfactantes (detergentes que limpian la tubería), dispersantes
(contribuyen a que los químicos se mezclen más), demulsificantes (separan el aceite
residual del agua para que los químicos actúen solo en agua) y antiespumantes
(evitan que se produzcan burbujas para una mejor acción de los químicos).
2.3.4 Control de la Corrosión y Escala
Debido a que el agua que se produce en el proceso de extracción de petróleo es muy
agresiva, se debe controlar al máximo el desgaste tanto de las tuberías como de los equipos
y tanques empleados.
En las líneas de reinyección del agua y las de producción se colocan cupones de escala y
corrosión (ánodos de sacrificio) luego de un tiempo se retira, para controlar periódicamente.
Se calcula su pérdida de peso y se aplica la siguiente fórmula:
32
TAD
WMPAMPY
**
*22289 o
Donde:
metal. del densidadD
días.,exposición de tiempo T
.plg expuesta, area A
g.en cupon del peso de perdida W
ñopulgadas/ademilesimasen corrosión de tasaMPA o MPY
2
Para el control de la corrosión se establece un rango de 1 a 3 m.p.y. (milésimas de pulgada
por año) en equipos y líneas de flujo del sistema se determina mediante cupones y/o
probetas. La frecuencia de análisis así como la implementación de otros mecanismos de
monitoreo de corrosión se establecen por el departamento de corrosión.
Cupones de corrosión: son placas del mismo material con que está construido el sistema a
ser monitoreado, estos son utilizados en los equipos de producción y en las líneas de
inyección del agua para evaluar la corrosión.
Cupones de escala: con la diferencia de los anteriores estos tienen orificios y se colocan de
forma perpendicular al fluido, de manera que los sedimentos, escala o bacterias, se vayan
quedando en los orificios, bordes y se pueda hacer una evaluación precisa de los químicos
utilizados en el control de la corrosión y escala.
(2.1)
33
Fig. 2.5 Cupón de Corrosión Fig. 2.6 Cupón de Escala
Fuente: Campo Shushufindi Sur
Elaborado por: Andrés Guevara
2.4 PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN
a) pH, es un indicador semicuantitativo de la acidez o alcalinidad del agua. Su
importancia se da debido a que la solubilidad del carbonato de calcio y de los
compuestos de hierro depende del pH. De tal forma que un pH alto proporciona una
mayor tendencia a la precipitación y cuando el pH es bajo surgen problemas de
corrosión. En Shushufindi, el pH del agua de reinyección varía entre 6.5 y 8.5.
El sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono son gases ácidos que tienden a bajar el
pH del agua cuando se disuelven en la misma, se ionizan parcialmente y el grado de
34
ionización se refleja por el pH, el cual sirve para predecir su efecto sobre la corrosión y
los sólidos suspendidos.
Dado que los valores de pH varían inmediatamente después de retirada la muestra (por
el escape de gases disueltos), su medición debe realizarse de forma rápida.
b) Presencia de Bacterias, la población de bacterias causa corrosión en el sistema y/o el
taponamiento, el problema se vuelve aún más severo con la presencia de bacterias
sulfato-reductoras.
c) Sólidos suspendidos, la cantidad de sólidos presentes en un volumen de agua que puede
pasar a través de un filtro de membrana, es una de las bases para la estimación del
taponamiento del sistema. Comúnmente se usa un filtro de diámetro de poro de 0.45 µm.
d) Turbidez, su significado es que el agua no es clara y contiene materia insoluble tal como
sólidos suspendidos, petróleo disperso o burbujas de gas.
Mide el grado de oscurecimiento del agua e indica el posible taponamiento en
operaciones de reinyección de agua.
e) Calidad del agua, es una medida del grado de taponamiento relativo, el cual se lo puede
obtener cuando un volumen de agua pasa a través de un filtro de un tamaño que
normalmente es de 0.45 µm.
35
f) Oxígeno disuelto, la presencia de este elemento contribuye significativamente a la
corrosividad del agua. Es así que al encontrar hierro disuelto en el agua, el oxígeno
facilita su precipitación en óxidos de hierro insolubles que pueden resultar en
taponamientos y facilita el crecimiento de bacterias aeróbicas.
g) Dióxido de Carbono disuelto, genera corrosión al formar ácido carbónico, además de
influir en el pH y la tendencia de incrustación de carbonato de calcio presente en el agua.
h) Sulfuros totales, su presencia incrementa la corrosión. Se presenta como una mezcla de
iones HS y sulfuro de hidrógeno gaseoso.
El sulfuro de hidrógeno puede estar presente en forma natural en el agua o puede ser
generado por bacterias reductoras de sulfato. Adicionalmente, el sulfuro de hidrógeno
será generado como producto de la corrosión y es un agente de taponamiento muy
efectivo.
i) Petróleo y/o aceite, cuando se tiene presencia de petróleo y/o aceite disperso o
emulsionado en agua causa problemas cuando las aguas producidas son reinyectadas,
debido a que disminuye el grado de inyección por la formación de bloques de emulsión,
los cuales actúan como adherentes para ciertos sólidos como el sulfuro de hierro.
36
Cuando se inyecta agua dentro de un acuífero sin saturación de petróleo inicial se puede
taponar los poros de la formación rocosa en los alrededores del pozo, lo que crea una
saturación de petróleo y/o aceite que a su vez reduce la inyectividad.
j) Temperatura, afecta principalmente a la tendencia de incrustación, el pH y la
solubilidad de los gases presentes en el agua.
k) Sólidos totales disueltos, simplemente son aquellos que forman la cantidad total de
materia disuelta en un volumen dado de agua y se pueden medir sumando las
concentraciones de todos los aniones y cationes que se obtienen de los análisis de los
reportes, o también haciendo evaporar una muestra de agua hasta el secado y pesando
los residuos.
l) Gravedad específica, es la razón de la densidad de agua de la muestra entre la densidad
del agua pura. La gravedad específica viene a ser un indicador directo de la suma total
de los sólidos disueltos en el agua de formación. Es así que la comparación de la
gravedad específica de varias aguas proporciona rápidamente una cantidad relativa de
los sólidos disueltos en el agua. En vista que las aguas de formación contienen sólidos
disueltos siempre serán más densas que el agua pura y por lo tanto tendrán una gravedad
específica mayor que 1.
m) Resistencia, es una función del número de iones disueltos en el agua. Una baja
resistencia indica una alta concentración de iones. La medida de la resistividad en
37
aguas frescas es mucho más sensible a cambios en la cantidad de sólidos totales
disueltos que a la variación de la gravedad específica.
n) Conductividad, son valores inversos a la resistividad y se los puede obtener de:
mΩadResistivid10000dadConductivi
cm
μmho
2.5 DESCRIPCIÓN DE LOS PRODUCTOS QUÍMICOS UTILIZADOS EN EL
TRATAMIENTO QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN EN LA ESTACIÓN
SUR DEL CAMPO SHUSHUFINDI
Coagulante.
Cuando el polímero y las partículas son de cargas opuestas (por ejemplo: las partículas
suspendidas en la superficie del agua tiene carga aniónica y el polímero es catiónico) la
adsorción del polielectrolito sobre la partícula neutralizará la carga de estas. Para estos
casos el peso molecular no es un factor muy importante y los polímeros de bajo peso
molecular pueden ser usados. Los coagulantes más comunes son: Cal, Sulfato de Aluminio,
cloruro férrico, y Aluminato de sodio.
(2.2)
38
Fig. 2.7 Neutralización de cargas y Formación del Microflóculo
Fuente: Departamento de Corrosión Shushufindi.
Elaborado por: departamento de corrosión Shushufindi
Floculante:
Reúne partículas floculadas en una red, formando puentes de una superficie a otra y
enlazando las partículas individuales en aglomerados. El alumbre, las sales de Hierro y los
polímeros de peso molecular alto son floculantes comunes.
Cuando el efecto de carga no es importante (suavización con cal), el polímero debe
establecer puentes entre las partículas que se repelen. Este proceso se explica de la manera
siguiente: una parte de la molécula del polímero se liga a uno o más sitios de adsorción de
la partícula y el resto de la molécula queda extendida en la solución. Esta parte del
polímero puede unirse a otros sitios vacantes de otras partículas. Si no hay disponibilidad
de sitios en otras partículas, el resto del polímero puede absorberse a otros puntos
disponibles de la partícula original.
39
Fig. 2.8 Modelo de enlace por puente
Fuente: Departamento de Corrosión Shushufindi.
Elaborado por: Departamento de Corrosión Shushufindi.
Para que los polímeros actúen como floculante deben existir las condiciones siguientes:
La carga entre la partícula y el polímero deben ser diferentes.
La desestabilización es óptima cuando solamente una porción de los sitios de
adsorción están disponibles sobre la superficie de la partícula.
Evitar la reestabilización de la suspensión por una dosis excesiva de polímero que
satura la disponibilidad de sitios de adsorción o por una agitación excesiva que
rompe el enlace polímero-superficie de la partícula.
40
Los coagulantes metálicos (alumbre y sales de hierro) han sido los más empleados en la
clarificación del agua. Estos productos actúan como coagulantes y floculantes a la vez. Al
añadirse al agua forman especies cargadas positivamente en el intervalo de pH típico para
la clarificación, esto es, de 6 a 7. Adicionalmente, los coagulantes metálicos son muy
sensibles al pH y alcalinidad del agua. Si el pH no esta dentro del intervalo adecuado, la
clarificación es pobre y pueden solubilizarse el hierro o el aluminio. Cuanto menor sea la
dosis de coagulante, tanto mayor será la sensibilidad del flóculo a cambios en el pH.
Tabla 2.1 PROPIEDADES DE LOS COAGULANTES COMUNES
Propiedades
Nombre
Común
Fórmula Pozo
Equivalencias
Ph al 1% Disponibilidad
Alumbre Al2(SO4)3 * 14H2O 100 3.4 Terrón-17% Al2o3
Líquido-8.5%
Al2o3
Cal Ca(OH)2 40 12 Terrón-como CaO
Polvo-93-95%
Lodo-15-20%
41
CONTINUACIÓN
Cloruro Férrico FeCl3*6H2o 91 3-4 Terrón-20% Fe
Líquido-20% Fe
Sulfato Férrico Fe2(so4)2*3H2o 51.5 3-4 Granular-18.5%
Fe
Caparrosa
verde
FeSO4*7H2o 139 3-4 Granular-20% Fe
Aluminio de
Sodio
Na2Al2O4 100 11-12 Escama-46%
Al2O3
Líquido-2.6%
Al2O3
Fuente: QUIMIPAC.
Elaborado por: Andrés Guevara
La introducción de sílice mejoró el desempeño del alumbre y sales de hierro como
coagulantes y el posterior desarrollo de diversos polímeros orgánicos denominados
polielectrolitos han contribuido ampliamente a la tecnología del tratamiento de aguas.
42
Los polielectrolitos son grandes moléculas orgánicas solubles en agua, formadas por
unidades básicas llamadas monómeros, repetidos en una cadena larga. Normalmente
incorporan en su estructura sitios para intercambio iónico que dan a la molécula una carga
iónica, pudiendo ser aniónicas (caga negativa) o catiónicas (carga positiva). Estas
moléculas reaccionan con el material coloidal en el agua neutralizando la carga o enlazando
partículas individuales para formar un precipitado visible e insoluble, esto es, un flóculo.
El desempeño de estos materiales se puede modificar para ajustarlo a la naturaleza de la
materia coloidal que debe extraerse del agua. Las modificaciones incluyen variaciones en
el peso molecular y en la capacidad de intercambio iónico, también pueden producirse
materiales exentos de carga iónica; es decir no iónica. Los polímeros no iónicos exhiben en
solución muchas de las propiedades floculantes, y se les considera como parte de los
polielectrolitos. Los polielectrolitos catiónicos son poliaminas o aminas cuaternarias, las
cuales se hidrolizan como sigue
R R
NH + H2O NH.H+ +OH-
R R’
Puesto que la hidrólisis da OH-, cuando el pH es alto, la reacción es forzada hacia la
izquierda y el polímero se vuelve no iónico. Por el contrario, a los polímeros cuaternarios
apenas si les afecta el pH, ya que permanecen cargados positivamente en un intervalo
amplio de pH.
43
Los polímeros aniónicos incorporan en su estructura a un grupo carboxilo (-COOH). Este
se ioniza como sigue:
R – COOH R – COO- + H+
El ión hidrógeno direcciona la reacción hacia la izquierda, de modo que los polímeros
aniónicos se vuelven no iónicos cuando el pH es bajo.
La naturaleza iónica de los polielectrolitos es solo un factor que determina el desempeño de
estos materiales como coagulantes y floculantes. Factores como la naturaleza polar de los
enlaces no iónicos en la molécula, el tamaño y la geometría moleculares, tienen una función
importante y, en muchos casos, dominan a los efectos de la carga y de la densidad de carga.
Así, los polímeros no iónicos de alto peso molecular son floculantes efectivos en muchos
sistemas en virtud de su capacidad de atraer y mantener partículas coloidales en sitios
polares de la molécula. Además por su tamaño molecular, pueden encajar muchas
partículas pequeñas.
Como regla general, los polímeros catiónicos son diseñados para trabajar con valores bajos
de pH y los aniónicos con valores altos. Los no iónicos y los cuaternarios solo son
influenciados débilmente por el pH. La regla general no debe interpretarse como que los
polímeros aniónicos no son efectivos cuando el pH es bajo; simplemente quiere decir que
ya no son iónicos. Pueden tener buenos resultados en la floculación de sólidos cuando el pH
es bajo tan solo a causa de sus enlaces no iónicos. Lo mismo se aplica a los catiónicos, aún
cuando no están cargados, cuando el pH es alto, pueden ser efectivos como coagulantes
debido a sus grupos polares.
44
Los polímeros orgánicos empleados en el tratamiento de aguas pertenecen a dos tipos
principales: coagulantes y floculantes. Los coagulantes son moléculas positivamente
cargadas de peso molecular relativamente bajo. Aunque muestran cierta tendencia a
enlazar, no son particularmente efectivas como floculantes. Los polímeros floculantes
tienen pesos moleculares mucho más altos, y proporcionan largos puentes entre los
pequeños flóculos para promover el crecimiento de la partícula. Los floculantes pueden ser
aniónicos, catiónicos o no iónicos.
El floculante que trabaja en cualquier sistema solo puede ser identificado mediante
pruebas de jarras en el laboratorio y por la prueba en planta.
Tabla 2.2 POLÍMEROS ORGÁNICOS
Algunas Características de los Polímeros Orgánicos
1. Coagulantes catiónicos
Abajo de 100000 ppm Todos disponibles como
solución acuosa
Poliaminas
Policuaternarios
Poli CDADMA
Epi-DMA
45
CONTINUACIÓN
2. Floculantes catiónicos
Arriba de 1000000 ppm Polvos o Emulsiones
Copolímeros de :
Acrilamida y DMAEM
Acrilamida y CDADMA
Aminas Mannich
3. Floculantes no iónicos Arriba de 1000000 ppm Polvos o Emulsiones
4. Floculantes aniónicos
Arriba de 1000000 ppm Polvos o Emulsiones Poliacrilatos
Copolímeros de acrilamida y
acrilato
Fuente: Quimipac
Elaborado por: Andrés Guevara
En las aplicaciones donde la adición de sólidos mejora los resultados, pueden ser necesarios
coagulantes inorgánicos o arcillas para complementar el uso de polímeros. A diferencia de
46
los coagulantes metálicos, los polímeros no afectan al pH, ni su desempeño es sensible al
pH del agua tratada.
2.5.1 Selección de Coagulante y Floculante (Pruebas de jarras)
Las pruebas en jarras se utilizan para determinar las dosis más efectivas de coagulante y
floculante en los Anexos II y III se describe mas detalladamente el manejo, la descripción,
de los coagulantes y floculantes respectivamente para una agua específica durante el control
de la coagulación y floculación en una planta de tratamiento, especialmente cuando la
calidad del agua fluctúa rápidamente. Se puede utilizar también con objeto de determinar
las velocidades de sedimentación para el diseño de tanques de sedimentación y conocer el
potencial del agua cruda para la filtración directa, además permiten reajustar el pH, hacer
variaciones en las dosis de las diferentes sustancias químicas que se añaden a las muestras,
alternar velocidades de mezclado y recrear a pequeña escala lo que se podría ver en un
equipo de tamaño industrial.
Fig. 2.9 Equipo Prueba de jarras
Fuente: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio.
Fotografiado por: Andrés Guevara
47
El equipo de laboratorio para efectuar estas pruebas permite correr simultáneamente hasta
seis pruebas. El equipo cuenta con un motor de velocidad variable que permite controlar la
energía del mezclado en las jarras.
Previa a la realización de la prueba se debe seleccionar adecuadamente el punto de
muestreo, teniendo en cuenta el equipo de tratamiento e inyección de otros químicos.
Las muestras para realizar la prueba debe ser fresca, en el caso de agua de formación,
debido a la rápida oxidación, deben realizarse in-situ e inmediatamente después del
muestreo. Los resultados de la clarificación son sensibles a la dosificación del producto
químico, a la energía y a la duración del mezclado. Las etapas de la prueba comprenden
una fase inicial de mezclado con el coagulante utilizado con gran energía de agitación para
dispersarlo en el agua, esta etapa es de corta duración, menor a un minuto. De ser necesario
se añade un polímero floculante durante los últimos segundos del mezclado rápido. Luego
sigue el periodo de mezclado lento, en el cual se forman flóculos hasta que son tan grandes
que los esfuerzos cortantes superan finalmente a las fuerzas de enlace, desintegrando el
flóculo. Esto limita el tamaño del flóculo. Después del mezclado lento durante un tiempo
óptimo, el cual se encuentra después de repetidas pruebas (5 a 20 minutos) se dejan asentar
las jarras de 5 a 10 minutos.
Se efectúan pruebas en jarras, colocadas una al lado de otra, las cuales contienen distintos
productos químicos, o con diferentes dosis de la misma sustancia. Se compara entre ellas la
velocidad de asentamiento de los flóculos, la claridad final o los sólidos suspendidos, y el
volumen del lodo producido (cuando se pueda medir), comparándola de preferencia con un
48
blanco. Aún cuando la claridad del agua se pueda apreciar a simple vista, deben realizarse
mediciones de turbidez; de ser necesario, se pueden realizar otras pruebas de claridad en el
agua.
Una vez que el coagulante/floculante ha sido seleccionado, el siguiente paso es probarlo en
la planta de tratamiento, para lo cual se debe tener en cuenta algunos aspectos tales como:
localización de las bombas para dosificación de los químicos, ubicación del punto de
inyección de coagulante, el cual debe ubicarse lo más atrás posible a fin de proveer una
mezcla adecuada antes de que el agua entre a la planta de tratamiento. Sin embargo, el
punto de inyección no debe ubicarse antes de la separación del aceite del agua. Deben
registrarse además, datos como consumo de químico, producción diaria de agua, operación
de equipos usados, concentración de contaminantes antes de la coagulación, entre otros.
Por otra parte, deben considerarse también los problemas operativos que pueden ocurrir en
la planta de clarificación, así por ejemplo:
Cambio en el tamaño de las partículas o del floc. A menudo está vinculado con un
problema aguas arriba del sistema. Primeramente se debe chequear si se ha producido
algún cambio en el programa de inhibidor de escala, cambio de producto, volumen
inyectado o la adición de un nuevo programa. Los inhibidores de escala funcionan por
modificación de cristales, cuando las partículas sólidas comienzan a formarse y tratan de
evitar su formación. Esto también sucede cuando las partículas tratan de coagular, el
inhibidor de escala puede interferir con el proceso de construcción de sólidos.
Frecuentemente un incremento en la concentración de coagulante solucionará este
49
problema. Los cambios en la cantidad de aceite en el agua también pueden afectar la
formación del floc en la velocidad de coagulación. Esto generalmente ocurre debido a
cambios en el sistema de tratamiento aguas arriba.
Incremento de la turbidez después del tratamiento. Cuando se incrementa la turbidez
después del sistema de clarificación, existen dos posibles causas. La primera es que la
coagulación no está ocurriendo y el agua está pasando por la planta sin un tratamiento
efectivo. Esto puede ser resultado de dificultades mecánicas dentro del sistema o la falta de
coagulante. La segunda causa que ocasiona una turbidez excesiva después del tratamiento
es el sobretratamiento por coagulantes y floculantes. Esto es fácilmente detectable debido a
que el agua que sale de la planta alcanza un valor muy alto de turbidez en un período muy
corto de tiempo; para solucionarlo, se debe realizar un ajuste en la dosificación de los
químicos.
Coagulación no efectiva. Cuando a pesar de que se está dosificando la cantidad adecuada
de químico y el funcionamiento mecánico es correcto, se debe chequear la dosificación de
surfactantes aguas arriba del sistema. Esto puede ser detectado en limpieza de equipos,
limpieza de tanques, aplicación de biocidas, inhibidores de corrosión o surfactantes
inyectados para control de sólidos. Estos surfactantes son diseñados para dispersar el
material sólido y cuando en el sistema existen altas concentraciones pueden afectar al
programa de coagulación reduciéndole efectividad.
Excesiva formación de espuma. Esto indica la presencia de surfactantes o químicos
tensoactivos en el sistema. Para controlar esto se puede ajustar el equipo de modo que sea
50
inducida la menor cantidad de gas en el agua o también usar un antiespumante para
mantener el nivel de espuma en condiciones óptimas.
Deterioro gradual de la calidad del agua. Esto puede ocurrir cuando el sistema de
clarificación por si mismo está sucio. La formación de lodos aceitosos y materiales sólidos
así como la actividad bacteriana puede causar limos, que reducen la capacidad de
tratamiento del sistema. Primero se debe identificar cual es la causa, si el problema es por
bacterias, se debe solicitar un programa de biocidas. Si aparecen otros materiales como
sólidos aceitosos, debe implementarse un programa de limpieza acompañado por una
remoción física del material previa la parada de la planta. Es recomendable limpiar todo el
sistema con un biocida apropiado, esto garantizará la acción del biocida que se inyecta
cuando la planta está operando.
2.6 EQUIPOS EMPLEADOS EN EL TRATAMIENTO DEL AGUA DE
FORMACIÓN
Los equipos empleados en el tratamiento del agua de formación deben ser ampliamente
sofisticados ya que este es un proceso en el que se necesita de resultados óptimos , a
continuación se detalla los diferentes equipos utilizados.
2.6.1 Desnatador o Tanque de agua cruda
Los desnatadores o “skim tanks” son los más simples y ampliamente usados para remover
el aceite dispersado en el agua. Son recipientes que proveen tiempo de retención para que
51
el aceite libre pueda subir a la superficie donde se remueve y se colecta. Los tanques
desnatadores son utilizados como un separador primario del aceite contenido en el agua.
Fig. 2.10 Desnatador para remoción de aceite
Fuente: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio.
Elaborado por: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio.
2.6.2 Unidades de Clarificación
Para realizar la clarificación del agua de formación se requiere desestabilizar los coloides
presentes en el agua, aumentar el tamaño de estos en la floculación y finalmente lograr la
separación sólido-líquido. Estos pasos son realizados en el proceso de clarificación que
consta de las siguientes unidades:
52
Tanque de mezcla rápida (desestabilización o coagulación)
Tanque de mezcla lenta (floculación).
Fig. 2.11 Proceso de Clarificación
Fuente: Departamento de Reinyección de Agua Shushufindi
Elaborado por: Ing. Franklin Caicedo.
Existen diferentes diseños para cada una de estas unidades, y para la separación sólido-
líquidos, existen los sedimentadores que actúan por gravedad y las unidades de
clarificación por flotación de aire.
Mezcla rápida
Es el primer paso en el proceso de clarificación. Su función es la de mezclar rápidamente el
coagulante químico con el agua para lograr la desestabilización del coloide. La forma más
53
usual para realizar la mezcla rápida es en un tanque mediante agitación mecánica o
mediante mezcladores estáticos colocados en la línea del influente.
Fig. 2.12 Mezcla rápida con Agitación mecánica
Fuente: Departamento de Reinyección de Agua Shushufindi
Elaborado por: Ing. Franklin Caicedo.
Mezcla lenta
Luego de iniciada la desestabilización del coloide en la mezcla rápida, esta continúa en la
mezcla lenta donde además es promovida la colisión entre los coloides desestabilizados
para formar partículas de mayor tamaño, mayor peso y que sedimenten. Estas partículas son
denominadas flóculos. En la operación de un floculador o mezcla lenta hay que tener
presente la velocidad de agitación. Si esta es muy alta, el floculo puede romperse y, en el
caso contrario, la eficiencia de las colisiones entre partículas disminuirá, por lo tanto,
también disminuirá el crecimiento del floculo.
54
2.6.2.1 Clarificador con Lecho de lodo
Llamados también clarificadores por contacto de sólidos. En este equipo el agua cruda y los
productos químicos para la coagulación son mezclados rápidamente en una zona central,
luego se realiza la mezcla lenta por agitación mecánica o por corrientes hidráulicas.
Fig. 2.13 Clarificador con Lecho de lodo
Fuente: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio
Elaborado por: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio
2.6.3 Sedimentadores
Para que la sedimentación se realice, los sólidos deben tener el suficiente tamaño y peso y
el sedimentador debe estar diseñado para tener un flujo no turbulento, de tal forma que la
velocidad de sedimentación sea mayor a la carga hidráulica .Los sedimentadores pueden ser
rectangulares o circulares.
55
2.6.3.1 Sedimentador rectangular
Las características de estos sedimentadores son:
Mezcla rápida: 3-5 min.
Mezcla lenta: 15-30 min.
Tiempo de sedimentación: 4-6 horas.
Son muy insensibles a cambios violentos en el caudal del agua.
Por su largo tiempo de retención, tienen suficiente tiempo de reacción para hacer
cambios o ajustes en los productos químicos ante cambios violentos en las
características del agua.
Clarifican grandes volúmenes de agua.
Fig.2.14 Clarificador con mezcla rápida, lenta y sedimentador rectangular
Fuente: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio
Elaborado por: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio
56
Con respecto a los sedimentadores circulares existe una gran variedad de diseños, entre los
cuales tenemos:
2.6.3.2 Sedimentador con entrada de agua por el centro
En este tipo de sedimentador el agua cruda entra por el centro y el agua tratada sale por la
periferia. Su principal uso es en clarificación de agua.
Fig. 2.15 Sedimentador circular con entrada por el centro y salida periférica
Fuente: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio
Elaborado por: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio
57
2.6.3.3 Sedimentador con la entrada de agua por la periferia
Este sedimentador tiene la entrada de agua por la parte interior del lado exterior de la
circunferencia y con la salida en el centro o en el borde. Su principal uso es en el
tratamiento de efluentes.
Fig.2.16 Sedimentador circular con entrada periférica y salida por el medio
Fuente: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio
Elaborado por: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio
Los sedimentadores también se clasifican según el sentido del flujo, utilizados en las
unidades de decantación y el tipo de clarificación que se genera.
58
Tabla 2.3 TIPOS DE SEDIMENTADORES SEGÚN EL SENTIDO DE FLUJO
Sentido del flujo Tipo de
sedimentación
Ejemplo Rata de flujo
m3/m2d
Horizontal 1 y 2 Desarenadores 200-420
15-30
Vertical. 2 y 3 Manto de lodos 45-60
Inclinado
(ascendente o
descendente)
1 y 4 Decantadores con
módulos o placas.
120-180
Fuente: Departamento de Ingeniería Campo Shushufindi
Elaborado por: Ing. Mario Robles
2.6.4 Filtros
Existen algunos filtros en este proceso entre ellos están:
2.6.4.1 Filtros de Gravedad
Se usan principalmente en las plantas de tratamiento de agua municipales o donde se
requiera filtrar grandes volúmenes de agua. Normalmente son de un medio filtrante (arena)
o de dos medios filtrantes (antracita - arena).
Consiste, por lo general de un tanque con un fondo falso cubierto con un medio filtrante.
59
Fig. 2.17 Filtros de gravedad
Fuente. Departamento de Reinyección de Agua Shushufindi
Elaborado por: Ing. Marco Ochoa
2.7 FORMACIÓN TIYUYACU
Es una formación de conglomerados de guijarros y areniscas de cuarzo con intercalaciones
de lutitas rojas y grises , en la cuenca oriente producto de la exhumación de la cordillera
real durante el eoceno inferior
2.7.1 Características Geológicas de la Formación
Los afloramientos de la Formación Tiyuyacu se encuentran principalmente en el
hundimiento sur del levantamiento Napo, pero también en el Norte de la zona subandina en
60
el Campo Petrolero Bermejo, y al Sur en la Cordillera de Shaime (Este de la Cordillera de
Cutucú). Su base corresponde a una superficie de erosión regional, identificada tanto en
afloramientos como en sísmica. La base del miembro superior es también, una superficie
de erosión a tal punto que en ciertos lugares de la cuenca (Cordillera de Shaime), el
miembro inferior está completamente erosionado, por lo que el miembro Tiyuyacu superior
sobreyace directamente de la formación Tena. En la figura 1.7, se indica las características
geológicas de la Formación Tiyuyacu, que ayudan a una mejor comprensión de la
descripción de la misma.
61
FIGURA 2.18 Formación TIYUYACU
Fuente: Estudio realizado por Baker Hughes-Dpto. de Yacimiento
Elaborado por: Dpto. de Ingeniería Shushufindi
Arcillas rojas
Arcillas y lutitas rojas
Areniscas microconglomeráticas
Arcillolitas, limolitas y lutitas
Arcillas y lutitas rojas
Areniscas
Conglomerados compuestos de cuarzo
80‐100%, subangulosos o
subredondeados d= 2.6 cm.
Areniscas
Conglomerados compuestos de chert
80‐90% d= 0.5‐1.5 cm
TENA
TIYUYACU
SUPERIOR
TIYUYACU
INFERIOR
62
Miembro Inferior
El miembro inferior de la Formación Tiyuyacu aflora escasamente en la cuenca. Está
expuesta en la quebrada Tiyuyacu, en las márgenes del Río Misahualli cerca de la
desembocadura del Río Napo, y en la carretera Tena-Puyo, a pocos kilómetros de Puerto
Napo en dirección a Puyo.
El miembro Tiyuyacu inferior está compuesto principalmente de conglomerados y en
menor proporción de areniscas gruesas y lutitas.
Los conglomerados contienen un 90% de chert rojizo y anguloso y 10% de cuarzos
lechosos y rocas metamórficas. Dichos depósitos están organizados en rellenos de canales
complejos.
Dentro de estos elementos de todo tipo de facies se encuentra el tipo conglomerado
estratificado, que puede ser interpretado como barreras de grava. Hacia arriba se encuentran
cuerpos arenosos mostrando facies de areniscas fina o gruesa o conglomerática organizados
en elementos de barra de creación longitudinal.
El tope de los canales está conformado por areniscas finas y a veces por lutitas en facies de
areniscas, limolitas o arcillolitas y paleosuelos, concreciones carbonatadas y niveles de
óxidos de hierro revelan elementos arquitectónicos del tipo de depósitos de crecida. Esos
rellenos de canales se repiten mostrando una evolución de grano creciente.
63
Miembro Superior
Aflora igualmente en la zona subandina. La mejor sección se encuentra en el Norte en el
Campo Bermejo. Está conformada en su mayoría por conglomerados y en menor
proporción por areniscas y lutitas.
Las litofacies identificadas se encuentran, de la base al tope, las litofacies de conglomerado
estratificado, arenisca fina o gruesa o conglomerática, y al tope areniscas, limolitas o
arcillolitas, paleosuelos, concreciones carbonatadas y niveles de óxidos de hierro. Esa
última asociación sólo se encuentra al tope de la sección y no ha sido preservada en la base.
Junto con los datos de paleocorrientes las asociaciones pueden ser agrupadas en elementos
arquitectónicos del tipo de barra de acreción longitudinal o barra de acreción lateral para
algunas en las que se presentan direcciones de paleocorrientes más dispersas.
De acuerdo a la evaluación petrofísica realizada en el pozo SSF-RW-02, la litología de la
formación Tiyuyacu entre (5,722-7,622’; MD) es:
Arenisca cuarzosa, translúcida, grano muy fino a fino, cemento silícico.
Arenisca conglomerática, clastos de cuarzo.
Arcillolitas grises, café ladrillo, moteado de blanco.
Conglomerados con clastos de chert, cemento arcilloso.
64
2.7.2 Características Petrofísicas de la Formación
Los parámetros petrofísicos se realizaron en base a la Evaluación Petrofísica del pozo
reinyector 02 (SSF-RW-02) efecutada por el área de Geofísica de PETROPRODUCCIÓN
el 16 de Enero de 2006, ya que existe escasa información acerca de la Formación Tiyuyacu
debido al poco interés petrolífero que ésta representa. La evaluación de los registros
eléctricos del pozo SSF-RW-02 se la realizó con el Software Interactive Petrophysics.
Se estimaron los espesores permeables de las formaciones Tiyuyacu Inferior y Orteguaza,
en las cuales se reinyecta agua de desecho. Los registros a hueco abierto corridos por la
Compañía Baker Hughes el 11 de Enero de 2006, con el set de registros que dispone de las
curvas necesarias para realizar una interpretación petrofísica apropiada de las formaciones
de interés.
2.7.2.1 Generalidades
El SSF-RW-02 es un pozo de desarrollo que fue perforado por PETROPRODUCCIÓN en
Enero de 2006, con el objeto de reinyectar agua de desecho (formación) a las formaciones
Tiyuyacu Inferior y Orteguaza. El pozo se encuentra ubicado al Sur del Campo Shushufindi
a 0o 14’ 36.63” de latitud Sur y 76o 39’ 10.46” de longitud Oeste.
65
2.7.2.2 Estratigrafía
En la tabla 2.4, se encuentran los topes de las formaciones de interés proporcionados por el
Departamento de Geología de PETROPRODUCCIÓN
TABLA 2.4 TOPES Y BASES DE LAS FORMACIONES
Topes-Bases formaciones ssf-rw-02
EMR 866 ft
FORMACIONES TOPE MD (ft) BASE MD (ft)
Orteguaza 5,168 5,722
Tiyuyacu 5,722 7,622
Tena 7,622 PT
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Andrés Guevara
2.7.2.3 Datos generales de las Características Petrofísicas de la Formación
Compañía: PETROPRODUCCIÓN
Registros: Baker Hughes
Pozo: SSF-RW-02
LON: 76o 39’ 10.46” W
LAT: 0o 14’ 36.63” S
66
Elevación KB: 966 ft
Total Depht: 7,878 ft
Rm: 1.71 @ 75 oF
Rmf: 1.65 @ 75 oF
Rmc: 2.29 @ 75 oF
2.7.2.4 Perfiles a hueco abierto
En la tabla 2.5, se indica el detalle de las corridas de los registros a hueco abierto.
TABLA 2.5 PERFILES A HUECO ABIERTO
RUN ESCALA REGISTROS
PROFUNDIDAD PIES
REGISTRADOSDESDE
(ft)
HASTA
(ft)
1
1/200
High definition log
7,876 5,000 2,876
Compensated density log
Compensated neutron log
1/500 Digital Acoustic log
Gamma Ray
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Andrés Guevara
67
2.7.2.5 Evaluación de Registros Eléctricos
Para la evaluación de los perfiles eléctricos se utilizó el Software Interactive Petrophysics
con el cual se determinaron los espesores susceptibles de reinyección de agua.
2.7.2.5 .1 Sumario de evaluación petrofísica
En la tabla 2.6 se presenta el sumario de la evaluación petrofísica realizado a las
formaciones Tiyuyacu y Orteguaza.
TABLA 2.6 SUMARIO DE LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA
SSF-RW02
NET PAY SUMMARY
z TOPE
(ft)
BASE
(ft)
ESPESOR
BRUTO
(ft)
ESPESOR
NETO
(ft)
%
Tiyuyacu 5,722 7,622 1,900 322 15
Orteguaza 5,168 5,722 554 92 18
Zona
Intervalo a probar con
LWD MD
Prioridad
68
CONTINUACIÒN
Tiyuyacu
7,168-7,210 (42’)
1 7,222-7,260 (38’)
7,268-7,396 (128’)
7,400-7,514 (114’)
Orteguaza 5,490-5,534 (44’)
2 5,560-5,608 (48’)
Fuente: Departamento de Ing. de Petróleos Shushufindi
Elaborado por: Andrés Guevara.
2.7.2.5.2 Resultados
Tiyuyacu 5,722-7,622 ft MD
El miembro Tiyuyacu inferior se presenta como una arenisca conglomerática arcillosa
con porosidades efectivas en el orden del 15%.
Los parámetros petrofísicos en las zonas a punzonar dieron como resultado un espesor
de 322 ft, una porosidad efectiva de 15% y una permeabilidad de 300 md, datos que se
obtienen del estudio realizado por Baker Hughes el 11 de Enero de 2006.
69
Orteguaza 5,168-5,722 ft MD
Las areniscas de Orteguaza se presentan como una arena arcillosa con porosidades
efectivas en el orden de 15 a 21%.
Los parámetros petrofísicos en las zonas a punzonar dieron como resultado un espesor
neto de 92 pies y una porosidad efectiva de 18%.
70
CAPÍTULO III
71
CAPÍTULO III
3. ESTUDIO DE LA SITUACIÓN ACTUAL DE LAS FACILIDADES DE
SUPERFICIE DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN
En este capítulo se presenta las instalaciones de superficie con las que cuenta el sistema de
reinyección, datos de producción de agua, reportes de reinyección, tratamiento químico
actual, que ayudarán a determinar las condiciones actuales de las facilidades de superficie y
procesos de tratamiento en el sistema de reinyección de la estación Shushufindi Sur.
3.1 FACILIDADES DE SUPERFICIE INSTALADAS EN EL SISTEMA DE
REINYECCIÓN DE LA ESTACIÓN SUR.
Los equipos de reinyección en el Oriente Ecuatoriano están compuestos por lo general de
bombas boosters y de bombas horizontales de alta presión.
Las bombas boosters utilizadas son bombas centrífugas horizontales de una sola etapa, en
las cuales la energía cinética o velocidad de fluido (agua de formación) es al inicio
incrementada y entonces convertida en energía potencial o de presión. La energía cinética
es impartida al fluido por el impeler generando una fuerza centrifuga.
72
Estas dos sirven para proporcionar la presión de succión necesaria para las bombas
horizontales de alta presión.
Las bombas de alta presión más utilizadas en el campo petrolero son de dos tipos: bombas
centrifugas horizontales multi etapas y bombas horizontales de desplazamiento positivo
tipo pistón, de las cuales, las primeras son las más comúnmente utilizadas en los sistemas
de reinyección.
En la figura 3.1. se indica un diagrama del Sistema Actual de Reinyección de Agua en la
Estación Sur del Campo Shushufindi.
FIGURA 3.1. Diagrama del Sistema actual de Reinyección de Agua en la Estación Sur
del Campo Shushufindi.
Fuente: Departamento de Reinyección de Agua de Shushufindi
Elaborado por: Mayra Silva
73
En la siguiente figura se presenta en forma esquemática el proceso de Reinyección de Agua
de formación en la Estación Shushufindi Sur.
Fig. 3. 2 Proceso de Reinyección del Agua de Formación en la Estación Shushufindi
Sur
Fuente: Departamento de Reinyección de Agua Shushufindi
Elaborado por: Susana Rivera
74
Tabla 3.1 PARÁMETROS PERMISIBLES DEL AGUA DE FORMACIÓN PARA
REINYECCIÓN
Parámetros para la reinyección Límites permisibles
Turbidez 5 NTU.
Sólidos suspendidos 3 ppm.
Aceite residual <15 ppm.
Presencia de bacterias <10 Colonias/mL.
Velocidad de corrosión < 3 mpy.
Fuente: Departamento de Reinyección de Agua de Shushufindi
Elaborado por: Andrés Guevara
3.1.1 Antecedentes
1. El tratamiento químico del agua de formación del Campo Shushufindi desde el año
1995 hasta el 09 de marzo de 2002 estuvo a cargo de Petroproducción.
2. De acuerdo con los históricos de Petroproducción en lo que tiene relación con la
reinyección de agua de formación en el Campo Shushufindi – Aguarico, se presentaron
problemas críticos en las líneas de reinyección (SSF-58, SSF-93, SSF-38, SSF-42A,
AGU-07), tubing, múltiples de succión y descarga, bombas centrifugas horizontales
(cámara de empuje, housing, ejes, impulsores, difusores, sellos), bombas booster.
75
3. Desde el 09 de Marzo de 2002 SOLIPET S.A., se hizo cargo del tratamiento químico
del agua de formación.
4. El 27 de Marzo del 2002, PETROPRODUCCIÓN y la Cía. SOLIPET, suscribieron el
contrato Nº 2002-036 para la prestación de servicios asociados con el tratamiento
químico, montaje, operación, mantenimiento de equipos y sistemas para la reinyección
de agua de formación del campo Shushufindi- Aguarico por el plazo de 4 años contados
a partir del 9 de marzo del 2002 que fue la fecha de inicio de las operaciones.
5. Existían pérdidas de presión desde la descarga de las bombas horizontales hasta el
cabezal del pozo, este diferencial en varios casos era mayor a 700 psi, lo cual permitió
determinar que líneas y pozos reinyectores hayan perdido la capacidad de transportar y
receptar el agua de formación en condiciones de operación normales.
6. El 9 de marzo del 2006 PETROPRODUCCIÓN tomó a cargo las operaciones de
reinyección de agua de formación, en las condiciones anotadas en las actas de Entrega-
Recepción realizada por los diferentes departamentos.
Dado que el objetivo de la construcción de los tanques por parte de SOLIPET S.A. era
mejorar la calidad del agua reteniendo los sólidos para inyectarla sin que cause problemas
en las unidades de alta presión, que no se taponen las líneas ni a la formación receptora,
dicha compañía, no logró este objetivo, pues se seguía realizando el mismo tipo de
tratamiento que mantenía Petroproducción desde que se inicio el proceso de reinyección de
76
agua en el Área Shushufindi, el cual consistía en la toma del agua de formación
directamente del tanque de lavado y la posterior reinyección.
En la actualidad la planta de tratamiento del agua de formación de la empresa SOLIPET ,
no realiza ninguna función y no aporta en nada al tratamiento químico del agua de
formación que se reinyecta, pues en todos los casos el sistema o parte de él se encuentra en
by pass, es decir el agua se la toma directamente del tanque de lavado y se la reinyecta a los
pozos: SSF-02RW, SSF-20A, SSF-21, SSF-25, SSF-47 y SSF-93.
La decisión para poner fuera de servicio las plantas fue ocasionada por el deterioro,
corrosión, taponamiento, sedimentación y falta de capacidad de las mismas.
En la figura 2.3., se indica la disposición del sistema que implantó la Cía. SOLIPET S.A.,
con las siguientes características para la Estación Shushufindi Sur:
Tanque de Agua Cruda de 6,000 bls (TK-100), H = 9.75 m y diámetro = 11.25 m
Tanque Clarificador de 4,150 bls (TK-110), H = 10.52 m y diámetro = 7.32 m
Tanque de Sedimentación de 3,600 bls (TK-120), H = 7.32 m y diámetro = 9.75 m
Tanque de Almacenamiento de Agua Tratada de 6,000 bls (TK-130), H = 9.75 m y
diámetro = 11.25 m
Bombas instaladas: 3 bombas WG: TJ-12000-41, 1 REDA, 2 Centrilift 82P1000 que
están en reserva.
77
Además del respectivo programa de químicos.
Desde Marzo de 2002 a Marzo de 2006, se encontraba trabajando un sistema de tratamiento
mecánico y químico en la estación de producción Shushufindi Sur, para purificar el agua de
formación que se obtenía en el tanque de lavado, e inyectar a la formación Tiyuyacu. La
figura 2.3., muestra el Sistema de reinyección de agua implantado por la Cía. SOLIPET
S.A
78
FIGURA 3.3 DIAGRAMA DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE FORMACIÓN EN LA ESTACIÓN
SHUSHUFINDI-SUR
Fuente: Departamento de Reinyección de Agua Shushufindi
Elaborado por: Andrés Guevara
79
3.1.1.1 Sistema Operativo de la Cía. SOLIPET
En el tanque de lavado se separa el agua de formación asociada al petróleo con contenidos
de aceite en agua de 10 a 100 ppm (OIW), sólidos suspendidos totales de 5 a 50 ppm
(SST), 0 ppb de oxígeno disuelto (O2), bacterias sulfato reductoras planctónicas o
flotadoras de 10-10,000 colonias/mL (BSR), y composición física y química variable,
dependiendo de cada estación.
El proceso de tratamiento, constaba de los siguientes equipos:
a) Tanque de agua cruda (TK-100): Este recipiente recibía la producción de agua de
formación del tanque de lavado (TK-200). Al proporcionar un tiempo de residencia
corto se estimaba que ayudaba a separar cierto contenido de aceite en agua (OIW).
Dependiendo de la distancia y altura hidrostática con la descarga del TK-200, la
transferencia de agua se realizaba por el principio de vasos comunicantes o se requería
una bomba centrifuga (P-100).
Este recipiente era un tanque atmosférico y no tenía un aislamiento total del aire para
evitar la oxigenación del agua. Estaba construido por láminas galvanizadas y
empernado con aislamientos de caucho.
80
b) Tanque clarificador (TK-110): Su función era proporcionar un tiempo de agitación y
de aglomeración de los sólidos suspendidos para obtener partículas más grandes y
pesadas que precipiten; la capacidad de este tanque era de 4,150 bls, con tiempos de
tratamiento o residencia de 2 a 4 horas. La entrada del agua se realizaba por la parte
superior y la descarga una o dos pulgadas más abajo del nivel de la entrada.
El agua que ingresaba iba a un tubo central, con el extremo inferior tipo campana,
donde se podía agitar a velocidad variable y descendía hasta el fondo; el agua
abandonaba el equipo por el espacio anular. Los sólidos decantados se acumulaban en
el fondo cónico del equipo, y eran drenados por una línea de 4 pulgadas hacia el filtro
atmosférico (F-100).
Existía una válvula de ½ pulgada en la línea de descarga para eliminar acumulaciones
de aire o vapor. Las válvulas de entrada y salida se controlaban automáticamente desde
el computador en la sala de control. Actualmente no está operando el agitador en
ningún tanque.
c) Tanque de Sedimentación (TK-120): Este equipo estaba constituido de la misma
forma que el clarificador, aunque el volumen de agua de formación era menor y variaba
entre 1,050 y 3,600 bls.
81
d) Tanque de agua tratada (TK-130): Recibía el agua tratada del TK-120 y servía de
alimentación para las bombas booster y de alta presión (HPS). Podía tener o no válvulas
de presión y vacío. En la descarga del tanque estaba instalado un sensor hidráulico de
nivel que transmitía la señal de nivel hacia la computadora.
Existía una toma de agua con tubería acerada de 3/8 pulgadas que iba al turbidímetro
para medir el contenido de turbidez, el valor que se debía entregar era de 15 NTU.
La construcción de estos tanques fue de láminas galvanizadas unidas por pernos y
empaques de caucho. Existía un sistema de tuberías de 2 pulgadas de diámetro que
interconectaban los techos de los tanques 110, 120 y 130. De acuerdo al personal
operativo de SOLIPET S.A., esta interconexión cumplía una función similar a un “gas
blanket”, es decir controlaban la presión interna por valores positivos o negativos; y,
evitaban el ingreso de aire que oxidaría el agua y provocaría mayor formación de
sólidos suspendidos totales (SST), corrosión y turbidez (NTU).
e) Bombas de inyección: Constaban de los siguientes elementos:
Strainer de acero inoxidable para retener partículas sólidas grandes.
Contador y totalizador de flujo.
Bombas centrífugas o booster: elevaban la presión de 6 a 65 psig.
Bombas horizontales centrífugas multietapa (HPS): de diferentes marcas como
Centrilift y Weatherford, elevaban la presión de 20-1,800 psig.
82
Líneas de alta presión de diferente diámetro para transportar el agua al pozo inyector.
3.1.1.2 Evaluación de la Operación de la Planta
a) Uno de los mayores inconvenientes en la operación de esta planta fue el diseño de la
tubería de descarga del tanque clarificador y del tanque de sedimentación asi como el mal
empleo del manual de mantenimiento como se señala en el Anexo IV. La tubería de 6
pulgadas tomaba el agua de salida directamente de una altura de 20 pies o más, y no se
llenaba completamente, ocasionando un efecto succionador que generaba el ingreso de aire
por no funcionar adecuadamente la interconexión del gas blanket en los tanques 110, 120 y
130.
Al tomar la muestra de agua de la línea de salida del clarificador se obtuvo flujos
intermitentes de aire y en el cono del equipo para medir oxígeno se podía observar
claramente las burbujas de aire. Se observo el contenido de oxígeno disuelto y la turbidez a
la entrada y salida del tanque clarificador y del tanque de sedimentación.
b) El flujo o caudal de agua a la entrada y salida del tanque clarificador y del tanque de
sedimentación no era igual por el problema señalado en el literal anterior. Esto ocasionaba
un abastecimiento menor hacia el tanque de agua tratada y el incremento del nivel de agua
en el tanque de lavado (TK-200), por lo cual se tomó la decisión de poner en by pass todo
el sistema y bombear directamente al pozo.
83
c) Todos los tanques tenían tuberías y válvulas automáticas para realizar el by pass de uno o
de todos los tanques.
d) No se podía drenar periódicamente los sólidos acumulados en el fondo del tanque
clarificador y del tanque de sedimentación, por no disponer del filtro atmosférico. Esto
pudo haber ocasionado un arrastre de sólidos de un tanque a otro y el incremento de la
turbidez
3.1.1.3 Tratamiento Químico que mantenía la Cía. SOLIPET.
El principal contaminante de las aguas de formación del área Shushufindi-Sur son sólidos
formados por:
Sulfuro de hierro 40% peso
Hidrocarburos parafínicos 45% peso
Carbonatos 10% peso
Óxidos y otros 5 % peso
Este sólido es una mezcla de compuestos orgánicos e inorgánicos en diferentes
proporciones. Es semisólido o coloide y se adhiere con gran facilidad a las paredes
metálicas. El tamaño de partículas varía desde 1 a 100 micrones. La cantidad varía
dependiendo de la acumulación de este producto en el fondo del tanque de lavado (TK-200)
y de la altura de la descarga; históricamente se han reportado valores de 5 a 250 ppm.
84
El petróleo o aceite en agua es otro de los mayores contaminantes que causa incremento en
la turbidez del agua. La concentración depende exclusivamente del tratamiento de
deshidratación en el tanque de lavado (calidad de demulsificante) y de la operación del
nivel de agua en el mismo tanque. Se han tenido valores históricos de 10 a 1,000 ppm.
El tratamiento químico estuvo compuesto por la inyección de los siguientes productos:
a) Coagulante A-100.- Es un producto que servía para formar aglutinar los sólidos
suspendidos totales y formar flóculos, se adicionaba continuamente a la entrada del
clarificador. Se inyectaba diluido a una concentración de 0.3 ppm.
b) Bactericida BAC-98.- Es un producto que disuelve el sulfuro de hierro y elimina las
bacterias reductoras de sulfato (BSR). Se inyectaba a la entrada del tanque de agua
tratada en forma continua.
c) Inhibidor de incrustaciones MX-452.- Inhibía la formación de incrustaciones de
carbonato de calcio y magnesio principalmente. Se inyectaba en forma continua a la
entrada del tanque de agua tratada.
d) Surfactante DT-273.- Es un detergente o surfactante fuerte que limpiaba las paredes de
las tuberías de sólidos y ayudaba a mantenerlos en suspensión. Se aplicaba a la descarga
del tanque de agua tratada.
85
e) Inhibidor de corrosión P1106.- Es un inhibidor fílmico que se adhiere a la superficie
interna metálica y evita el contacto del agua de formación con el metal. Se inyectaba a
la descarga del tanque de agua tratada. Ocasionalmente se utilizaba el químico
limpiador de carbonatos D-705 y diesel para la limpieza de las bombas HPS.
3.1.1.4 Problemas ocasionados en el Proceso de Tratamiento y Reinyección de Agua
manejado por la Cía. Solipet.
El principal problema por el que no se cumplió con la especificación de mantener 15
NTU a la salida del tanque de agua tratada (TK-130) fue la oxigenación del agua en el
tanque clarificador y el tanque de sedimentación principalmente, que incrementó hasta
1,000% el valor de la turbidez en la descarga del tanque de lavado (TK-200).
Al estar la toma de agua en la descarga del tanque clarificador y del tanque de
sedimentación afectadas por el mal funcionamiento del gas blanket, esta no se llenaba
completamente y el caudal que ingresaba era menor al que salía, incrementando el nivel
de colchón de agua en el TK-200, obligando a poner el sistema en by-pass.
El tanque de agua cruda (TK-100) no operaba como un skimmer o desnatador para
minimizar el contenido de petróleo en agua y disminuir la turbidez.
El sistema de tuberías de 2 plg, que interconectó los tanques clarificadores, de
sedimentación y agua tratada no mantuvo un ambiente interno libre de aire; además,
hidráulicamente no fue suficiente el diámetro para equilibrar las altas presiones del agua
86
del proceso, produciéndose las fugas de agua en los techos por las bridas del manhole o
del motor del agitador.
La falta de disponibilidad de filtros superficiales (F-100) no permitió drenar los sólidos
acumulados en los tanques Clarificador (TK-110) y de sedimentación (TK-120),
aumentando la turbidez.
El coagulante A-100 no presentaba una buena eficiencia para aglomerar y decantar los
sólidos suspendidos presentes en el agua de formación de Shushufindi.
El bactericida BAC-98 no tenía una buena eficiencia en la disminución del sulfuro de
hierro.
La inyección del inhibidor de incrustaciones MX-452 no era apropiada en la entrada del
tanque de agua tratada, porque se generaron más sólidos suspendidos en este equipo que
disminuyeron su eficiencia.
No se consideró la diferencia de presión entre la descarga de las bombas HPS y la
presión de inyección del pozo, así como la tasa de agua inyectada, por lo que no se
evaluó el grado de taponamiento de la línea horizontal.
87
3.1.2 Descripción de Equipos
Todos los equipos que se utiliza en el sistema son de suma importancia ya que su correcto
funcionamiento y la optimización de estos es lo que dará lugar a un perfecto proceso .
A continuación se describirá los equipos .
3.1.2.1 Tanque de Agua cruda
En la línea de salida de este tanque se encuentran un punto de inyección de químico
coagulante. Mediante un sensor de nivel que alimenta la información a un computador, se
pueden maniobrar las válvulas automáticas en función del nivel del agua en el tanque.
Fig. 3.4 Tanque de agua cruda
Fuente: Planta de tratamiento del Agua de Formación en la estación Shushufindi-Sur.
Fotografiado por: Andrés Guevara
88
3.1.2.2 Tanque Clarificador
El agua proveniente del tanque de agua cruda ingresa directamente al clarificador que posee
un agitador interno, un canal central por donde se alimenta el agua, una campana metálica y
fondo cónico con una fosa central desde donde se succionan los lodos a la piscina de
tratamiento.
Fig. 3.5 Tanque Clarificador
Fuente: Planta de tratamiento del Agua de Formación en la estación Shushufindi-Sur.
Fotografiado por: Andrés Guevara
89
3.1.2.3 Tanque Sedimentador
El agua que sale del clarificador ingresa al tanque sedimentador que tiene un canal central
por donde se alimenta el agua, una campana metálica y fondo cónico con una fosa central
desde donde se succionan los lodos a la piscina de tratamiento.
En la línea de entrada al clarificador se encuentra el punto de inyección del coagulante y en
la línea de entrada al sedimentador se ubica la inyección de floculante.
Fig. 3.6 Tanque Sedimentador
Fuente: Planta de tratamiento del Agua de Formación en la estación Shushufindi-Sur.
Fotografiado por: Andrés Guevara
90
3.1.2.4 Tanque de Agua tratada
El agua proveniente del sedimentador llega al tanque de agua tratada, en este tanque se
almacena el agua clarificada.
En la línea de entrada al tanque de agua tratada se dosifica químico antiescala y biocida,
mientras que en la línea de salida se dosifica anticorrosivo.
Fig. 3.7 Tanque de Agua Tratada
Fuente: Planta de tratamiento del Agua de Formación en la estación Shushufindi-Sur.
Fotografiado por: Andrés Guevara
91
3.1.2.5 Turbidímetro en línea
En la línea de salida del tanque sedimentador se encuentra un Turbidímetro con la
finalidad de controlar la turbidez del agua luego del proceso de clarificación.
Fig. 3.8 Turbidímetro en línea
Fuente: Planta de tratamiento del Agua de Formación en la estación Shushufindi-Sur.
Fotografiado por: Andrés Guevara
3.1.2.6 Tanque “Pulmón”
Una vez que el agua ha pasado por el sistema de clarificación, es conducida al tanque
“pulmón” con la finalidad de mantener una alimentación constante de agua a las bombas
booster que a su vez alimentan a las unidades de alta presión.
92
Fig. 3.9 Tanque Pulmón
Fuente: Planta de tratamiento del Agua de Formación en la estación Shushufindi-Sur.
Fotografiado por: Andrés Guevara
3.1.2.7 POZOS REINYECTORES
Un pozo reinyector es aquel que recepta el agua de formación tratada hacia una arena
receptora y que ha sido reacondicionado para tal efecto después de que ha concluido su
etapa económicamente productiva. Se explica con mayor detalle acerca de los pozos
reinyectores en el Anexo V.
93
Fig. 3.10 Pozo reinyector
Fuente: Planta de tratamiento del Agua de Formación en la estación Shushufindi-Sur.
Fotografiado por: Andrés Guevara
3.1.3 Bombas de Transferencia o Booster
Cada bomba funciona con motores eléctricos Caterpillar, los cuales son alimentados por
generadores de energía y utilizan gas como combustible
Fig. 3.11 Bombas Booster
Fuente: Planta de tratamiento del Agua de Formación en la estación Shushufindi-Sur.
Fotografiado por: Andrés Guevara
94
3.1.3.1 Bombas Horizontales de alta presión
El sistema de bombeo horizontal centrífugo multietapa consta de los siguientes
componentes principales:
Fig. 3.12 Bombas horizontales de alta presión
Fuente: Planta de tratamiento del Agua de Formación en la estación Shushufindi-Sur.
Fotografiado por: Andrés Guevara
1. Estructura (skid-viga de algún tipo de perfil)
2. Motor (eléctrico o de combustión)
3. Acople
4. Cámara de empuje
5. Sección de entrada
6. Bomba centrífuga multietapa
95
7. Controles eléctricos (panel-arrancador)
8. Switches de presión y de vibración
El rango de unidades en este tipo de sistema de bombeo horizontal es el siguiente:
1. Potencia de 25 a 1,000 HP.
2. Caudales de 400 BFPD a 50,000 BFPD
3. Presión de descarga de 250 a 4,500 psi
4. Presión de entrada o succión desde 1 psi hasta 3,000 psi
A continuación se hace una breve descripción de los componentes de los sistemas de
bombeo horizontal centrífugo multietapa:
1. Skid
El skid está construido por un perfil de viga determinado (perfil “L”) y tubería de sección
cuadrada, viene con los soportes para la cámara de empuje y switches, y además con grapas
para las bombas, que permiten hacer girar a la bomba 360 grados. El montaje del skid
requiere una base reforzada de concreto y hierro con un espesor de 4 a 6” y con un borde
mínimo de 1 pie alrededor del skid.
2. Motor
Se pueden utilizar dos tipos de motores: motores eléctricos y de combustión a diesel o gas
natural. Las especificaciones generales de los motores eléctricos son:
96
a. 460 V/ 3 fases/ 60 Hz (disponibles otros voltajes)
b. 3,500 RPM
c. Tipo de carcasa, TEFC, ODP (entre las más comunes)
d. Clase de aislante, F
e. Eficiencia
f. 1.15 factor de servicio
g. Torque NEMA A o B
h. Perfil L o T (viga de soporte del motor)
i. Eje corto (dirección de rotación)
j. Cojinetes de bolas
3. Cámara de empuje
La cámara de empuje absorbe el empuje generado por la bomba y es acoplada al motor con
un acople de acero (FALK). El eje estándar de la cámara absorbe un empuje de 10,000 lbs a
3,600 RPM, y puede absorber hasta 25,000 lbs en unidades de alto rendimiento. La cámara
de empuje está formada interiormente por cojinetes de bolas de empuje radial, totalmente
lubricados por aceite e incluye en sus extremos sellos del eje que operan a una misma
presión en ambos sentidos, estos sellos mecánicos evitan que ingrese el aceite u otro fluido
al motor. La disposición de los cojinetes (tipo contacto en tándem), permite manejar el
empuje con baja generación de calor.
97
4. Cámara de succión La cámara de succión está montada entre la cámara de empuje y la
bomba; ésta puede rotar 360 grados para posicionarse en cualquier dirección de la tubería
de succión. Incluye un sello mecánico ya que sus caras están sometidas a un diferencial de
presión. Para altas presiones de succión esta cámara se diseña con aceros 316 SS y bridas
de alta presión.
Otros componentes
a. Switch de vibración
Está conectado al circuito del motor, lo que permite cortar la energía al motor en caso de
alta vibración en el sistema. Además este switch es ajustable por sensibilidad.
b. Switch de presión Murphy
Tiene puntos de control para alta y baja presión para las presiones de succión y descarga.
Son cableados dentro del panel del motor para apagar la unidad en caso de válvulas
cerradas, rompimiento de líneas o baja presión de succión.
c. Controlador del motor
Este controlador se compone del controlador propiamente dicho y la pantalla, y permite
registrar alrededor de 250 eventos.
98
d. Mangueras flexibles y juntas de expansión
Son recomendadas para acoplar la brida de unión del intake para evitar la vibración y la
expansión térmica que provocan las altas temperaturas de fluidos.
e. Bridas de unión para succión y descarga
Estas bridas pueden ser de tipo RF y RTJ y están disponibles en diámetros diferentes como
los que se muestran en la tabla 3.2
TABLA 3.2 MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMITIDA DE ACUERDO A LA
CLASE ANSI
Clase ANSI Máxima presión de trabajo permitida @ 100 oF
150 275 psi
300 720 psi
600 1,440 psi
900 2,160 psi
1,500 3,600 psi
2,500 6,000 psi
Fuente: Departamento de Proyectos Especiales
Elaborado por: Mario Duarte
99
En la tabla 3.3., se indican las bombas instaladas en el sistema de reinyección de agua en la
estación Shushufindi Sur.
TABLA 3.3. BOMBAS INSTALADAS EN EL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA EN LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI SUR. Bombas Horizontales
CANTIDAD BOMBA MOTOR OBSERVACIONES
3 WOOD GROUP 500 HP OPERANDO TODAS
2 REDA 600 HP OPERANDO TODAS
TOTAL 5
BOMBAS BOOSTER O DE TRANSFERENCIA
CANTIDAD BOMBA MOTOR OBSERVACIONES
1 DURCO
6×4×13 50 HP PARA BOMBA WOOD GROUP
1 DURCO
6×4×13 50 HP PARA BOMBA WOOD GROUP
1 6×4 S/M 50 HP SUCCIONA A B. DE ALTA PRESIÓN
1 6×4×14
S/M 75 HP
SUCCIONA A B. DE ALTA PRESIÓN
(FUERA DE SERVICIO)
1 MAGNU
M 6×5×11 50 HP DESCARGA AGUA TRATADA
1 MAGNU
M 6×5×11 15 HP DESCARGA ENTRE TANQUES
100
CONTINUACION
1
MAGNU
M 6×5×11 15 HP SUCCIÓN /TANQUE DE LAVADO
1 MAGNU
M 6×5×11 15 HP SUCCIÓN /TANQUE DE LAVADO
Fuente: Departamento de Reinyección de Agua-Quito.
Elaborado por: Departamento de Reinyección de Agua-Quito.
3.2 VOLÚMENES DE AGUA PRODUCIDA Y AGUA REINYECTADA
A continuación se describirá las fechas de inicio de la reinyección de agua en la estación
Shushufindi así como los datos de volumen de agua producida.
TABLA 3.4. INICIO DE LA REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN EN LA
ESTACIÓN SHUSHUFINDI SUR.
POZO FECHA DE INICIO DE LA
REINYECCIÓN ARENA
02 28 de Enero de 2006 Tiyuyacu
20ª 23 de Noviembre de 2006 Tiyuyacu
21 21 de Julio de 2005 Tiyuyacu
25 28 de Mayo de 2004 Tiyuyacu
45A (sellado) 26 de Septiembre de 1992 Tiyuyacu
101
CONTINUACION
47 03 de Abril de 2000 Tiyuyacu
93 03 de Abril de 2000 Tiyuyacu
Fuente: Departamento de Reinyección de Agua-Shushufindi
Elaborado por: Andrés Guevara
3.3 TENDENCIA DEL AGUA DE FORMACIÓN
Las tablas 3.5. y 3.6., resumen la tendencia del agua de formación que se obtuvo al seguir
los formatos para el análisis de agua de formación.
TABLA 3.5. TENDENCIA DEL AGUA DE FORMACIÓN DE LOS POZOS
REINYECTORES Y EL WASH TANK
Pozos Reinyectores incluido el Wash Tank
Pozo Sodio
(ppm)
TDS
(ppm) IS %
PTB
lb. de sal
100 BBL Crudo
Tendencia
WT 13,701.66 42,360.81 0.62 200.1 Incrus
SSF-02 12,812.85 38,924.35 0.95 258.1 Incrus
SSF-20 12,869.45 39,097.95 0.97 264.9 Incrus
102
CONTINUACION
Fuente: Departamento de Reinyección de Agua Shushufindi
Elaborado por: Mayra Silva P.
TABLA 3.6.TENDENCIA DEL AGUA DE FORMACIÓN DE LOS POZOS
PRODUCTORES
Pozos Productores de la Estación Shushufindi Sur
Carbonato de Calcio GypsumHemi-
hidrate Anhidrita
Pozo IS sup PTB Tendencia IS fondo IS IS IS
SSF-02 0.3 106.3 Incrus -0.58 -1 -0.89 -0.56
SSF-06B 0.33 92.9 Incrus 0.65 -1.34 -1.31 -1.1
SSF-20B 0.42 128.1 Incrus -0.69 -1.32 -1.27 -1.09
SSF-22B 0.91 615.1 Incrus 0.22 -1.3 -1.17 -0.85
SSF-23 0.56 281.6 Incrus 0.12 -1.7 -1.54 -1.27
Pozo Sodio TDS IS PTB Tendencia
SSF-25 12,977.58 39,472.33 0.99 283 Incrus
SSF-47 13,842.2 42,329.8 0.46 142.5 Incrus
SSF-93 13,945.58 42,381.08 0.44 144.3 Incrus
103
Continuación
SSF-28 0.61 108.6 Incrus 0.66 -2.01 -1.92 -1.57
SSF-45B 0.56 205.8 Incrus -0.19 -2.21 -2.06 -1.95
SSF-67 0.45 140.4 Incrus -0.19 -1.72 -1.53 -1.26
SSF-68 0.42 240.9 Incrus 0.18 -1.26 -1.19 -0.94
SSF-75 1.31 336.1 Incrus 0.36 -2.03 -1.82 -1.56
SSF-79 0.65 367.1 Incrus 0.65 -1.13 -1.09 -0.93
SSF-82 0.68 162.3 Incrus 0.46 -1 -0.95 -0.73
SSF-91 1.73 615.9 Incrus 1.21 -1.16 -1.09 -0.82
SSF-92 0.59 309.1 Incrus 0.62 -2.45 -2.29 -2.05
Fuente: Departamento de Reinyección de Agua, Shushufindi
Elaborado por: Mario Duarte.
104
3.4INFORMES DE PARÁMETROS DEL AGUA DE FORMACIÓN DE ABRIL DEL 2010 A MAYO DEL 2010.
PARÁMETROS UNIDADES
TANQUE
DE
LAVADO
09H10
POZOS
2 47 20 21 93
10H00 11H00 11H50
DUREZA TOTAL (CACO3) ppm 6000 6000 6150 5950
ALCALINIDAD TOTAL(CACO3) ppm 770 770 760 5950
CLORUROS (Cl-) ppm 23300 23300 23450 23200
DUREZA CÁLCICA(CACO3) ppm 5150 5150 4950 4900
CO2 medido ppm 148 148 140 136
TEMPERATURA ºF 147 147 147 137
HIERRO (Fe++) ppm 26,4 26,4 28,5 21,8
SULFATOS (SO4=) ppm 83 83 80 70
105
CONTINUACIÓN
DUREZA MAGNÉSICA(CACO3) ppm 1000 850 1200 1050
MAGNESIO (Mg++) ppm 240 204 288 252
CALCIO (Ca++) ppm 2000 2060 1980 1960
H2S ppm <0,1 <0,1 <0,1 0,1
PRESIÓN psi 15 1300 1700 1520
TURBIDEZ NTU 24,6 82,2 22,5
PH (calculado) ph 6,44 6,41 6,45 6,45
SÒLIDOS SUSPENDIDOS
TOTALES ppm 42 19,2 16,4 11,6
OXÍGENO DISUELTO ppb 0 0 0 0
ABSORBANCIA 0,752 1,752 1,709 1,682
FOSF.RESIDUAL TOTAL ppm 26 61,8 60,2 59,3
RESIDUAL EFECTIVO ppm 35,71 34,18 33,21
INYECTADO ppm 54,29 54,29 54,29
106
CONTINUACIÓN
ÍNDICES DE SATURACIÓN SI 0,43 0,44 0,44 0,35
PTB lbs./1000Bls 158,9 160,3 160,3 133
TENDENCIA DEL AGUA Incrust incrust incrust Incrust
Fuente: Departamento de Corrosión de Shushufindi
Elaborado por: Andrés Guevara
107
ESTACIÓN SUR
PARÁMETROS UNIDADES
TANQUE
DE LAVADO
09H10
POZOS
2 47 20 21 93
10H00 11H00 11H50
DUREZA TOTAL (CACO3) ppm 6000 6000 6150 5950
ALCALINIDAD TOTAL(CACO3) ppm 770 770 760 5950
CLORUROS (Cl-) ppm 23300 23300 23450 23200
DUREZA CALCICA(CACO3) ppm 5150 5150 4950 4900
CO2 medido ppm 148 148 140 136
TEMPERATURA ºF 147 147 147 137
HIERRO (Fe++) ppm 26,4 26,4 28,5 21,8
SULFATOS (SO4=) ppm 83 83 80 70
DUREZA MAGNESICA(CACO3) ppm 1000 850 1200 1050
MAGNESIO (Mg++) ppm 240 204 288 252
CALCIO (Ca++) ppm 2000 2060 1980 1960
H2S ppm <0,1 <0,1 <0,1 0,1
108
Fuente: Departamento de Corrosión de Shushufindi
Elaborado por: Andrés Guevara
CONTINUACIÓN
PRESIÓN psi 15 1300 1700 1520
PH (calculado) ph 6,44 6,41 6,45 6,45
TURBIDEZ NTU 24,6 82,2 22,5
SÓLIDOS SUSPENDIDOS
TOTALES ppm 42 19,2 16,4 11,6
OXÍGENO DISUELTO ppb 0 0 0 0
ABSORBANCIA 0,752 1,752 1,709 1,682
FOSF.RESIDUAL TOTAL ppm 26 61,8 60,2 59,3
RESIDUAL EFECTIVO Ppm 35,71 34,18 33,21
INYECTADO Ppm 54,29 54,29 54,29
ÍNDICES DE SATURACIÓN SI 0,43 0,44 0,44 0,35
VPTB lbs./1000Bls 158,9 160,3 160,3 133
TENDENCIA DEL AGUA Incrust incrust Incrust Incrust
109
3.5 TRATAMIENTO QUÍMICO APLICADO EN LA REINYECCIÓN DE AGUA DE LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI
SUR.
En la tabla 3.7., se presenta las concentraciones del tratamiento químico aplicado durante el mes de Abril del 2010.
TABLA 3.7. TRATAMIENTO QUÍMICO APLICADO DURANTE EL MES DE ABRIL DEL 2010.
QUIMICO LOCACIÓN STOCK
TANQUEOSSTOCK
CONSUMO PROMEDIO30-nov-09 31-dic-09
CENTRAL 29 330 127 232 7,5
NORTE 72 165 64 173 5,6
Inh, de AGUARICO 61 165 65 161 5,2
Incrustaciones SUR 258 2310 321 2247 72,5
MX-507 SUR OESTE 66 220 51 235 7,6
TOTAL 486 3190 628 3048 98,3
110
CONTINUACION CENTRAL 106 330 138 298 9,6
NORTE 38 275 57 256 8,3
Inh, de AGUARICO 36 220 43 213 6,9
Corrosión SUR 69 880 210 739 23,8
P-1176 SUROESTE 87 275 44 318 10,3
TOTAL 336 1980 492 1824 58,8
CENTRAL 0 0 0 0,0
BIOCIDA NORTE 0 0 0 0,0
BAC-96 AGUARICO 0 0 0 0,0
SUR 0 0 0 0,0
SUR OESTE 0 0 0 0,0
TOTAL 0 0 0 0 0,00
CENTRAL 110 330 40 400 12,9
NORTE 110 385 80 415 13,4
BIOCIDA AGUARICO 110 330 75 365 11,8
111
CONTINUACIÓN
BAC-91 SUR 210 330 50 490 15,8
SUR OESTE 110 110 0 220 7,1
TOTAL 650 1485 245 1890 61,0
CENTRAL 55 165 25 195 6,3
DETERQUIM SUR OESTE 55 0 55 0 0,0
274 NORTE 55 165 45 175 5,6
AGUARICO 0 0 0 0 0,0
SUR 55 120 10 165 5,3
TOTAL 220 450 135 535 17,3
CENTRAL 0 0 0,0
NORTE 0 0 0,0
FLOC. AGUARICO 0 0 0,0
757 SUR 0 0 0,0
SUR OESTE 0 0 0,0
112
CONTINUACIÓN
TOTAL 0 0 0 0 0,0
CENTRAL 0 0 0,0
NORTE 0 0 0,0
FLOC. AGUARICO 0 0 0,0
864 SUR 0 0 0,0
SUR OESTE 0 0 0,0
TOTAL 0 0 0 0 0,0
Fuente: Departamento de Corrosión-Shushufindi.
Elaborado por: Departamento de Corrosión.
113
Como se puede analizar, el tratamiento químico aplicado es antiescala, anticorrosivo,
surfactante y bactericida. No se utiliza floculante ni coagulante porque la planta de
tratamiento del agua de formación se encuentra fuera de servicio. Los nombres comerciales
de estos químicos son: Antiescala Mx-507, Protequim 1176, MX 507, Deterquim-274, y
BAC-91 ó BAC-96, respectivamente utilizados por la Cía. QUIMIPAC S.A.
3.6 CAPACIDAD DE CONFINAMIENTO DE LA FORMACIÓN DE TIYUYACU
Espesor Neto = 322 ft
= 15%
Swi = 30%
Volumen inicial de agua confinada en el espacio poroso:
Viw = 7758×A×�×h×Swi (3.1)
En la tabla 3.8., se presenta el cálculo de la capacidad de confinamiento de la formación
Tiyuyacu al variar la Sw.
TABLA 3.8. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DE CONFINAMIENTO DE LA
FORMACIÓN TIYUYACU
Sw % Sw-Swi (%) Volumen, bls
40 10 400,001,010
114
CONTINUACIÓN
50 20 800,002,019
60 30 1,200,003,029
70 40 1,600,004,039
80 50 2,000,005,048
90 60 2,400,006,058
100 70 2,800,007,067
Fuente: Departamento de Yacimientos-Quito.
Elaborado por: Andrés Guevara
Capacidad de confinamiento real al 100% = 2,800,007,067 bls
Barriles confinados = 288,710,608 bls
Capacidad de confinamiento faltante = 2,511,296,459 bls
Promedio anual de confinamiento del Campo Shushufindi = 28,339,516 bls
Años = 89
Con lo que se puede concluir que para alcanzar la capacidad de saturación de Tiyuyacu se
requiere 89 años.
115
3.7 PARTE EXPERIMENTAL
En este capítulo se consideran los procesos necesarios para obtener agua de calidad para la
reinyección, es decir reduciendo partículas sólidas suspendidas, sólidos disueltos
(causantes de escala y corrosión), gases en solución, bacterias sulfato reductoras.
También es necesario medir la cantidad de aceite residual y tendencia que tiene el agua a
ser incrustante y corrosiva. Todos estos análisis, están en base a las normas estándares,
API; ASTM; STANDARD METHODS, NACE Estándar TM –01-73.
La determinación de las características Físicas, Químicas y Biológicas del agua de
reinyección es la base del diseño y del monitoreo de cualquier sistema de reinyección de
agua. Tal como se señala en el programa de monitoreo del Anexo VI.
3.7.1 Métodos
Los métodos utilizados en esta investigación son gravimétricos, volumétricos y físicos-
químicos:
Los métodos gravimétricos se basan en la determinación de pesos.
Los métodos volumétricos se basan en la determinación de volúmenes.
Los métodos físicos- químicos miden las propiedades diferentes a la masa y el
volumen.
116
Los métodos instrumentales de análisis como turbidimetría, colorimetría,
potenciometría, espectroscopia, son considerados como análisis físicos-químicos
representativos.
3.7.2 Técnicas
Para este trabajo de investigación emplea variadas técnicas las mismas que nos
proporcionan una perspectiva bastante amplia de la situación , aquí se ha escogido las
mejores de ellas para obtener resultados de primero ej:
3.7.2.1 Análisis Físico y Químico del Agua
En un sistema de tratamiento del agua para la reinyección, es importante considerar las
propiedades físicas de los iones ya que de estos depende el taponamiento y corrosión.
117
Tabla 3.9 CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE
FORMACIÓN
Fuente: QUIMIPAC
Elaborado por: Andrés Guevara
Las técnicas usadas para el análisis físico químico de4l agua de formación se describe en el
Anexo VII hasta el Anexo XXII
Índice de saturación de Oddo Thompson
El índice de saturación de Oddo Thompson es un parámetro que permite conocer la
tendencia del agua (incrustante o corrosiva) en base al análisis físico-químico del agua de
formación que comprende: presión, temperatura, concentración de iones sodio, calcio,
magnesio, cloruros, sulfatos y bicarbonatos
Cationes Aniones Otras propiedades
Sodio Na+
Calcio Ca++
Magnesio Mg++
Hierro Fe+++, Fe++
Estroncio Sr++
Cloruro Cl –
Sulfato SO4=
Bicarbonato HCO3-
Carbonato CO3=
PH
Población bacteriana
Sólidos suspendidos
Turbidez
CO2 disuelto
118
CAPÍTULO IV
119
CAPITULO IV
4. REDISEÑO
Definiciones
Es el Análisis de los Procesos para redefinirlos y mejorarlos o es un cambio drástico de un
proceso.
El concepto de rediseño tiene la ventaja de contener a la palabra diseño, se caracteriza por
los cambios, mejoras y nuevas combinaciones de soluciones
4.1 TRANSPORTE DE FLUIDOS
La necesidad de transportar un fluido de un sitio a otro, ya sea por gravedad o por ayuda de
un dispositivo mecánico es muy importante en la ingeniería, ya que en todo proceso es
preciso el diseño de sistemas para su transporte y también la medición de los flujos por el
interior de tuberías, con lo cual se optimizaran todos los procesos.
Tuberías: a los fluidos se los transporta mediante tuberías que son de pared gruesa o tubos
(pared delgada), mismos que tienen una sección transversal disponible en una diversidad de
dimensiones, grosores de pared y materiales.
120
Válvulas: se definen como un aparato mecánico con el cual se puede iniciar, detener o
regular la circulación (paso) de líquidos o gases mediante una pieza movible que abre,
cierra u obstruye en forma parcial uno o más orificios o conductos.
Una planta de procesamiento típica contiene miles de válvulas de diferentes tamaños y
formas, sin embargo a pesar de la amplia variedad y diseños, todas las válvulas tienen un
propósito principal, disminuir o detener el flujo de un fluido.
Algunas válvulas funcionan mejor en servicio de cerrado-abierto prendido- apagado, es
decir, abiertas o cerradas por completo. Otras están diseñadas para suprimir o reducir la
presión y la velocidad del flujo de un fluido. Existen otras que permiten el flujo solo en una
dirección o bajo ciertas condiciones de temperatura y presión. Mediante el uso de sensores
y sistemas de control automático para ajustar la posición de la válvula y por consiguiente el
flujo a través de ella, es posible controlar desde puntos alejados de la válvula, la
temperatura, presión, nivel del líquido y otras propiedades del fluido.
Accesorios: los métodos para unir las piezas de tuberías depende en parte de las
propiedades del material, pero sobre todo del espesor de la pared. Los productos tubulares
de pared gruesa se conectan generalmente por medio de accesorios de rosca, collarines o
121
soldadura. Las piezas de tubo de pared delgada se unen por soldadura o compresión o
accesorios flameados.
Existen combinaciones de accesorios en los que el cambio de dirección, estrechamiento,
ensanchamiento, ramificación, etc., sus diámetros y roscas coinciden con los nominales de
las tuberías comerciales e inclusive hay acoplamientos y uniones los cuales no ofrecen un
cambio en la resistencia del flujo.
4.1.1 PÉRDIDAS POR FRICCIÓN EN TUBERÍAS
Este tipo de pérdidas de energía se disipan por la rugosidad del material de las tuberías o
tubos. Las perdidas por fricción pueden calcularse con la ecuación de Darcy- Weisbach:
g
LvfhL 2
2
Ecuación. 4.1
Donde:
f = Factor de fricción Fanning.
L = Longitud de la Tubería.
= Diámetro de la tubería.
v = velocidad del fluido.
2
4
Q
v Ecuación 4.2
122
Q = caudal
El factor de fricción se calcula de acuerdo al régimen de flujo en que se encuentre, si es
laminar, de transición o turbulento.
4.1.1.1 RÉGIMEN DE FLUJO
El régimen de flujo nos indica el tipo de movimiento de un fluido.
NRe < 2100 se tiene un régimen laminar.
2100 > NRe > 2400 se encuentra en régimen de transición.
NRe >2400 esta en flujo turbulento.
El Número adimensional de Reynolds (NRe) se calcula de la siguiente manera:
ReN Ecuación 4.3
Donde:
= densidad del fluido.
= viscosidad del fluido.
123
4.1.1.2 FACTOR DE FRICCIÓN (FANNING)
Para flujo laminar el factor de fricción se calcula mediante la siguiente expresión:
Re
64
Nf Ecuación 4.4
Mientras que para determinar el factor de fricción en un flujo turbulento se hace mediante
la utilización de la carta de Moody del modo siguiente:
Se determina la rugosidad relativa del conducto (tubería) con la expresión:
RR. Ecuación 4.5
Donde:
= rugosidad absoluta para tuberías.
= Diámetro de la tubería.
Con la rugosidad relativa y el número adimensional de Reynolds, en la carta de Moody se
obtiene el factor de fricción fanning.
R.R.
Carta de Moody Factor de fricción Fanning.
NRe
124
4.1.2 PÉRDIDAS POR FRICCIÓN EN ACCESORIOS
Este tipo de pérdidas de energía se disipan por los accesorios (válvulas, acoples, uniones,
roscas, collarines, soldaduras, etc.). Se las puede calcular mediante la siguiente expresión:
g
vkhL 2
2
Ecuación 4.6
Donde:
K = constante de resistencia en accesorios
v = velocidad del fluido.
La constante de los accesorios no tiene unidades, pues representa una constante de
proporcionalidad entre la pérdida de energía y la velocidad.
4.1.2.1 CÁLCULO DEL FACTOR K PARA VÁLVULAS Y ACCESORIOS
Tabla 4.1
Factores de fricción para tuberías comerciales
FUENTE: Flujo de fluidos CRANE. Apéndice A-24.
125
Válvula de control: válvula automática de control generalmente constituye el último
elemento en un lazo de control instalado en la línea de proceso y se comporta como un
orificio cuya sección de paso varía continuamente con la finalidad de controlar un caudal en
una forma determinada. Constan básicamente de dos partes que son: la parte motriz o
actuador y el cuerpo.
Válvula de compuerta: es de vueltas múltiples, en la cual se cierra el orificio con un disco
vertical de cara plana que se desliza en ángulos rectos sobre el asiento.
Válvula de mariposa: es de ¼ de vuelta y controla la circulación por medio de un disco
circular, con el eje de su orificio en ángulos rectos con el sentido de la circulación
Válvula de compuerta Válvula de mariposa
Diámetro de 2” a 8”……… ftk 45
ftk 8 Diámetro de 10” a 14”……. ftk 35
Diámetro de 16” a 24”…….. ftk 25
126
Codos de 90°: Codos de 45°:
ftk 30 ftk 16
Conexiones estándar en “T”:
Flujo directo: ftk 20
Flujo desviado a 90°: ftk 60
Curvas y codos de 90° con bridas o con extremos para soldar a tope
127
Bk = coeficiente de resistencia para curvas que no sean de 90°.
n = número de curvas de 90°
radio curva/diámetro tubería.
k = coeficiente de resistencia para una curva de 90° según:
Tabla 4.2
Coeficiente de resistencia para una curva de 90º.
kkd
rftnkB
5.025.0)1(
d
r
FUENTE: Flujo de fluidos CRANE. Apéndice A‐24.
128
Estrechamiento brusco y gradual:
k’ = reducción de tubería.
4'
k
k
4.1.2.2 PÉRDIDAS TOTALES EN UN SISTEMA DE TUBERÍAS
Las pérdidas totales en un sistema de tuberías del mismo diámetro, por fricción
(rozamiento) y accesorios se determinan mediante las siguientes relaciones:
Pérdidas por fricción:
g
LvfhL 2
2
Ecuación 4.7
Si L
f es K = constante de resistencia al flujo en tuberías.
Pérdidas por accesorios:
g
vkhL 2
2
Ecuación 4.8
2
1
diámetro menor
diámetro mayor
129
Entonces las pérdidas totales se determinan mediante la expresión siguiente:
Donde:
KT = (k tuberías y k accesorios)
4.1.2.3 PÉRDIDA DE PRESIÓN (FÓRMULA DE DARCY)
La ecuación general de la perdida de presión, conocida como la fórmula de Darcy y que se
expresa en metros de fluido es :g
LvfhL 2
2
. Ecuación. 4.10
Esta ecuación también puede escribirse para obtener la pérdida de presión en (Pascales) de
la siguiente manera:
g
vKh T
L 2
2
2
2fL (Ya que = hL ρ g) Ecuación 4.11
Ecuación 4.9
130
Esta ecuación es válida tanto para flujo laminar como turbulento de cualquier líquido en
una tubería y se obtiene la pérdida de presión debida al rozamiento y se aplica a tubería de
diámetro constante por la que pasa un fluido cuya densidad permanece razonablemente
constante, a través de una tubería recta, ya sea horizontal, vertical o inclinada. Para tuberías
verticales, inclinadas o de diámetro variable, el cambio de presión debido a cambios de
elevación, velocidad o densidad del fluido debe hacerse de acuerdo con el teorema de
Bernoulli .
4.1.2.4 ECUACIÓN DE ENERGÍA (BERNOULLI)
El teorema de Bernoulli es una forma de expresión de la aplicación de la ley de la
conservación de la energía al flujo de fluidos en una tubería. La energía total en un punto
cualquiera por encima de un plano horizontal arbitrario fijado como referencia es igual a la
suma de la altura geométrica, la altura debida a la presión y la altura debida a la velocidad,
es decir:
Hg
v
g
PZ
2
2
Ecuación 4.12
Si las pérdidas por rozamiento se desprecian y no se toma ninguna energía del sistema de
tuberías (bombas o turbinas), la altura total H en la ecuación anterior permanecerá
constante para cualquier punto del fluido. Sin embargo en la realidad existen pérdidas o
incrementos de energía que deben incluirse en esta expresión. Por lo tanto, el balance de
energía puede escribirse para dos puntos de fluido:
131
Pérdidas de presión según Bernoulli:
Donde:
Z1 = altura en el punto 1
Z2 = altura en el punto 2
P = energía de presión
v2/2g = energía cinética
hL= Pérdidas de altura en metros de fluido, en tuberías y accesorios.
4.1.3 ENERGÍA HIDRÁULICA
La energía hidráulica es la capacidad que tiene una masa de agua para realizar un trabajo
que consiste en el desplazamiento del fluido a lo largo de un conducto.
4.1.3.1 GRADIENTE HIDRÁULICO O DE ALTURAS TOTALES (I = Sf)
Es la variación de la energía total respecto a la longitud del conducto, o sea, la pérdida por
fricción por unidad de longitud real del conducto en un tramo recto.
Lhg
v
g
pZ
g
v
g
pZ
22
222
2
211
1
Lh
g
vvZZgPP
2
21
22
1221
Ecuación 4.13
Ecuación 4.14
132
L
HH
L
HISf 21
Ecuación 4.15
Donde:
L = longitud real del tramo.
El gradiente siempre será positivo en sentido del flujo porque H1 > H2 al existir siempre
una pérdida de energía.
4.1.4 TIEMPO DE RESIDENCIA
Q
V Ecuación 4.16
Donde:
V = volumen del tanque.
Q = Caudal.
4.1.5 VELOCIDAD LINEAL
La velocidad angular, al igual que la velocidad lineal es una magnitud vectorial, la cual se
representa mediante un vector que es perpendicular al plano de la circunferencia que
describe la partícula. La ecuación de la velocidad angular en función del periodo es:
T
2π Ecuación 4.17
133
f
1T Ecuación 4.18
f/1
2 Ecuación 4.19
f 2 Ecuación 4.20
Donde:
= velocidad angular
T = periodo
f = frecuencia
Ecuación de la velocidad lineal en función de la frecuencia
La ecuación de la velocidad lineal en función del periodo es:
2
T
rV
Ecuación 4.21
f
rV
/1
2 Ecuación 4.22
rfV 2 Ecuación 4.23
Donde:
V = velocidad lineal
134
r = radio
Relación entre la velocidad lineal y la velocidad angular
Las ecuaciones de la velocidad lineal y velocidad angular vienes dadas por:
rfV C 2
f 2
4.2 SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA MÁS APROPIADA PARA LA
OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA.
Experimentalmente se definieron las concentraciones óptimas de químicos coagulante y
floculante que dieron las mejores condiciones de calidad de agua; esto es, el valor más bajo
de turbidez 8 NTU en 30 segundos. Teniendo en cuenta que el valor de turbidez
disminuye con el tiempo de residencia de agua en el tanque sedimentador (1,89 horas) por
lo tanto a la salida de la planta se tendrá un valor menor al permitido (5 NTU), esto
evidencia que no se requiere implementar un sistema adicional de filtración luego del
sedimentador para llegar a la turbidez propuesta.
135
4.2.1 PROPUESTA DE OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE
AGUA DE LA ESTACIÓN SUR DEL CAMPO SHUSHUFINDI.
Un sistema de reinyección combina distintos procesos con un sistema de distribución para
producir y repartir agua con una calidad dada para el pozo de reinyección. Se pueden
mencionar tres objetivos primordiales desde el punto de vista operacional:
Prevenir incrustaciones y depositación de sólidos en líneas, tanques y pozos.
Mantener el sistema íntegro para prevenir la corrosión de los equipos de superficie y de
subsuelo.
Entregar agua tratada al pozo reinyector.
Un sistema cerrado está diseñado para excluir oxígeno completamente. Puesto que el
oxígeno es uno de los primeros agentes corrosivos, todo sistema de reinyección moderno
está diseñado como sistema cerrado, independientemente de la fuente de agua
En el área Shushufindi, la producción de agua de formación día aproximada, (BAPD) por
Estación a la fecha se presenta en la tabla 4.1.
TABLA 4.3 BARRILES DE AGUA PRODUCIDOS POR ESTACIÓN
Estación Producción, BAPD
Aguarico 10,276
Norte 11,066
136
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Andrés Guevara
Por una sola línea o tubería se bombea el agua de formación desde la Estación Sur a los
pozos de reinyección 20 A, 21 y 05.
4.2.1.1 Diseño Básico
Los elementos básicos que debe disponer un “Sistema Cerrado” de Tratamiento del agua de
formación, de las características requeridas para la Estación Shushufindi Sur, son los
siguientes
- Tanque de tratamiento de agua cruda.
- Bombas de transferencia
- Tanque clarificador
- Filtros
CONTINUACIÓN
Central 24,378
Sur 30,133
Sur Oeste 12,360
Total 88,213
137
- Tanque de sedimentación
- Tanque de agua tratada
- Bombas elevadoras de presión (boosters)
- Bombas de alta presión (centrífugas o reciprocantes)
- Sistema de bombas de inyección de químicos
- Turbidimetro en línea
138
FIGURA 4.1 Sistema Cerrado de Tratamiento del agua de formación
Fuente: Departamento de Reinyección de Agua en el campo Shushufindi.
Elaborado por: Andrés Guevara
- 139 -
4.2.1.1.1 Tanque desnatador
El diseño del tanque de agua cruda es netamente de un tanque de almacenamiento de
agua sin ningún componente interno. La función de este tanque puede ampliarse a la de
un desnatador; es decir que, adicionalmente al almacenamiento del agua permita separar
las trazas de crudo que pudiesen ingresar a la planta. Necesariamente debe ser
construido de acero al carbón con láminas soldadas. Debido a la alta tendencia
corrosiva del agua de formación.
La presencia de crudo en el agua que circula por la planta trae consigo graves problemas
en el proceso químico de coagulación y floculación debido a la interferencia en las
cargas de dichos productos anulando su acción de formación de flocs.
Por lo tanto, se requiere que el tanque de agua cruda tenga una flauta interna por donde
ingrese el agua, capaz de crear cierto nivel de turbulencia que facilite la ascensión de las
partículas de aceite presentes en el agua que serán recogidas en una bandeja y
posteriormente evacuadas por un rebose superior que permita recircular el petróleo al
tanque de lavado, donde se desarrolla la deshidratación del crudo. También debe
considerarse un sistema de gas blanket con un gas inerte a fin de evitar la oxidación del
agua y recubrimiento epóxico que debe aplicarse tanto interiormente como en la
superficie externa.
El diseño aquí descrito se presenta en la figura siguiente:
- 140 -
Fig. 4.2 Esquema Tanque de agua cruda (desnatador)
Fuente: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio
Elaborado por: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio
4.2.1.2 Sedimentadores
En la salida del tanque de agua cruda o desnatador se debe instalar el punto de inyección
de coagulante en la dosificación óptima. El diseño propuesto del sedimentador
- 141 -
(clarificador) es prácticamente el existente al momento, internamente presentan las
siguientes características:
Fig. 4.3 Estructura interna de los sedimentadores
Fuente: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio
Elaborado por: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio
El ingreso del agua se realiza por una línea que llega hasta una campana ubicada en el
centro del sedimentador, donde se debe disponer de un motor de agitación variable que
trabaje a una agitación de 100 rpm; esto permitirá una mezcla adecuada del coagulante
- 142 -
con el agua que ingresa Luego el agua pasa a una zona de formación de coágulos
ubicada en la parte inferior del sedimentador delimitada por la campana invertida y el
fondo cónico. En esta zona se produce la formación de coágulos con los sedimentos
presentes en el agua que periódicamente serán removidos hacia la piscina de lodos. El
agua que asciende por los costados de la campana invertida llega hasta la altura de la
línea de salida del agua, alrededor de la cual se encuentra una pantalla metálica que
impide que los coágulos formados en la parte inferior del sedimentador lleguen en gran
cantidad a la salida del mismo.
A la salida del sedimentador se debe colocar el punto de inyección del floculante en la
dosificación óptima. En la zona comprendida entre el fondo cónico y la campana
invertida se forman los flocs que adquieren el peso suficiente para acumularse al fondo
del sedimentador y ser removidos hacia una piscina de tratamiento de lodos.
Al igual que en el tanque de agua cruda, en los dos sedimentadores debe estar instalado
un sistema de gas blanket que evite el ingreso de oxígeno que provoque la oxidación del
agua, así como también, la aplicación de un recubrimiento epóxico interno.
4.2.1.3 Tanque de Agua tratada
El agua que sale del sedimentador entra al tanque de agua tratada, el tanque no dispone
de componentes internos en su diseño excepto un sistema de evacuación de agua en el
fondo y un sistema de gas blanket en la parte superior.
- 143 -
4.2.1.4 Turbidímetro en línea
En la línea de salida del tanque sedimentador se ubicara un Turbidímetro que tomara
muestras de los tanques: Clarificador, Sedimentador, y del Tanque de Agua Tratada
según se requiera controlar la Turbidez a la salida de estos.
4.2.1.5 Sistema de Bombeo
Las unidades booster instaladas actualmente junto al tanque de agua tratada alimentan a
las tres bombas horizontales de alta presión, cada bomba es instalada con línea de
descarga independiente y direccionada a un solo pozo reinyector. Las bombas
horizontales deben ser capaces de descargar en un rango de presión de 1500 a 2000 Psi.
En cada unidad de bombeo de alta presión se debe realizar mediciones quincenales de
temperatura en cada una de las cámaras de la misma a fin de diagnosticar la presencia
de sólidos internamente cuando la diferencia de temperatura entre una cámara y otra
difiere en más de 4 F. En caso de detectarse diferencias de temperatura mayores a 4 F
se recomienda realizar una limpieza ácida al interior de la bomba con ácido clorhídrico
al 15%.
En ciertos casos, donde se evidencie presencia de hidrocarburos, se debería utilizar
previamente un bach de surfactante.
4.2.1.6 Líneas de Flujo
Debido al grado de taponamiento de las líneas de flujo existentes, se requiere el cambio
total de líneas de flujo aumentando el diámetro nominal, para evitar pérdidas por
fricción en el sistema de tuberías y de esta manera evitar el desbordamiento de agua en
los tanques de la planta de tratamiento. Con este diámetro de la tubería.
- 144 -
Es importante realizar un mantenimiento periódico de las tuberías para lo cual se
colocan uniones vitaulicas con la finalidad de zafar las tuberías y facilitar esta
operación, luego de cada limpieza es necesario un tratamiento tipo bach con biocida en
concentración de 200 a 300 ppm, preferentemente alternando dos productos de principio
activo diferente, esto ayudará a mantener internamente limpias las líneas y remover las
bacterias sulfatoreductoras que se encuentran en las paredes de la tubería. En las
locaciones de los pozos reinyectores se deben instalar cupones de corrosión y escala
para que sean revisados periódicamente.
Fig. 4.4 Uniones Vitáulicas
Fuente: Estación Shushufindi Sur
Fotografiado por: Andrés Guevara
4.2.1.7 Tratamiento de lodos
Inicialmente, el drenaje de lodos de los tanques sedimentadores, de agua cruda y de
agua tratada debe realizarse de acuerdo al plan de mantenimiento establecido.
- 145 -
Esto permitirá mantener los valores de turbidez bajos y por otra parte evitar la
acumulación violenta de sólidos en el fondo de los tanques.
La piscina de filtración tiene las siguientes dimensiones: 5m x 3m x 4m (largo x ancho
x profundidad), La colocación de la geotextil sobre el lecho de arena en la piscina de
filtración es completamente artesanal, ya que no dispone de soportes fijos en la periferia
de la piscina por lo que, al colocar un peso considerable sobre la misma se hunde y
queda completamente suelta sobre el lecho de arena. Adicionalmente, la geotextil de
filtración requerida debe cubrir el área de la piscina con una sola pieza de la misma y no
sobreponiendo dos y hasta tres geotextiles de dimensión inferior al área de la piscina.
Esto ocasiona que los sólidos no sean retenidos eficientemente, ya que existen canales
por los cuales el lodo circula sin filtrarse.
En la ubicación geográfica de la planta de clarificación, existen constantes
precipitaciones de lluvia, que deben considerarse para el diseño del techo. En este caso,
se recomienda que la estructura de soporte del techo se construya con perfiles metálicos
y se utilice plástico reforzado (tipo invernadero). La estructura debe garantizar que el
lodo tratado esté completamente aislado del agua por un período de 2 semanas previo a
su vertido final en el relleno sanitario existente en el Área.
- 146 -
4.3 CÁLCULOS Y RESULTADOS
4.3.1 CÁLCULOS
4.3.1.1 CÁLCULOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PROPIEDADES
FÍSICO-QUÍMICAS
Tabla 4.4
Cálculos de las Propiedades Físico-Químicas Agua de Formación
PARÁMETROS UNIDADE
S CÁLCULO
TEMPERATURA C Lectura Directa
PH _ Lectura Directa
HIERRO Ppm Lectura del HACH *25
TURBIDEZ NTU Lectura Directa
ALCALINIDAD TOTAL ppm CaCO3 Dígitos * # Dilución
ALCALINIDAD
BICARBONATOS ppm HCO3
Alcalinidad Total * 1,22
DUREZA TOTAL ppm CaCO3 Dígitos * # Dilución
DUREZA CALCICA ppm CaCO3 Dígitos * # Dilución
DUREZA MAGNESICA ppm CaCO3 Dureza Total –Dureza Calcica
CALCIO Ca++ Dureza Calcica * 0,4
MAGNESIO Mg++ Dureza Magnésica * 0,24
CONDUCTIVIDAD Umhos Lectura Directa
- 147 -
CONTINUACION
CLORUROS ppm Cl- Dígitos * 0,5 *# Dilución
ACEITE EN AGUA Ppm Curva de Calibración
SULFATOS ppm SO4= Lectura del HACH *25
COLOR APARENTE ALPHA Lectura del HACH
COLOR VERDADERO ALPHA Lectura del HACH
SÓLIDOS SUSPENDIDOS
TOTALES ppm SST
SST=(PF-PI)/V
SÓLIDOS DISUELTOS
TOTALES SDT
Conductividad * 0,67
CLORURO DE SODIO ppm NaCl Cloruros * 1,65
PHs (SATURACION) -- programa SICAL BETA 1,0
TENDENCIA DEL AGUA
STIFF
DAVIS
programa SICAL BETA 1,0
FUENTE: Análisis Realizado en el Laboratorio de Ingeniería de Petróleos D.A.
4.3.1.2 EVALUACIÓN OPERATIVA DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO
Se procede a realizar los cálculos del sistema operativo con el fin de identificar las
fallas de diseño para el funcionamiento.
- 148 -
Tabla 4.5
Características de Tuberías
Tubería
Tramos Interno
(Pulg.)
Interno(m)
Longitud (m).
ε(m)* ε /
Salida Tanque lavado (WT)
1
8,125 0,206 59,480 0,003 0,015
Entrada Tanque Agua cruda 6,065 0,154 12,410 0,003 0,019
Entrada Tanque Clarificador 2 6,065 0,154 6,760 0,003 0,019
Entrada Tanque Sedimentador 3 6,065 0,154 11,040 0,003 0,019
Entrada Tanque Agua tratada 4 6,065 0,154 7,120 0,003 0,019
* BRITO H, Fenómenos de transporte
- 149 -
4.3.1.3 DIAGRAMA EVALUACIÓN OPERATIVA DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO ESTACIÓN SHUSHUFINDI -SUR
- 150 -
4.3.1.3.1 PÉRDIDAS POR FRICCIÓN EN TUBERÍA Y ACCESORIOS Datos:
Q= 28.000 BAPD (0.0458 m3/s)
=1*10-3 MP
agua= 1019,7 Kg/m3
g= 9,81 m/s2
TRAMO 1
Salida del W.T tubería 8’’:
Velocidad del flujo
La velocidad del fluido a lo largo de un conducto se establece mediante la siguiente
ecuación:
Número de Reynolds
El régimen de flujo nos indica el tipo de movimiento de un fluido se calcula con la
siguiente ecuación:
m/s 1.374)206,0(1416,3
)0458,0(44221
Q
103978,81001,0
)7,1019)(495,0(206,0Re
v
N
- 151 -
Factor de fricción Fanning
ε /
Carta de Moody Factor de fricción Fanning.
NRe
ε / = 0,015
f = 0,045*
* Diagrama de Moody
Constante de residencia al flujo tubería 8’’
L
fk1 12,9930,206
59,4800,045
Constante de residencia al flujo en accesorios.
Factor fricción para accesorios en la tubería de 8’’
f t= 0.014*
Válvula de Compuerta:
- 152 -
ftk 82
0,112014,0*82 k
Codo de 90°:
ftk 303
0,420014,0*303 k
Codos de 45°:
ftk 164
0,448)014,0*16(*24 k
T de flujo directo:
ftk 205
0,280014,0*205 k
- 153 -
Constante de resistencia tubería 8’’:
K tubería 8’’= (k1+ k2 + k3+ k4+ k5+………+.kn).
K tubería 8’’= 12,993+ 0,112 + 0,420 + 0,448+ 0,280 =14,253
Entrada al Tanque de Agua cruda tubería 6’:
Velocidad del flujo.
Número de Reynolds.
ε /
Carta de Moody Factor de fricción Fanning.
NRe
ε / = 0,019
f = 0,049
m/s 2.458)154,0(1416,3
)0458,0(44222
Q
385989,08001,0
)7,1019)(458.2(154,0Re
v
N
- 154 -
Constante de resistencia al flujo en tuberías (Estrechamiento).
L
fk ' 3,9480,154
12,4100,049
12,679(0,747)
3,94844
'
1 k
k
Constante de residencia al flujo en accesorios.
Factor fricción para accesorios en la tubería de 6’’
f t= 0,015
Válvula de Compuerta:
ftk 82
0,120015,0*82 k
Codos de 90°:
ftk 303
0,900)015,0*30(*23 k
747,0206,0
154,0
mayor
menor
- 155 -
T de flujo directo:
ftk 204
0,600)015,0*20(*24 k
Constante de resistencia Total tubería 6’’:
K tubería 6’’ = (k1+ k2 + k3+ k4+ ………+.kn)
K tubería 6’’ = 12,679+ 0,120 + 0,900 + 0,600 =14, 299
Constante de resistencia Total Tramo 1.
K T = (K tubería 8’’ +K tubería 6’’)
KT =14,253 +14,299 = 28,552
Pérdidas por fricción :
TRAMO 2
Entrada al Clarificador:
Velocidad del flujo.
mg
vKh
n
TL 792,8
81,9*2
)458,2(552,28
2
222
m/s 2.458)154,0(1416,3
)0458,0(44223
Q
- 156 -
Número de Reynolds.
ε /
Carta de Moody Factor de fricción Fanning.
NRe
ε / = 0,019
f = 0,049
Constante de resistencia al flujo en tuberías.
L
fk1 2,1510,154
6,760,049
Constante de residencia al flujo en accesorios.
Factor fricción para accesorios en la tubería de 6’’
f t= 0,015
Válvula de Mariposa:
ftk 452
0,675015,0*452 k
385,989,08001,0
)7,1019)(458,2(154,0Re
v
N
- 157 -
T de flujo directo:
ftk 203
0,300015,0*203 k
Codo de 90° con brida:
ftk 304
0,450015,0*304 k
Constante de resistencia Total tubería 6’’:
KT = ( k1+ k2 + k3+ k4+ ………+.kn)
KT = 2,151+ 0,675 + 0,300 + 0,450 = 3,576
Pérdidas por fricción
1,101m81,9*2
) 83,576(2,45
2
222
n
TL g
vKh
- 158 -
TRAMO 3
Entrada al Sedimentador:
Velocidad del flujo.
Número de Reynolds.
ε /
Carta de Moody Factor de fricción Fanning.
NRe
ε / = 0,019
f = 0,045
Constante de resistencia al flujo en tuberías.
L
fk1 3,225 0,154
11,040,045
Constante de residencia al flujo en accesorios.
Factor fricción para accesorios en la tubería de 6’’
f t= 0,015
m/s 2.458)154,0(1416,3
)0458,0(44223
Q
385,989,08001,0
)7,1019)(458,2(154,0Re
v
N
- 159 -
Válvula de Mariposa:
ftk 452
1,35)015,0*45(22 k
T de flujo directo:
ftk 203
0,300015,0*203 k
Codo de 90° con brida:
ftk 304
0,90)015,0*30(24 k
Constante de resistencia Total tubería 6’’:
KT = (k1+ K2 + k3+ k4+ ………+.kn)
KT = 3,225+ 0, 90 + 0,300 + 1, 35 = 5,775
Pérdidas por fricción
TRAMO 4
Entrada al Tanque de Agua Tratada:
1,778m81,9*2
) 85,775(2,45
2
222
n
TL g
vKh
- 160 -
Velocidad del flujo.
Número de Reynolds.
ε /
Carta de Moody Factor de fricción Fanning.
NRe
ε / = 0,019
f = 0,045
Constante de resistencia al flujo en tuberías.
L
fk1 2,080 0,154
7,1200,045
Constante de residencia al flujo en accesorios.
Factor fricción para accesorios en la tubería de 6’’
f t= 0,015
m/s 2.458)154,0(1416,3
)0458,0(44223
Q
385,989,08001,0
)7,1019)(458,2(154,0Re
v
N
- 161 -
Válvula de Mariposa:
ftk 452
1,35)015,0*45(22 k
T de flujo directo:
ftk 203
0,300015,0*203 k
Codo de 90° con brida:
ftk 304
0,45 015,0*304 k
Constante de resistencia Total tubería 6’’:
KT = (k1+ K2 + k3+ k4+ ………+.kn)
KT = 2,080+ 1, 35 + 0,300 + 0, 45 = 4,18
Pérdidas por fricción
4.3.1.3.2 ALTURA GEOMÉTRICA DEL NIVEL OPERATIVO DEL LÍQUIDO (Z) Y NIVEL DEL LÍQUIDO A SUPERARSE (z)
Tanque de Agua Tratada:
5Z = 5 m (valor asumido)
1,287m81,9*2
) 4,18(2,458
2
222
n
TL g
vKh
- 162 -
Tanque Sedimentador:
LhZZ 54 AT = 7,3m Ad = 0,72m
4 5 1,689 6,689Z m z = 7,3m - 0,72m =6,58 m
Tanque Clarificador:
LhZZ 43 AT = 9m Ad = 0,25m
3 6,689 2,144 8,833Z m m z = 9m - 0,25m = 8, 75 m
Tanque Desnatador:
LhZZ 32 AT = 10,75m Ad = 4,80m
2 8,834 1,100 9,934Z m m z = 10,75 -4,80 = 5,95 m
Tanque de Lavado:
1Z (Nivel operativo W.T + elevación.)
1Z 9,57 + 1,5 = 11,076 m
4.3.1.3.3 TIEMPOS DE RESIDENCIA
El tiempo de residencia o permanencia del líquido en los tanques de la planta se
determina mediante la ecuación:
Q
V
- 163 -
Tanque Desnatador (T.D):
hAV * h= Z (nivel operativo del tanque)
Tanque Desnatador (T.D):
hAV * h= Z (nivel operativo del tanque)
23(3, 4)
*9,934 90,194
V m
90,19
0,0458 1969,21 s
Tanque Clarificador (T.C):
23(6,40)
*8,833 284,154
V m
284,15
0,0458 6204,29 s
Tanque Sedimentador (T.S):
23(7,01)
*6,689 258,154
V m
258,15
0,0458 5636,65 s
Tanque de Agua Tratada (T.AT):
32
33,2460,5*4
)92,7(mV
- 164 -
246,33
0,0165 5378,38 s
4.3.1.3.4 PÉRDIDA DE PRESIÓN EN EL SISTEMA
TRAMO 1
Tanque de lavado (W.T):
Tiempo de residencia -crudo:
Datos:
Altura descarga de crudo en el W.T h = 20’
Altura o Nivel Colchón de agua h = 8’
Potencial Producción = 5547 BLS / día.
Punto de Aforo = 687,5 BLS.
20’ (6.09m) nivel operativo W.T
- 165 -
- 8’ (2.44m) altura en metros de agua
h = 12’ (3.66 m) altura en metros de crudo
(1.5m) elevación W.T
ESTACIÓN
aguacolchónadesc
oducción
AlturaAltura
Pr)(arg
=
día
BLSBLS
5547
8250=1,49 días (35 horas).
Presión Crudo:
hgPcrudo ..
66,3*81,9*880crudoP
PaPcrudo 048,31596 (4,58 Psi)
Presión Agua de formación:
hgPaguaf ..
*aguaf 3/1019,7 mKg
h= 2,44 +1,5 =3,94m
Crudo=12 pies* BLSpie
BLS8250
1
5,687
- 166 -
94,3*81,9*1019,7aguafP
PaPaguaf 832,39412 (5,72 Psi)
Presión hidrostática W.T:
)(1 AguafCrudo PPP
832,39412048,315961 P
.88,710081 PaP (10,30 Psi)
10,33m H2O 14,7 Psi
X= 7,24 mH2O 10,30 Psi
Tanque de Agua cruda o Tanque desnatador (T.D):
Presión hidrostática T.D:
- 167 -
hgP ..2
2 1019,7*9,81*9,934P
2 99372,35P Pa (8,19 Psi)
21 PPP
19,830,10 P
Psi 2,11P
hL =1,142 m H2O
10,33m H2O 14,7 Psi
X= 1,48 mH2O 2,11 Psi
X=1,480 – 1,142 =0,338 m H2O
Pcrudo= Paguaf
hghg ....
mg
hghcrudo 392,0
880
338,0*7,1019
.
..
- 168 -
TRAMO 2
Pérdida de presión en tuberías de diámetros iguales (Ec. Darcy)
Las pérdidas de presión para diámetros iguales como es el caso de los tramos 2, 3, 4 se
establecen mediante la aplicación de la ecuación
P =1430,46 Pa. (0,208 Psi)
4.3.1.3.5 GRADIENTE HIDRÁULICO
El gradiente hidráulico para cada tramo se calcula mediante la ecuación
L
HIS f
Mediante la aplicación de la ecuación de Bernoulli para fluidos incompresibles, se
establece un balance de fuerzas sobre una partícula de fluido que se mueve a través de
una línea o conducto.
Consideraciones:
ghP L **
81,9*7,1019*143,0P
- 169 -
La dirección del flujo es de izquierda a derecha de 1 a 2 para el Tramo I.
Las superficies del fluido se encuentran expuestas a la atmósfera, tendrá cabeza
de Presión cero.
Para tanques de los cuales se esta extrayendo fluido, su área es bastante grande
comparada con la del tubo la velocidad de flujo en los tanques o depósitos es
pequeña entonces 02
2
g
v.
Cuando ambos puntos de referencia están en la misma área de flujo A1=A2,
entonces la cabeza de velocidad son iguales 022
22
21
g
v
g
v.
Cuando la elevación es la misma en ambos puntos de referencia Z1=Z2 , entonces
la cabeza de altura es cero.
TRAMO 1
LhHH 21
LhH
LhHH 21
LhZZ 21
11,076 9,934 1,142m
Lhg
vg
PZ
gv
gP
Z 22
222
2
211
1
00
- 170 -
H 1,956 m
H > Lh
027,089,71
956,1
L
HIS f
TRAMO 2
H = 0,143 m.
H = Lh
Lhg
v
g
PZ
g
v
g
PZ
22
233
3
222
2
m143,0497,55,640
00
LhHH 32
LhH
LhHH 32
LhZZ 32
021,0760,6
143,0
L
HIS f
- 171 -
4.3.1.3.6 TANQUE DE AGUA CRUDA O TANQUE DESNATADOR (T.D)
Volumen del cilindro:
)53,1272(03,2024
28,6)4,6(
43
22
BLSmh
V
Volumen del cono:
mr 2,32
4,6
2
)6,46(4,73
69,0)2,3(
3
)( 322
BLSmhr
V
BLSVT 13,13196,4653,1272
Fig. 4.5 Dimensionamiento Tanque Desnatador
- 172 -
4.3.1.3.6.1 FLAUTA INTERNA
Número de orificios:
222
10lg54,78
4
)10(
4" puA
Tubería
.lg2 puorificios
22
lg142,34
)2(puAorificio
25lg142,3
lg54,782
2
pu
pu
A
ANúmero
orificio
Tuberiaorificios
Distribución de orificios:
)0508,0lg(2 mpuorificios
0,0508 m*25=1,27 m
Distancia entre orificios =0,182 m
0,182m*26=4,73 m
LFlauta=1,27m+4,73m=6,0 m
- 173 -
4.3.1.3.6.2 BANDEJA PARA RECOLECCIÓN DE ACEITE RESIDUAL
h = 1 pie = 0,3048 m
Ancho = 0,2 m
3222
22
1 187,13048,0*4
)0,64,6(*
4
)(mhV
(7,47 BLS)
- 174 -
Incremento Capacidad Tanque desnatador:
Datos:
Capacidad actual: 250 BLS.
Capacidad recomendada: 1319,13 BLS.
Incremento = 1319,13 – 250 = 1069,13 BLS.
4.3.1.3.7 PÉRDIDAS POR FRICCIÓN EN TUBERÍAS Y ACCESORIOS
Tabla. 4.6
Incremento de diámetro en Tuberías.
Tubería
Tramos
Interno(Pulg.)
Interno(m)
Longitud (m).
ε(m)* ε /
Entrada Tanque Agua cruda 1 10,25 0,260 71,89 0,003 0,012
Entrada Tanque Clarificador 2 10,25 0,260 6,760 0,003 0,012
Entrada Tanque Sedimentador 3 10,25 0,260 11,040 0,003 0,012
Entrada Tanque Agua tratada 4 10,25 0,260 7,120 0,003 0,012
* BRITO H, Fenómenos de transporte.
% Incremento de diámetro de tubería:
Diámetro actual = 6 pulg. 100%
Diámetro recomendado = 10 pulg. X=166,66 -100 =66,66%
- 175 -
Tabla. 4.7
Válvulas y accesorios
Válvulas y accesorios
Tramo
1 Tramo
2 Tramo
3 Tramo 4
10" 10" 10" 10"
Válvula compuerta 2
Válvula mariposa 2 2 2
CONTINUACIÓN
Codos de 90° 3 1 4 2
Codos de 45° 2
T flujo directo 3 1 1 1
Datos:
Q = 5930741, 65 BAPA
Q= 16474, 28 BAPD (2615456,7 L/día) (0, 0303 m3/s)
=1*10-3 MP.
s =4840 Kg./m3 (sulfuro de hierro).
TRAMO 1
Entrada al Tanque de agua cruda:
- 176 -
Velocidad del flujo.
Número de Reynolds.
ε /
Carta de Moody Factor de fricción Fanning.
NRe
ε / = 0,012
f = 0,040
Constante de resistencia al flujo en tuberías.
L
fk1 11,060,260
71,890,040
Constante de residencia al flujo en accesorios.
151384,662001,0
)1)(1019,70,260(0,57 Re
v
N
0,571m/s)260,0(1416,3
)0303,0(44221
Q
- 177 -
Factor fricción para accesorios en tubería de 10’’:
ft= 0,014
Válvula de Compuerta:
ftk 82
0,224)014,0*8(22 k
Codos de 90°:
ftk 303
1,260)014,0*30(33 k
Codos de 45°:
K4=16 ft
K4= 2(16*0,014) = 0,448
T de flujo directo:
- 178 -
ftk 205
0,840)014,0*20(35 k
Constante de resistencia Total:
KT = ( k1+ k2 + k3+ k4+ ………+.kn)
KT = 11,06 + 0,224 + 1,260 + 0,448 + 0,840 = 13,832
Pérdidas por fricción :
TRAMO 2
Entrada al Clarificador:
Velocidad del flujo.
Número de Reynolds.
mg
vKh
n
TL 229,0
81,9*2
)571,0(832,13
2
221
0,571m/s))260,0(1416,3
)0303,0(44222
Q
151384,662001,0
)1)(1019,70,260(0,57 Re
v
N
- 179 -
ε /
Carta de Moody Factor de fricción Fanning.
NRe
ε / = 0,012
f = 0,040
Constante de resistencia al flujo en tuberías.
L
fk1 040,10,260
6,760,040
Constante de residencia al flujo en accesorios.
Factor fricción para accesorios en la tubería de 10’’
ft= 0,014
Válvula de Mariposa:
ftk 452
1,26)014,0*45(22 k
- 180 -
T de flujo directo:
ftk 203
0,280014,0*203 k
Codo de 90° con brida:
ftk 304
0,420014,0*304 k
Constante de resistencia Total:
KT = ( k1+ k2 + k3+ k4+ ………+.kn)
KT = 1,040 + 1,260 + 0,280 + 0,420 = 3,00
Pérdidas por fricción
0,050m81,9*2
)3,00(0,571
2
222
n
TL g
vKh
- 181 -
4.3.1.3.8 ALTURA GEOMÉTRICA DEL NIVEL OPERATIVO DEL LÍQUIDO (Z) Y NIVEL DEL LÍQUIDO A SUPERARSE (z)
Tanque de Agua Tratada
5Z = 5,3m (valor asumido).
Tanque Sedimentador
LhZZ 54 AT = 5,57m Ad = 0,67m
mZ 350,5050,03,54 z = 5,57 – 0,67 = 4,9 m
Tanque Clarificador
LhZZ 43 AT = 5,57m Ad = 0,20m
mZ 417,5067,0350,53 z = 5,57 – 0,20 = 5, 37 m
Tanque desnatador
LhZZ 32 AT = 6,97m Ad = 4,85m
mZ 467,5050,0417,52 z = 6,97 – 4,85= 2,12 m
Tanque de Lavado
mZ 596,71 (Constante)
- 182 -
4.3.1.3.9 TIEMPOS DE RESIDENCIA
El tiempo de residencia o permanencia del líquido en los tanques de la planta se
determina mediante la ecuación
Q
V
Tanque Desnatador (T.D):
hAV * h= Z (nivel operativo del tanque)
32
87,175467,5*4
)4,6(mV
0303,0
87,175 5804,29 s (1,61h)
Tanque Clarificador (T.C):
32
26,174417,5*4
)40,6(mV
0303,0
26,174 5751,15 s (1,59h)
Tanque Sedimentador (T.S):
32
48,206350,5*4
)01,7(mV
- 183 -
0303,0
48,206 6814,52 s (1,89h)
Tanque de Agua Tratada (T.AT):
32
10,2613,5*4
)92,7(mV
0303,0
10,261 8617,16 s (2,39h)
% Disminución tiempo de residencia total para el proceso de clarificación:
Tiempo de residencia actual = 11,38 h. 100%
Tiempo de residencia de rediseño = 7,48 h. X = 65,73%
4.3.1.3.10 PÉRDIDA DE PRESIÓN EN TANQUES (FLUIDOS DIFERENTES)
TRAMO 1
Presión hidrostática W.T:
)(1 AguafCrudo PPP
PaPaP 832,39412048,315961
- 184 -
.88,710081 PaP (10,30 Psi)
10,33m H2O 14,7 Psi
X= 7,24 mH2O 10,30 Psi
Presión hidrostática T.D:
hgP ..2
467,5*81,9*7,10192 P
PaP 8,546872 (7,935 Psi)
21 PPP
935,730,10 P
Psi 2,364P
hL = 0,229 m H2O
10,33m H2O 14,7 Psi
X= 1,661m H2O 2,364 Psi
X=1,661 – 0,229 = 1,432 m H2O
- 185 -
Pcrudo= Paguaf
hghg ....
mg
hghcrudo 659,1
880
432,1*7,1019
.
..
4.3.1.3.11 PÉRDIDA DE PRESIÓN EN TUBERÍAS (DIÁMETROS IGUALES)
TRAMO 1
P = 2290,74 Pa. (0,332 Psi)
4.3.1.3.12 GRADIENTE HIDRÁULICO
TRAMO 1
LhHH 21
LhH
LhHH 21
ghP L **
81,9*7,1019*0,229P
Lhg
vg
PZ
gv
gP
Z 22
222
2
211
1
0 0
- 186 -
LhZZ 21
m229,0467,5596,7
H = 2,129m
H > Lh
030,089,71
129,2
L
HIS f
TRAMO 2
LhHH 21
LhH
LhHH 32
LhZZ 32
H = 0,050m
H = Lh
Lhg
v
g
PZ
g
v
g
PZ
22
233
3
222
2
m050,0417,55,467
00
007,0760,6
050,0
L
HIS f
- 187 -
4.3.1.3.13 VELOCIDADES ÓPTIMAS DE AGITACIÓN
Fig. 4.6 Estructura interna del tanque Clarificador-Sedimentador
Fig. 4.7 Estructura interna de la campana del Clarificador-Sedimentador
- 188 -
Mezcla rápida.
La mezcla rápida esta establecida en la normativa de las pruebas de jarra (Lab.
Corrosión- Lago Agrio). Mezcla rápida 100 rpm. durante 3 min.
Mezcla lenta.
La mezcla lenta para el tanque clarificador y sedimentador se determina mediante las
siguientes consideraciones:
Tanque Clarificador:
Velocidad de agitación lenta en el Tanque Clarificador para la simulación en laboratorio
(Pruebas de jarras).
Velocidad lineal en el interior del tanque:
21 T
mT 40,6
mmmT 63,577,040,612
smm
smQv /10*22,1
)63,5(
/0,0303*44 32
3
2
- 189 -
Relación de la velocidad lineal y velocidad angular esta dada por las ecuaciones
rfV C 2
f 2
r = 0,06 m (radio de la jarra).
srevfw /0203,0)10*24,3(22 3
.min/22,1 revw
Tanque Sedimentador:
Velocidad lineal en el interior del tanque:
21 T
mT 01,7
mT 24,677,001,712
smQ
v /10*91,9)24,6(
0,0303*44 422
sm
sm
r
vf 3
3
10*24,3)06,0(2
/10*22,1
2
- 190 -
Relación de la velocidad lineal y velocidad angular:
sr
vf 3
4
10*63,2)06,0(2
10*91,9
2
srevfw /0165,0)10*63,2(22 3
.min/991,0 revw
4.3.1.3.14 VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO O DECANTACIÓN FINAL
Tanque Clarificador:
La velocidad de decantación terminal se determina mediante la ecuación
Datos:
l = 1019,7 Kg./m3
s =4840 Kg/m3 (sulfuro de hierro).
m40,6 (diámetro del clarificador)
r = 0,60 m (diámetro del rodete)
l
ls
C
gVt
D
3
4
- 191 -
= 0,001 MP
2
Re rNN
NRe = 001,0
)60,0(016,0*7,1019 2
5873,47 (flujo de transición).
El coeficiente de arrastre para flujo de transición se calcula mediante la ecuación
1.4.3-10:
6,0Re
5,18
NCD
101,047,5873
5,186,0DC
Vt = 22,026 m/s
Tanque Sedimentador:
m01,7 (Diámetro del sedimentador)
El Número de Reynolds se calcula mediante la ecuación
2
Re rNN
7,1019
7,10194840
101,0*3
81,9*4Vt
- 192 -
NRe = 56,6240001,0
)60,0(017,0*7,1019 2
(flujo de transición.)
El coeficiente de arrastre para flujo de transición se calcula mediante la ecuación
6,0Re
5,18
NCD
098,056,6240
5,186,0DC
Vt = 22,36 m/s
4.3.1.3.15 CANTIDAD DE QUÍMICO REQUERIDO
Datos:
Q = 16474,28 BLS/día (2615456,7 L/día)
Concentración de Coagulante = 20 ppm
Concentración de Floculante = 6 ppm
Coagulante:
20mg 1 L
X=52309133,86 mg/día 2615456,7 L/día
7,1019
7,10194840
098,0*3
81,9*4Vt
- 193 -
Floculante:
6mg 1 L
X=15692740,16 mg/día 2615456,7 L/día
4.3.1.3.16 COSTO DE QUÍMICOS EMPLEADOS EN EL SISTEMA DE REINYECCIÓN
Coagulante:
Galón = $ 7,7
20 BLS 1000 000 BLS
X= 0,329BLS/día 16474,28 BLS/día
mesgalmes
días
BLS
gal
dìa
BLSX /54,414
1
30*
1
42*32,0 ($ 3191,958 /mes).
Floculante:
Galón = $ 11
6 BLS 1000 000 BLS
- 194 -
X= 0,0988BLS/día 16474,28 BLS/día
mesgalmes
días
BLS
gal
dìa
BLSX /488,124
1
30*
1
42*0988,0 ($ 1369,368 /mes).
Total coagulante-floculante= $3191,958+$1369,368= $4561,33/mes
Tabla 4.8
Costo de químicos empleados en el sistema de reinyección Químicos $/Galón Concentración (ppm) COSTO
Antiescala MX-507 7,7 21,3 15276,8
Anticorrosivo P-1176 6,5 16,3 9860,5
BAC - 91 7,5 19,9 13875
BAC - 96 8,5 19,9 13875
Deterquim -274 6 16,7 9300
CONTINUACIÓN
Coagulante 7,7 0 0
Floculante 11 0 0
Total 62187,3
FUENTE: Informe mensual de tratamiento químico 03/04/2008.
% Costo coagulante y floculante:
- 195 -
Totalquímicos=$ 62187,3/mes 100%
Total coagulante-floculante=$4561,33/mes X=7,33%
4.3.1.3.17 CANTIDAD DE SÓLIDOS EN AGUA
Datos:
ppmx totalessolidos 9,10 *
*informes diarios de reinyección.
10,9BLS 1000 000 BLS
X=0,179BLSsólidos/día 16474,28 BLS/día
díaKgg
Kg
cm
g
gal
cm
BLS
gal
día
BLS/72,137
1000
1*
1
84,4*
1
3785*
1
.42*
179,03
3
(0,1377Ton/día)
10,9ppm 100%
3ppm X = 27,52 % Sólidos Suspendidos
100 – 27,52=72,48 % Sólidos Decantados
- 196 -
137,722Kg/día 100%
X= 37,9Kg/día 27,52%
A la salida del tanque sedimentador se tendrá 37,9Kg/día de sólidos que corresponden a
los 3 ppm de sólidos suspendidos al final del tratamiento.
Distribución de Sólidos en los Tanques:
137,72 Kg./día 100%
X=99,82Kg/día 72,48%
137,72 Kg/día de sólidos ingresan a la planta de tratamiento de lo cual 99,82Kg/día se
depositan en los tanques: Desnatador 5%, Clarificador 20% y Sedimentador 75%.
Tanque Desnatador:
99,82Kg/día 100%
X= 4,99Kg/día 5%
Tanque Clarificador:
- 197 -
99,82Kg/día 100%
X=19,96Kg/día 20%
Tanque Sedimentador:
99,82Kg/día 100%
X=74,87Kg/día 75%
Tanque de Agua Tratada:
37,9Kg/día 100%
X= 1,89Kg/día 5%
Los 3 ppm de sólidos (37,9Kg/día) se depositan en un 5% (1,89Kg/día) en este tanque,
teniéndose 36,01 Kg/día de sólidos a reinyección.
4.3.1.3.18 CANTIDAD DE ACEITE EN AGUA
ppmx residualaceite 21,20 *
*informes diarios de reinyección.
20,21BLS 1000 000 BLS
- 198 -
X=0,333 BLSaceite/día 16474,28 BLS/día
díamL
m
gal
L
BLS
gal
día
BLS/0529,0
1000
1*
1
785,3*
1
.42*
333,0 33
(0,046584 Ton/día)
4.4 RESULTADOS
4.4.1 PARTE EXPERIMENTAL
4.4.1.1 ANÁLISIS FÍSICO - QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN
Los resultados que se presentan a continuación se determinaron mediante la
caracterización Físico - Química del agua de formación a la salida del Tanque de
Lavado (Wash Tank) y pozos reinyectores.
Tabla 4.9
Análisis Físico – Químico del Agua de Formación Estación Shushufindi – Sur
Fecha de Análisis: Abril/2010
Muestra: Agua de Formación Tanque de Lavado
ESTACION SUR
PARAMETROS UNIDADES
Wtk POZO 02 POZO 93
DUREZA TOTAL ppm 9000 9000 8900
- 199 -
CONTINUACION
ALKALINIDAD TOTAL ppm 620 610 610
CLORUROS ppm 28500 28450 28400
DUREZA CÁLCICA ppm 7100 7000 7000
CO2 ppm 240 200 210
TEMPERATURA ºF 116,6 116,6 115,0
CONTINUACIÓN
HIERRO ppm 25,25 23,50 24,00
SULFATOS ppm 175 175 200
DUREZA MAGNESICA ppm 1900 2000 1900
MAGNESIO ppm 456 480 456
CALCIO ppm 2840 2800 2800
CARBONATOS ppm 756 744 744
H2S ppm 2,0 3,0 2,0
PRESION psi 15 1290 1250
PH MEDIDO pH 6,16 6,17 6,15
TURBIDEZ NTU 2,98 11,90 14,10
SÓLIDOS TOTALES ppm 12,40 19,60 30,80
INDICES DE SATURACION SI -0,12 -0,17 -0,21
PTB lbs/1000 bls N/A N/A N/A
TENDENCIA DEL AGUA Corrosiva Corrosiva Corrosiva
FUENTE: Análisis realizado en el Laboratorio de Corrosión –Shushufíndi.
- 200 -
4.4.1.2 ANÁLISIS MICROBIOLÓGICO DEL AGUA DE FORMACIÓN
La técnica que se utilizo en el presente trabajo es la de dilución o extinción.
Tabla 4.10
Análisis Microbiológico del Agua de Formación Estación Shushufindi - Sur
Periodo de cultivo: 28 días.
Muestra: Agua de Formación Tanque de Lavado.
NÚMERO DE BOTELLAS NÚMERO DE BACTERIAS.
Primera botella 10
Segunda botella 100
Tercera botella 1000
FUENTE: Análisis Realizado en el Laboratorio de Corrosión SSFD. D.A.
- 201 -
CAPÍTULO V
- 202 -
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
A continuación se redactara las conclusiones y recomendaciones las mismas que
sonproducto de este trabajo de investigación.
5.1 CONCLUSIONES
Del análisis de las características del agua de la Estación Shushufindi Sur, se
determinó que el agua tiende a formar incrustaciones de carbonato de calcio, ya
que la depositación de las mismas causa problemas como: disminución de
volúmenes reinyectados, incremento de presiones de reinyección, taponamiento
de líneas, daños de bombas o formaciones receptoras, daños en equipos, etc. Se
debe proveer de un tratamiento químico que prevenga la formación de dichas
incrustaciones.
Mediante la caracterización físico-química del agua a la salida del tanque de
lavado y pozos reinyectores, se estableció los parámetros que determinan la
calidad del agua para reinyección: turbidez 11,90-14,10 NTU, sólidos totales
19,60-30,80 ppm y tendencia del agua corrosiva; lo que indica que se realiza la
reinyección fuera de los límites permisibles.
A través de simulación en laboratorio, se definieron las concentraciones óptimas
de químicos: coagulante 20 ppm - floculante 6 ppm y velocidades de agitación
- 203 -
100 r.p.m para la mezcla rápida y 10 r.p.m para la mezcla lenta, dando las
mejores condiciones de calidad de agua.
La agitación lenta necesaria no debe exceder los 10 rpm ya que al sobrepasar
esta velocidad de agitación, los flocs formados por acción del coagulante y
floculante se destruyen.
El tiempo de residencia de agua en el tanque sedimentador es de 1,89 horas,
tiempo suficiente para que los flóculos sedimenten hasta obtener una turbidez lo
suficientemente baja al valor propuesto (5 NTU).
Uno de los mayores inconvenientes en la operación de la planta instalada por la
compañía SOLIPET S.A., fue el diseño de la tubería de descarga de los
clarificadores y sedimentadores. La tubería de 6 pulgadas tomaba el agua de
salida directamente de una altura de 20 pies o más, y no se llenaba
completamente, ocasionando un efecto de vacío que generaba el ingreso de aire
al sistema.
El incremento en los sólidos suspendidos es un indicativo de corrosión,
formación de incrustaciones o actividad bacterial; el cual puede ser
contrarrestado al tener un tratamiento químico eficiente.
El control de las bacterias sulfato reductoras no debe ser descuidado puesto que
los depósitos de sulfuro de hierro en las tuberías obstruyen las líneas, llegando
- 204 -
en muchos casos a taponarlas casi por completo. De igual forma, el sulfuro de
hidrógeno como producto de la actividad bacteriana incrementa la corrosividad
del agua
5.2 RECOMENDACIONES
El sistema de reinyección de agua obligatoriamente debe ser un sistema cerrado,
es decir que no exista contacto del agua con el oxígeno del aire, ya que esto
causa la formación de sólidos en el seno del agua provocando que los valores de
turbidez se disparen a valores altos.
Para el adecuado funcionamiento de la planta de reinyección de agua es muy
importante el control de los tratamientos: anticorrosivo, biocida y antiescala, a
fin de evitar problemas en la calidad del agua en la salida de la planta como
consecuencia de la precipitación de carbonatos, productos sólidos debido a
corrosión interna o de acción bacteriana.
Dar seguimiento al programa de monitoreo y plan de mantenimiento a fin de
controlar el proceso y prolongar la vida útil de la planta.
Es necesario realizar periódicamente un análisis físico químico del agua de
formación de los tanques de lavado, antes de que ésta ingrese a la planta de
- 205 -
tratamiento, en la succión y en la descarga de las bombas, de tal manera de que
los sistemas de reinyección dispongan de información oportuna para aplicar los
correctivos necesarios que ayudarán a mantener y a mejorar la calidad del agua.
Esto permitirá, optimizar los químicos y mantener bajo control los caudales y
presiones de reinyección.
Para evitar la oxidación del agua es indispensable implementar el sistema de gas
blanket, ya que disminuye la turbidez del agua e impide daños a los sistemas de
reinyección.
Se recomienda instalar filtros atmosféricos, para evitar el arrastre de sólidos de
un tanque a otro, disminuyendo la turbidez del agua.
Revisar el tratamiento químico aplicado, y de ser posible aplicar una prueba de
jarras que permita evaluar otros coagulantes y floculantes que produzcan
flóculos grandes y pesados, disminuyendo la dificultad del manejo de sólidos.
Se debe verificar la calidad de todos los químicos que se inyectan desde los bulk
tanks semanalmente, midiendo su dosificación, la gravedad específica y la
viscosidad, para garantizar un adecuado tratamiento químico.
- 206 -
BIBLIOGRAFÍA
1. ALMEIDA T; (1992), Estudio regional de la Formación Tiyuyacu, Tesis de
grado (UCE).
2. APPLIED WATER TECHNOLOGY .Dr. Charles C. Patton, Second Edition,
(1995),
3. AUCANCELA L, BEDÓN M, (2005), Análisis y evaluación de la Formación
Tiyuyacu como receptor de agua de formación en el bloque 16, Tesis de grado
(UCE).
4. GLOSARIO DE LA INDUSTRIA PETROLERA”.The petroleum publishing
company. Tulsa, Oklahoma, “
5. NACE. Manual Tratamiento Químico del Agua. 2003. Pp. 25 – 49.
6. STANDARD METHODS. Métodos estandarizados para aguas de desechos:
17a. ed. México: Díaz de santos, sf. pp. 2540-2543.
7. VALENCIA, J. Teoría y práctica de la purificación del agua: 3a. ed. México:
McGraw Hill, 2000. v.1. pp. 126.
- 207 -
ANEXOS
- 208 -
ANEXO I
PROPIEDADES FÍSICAS DE ELEMENTOS Y COMPUESTOS INORGÁNICOS
- 209 -
ANEXO II
QUIMIFLOC 922 (FLOCULANTE)
DESCRIPCIÓN
El QUIMIFLOC 922 es un polímero acuoso líquido polianiónico.
APLICACIÓN
El QUIMIFLOC 922 está formulado para usarlo como un clarificante / demulsificante reverso para ser empleado en unidades de flotación por aire disuelto, para resolver y clarificar las emulsiones de crudo en agua que resultan después de la demulsificación de crudo de áreas petroleras. También puede ser usado para mejorar el comportamiento de los filtros, la flotación y los tanques de reposo para clarificación de agua o desechos para otras corrientes de efluentes.
El QUIMIFLOC 922 se dosifica usualmente entre hasta 30 ppm dependiendo de los factores físicos de la clarificación o de las unidades de flotación. En los sistemas WEMCO o similares, lo normal es de 10 a 50 ppm. La dilución acuosa del producto antes de la inyección en líneas de alta turbulencia puede mejorar su comportamiento.
PROPIEDADES
APARIENCIA Líquido Amarillo a Ambar
GRAVEDAD ESPECÍFICA 1.04 - 1,06
VISCOSIDAD DINAMICA 10000 mPas @ 20°c
PH 5,0 - 7,0
PUNTO DE INFLAMACIÓN N.A.
- 210 -
MANEJO
El QUIMIFLOC 922 no es considerado un material peligroso, pero aún así debe manejarse con cuidado. Puede ser irritante de la piel y los ojos. Deben usarse siempre delantales, lentes, guantes y botas de seguridad. Si ocurre contacto con la piel y los ojos, lave con abundante agua. Si persiste la irritación, busque atención médica
- 211 -
ANEXO III
QUIMIFLOC 757 (COAGULANTE)
DESCRIPCIÓN El producto QUIMIFLOC 757 es una mezcla de polímero inorgánico con un polímero orgánico catiónico, con gran concentración de cargas para facilitar el proceso de desestabilización de sólidos presentes en el agua.
APLICACIÓN
El producto QUIMIFLOC 757 se emplea en procesos de clarificación de aguas superficiales con alta concentración de hierro, subterránea, residual y sistemas de producción petrolera.
PROPIEDADES
Apariencia Líquido ligeramente turbio
Gravedad Específica 1.20 – 1.30
Viscosidad Brookfield (LV2, 30 rpm): 65 – 100 Cp
Solubilidad en agua Completamente soluble
PH 2.5 – 3.5
MANEJO
Se deberá evitar el contacto con la piel o los ojos. En caso producirse contacto con la piel, el área deberá ser lavada con abundante agua. Si se produce contacto con los ojos, estos deberán enjuagarse con abundante agua durante un período mínimo de 15 minutos y se deberá solicitar asistencia médica en caso de persistente irritación.
DISPONIBILIDAD
El producto QUIMIFLOC 757 se encuentra disponible en tambores de 55 Galones y Bulk tank de 330 Galones.
- 212 -
ANEXO IV
PLAN DE MANTENIMIENTO
Tanque Desnatador TK-1:
1. Chequeo del Sistema Gas Blanket: se requiere realizar un chequeo del sistema
de gas blanket como válvulas de control de volumen de gas que ingresa y que se
desplaza del tanque a las líneas de venteo, equipos de control de presión de
operación y válvulas de alivio (presión-vació).
2. Evacuación de Sólidos: la depositación de sólidos representa un 5 % que
corresponde a 4,99 Kg/día por lo que el drenaje se realizara cada dos semanas.
3. Drenaje de Crudo: una vez separado el crudo del agua, se envía al Tanque de
lavado (Wash Tank) cada mes.
4. Limpieza Total: a través del manhole que permite el acceso del personal al
tanque se realizar la limpieza total cada dos años, a fin de efectuar un nuevo
recubrimiento de la estructura interna y dar mantenimiento al sistema de
protección catódica por corriente impresa para proteger contra la corrosión.
Previa desgasificaciòn del Tanque.
Para by pass del TK-1 se debe cerrar la válvula de compuerta VC-2, la válvula
con actuador eléctrico VA-9 y abrir la válvula VA-1.
Tanque Clarificador TK-2:
1. Chequeo del Sistema Gas Blanket: se requiere realizar un chequeo del sistema
de gas blanket como válvulas de control de volumen de gas que ingresa y que se
desplaza del tanque a las líneas de venteo, equipos de control de presión de
operación y válvulas de alivio presión-vació.
2. Evacuación de Sólidos: los sólidos que se acumulan en este tanque representan
el 20 % correspondiente al 19,96 Kg/día por lo que el drenaje se realizara cada
cuatro días.
- 213 -
3. Limpieza Total: a través del manhole que permite el acceso del personal al
tanque se realizar la limpieza total cada dos años, a fin de efectuar un nuevo
recubrimiento de la estructura interna y dar mantenimiento al sistema de
protección catódica por corriente impresa para proteger contra la corrosión.
Previa desgasificaciòn del Tanque.
Para by pass del TK-2 se debe cerrar las válvulas con actuador eléctrico VA-1,
VA-7 la y abrir las válvulas VA-9, VA-8, VA-2.
Tanque Sedimentador TK-3:
1. Chequeo del Sistema Gas Blanket: se requiere realizar un chequeo del sistema
de gas blanket como válvulas de control de volumen de gas que ingresa y que se
desplaza del tanque a las líneas de venteo, equipos de control de presión de
operación y válvulas de alivio presión-vació.
2. Evacuación de Sólidos: los sólidos que se depositan en este tanque representan
el 75 % correspondiente al 74,87 Kg/día por lo que el drenaje se realizara cada
dos días debido al incremento de sólidos decantados.
3. Limpieza Total: a través del manhole que permite el acceso del personal al
tanque se realizar la limpieza total cada dos años, a fin de efectuar un nuevo
recubrimiento de la estructura interna y dar mantenimiento al sistema de
protección catódica por corriente impresa para proteger contra la corrosión.
Previa desgasificaciòn del Tanque.
Para by pass del TK-3 se debe cerrar las válvulas con actuador eléctrico VA-2, VA-4,
VA-5 y abrir las válvulas VA-8, VA-7, VA-6, VA-3.
Nota:
El Tanque de 300 BLS, se utilizara para bypassear el tanque sedimentador en
caso de que la turbidez salga fuera de parámetros.
- 214 -
Tanque de Agua Tratada TK-4:
1. Chequeo del Sistema Gas Blanket: se requiere realizar un chequeo del sistema
de gas blanket como válvulas de control de gas y accesos de venteo.
2. Evacuación de Sólidos: los sólidos en suspensión luego del proceso de
clarificación es de 3 ppm que corresponde al 37,9 Kg/día de lo cual el 5 % (1,89
Kg/día) se depositan en este tanque, y el 36,01 Kg/día se envían a las zonas
receptoras (Orteguaza y Tiyuyacu).
3. Limpieza Total: se requiere hacer una limpieza total cada dos años, a fin de
realizar un nuevo recubrimiento de la estructura interna y cambios de ánodos de
sacrificio (protección catódica por corriente impresa) para proteger contra la
corrosión.
Previa desgasificaciòn del Tanque.
Para by pass del TK-4 se debe cerrar la válvula con actuador eléctrico VA-2,
VA-4, VA-5 y abrir la válvula VA-8, VA-7, VA-6, VA-3.
Turbidímetro en línea Tb:
1. Revisión y limpieza: esta actividad se realizará cada 6 horas para garantizar que
la muestra tomada para el análisis de turbidez sea confiable.
La limpieza del lente del turbidímetro se realiza con agua destilada.
Tuberías:
En el sistema de tuberías se encuentran uniones vitaulicas con la finalidad de desarmar
las tuberías y facilitar la operación de limpieza.
1. Limpieza: se realizará cada 6 meses para evitar la acumulación de sólidos ya que
estos reducen el diámetro de las tuberías dificultando el paso del agua.
- 215 -
Luego de cada operación de limpieza con el raspador, es necesario un
tratamiento tipo bach con detergente y biocida en concentración de 200 a 300
ppm, esto ayudará a mantener internamente limpias las líneas y remover las
bacterias sulfatoreductoras que se encuentran adheridas en las paredes de la
tubería.
Válvulas:
1. Revisión: cada dos meses, para verificar que no exista ninguna falla en su
funcionamiento y de ser necesario se procederá a cambiar de dispositivo.
2. Engrasado: cada tres meses para facilitar el accionamiento manual.
Bombas:
1. Revisión: cada dos meses, para verificar que no exista ninguna falla en su
funcionamiento y de ser necesario se procederá a cambiar de dispositivo.
2. Limpieza: cada tres meses.
3. Lubricado: luego de cada limpieza se procede a lubricar las bombas cada tres
meses para garantizar su óptimo funcionamiento.
Sensores o Transmisores de Nivel:
1. Limpieza y Verificación: al segundo mes.
2. Comprobación y Recalibración: al tercer mes.
3. Limpieza: al quinto mes.
4. Comprobación y Recalibración: al sexto mes.
5. Limpieza: al octavo mes.
6. Comprobación y Recalibración: al décimo mes.
7. Revisión Completa: al año.
Panel de control o controlador lógico programable PLC:
1. Mantenimiento: cada tres meses.
- 216 -
NOTA: En caso de presentarse una falla en el funcionamiento interno del PLC y
requiera una revisión interna del equipo contáctese con el distribuidor.
- 217 -
ANEXO V
POZOS REINYECTORES
POZO ARENA INTERVALOS PIES PROFUNDIDAD
CIBP PUNZONADOS PERFORADOS
SSF-RW-1
TIYUYACU
7156'-7170' 7180'-7288' 7298'-7406' 7420'-7466'
276 COTD: 7700'
SSF-RW-2
TIYUYACU
7168'-7210' 7222'-7260' 7268'-7396' 7400'-7514'
322 COTD:7783'
SSF-5 TIYUYACU
7130'-7180' 7190'-7220' 7260'-7370' 7390'-7420'
220 7504'
SSF-13 TIYUYACU + + HOLLIN
7110'-7250' 7280'-7430' 9236'-9277' 9420-9540'
451 COLLAR FLOTADOR: 9589'
SSF-20 A
TIYUYACU 7140'-7240' 7260'-7440'
280 RETENEDOR: 8190'
SSF-21 TIYUYACU
7094'-7160' 7175'-7214' 7232'-7288' 7297'-7428'
292 7885'
SSF-25 TIYUYACU
7190'-7220' 7250'-7290' 7300'-7400' 7425'-7470'
215 8000'
SSF-33 TIYUYACU 7255'-7465' 7472'-7550'
288 8620'
SSF-38 ORTEGUAZA
5386'-5412' 5428-5438' 5472'-5500' 5572'-5604' 5625'-5630' 5648'-5665'
118 5900'
- 218 -
CONTINUACIÓN
SSF-47 TIYUYACU
7160'-7190' 7210'-7380' 7395'-7450' 7465'-7500'
290 7700'
SSF-50 TIYUYACU 7500'-7640' 140 7690'
SSF-58 TIYUYACU 7210'-7340' 7375'-7450' 7475'-7570'
300 7590'
SSF-93 TIYUYACU
7110'-7130' 7144'-7176' 7190'-7286' 7286'-7300' 7306'-7318' 7323'-7375' 7386'-7410'
250 COTD:7441'
AGU-04 TIYUYACU 7380'-7540' 160 8900'
AGU-06 T 9460'-9474' 9482'-9522' 9530'-9545'
69 COLLAR FLOTADOR: 9550''
POZO ARENA
PRUEBA DE RATAS MULTIPLES
OBSERVACIÓN
FECHA BIPD PRESIÓN
SSF-RW-1
TIYUYACU 02-abr-07 8928 1880
PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO EN COMPLETACIÓN INICIAL
- 219 -
CONTINUACIÓN
SSF-RW-2
TIYUYACU 01-abr-07 7981 1650
PRUEBA CON SISTEMA DESPUÉS DE LIMPIEZA A LA FORMACIÓN
SSF-5 TIYUYACU 25-feb-07 7488 1700
PRUEBA CON SISTEMA DESPUÉS DE LIMPIEZA A LA FORMACIÓN
SSF-13 TIYUYACU + + HOLLIN
18-mar-07
7344 1800
PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO EN CONTROL COLCHÓN DE AGUA
SSF-20 A TIYUYACU 23-nov-06
6912 1800
PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO EN W.O. Nº 26
SSF-21 TIYUYACU 30-oct-07 7920 1750
PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO EN W.O. Nº 12
SSF-25 TIYUYACU 23-dic-07 10512 1760
PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO EN CONTROL COLCHON DE AGUA
SSF-33 TIYUYACU 08-mar-07
18720 1700
PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO EN CONTROL COLCHON DE AGUA
SSF-38 ORTEGUAZA29-nov-07
5760 1700
PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO EN W.O. Nº 04
SSF-47 TIYUYACU 03-sep-07 8640 1700
PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO EN W.O. Nº 06
- 220 -
CONTINUACIÓN
SSF-50 TIYUYACU 24-feb-06 6877 1920
PRUEBA CON SISTEMA DESPUES DE LIMPIEZA A LA FORMACIÓN
SSF-58 TIYUYACU 20-may-07
12240 1700
PRUEBA CON SISTEMA DESPUES DE LIMPIEZA A LA FORMACIÓN
AGU-04 TIYUYACU 4765 2000
PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO DESPUES DE LIMPIEZA A LA FORMACIÓN
AGU-06 T 18-nov-07
6624 1700
PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO DESPUES DE LIMPIEZA A LA FORMACIÓN
- 221 -
ANEXO VI
PROGRAMA DE MONITOREO
Salida Tanque de lavado TK-0
1. Análisis Físico-Químico del agua de formación: cada quince días.
2. Cultivo de Bacterias: cada semana.
3. Sólidos Totales Suspendidos: cada día.
4. Sulfuro de hidrógeno en agua: cada día.
5. Residual de aceite en agua: cada día.
6. Control de dosis de químicos: seis veces al día.
Salida Tanque Clarificador TK-2 y Tanque Sedimentador TK-3
1. Análisis de turbidez: cada hora.
Las opciones de operaciones basándose en resultados del análisis son las siguientes:
S i la turbidez de salida del tanque sedimentador TK-3 supera los 5 NTU
entonces se debe recircular el producto al tanque de almacenamiento provisional
TK- 5 mediante cierre de las válvulas con accionador eléctrico de VA-3, VA-4,
VA-6, VA-7, VA-8 y apertura de las válvulas VA-5,VA-1.
S i la turbidez de salida del TK-3 es menor o igual 5 NTU entonces se procede a
almacenar el agua en el tanque de agua tratada TK-4 mediante apertura de la
válvula de mariposa con accionador eléctrico VA-3.
2. Control de dosis de químicos: seis veces al día.
Salida Tanque Agua Tratada TK-4
1. Análisis Físico-Químico del agua de formación: cada semana.
2. Sólidos Totales Suspendidos: cada día.
- 222 -
3. Sulfuro de hidrógeno en agua: cada día.
Tuberías a Pozos Reinyectores
1. Instalación y monitoreo mediante el uso de Cupones de corrosión: cada mes
2. Instalación y monitoreo mediante el uso de Cupones de escala: cada semana.
3. Monitoreo mediante el uso de probetas de polarización lineal: cada día.
Cabeza Pozo Reinyector
1. Análisis Físico-Químico del agua de formación: cada semana.
2. Cultivo de Bacterias: cada quince días.
3. Sólidos Totales Suspendidos: cada día.
Manejo del sistema de control
Para ingreso y modificación de parámetros del sistema se debe tener autorización del
administrador del sistema ya que estos valores están previamente cargados en el PLC.
El PLC dispone de una pantalla de presentación local la cual tiene la siguiente
disposición:
Pantalla de presentación.
Al inicio aparece la pantalla de presentación del sistema, esto se mantiene por 5 minutos
y luego cambia a la presentación de funcionamiento del sistema.
Si no está activado aparece el mensaje “PLC fuera de Operación”.
Si se ha activado y hay funcionamiento normal habrá el mensaje “Operación
Normal”.
Si se ha activado y se ha detectado señal de alarma, habrá mensaje “Alarma”.
Señales de alarma.
- 223 -
El PLC dispone de los siguientes eventos como riesgo para el funcionamiento del
sistema:
5 mín. Nivel mínimo de TK-1 no alcanzado
6 máx. Nivel máximo de TK-1 sobrepasado
5,5 máx. Nivel máximo de TK-4 sobrepasado
5,1 mín. Nivel mínimo de TK-4 no alcanzado
5,1 NTU Nivel de turbidez máximo sobrepasado
Señales de cambios dinámicos de válvulas.
Los estándares que se mostrarán en la pantalla de todas las válvulas con sus cambios
dinámicos tendrán asociados cambios de color:
Rojo = Abierto
Verde = Cerrado
REQUERIMIENTO DE PERSONAL
Nº CARGO OCASIONAL PERMANENTE TURNOS
2 Mecánicos 8 - 6
3 Operadores-Instrumentistas 14 - 7
1 Ingeniero Electrónico cada 6 meses
1 Electricista cada 3 meses
2 Obreros 8 - 6
1 Cuadrilla cada 6 meses
2 Ingenieros Químicos 14 - 14
2 Laboratoristas 14 - 14
- 224 -
NOTA: En el caso de los 2 mecánicos uno de ellos se encuentra de turno y el otro está
de descanso cumpliendo turnos de 8 días de trabajo y 6 días de descanso, mientras que
los 3 Operadores –Instrumentistas cumplen un horario de trabajo de 14 días y 7 días de
descanso; uno de ellos se encuentra de turno por el dia, el otro entra de turno por la
noche y el tercero esta de descanso. Los Ingenieros Químicos y Laboratoristas trabajan
14 días y descansan 14 días.
- 225 -
ANEXO VI
DIAGRAMA DE MOODY
226
ANEXO VII
DUREZA TOTAL MÉTODO HACH* 14399-01
FUNDAMENTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO CÁLCULOS
La dureza total
mide la
capacidad del
agua para
consumir jabón.
Las aguas duras
son usualmente
menos
corrosivas que
las blandas.
Contienen sales
de calcio y
magnesio que
están disueltos
generalmente en
forma de
carbonatos que
por
calentamiento
pueden formar
bicarbonatos
que son la causa
de incrustación
en los sistemas
de transporte de
agua.
- Titulador
digital.
- Probeta de
100mL.
- Pipeta de
1mL.
- Vaso de
precipitación
de 250mL.
- Agitador
magnético.
- Magnetor
-Solución
Tapón
hardness-1.
- Maver-2.
- Agua
destilada.
- Solución
EDTA (ácido
etilen
diamino
Tetracético).
- Tomar 1mL de la
muestra de agua
problema y aforar
con agua destilada
hasta 100mL.
-Vierta en el vaso
de precipitación.
- Añada una
solución tapón
Hardnees-1 y unas
gotas del indicador
maver-2.
- Titular con
EDTA, hasta que
cambie el color de
rojo a azul púrpura.
Dígitos * #
Dilución
ANEXO VIII
Alcalinidad total
MÉTODO HACH* 14389-01
FUNDAMENTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO CÁLCULOS
La alcalinidad de una agua
es la capacidad para
neutralizar los ácidos y
constituye la suma de todas
las bases titulables. El valor
medido puede variar
significativamente con el
pH. Es una medida de una
propiedad agregada del
agua. Depende del
contenido de carbonatos,
bicarbonatos e hidróxidos
por los que se puede tomar
como una medida directa de
la concentración de estos
componentes.
-Titulador digital.
- Probeta de
100mL.
- Pipeta de 1mL.
- Vaso de
precitación
de 250mL.
- Agitador
magnético.
- Magnetor.
- Bromocresol-
Green.
- Acido Sulfúrico
1,6 N.
- Agua destilada.
- Realzar la dilución de 1mL de
agua producida en 100mL de
agua destilada en 1 probeta.
- Verter esta dilución a un vaso
de precipitación, este vaso
contiene un agitador magnético,
el cual servirá luego de colocar
la muestra en el magnetor para
agitar la dilución.
-Agregar el indicador
Bromocresool-Green y titular
con ácido sulfúrico hasta que
cambie de coloración.
- Leer la lectura del titulador.
Dígitos * #
Dilución
ANEXO IX
Cloruros
MÉTODO HACH* 2187-10
FUNDAMENTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO CÁLCULOS
El cloruro en la forma
de iones Cl-, es uno de
los principales aniones
en el agua de formación.
Los mismos que pueden
encontrase en altas
concentraciones esto
depende de la formación
de la
Que procede.
- Titulador digital.
- Probeta de 100mL.
- Pipeta de 1mL.
- Vaso de
precipitación de
250mL.
- Agitador
magnético.
- Magnetor.
- Pizeta.
- Dicromato de
Potasio (cloride-2).
- Nitrato de plata
1,128 N.
- Agua destilada.
- Tomar 1mL. De la muestra
problema y aforar a 100mL
con agua destilada.
-Verter en un vaso de
precipitación donde se
encuentra un agitador
magnético.
- Colocar el vaso en el
magnetor para agitar la
solución.
- Agregar el indicador Chloride2
el cual dará una coloración
amarilla
Y titular con nitrato de plata
hasta cambio de color.
- Tomar lectura y multiplicar por
el factor de dilución y por 50.
Dígitos * 0,5 *#
Dilución
ANEXO X
Dureza cálcica
MÉTODO HACH* 2187-10
FUNDAMENTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO CÁLCULOS
La dureza cálcica es
expresada como la
concentración de Ca,
como equivalentes de
CaCO3.
- Titulador digital.
- Probeta de 100mL.
- Pipeta de 1mL.
- Vaso de precipitación
de 250mL.
- Agitador magnético.
- Magnetor.
- Hidróxido de Potasio
8N.
- Indicador Calver-2.
- Solución de EDTA
- Agua destilada.
- Tomar 1ml de agua problema y
aforar con agua destilada a 100mL.
- Verter en un vaso de precipitación.
-Añadir 1 a 2 ml. De hidróxido de
potasio y 1 sobre del indicador calver-
2.
-Titular con EDTA hasta cambio de
color de rosa a lila.
-Leer la lectura del titulador y
multiplicar por el factor de dilución.
Dígitos * #
Dilución
ANEXO XI
Análisis de gases en agua
Determinación de CO2.
FUNDAMENTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO
El dióxido de carbono
disuelto
influye en el pH, la
corrosividad
Y la tendencia de escala
del agua.
- Kit de medición
Chemetrics
-Fenoltaleina
-Hidróxido de
sodio
- Colocar la muestra de agua en el recipiente del Kit.
- Poner una pastilla (Fenoltaleina) se titula con hidróxido
de sodio y esperamos que se derrita totalmente.
- Comparar colores en la tabla del Kit para determinar
resultados.
ANEXO XII
Determinación de O2.
FUNDAMENTO MATERIALES PROCEDIMIENTO
Contribuye a la Corrosividad del
agua.
Se utiliza el Kit de medición
Chemetrics, el cual consta de un set
de estándares colorimétricos para
comparación en un rango de 0 a 200
ppb y dispone además de ampollas
estériles con indicador específico
para que al contacto con oxígeno
disuelto en el agua, adquiera una
coloración rosada.
- Kit de medición Chemetrics
- Colector de agua
- Ampolla de prueba
-Colocar un colector de agua de aproximadamente 10 ml.
en el punto de muestreo, donde el agua circule libremente.
-Observar que no exista presencia de burbujas de aire.
-Se introduce la ampolla de prueba completamente sellada
en el colector y manteniéndolo sumergido.
-Se rompe el extremo inferior de la ampolla para que una
mínima cantidad de agua ingrese a la ampolla.
-Sacar inmediatamente manteniendo tapado el extremo
roto.
-Luego la colocamos dentro del tubo de comparación para
determinar por medio de colores la cantidad de oxigeno
presente en el agua expresada en ppb.
ANEXO XIII
Determinación de H2S
FUNDAMENTO MATERIALES PROCEDIMIENTO
Incrementa la corrosividad. Este puede
presentarse naturalmente en el agua o
ser generado por la bacteria sulfato
reductora. Si un agua normalmente
fresca libre de H2S empieza a mostrar
indicios de H2S, esto indica que las
bacterias sulfato reductoras están
probablemente trabajando en alguna
parte del sistema corroyendo en la
pared de la tubería o tanque. El sulfuro
de hierro sería generado como un
producto de corrosión.
- Kit de medición
Chemetrics
-Colocar la muestra de agua en el recipiente del
Kit.
-Poner una pastilla (Alkaselser) que se
encuentra en el equipo y esperamos que se
derrita totalmente.
-Comparar colores en la tabla del Kit para
determinar resultados.
ANEXO XIV
Temperatura
ESTHÁNDARD METHODS 2550 B
FUNDAMENTO MATERIALES PROCEDIMIENTO
La temperatura es la medida de la
intensidad del calor. La temperatura
nos dice cuánta energía calorífica
pose un cuerpo; los aparatos
utilizados para medir la temperatura
se denominan termómetros. Estos se
construyen de un material que tenga
la propiedad física de producir
variaciones predecibles con los
cambios de temperatura.
- Termómetro de 0 a 100 C.
- Vaso de precipitación de
250mL.
- En el vaso colocar la muestra
problema.
- Dar lectura directa.
ANEXO XV
Determinación de hierro
MÉTODO HACH* 2165
FUNDAMENTO MATERIAL
ES
REACTIVOS PROCEDIMIENTO CÁLCULOS
Es uno de constituyentes
inorgánicos que están presentes en
las aguas Naturales, comúnmente
se halla en pozos. El oxido de
tubos de hierro o acero. Pueden
también aumentar la concentración
de materiales disueltos, así como la
cantidad total de hierro. Hay una
norma secundaria para el hierro de
0,3mg/l basada en la decoloración
de lavandería y un sabor metálico
que empieza a notarse en el rango
de 0,1 a1, 0 ppm.
- HACH 2004.
- Pipeta de
1mL.
- Pizeta.
-Ferrover.
- Agua destilada
- Realizar la dilución de 1mL de
agua problema en 25mL de agua
destilada.
- En el equipo HACH
programamos en 2165 que
corresponde al programa de
cantidad de hierro.
- Encerar con la misma dilución
previamente realizada.
- Agregar el reactivo Ferrover a la
Dilución y colocar en el HACH para
proceder a tomar la lectura.
Lectura del HACH
*25
ANEXO XVI
Sulfatos
MÉTODO HACH* 3450
FUNDAMENTO MATERIALE
S
REACTIVO
S
PROCEDIMIENTO CÁLCULOS
Los sulfatos se encuentran ampliamente
distribuidos en la naturaleza y son
relativamente abundantes en las aguas
duras. En presencia de materia orgánica
ciertas bacterias pueden reducir el
sulfato a sulfuro; por esto, las aguas
intensamente contaminadas se deben
conservar a baja temperatura. El oxigeno
puede oxidar el sulfito a sulfato; a un
pH superior a 8.0, y para aquellas
muestras que tengan sulfito; se debe
ajustar el pH a un valor inferior a ese
nivel.
- HACH 2004.
- Pipeta de 1mL.
- Sulfaver-4
- Agua
destilada
- Realizar la dilución de 1mL
de agua problema en 25mL de
agua destilada.
- Programar el HACH en
3450 para medir sulfatos.
- Encerar el HACH con la
dilución.
- A la dilución agregar
sulfaver-4.
- Colocar en el HACH y tomar
la lectura
Lectura del HACH
*25
ANEXO XVII
Cálculos complementarios
Determinación de Dureza magnésica, Calcio (Ca++), Magnesio (Mg++), Carbonatos
DUREZA MAGNÉSICA
(DM) CALCIO (Ca++) MAGNESIO (Mg++) CARBONATOS (C)
DM = DT - DC
DT = Dureza Total
DC = Dureza Cálcica
Es el de mayor
importancia porque es
fácilmente combinable con
iones carbonatos o
Sulfatos y precipitados
para formar escala.
Ca++=DC*PM (Ca)
DC = Dureza Cálcica
PM (Ca) = Peso Molecular
del Calcio (0.4)
En concentraciones mucho más
bajas que el calcio, el problema
restante es el mismo, los iones
Magnesio se combinan con
iones Carbonatos para dar
problema de escala. Carbonato
de Magnesio no está usualmente
presente como un problema.
Mg++ = DM* PM (Mg)
DM = Dureza Magnésica
PM (Mg) = Peso Molecular del
Magnesio (0.24)
Son importantes porque
ellos pueden formar
escalas insolubles.
C= AT* 1.22
AT = Alcalinidad Total
ANEXO XVIII
Potencial de hidrógeno pH
SATHANDARD METHODS 4500-HB
FUNDAMENTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO
Es el parámetro que nos indica si el
agua es alcalina o ácida, en un
escala numérica de 1 a 14. Si el
agua es ácida, el pH es menor que
7. Si el pH es igual a 7 entonces el
agua es neutra. El rango de pH de
las aguas naturales (no tratadas) se
encuentra entre 4 y 9.
- PH metro digital.
- Un vaso de
precipitación de 250mL.
-Soluciones buffer
pH 4 y pH 7 y pH10.
- Verificar que el aparato este
calibrado mediante la utilización de
las soluciones buffer (el siguiente
orden 4; 7 y10 de pH) las mismas que
se encargan de realizar pequeños
cambios de su potencial de estado y
mantener a este.
- Colocar el electrodo dentro del vaso.
- Leer directamente en el aparato
medidor.
ANEXO XIX
Turbidez
MÉTODO HACH* 46500-88
FUNDAMENTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO
Toda impureza soluble finamente dividida,
cualquiera que sea su naturaleza, que pueda
ser suspendida en el agua para reinyección
y disminuir su claridad se le conoce como
turbidez. Estas impurezas pueden ser de
origen inorgánicas tales como las arcillas,
limos, carbonatos de calcio, sílice,
hidróxido férrico, azufre, etc. O pueden ser
de naturaleza orgánica tales como materia
vegetal finamente dividida, aceites, grasas,
microorganismos.
- Turbidímetro del
Model HACH
Chemical Company.
- Pizeta.
- Tubo de Ensayo.
- Agua Problema - Colocar en un tubo de ensayo agua
de formación a cualquier medida.
- Colocar la muestra de agua en la
celda del Turbidímetro.
- El aparato tiene diferentes escalas
(0-1, 0-10, 0-100 NTU) que se
tienen que regular de acuerdo a la
escala que permita la lectura.
ANEXO XX
Sólidos totales
STANDARD METHODS 2540-B
CONCEPTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO
El total de los sólidos es
la cantidad de materia
disuelta en un volumen
dado de agua. Se puede
calcular tomando la suma
de las concentraciones de
todos los cationes y
aniones indicados en la
parte del análisis del
agua o puede también ser
medida evaporando una
muestra de agua para
secarla y posteriormente
pesar sus residuos.
- Filtro de
membrana
- Bomba de vacío.
- Membrana de 0.45
µm.
- Balanza analítica.
- Vaso de
Precipitado de
250mL.
- Estufa.
- Desecador
- Agua
destilada
- Procedemos a pesar la membrana de 0,45μm.
- Colocamos 250mL. De muestra problema en un vaso de
precipitado.
- Colocamos la membrana ya pesada (P1) en el filtro; cerramos y
con ayuda del aire a presión de 20 psi, hacemos pasar el agua por
la membrana.
- Procedemos a lavar con agua destilada hasta que la cantidad de
cloruros sea cero pues si no estaremos evaluando los cloruros.
- Una vez que se haya pasado agua destilada por la membrana
sacamos y ponemos a secar en la estufa durante 30min a una
temperatura de 35 a 40 C.
- Una vez seca y lego de estar en el desecador hasta que se haya
enfriado pesamos P2. La diferencia de P1-P2 nos darán la
cantidad de sólidos totales.
ANEXO XXI
Prueba de jarras (dosis óptima coagulante-floculante)
NORMA NACE ID
CONCEPTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO
El objetivo de este ensayo es poder
determinar la dosis de coagulante y
floculante para producir la más rápida
desestabilización de las partículas
coloidales en la planta, formando un
floc. Pesado y compacto que quede
fácilmente retenido en los
sedimentadores y no se filtre al pasar
por el filtro.
-Aparato de
Prueba de Jarras.
- pHmetro
- Turbidímetro.
- Materiales para
Alcalinidad.
-Polielectrolítico
Aniónico.
- Determinar la Temperatura de la muestra problema,
color, Turbidez, pH y la alcalinidad.
-Añadir los coagulantes al agua de las dosis progresivas en
cada vaso de precipitado.
- Proceder a realizar una mezcla completa girando las
paletas a 120rpm, muy semejante a la que s obtiene en un
resalto Hidráulico.
- Se disminuye la velocidad de rotación de las paletas a 30
rpm y se deja Flocular el agua durante 15 min o el tiempo
teórico de detención que exista en la planta y se deja
sedimentar.
- Determinar la rapidez y el tiempo de formación del Floc.
- Determinar el color, Turbidez, pH, y el porcentaje de
eficiencia en base a la Turbidez
ANEXO XXII
Análisis biológico
Es muy importante detectar cualquier tipo de desarrollo biológico, ya que un alto contenido de bacterias favorece a la corrosión
de los metales y su taponamiento.
IDENTIFICACIÓN DE SULFATO REDUCTORAS (KILL TEST) NORMA API-RP-48
FUNDAMENTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO
En el agua de
reinyección es
necesario detectar
cualquier tipo de
desarrollo biológico,
debido a que un alto
contenido de bacterias
contribuye a la alta
corrosión de los
metales y el
taponamiento de la
cara de la arena en los
pozos de reinyección.
- Botellas API para
cultivo.
-5 Jeringas
esterilizadas de
1ml.
- Estufa.
- Agua De
Formación
- Empaquetar 5 botellas API para cultivo y enumerarlas del 1 al 5.
- Obtener una muestra problema representativo.
- Utilizar una jeringa esterilizada, extraer 1mL de la muestra de agua problema e inyectar dentro de la primera botella. Agitar minuciosamente.
- Empleando una nueva jeringa, extraer 1mL desde la primera botella e inyectar dentro de la segunda botella, agitar.
- Repetir el paso 3 y 4 hasta que todas las botellas sean inoculadas.
- Agitar todas las botellas juntas, etiquetar apropiadamente, indicando la fecha y el lugar de muestreo.
- Incubar las botellas a 38 C (100 F).
- Analizar diariamente las precipitaciones negruzcas en las botellas.
- Al final de los 20 días, contar el número de botellas que se encuentran pintadas de tonalidades obscuras.
- Finalmente estimar el número de bacterias presentes.