YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN
Simulación de yacimientos
COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN
Diseño e implementación de un filtro Multi-Etapa para bombas hidráulicas de subsuelo
REFINACIÓN
Hidrodesulfuración de diésel automotriz
No. 015 - DICIEMBRE 2017
IS SN 1390 - 8 81 2
2 000 EJEMPLARES
Alkhorayef Petroleum Co Ecuador
Nuestra misión es ofrecer las soluciones más rentables, confiables y beneficiosas a través de nuestra experiencia y la amplia gama de nuestros productos que incluyen el desensamble, ensamble, mantenimiento, pruebas, instalación, extracción, monitoreo de equipos electrosumergibles y sistemas de control de superficie para el máximo beneficio de nuestros clientes, apoyados en la constante investigación y desarrollo continuo de nuevas tecnologías e ideas para satisfacer las necesidades y requerimientos del exigente mercado local y mundial.
Sistema de Bombeo Electrosumergible (ESP). Sistema de Bombeo Horizontal (HPS). Equipos de Superficie Eléctricos. Cables para sistemas ESP y MLE. Servicios de Operaciones de Campo. Facilidades de Superficie.
Catalina Aldaz N23-534 y Av. Portugal. Edif. Bristol Parc, Torre 2 Piso 4, Quito - Ecuador. +593 (2) 395 7690 +593-988547756 jviloria@alkhorayef.com
www.alkhorayefpetroleum.com
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 15 - Quito, Diciembre 2017 O
PRESENTACIÓN
Estimados Lectores:
Después de catorce ediciones publicadas y más de dos años en circulación de la REVISTA PGE PETRÓLEO&GAS, nuestra labor y compromiso de lograr su consolidación como medio de difusión técnica de la industria petrolera no termina, por esa razón me complace informarles que hemos iniciado el proceso de indexación a Latindex. Latindex es un Sistema Regional de Información en Línea para la divulgación de revistas de investigación científica, técnicoprofesionales y de divulgación cultural que se editan en los países de América Latina, el Caribe, España y Portugal. La misión del sistema es difundir, hacer accesible y elevar la calidad de las revistas académicas editadas en la región, a través del trabajo compartido. Formar parte de una de las bases de consulta más importantes en Latinoamérica traerá beneficios tanto para los autores como las instituciones educativas de nuestro país, ya que podrán contar con estudios y trabajos técnicos inéditos presentados en la Revista. Nos hemos fijado como meta lograr que a partir de este número se contemplen los requisitos para que la Revista PGE PETRÓLEO&GAS sea indexada el próximo año. Nuestro sincero agradecimiento a los autores por la contribución de sus artículos. Esperamos que disfruten de esta nueva edición y les deseamos muchos éxitos en todas sus gestiones y proyectos para el 2018. 4
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 15 - Quito, Diciembre 2017 I
CONSEJO EDITORIAL Ing. Ernesto Grijalva Director Ejecutivo Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE) Ing. José Luis Ziritt Director de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador Coordinación: Mayra Revelo Editor Responsable Sandra Mosquera, Globalcorp. Diseño Globalcorp / Juan Centeno
CONTENIDO
6
Torres de perforación y de reacondicionamiento en el Ecuador
9
Estadísticas
Nota Editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio. Impresión: Globalcorp Tiraje: 2000 Número: 015 - Diciembre 2017 Frecuencia: Trimestral Lugar de Edición: Quito - Ecuador ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com Globalcorp: dmosquera@globalcorpvirtual.com Teléfonos: (593-2) 259-8407 / 253-1760 Celulares: 098 4066163 / 099 8217636 www.globalcorpvirtual.com
AIHE
13
Fundamentos de la simulación de yacimientos
17
El seguimiento a proyectos de inyección de agua
22
Inyección de agua de salinidad controlada
28
Monitoreo en tiempo real de variables de equipos BES
31
Diseño e implementación de un filtro Multi-Etapa para bombas hidráulicas de subsuelo
Fotografías Wikipedia Colaboradores: Daysi Suárez, Katty Coral, Walberto Gallegos, Andrés Miño Ron, Marco Loaiza, Félix Ramírez, Juan Stacey, Francisco Delgado, Jaime Rocha, Alexis González , Carlos Santana, Luis Alberto Alabuela, Boris Erazo, José Luis Ziritt, María José Vera y José Ch. Ferrer G.
Jorge Rosas
34
José Ch. Ferrer González
José Ch. Ferrer González
José Luis Ziritt y María José Vera
Boris Erazo
Luis Alberto Alabuela
MDC-30: Cementación exitosa de casing de producción de 9 5/8” combinando las mejores prácticas y la selección de las tecnologías adecuadas en un ambiente colaborativo Marco Loaiza, Félix Ramírez, Juan Stacey, Francisco Delgado, Jaime Rocha, Alexis González y Carlos Santana
REVISTA PGE PETRÓLEO & GAS, es una publicación trimestral de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador y la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador. Esta revista especializada en la industria petrolera en el Ecuador reúne artículos y estudios técnicos, reportes de torres de perforación,, e información de interés relacionada con el sector.
42
Hidrodesulfuración de diésel automotriz
49
Estrategias de gestión ambiental para el manejo y disposición final del catalizador gastado de la Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCC) generado en una refinería estatal de Ecuador
Andrés Miño
Daysi Suárez, Katty Coral, Walberto Gallegos
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58
Procedimiento para la selección de artículos Revista PGE Petróleo&Gas
5
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 15 - Quito, Diciembre 2017
REPORTES
I
Torres de perforación en operación en el Ecuador Diciembre 01, 2017 OPERADOR ANDES PETROLEUM
POZO
CONTRATISTA
JOHANNA ESTE 34H
CCDC
RIG CCDC25
TIPO DE EQUIPO 2000 HP
COMENTARIOS DRILLLING 16" HOLE SECTION
PETRORIENTAL
TAPIR NORTE 21
CCDC
CCDC37
ZJ70DB (2000 HP)
DRILLING 8 1/2" HOLE
ENAP SIPEC
MDC 31
TUSCANY DRILLING
102
LOADCRAFT 1000 HP
DRILLING
ENAP SIPEC
MDC 26
TUSCANY DRILLING
117
HELI RIG 200O HP
COMPLETION
EP PETROAMAZONAS
TPDTD 053
SINOPEC
219
ZJ70DB (2000 HP)
POOH 8 3/8" BHA PREVIOUS TO RUN 7" LINER HANGER
EP PETROAMAZONAS1
CHSA 013H
SINOPEC
119
2000 HP
DRILLING 12 1/4" HOLE SECTION
EP PETROAMAZONAS1
ACAI 199
SINOPEC
156
ZJ70/4500D 2000 HP
DRILLING 12 1/4" HOLE SECTION
EP PETROAMAZONAS2
ARMB 006
CCDC
CCDC69
2000 HP
DRILLING 12 1/4" HOLE SECTION
EP PETROAMAZONAS3
ATACAPI 33
PETREX
20
HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP
START MOBIL. RIG FROM SECOYA B050
1.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A, firmó un contrato con Petroamazonas 2.- Para proveer servicios en esta área, ECUASERVOIL, firmó un contrato con Petroamazonas 3.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Pardalis firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de Campos Maduros)
Torres de perforación en stand by en el Ecuador Diciembre 01, 2017 CONTRATISTA
RIG
COMENTARIOS
CCDC028
200O HP
SACHA 460 PAD. RIG MAINTENANCE
CCDC
CCDC036
BAOJI 2000 HP
EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)
CCDC
CCDC038
CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)
LAGO AGRIO BASE
CCDC
CCDC039
1600 HP
COCA BASE
CCDC
CCDC066
2000 HP
COCA. BASE
CCDC
CCDC068
2000 HP
COCA. BASE
HELMERICH & PAYNE
117
MID CONTINENTAL U1220EB
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
121
IDECO E1700
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
132
OILWELL 840
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
138
MID CONTINENT 1220
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
176
2000 HP / LEE C. MOORE
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
190
2000 HP
COCA BASE
HILONG
7
ZJ70D 2000 HP
ANDES PETROLEUM PAD
HILONG
15
2000 HP
COCA BASE
HILONG
16
ZJ70DB VFD 2000 HP
COCA BASE
NABORS DRILLING SERVICES
609
2000 HP
SHUSHUFINDI BASE
NABORS DRILLING SERVICES
794
PYRAMID 2000HP
SHUSHUFINDI BASE
PETREX
3
2000 HP
EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)
PETREX
5824
NATIONAL 1320 (HELI RIG)
COCA BASE
PETREX
5899
2000 HP
EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)
SINOPEC
127
2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
128
2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
129
70B
OSO A PAD
SINOPEC
168
ZJ70DB (2000 HP)
COCA BASE
SINOPEC
169
ZJ70DB (2000 HP)
JIVINO
SINOPEC
183
2000 HP
YANAQUINCHA PAD
SINOPEC
185
2000 HP
CEIBO 1
SINOPEC
188
3H-1500
COCA BASE
SINOPEC
191
2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
220
2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
248
2000 HP
STDBY IN TIPUTINI “C” (PETROAMAZONAS LOCATION) WAITING INSTRUCTIONS
TRIBOILGAS
202
SERVICE KING 1000 HP
COCA BASE
Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report jrosasw1992@hotmail.com 6
TIPO DE EQUIPO
CCDC
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 15 - Quito, Diciembre 2017
REPORTES
I
Torres de reacondicionamiento en operación en el Ecuador Diciembre 01, 2017 OPERADOR
POZO
CONTRATISTA
RIG
TIPO DE EQUIPO
COMENTARIOS
ANDES PETROLEUM
DORINE 41
HILONG
HL-3
XJ 650
W.O.
CONSORCIO PETROSUD PETRORIVA
PINDO P18D
NABORS DRILLING SERVICES
815
IRI 2042 / FRANKS 600
W.O.
EP PETROAMAZONAS
OSO H125
CCDC
52
650 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
SHSK 106
DYGOIL
20
FRANKS 600
W.O.
EP PETROAMAZONAS
GNTD 032
ESPINEL & ASOCIADOS
EA - 12
XJ 650
W.O.
EP PETROAMAZONAS
DRRA 001
FAST DRILLING
FD 11
XJ 650 (700 HP)
W.O.
EP PETROAMAZONAS
PLAA 001
GEOPETSA
3
WILSON 42B 500
W.O.
EP PETROAMAZONAS
COCA 057
GEOPETSA
6
ZPEC 650
W.O.
EP PETROAMAZONAS
PKSB 011
HILONG
HL-28
DFXK JC11/21 650HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
YRCG 004
PETROTECH
4
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
TAPB 009
TRIBOILGAS
8
COOPER 550DD
W.O.
EP PETROAMAZONAS
CYBK 062
TRIBOILGAS
101
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
SCHH 238
TRIBOILGAS
102
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
SCH 119
TRIBOILGAS
103
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
TPTA 036
TRIBOILGAS
105
CROWN 550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
CYBC 024
TRIBOILGAS
106
SERVICES KING 550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
TPTC 032
TRIBOILGAS
201
DRILLING SERVICE KING 1000HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
SCHAL 440
TRIBOILGAS
203
SERVICE KING 1000 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS1
SHSZ 173
DYGOIL
30
CAMERON 600
W.O.
EP PETROAMAZONAS1
AGRA 013
SLR
47
WILSON 42B
W.O.
EP PETROAMAZONAS1
SHS 290D
CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERATED BY SLR)
CSSFD 001
KING SERVICES 750HP
W.O.
SINOPEC
905
750 HP
STDBY WITHOUT CREW
TUSCANY DRILLING
104
CARE 550 HP
W.O.
SLR
SLR 34
WILSON 42B
W.O.
SLR
SLR 55
WILSON MOGUL 42B
W.O.
SLR
SLR 56
WILSON MOGUL 42B
W.O.
EP PETROAMAZONAS2 EP PETROAMAZONAS3
SECOYA 14
EP PETROAMAZONAS4 EP PETROAMAZONAS4
YCAE 040
EP PETROAMAZONAS4 EP PETROAMAZONAS4
ACAH 092
TUSCANY DRILLING
111
665 HP
W.O
EP PETROAMAZONAS5
VHR 20
GEOPETSA
4
UPET 550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS5
PUCUNA 16
GEOPETSA
5
LTO-550-VIN-26606
W.O.
EP PETROAMAZONAS6
LMNL 028
SINOPEC
932
XJ 650
W.O
REPSOL
GINTA A19
SINOPEC
908
650 HP
W.O.
1.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de Campos Maduros) 2.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Kamana firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de Campos Maduros) 3.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Pardalis firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de Campos Maduros) 4.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas 5.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de campos Maduros) 6.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio PAÑATURI firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de Campos Maduros)
7
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 15 - Quito, Diciembre 2017
REPORTES
I
Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador Diciembre 01, 2017 CONTRATISTA
RIG No.
STACKED
AGIP OIL ECUADOR
AOE 1
OIME 750SL
STBY. VILLANO “A”
AGIP OIL ECUADOR
AOE 2
OIME 500
STBY. VILLANO “B”
CCDC
CCDC 40
650 HP
COCA BASE
CCDC
CCDC 41
CHINA MODEL XJ550, 650 HP
LAGO AGRIO BASE
CCDC
CCDC 42
CHINA MODEL XJ550, 650 HP
COCA BASE
CCDC
CCDC 51
650 HP
COCA BASE
GEOPETSA
1
COOPER LTO 550
COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE
GEOPETSA
2
WILSON 42B 500
COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE
HILONG
HL-18
DFXK JC11/21 650HP
ANDES PETROLEUM PAD
LOXODONTA ECUADOR
ELEFANTE AZUL 1
CORSAIR 475 HP (CRANE CARRIER COMPANY)
COCA BASE
NABORS DRILLING SERVICES
814
IRI 1287W / FRANKS 500
SHUSHUFINDI BASE
NABORS DRILLING SERVICES
819
CABOT 600
SHUSHUFINDI BASE
PETROWORKS
PW 150
1000 HP
IBARRA (THIS RIGS WAS USED TO DRILL A GEOTHERMAL EXPLORATORY WELL IN CHACHIMBIRO (IMBABURA PROVINCE)
SLR
SLR 7
COOPER 550
SHUSHUFINDI BASE
SLR
SLR 32
WILSON MOGUL 42B
SHUSHUFINDI BASE
SLR
SLR 53
WILSON MOGUL 42B
SHUSHUFINDI BASE
SINOPEC
903
CHINA MODEL XJ650 HP
LAGO AGRIO
SINOPEC
904
750 HP
LAGO AGRIO
SINOPEC
907
XJ 550
LAGO AGRIO
TRIBOILGAS
5
LTO-550-VIN-26606
COCA BASE
TRIBOILGAS
6
COOPER 550
COCA BASE
TRIBOILGAS
7
WILSON 42 B
COCA BASE
TRIBOILGAS
104
LOADCRAFT 550
COCA BASE
TRIBOILGAS
107
550 HP
COCA BASE
TRIBOILGAS
204
SERVICE KING 1000 HP
TAMBILLO (QUITO)
TRIBOILGAS
205
SERVICE KING 1000 HP
TAMBILLO (QUITO)
TUSCANY DRILLING
105
650 HP
STDBY IN MDC 30 (ENAP SIPEC)
Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report jrosasw1992@hotmail.com
8
TIPO DE EQUIPO
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 15 - Quito, Diciembre 2017
ESTADÍSTICAS
I
PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT 2006 - 2017 (Dólares por barril)
Fuente: EP Petroecuador y EIA Energy Information Administration *Nota : Los precios promedios mensuales teóricos del Crudo Oriente y Napo de los meses de septiembre , octubre y noviembre son provisionales
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS NOVIEMBRE 2015 - NOVIEMBRE 2017 (BPPD)
Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 9
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 15 - Quito, Diciembre 2017
ESTADÍSTICAS
I
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) PETROAMAZONAS EP
ANDES PETROLEUM
GENTE OIL ECUADOR
ORIONOIL ER S.A.
AGIP OIL
CAMPO PUMA S.A. (CONSORCIO PEGASO)
ORION ENERGY OCANOPB S.A.
CONSORCIO PALANDA YUCA SUR
Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 10
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 15 - Quito, Diciembre 2017
ESTADÍSTICAS
I
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA
PACIFPETROL
PETROBELL
PETRORIENTAL (BLOQUE 14 y 17)
REPSOL – BLOQUE 16 Y 67 (TIVACUNO)
ENAP SIPEC
TECPETROL
Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 11
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 15 - Quito, Diciembre 2017
REPORTES
12
I
Fundamentos de la simulación de yacimientos Autor: José Ch. Ferrer González
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 15 - Quito, Diciembre 2017
F
Fundamentos de la simulación de yacimientos Autor: José Ch. Ferrer González RESUMEN
La Simulación de Yacimientos constituye la parte final y la sección más avanzada de los estudios de Ingeniería de yacimientos, lo cual es indispensable en el desarrollo de la explotación de los yacimientos de hidrocarburos. Este resumen intenta incluir las variables y el análisis en un estudio sobre este importante tema. Los Tipos de Modelo de Fluido para el Yacimiento en Estudio que se proponen son: Petróleo Negro (Crudo liviano, mediano, pesado), Composicional, Gas Seco, Condensado, Gas Retrogrado. Validación de análisis PVT que represente los fluidos del yacimiento. Modelamiento del PVT mediante Ecuación de Estado para convertir PVT, de Petróleo Negro a Composicional o representar procesos de Recobro mejorado según el caso. Caracterización de Hidrocarburos: Pruebas de compatibilidad fluido – fluido, análisis de estabilidad para depositación de orgánicos (SARA), viscosidad de crudo atmosférico. Definición de la necesidad de análisis especiales de laboratorio (SCAL) y condiciones de las mismas – Análisis SCAL (Permeabilidades relativas, presiones capilares, compresibilidad de la roca, propiedades térmicas, velocidad critica, otros). Analizar pruebas de presión para determinar: perfil de presiones, permeabilidad, daño, barreras de flujo y contactos de fluidos. Correlacionar las interpretaciones estructurales y estratigráficas con las pruebas de pozo, presión y fluidos. Generación base de datos de presión – Validación de Información. Interpretación de pruebas de presión para determinar: Presión, permeabilidad, daño, barreras de flujo y contactos de fluidos, incluir las interpretaciones estructurales y estratigráficas con las pruebas de pozo, presión y fluidos. Balance de Materiales. Caracterizar presencia y tamaño de acuífero. Estimar propiedades de yacimiento. Análisis de productividad de pozo. Evaluar índice de productividad (PI). Evaluar tipos de completación, estimulación de pozo y levantamiento artificial. Cálculos de Balance de Materiales: Cálculo de OOIP. Caracterizar presencia y tamaño de acuífero. Tipos de completación / estimulación de pozos / levantamiento artificial, entre otros.
ABSTRACT
The Reservoir Simulation is the final part and the most advanced section of the studies of Reservoir Engineering which is important in the development of hydrocarbons oil reservoirs. The purpose of this summary is to include the variables and the analysis in a study on this important topic. The Type of Fluid Model for the Reservoir study is proposed: like black oil (light, medium, heavy), compositional, dry gas, condensed gas, Retrograde Gas. Validation of PVT analysis that represents the fluids of the reservoir. Modeling the PVT through Equation of State to convert PVT, from Black oil to compositional Petroleum or represent processes of Improved recovery according to the case. Characterization of Hydrocarbons: Fluidfluid compatibility tests, stability analysis for organic deposition ARA), atmospheric crude viscosity. Definition of the need for special laboratory analyzes (SCAL) and their conditions SCAL Analysis (relative permeabilities, capillary pressures, compressibility of the rock, thermal properties, critical variables and others). Analyze pressure tests to determine: pressure profile, permeability, damage, barriers flow and fluid contacts. Correlate structural and stratigraphic interpretations with well, pressure and fluid tests. Pressure data base generation - Information Validation. Interpretation of pressure tests to determine: pressure, permeability, damage, flow barriers and fluid contacts, including structural and stratigraphic interpretations with well, pressure and fluid tests. Material Balance. Characterize presence and size of aquifer. Estimate reservoir properties. Well productivity analysis. Evaluate productivity index (PI). Evaluate types of completion, well stimulation and artificial lift. Material Balance Calculations: OOIP calculation. Characterize presence and size of aquifer. Types of completion / stimulation of wells / artificial lift, among others.
Palabras clave Simulación Numérica Modelo de Simulación Ajuste Histórico Predicciones Elementos y construcción del Modelo de Simulación Modelos numéricos convencionales Modelos numéricos especiales Keywords Numerical Simulation Numerical Models History Match Prediction Building a Numerical Model Conventional Simulation Model Non Conventional Numerical Simulator Planning a Simulation Study. Fecha de recepción: 31 de julio de 2017 Fecha de aceptación: 25 de septiembre de 2017 Artículo Original José Ch. Ferrer Ingeniero de Petróleo con Honores de la Universidad del Zulia (LUZ), Master y PhD de Penn State University. Consultor Independiente en diferentes países Canadá, Venezuela, México, Argentina y Colombia.
ANÁLISIS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS
La Simulación de Yacimientos constituye la parte final y la sección más avanzada de los estudios de ingeniería de yacimientos lo cual es indispensable en el desarrollo de la explotación 13
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 15 - Quito, Diciembre 2017
F
de los yacimientos de hidrocarburos. El propósito de este resumen intenta incluir las variables y análisis en un estudio sobre este importante tema. Se propone la del Tipo de Modelo de Fluido para el Yacimiento en Estudio: Petróleo Negro (Crudo liviano, mediano, pesado), Composicional, Gas Seco, Condensado, Gas Retrogrado. Validación de análisis PVT que represente los fluidos del yacimiento. Modelamiento del PVT mediante Ecuación de Estado para convertir PVT Black Oil a Composicional o representar procesos de recobro mejorado según el caso. Caracterización de Hidrocarburos: Pruebas de compatibilidad fluido – fluido, análisis de estabilidad para depositación de orgánicos (SARA), viscosidad de crudo atmosférico. Definición de la necesidad de análisis especiales de laboratorio (SCAL) y condiciones de las mismas – Análisis SCAL (Permeabilidades relativas, presiones capilares, compresibilidad de la roca, propiedades térmicas, velocidad critica, otros). Analizar pruebas de presión para determinar: perfil de presiones, permeabilidad, daño, barreras de flujo y contactos de fluidos. Correlacionar las interpretaciones estructurales y estratigráficas con las pruebas de pozo, presión y fluidos. Generación base de datos de presión – Validación de Información. Interpretación de pruebas de presión para determinar: Presión, permeabilidad, daño, barreras de flujo y contactos de fluidos, incluir las interpretaciones estructurales y estratigráficas con las pruebas de pozo, presión y fluidos. Balance de Materiales. Caracterizar presencia y tamaño de acuífero. Estimar propiedades de yacimiento. Análisis de productividad de pozo. Evaluar índice de productividad (PI). Evaluar tipos de completación, estimulación de pozo y levantamiento artificial. Cálculos de Balance de Materiales: Cálculo de OOIP. Caracterizar presencia y tamaño de acuífero. Tipos de completación / estimulación de pozos / levantamiento artificial. Definición Mecanismo de Producción (Gas en Solución, Empuje Hidráulico, Expansión de Rocas y Fluidos, Empujes Combinados y otros). Gradiente de Presión de Poro y de Fluidos, Presión Inicial, Análisis de Información MDT, RFT. Evaluación de Posibles Causas de Daño de Formación. Caracterización de agua de formación: Estimación del carácter incrustante/corrosivo. Salinidad, análisis de iones totales, sólidos disueltos/compatibilidad de aguas de formación: Procesos de recobro IOR/EOR. Evaluar tipos de completación / estimulación de pozo / levantamiento artificial. Correlación productividad de pozos con facies del yacimien14
to. Analizar pruebas de presión para determinar: perfil de presiones, permeabilidad, daño, barreras de flujo y contactos de fluidos. Correlacionar las interpretaciones estructurales y estratigráficas con las pruebas de pozo, presión y fluidos. Analizar comportamiento de producción para establecer: potencial de producción, tasas de declinación, estimados de reservas y mecanismo de producción.
ESTIMACIÓN DE RESERVAS Y COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN:
Analizar comportamiento de producción para establecer: potencial de producción, tasas de declinación, estimados de reservas y mecanismo de producción. Cálculo de IPR – VLP mediante Análisis Nodal para los pozos. Evaluar tipos de completación / estimulación de pozo / levantamiento artificial. Generar y validar la base de datos para su uso en el modelo de simulación. Evaluación preliminar de Procesos de IOR/ EOR: Diseño y análisis de pruebas de desplazamiento en núcleos. Selección de Tecnologías de IOR/EOR: Perforación interespaciada, Procesos de recuperación secundaria: Inyección de agua/ gas, procesos térmicos, procesos químicos. Análisis de pruebas de desplazamiento en núcleos para procesos EOR.
PROCESO DE SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS Modelo Estático 1. Modelo Estructural • Correlación sísmica-pozo • Análisis de fase y validación de ondas a fase cero • Validación de registros acústicos (DT, RHOB) y velocidad (Checkshot) • Generación de sismogramas sintéticos y correlación con horizontes claves • Evaluar y corregir efectos de adquisición/ procesamiento sobre amplitudes • Generar modelo de velocidad • Interpretación de secciones sísmicas y correlación con pozos calibrados • Interpretación de principales sistemas de fallas • Visualización 3D (donde corresponda) • Generar mapas en tiempo y profundidad de horizontes claves con pozos y fallas • Distribución de fallas y análisis de tiempo de formación usando atributos (dip, azimut, visualización) • Análisis de sellos y punto de rebose (salto/
Fundamentos de la simulación de yacimientos Autor: José Ch. Ferrer González
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yuxtaposición) a través de fallas claves • Definición / Evaluación de compartamentalización del yacimiento • Cartografiar los contactos de hidrocarburos 2. Modelo Estratigráfico • Descripción de núcleos/reportes, interpretación de facies • Interpretación de ambientes de sedimentación • Interpretación sismo estratigráfica • Integración del modelo sedimentológico con la interpretación sismo estratigráfica • Correlaciones estratigráficas en detalle mostrando distribución de los principales cuerpos yacimiento • Cartografiar facies sísmicas en intervalos claves, usando correlación de electrofacies y sísmica • Generar modelo de sedimentación mostrando distribución de facies en cada reservorio 3. Modelo Petrofísico • Resumen de registros con datos de núcleos y pruebas de pozos • Correlaciones registro-núcleo (en función a la interpretación de facies) • Determinación de cutoff de porosidad, saturación de fluidos, volumen de arcilla y otros • Determinación de principales tipos de roca y propiedades • Generar mapas de arena neta, arena neta petrolífera, porosidad por yacimiento • Análisis de atributos sísmicos (velocidad, amplitud, variabilidad) para definir modelo secuencial, enfatizando facies reservorio • Elaborar mapa de volumen neto poral por área (Net Pore Volume) • Elaborar Mapa de volumen poral de hidrocarburo por área (HCPV) 4. Construcción Modelo Estático • Construcción del modelo estructural 3D del área del yacimiento • Completar estructura con arquitectura de facies derivada de interpretación pozo/sísmica • Validar distribución de POES/GOES 5. Modelo de Simulación • Escalamiento del modelo estático generado a una malla más gruesa tomando en cuenta el grado de detalle necesario para su aplicación a nivel de campo. Definir el tamaño de la malla tomando en cuenta el objetivo de dicho modelo, si es en el monitoreo del comportamiento del yacimiento en detalle para todo el yacimiento o una porción del yacimiento o sector, y si se consideran estudios sobre pro-
cesos de recobro adicional acorde a la planificación de la organización, entre otros. • Inicialización del modelo de simulación, se lleva a cabo importando las propiedades de la malla y otras características del modelo estático conjuntamente con la carga de datos de las propiedades de rocas y fluidos, datos de inicialización del modelo, datos de pozos como completaciones, tipo de bombeo, producciones de petróleo, agua y gas, presiones de fondo de operación del pozo que se incluye en la sección Schedule, así como la sección Summary la cual se utiliza para solicitar que se genere toda la información proveniente de los resultados de las simulaciones para información del personal técnico que las procesan al personal de ingeniera a quienes se elabora el proyecto de simulación y así es factible determinar posibles mejoras en el modelo, igualmente para comparar los resultados del petróleo original calculado con los obtenidos usando el modelo estático y mediante la ecuación de balance de materiales. 6. Ajuste Histórico Cumplidas las condiciones anteriores se procede a efectuar simulaciones con toda la información de la historia del yacimiento desde el inicio de la explotación hasta la fecha actual. Se deben incorporar los datos de producción en el simulador para comparar resultados de las simulaciones con el comportamiento histórico. El proceso de ajuste del modelo de simulación a los datos históricos es lo que se denomina Ajuste Histórico en la sección más compleja de simulación, que requiere llevar a cabo múltiples corridas de simulación efectuando cambios en la caracterización que permita lograr el ajuste referido. 7. Predicciones Finalizado el Ajuste Histórico del modelo de simulación se procede a efectuar una serie de simulaciones para los diferentes esquemas de producción que estime la gerencia del yacimiento en estudio, que se denominan las predicciones. Muchos autores consideran esta la sección más interesante, pues durante la misma se producen los resultados que pueden justificar la explotación del campo. Los esquemas de predicciones son clasificados de acuerdo con resultados considerados como los más importantes desde el punto de vista financiero, son sometidos a Análisis Económicos propios, se clasifican de mayores beneficios a menores costos y se seleccionan los casos de mayor interés financiero de la empresa. 15
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8. Soporte de la Gerencia de Datos El soporte técnico de programación es indispensable, por tanto se requiere de un sistema de hardware y software especializado, la mayoría de empresas cuentan con estos equipos que deben tener las licencias correspondientes para llevar a cabo el proyecto sin mayores limitaciones. Además es fundamental disponer de un equipo de profesionales especializados y con experiencia en el manejo de casos de campo. Control de calidad de la malla de simulación: Redimensionar (“upscaling”) modelo de yacimiento a modelo de simulación para lo cual se llevan a cabo. Generar condiciones de frontera con el fin de refinar ajuste histórico por sectores, si es necesario. 9. Resumen Yacimientos, Petrofísica, Datos de Producción, Necesidad del Estudio, porqué Full Field, Interés en el estudio, Schedule del Proyecto, del Modelo Estático al Modelo Dinámico, Flujo de Trabajo. Balance de Materiales antes de la simulación.
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Detalles de la caracterización del yacimiento, Geoestadístico, Modelo Numérico, Propiedades de Rocas y Fluidos, Organización de los datos, petróleo in situ por capa y región. Organización de los datos, datos históricos por pozo y por campo. Secuencia del ajuste histórico, cambios claves para el ajuste histórico. Casos de predicciones, información clave de las predicciones tales como recobro y producción pico. Valor de la simulación en la comprensión del yacimiento. Conclusiones del trabajo en equipo. 10. Referencias
• Ferrer. J. Proceso de Simulación de Yacimientos. Informe Interno Gerencia de Yacimientos, Pacific Energy. • Mattax C. y Dalton R. Reservoir, SPE Monograph Volume 13. SPE • Ertekin, et al. Basic Applied Reservoir Simulation, SPE Textbook Series Vol.7. SPE • SPE Reprint Series No 20 Numerical Simulation II.1986 • Carlson, Mike. Practical Reservoir Simulation, Pennwell 2003.
El seguimiento a proyectos de inyección de agua Autor: José Ch. Ferrer G., Consultor Independiente
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El seguimiento a proyectos de inyección de agua Autor: José Ch. Ferrer G., Consultor Independiente RESUMEN
La inyección de agua sigue siendo el método de recobro de petróleo más utilizado en el mundo y el cual ha generado reservas en el orden de billones de barriles. A pesar de haberse desarrollado en el laboratorio y el campo, otros procesos de recobro mejorado de petróleo, la optimización de la inyección de agua continua siendo la alternativa más conveniente, debido fundamentalmente a los precios del petróleo y la incertidumbre económica de los otros procesos de recobro. La ingeniería aplicada a los proyectos de inyección de agua no termina con un estudio de ingeniería y geología, complementado con una evaluación económica y aprobado por el nivel gerencial, sino que luego viene el seguimiento del proyecto como una actividad continua y sobre la que se ha escrito poco en la literatura técnica, la que se ha concentrado en los métodos de predicción matemática del proceso. Por eso se consideró adecuado revisar los procedimientos de seguimiento utilizados y su aplicación a proyectos en diferentes partes del mundo con alternativas para el manejo futuro de esta tecnología. La gerencia de yacimientos aplicada al seguimiento a proyectos de inyección de agua consiste en el desarrollo de actividades en el tiempo desde el comienzo del proceso hasta que deja de ser económico o se cambia a un proceso de recobro mejorado. Todo se considera como un sistema constituido por la caracterización del yacimiento, los fluidos que contiene y su comportamiento, la perforación y operación de los pozos y el procesamiento superficial de los fluidos producidos. El sistema se maneja de tal manera que genere el máximo beneficio económico y la función de la gerencia de yacimientos en el seguimiento a proyectos de inyección de agua, consiste en proveer los hechos, información y el conocimiento necesario para controlar la operación con máxima rentabilidad. Las predicciones originales que se realizan de los procesos de invasión de agua por lo general no concuerdan con el comportamiento actual de los proyectos, debido fundamentalmente a la
simplificación de los métodos de predicciones que contemplan propiedades promedios, a la falta de aproximación de algunos datos específicos de formaciones productoras tales como saturaciones permeabilidades relativas, descripción geológica inadecuada de los yacimientos; así como problemas en la completación de los pozos de producción e inyección, por lo que deben realizarse esfuerzos para mejorar la descripción de los yacimientos.
ABSTRACT
Water flooding is one of the most efficient oil recovery processes in the world that has generated oil reserves in the order of billions of barrels of oil. Even do other oil recovery process have been developed, water injection is still considered highly effective oil recovery process due to low production costs and it is a well-known oil recovery process. Engineering and geology applied to a water flood project do not end with engineering and Geology complemented with economics studies approved by the manager. It is necessary to apply a project monitoring process that changes at different times in order to optimize the economy of the Oil recovery from the water flood project. That is why it is necessary to develop a monitoring process to optimize the recovery of oil during the project. We have reviewed the monitoring process using reservoir management to optimize oil recovery from water injection projects. All experiences around the world should be reviewed to apply the most effective process for a particular case of water flood. Many experiences have been reviewed. Details such as characterization of reservoirs, fluids and their behavior, drilling and operation of the different wells are considered. In the reservoir, the fluids are handled on the surface and in the wells and in the whole process to obtain the maximum benefits of the project. The results of the different prediction methods do not agree with the field results due to the simplification and unreality of data
Palabras Clave Inyección de agua Monitoreo de proyectos de inyección de agua Gerencia de proyectos de inyección de agua Variables claves en monitoreo de proyectos de inyección de agua Perdidas de fluidos hacia formaciones alrededor del pozo y yacimiento Factores de recobro en el yacimiento por inyección de agua Keywords Water injection Monitoring water flooding projects Management of water injection projects Measurements of key variables for monitoring water injection projects. Fluids lost at surface, well and reservoir Oil recovery factor at reservoir in waterflooding Fecha de recepción: 05 de octubre de 2017 Fecha de aceptación: 18 de diciembre de 2017 Artículo Original José Ch. Ferrer Ingeniero de Petróleo con Honores de la Universidad del Zulia (LUZ), Master y PhD de Penn State University. Consultor Independiente en diferentes países Venezuela, México, Argentina y Colombia.
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measurements and the simplified methods to estimate data such as relative permeability, fluids saturations, pressure, geological characterization, etc. Reservoir simulation models are a good approach to apply and experiences in multiple field cases can be used to obtain experiences and improve results on time.
MONITOREO DE LA CARACTERIZACIÓN Y COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOS SOMETIDOS A INVASIÓN CON AGUA 1. Características Físicas y Comportamiento del Yacimiento Estas incluyen permeabilidad, porosidad, espesor, saturaciones de fluidos, así como variaciones areales y verticales, los contactos agua-petróleo y gas-petróleo, anisotropía, conductividad vertical, fracturas, esfuerzos in situ, porción de la arena que contiene petróleo recuperable, arquitectura del yacimiento, entre otros datos. En detalle, puede resumirse como la permeabilidad efectiva de la formación, existencia de barreras de permeabilidad entre pozos, existencia de fracturas naturales y en los pozos, el espesor efectivo de la formación, los gradientes de presiones de los fluidos, evidencia de daño o taponamiento de las perforaciones, el flujo cruzado, las fugas en el revestidor y la tubería de producción, muestras de fluidos, presiones, recompletaciones y estimulaciones, y la correlación entre diferentes capas en la formación. 2. Comportamiento Primario La historia durante la etapa de producción primaria genera información de interés; como los buenos pozos productores que pueden indicar buenas permeabilidades y porosidades, así como también buenos espesores de arena o bien la presencia de otras arenas en dichos pozos; mientras que la baja producción puede indicar lo contrario o bien daño, malas condiciones mecánicas de los pozos o arenas aisladas. 3. Curvas de Producción Las curvas del logaritmo del corte de petróleo en porcentaje vs el recobro acumulado durante el proceso de inyección de agua pueden permitir estimar el recobro futuro o bien deducir las condiciones del proceso. Otro gráfico de interés para el análisis de los procesos de invasión con agua es el del logarítmo de la relación agua petróleo (RAP) vs petróleo recobrado acumulado. 18
4. Relación Gas Petróleo (RGP) Una disminución en la RGP indica que se ha producido el llene; en cambio que un aumento significa que no se ha inyectado agua suficiente para desplazar el gas libre. 5. Mapas del Frente de Agua Estos gráficos muestran la ubicación de los frentes de invasión de agua, reciben el nombre de mapas de burbuja y permiten visualizar las áreas invadidas y no barridas por el agua inyectada. Los radios de los bancos de petróleo y agua pueden estimarse de las ecuaciones básicas siguientes: rob = (5.615 icw E/p fh Sg)1/2 (1) Donde rob es el radio exterior del banco de petróleo, pies; icw es el agua inyectada acumulada, bbls; Sg es la saturación de gas al comienzo de la inyección, fracción; E es la fracción del agua inyectada que entra en una determinada capa y h es el espesor de la arena, pies. rwb rob (Sg/ (Swbt - Swi))1/2 (2) Donde rwb es el radio del banco de agua, pies; Swbt es la saturación de agua promedio detrás del frente de invasión de agua, fracción y Swi es la saturación de agua connata, fracción. Si existe limitada comunicación vertical y las zonas se pueden correlacionar de pozo a pozo, el gráfico de burbuja se puede dibujar para cada zona y utilizar para identificar áreas invadidas y aquellas donde existen oportunidades de perforación interespaciada. 6. Gráficos X. Consiste en un método (3) Desarrollado en base a los conceptos del flujo fraccional y la teoría de Buckley y Leverett, suponiendo que el log (krw/kro) vs Sw es una línea recta, para simplificar la extrapolación de los datos de producción puesto que un gráfico del factor de recobro vs X resulta en una línea recta, donde X se define como X = Ln (1/fw - 1) - 1/fw (3) donde fw es el flujo fraccional de agua. Este método es más general que el gráfico convencional de corte de agua vs petróleo acumulado y conduce a mejores resultados cuando el corte de agua excede a 0.75 y es aplicable usualmente para valores superiores a 0.5. Esta técnica de predicción ha sido extendida usando datos de campo donde señalan que es posible efectuar correcciones a las desviaciones que se generan como consecuencia del flujo no lineal las cuales en realidad se produce en el campo, mediante el taponamiento de zonas productoras de agua o el cierre de pozos con muy alta relación agua-petróleo. Recientemente, un estudio realizado de la extensión del gráfico X, comparando con resultados
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de campo y estudios de simulación tridimensionales, concluye en la existencia de una relación lineal entre el log (RAP) vs la producción de petróleo acumulada tanto para pozos individuales, arreglo de pozos o el campo total, donde a partir de la pendiente es posible determinar el volumen poroso ocupado por los hidrocarburos usando datos conocidos. La línea recta puede estar afectada temporalmente por el cierre de pozos pero se restaura a medida que continúa la producción. 7. El Gráfico de Hall (6) Esta técnica se utiliza para el análisis de datos de pozos de inyección y consiste en la representación gráfica de la presión acumulada vs inyección acumulada la cual puede proveer información valiosa en referencia a las características de los pozos de inyección; o sea, es posible deducir si se están comportando normalmente, si muestra daño, estimulación o si el agua se está dirigiendo fuera de la zona de interés. Earlougher (7) presentó una versión modificada del gráfico de Hall utilizando la representación del volumen de agua inyectada acumulada vs tiempo y un buen registro de la presión de inyección, donde es posible inferir, a partir de la pendiente de los datos, los cambios de razón de movilidad, daño y presión adimensional. El análisis de los gráficos de Hall permite detectar cambios en las prácticas operacionales o la adición de nuevos pozos. 8. Invasiones de Agua Controladas El tope máximo de recobro y ganancias se logran si el frente de invasión llega simultáneamente a los pozos de producción, lo que significa la producción de los mayores volúmenes de petróleo de los pozos que drenan de los yacimientos invadidos. Esto representa una vida mínima del proyecto con menores costos de operación, mientras se logra el máximo recobro de petróleo. 9. Balance de los Arreglos La definición aproximada del flujo de fluidos en los yacimientos es un elemento clave en el seguimiento de yacimientos sometidos a inyección de agua. Si se logra reducir la migración de petróleo a través de los límites del arreglo aumenta la captura del petróleo movilizado y reduce el volumen del agua reciclada. El balance de los arreglos, por lo general, incrementa la eficiencia del barrido y la oportunidad de recobrar petróleo. La distribución del flujo de fluidos lo gobiernan las propiedades del yacimiento, las condiciones de los pozos y las prácticas operacionales. Un programa
de pruebas de presiones bien planificado y ejecutado provee información de los pozos y del yacimiento muy valiosa que no se obtiene por otros medios. Si la distribución del agua inyectada es anómala pueden tomarse medidas correctivas, tales como ajustes en las de inyección y producción, cierre intermitente de pozos, conversión de pozos de producción a inyección, modificación de los perfiles de inyección y la revisión de los arreglos de pozos. El flujo direccional desigual en el yacimiento durante la inyección de agua podría ser por causa natural como la situación del yacimiento, o causadas por el hombre como las condiciones de los pozos y la operación. Las circunstancias naturales incluyen las variaciones de la permeabilidad direccional, fallas, lentes, acuíferos activos, los cierres por permeabilidad; o bien originadas por el hombre, como son el daño en los pozos, tasas de inyección y producción desbalanceadas y la pobre calidad del agua de inyección. Sea cual fuese la causa, la dirección desigual del flujo puede ser reconocida, cuantificada y corregida. Chapman y Thompson (9) presentaron un análisis computarizado de los arreglos de pozos durante un proyecto de inyección de agua donde llevan a cabo el seguimiento arreglo por arreglo, utilizando los principios de balance de materiales mediante un programa computarizado para determinar los volúmenes de fluidos inyectados y producidos en cada área del yacimiento y efectuar los pronósticos del comportamiento futuro del proyecto con el objetivo de alcanzar los mayores beneficios del proceso. Este trabajo es un buen modelo a seguir para el análisis de los diferentes proyectos de inyección de agua. 10. Análisis del Agua Producida La ruptura del agua inyectada se puede detectar mediante el monitoreo del contenido de cloruros en el agua producida si existen diferencias significativas en la salinidad con el agua connata. 11. Mediciones con Perfiles de Inyección Las medidas periódicas de los perfiles de fluidos que entran en los pozos de inyección, permiten detectar el taponamiento de la formación, la inyección fuera de la zona objetivo, así como zonas bajo inyectadas. La inyección de volúmenes de fluidos con los datos obtenidos de los perfiles en pozos permite un seguimiento más preciso de las historias de invasión de agua en cada zona. 19
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POZOS 1. Problemas comunes El taponamiento de la formación, inyección de agua fuera de la zona objetivo y perfiles no uniformes debido a la estratificación, son los problemas más comunes y por lo general originan baja eficiencia areal y vertical. Las capas finas con alta permeabilidad son altamente conductivas, generando canales para el agua inyectada. Las heterogeneidades, daño, fracturas o pobres completaciones son las causas más frecuentes de los problemas referidos. El taponamiento puede ser consecuencia de pobres prácticas de perforación y la mala calidad del agua inyectada. Los perfiles no uniformes están relacionados con heterogeneidades, fracturas, fallas o taponamiento selectivo de las perforaciones. La inyección de agua fuera de la zona de interés es consecuencia de las malas cementaciones y fracturas. Las pruebas y registros de pozos son las herramientas más utilizadas para detectar la causa de los problemas y por consiguiente determinar la solución a cada uno de ellos. 2. Completación de los Pozos Las condiciones del revestidor y cemento juegan un rol importante en el seguimiento a los proyectos de inyección de agua puesto que un cemento pobre permite que el agua se mueva detrás del revestidor. Igualmente, los pozos productores e inyectores a hueco abierto, así como los pozos fracturados con altos volúmenes de tratamiento no son recomendables, puesto que por lo general tienen un efecto negativo en la eficiencia del barrido requiriendo esfuerzos adicionales en el seguimiento. 3. Pruebas en los Pozos de Inyección y Producción Estas pruebas se llevan a cabo para optimizar el comportamiento de los proyectos de inyección de agua, maximizar la presión diferencial, reducir el daño al mínimo, asegurar la distribución del agua en la formación apropiada y monitorear la extensión de las fracturas. Entre las pruebas de pozos y registros que se utilizan con más frecuencia en el monitoreo de invasiones de agua se encuentran las pruebas de restauración y declinación de presiones, pruebas de inyectividad, perfiles de flujo, pruebas con múltiples tasas, pruebas de interferencia y pulsación, presiones y temperaturas de fondo, trazadores entre pozos, registros de cementación y rayos gamma. 20
4. Calidad de los Productores Los malos productores son malos inyectores, no se recomiendan salvo que se le efectúen trabajos de fracturamiento o estimulación. 5. Conversión de Productores Los productores con alta RAP se convierten a inyectores y los pozos con alta RGP se cierran para acelerar el tiempo de llene. 6. Contrapresiones Si los pozos de producción no se bombean, se origina una contrapresión que genera flujo cruzado y como resultado las zonas de baja presión no producen. 7. Cambio en los Perfiles de Inyección Esto puede lograrse con equipos de inyección selectiva, perforación selectiva, cementación a bajas presiones, acidificación, bloqueo de zonas ladronas a través de tratamiento con geles, cementos, microbios, químicos, entre otros.
REFERENCIAS
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J. P. : Gutong Field: Development and Management of a Multiple-Reservoir Offshore Waterflood., JPT (Diciembre 1996), pg.1139.
15. Chan, K. S. : Water Control Dignostic, Trabajo No. 30775 presentado en la Reunión Anual del SPE celebrada en Dallas, 22 al 25 de Octubre, 1995.
12. Omoregie, Z. S., King, G. R.,Strang. C., Hidgson, P., y Pressney, R. A. : Brief: Reservoir Management in the Ninian Field- A Case History, JPT (Diciembre 1996), pg. 1136.
16. Ehlig-Economides, C.A., Chan, K.S. y Spath, J.B. :Production Enhancement Strategies for Strong Bottom Water Drive Reservoirs, Trabajo No 36613 presentado en la Reunión Anual del SPE celebrada en Denver del 6 al 9 de Octubre de 1996.
13. Halliburton Energy Services: Solutions, Services, Products. Publicaciones Halliburton Company, 1995. 14. Wyatt, D. F. Y Crook, R. J.: Logs Key to Solving Water Production Problems, Oil & Gas Journal, Nov. 20, 1995.
17. Taber, J. J. y Seright, N. M. : Horizontal Injection and Production Wells for EOR or Waterflooding, Trabajo No. 23952 presentado en la Conferencia sobre Recobro de Petróleo celebrada en Midland, Texas, Marzo 18-20, 1992.
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Inyección de agua de salinidad controlada Autores: José Luis Ziritt y María José Vera F
Inyección de agua de salinidad controlada Autores: José Luis Ziritt y María José Vera
Palabras clave Inyección de agua de baja salinidad Inyección de agua de salinidad controlada Inyección de agua en Ecuador Factores que favorecen la inyección de agua Recuperación Mejorada Keywords Low salinity water flooding Controled salinity water injection Water flooding in Ecuador Factors that favor water flooding EOR Fecha de recepción: 12 de diciembre de 2017 Fecha de aceptación: 20 de diciembre de 2017 Artículo Original José Luis Ziritt, PhD Gerente General de Frank´s Internacional Ecuador y Docente en la Universidad Estatal Península de Santa Elena – UPSE María José Vera Estudiante de Ingeniería de Petróleo en la Universidad Central del Ecuador
RESUMEN
En estudios experimentales realizados con el propósito de identificar los factores que favorecen la recuperación de petróleo mediante la inyección de agua de salinidad controlada, se ha observado que, dependiendo de los minerales presentes en el reservorio, la acidez del petróleo y la adsorción equilibrada de cationes activos (principalmente Ca2+ y H+) sobre los minerales de arcilla, producen alteraciones de la mojabilidad que pueden favorecer o mejorar la recuperación de petróleo. Este análisis busca establecer las condiciones en las que se han obtenido resultados exitosos de inyección de agua de salinidad controlada en areniscas, para contrastar con las condiciones presentes en los reservorios del Ecuador y determinar los campos que tendrían características favorables para una inyección de agua de salinidad controlada.
ABSTRACT
In experimental studies carried out with the purpose of identifying the factors that favor the recovery of oil by injecting water with controlled salinity, it has been observed that, depending on the minerals present in the reservoir, the acidity of the oil, and the balanced adsorption of active cations (mainly Ca2+ and H+) on clay minerals, they produce alterations in the wettability that can favor or improve the recovery of oil.
This analysis seeks to establish the conditions in which successful results have been obtained by injecting water of controlled salinity in sandstones, to contrast them with the conditions present in the reservoirs of Ecuador, and determine the fields that would have favorable characteristics for a controlled salinity water injection.
ANTECEDENTES
Los resultados exitosos obtenidos por inyección de agua de baja salinidad en reservorios de calizas, también se han confirmado en sistemas de areniscas. En un núcleo proveniente de un afloramiento de areniscas, se experimentó la inyección de agua de baja salinidad como método secundario, posterior a una inyección de agua de alta salinidad. Inicialmente, el núcleo se había saturado con petróleo y agua residual con una saturación del 20%. En los efluentes se observó un aumento gradual del pH, que caracteriza la alteración de la mojabilidad de la roca por intercambio de cationes. Como resultado final se obtuvo una recuperación de 22% de petróleo adicional (Austad, T., Puntervold, T., Strand, S., Piñerez, I., 2017). El análisis experimental en seis núcleos de afloramientos de areniscas, procedentes de varias localidades de los Estados Unidos, muestra resultados de recuperación terciaria de hasta 3,6% del petróleo original en sitio, con cambios en el pH por inyección a la misma temperatura de salmuera de alta salinidad y luego
COMPOSICIÓN DE SALMUERA Parámetro
Unidades
FW1
D20FW1
FW2
LS
[Na+]
(mg/L)
11033
552
35389
393
[K+]
(mg/L)
489
23
-
-
[Ca2+]
(mg/L)
424
20
3600
-
[Mg2+]
(mg/L)
1400
70
-
-
[Cl-]
(mg/L)
22298
1117
60974
606
TDS
(mg/L)
35 604
1780
100 000
1000
5.3
5.6
5.5
5.7
pH µ@25°C
(cP)
1.07
1.01
1.18
1.01
µ@60°C
(cP)
0.56
0.51
0.63
0.60
Fig. 1. Composición de salmuera inyectada en areniscas en Estados Unidos. Fuente: Piñerez, I., et al., 2016 22
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de baja salinidad. Estas areniscas presentaban alto contenido de arcilla. Los resultados confirmaron que durante la inyección de agua de baja salinidad se observó un incremento en el pH al cambiar salmuera de alta salinidad a baja salinidad (Piñerez, I., et al., 2016). Igualmente, Puntervold investigó la inyección de agua de baja salinidad como método de recuperación secundaria y terciaria en núcleos de afloramiento. En el trabajo experimental como recuperación secundaria obtuvo un recobro de alrededor del 40% de petróleo original en sitio, por inyección inicial de agua de formación, mientras que la recuperación secundaria con salmuera de baja salinidad produjo 24% de recobro adicional de petróleo original en sitio. También se experimentó con una recuperación terciaria, que consistió en inyectar un bache de solución de polímero de baja salinidad (LSP) aumentando el recobro en un 20%. Al final del experimento se obtuvo, una recuperación aproximada del 86% (Puntervold, T., et al, 2016). Investigaciones previas establecieron como resultado un representativo contenido de arcillas en las areniscas, siendo el mineral más predominante la caolinita. Este mineral se encuentra cargado negativamente, teniendo afinidad por las fracciones polares de los crudos, los cuales son adsorbidos paralelamente a las capas de las caolinitas, a través del intercambio de iones, predominantemente por la energía de Van de Waals, y con una menor contribución de energía electrostática y energía de enlace H, generando un sistema de humectabilidad preferentemente de mojabilidad mixta. (Sanyal, S., et al., 2017). Tang y Morrow (1996) y Lager et al. (2006) relacionan el efecto que tiene la baja salinidad en el incremento de la recuperación de petróleo con la presencia de minerales arcillosos, reconociendo que este efecto es causado por la alteración de la humectabilidad de los minerales de arcilla. El cambio de humectabilidad está asociado al intercambio de múltiples iones (Lager et al., 2006), la expansión de la doble capa (Ligthelm et al., 2009; Doust et al., 2009), y el incremento del pH, que conduce a la reducción de la tensión interfacial (McGuire et al., 2005). El incremento de pH y la migración de finos son síntomas de que el medio poroso está siendo afectado por el cambio de salinidad. Berg et al. (2009) proporciona evidencia experimental directa, indicando que un cambio de múltiples iones y, las expansiones de la capa doble son los mecanismos potenciales del incremento de la recuperación de petróleo en la inyección de agua de baja salinidad.
El proceso de recuperación con inyección de agua de salinidad controlada, también está relacionada con la concentración y el tipo de cationes presentes. Se han determinado mayores recuperaciones en casos de alta concentración de cationes divalentes (Ca2+, Mg2+) y la inyección de agua de salinidad en el rango de 10002000 ppm. (Yousef, A., et al., 2012) En resumen, en el caso de formaciones de areniscas, la literatura nos presenta que los factores que influyen en la mayor recuperación de petróleo con la inyección de agua de salinidad controlada están principalmente relacionados con la presencia de minerales de arcilla, la composición del petróleo, la presencia de agua connata, la concentración de cationes divalentes en la roca y la salinidad total.
FUNDAMENTOS TEÓRICOS
El aumento del recobro de petróleo resultado de la inyección de agua de baja salinidad está asociado con algunos fenómenos observados que a su vez son síntomas de cambios en el interior del medio poroso. Por ejemplo, la migración de partículas finas de arcillas y el aumento del pH, son indicios de la presencia de fenómenos como la osmosis, reducción de la tensión interfacial, variación de la mojabilidad de la roca. Las propiedades físico-químicas de las arcillas como la capacidad de adsorción de agua, el área superficial y la capacidad de intercambio catiónico (CEC), son producto del pequeño tamaño de las partículas de arcilla (<2µm), la morfología laminar y las sustituciones isomórficas, que son de interés esencial para conocer cómo interviene el contenido de cierto tipo de arcilla en el recobro de petróleo con inyección de agua de baja salinidad. Según sus propiedades físico-químicas, las arcillas exponen una mayor superficie activa que otros minerales, con enlaces no saturados, permitiendo así la interacción con diversas sustancias, con preferencia a compuestos polares, logrando el hinchamiento de la arcilla al presentar comportamiento plástico en mezclas arcilla-agua. La capacidad de intercambio catiónico es una propiedad principal en las arcillas, equivalente a la suma de todos los cationes de cambio adsorbidos en el mineral a un determinado pH, en la superficie exterior, en los espacios interlaminares, o en espacios interiores de las estructuras, por otros existentes en las soluciones acuosas envolventes. Las cargas generadas por sustituciones isomórficas suponen un 80% de la carga neta de 23
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Inyección de agua de salinidad controlada Autores: José Luis Ziritt y María José Vera F
la partícula; y es independiente de las condiciones de pH y actividad iónica del medio, a diferencia de las cargas originadas por disociación y enlaces insaturados, las cuales varían en función del pH y de la actividad iónica. Rango de CEC para materiales minerales arcillosos puros ARCILLA
CEC (meq/100g)
Esmectita
80-150
Ilita
10-40
Clorita
10-40
Kaolinita
3-10
Fig. 2. CEC para materiales minerales arcillosos puros. Fuente: M-I SWACO
La hidratación y deshidratación es una propiedad característica de las arcillas. El grado de hidratación está determinado por la naturaleza del catión interlaminar y por la carga de la lámina. Este proceso depende de la atracción electrostática catión-lámina y la energía
de hidratación del catión, presentando el ion Ca2+ una atracción mayor entre las capas (Fig.3) y reduciéndose así el hinchamiento en comparación con otros cationes como el Na+. El dominio de reemplazo de los cationes, depende de las concentraciones relativas de los iones (Aksulu, H., Håmsø, D., Strand, Skule., Puntervold, T., and Austad, T.). Suponiendo concentraciones iguales, se tiene el siguiente orden: Li+ < Na+ < K+ < Mg2+ < Ca2+ < H+ El protón H+ es el catión más reactivo, es decir participa en la reacción. Usando el catión Ca2+ como ejemplo de catión activo, (Fig. 4) se describe el proceso con las siguientes ecuaciones:
Fig. 3. Comparación de hinchamiento de los cationes Ca2+ y Na+. Fuente: M-I SWACO 24
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Fig. 4. Proceso de alteración de la mojabilidad en arcillas frente al catión Ca2+. Fuente: (Austad, 2010)
Resultado del intercambio iónico al interactuar la salmuera de baja concentración con la zona de alto contenido de arcilla. La ecuación 1 describe el aumento de pH. La ecuación 2 y 3 muestran la desorción del material de la superficie de la arcilla causada por el aumento del pH en medio, básico y ácido, respectivamente. La dinámica del pH en relación con la adsorción/ desorción se confirmó mediante estudios de adsorción estáticos de una base modelo sobre la caolinita (Puntervold, 2010). El cambio de pH se atribuye principalmente al intercambio iónico entre los cationes en la superficie de la formación y a los protones de la salmuera de baja salinidad inyectada, es decir, a la interacción coloidal entre los componentes polares del petróleo y la caolinita. Al realizar este tipo de intercambios iónicos, el reservorio presenta afinidad para que sea mojado preferiblemente por agua o petróleo.
CONDICIONES FAVORABLES DE APLICABILIDAD
Tang & Morrow (1999) fueron pioneros en establecer en base a su trabajo experimental las principales condiciones para la inyección de agua de baja salinidad. Conforme ha avanzado la investigación se han ido estableciendo nuevas condiciones propuestas para yacimientos areno-arcillosos (Austad, T., et al., 2010) desplegadas a continuación: • Propiedades, tipos y contenido de arcilla en la roca reservorio. La presencia de minerales activos de arcilla es esencialmente requerida para obtener el efecto de agua de baja salinidad, ca-
racterizada por el intercambio catiónico del mineral, debido al desbalance de carga de la estructura, produciendo una carga negativa en la superficie de la arcilla. • Componentes en el crudo: polares, ácidos y básicos. Cuando el crudo contiene ácidos nafténicos, en los cuáles el grupo carboxílico es parte de las moléculas largas que generalmente están presentes en las resinas y en la fracción asfalténica, dependiendo del pH, las bases protonadas y las formas neutras del ácido son aptas para adsorber minerales de la roca con carga negativa. • Concentración de Ca2+ y Mg2+ en la superficie de la arcilla. En la adsorción de estos cationes por el agua de baja salinidad inyectada, se produce un cambio de mojabilidad en la roca, haciendo que sea preferentemente mojada por agua y ocasionando la desorción de la materia orgánica adherida originalmente a la roca, aumentando así la recuperación de petróleo original. • pH inicial. Esto es esencial para mejorar la adsorción de componentes polares. El aumento local del pH cerca de la superficie de la arcilla, promoverá la desorción de componentes polares de la superficie de la arcilla, cambiando sus propiedades humectantes. • Temperatura. Es un factor positivo en el proceso de recuperación petróleo con agua de baja salinidad y a su vez, al darse la adsorción de los cationes, existe un incremento de la temperatura, resultado de un proceso exotérmico. 25
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Inyección de agua de salinidad controlada Autores: José Luis Ziritt y María José Vera F
RESERVORIOS DE ARENISCAS EN ECUADOR
Baby, Rivadeneira y Barragán (2014) caracterizaron a la Cuenca Oriente como una “Cuenca Sedimentaria, con rocas porosas y permeables, con excelente potencial de roca reservorio, contenido de arcillas, calizas negras, bituminosas, cualitativamente susceptibles de ser consideradas como potenciales rocas madres, con posibilidad de encontrar trampas por los niveles reservorio están cubiertos por capas impermeables arcillosas y calcáreas”. La literatura estima el contenido de arcillas en los reservorios productores de la Cuenca Oriente en alrededor del 15%. Varios estudios han demostrado que la mayoría de las areniscas en las rocas de yacimiento son ricas en diferentes tipos de minerales arcillosos, pero mayormente caolinita (Fig. 5). Hay presentes minerales de arcilla como la caolinita, ilita, clorita y esmectita, siendo la caolinita el mineral de arcilla predominante. La presencia de arcilla caolinita cumple con una de las condiciones favorables, los estudios que han reportado resultados positivos hablan de un 10% de contenido de arcilla, cercano al caso de los reservorios en el Ecuador que presentan en promedio un contenido de arcilla del 15%. Otro de los parámetros claves es la composición físico-química del agua de formación. Algunos reservorios de la Cuenca Oriente en Ecuador mantienen valores de salinidades bajas como la formación Hollín, que presenta una salinidad alrededor de 2000 a 3000 ppm de NaCl, constituida por una arenisca preferentemente de mo-
jabilidad mixta (White et al, 1995). La arenisca Napo T presenta una salinidad en un rango de 30000 a 40000 ppm de NaCl. La Fig. 6 muestra un análisis típico de composición físico-química del agua de un pozo de Napo T. La alta salinidad y la presencia de iones divalentes Ca2+ y Mg2+ justifican valorar el potencial que tendría esta arena para una inyección de agua de salinidad controlada. El reservorio Napo U inferior posee agua de formación con salinidad en un rango de 35000 a 45000 ppm NaCl, y la arenisca Basal Tena una salinidad entre 40000 y 50000 ppm de NaCl (Baby et al, 2014). En la Fig. 6, también se presenta el análisis físico-químico del agua de formación de Basal Tena dónde podemos observar una mayor concentración de Ca2+ en comparación con Napo T. Napo T
Basal Tena
Parámetro
mg/L
Parámetro
mg/L
[Na+]
12083
[Na+]
18500
[Ba2+]
9
[Ba2+]
-
[Ca2+]
976
[Ca2+]
2660
[Mg2+]
614
[Mg2+]
359
[Cl-]
20300
[Cl-]
34836
TDS
36855
TDS
55748
Fig. 6. Análisis de composición físico-química del agua de Napo T y Basal Tena.
Para estas arenas de la Cuenca Oriente, habría que determinar las composiciones de agua de inyección que podrían influir positivamente en un mayor recobro de petróleo, ya sea por
Fig. 5. Vista del mineral de arcilla en areniscas de reservorios en la Cuenca Oriente del Ecuador. Fuente: Baker Huges. 26
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cambios de mojabilidad y/o otros de los factores descritos asociados a la alteración del equilibrio físico-químico del medio poroso.
RESULTADOS
Algunos reservorios de la Cuenca Oriente de Ecuador cumplen con varias de las condiciones necesarias para la aplicabilidad de una recuperación de petróleo con inyección de agua controlada. Parámetros como la saturación de agua connata, salinidad, concentración de iones divalentes, presencia de arcilla caolinita y temperatura, dejan entrever que pudieran existir condiciones que favorecerían una inyección de agua de salinidad controlada.
RECOMENDACIONES
Para evaluar el verdadero potencial de la aplicación de un proceso de EOR con inyección de agua de salinidad controlada, se recomienda realizar estudios de laboratorio de mojabilidad y desplazamiento que permitan evaluar recobro y diseñar la composición físico-química del agua que mejor se adapte a las condiciones del reservorio. Adicionalmente, estos estudios deben generar suficiente información para poder utilizarla en una simulación numérica de la aplicación del proceso, que facilite el escalamiento del laboratorio al campo.
BIBLIOGRAFÍA • Aksulu, H., Håmsø, D., Strand, S., Puntervold, T., & Austad, T. (2012). Evaluation of Low-Salinity Enhanced Oil Recovery Effects in Sandstone: Effects of the Temperature and pH Gradient. Energy & Fuels, 26(6), 3497-3503. http://dx.doi. org/10.1021/ef300162n
I. (2017). Smart Water EOR: Beneficios y Aplicaciones en Reservorios Clásticos y Carbonatos. PETRÓLEO & GAS, 29-35. • Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragán, R. (2014). La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo. Lima: Institut français d’études andines. • Piñerez T., I., Austad, T., Strand, S., Puntervold, T., Wrobel, S., & Hamon, G. (2016). Linking Low Salinity EOR Effects in Sandstone to pH, Mineral Properties and Water Composition. SPE Improved Oil Recovery Conference. http://dx.doi.org/10.2118/179625-ms • Piñerez Torrijos, I., Puntervold, T., Strand, S., Austad, T., Abdullah, H., & Olsen, K. (2016). Experimental Study of the Response Time of the Low-Salinity Enhanced Oil Recovery Effect during Secondary and Tertiary Low-Salinity Waterflooding. Energy & Fuels, 30(6), 47334739. http://dx.doi.org/10.1021/acs.energyfuels.6b00641 • Romero, J., & Gómez, F. (2010). Estudio de los efectos de la inyección de agua en los yacimientos U y T de la formación Napo del Campo Sacha. Quito: EPN. • Sanyal, S., Bhui, U., Kumar, S., & Balaga, D. (2017). Designing Injection Water for Enhancing Oil Recovery from Kaolinite Laden Hydrocarbon Reservoirs: A Spectroscopic Approach for Understanding Molecular Level Interaction during Saline Water Flooding. Energy & Fuels, 31(11), 11627-11639. http://dx.doi.org/10.1021/acs. energyfuels.7b01648 • Bhaduri, S., Cutler, J., Jayakumar, S., Gould, J., Rivera, H., Santamaria, J., & Eras, J. (2014). Next Generation Relative Permeability Modifier Application in Acid Stimulation Treatments: An Effective Water Management Strategy for Mature Fields in Ecuador. SPE Oilfield Water Management Conference And Exhibition. http://dx.doi. org/10.2118/170999-ms
• Yousef, A., Al-Saleh, S., & Al-Jawfi, M. (2012). The Impact of the Injection Water Chemistry on Oil Recovery from Carbonate Reservoirs. SPE EOR Conference At Oil And Gas West Asia. http://dx. doi.org/10.2118/154077-ms
• White, H. (1995). Reservoir characterization of the Hollin and Napo formations, western oriente basin, Ecuador. USA: AAPG, 573-596.
• Austad, T., Puntervold, T., Strand, S., & Piñerez,
José Luis Ziritt: jose.ziritt@franksintl.com
CONTACTOS
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Monitoreo en tiempo real de variables de equipos BES Autor: Boris Erazo F
Monitoreo en tiempo real de variables de equipos BES Autor: Boris Erazo - Business Oil. Palabras claves Monitoreo de Variables Equipo BES Monitoreo En Tiempo Real Keywords Variables’ Surveillance ESP Equipment Real Time Monitoring Artículo Original Boris Erazo Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador, Ingeniero de desarrollo de productos en Business Oil.
RESUMEN
Muchas veces nos preguntamos sobre el uso que le podemos dar a las variables que obtenemos de los elementos de fondo y superficie de las bombas electrosumergibles, a más de ver la tendencia que llevan las variables. Desde el momento en que se creó el bombeo electrosumergible ha sido una necesidad contar con información que muestre el estado de los equipos de fondo en el pozo. Esto se evidencia en el actuar de los ingenieros de producción cuando con la información, surge un nuevo horizonte, que es el de utilizar los datos del comportamiento de las variables para saber el comportamiento del equipo de fondo con respecto a las características de la completación del pozo.
ABSTRACT
Many times, besides seeing the trend that the variables graph offers, we ask ourselves about the use we can give to the information we obtain from the downhole and the surface elements that compose the electrical submersible equipment. Since the moment at which the electrical submersible pumping was created, it has been necessary to have the information that shows the state of the equipment in the wells. Production engineers open a new horizon when they use the data of the variables’ behavior to know the relationship between the downhole equipment and the well’s completion.
una hoja de papel circular, a fin de ver las variaciones que había en el consumo de amperaje del motor para levantar el fluido desde el fondo del pozo. Los sensores de fondo inicialmente median dos variables, presión de fondo y temperatura de fondo. En la actualidad los sensores de fondo son capaces de medir más de 10 variables, que empezando con la presión y la temperatura de fondo, miden hasta la corriente de fuga del cable. Estas variables permiten a los ingenieros de producción y levantamiento artificial, tener un mejor criterio al momento de evaluar los eventos que afectan a los equipos de fondo, o lo que es lo mismo, la interacción del equipo de fondo con el medio ambiente en el que se encuentra instalado. El variador, en adición, aporta con variables como el consumo de corriente, figura 1, la frecuencia de trabajo del equipo electrosumergible, figura 2, y el voltaje de entrada y salida del variador, entre otras.
CONTROL DE VARIABLES DE EQUIPOS BES
El control de las variables que muestran el comportamiento de los equipos electrosumergibles siempre ha sido una necesidad. El conocimiento del comportamiento de dichas variables es indispensable para los ingenieros encargados de la producción y los ingenieros que cuidan de los equipos de levantamiento artificial. Antes, este control se realizaba mediante una sola variable, el consumo de amperaje del equipo de fondo que se registraba en 28
Figura 1. Carta amperimétrica digital. Equipo Well Visualizer.
Para los ingenieros de producción es importante saber el valor de la presión de entrada a la bomba, este permite conocer el nivel de fluido sobre la bomba, el cual determina si el valor
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Figura 2. Comportamiento de la frecuencia. Equipo Well Visualizer
de frecuencia puede ser incrementado y por lo tanto fija la cantidad de amperios que pasarán a ser consumidos por el motor y el calor generado por este a la nueva frecuencia. Además se corroborará si el motor tiene la potencia suficiente para responder a esa nueva frecuencia y si la velocidad del fluido que pasa por las paredes es suficiente para mantener refrigerado al motor, figura 3. A la fecha y gracias a la tecnología, los datos de las variables que se obtienen del fondo y de superficie pueden ser visualizados y graficados en la oficina mediante un programa creado para tal efecto. Como se deduce, el monitoreo de los equipos depende de la calidad de elementos que miden o recopilan los datos, y la calidad del canal de comunicación utilizado. La información recopilada del fondo aporta con datos que permiten determinar el comportamiento del equipo en el fondo, el modo en que los fluidos del yacimiento afectan al equipo
y el efecto que tienen las acciones que toman los ingenieros en superficie. La rapidez con la cual se requiere realizar el análisis del comportamiento de los equipos de fondo demanda que el monitoreo de las variables en tiempo real sea confiable y exacto. También, en el pozo se requiere ver el comportamiento del equipo de fondo y no solamente transmitir los datos hacia las oficinas de las empresas, figura 4. El monitoreo de los equipos al momento de ponerlos en funcionamiento después de un trabajo de reacondicionamiento es fundamental, ya que se requiere ver la declinación de la presión de entrada a la bomba, el incremento de la temperatura del motor, y el comportamiento de la declinación del consumo de amperaje a medida que la columna de fluido se vacía en el pozo. A partir de este monitoreo, se pueden detectar problemas como el que se muestra en la figura 5, en donde se observa que el eje del equipo de fondo está trabado.
Figura 3. Valores de presión de entrada y salida de la bomba. Equipo Well Visualizer. 29
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Monitoreo en tiempo real de variables de equipos BES Autor: Boris Erazo F
Figura 4. Equipo Well Visualizer ubicado a un lado de Variador de Frecuencia.
Contar con el monitoreo gráfico en el pozo, como se demuestra en la figura 5, ya sea durante una revisión de rutina del pozo o al momento de arrancar el equipo de fondo, permite tomar acciones inmediatas que protejan el equipo de fondo, a las personas y las instalaciones. En el caso de la transmisión de información, ésta tiene que ser confiable y en el menor tiempo posible, de tal manera que no se pierdan los eventos entre uno y otro punto de información recopilada, permitiendo que las gráficas de las
variables muestren el comportamiento real de los equipos en el tiempo en el cual se requiere. El monitoreo en tiempo real de equipos electrosumergibles prueba su eficacia e impulsa el conocimiento de los ingenieros que controlan los equipos, dando solcuiones a problemas diarios gracias a la aplicación de equipos que están al alcance de nuestras manos.
Figura 5. Carta amperimétrica con arranques fallidos. Equipo Well Visualizer. 30
Diseño e implementación de un filtro Multi-Etapa para bombas hidráulicas de subsuelo Autor: Luis Alberto Alabuela Toapanta
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Diseño e implementación de un filtro Multi-Etapa para bombas hidráulicas de subsuelo
Autor: Luis Alberto Alabuela Toapanta - Petroamazonas EP. RESUMEN
En este trabajo se presenta el desarrollo de un filtro para bombas hidráulicas de fondo, ideal para pozos donde la presencia de sólidos en el fluido motriz tapona constantemente el conducto de inyección. El filtro fue instalado en un pozo localizado en la Cuenca Amazónica Ecuatoriana, donde se llegó a paralizar la producción hasta cuatro veces en solo un mes por el taponamiento de la bomba hidráulica. Luego de la instalación del filtro multi-etapa el pozo ha producido de manera ininterrumpida por dos meses, demostrando la efectividad del desarrollo elaborado. La innovación presentada en este artículo es un trabajo conjunto entre la empresa pública Petroamazonas EP, operadora del campo y Sertecpet, empresa privada especialista en el diseño y fabricación de herramientas petroleras.
SUMMARY
In this study, the development of a filter for hydraulic bottom pumps is presented, ideal for wells where the presence of solids in the fluid constantly clogs the injection conduit. The filter was designed, fabricated and installed in a well located in the Oriente Basin; in this well, production stopped up to four times at only one month due to the plugging of the hydraulic pump. After installation of the multi-stage filter, the well has produced uninterruptedly for two months, demonstrating the effectiveness of filter. The innovation presented in this article was developed between Petroamazonas EP, a public company and operator of the field and Sertecpet, a private oil tools designer and manufacturer specialized company.
INTRODUCCIÓN
El sistema de levantamiento artificial con bomba hidráulica tipo jet es uno de los más usados en el Ecuador y en los últimos años su aplicación ha crecido a nivel mundial (Moon, 2016). En el bombeo hidráulico se inyecta un
fluido motriz de alta presión a la bomba de subsuelo. La bomba jet, a través del efecto Venturi, usa la energía del fluido motriz para generar un diferencial de presión que succiona el fluido del reservorio. Durante este proceso el fluido motriz transfiere energía al fluido del yacimiento y la mezcla de fluidos tiene la presión suficiente para llegar hasta la superficie. La bomba jet no requiere workover para su cambio o mantenimiento, ya que puede ser recuperada mediante el empuje hidráulico del mismo fluido motriz, o con una línea de cable. Esta tarea se completa en una fracción del tiempo requerido al reemplazar o reparar las bombas usadas en otros sistemas de levantamiento artificial. Una de las causas para la extracción de la bomba jet es la reducción de su rendimiento por el taponamiento del conducto de inyección en el fondo del pozo, provocado por la presencia de sólidos en el fluido motriz. Con el fin de reducir el riesgo de taponamiento las bombas tienen un filtro constituido por un disco de acero con perforaciones que permiten el avance del fluido motriz y bloquean el paso de sólidos capaces de obstruir la boquilla de la bomba jet. Figura 1. Antes de ser inyectado el fluido motriz es filtrado en la superficie. Sin embargo, hay casos en donde partículas o sólidos son arrastrados a través del fluido motriz, por defectos en el proceso de filtrado, o mediante la erosión de las paredes de la tubería. Esto es común en campos maduros como es el caso del campo Libertador que opera Petroamazonas EP, con más de 30 años de producción. Al ser un campo con alto corte de agua presenta daños constantes provocados por la corrosión en las facilidades de superficie y líneas de inyección de fluido motriz. Análisis realizados por Petroamazonas EP han determinado que los sólidos que taponan las bombas hidráulicas corresponden en su mayoría a escoria de la tubería, arena, restos de caucho y precipitados químicos. La cantidad de sólidos hace que el filtro de la bomba se sature rápidamente, y que la
Palabras Clave Bombas hidráulicas de subsuelo, Filtro Multi-etapa, Fluido Motriz, Sistema de Levantamiento Hidráulico, Rejillas, Taponamiento, Campo Maduro. Keywords Hydraulic bottom pumps; Multi-stage filter, Motor Fluid, Hydraulic Lifting System, Clogging, Grids, Mature Field. Fecha de recepción: 30 de noviembre de 2017 Fecha de aceptación: 18 de diciembre de 2017 Artículo Original Luis Alberto Alabuela Ingeniero de Operaciones y Completación- Bloque 57-Activo Libertador
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frecuencia de mantenimiento de las bombas jet aumente, con las consecuentes pérdidas de producción. Figura 1. a
b
c
d
El fluido motriz avanza hacia la cámara de filtrado dos y fluye hacia la boquilla de la bomba jet a través de los orificios de diámetro D2 perforados en la placa longitudinal de la segunda cámara. El diámetro D2 es menor que D1 por lo tanto cualquier sólido que haya atravesado la primera cámara será retenido en la base de la cámara dos. Este diseño puede ser instalado junto a bombas tipo jet o tipo pistón y alarga el tiempo entre mantenimientos para limpieza porque es capaz de alojar un gran volumen de sólidos hasta que exista una reducción significativa en el flujo del fluido motriz.
Figura 1. Filtro convencional de una bomba hidráulica con distintos grados de taponamiento.
Una solución a este problema sería el cambio inmediato del sistema de tratamiento y transporte del fluido motriz, aunque esto representaría costos elevados para la empresa operadora del campo. Por lo tanto se evaluaron otras alternativas y en este trabajo se presenta el desarrollo de una solución simple y efectiva que reduce la frecuencia de mantenimiento provocado por el taponamiento del filtro de la bomba jet. Este desarrollo es a su vez un ejemplo de la aplicación del concepto co-creación (Prahalad & Ramaswamy, 2004) entre la empresa pública operadora del campo y la empresa privada especialista en el diseño y fabricación de herramientas para la producción de petróleo. El presente documento contiene una descripción de la solución desarrollada y de las mejoras conseguidas tras su instalación en un pozo del campo Libertador.
DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO
Cuando el volumen de sólidos presentes en el fluido motriz es alto el filtro convencional se satura rápidamente. Esto obstruye el paso del fluido motriz y la producción de petróleo disminuye drásticamente. La solución propuesta es un cilindro con dos etapas de filtrado. Figura 2. El fluido motriz ingresa por la parte superior de la cámara número uno y pasa a través de una placa longitudinal que tiene perforaciones de diámetro D1. Los sólidos retenidos por esta placa se acumulan en la base de la cámara uno. 32
Figura 2. Prototipo del filtro multi-etapa, el fluido motriz ingresa por el cuello de pesca atraviesa las dos placas longitudinales y llega hasta la boquilla de la bomba jet. Los sólidos se acumulan en la base circular de cada cámara.
RESULTADOS
El pozo SHUSHUQUI-20 está localizado en el campo Libertador y produce con bombeo hidráulico tipo jet. Desde mayo de 2017 se realizaban en promedio dos paradas mensuales del pozo para efectuar el mantenimiento de la bomba jet por problemas de taponamiento. En agosto el problema se agudizó y la producción del pozo se detuvo en cuatro ocasiones para limpiar los conductos del fluido motriz. El 15 de septiembre de 2017 la bomba jet fue instalada junto al filtro presentado en este artículo, desde entonces la bomba lleva más de dos meses operando de forma estable y sin interrupciones. Figura 3.
CONCLUSIONES
Se desarrolló un filtro multi-etapa que ayuda a resolver los problemas de taponamiento en sistemas de levantamiento artificial hidráulico provocados por la presencia de sólidos en el fluido motriz, optimizando el tiempo de vida de la bomba jet en el fondo del pozo.
Diseño e implementación de un filtro Multi-Etapa para bombas hidráulicas de subsuelo Autor: Luis Alberto Alabuela Toapanta
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Figura 3. Registros de los parámetros de operación del pozo SHUSHUQUI-20.
REFERENCIAS
• Moon, T. (2016). Jet Pumps. Oilfield Review. • Prahalad, C. K., & Ramaswamy, V. (2004). Co-creation experiences: The next practice in value creation. Journal of interactive marketing, 5-14.
AGRADECIMIENTO
Nuestro sincero agradecimiento a Sertecpet por su colaboración en la elaboración de este artículo.
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MDC-30: Cementación exitosa de casing de producción de 9 5/8” combinando las mejores prácticas y la selección de las tecnologías adecuadas en un ambiente colaborativo Autores: Marco Loaiza y Félix Ramírez - ENAP SIPEC; Juan Stacey, Francisco Delgado, Jaime Rocha, Alexis González y Carlos Santana
MDC-30: Cementación exitosa de casing de producción de 9 5/8” combinando las mejores prácticas y la selección de las tecnologías adecuadas en un ambiente colaborativo Autores: Marco Loaiza y Félix Ramírez - ENAP SIPEC; Juan Stacey, Francisco Delgado, Jaime Rocha, Alexis González y Carlos Santana - Halliburton
Palabras clave Acondicionamiento del lodo de perforación Utilización de Espaciadores y Lavadores Compatibilidad de Fluidos Movimiento de la tubería Centralización de la Tubería Maximizar el caudal de desplazamiento Estimación del tamaño del agujero Keywords Drilling mud condition Use of spacers and washers Fluid Compatibility Pipe Movement Pipe Centralization Displacement flow maximization Hole size estimation Fecha de recepción: 21 de noviembre de 2017 Fecha de aceptación: 18 de diciembre de 2017 Artículo Original
RESUMEN
La cementación del casing de producción en los pozos de ENAP SIPEC de la Cuenca Ecuatoriana se convierte en un reto de alta ingeniería debido a que esta sección se perfora en un diámetro de agujero 12 1/4” donde se corre un revestidor de 9 5/8” desde el tope de la Formación Tiyuyacu extendiéndose hasta la Formación Hollín Inferior y en algunos casos hasta la Formación Pre-Hollín, durante toda esta sección se encuentran interactuando formaciones de alta y baja presión, con presencia de acuíferos activos los cuales tienen la capacidad de afectar la cementación de manera drástica. Esta guía consolida los documentos de mejores prácticas disponibles a nivel global con respecto a la preparación del pozo previo a una cementación. Describe las mejores prácticas que con datos empíricos han demostrado un impacto directo en la calidad de un trabajo de cementación. Siguiendo todas las buenas prácticas incluidas en este documento con la combinación de las tecnologías adecuadas y un ambiente colaborativo en el pozo MDC-30, como resultado, se logró tener una excelente adherencia de cemento a lo largo del agujero en todas las formaciones. El CBL mostró amplitudes menores a 2 [mV], el VDL muestra fuertes arribos de formación adherencia a la tubería y el mapa de impedancias muestra una uniforme distribución de cemento en el anular sin presencia de canales. Esta experiencia corrobora la tecnología utilizada por Halliburton Cementing y su filosofía WellLife: Excelente aislamiento zonal para toda la vida del pozo.
ABSTRACT
Production casing cement jobs in ENAP SIPEC
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fields at the Ecuadorian Basin are a challenge of high engineering because this section is drilled in a hole diameter of 12 1/4” where a 9 5/8” casing is run from the top of the Tiyuyacu Formation extending to Hollín Formation and in some cases to the Pre-Hollín Formation, in this whole section high and low pressure formations are interacting, with the presence of active aquifers which have the capacity to affect the results of cementation drastically. This guideline consolidates the globally available best practice documents regarding preparing the wellbore to receive cement. It describes the best practices that empirical data has shown have a direct impact on the quality of a cement job. Following all the best practices included in this document in combination with the appropriate and most effective technologies in a collaborative environment in the MDC-30 well this result was possible showing an excellent adhesion of cement along the hole in all the formations. The CBL showed amplitudes less than 2 [mV], the VDL shows strong gradients of adhesion formation to the pipeline and the impedance map shows a uniform distribution of cement in the annulus without the presence of channels. This experience corroborates the technology used by Halliburton Cementing and its WellLife philosophy: Excellent zonal isolation for the whole life of the well.
DESARROLLO
Para la planificación y ejecución exitosa de la cementación del revestidor de producción de 9 5/8” del pozo MDC-30 se combinaron las mejores prácticas junto con la selección de la tecnología adecuada en un ambiente colaborativo que
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fueron determinantes para obtener resultados sorprendentes luego de realizar la corrida del registro de calidad de cementación obteniendo valores menores a 2 [mV] mostrados por el CBL, fuertes arribos de formación sin tubería libre identificada en el VDL y un mapa de impedancias que confirma el buen aislamiento zonal conseguido. Se identificaron 7 áreas importantes las cuales son fundamentales para poder replicar estos trabajos de cementación exitosos:
1.- ACONDICIONAMIENTO DEL LODO DE PERFORACIÓN
El acondicionamiento del fluido de perforación es quizá la variable más importante para lograr un desplazamiento efectivo durante los trabajos de cementación. La clave en un desplazamiento efectivo es recobrar y mantener una buena movilidad del fluido de perforación. Un fluido de perforación fácilmente removible debe tener una baja resistencia de geles y un bajo filtrado. Para el acondicionamiento del fluido de perforación previo al trabajo de cementación se debe realizar lo siguiente: • Determinar el volumen del pozo que debe ser circulado. • Determinar qué porcentaje del pozo es circulado efectivamente. Buenos retornos en superficie no es un indicativo seguro del grado de movilidad del fluido en el espacio anular. Para obtener buenos resultados, es recomendable utilizar datos del caliper del agujero a fin de determinar la movilidad del fluido en fondo. Cuando el casing se encuentra en fondo, previo al trabajo de cementación se debe circular el fluido de perforación para romper los geles formados por el fluido durante su estado estático en pozo, así disminuyendo su viscosidad y aumentando su movilidad. Como una regla de oro, posterior al acondicionamiento del fluido de perforación el lodo debe alcanzar valores de PV<20 y un YP<15 con desarrollo de geles planos como por ejemplo: 10’ <1.5*10”<1.5*30” lb/100 ft2. Lograr una movilidad correcta o eficiente del fluido de perforación es un esfuerzo valido para una cementación exitosa aunque no es el único parámetro a considerar. Muchas de las teorías sobre el desplazamiento eficiente del lodo se centran solamente en los datos de viscosidad del lodo. Inclusive los datos de esfuerzo de gel medidos a los 10 segundos y 10 minutos no representan de una manera correcta el desarrollo de esfuerzo de gel del fluido de perforación en sus etapas estáticas. Para lograr un trabajo de cementación exitoso se debe considerar que el acondicionamiento de lodo es una de las 5
buenas prácticas que utiliza Halliburton para lograr un desplazamiento de lodo eficiente. Es un error considerar solamente la movilidad del fluido de perforación para una correcta remoción del lodo. De hecho, la clave es la remoción del lodo gelificado o deshidratado. Mientras más tiempo se encuentre estático en pozo se perderá filtrado en zonas permeables con lo que el lodo se viscosificará, esto sumado a otros cambios que sufre el fluido al ser sometido a presión y temperatura. Parte del reto es conocer cómo y en cuánto tiempo el fluido de perforación se gelificará, además saber exactamente que tanto se “gelificará” el lodo durante un periodo estático. En la Figura 1, se ven los resultados del desarrollo de esfuerzo de gel del lodo del pozo MDC30 bajo condiciones de presión y temperatura de fondo. Revisando esta carta se puede concluir que el lodo es estable y no desarrolla esfuerzo de gel en la primera hora y media de estático. Por lo que desde el punto de vista de un desplazamiento efectivo el lodo es fácilmente removible considerando un valor de erodabilidad de máximo 30 en un periodo estático prolongado.
2.- UTILIZACIÓN DE ESPACIADORES Y LAVADORES
Los espaciadores, y en algunas aplicaciones los lavadores, proveen una interface entre la columna de cemento y la de lodo capaz de remover este último, inclusive el de baja movilidad del agujero cuando las condiciones son óptimas. La regla general es diseñar el volumen de espaciadores para tener por lo menos 10 minutos de contacto o 1000 ft de cobertura anular. Independientemente, si el volumen diseñado a través de esta regla es adecuado para un pozo en específico, el diseño debe ser validado a través del software Displace 3D (D3D) de Halliburton. Este software utiliza el método de elementos finitos para calcular la eficiencia de desplazamiento volumétrico de los fluidos en el espacio anular. En el caso que los volúmenes de espaciador sean limitados, los caudales y las propiedades reológicas del fluido de perforación deben ser ajustados buscando mejorar la eficacia de la limpieza del pozo. D3D puede mostrar que tan efectivo o inefectivo es un espaciador removiendo el fluido de perforación en el anular bajo cualquier condición. En la vida real existe una capa o una interface entre los fluidos que está compuesta de una mezcla de ellos. El D3D simula este fenómeno, que aparecerá en la simulación como un color alterado. En cualquier diseño que contenga un volumen de espaciador insuficiente esta interface de flui35
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MDC-30: Cementación exitosa de casing de producción de 9 5/8” combinando las mejores prácticas y la selección de las tecnologías adecuadas en un ambiente colaborativo Autores: Marco Loaiza y Félix Ramírez - ENAP SIPEC; Juan Stacey, Francisco Delgado, Jaime Rocha, Alexis González y Carlos Santana
Figura 1. Desarrollo de esfuerzo de gel del lodo de perforación del Pozo MDC-30 bajo condiciones de presión y temperatura
dos consumirá todo el espaciador, y el lodo podrá contactar el cemento. El resultado podría ser la finalización prematura del trabajo o los resultados quizá ser una pobre calidad de cemento en el anular. Idealmente, el diseño debe considerar 1000 – 1500 ft de cobertura anular o de 10 a 12 minutos de tiempo de contacto. El gráfico de la izquierda (Figura 2), indica como el agua es reológicamente incapaz de funcionar como espaciador, ya que la interface de fluidos consume toda el agua (espaciador) y permite al lodo entrar en contacto con el cemento. En el gráfico de la derecha (Figura 2), se demuestra que el espaciador Tuned Spacer III, tiene la suficiente
viscosidad para mantener una apropiada jerarquía reológica en el anular logrando evitar la canalización de los fluidos y permitiendo posicionar el cemento uniformemente. En la cementación del MDC-30 se utilizó como espaciador Tuned Spacer III, el cual es de base agua, sus propiedades reológicas pueden ser diseñadas para cada aplicación específica y requerida. A través de la optimización de las propiedades reológicas de este espaciador el fluido de perforación puede ser completamente desplazado del anular así como también el revoque de lodo en zonas permeables. Tuned Spacer III fue diseñado para lograr un 100% de eficiencia en la remoción de lodo, sin
Figura 2. Agua vs. Tuned Spacer III 36
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producir una canalización de los fluidos y evitando el contacto lodo cemento en el anular como se muestra en la Figura 3.
Figura 3. Fluidos de Cementación MDC – 30
3.- COMPATIBILIDAD DE FLUIDOS
Un paso importante durante el diseño de la cementación es asegurar que el tren de fluidos sea compatible. La incompatibilidad de fluidos puede ocasionar incrementos de viscosidad y problemas de estabilidad del pozo. Si la viscosidad incrementa, se incrementará el ECD ocasionando pérdidas durante la cementación y por ende un
insuficiente tope de cemento. Las buenas prácticas de cementación indican la medición de las propiedades reológicas de los fluidos puros (lodo, espaciadores y cemento), de varias combinaciones de espaciador con lodo y ocasionalmente lodo y cemento. De la misma manera en que se trata de determinar si la jerarquía reológica es la correcta para un trabajo en específico, se deben identificar conclusiones valederas a partir de los datos de compatibilidad (cuáles fluidos son compatibles o si se requiere un re diseño de los mismos). En el pasado, la regla de oro utilizada para concluir una incompatibilidad de fluidos era que el YP de la mezcla sea igual o mayor a 3 veces el YP del fluido puro, aunque era una regla razonable, no es el método ideal. El análisis de la compatibilidad de fluidos que utiliza Halliburton hace un análisis más a detalle incluyendo datos reológicos de los fluidos, caudales, diámetro del agujero y diámetro de la tubería. Cada rpm ajustado en el instrumento de medición de reología corresponde a un específico esfuerzo de corte que puede ser correlacionado a una determinada velocidad anular en fondo. En la vida real, la viscosidad de la mezcla de fluidos se encontrará dentro de la línea recta que une los dos puntos de las viscosidades de los fluidos puros. Es decir, las viscosidades de la mezcla de los fluidos serán mayores o menores al promedio ponderado de los dos fluidos puros. En la siguiente figura se despliegan los datos reales del trabajo de cementación. Como se esperaba en el diseño, la viscosidad de las mezclas realizadas en la compatibilidad de fluidos se encuentra sobre la línea que une las dos viscosidades de los fluidos puros indicando compatibilidad entre fluidos.
Figura 4. Compatibilidad de Fluidos de Cementación MDC-30 37
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4.- MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA
En el diseño del trabajo de cementación no existe parámetro más crítico dentro del plan para un desplazamiento efectivo y eficiente del fluido de perforación que el movimiento de la tubería durante el trabajo (rotación/reciprocación), esta recomendación es fácilmente aceptada por el cliente debido a su practicidad y en algunos casos mínimo costo. Sin embargo, para obtener un impacto positivo en el trabajo, el movimiento de la tubería no debe ser apresurado. Con tan solo una rotación que oscile entre 3 – 10 rpm y una reciprocación de entre 5 – 10 ft/min se logran excelentes resultados en la cementación. En la siguiente figura se pueden observar dos casos bajo las mismas condiciones en el pozo MDC30 a excepción de una: “La reciprocación de la tubería”. Se debe notar la distribución uniforme del cemento a lo largo del anular cuando el trabajo se lo realiza con movimiento de la tubería (Figura 5 derecha). En la realidad, el cemento fluye a través del espacio anular de mayor tamaño produciendo una canalización de fluidos y un deficiente aislamiento
Displace 3D sin movimiento de tubería
utilizada para demostrar que una buena centralización es requerida en el trabajo de cementación justificando en muchos de los casos la cantidad de centralizadores requeridos y además con el propósito de determinar el % de Standoff ideal para un trabajo específico. Con valores bajos de Standoff, el D3D mostrará inaceptables niveles de canalización de fluidos en el anular. El programa permitirá tanto al ingeniero de diseño como al cliente tener un balance entre el número de centralizadores y la cantidad de canalización que están dispuestos a aceptar. Adicionalmente, el D3D ayuda a determinar el volumen de lechada adicional requerida para alcanzar el tope de cemento diseñado que se vería afectado por la excentricidad final acordada (El término excentricidad es similar al de Standoff, sin embargo matemáticamente es opuesto y se mide de 0 – 1 en lugar de 100 - 0). Pese a la cantidad de centralizadores o la excentricidad de la tubería, el espacio anular no cambiará, así que el volumen de cemento teórico requerido es constante a pesar del Standoff.
Figura 5.
Displace 3D con reciprocación de tubería
zonal (Figura 5 Izquierda). Sin embargo, gracias al movimiento de la tubería el cemento es forzado a entrar en el espacio anular más delgado por donde se le ofrece mayor restricción, logrando una buena cobertura a lo largo del anular.
5.- CENTRALIZACIÓN DE LA TUBERÍA
Una centralización apropiada es crítica por varias razones: • Provee un % Standoff que permite una distribución uniforme del cemento a lo largo del espacio anular y evita la canalización. • Incentiva un flujo concéntrico alrededor de la tubería. • Previene que la tubería entre en contacto o se recueste sobre el pozo. Displace 3D (D3D) es una herramienta 38
Figura 6. Tope de Cemento vs. Standoff
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En la realidad, mientras la tubería se encuentre descentralizada, el cemento empezará a fluir diferencialmente por el lado más ancho del espacio anular. Mientras esto ocurre, una parte del cemento que se considera como el tope parcial de cemento (TOC) aumenta por sobre encima del diseño pero el TOC de cemento real cae por debajo del diseño original. En la Figura 6 se observa cómo está relacionado el desplazamiento de lodo y el Standoff. Al incrementar el exceso de volumen se puede alcanzar el TOC teórico. Aunque, si la centralización es muy deficiente el volumen requerido de cemento para alcanzar el TOC no es técnica ni económicamente práctico. El propósito principal de la centralización es minimizar la diferencia generada en el área de flujo o en las fuerzas de fricción que se encuentran entre el espacio anular por la diferencia de área efectiva de flujo. Mientras el Standoff disminuye (o la excentricidad aumenta), aumenta la diferencial de presión generada por fricciones en el espacio anular. A medida que esta diferencial de presión aumenta, la velocidad anular que la lechada de cemento adquiere en un espacio anular reducido disminuye. Bajo estas condiciones, el cemento fluirá por el espacio anular más ancho con una velocidad anular mayor que por un espacio anular reducido. Con un Standoff del 100%, si los fluidos de cementación no sobrepasan el lodo y no existen perdidas, el TOC será uniforme en el agujero y su distribución será uniforme a lo largo del anular. A través del D3D se puede realizar un mejor diseño del trabajo de cementación estimando el TOC, para lo cual existen tres opciones: • Mejorar el Standoff, el D3D muestra una mejoría en el TOC con un cambio particular de la centralización. • Incrementar el volumen de cemento, el D3D puede cuantificar la mejoría en el TOC asociada a este cambio. • No realizar ningún cambio aceptando el TOC por debajo del diseño. Esta opción debe
contar con un análisis de riesgos que permita evaluar la decisión.
6.- MAXIMIZAR EL CAUDAL DE DESPLAZAMIENTO
Maximizar el caudal de bombeo tiene un fuerte impacto en la eficiencia de desplazamiento. En muchos casos, el control de la ECD limita el caudal de desplazamiento. Sin embargo, hay ocasiones que la única limitante para un caudal de desplazamiento alto es la cantidad de HHP disponibles en locación. En la Figura 7, se muestran tres simulaciones bajo las mismas condiciones a excepción del caudal de desplazamiento. Debido a la centralización el cemento fluye con mayor facilidad por el lado más ancho del espacio anular. A un caudal de 24 bbl/min se ve un desplazamiento del lodo más eficiente desde el lado del espacio anular reducido. Es necesario notar la disminución del color purpura (lodo) en el espacio anular reducido mientras aumenta el caudal de desplazamiento. Así como el acondicionamiento del lodo es importante para lograr un trabajo de cementación exitoso, también lo es lograr un caudal de desplazamiento máximo. La Figura 8 muestra la simulación en 3D del trabajo de cementación realizado en el pozo MDC30. El diseño contempla una remoción del lodo
Figura 7. Simulaciones de eficiencia de desplazamiento a 4, 12 y 24 BPM.
Figura 8. Simulaciones 3D trabajo de Cementación Pozo MDC-30. 39
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del 100%, un buen sello de cemento en el anular aunque se verifica una canalización de la lechada principal de aproximadamente 200 ft, a pesar de esto las zonas de interés se encuentran cubiertas con una buena calidad de cemento.
7.- ESTIMACIÓN DEL TAMAÑO DEL AGUJERO
Es fundamental conocer el tamaño del agujero para obtener un cálculo preciso de los volúmenes de espaciador y cemento. La manera más certera de conservar este dato es a través de un registro eléctrico (caliper). Existen ocasiones que el promedio del tamaño del agujero concuerda con el de la broca, otras que el agujero es mayor, inclusive mucho más grande que el tamaño de la broca utilizado. Cuando no se dispone de un registro de caliper puede estimarse el tamaño del agujero a través de un lag test o pruebas de carburo. Existen varios criterios para estimar el volumen de lodo a utilizarse en esta prueba, estos criterios indican la utilización desde 40 bbl hasta 200 bbl de lodo en pozos perforados con ampliador.
RESULTADOS A continuación el crossplot del registro de cementación del pozo MDC-30. Se observa excelente adherencia de cemento a lo largo del agujero en todas las formaciones. El CBL muestra amplitudes menores a 2 [mV]. El VDL muestra fuertes arribos de formación adherencia a la tubería y el mapa de impedancias muestra una uniforme distribución de cemento en el anular sin presencia de canales. Esta experiencia corrobora la tecnología utilizada por Halliburton Cementing y su filosofía WellLife: Excelente aislamiento zonal para toda la vida del pozo.
AGRADECIMIENTOS Los autores queremos expresar nuestro agradecimiento a ENAP SIPEC, a su Gerente General, Eduardo Tapia y su Gerente de Integridad Operacional Nacif Neil, de igual forma a todo el equipo de profesionales de Halliburton, Tuscany y terceros que hicieron posible este exitoso trabajo.
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Hidrodesulfuración de diésel autoamotriz Autor: Dr. Andrés Miño Ron F
Hidrodesulfuración de diésel autoamotriz Autor: Dr. Andrés Miño Ron
Palabras clave Diésel automotriz, azufre, hidrodesulfuración, catalizador. Keywords On-road diesel, desulphurization, sulphur, catalyst. Fecha de Recepción: 30 de noviembre de 2017 Fecha de Aprobación: 18 de diciembre de 2017 Artículo Original Andrés Miño Ron, PhD. Doctor en Catálisis de Refinación de la Universidad de Lille y el Instituto Francés del Petróleo, Máster en Catálisis y Procesos de la Escuela Nacional de Química de Lille y del IFP School, Ingeniero Químico de la Escuela Politécnica Nacional. Se ha desempeñado como Docente Universitario, Viceministro de Hidrocarburos, Representante Nacional ante la OPEP. Actualmente se desempeña como Docente Universitario a nivel de postgrado.
RESUMEN
El diésel automotriz es ampliamente utilizado como combustible de transporte terrestre, en el año 2015 su consumo representó el 39% del total de combustibles consumidos a nivel mundial para este sector. Las preocupaciones ambientales y la incompatibilidad con las actuales tecnologías de mitigación de emisiones de los automotores diésel han conducido a estrictas regulaciones sobre el contenido de azufre en este combustible. La tendencia mundial a largo plazo es alcanzar un contenido de azufre en el diésel automotriz de 10 ppm. La hidrodesulfuración (HDS) es el proceso más empleado en refinación para reducir el contenido de azufre en los combustibles. La HDS de diésel es un proceso catalítico operado en condiciones de altas temperaturas (280 a 400 °C) y altas presiones de hidrógeno (10 a 200 bar) obteniendo como productos finales diésel desulfurado y azufre elemental. El catalizador de HDS está constituido por una alúmina de transición (Al2O3) que cumple la función de soporte y por el compuesto sulfuro de molibdeno (MoS2) como fase activa. En los catalizadores industriales, níquel y cobalto son añadidos como promotores de la fase activa permitiendo incrementar fuertemente la actividad del catalizador y por consiguiente la productividad del proceso. Las condiciones operativas también juegan un rol transcendental en el proceso de HDS. La influencia de la temperatura de operación y el tipo de catalizador empleado son presentados en una prueba catalítica de HDS de diésel a escala piloto.
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ABSTRACT
On-road diesel is widely used as a fuel for road transport, in 2015 its demand represented 39% of total fuels consumed worldwide in this sector. Environmental concerns and incompatibility with current emissions mitigation technologies of diesel vehicles have led to strict regulations for on-road diesel sulphur content. The long-term global trend is to achieve 10 ppm sulfur content for on-road diesel. Hydrodesulphurization (HDS) is the most used refining process to reduce the sulphur content in fuels. The diesel HDS is a catalytic process operated under high temperatures (280 to 400 °C) and high pressu42
res of hydrogen (10 to 200 bar) to obtain desulfurized diesel and elemental sulphur as final products. The hydrodesulphurization catalyst is composed of a transition alumina (Al2O3) as a carrier and molybdenum sulfide (MoS2) as an active phase. In industrial catalysts, nickel and cobalt are added as promoters of the active phase allowing to strongly increase the activity of the catalyst and therefore the productivity of the process. The operating conditions also play a relevant role in the HDS process. The influence of the operating temperature and the type of catalyst used are presented in a pilot scale diesel HDS catalytic test.
INTRODUCCIÓN
Uno de los principales desafíos que enfrenta y enfrentará el sector de refinación a mediano y largo plazo es la calidad de los combustibles. En los últimos años, la remoción de azufre ha sido uno de los primordiales focos de atención sobre la calidad de los combustibles de transporte. El azufre presente en los combustibles al combustionarse produce óxidos de azufre (gases de tipo SOx) y material particulado (sulfatos) generando contaminación atmosférica, en especial en las grandes urbes lo cual incide negativamente sobre la salud y calidad de vida de los habitantes. Adicionalmente, estos óxidos de azufre causan un deterioro acelerado tanto de los catalizadores de postcombustión (convertidores catalíticos) de automóviles como de los filtros de partículas de automotores diésel, los cuales no toleran presencia de moléculas de azufre. Este artículo iniciará analizando brevemente el contexto de la importancia del diésel automotriz en el sector de transporte desde el punto de vista de demanda, las regulaciones mundiales actuales y tendencias sobre el contenido de azufre en este combustible y las capacidades de desulfuración para cortes diésel instaladas a nivel mundial; el contexto ecuatoriano es revisado en cada caso. Posteriormente, se presentará la tecnología del proceso de hidrodesulfuración (HDS), describiendo los principios y principales fundamentos del proceso de HDS. Como parte de la tecnología del proceso de HDS se abordará una descripción de los catalizadores de HDS en la cual se discute los principales hallazgos científicos que han
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permitido comprender la composición y funcionamiento de estos catalizadores. Finalmente, se presenta un caso práctico de HDS de diésel a escala piloto para demostrar claramente la influencia de las condiciones operativas: temperatura y tipo de catalizador empleado en los resultados de remoción de azufre.
CONTEXTO: DEMANDA, REGULACIONES DEL CONTENIDO DE AZUFRE Y CAPACIDADES DE DESULFURACIÓN
Para el año 2015, la demanda mundial de diésel automotriz se estimó en 16,5 millones de barriles por día (mbd) representando un 39% de la demanda total de combustibles empleados en transporte terrestre (World Oil Outlook 2016, p130-131). La participación del diésel en la demanda total de combustibles de transporte terrestre varía según la región o país. Por ejemplo, en el caso de Europa el diésel es el combustible más utilizado en transporte terrestre debido principalmente al crecimiento del parque automotor liviano a diésel en las últimas décadas, tendencia que actualmente las autoridades europeas buscan revertir. En el caso ecuatoriano, la demanda nacional de diésel premium (diésel empleado en transporte terrestre) en el año 2016, se estimó en 56,1 mil barriles por día alcanzando una participación del 42% del total de la demanda de combustibles de transporte terrestre (El petróleo en cifras 2016, p36). Actualmente, en los países industrializados, el azufre en el diésel automotriz es fuertemente regulado, así las normativas del contenido de azufre se sitúan entre 10 y 50 partes por millón (ppm). En los países en vías de desarrollo, significantes mejoras en las especificaciones de calidad de diésel automotriz
están progresivamente siendo implementadas, principalmente en América Latina, Medio Oriente, Asia y Rusia. En el Ecuador, la norma INEN 1489:2012 (Séptima revisión) establece como requisito del diésel premium el contenido máximo de azufre en 500 ppm y actualmente no se cuenta con una política definida de reducción del contenido de azufre en diésel automotriz en el mediano y largo plazo. A largo plazo, la tendencia mundial es alcanzar un contenido de azufre en diésel automotriz de 10 ppm. Esta proyección requerirá una necesidad importante de unidades de procesamiento adicionales y modernización de las existentes. En la tabla 1, se presenta la tendencia regional del contenido de azufre en diésel automotriz hasta el año 2040. La capacidad de desulfuración en el mundo de destilados medios de las columnas de destilación atmosférica y de cortes diésel provenientes de las columnas de vacío se estimó en aproximadamente 36,7 mbd, esta capacidad en relación a la capacidad mundial de destilación atmosférica de crudo resulta en un promedio mundial del 28% (World Oil Outlook 2016, p212). En el caso de los países industrializados esta relación es superior al 30%, reflejando los esfuerzos realizados hacia estándares de contenidos de azufre fuertemente reducidos en el combustible diésel. En el caso ecuatoriano, se cuenta con una capacidad de desulfuración de diésel de 24 mil barriles por día y con relación a la capacidad de destilación atmosférica (Refinerías Esmeraldas, La Libertad y Shushufindi) equivale al 14%, proporción inferior al promedio mundial. Por otro lado, la capacidad de desulfuración de diésel en Ecuador (utilizada para producir diésel premium) alcanza solamente el 42% de la demanda de diésel premium en el país.
Región
2015
2020
2025
2030
2035
2040
15
15
10
10
10
10
América Latina
450
195
40
35
30
15
Europa
18
10
10
10
10
10
Medio Oriente
470
126
45
20
10
10
Rusia & Caspio
70
55
40
25
10
10
Africa
2000
850
390
155
85
45
Asia Pacífico
185
105
45
25
13
12
Estados Unidos & Canadá
Los valores estimados corresponden a promedios ponderados en base a los volúmenes de combustible y requerimientos específicos de las legislaciones. (World Oil Outlook 2014, p243). 43
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Tabla 1. Tendencia regional del contenido de azufre en diésel automotriz, años 2015 a 2040.
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TECNOLOGÍA DEL PROCESO DE HIDRODESULFURACIÓN (HDS)
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En refinación, los objetivos primordiales de los procesos de HDS son: cumplir con las especificaciones del producto final según las regulaciones en vigencia, purificar los cortes petroleros antes de ingresar a diversos procesos de refinación los cuales no toleran la presencia de moléculas de azufre; por ejemplo el reformado catalítico o la isomerización; y mejorar las propiedades del producto como el color, olor y estabilidad. La HDS es el proceso más empleado en refinación para reducir el contenido de azufre de los cortes petroleros permitiendo la obtención de nafta, gasolina, queroseno y diésel bajo especificaciones. Este proceso emplea un catalizador que se pone en contacto con la carga a desulfurar (cortes petroleros provenientes de las columnas de destilación) en presencia de hidrógeno (H2). El azufre es eliminado en forma de sulfuro de hidrógeno (H2S), el cual es separado del hidrógeno mediante un lavado con aminas y seguidamente convertido en azufre elemental en la unidad Claus. La figura 1 esquematiza el proceso de HDS de productos petroleros. Según la naturaleza de las moléculas que constituyen la carga y la dificultad a ser desulfurizadas, la severidad del proceso aumenta y las condiciones operativas pueden variar en una gama bastante amplia: temperatura entre 280 a 400 °C, presión de hidrógeno entre 10 a 200 bar, tiempo de contacto (relación entre volumen de catalizador y flujo volumétrico de la carga) entre 0,2 a 5 horas (Tocqué, E., y Travers, C., 2010). El contenido de azufre característico de los cortes petroleros varía entre 0,001 y 3% en peso. En las unidades convencionales de HDS, alcanzar
un contenido de azufre alrededor de los 100 ppm es realizable (Ho, T.C., 2004). Sin embargo, como se ha mencionado anteriormente, la aplicación de las regulaciones actuales y futuras sobre el contenido de azufre en los combustibles implica un desarrollo continuo de las unidades de HDS, a fin de alcanzar combustibles con contenidos de azufre bastante reducidos o cercanos a cero. Esta evolución representa un real desafío científico y tecnológico. Una investigación académica intensa ha estado consagrada a la mejora de la eficacidad de las unidades de HDS durante los últimos treinta años. Actualmente, las principales vías propuestas para mejorar el proceso son: • Formulación de catalizadores más eficientes y optimización de sus procesos de activación. • Optimización de condiciones operativas (temperatura, presión, tiempo de contacto). • Concepción de nuevas configuraciones de reactores, permitiendo la obtención de unidades más eficientes. • Concepción de nuevos procesos. En el procesamiento del diésel automotriz, el proceso de HDS tiene una importancia vital para cumplir con las especificaciones del producto final. En el corte diésel, la mayor cantidad de moléculas presentes que contienen azufre son las moléculas de tipo tiofeno, benzotiofeno y dibenzotiofeno (DBT). Cada una de estas familias de moléculas presentan reactividades diferentes en el proceso de HDS, es decir mayor o menor facilidad a ser desulfuradas. La Figura 2 presenta la reactividad en HDS de los compuestos sulfurados presentes en el corte diésel proveniente de las columnas de destilación. Los resultados experimentales evidencian que ciertas moléculas aromáticas sulfuradas
Figura 1. Principio del proceso de hidrodesulfuración de productos petroleros. 44
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son mucho más refractarias al HDS que otras, es decir presentan mayor dificultad a ser desulfuradas. Principalmente, las moléculas que contienen grupos alquilos situados a los lados del átomo de azufre, como por ejemplo el 4,6 dimetildibenzotiofeno (4,6-DMDBT), presentan una resistencia marcada a la desulfuración. Las reacciones de ruptura de los enlaces carbono-azufre son exotérmicas y completas termodinámicamente en las condiciones habituales del HDS. El corte de los enlaces C-S es fácil para los mercaptanos, los sulfuros y los alquiltiofenos. En el caso de los compuestos que contienen aromáticos cíclicos, moléculas presentes mayoritariamente en el corte diésel, los esquemas reacciónales se tornan complejos y por tanto más difícil a ser desulfurados. Dos vías reacciónales de desulfuración son propuestas en la literatura científica: la desulfuración directa y la hidrogenación (Topsoe, H. et al., 1996). La desulfuración directa es la extracción directa del átomo de azufre de la molécula, mientras que la segunda es la hidrogenación de un ciclo aromático seguido de la extracción del átomo de azufre.
DESCRIPCIÓN DE CATALIZADORES DE HIDRODESULFURACIÓN (HDS)
Los catalizadores industriales de HDS generalmente utilizados son catalizadores soportados. Los catalizadores soportados están constituidos de un soporte que aporta propiedades texturales, mecánicas y químicas, y de una fase
activa encargada de aportar las propiedades químicas requeridas para una reacción dada. La fase activa de los catalizadores de HDS es el compuesto sulfuro de molibdeno (MoS2). Estos cristales se forman a partir de óxidos de molibdeno mediante una etapa de sulfuración, conocida también como etapa de activación de los catalizadores de HDS. Industrialmente, esta etapa se la puede realizar in-situ en la refinería, poniendo en contacto el catalizador fresco con una mezcla sulfurante que puede ser una mezcla de H2 con H2S o con la carga de diésel a desulfurar, incluso a esta carga de diésel se le puede adicionar un agente sulfurante como el dimetil disulfuro (DMDS) (Texier, S. et al., 2005). Durante la preparación de los catalizadores de HDS también se adiciona sales de níquel o cobalto, como promotores de la fase activa. La adición de estos promotores (Ni o Co) permite incrementar fuertemente la actividad del catalizador. A la fase activa promovida por Co o Ni se le conoce como fase CoMoS. La adición de diversos dopantes como el fosforo, o también la utilización de varios promotores al mismo tiempo, son las vías más empleadas a escala industrial, para obtener catalizadores de HDS más activos y por consiguiente de mayor productividad (Grange, P. et al., 1997). En la figura 3 se presenta esquemáticamente la fase activa de un catalizador de HDS después de la etapa de activación en donde se observa tres cristales apilados de sulfuro de molibdeno, 45
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Figura 2. Reactividades relativas de compuestos sulfurados presentes en el corte diésel proveniente de las columnas de destilación (Song, C., 2003).
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Hidrodesulfuración de diésel autoamotriz Autor: Dr. Andrés Miño Ron F
MoS2, en cuyos bordes se encuentran átomos de cobalto como promotor formando la fase activa CoMoS y soportados en una alúmina. En la figura 3 también se presenta una imagen de un catalizador de HDS, después de la etapa de activación, obtenida en un microscopio electrónico de transmisión de alta resolución (Miño, A. et al., 2012). En la imagen se observa la estructura laminar del compuesto MoS2 promovido por cobalto en forma de hojas o láminas (líneas negras acentuadas), más o menos apiladas, dispersadas sobre la superficie de la alúmina. El soporte de los catalizadores de HDS es una alúmina de transición (Al2O3), de grande superficie específica, habitualmente superior a 200 m2 por gramo. Los resultados catalíticos dependen en gran medida de la naturaleza del soporte ya que influye directamente en la estructura y formación de la fase activa y por consiguiente en la obtención de catalizadores más eficientes (Okamoto, Y., et al., 2002). Así, catalizadores más activos pueden ser obtenidos a través de la modificación de las propiedades del soporte. La optimización de las propiedades del soporte representa un verdadero desafío científico. De esta manera, un gran número de materiales que presentan superficies específicas elevadas y propiedades adecuadas para el HDS han sido estudiados como el caso de la sílice, dióxido de titanio, dióxido de circonio, zeolitas, entre otros; sin embargo, la alúmina es el soporte más empleado industrialmente en HDS debido a sus excelentes propiedades mecánicas, texturales y de superficie.
CONDICIONES OPERATIVAS DEL PROCESO DE HIDRODESULFURACIÓN (HDS)
Las condiciones operatorias también juegan un rol transcendental en el proceso de HDS. En este sentido, se presenta un breve análisis de la influencia de la temperatura de operación y el tipo de catalizador empleado. Para el efecto, se analiza una prueba catalítica a escala piloto de dos catalizadores obtenidos a partir de diferentes preparaciones. La carga utilizada corresponde a un corte diésel proveniente de la columna de destilación atmosférica con un contenido de azufre de 11270 ppm y una densidad de 0,86 gramos por mililitro (g/mL). La prueba opera a 35 bares de presión de hidrógeno, con una etapa previa de activación del catalizador a 350°C durante 11 horas, un tiempo de contacto de 0,5 horas y la temperatura se le hace variar en tres puntos 350, 360 y 370 °C. Los resultados de la disminución del contenido de azufre en el diésel se muestran en la figura 4. La figura muestra el azufre residual obtenido en el diésel tratado a tres temperaturas diferentes. En los dos catalizadores se puede observar claramente el efecto de la temperatura, a mayor temperatura mayor remoción de azufre. Se observa que, para los dos catalizadores, el aumento de la temperatura en 10°C reduce a la mitad del azufre residual en el diésel, así para el catalizador 1, el azufre residual disminuye de 415 a 204 y finalmente a 94 ppm por cada 10 °C de aumento en la temperatura de operación. Este ensayo a escala piloto evidencia claramente la influencia de la temperatura en el proceso de
MoS2 Co
CoMoS
QHSE DOWNSTREAM
Al2O3
Figura 3. Izquierda: Representación esquemática de la fase activa de los catalizadores de HDS de diésel; Derecha: Imagen obtenida por microscopía electrónica de alta resolución de un catalizador de HDS después de la etapa de activación. 46
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F
HDS. A escala industrial un aumento de temperatura incidirá directamente en los costos de energía y en la vida útil del catalizador. Adicionalmente al efecto de la temperatura, se desprenden otras valiosas conclusiones de esta prueba a escala piloto. El catalizador 2 es mucho más activo que el catalizador 1, es decir, en las mismas condiciones de operación el catalizador 1 logra desulfurar el diésel en una mayor proporción. Así, a 370 °C, el catalizador 1 consigue reducir el contenido de azufre residual a 27 ppm mientras que el catalizador 2 alcanza solamente 94 ppm. Desde otro punto de vista, para un contenido residual de azufre de 100 ppm la ganancia en temperatura del catalizador 1 con respecto al catalizador 2 es de 14 °C. Estos resultados muestran que la opción de trabajar con uno u otro catalizador disponibles en el mercado tiene una gran repercusión en la economía y funcionamiento de la unidad de HDS.
CONCLUSIONES
La determinación mundial hacia la producción de combustibles de transporte con contenidos de azufre muy bajos o cercanos a cero se fundamenta principalmente en la grave contaminación atmosférica y en la incompatibilidad con las nuevas tecnologías de mitigación de emisiones de vehículos que se generan cuándo estos combustibles presentan altos contenidos de azufre.
En el diésel automotriz la tendencia mundial a mediano y largo plazo es regular su contenido de azufre en 10 ppm. Las regulaciones del contenido de azufre en los combustibles de transporte son establecidas por cada país. Esta condición concede espacio a los países para realizar una planificación gradual a mediano y largo plazo para alcanzar el objetivo mundial de 10 ppm de azufre en este combustible. La tecnología de hidrodesulfuración (HDS), el proceso más empleado en refinación para reducir el contenido de azufre en cortes petroleros, ha sido ampliamente desarrollada en las últimas décadas en base a una profunda investigación científica llegando a comprender a escala nanométrica los fundamentos del proceso. De esta manera se ha logrado obtener catalizadores altamente eficaces y se ha establecido claramente el efecto de las condiciones de operación en el proceso. El proceso de HDS requiere de altas inversiones, a parte de la unidad en dónde se realiza el proceso mismo, se requieren unidades complementarias para la recuperación de azufre, así como capacidad de producción de hidrógeno y energía que se consume en todo el proceso. Este contexto ha generado retrasos en la implementación de normas más estrictas por falta de financiamiento. Finalmente, es necesario remarcar que las condiciones del sector de refinación de cada país 47
QHSE DOWNSTREAM
Figura 4. Prueba catalítica de HDS de diésel a escala piloto con dos catalizadores diferentes (Mino, A., 2012).
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Hidrodesulfuración de diésel autoamotriz Autor: Dr. Andrés Miño Ron F
son determinantes para poder establecer regulaciones de la calidad de los combustibles como el caso del contenido de azufre. Sin embargo, la actual tendencia mundial en la regulación del contenido de azufre en el diésel automotriz obliga de manera impostergable a las autoridades competentes y sectores involucrados, a establecer un plan estratégico de reducción gradual del contenido de azufre en el diésel automotriz a mediano y largo plazo.
REFERENCIAS
• Organización de Países Exportadores de Petróleo, World Oil Outlook 2016, 2016, ISBN 978-39503936-2-0. • Organización de Países Exportadores de Petróleo, World Oil Outlook 2014, 2014, ISBN 978-39502722-8-4. • Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador, El petróleo en cifras 2016, 2017. • Tocqué, E., and Tranvers, C., Pétrole, Techniques de l’Ingénieur, 2010, p16. • Ho, T. C., Deep HDS of diesel fuel: chemistry and catalysis, Catalysis today 2004, 98, 3-18. • Song, C., An overview of new approaches to
deep desulfurization for ultra-clean gasoline, diesel fuel and jet fuel. Catalysis Today 2003, 86, 211-263. • Topsoe, H.; Clausen, B. S.; Massoth, F. E., Hydrotreating catalysis. Springer Verlag: Berlin, 1996. • Texier, S.; Berhault, G.; Pérot, G.; Diehl, F., Activation of alumina-supported hydrotreating catalysts by organosulfides or H2S: Effect of the H2S partial pressure used during the activation process. Applied Catalysis A: General 2005, 293, 105-119). • Grange, P.; Vanhaeren, X., Hydrotreating catalysts, an old story with new challenges. Catalysis Today 1997, 36, 375-391. • Miño, A., Lacelot, C., Blanchard, P., Lamonier, C., Rouleau, L., Roy-Auberger, M., Royer, S., Payen, E., Strategy to produce highly loaded alumina supported CoMo-S catalyst for straight run gas oil hydrodesulfurization, Applied Catalysis A: General, Volume 530, Pages 145-153, 2017. • Okamoto, Y., Ochiai, K., Kawano, M., Kobayashi, K., Kubota, T., Effects of support on the activity of Co-Mo sulfide model catalyst. Applied Catalysis A: General 2002, 226, 115-127. • Miño, A., Thèse: Nouveaux supports mésostructurés pour la catalyse d’hydrotraitement, Universidad de Ciencias y Tecnologías de Lille, 2012.
Estrategias de gestión ambiental para el manejo y disposición final del catalizador gastado de la Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCC) generado en una refinería estatal de Ecuador Autores: Suárez Daysi, Coral Katty, Tapia Diego, Gallegos Walberto
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Estrategias de gestión ambiental para el manejo y disposición final del catalizador gastado de la Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCC) generado en una refinería estatal de Ecuador Autores: Suárez Daysi, Coral Katty, Gallegos Walberto
La Refinería Estatal Esmeraldas “REE” cuenta con una unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCC), cuyo objetivo es la producción de combustible de alto octano a partir del Gasóleo y crudo reducido de la unidad de Destilación al Vacío (VGO). Durante la operación, el catalizador es desactivado debido al envenenamiento con metales pesados y al ensuciamiento con coque presente en las reacciones del proceso. Consecuentemente, el catalizador disminuye su área superficial, aumenta la densidad aparente, y se convierte en lo que se conoce como catalizador gastado, que no puede ser regenerado y es desechado como residuo. Se caracterizó al catalizador gastado de la FCC mediante los parámetros físico químicos: ABD, DSP, metales en peso seco y características CRTIB. La característica de toxicidad ambiental se definió mediante ensayo de lixiviación (EPA 1311). Se aplicó la metodología IBR según API 581 y la evaluación de impactos ambientales según Leopold. Se determinó que el catalizador gastado de craqueo catalítico evaluado, no excede en ninguno de los límites máximos permisibles de las características CRTIB, para considerarse como un residuo peligroso. Según la prueba estadística no paramétrica de Krustal Wallis (p <0,0001), se plantea la reposición (make up) del catalizador como medida de prevención en la fuente, para mantener un bajo contenido de metales durante la alimentación y la re-utilización del catalizador gastado como materia prima en cementeras para su aprovechamiento y/o valorización.
ABSTRACT
The Esmeraldas State Refinery “REE” has a Fluidized Catalytic Cracking (FCC) unit, whose objective is the production of high octane fuel from Diesel and reduced crude from the Vacuum Distillation (VGO) unit. During operation, the catalyst is deactivated due to heavy metal poisoning and coke fouling present in the process reactions. Consequently, the catalyst decreases its surface area, increases bulk density, and becomes what is known as spent catalyst, which can not be regenerated and is discarded as waste. The spent catalyst of the FCC was characterized by the physical chemical parameters: ABD, DSP, dry weight metals and CRTIB characteristics. The environmental toxicity characteristic was defined by leach test (EPA 1311). We applied the IBR methodology according to API 581 and the environmental impact assessment according to Leopold. It was determined that the spent catalytic cracking catalyst evaluated does not exceed at any of the maximum allowable limits of the CRTIB characteristics to be considered as a hazardous waste. According to the Krustal Wallis non-parametric statistical test (p <0.0001), the make-up of the catalyst is proposed as a prevention measure at source to maintain a low metal content during feed and re-use of the catalyst spent as raw material in cement for its use and / or valorization.
Palabras clave FCC, catalizador, metales, VGO, CRTIB Keywords FCC, catalyst metals, VGO, CRTIB Fecha de recepción: 01 de diciembre de 2017 Fecha de aceptación: 18 de diciembre de 2017 Artículo Original Daysi Suárez Universidad Internacional SEK. Facultad de Ciencias Naturales y Ambientales. Maestría en Gestión Ambiental. Quito-Ecuador. Katty Coral Universidad Internacional SEK. Facultad de Ciencias Naturales y Ambientales. Maestría en Gestión Ambiental. Quito-Ecuador. Walberto Gallegos Universidad Internacional SEK. Facultad de Ciencias Naturales y Ambientales. Maestría en Gestión Ambiental. Quito-Ecuador. Autor de correspondencia: walberto.gallegos@uisek. edu.ec
INTRODUCCIÓN
QHSE
RESUMEN
La generación de residuos asociados con catalizadores gastados empleados en diferentes 49
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operaciones unitarias en la industria de la refinación del petróleo, constituye un importante problema ambiental debido a la especialización en los metales que componen los catalizadores, circunstancia que complica la valoración (Castells, 2012). Durante la operación de la unidad de craqueo catalítico fluidizado, el “catalizador zeolítico” sufre envenenamiento por depósitos de metales alcalinos y pesados contenidos en el procesamiento de crudo. Como consecuencia, el catalizador disminuye su área superficial, aumenta la densidad aparente y se convierte en lo que se conoce como catalizador gastado, que no puede ser regenerado; por lo tanto es reemplazado por un catalizador fresco para continuar el proceso (Sedrán, 2006). Los catalizadores de FCC son uso común para la conversión de gasóleo (VGO) en productos de mayor octanaje. En el mundo, se estima una generación de 840.000 toneladas de catalizador agotado (Letzsch, 2014) como residuo. Históricamente, los catalizadores gastados se envían a sitios de disposición final de residuos sólidos. Aunque cada vez son más abundantes las tecnologías para el aprovechamiento y/o valorización de catalizadores, con el fin de evitar el depósito incontrolado en vertederos (Ferella, 2016). En Ecuador, los catalizadores agotados provenientes del proceso de refinación de petróleo y coque están
catalogados como desechos peligrosos por su característica CRITIB de toxicidad ambiental conforme el Listado Nacional de Desechos Peligrosos por fuente específica del Acuerdo Ministerial Nº 142 del Ministerio del Ambiente de Ecuador. No obstante, los principales métodos de valorización de catalizadores agotados de FCC reportados (Tabla 1) , implican su uso como materia prima para cementeras y su incorporación como adición al cemento Portland, junto con otros materiales para la fabricación de fritas cerámicas y como aditivo inorgánico en la composición de las suspensiones que se aplican para la obtención de los recubrimientos vidriados de las piezas de pavimento gresificado (Al-Dhamri & Melghit, 2010). Así mismo, podría utilizarse, en lugar de caolín, para la obtención de zeolitas. El presente trabajo se enfoca al planteamiento de estrategias ambientalmente sustentables de gestión ambiental para un adecuado manejo y disposición final del catalizador gastado de la FCC generado en la Refinería Estatal de Esmeraldas.
MATERIALES Y MÉTODOS
Muestreo del catalizador gastado.- Se procedió a realizar un muestreo no probabilístico del Catalizador gastado proveniente de la tolva F-V2 de la Unidad de Craqueo Catalítico FCC en Refinería Esmeraldas. La muestra fue
Tabla 1 Estrategia de gestión ambiental
QHSE
Tipo de catalizador agotado
Recuperación de metales
Materia Prima en cementeras
Nutrientes de fósforo
Polimerización
No
No
Sí
Craqueo catalítico (FCC)
Sí
Sí
No
Reformado catalítico
Sí
No
No
Hidrocracking
Sí
No
No
Hidrotratamiento
Sí
Sí
No
Óxido de plomo
Sí
No
No
Alúmina activa en alquilación
No
Sí
No
Alúmina activa del proceso Clauss
Sí
No
No
Cloruro de cobre
Sí
No
No
Conversión en cloruros
Sí
No
Reformado de vapor
Sí
No
No
Unidad de desulfuración (HDS)
Sí
No
No
Fuente: (Castells, 2012) 50
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puntual de 1kg/mes. Se empleó el método del cuarteo según la norma (SEMANART NMX 015-1985) para obtener una muestra homogénea del catalizador gastado. Caracterización del catalizador gastado.La densidad volumétrica aparente (ABD) se determinó según la norma NTE INEN 0856; 2010. Se estableció la distribución del tamaño de partícula (DSP) conforme la metodología estandarizada de tamices Tyler. El análisis de metales pesados en peso seco fue realizado bajo la norma EPA 6020 A y el contenido de Hidrocarburos Totales de petróleo, según el método EPA 8015 D Determinación de características de peligrosidad CRTIB.- Se efectuaron pruebas fisicoquímicas para determinar características de peligrosidad CRTIB del catalizador, según métodos normalizados de la norma NOM-052-SEMARNAT/93. Definición de toxicidad ambiental.- Para definir la toxicidad del catalizador agotado se adoptó la metodología establecida por la norma EPA 1311, de acuerdo a la concentración de los metales pesados considerados como tóxicos en concentraciones reducidas: Ag, Ba, As, Cd, Cr, Hg, Pb, Se (EPA, 2003), posteriormente se comparó con los límites máximos permisibles (LMP), de la norma técnica internacional NOM-052-SEMARNAT/93 aceptada por el Ministerio de Ambiente de Ecuador. El ensayo de toxicidad TCLP fue realizado en un Laboratorio acreditado por la Sociedad de Acreditación Ecuatoriana (SAE). Inspección Basada en Riesgos (IBR).- Se aplicó la metodología de Inspección Basada en Riesgo (IBR) según la norma API 581 mediante el Sofware RiskWASE 5. Evaluación de impactos ambientales.- Se evaluaron los impactos ambientales asociados
a las estrategias de manejo y disposición final según los criterios de la Matriz Modificada de Leopold o matriz de Importancia que permitió identificar las acciones y/o actividades de los procesos a través de la importancia del impacto generado. Evaluación de riesgos de exposición del manejo del catalizador gastado.- Para estimar los riesgos de exposición propias del uso del catalizador gastado, tal como la inhalación de material particulado, se comparó la concentración de los contaminantes con valores de exposición (SSLs, por sus siglas del inglés Soil Screening Levels) de la (USEPA, 1996). Se utilizó como ruta de exposición la inhalación del material particulado por considerarse la más significativa en función del manejo del catalizador. En casos en los cuales no se reportan límites para inhalación, se utilizaron los correspondientes a ingestión.
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
Caracterización del catalizador gastado de la FCC.- La densidad volumétrica del catalizador gastado fue de ±0,81 g/mL en comparación con el catalizador fresco, cuya densidad volumétrica fue de ± 0,80 g/mL. Según (Sadeghbeigi, 2000) la densidad aparente está relacionada con la fluidización y circulación del catalizador, de esta manera si el contenido de zeolita es alto, el catalizador es menos denso. En relación con la granulometría del catalizador gastado de FCC, se determinó que el 76,23% del contenido del catalizador gastado fue retenido en el cedazo de 75 um (N° malla 200), mientras que el 17,86 % fue retenido en el tamiz de 45 um (N° malla 325). Metales en peso seco.- Se determinó que los principales contaminantes metálicos del catalizador gastado son Vanadio (382 mg/kg)
Tabla 2 Criterios para determinar el nivel de Riesgo en la matriz IBR Consecuencias (pies2)
Riesgo
1
FP≤ 1
A
C≤ 10
BAJO
2
1< FP≤ 10
B
10<C≤ 100
BAJO
3
10< FP≤ 100
C
100<C≤ 1000
MEDIO
4
100< FP≤ 1000
D
1000<C≤ 10000
MEDIO ALTO
5
FP>10
E
C>100
ALTO
QHSE
Factor Probabilidad
Fuente: (API 581, 2000) 51
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QHSE
y Níquel (75 mg/kg). Conforme lo expuesto por (Mitchell, Hoffman, & Moore, 2003) el Vanadio tiene una fuerte tendencia destructiva hacia la zeolita, mientras que el Níquel provoca reacciones de deshidrogenación no deseadas que producen hidrógeno y coque. Hidrocarburos totales de petróleo.- El contenido de hidrocarburos totales del catalizador gastado de FCC fue inferior al límite de detección del método analítico. Aun cuando los hidrocarburos totales no se utilizan para evaluar la toxicidad ambiental, su concentración permitió estimar la presencia o no de TPH´s en el catalizador gastado de FCC. De esta manera, se pudo evidenciar que el catalizador gastado de la FCC no está contaminado con Hidrocarburos Totales de Petróleo. Determinación de características de peligrosidad CRTIB.- Corrosividad ( C ): la medida del pH del catalizador gastado fue de ± 5,3, encontrándose dentro de los LMP (2 a 12,5 unidades de pH) para considerar a un residuo sólido como peligroso según la norma (NOM-052-SEMARNAT/93); descartándose así la característica de corrosividad . Velocidad de corrosión: conforme los resultados obtenidos, se emplearon los coupones de corrosión de latón- estaño y acero. La velocidad de corrosión para el coupon 1 fue de 3,70 milímetros por año (mmy) y para el coupon 2 de 3,720 milímetros por año (mmy). Según la norma (NOM-052-SEMARNAT/93), se considera un residuo como corrosivo cuando
es capaz de corroer el acero, a una velocidad de corrosión de 6,35 milímetros o más por año. En ambos casos no se superaron LMP para considerar a un residuo como peligroso. Reactividad: se evidenció que el catalizador gastado no reacciona violentamente formando gases, vapores o humos, por lo que no es capaz de provocar una detonación violenta, bajo condiciones normales (25º C y 1 atm). Definición de toxicidad ambiental.- La concentración de metales en lixiviado (As, Ba, Cd, Hg, Ni, Ag, Pb, Se, Cr, V) estuvo por debajo de los LMP de la norma EPA 1311 y NOM-052-SEMARNAT/93 (Tabla 3). Cabe destacar que no se encontraron límites para el Vanadio en lixiviado en las normas (NOM-052-SEMARNAT/93) y EPA 1311 (EEUU). Por ello se comparó con los LMP de lixiviados para la disposición final de lodos con impermeabilización en la base del Reglamento RAOHE-1215 para operaciones hidrocarburíferas en Ecuador. A manera de referencia, la concentración de Vanadio en el lixiviado no debe superar 2 mg/L (RAOHE , 2001). El resultado del análisis de concentración de Vanadio en el lixiviado del catalizador gastado de FCC, es menor, en ambos casos, (Gráfico 1). En relación a la concentración del Níquel en el lixiviado, su concentración fue inferior al LMP según la norma EPA 1311 para metales en lixiviado. La norma EPA 1311 establece el LMP de 5 mg/L para Níquel. No obstante,
Gráfico 1. Concentración de Vanadio (mg/L) en el lixiviado del catalizador gastado de FCC enero a abril 2016. 52
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según los límites de descarga al sistema de alcantarillado público establecidos en el Texto Unificado de Legislación Ambiental (TULSMA) en relación al Níquel, la concentración no debe ser superior a 2 mg/L, siendo este valor del TULSMA superior a la concentración de
Níquel en el lixiviado del catalizador gastado de FCC (Gráfico 2). Los resultados obtenidos demuestran que el catalizador gastado de FCC evaluado, no excede ninguno de los LMP en lixiviados, para considerar un residuo como tóxico - peligroso
Gráfico 2. Concentración de Níquel (mg/L) en el lixiviado del catalizador gastado de FCC enero a abril 2016.
Tabla 3 Resultados de monitoreo de metales en lixiviado
Unidad
LMP
CAT GAS-01
CAT GAS-02
CAT GAS-03
CAT GAS-04
18/01/2016
22/02/2016
18/03/2016
22/04/2016
Cumple Normativa Ambiental
Arsénico
mg/L
5*
< 0,005
< 0,005
< 0,005
< 0,005
SI
Bario
mg/L
100*
0,17
0,14
0,15
0,16
SI
Cadmio
mg/L
1*
< 0,001
< 0,001
< 0,001
< 0,001
SI
Mercurio
mg/L
0,2*
< 0,001
< 0,001
< 0,001
< 0,001
SI
Níquel
mg/L
5*
0,032
0,09
0,057
0,08
SI
Plata
mg/L
5*
< 0,001
< 0,001
< 0,001
< 0,001
SI
Plomo
mg/L
5*
< 0,005
< 0,005
< 0,005
0,0064
SI
Selenio
mg/L
1*
0,014
0,042
0,022
0,024
SI
Vanadio
mg/L
< 2**
0,38
0,27
0,33
0,24
SI
Cromo VI
mg/L
5*
< 0,02
< 0,02
< 0,02
< 0,02
SI
QHSE
Metales
Fuente: Reportes GRUENTEC 1601204-S001, 1602233-DS001, 1603369-DS001, 1605008-DS001. * LMP EPA 1311: LMP para los constituyentes tóxicos en el extracto PECT (NOM-052-SEMARNAT/93). ** LMP: Límites permisibles de lixiviados para la disposición final de lodos (RAOHE-1215) con impermeabilización en la base. 53
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(T). Sin embargo, debido al volumen de generación de 2 ton/día, equivalente a 60 ton/ mes, el catalizador gastado de la FCC podría considerarse como un Desecho Especial, cuyos límites de concentración establecidos no superan la normativa ambiental. Inspección basada en riesgos (IBR) según norma API 581.-Para definir la probabilidad de riesgo en el manejo del catalizador gastado desde la tolva F-V2 se empleó la metodología IBR de acuerdo a la norma API 581. Según los resultados obtenidos mediante el software RiskWISE 5, el nivel de riesgo de fuga del contenido de catalizador gastado es bajo con una
mínima probabilidad de ocurrencia. La matriz de riesgos IBR se muestra en el Gráfico 3. El Gráfico 3 presenta la probabilidad de pérdida de material de la tolva F-V2, que es baja y sin pérdidas significativas (2B). El riesgo del equipo está influenciado principalmente por las consecuencias que por las frecuencias de falla. Según norma API 581 (Tabla 4), todos los equipos analizados son considerados para los módulos técnicos de adelgazamiento (Thinning) y agrietamiento por corrosión bajo tensión (SCC), cuyos parámetros en el caso de la tolva F-V2 son bajos.
Gráfico 3. Resultado de la matriz de Riesgo (IBR) Obtenido de: Risk Analysis-RiskWASE 5 Tabla 4. Parámetros evaluados en la metodología IBR Tipo de fluido
VGO (C17-C25)
Diámetro apertura (mm/pulg)
101,6 /4 pulg
Tasa liberación (lb/seg)
417,05
Duraciones de fuga
20 minutos/4 plg
Frecuencia de fuga (anual)
3 x 10-6
Agrietamiento por corrosión bajo tensión
Bajo: 1
Probabilidad (falla/año)
3,432 x 10-4
Obtenido de: Risk Analysis-RISKWASE 5 Tabla 5
QHSE
Resultado de la categoría de Inspección por la metodología IBR. Equipo
Cantidad/Efectividad
Significado
Tolva FV-2
2/B
Usualmente efectiva. Método de inspección que identifica correctamente daños en servicios en 70% de los casos.
Obtenido de: Risk Analysis-RiskWASE 51 1. RiskWISE 5 for Process Plant. Versión 5.1.0.28105.2016
54
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siguientes estrategias: E1. Reposición (make up) del catalizador; E2.Recuperación de metales mediante proceso metalúrgico e hidrometalúrgico; E3. Reutilización como materia prima en cementeras y E4. Disposición final en vertedero. Conforme a la prueba estadística no paramétrica de Krustal Wallis (Tukey con valores significativos de (p <0,0001), las estrategias
Según la Tabla 5, la inspección es usualmente efectiva para el 70% de los casos. Sin embargo, se requiere inspecciones bianuales para evitar pérdida de falla en el equipo estático. De acuerdo a la caracterización del catalizador gastado de la FCC y según la jerarquización en la gestión integral de los desechos peligrosos y/o especiales, se plantearon las
36 32
Value
28 24
E1 E2 E3 E4
20 16 12 8 4 0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Percentile
Gráfico 4. Percentiles de estrategias de gestión ambiental. Krustal –Wallis. Obtenido de: PAST 3.122 Tabla 6 Riesgos de exposición del catalizador gastado de FCC Catalizador gastado FCC
Riesgo de exposición HSE
Valores en peso seco (mg/kg)
*USEPA (mg/kg)
As
1,8
750
Ba
125
6,9x105
Cd
< 0,1
1800
Cr
23
270
Ag
< 0,2
NL
Pb
16
400**
Ni
75
13000
Se
10
390**
V
382
550
Mo
0,7
NL
Hg
< 0,1
10
Contaminante
QHSE
*LMP: Guía EPA. Ruta de exposición por inhalación. ** Ruta de exposición por ingestión (no se reportan por inhalación) 2. PAST 3.12. Scientific Data Analysis. Current version (May 2016). Copyright Hammer & Harper. University of Oslo
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con menor impacto ambiental son la E1 y E3. Se podría combinar la estrategia 1 (E1) y la estrategia 3 (E3) que siguen la misma distribución normal (Gráfico 4). La estrategia 1 (E1) permitirá mantener el perfil térmico, y un bajo contenido de metales durante la alimentación (Make-up del catalizador). Mientras que la estrategia 3 (E3), una vez que el catalizador gastado sea desechado de la tolva F-V2, podrá ser reutilizado como materia prima en cementeras. Para la factibilidad de la aplicación de estas estrategias ambientales se consideraron los riesgos asociados a la inhalación e ingestión del material particulado, de acuerdo a los niveles específicos de evaluación de riesgos de exposición de la (USEPA, 1996). Según la Tabla 6, ninguno de los contaminantes evaluados superó los límites de la USEPA para considerar riesgo ecotóxico de exposición del catalizador gastado de FCC. No obstante, cabe mencionar que el catalizador en su formulación contiene óxidos inorgánicos, sales inorgánicas, en soporte inorgánico como tierras raras (p. ej. oxido de lantano: <7%,) (BASF, 2016). Por lo expuesto, se consideró la posibilidad de riesgo del lantano presente en la formulación del catalizador para su reutilización como materia prima en cementeras. Según (BASF, 2016) el lantano se emplea en catalizadores comerciales de FCC para prevenir la pérdida de aluminio y aumentar la actividad dentro de la estructura zeolítica. Aunque las normativas actuales no establecen límites permitidos de este contaminante en agua y suelos; existe preocupación de su efecto en el ambiente. Algunos estudios de ecotoxicidad en medio acuático (Zhang, 2010) (Xu & Cheng, 2012) han reportado efectos adversos sobre el crecimiento y reproducción de organismos de prueba a concentraciones desde 10 mmol L -1, valor que puede ser tomado como una referencia al
evaluar la concentración de este elemento en los lixiviados. La Tabla 7, demuestra que la concentración de lantano (0,468 mmol/L) no superó el valor de referencia de efectos adversos ecotóxicos (10 mmol/L) para la reutilización del catalizador gastado de FCC. Con los resultados precedentes, el uso de catalizador gastado como materia prima en cementeras no representaría un impacto ambiental significativo. Según (Al-Jabri, 2013) el catalizador gastado puede sustituir hasta el 20% del cemento en morteros y mezclas de concreto. No obstante, el manejo del catalizador gastado, deberá realizarse con la finalidad de minimizar la dispersión del material particulado, es decir, al mantenerlo húmedo.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Inicialmente, el catalizador gastado de la FCC fue catalogado por el Ministerio del Ambiente como desecho peligroso por su característica de toxicidad ambiental. Sin embargo, se evidenció que la concentración de los metales en lixiviado (As, Ba, Cd, Hg, Ni, Ag, Pb, Se, Cr, V) del catalizador gastado estuvo por debajo de los límites permisibles de la norma EPA 1311 y de la NOM-052-SEMARNAT/93 acogida por el Ministerio de Ambiente de Ecuador. Se determinó que el catalizador gastado de craqueo catalítico evaluado, no excede en ninguno de los límites máximos permisibles de las características CRTIB , para considerarse como un residuo peligroso. Debido al volumen de generación de 2 ton/día, equivalente a 60 ton/mes, el catalizador gastado de la FCC podría considerarse como un Desecho Especial, cuyos límites de concentración CRTIB establecidos no superan la normativa ambiental.
Tabla 7
QHSE
Límites de efectos ecotóxicos del Lantano en el catalizador gastado de la FCC
Metal en lixiviado
Concentración (mg/L)
Concentración (mmol/L)
Valor referencia para ecotoxicidad (mmol/L)
La
65
0,468
10
Fuente: Reporte 1605008-DS001 Laboratorio Acreditado SAE 56
Estrategias de gestión ambiental para el manejo y disposición final del catalizador gastado de la Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCC) generado en una refinería estatal de Ecuador Autores: Suárez Daysi, Coral Katty, Tapia Diego, Gallegos Walberto
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El catalizador gastado de la FCC no presenta riesgos ecotóxicos asociados a la inhalación e ingestión del material particulado, según los niveles específicos de evaluación de riesgos de exposición de la (USEPA, 1996). De acuerdo a la jerarquización en la gestión de residuos peligrosos y especiales, se plantea la Estrategia 1. Reposición (make up) del catalizador como medida de prevención en la fuente, para mantener un bajo contenido de metales durante la alimentación. Para el aprovechamiento adecuado del residuo según sus características físico químicas se propone la Estrategia 3. Reutilización como materia prima en cementeras con el menor impacto ambiental (≤25: Impacto Irrelevante) para los componentes de agua, aire, suelo y generación de residuos, considerándose la disposición final en vertedero controlado como la última alternativa para la gestión del catalizador gastado de la FCC.
Ejecutivo Nº 3516 del 31 de Marzo del 2003 • BASF. (2016). Catalizador FCC.BASF FLEXTEC. Certificado de análisis EP Petroecuador. USA: BASF Corporation • SE PRESENTAN EN TOTAL 85 REFRENCIAS BIBLIOGRAFICAS QUE SE ENCUENTRAN EN EL DOCUMENTO ORIGINAL.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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