Inyeccion de agua by Jonathan Barrios

INYECCION DE AGUA

ADRIANA MARCELA CRUZ CASTAÑEDA ANGELICA DEL PILAR VANEGAS TRUJILLO

CORPORACION INSTITUCIONAL DEL PETROLEO “COINSPETROL” LTDA TECNICO EN PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEO Y FACILIDADES DE SUPERFICIE VILLAVICENCIO – META 2009

INYECCION DE AGUA

ADRIANA MARCELA CRUZ CASTAÑEDA ANGELICA DEL PILAR VANEGAS TRUJILLO

TRABAJO DE GRADO PRESENTADO PARA OPTAR EL TITULO DE TECNICO LABORAL EN PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEO Y FACILIDADES DE SUPERFICIE

CORPORACION INSTITUCIONAL DEL PETROLEO “COINSPETROL” LTDA TECNICO EN PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEO Y FACILIDADES DE SUPERFICIE VILLAVICENCIO – META 2009

NOTA DE ACEPTACIÓN

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DIRECTOR DEL PROYECTO _____________________________ _____________________________

Villavicencio Noviembre 2009

DEDICATORIA Dedico este proyecto a mi familia y amistades las cuales me ayudaron con su apoyo incondicional a ampliar mis conocimientos y estar más cerca de mis metas profesionales. Esto fue posible primero con la ayuda de Dios, gracias por otorgarme la sabiduría y la salud para lograrlo. Gracias a los intercambios y exposiciones de ideas con mis compañeros y amigos de estudios durante este proceso. No quisiera dejar a mi profesor consejero y asesor Gustavo Ramírez quien me inspiro a continuar en mis momentos frágiles. También especialmente a un personaje nuevo en mi vida mi hijo Juan Diego y a todos los demás no mencionados... Dios los bendiga!!! Adriana Marcela Cruz Castañeda Dedico estas cortas palabras a mi esposo que me brindo todo su apoyo incondicional para que saliera adelante, me tuvo la paciencia que tanto necesite, eres la personita mas linda que Dios me ha puesto en el camino,“TE AMO” También a mi hermoso bebe que es lo más lindo que tengo y que Dios me dio. Y Amis padres por que ellos me dieron la vida, la comprensión y enseñanza para ser lo que soy. Angelica del Pilar Vanegas Trujillo

AGRADECIMIENTOS Le agradezco a Dios, a los santos y a toda la orden celestial, los cuales me han acompañado a lo largo de toda mi vida Quiero agradecer a mi tía Johanna y Lilia María, por su apoyo y su tiempo empleado ayudándome en este trabajo, sus palabras y sus consejos me ayudaron mucho. De verdad muchas gracias… También quiero darle gracias por el apoyo extremo a una personita que siempre esta allí, en las buenas y en las malas, mi mamà, crees que los regaños y las risas no iban a salir a relucir, eres una de las mejores personas que conozco, ahora quiero verte a ti graduada y dándome la gran ilusión de ver a mi mamita querida estar orgullosa de esta tu hija… Gracias a aquellas personas que de una u otra forma han pasado por mi vida dejando su huella y que no menciono acá, ustedes también han sido parte importante de mi vida, me han ayudado a crecer y eso no tiene valor… Adriana Marcela Cruz Castañeda Doy gracias a Dios por haberme permitido entrar a este instituto, en donde aprendí muchas cosas para la vida, también agradezco aquellas personas que creyeron en mi capacidad de aprendizaje y las que me dieron todo su apoyo. Igualmente agradezco a mis profesores que dieron todo de si para darse a entender los contenidos expuestos. Angélica del Pilar Vanegas Trujillo

TABLA DE CONTENIDO PAG. INTRODUCCION 1. INFORMACION GENERAL

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.2 JUSTIFICACIÓN

2. METODOLOGÍA

3. ALCANCES Y LIMITACIONES

4. OBJETIVOS

4.1 General

4.2 Específicos

5. MARCO REFERENCIAL

5.1 MARCO TEÓRICO

5.2 MARCO LEGAL

6. SEPARADOR

6.1 SEPARADOR CONVENCIONAL TRIFÁSICO

6.2 SEPARADOR HORIZONTAL TIPO FILTRO

6.3 SEPARADOR HORIZONTAL TRIFÁSICO

6.4 SEPARADOR TRIFÁSICO

6.5 CAJA API O SEPARADOR API

6.5.1 Descripción

6.5.2 Funcionamiento

6.5.3 Partes De La Caja Api

6.5.3.1 Sección de entrada.

6.5.3.2 Sección de separación

6.6 PARTES DE LA CAJA API

7 FILTROS DE ARENA

7.1 Operaciones De Los Filtros

7.2 FILTROS DE CÁSCARA DE NUEZ

7.2.1 Aplicación:

7.3 FILTROS DE GRAVA

7.3.1 Aplicación

8. CANTIDAD MINIMA DE AGUA QUE SE DEBE INYECTAR A UN POZO PETROLERO

9. NIVEL DE CORROSIÓN DEL AGUA

9.1 Fuente y Causa de Corrosión

9.2 Tratamiento de Corrosión

10. INYECCIÓN DE AGUAS

10.1 Inyección De Polímeros

10.2 FACTIBILIDAD DE APLICACIÓN

10.2.1 Petróleo

10.2.2 Yacimiento

10.2.3 Agua

10.2.4 Factores Desfavorables

10.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL USO DE POLÍMEROS

10.3.1 Ventajas de polímeros

10.3.2 Desventajas de polímeros

10.3.3 Poliacrilamidas

10.3.4 Manufactura

10.3.5 La archilamida

10.3.6 La goma xantano

10.3.7 Manufactura

10.3.8 Aplicaciones de polímeros en solución en la industria petrolera

10.4 PROBLEMAS DE LA INYECCIÓN DE AGUA

10.4.1 Problemas asociados a la inyección de agua

10.5 TRATAMIENTOS QUIMICOS

10.5.1 Emulsificantes (Rompedores de emulsión)

10.5.2 Inhibidores De Corrosion

10.5.3 Inhibidores de escala

10.5.4 Antiparafinicos

10.5.5 Surfactantes

10.5.6 Filtración

10.6 INYECCIÓN DE PRODUCTOS QUÍMICOS PARA AJUSTE FINAL DEL PH Y ELIMINACIÓN DE OXÍGENO:

10.7 ANÁLISIS DE AGUAS

10.7.1 Procedimientos de Muestreo

10.7.2 Botellas de Muestra

10.7.3 Volumen de la Muestra

10.7.4 Prácticas de Muestreo

10.7.5 Análisis Cuantitativo de Aguas Producidas

10.7.6 Componentes Primarios

10.8 Significado de los Componentes y sus Propiedades

10.8.1 Cationes

10.8.2 Aniones

10.8.3 Otras Propiedades

10.8.4 Análisis del Agua

10.8.5 Sistemas cerrados y abiertos

10.9 CARACTERÍSTICAS DEL AGUA.

10.10 Características físico-químicas de las aguas.

10.10.1 Características físicas

10.10.2 Turbiedad.

10.10.3 Origen.

10.10.4 Unidades de medida.

10.10.5 Significado sanitario

10.10.6Temperatura

10.11 SÓLIDOS

10.11.1 Sólidos

10.11.2 Sólidos totales

10.11.3 Sólidos suspendidos.

10.11.4 Sólidos disueltos

10.11.5 Sólidos volátiles

10.11.6 Sólidos fijos

10.11.7 Sólidos sedimentables

10.11.8 unidades de medida.

10.12 Características químicas

10.12.1 pH

10.12.2 Acidez

10.12.3 Alcalinidad

10.12.4 Hierro y Manganeso

10.13 REGULACIÓN DE AGUA EN LA INDUSTRIA PRETROLERA

10.14 ESQUEMA DE FLUJO

10.15 CONSECUENCIAS AMBIENTALES DEL USO DE LA RECUPERACIÓN ASISTIDA

10.15.1 Estaciones De Flujo

10.15.2 Manejo de la Producción

10.15.3 Separación de fluidos

10.15.4 El múltiple de producción

10.15.5 Los separadores de producción

10.15.6 Disposición del crudo

10.16 TANQUE SEPARADOR

10.16.1 Explanation

10.16.2 Tanques

10.16.2.1 Etapa de Recolección

10.16.2.2 Etapa de Separación

10.16.2.3 Etapa de Depuración

10.16.2.4 Etapa de medición de petróleo

10.16.2.5 Etapa de Calentamiento

10.16.2.6 Etapa de Deshidratación del petróleo

10.16.2.7 Etapa de Almacenamiento del Petróleo

10.16.2.8 Etapa de Bombeo

10.17 TANQUES DE LAVADO

10.17.1 Partes de un Tanque de Lavado

10.17.2 El cuerpo del tanque

10.17.3 Tanques De Almacenamiento

10.17.4 Bombas

11. CONCLUSIONES

BIBLIOGRAFIA

ANEXOS

INTRODUCCION El agua congénita o de formación, es agua salada que se encuentra dentro de la roca, asociada a la presencia de hidrocarburos. Contiene sales disueltas, como cloruros de calcio y sodio, carbonatos de sodio, cloruros de potasio, sulfatos de calcio o de bario, entre otros; puede incluso contener algunos metales. La concentración de estos componentes puede ocasionar impactos negativos al medio ambiente cuando su manejo y disposición no son adecuados. Los riesgos ambientales que se presentan en el manejo y disposición del agua congénita son: la eventual contaminación de acuíferos con el proceso de inyección a formaciones receptoras, la contaminación de aguas nacionales si no se cuenta con parámetros de limpieza, y la contaminación del suelo cuando se producen derrames accidentales en su transporte. La tendencia mundial coincide en que las opciones óptimas para la disposición del agua congénita asociada a la producción de hidrocarburos es su inyección en formaciones receptoras subterráneas, o su disposición en el mar.

1. INFORMACION GENERAL 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Nuestro problema a solucionar trata de la contaminación ambiental causada por la inyección de agua y de algunos químicos, puesto que el agua producida es generalmente eliminada, ya sea por inyección profunda en la tierra o por tratamientos para eliminar los contaminantes y su descarga posterior al medio ambiente, ambas cosas a un alto costo para el operador. Los pozos inyectores deben inyectar en formaciones geológicamente aisladas, que no se comuniquen con fuentes subterráneas de agua potable. A menudo el agua debe ser transportada lejos hasta el lugar de eliminación y a veces requiere tratamiento previo para evitar el taponamiento de la formación que la recibe y daños a los equipos de inyección. En los EE.UU. la inyección on shore se regula en virtud de la Ley de Agua Potable Segura. La descarga on shore de agua producida, regulada en los EE.UU. por la Ley de Agua Limpia, exige la separación de hidrocarburos y la eliminación de la salinidad a través de ósmosis inversa, destilación térmica, intercambio iónico y / o procesos diversos. Estos métodos pueden requerir suministro de energía costosa y personal de mantenimiento en lugares remotos.

1.2 JUSTIFICACIÓN Este proyecto se realiza con el fin de observar y al mismo tiempo dar solución a las distintas problemáticas que se presenten a causa de la inyección de agua, es fundamental tener buen manejo de cada uno de los químicos a utilizar, ya que estos pueden afectar al ambiente. También se da a conocer todo el proceso que requiere la inyección de agua, para conseguir un buen producto final, es indispensable saber que debe haber un pozo inyector y un pozo productor. Están por otra parte los separadores, tratadores térmicos, tanques. Etc. Cada aspecto es importante conocerlo ya que de ello depende una buena operación de lo que se quiere hacer. Como bien se ha dicho, también es importante conocer los procedimientos que se deben tener si se va tratar con agua salada, que nivel de agua se va a utilizar, la corrosión, las presiones que se van a manejar en cada uno de los separadores, tanques etc.

2. METODOLOGÍA Para recolectar la información mediante la cual se realiza esta investigación, se llevan acabo las siguientes etapas. I) Etapa del Proyecto II) Etapa de Puesta en marcha y Operación. -

Estudios de Reservorio completa los existentes

Definición del diseño para recuperación secundaria. “pattern seven spot”, similar al que se aplica en la inyección de agua dulce existente.

Especificación de calidad de agua a inyectar, con valores recomendados y máximos de sólidos admisibles.

Estudio del agua de producción actual y futura tipo de sólidos, composición iónica, gases disueltos, etc.

Compatibilidad de aguas dentro de las mezclas posibles. Inestabilidad de los carbonatos y sulfatos.

Proyección futura de la extracción Gas Lift, Bombeo Mecánico, Bombeo Electo sumergible, Deshidratación, Estimulación de pozos, etc.

Ubicación de las Plantas de Tratamiento e Inyección. Mejor ubicación desde el punto de vista técnico y operativo.

Selección del proceso más adecuado a nuestro fluidos y método de operación.

Selección de equipos, materiales y control del sistema. Resistencia a la corrosión, tratamientos químicos y monitoreos en el sistema.

Disposición de efluentes de los procesos muy importante gestionar y disponer adecuadamente los efluentes debido a la certificación de normas ISO de medioambiente y seguridad.

3. ALCANCES Y LIMITACIONES Los alcances y limitaciones que se llevaran acabo en este proyecto son los siguientes: -

Confección de procedimientos operativos, instructivos de trabajo, manuales de proceso, procedimientos ambientales y de seguridad.

Análisis de las responsabilidades de los operarios, capacitación de aquellos directa e indirectamente involucrados.

Rutinas de control y monitoreo del sistema.

Metodología de evaluación de los registros diarios y análisis de los problemas.

Análisis de mejoras en la calidad de agua y otras operaciones influenciables en el proceso de PTAS (reparación de pozos, operaciones de producción, etc.)

Estudios y ensayos para la disminución efluentes y adecuada disposición final de los mismos.

4. OBJETIVOS

4.1 Objetivo General Explicar la problemática ambiental que se genera al momento de hacer una inyección de agua, con sus correspondientes químicos. 4.2 Objetivos Específicos -Observar las diferentes normas ambientales que rigen la inyección de agua en pozos - Garantizar buen manejo de los procesos que se lleven a cabo para una buena inyección de agua - Disminuir los problemas ambientales generados por la inyección de agua

5. MARCO REFERENCIAL 5.1 MARCO TEÓRICO La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros año de 1980, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción. Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciable impacto en la producción de petróleo del Campo Bradford. El primer patrón de flujo, denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo, a medida que aumentaba la zona invadida y que los pozos productores que la rodeaban eran invadidos con agua, estos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente circular más amplio. Este método se expandió lentamente en otras provincias productoras de petróleo debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operadores estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena. Además, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrollo la inyección de gas, generándose en algunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos métodos. En 1921, la invasión circular se cambio por un arreglo en línea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una línea igual de pozos inyectores. Para 1928, el patrón de línea se reemplazo por un arreglo de 5 pozos. Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección. En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de recuperación secundaria, constituyéndose en el proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo extra. Hoy en día, mas de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua. La inyección de agua en los yacimientos de hidrocarburos es muy común debido a que es uno de los métodos mas simple, de menor costo cuando hablamos de métodos de recuperación de hidrocarburo y el factor de recobro puede llegar hasta un 60%. En principio los pozos de hidrocarburos producen de manera natural gracias a la energía interna del yacimiento hasta llegar a un punto en el que la energía presente en el yacimiento es menor a la necesaria para llevar el crudo hasta la superficie, por lo que es necesario implementar métodos secundarios de producción o recuperación con el fin de mantener el pozo produciendo a una taza fija y aumentando el factor de recobro del yacimiento. El método de recuperación por bombeo de agua es uno de estos métodos y por lo general la inyección de agua se realiza por medio de pozos 16

llamados inyectores que se pueden encontrar en medio de varios pozos productores o al rededor de ellos con el fin de facilitar el desplazamiento de crudo por el medio poroso hasta el pozo y posteriormente hasta la superficie. 5.2 MARCO LEGAL Normas Ambientales El propósito de las normas de calidad ambiental es establecer los límites a aquellos elementos que presentan algún grado de peligro para las personas o el ambiente. Las normas ambientales son disposiciones legales que establecen, por acuerdo entre los distintos sectores de la sociedad, cuales serán los niveles de sustancias contaminantes que serán considerados aceptables y seguros para la salud del ser humano y del medio ambiente. La normas son herramientas de gestión ambiental, es decir para resolver problemas ambientales. Existen distintos tipos de normas: las normas primarias de calidad ambiental, las normas secundarias de calidad ambiental, y las normas de emisión. Las normas de calidad primaria Tienen como objetivo proteger la salud de la población y se aplican en todo el país por igual, de manera de que todos los chilenos tengan derecho a la misma calidad ambiental. Establecen la cantidad máxima de sustancias contaminantes cuya presencia en el ambiente pueda constituir un riesgo para la vida o salud de la población. También se indica cómo se medirá y cuándo se considera que la norma ha sido sobrepasada. Las normas secundarias A diferencia de las normas primarias, tienen por objetivo proteger recursos naturales u otros, que pueden ser muy diversos, tales como cultivos, ecosistemas, especies de flora o fauna, monumentos nacionales o sitios con valor arqueológico. Las normas secundarias establecen cantidades máximas de sustancias cuya presencia en el ambiente puede constituir un riesgo para la protección o conservación del medio ambiente, o la preservación de la naturaleza. Su aplicación puede ser a nivel nacional o a nivel local dependiendo del recurso que se está protegiendo.

Las normas de emisión Establecen límites a la cantidad de contaminantes emitidos al aire o al agua que pueden producir las instalaciones industriales o fuentes emisoras en general. El objetivo de estas normas puede ser la prevención de la contaminación o de sus efectos, o bien ser un medio para reestablecer los niveles de calidad del aire o del agua cuando estos han sido sobre pasados. Su aplicación puede ser a nivel nacional o a nivel local dependiendo del objetivo de protección que tenga la norma. Contenido de una norma ambiental Toda norma primaria de calidad ambiental señala los valores de las concentraciones y períodos máximos y mínimos permisibles de elementos, compuestos, sustancias, derivados químicos o biológicos, energías, radiaciones, vibraciones, ruidos, o combinación de ellos. Además debe señalar, al menos, los valores críticos que determinen las situaciones de emergencia ambiental; el plazo para su entrada en vigencia y los organismos públicos con competencia para fiscalizar su cumplimiento. Asimismo, indicar las metodologías de medición y control de la norma, las que corresponden, en caso de existir, a aquellas elaboradas por el Instituto Nacional de normalización y oficializadas por el Ministerio correspondiente mediante la dictación de un decreto supremo. En caso de no contar con una norma de referencia chilena, se debe especificar la metodología correspondiente. Esto es aplicable tanto a las normas secundarias de calidad ambiental, como a las normas de emisión. ¿Qué sucede cuando se sobrepasa una norma de calidad ambiental o de emisión? El cumplimiento de la norma de calidad primaria se verifica mediante mediciones donde existen asentamientos humanos y en los medios cuyo uso afecte directa o indirectamente la salud de la población. La norma secundaria se verifica en aquellos lugares donde se encuentre el objetivo de protección. El Estado debe velar por que se cumplan las normas, lo que implica que debe encargarse de medir o monitorear la calidad del medio ambiente y de las emisiones y detectar si los valores establecidos como límites son sobrepasados o no. Si se superan los niveles de contaminación establecidos en las normas, entonces debe declararse la zona donde eso esta ocurriendo, como saturada. Cuando una zona está en esta categoría debe efectuarse un plan de descontaminación, que es un conjunto de acciones y disposiciones a efectuar en un plazo de tiempo, que tienen como fin recuperar los niveles establecidos por las normas de calidad ambiental. 18

Si los niveles del contaminante en un área están entre el 80% y 100 % del valor de la norma, se dice que es una zona latente y en este caso corresponde realizar un plan de prevención cuyo objetivo es anticipar que se llegue a la superación de la norma. Las normas de emisión deben ser cumplidas por los emisores, y en caso de ser superadas el órgano fiscalizador debe exigir su cumplimiento.

DECRETO 2811 DE 1974 (diciembre 18) Reglamentado por el Decreto Nacional 1608 de 1978 , Reglamentado parcialmente por el Decreto Nacional 1715 de 1978, Reglamentado Parcialmente por el Decreto Nacional 704 de 1986 , Reglamentado Parcialmente por el Decreto Nacional 305 de 1988 , Reglamentado por el Decreto Nacional 4688 de 2005 por el cual se dicta el Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y de Protección al Medio Ambiente. EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA DE COLOMBIA, en ejercicio de las facultades extraordinarias conferidas por la Ley 23 de 1973 y previa consulta con las comisiones designadas por las Cámaras Legislativas y el Consejo de Estado, respectivamente, DECRETA: El siguiente será el texto del Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y de Protección al Medio Ambiente. TÍTULO PRELIMINAR CAPÍTULO ÚNICO Artículo 1º.- El ambiente es patrimonio común. El Estado y los particulares deben participar en su preservación y manejo, que son de utilidad pública e interés social. La preservación y manejo de los recursos naturales renovables también son de utilidad pública e interés social. (C.N. artículo 30). Artículo 2º.- Fundado en el principio de que el ambiente es patrimonio común de la humanidad y necesario para la supervivencia y el desarrollo económico y social de los pueblos, este Código tiene por objeto: 1.- Lograr la preservación y restauración del ambiente y la conservación, mejoramiento y utilización racional de los recursos naturales renovables, según 19

criterios de equidad que aseguran el desarrollo armónico del hombre y de dichos recursos, la disponibilidad permanente de éstos, y la máxima participación social para beneficio de la salud y el bienestar de los presentes y futuros habitantes del territorio Nacional; Ver Decreto Nacional 1541 de 1978 2.- Prevenir y controlar los efectos nocivos de la explotación de los recursos naturales no renovables sobre los demás recursos; Ver Decreto Nacional 1541 de 1978 3.- Regular la conducta humana, individual o colectiva y la actividad de la Administración Pública, respecto del ambiente y de los recursos naturales renovables y las relaciones que surgen del aprovechamiento y conservación de tales recursos y del ambiente. Ver Decreto Nacional 1541 de 1978 DECRETO 1594 DE 1984 Usos del agua y residuos líquidos Artículo 1: Cuando quiera que el presente Decreto se refiera a recurso, se entenderá por tal las aguas superficiales, subterráneas, marinas y estuarinas, incluidas las aguas servidas. Artículo 2: La sigla EMAR utilizada en el presente Decreto, corresponde a entidad encargada del manejo y administración del recurso. Artículo 3: Entiéndese por entidad encargada del manejo y administración del recurso (EMAR), aquella que tenga asignadas esas funciones por la ley o por delegación, como el INDERENA, el HIMAT en los distritos de riego, las Corporaciones Autónomas Regionales de Desarrollo y la Dirección Marítima y Portuaria, DIMAR. Artículo 4: Los criterios de calidad establecidos en el presente Decreto, son guías para ser utilizados como base de decisión en el ordenamiento, asignación de usos al recurso y determinación de las características del agua para cada uso. Artículo 5: Entiéndese por tratamiento convencional para potabilizar las aguas, los siguientes procesos y operaciones: coagulación, floculación, sedimentación, filtración y desinfección. Artículo 6: Entiéndese por vertimiento líquido cualquier descarga líquida hecha a un cuerpo de agua o a un alcantarillado. Artículo 7: Es usuario toda persona natural o jurídica de derecho público o privado, que utilice agua tomada directamente del recurso o de un acueducto, o cuya actividad pueda producir vertimiento directo o indirecto al recurso. Artículo 8: Entiéndese por usuario nuevo aquella cuya actividad se inicie después de la fecha de entrada en vigencia del presente Decreto.

Artículo 9: Entiéndese por usuario existente aquel cuya actividad ha venido realizándose con anterioridad a la fecha de entrada en vigencia del presente Decreto. Artículo 10: Entiéndese por zona de mezcla, el área técnicamente determinada a partir del sitio de vertimiento, indispensable para que se produzca mezcla homogénea de este con el cuerpo receptor; en la zona de mezcla se permite sobrepasar los criterios de calidad de agua para el uso asignado, siempre y cuando se cumplan las normas de vertimiento

6. SEPARADOR Dispositivo mecánico usado en la separación de líquidos (agua, hidrocarburos, glicol, aminas, etc.) de los gases. Que separa dos o más fases. El término aplica con mayor frecuencia a los separadores de hidrocarburos. El más común es el bifásico horizontal y vertical, diseñado para separar el líquido (agua y petróleo) del gas natural. Siguen luego en complejidad los separadores trifásicos, capaces de entregar tres fases (agua, petróleo y gas), cada una de ellas independiente de las otras y el tetrafásico o trifásico con espuma que suele dejar un espacio disponible para manejar el espumaje

Figura 1. Proceso de separación

6.1 Separador convencional trifásico El que se emplea para separar la mezcla de hidrocarburos en sus diferentes fases: gas, petróleo y agua. Trabaja con el soporte de la aceleración de gravedad y considera en el diseño el desplazamiento vertical de las partículas de agua en el petróleo y las de petróleo en el agua. Por lo general son unidades mucho más grandes que las de separación bifásica.

6.2 Separador horizontal tipo filtro Unidad que, por lo general, tiene dos compartimientos: un filtro coalescente para la separación primaria del líquido que viene con el gas y un extractor de niebla encargado de remover el líquido remanente. En él se aplica el principio de aglomeración de gotitas en un medio filtrante, seguido por un extractor de niebla 6.3 Separador horizontal trifásico Recipiente cilíndrico colocado en forma horizontal y usado para separar completamente el agua, el petróleo y el gas. 6.4 Separador trifásico Equipo que ha sido diseñado para separar tres fases: agua, petróleo y gas; cada una de las cuales debe salir libre de cualquiera de las otras. Se recomienda que sea horizontal, por cuanto puede manejar mejor grandes acumulaciones de líquidos .

Figura 2. separador trifasico

Figura 3. partes del separador

Diagrama de flujo N0. 1

Diagrama de skim tank y separador N0.2.

6.5 CAJA API O SEPARADOR API 6.5.1 Descripcion: Este equipo es una piscina o alberca expuesta a la atmosfera la cual internamente presenta una serie de compartimientos. Su funcion es la de recuperar al maximo el aceite proveniente de los drenajes, reboses y disparos de las PSV (pressure safety valve), provenientes de algunos de los equipos presentes en la bateria. Su principio de operacion se basa en el tiempo de asentamiento y la diferencia entre las densidades del agua y el aceite. 6.5.2 Funcionamiento: La mezcla agua - aceite entra por medio de un tubo con codo descendente el cual fluido pasa a la secci贸n de separacion en donde tiene un tiempo de retenci贸n que le permite la separacion del aceite y el agua. El aceite forma una nata en la parte superior la cual es removida por medio de un colector cilindrico que la envia a un compartimiento separado.

Figura 4. Operaci贸n de la caja API

Este aceite recuperado es bombeado periodicamente a los tratadores y / o Gun Barrel. El agua limpia que se asienta en la caja API pasa a otro compartimiento por medio de unos tubos ubicados en la parte inferior de la vasija, de alli haciendo use del mismo mecanismo (tubos ubicados en la parte inferior) el agua sale hacia las piscinas aledanas a la estacion.

6.5.3 Partes de la Caja Api Las cajas API constan de dos secciones basicamente 6.5.3.1 Sección de entrada: corresponde a la zona de reducción de velocidad del flujo y de la turbulencia, remoción de sólidos y disminución de la carga a las cámaras de separación. 6.5.3.2 Sección de separación: conformada por los conductos de entrada a las cámaras, los dispositivos de distribución de flujo, tubo desnatador, el bafle de retención de aceite y el colector de aceite recuperado. 6.6 Partes De La Caja Api

Figura 5. Caja API y sistema de filtraci贸n Figura 6. Lecho de secado.

7. FILTROS DE ARENA El objeto de la filtración de los equipos es de separar mecánicamente las partículas cuyos tamaños afectan la calidad del agua a ser usada. El grado de filtración de dicha agua va a depender del destino que esta valla a tener , es decir, el agua va utilizarse para riego no puede tener el mismo tratamiento de filtrado que la que se destina al consumo, ni la que resulta del desecho de este por esto resulta necesario clasificar el filtrado, esencialmente, en dos mecanismo: tamizado mecánico y deposito sobre material filtrado. Tamizado Mecánico: consiste en la colocación de una malla cuya función es la de retener las partículas cuyo tamaño les impida atravesar los huecos de dicha malla, constituyéndose estas mismas partículas en material filtrante. Deposito sobre material filtrante: consiste ya no en malla si no en un lecho de partículas cuyos intersticios impiden, por diversos fenómenos, el paso de sólidos o coloides cuya talla o naturaleza provoquen la retención de los mismos, ya sea en la superficie o en el seno del lecho. Esta retención va a depender del tamaño de las partículas, teniendo en cuenta que mientas mas pequeñas sean las partículas los sólidos requeridos serán de un tamaño cada vez menor, resultando en un agua mas limpia. El principal parámetro de diseño para estos filtros es el referente a la rata de filtrado, que consiste en el volumen máximo por unidad diaria y por unidad de tiempo para los cuales el filtrado es efectivo. En el caso de los filtros de arena este valor se ubica en los 4 GPM/pie2. , pudiendo aumentarse bajo ciertas ocasiones especiales. 7.1 Operaciones De Los Filtros Como puede deducirse a partir de las operaciones anteriores, la operatividad del filtro depende de la cantidad del material acumulado dentro del mismo, siendo que a mayor volumen de sólidos retenidos, mayor es la caída de presión dentro del filtro, puesto que los intersticios entre las partículas disminuyen sus tamaños y por ende la velocidad a través de los mismo aumenta. Este fenómeno puede ocasionar que los sólidos a retener vayan penetrando las capas inferiores del filtro, hasta el punto en que las impurezas puedan llegar a traspones el mismo. Es por esta razón que se hace necesario una limpieza periódica y efectiva de estos filtros, para lo cual lo más usual es el retrolavado. El retrolavado consiste en hacer circular agua, preferiblemente ya filtrada, en sentido contrario al de la operación normal del filtro y aun caudal que no debe Ser inferir al doble del caudal normal de operación. En este proceso, los sólidos depositados sobre el material filtrante son expulsados por la parte superior del filtro, que mediante a un juego de válvulas van a parar a un desagüe. Este retrolavado, dependiendo del tamaño del filtro y del caudal de operación, no

debe exceder los 2 min.; además debe cuidarse el hecho de que se pierda material filtrante durante este proceso. 7.2 FILTROS DE CÁSCARA DE NUEZ Cuando se deben satisfacer estrictos contenidos de hidrocarburo en agua, la tecnología utilizada es la de filtración, donde un lecho sólido permite la separación entre las fases. Es casos donde el reservorio requiera que el agua de inyección contenga un nivel de hidrocarburos muy bajo (del orden de las 5 partes por millón), la tecnología utilizada es la de filtración. En esta tecnología, un manto sólido es el encargo de retener las pequeñas partículas contenidas en el agua de producción, la que abandona el equipo con la especificación requerida. Como todo elemento filtrante, luego de un tiempo de operación, el mismo se satura y debe ser reemplazado o regenerado. En este tipo se casos se utiliza una bomba de agua para generar un contra-lavado. Es decir, se hace circular agua limpia en sentido inverso al que circula durante la operación normal. De ese modo, se retira todo el material adherido al lecho filtrante. El agua de contra-lavado debe luego disponerse o tratarse de un modo especial. Dependiendo de las condiciones de entrada, del contenido de sólidos y de las condiciones exigidas a la salida, el manto filtrante puede ser de tecnología multimedia, formado por un lecho de granate y otro de antracita, o de tecnología cáscara de nuez. Flargent ofrece estos equipos, con ambas tecnologías (mecánica e hidráulica), a través de su representada Natco, de Estados Unidos, tecnólogo y fabricante de primer nivel de sistemas de tratamiento de agua. 7.2.1 Aplicación: Especialmente diseñados para remover sólidos suspendidos y aceite libre de fuentes de agua de producción e industriales que requieran cumplir con parámetros y condiciones de inyección Parámetros de operación: Presión operación: 25-40 Psig Temperatura operación: hasta 200°F Máx. Sólidos suspendidos entrada: 50 ppm Máx. Carga de aceite salida: 2 ppm Máx. Sólidos suspendidos salida: 2 ppm 31

Eficiencia de remoción: 98% partículas Mayores a 5 micras y 95% mayores a 3 micras. 7.3 FILTROS DE GRAVA La instalación de grava es una operación que merece mucho cuidado y control, pues una grava mal instalada pone en peligro la eficiencia, el control de arena y la vida útil del pozo. La primera condición para una instalación adecuada es el espesor del espacio anular. Por una parte, es conveniente el mayor espacio posible para facilitar el desplazamiento de la grava desde la superficie, rellenando completamente el espacio entre el tubo y la pared del pozo. Para efectos de desarrollo y limpieza, sin embargo, conviene la menor distancia entre la rejilla y la pared del pozo. Combinando estos requerimientos, se ha establecido que el espacio debe tener un mínimo de cuatro y un máximo de seis pulgadas. Espesores mayores a seis pulgadas, dificultan la limpieza de la pared del pozo durante el desarrollo. Es un hecho comprobado que en un pozo bien en gravado la retención de las arenas de formación se produce muy cerca de la pared del pozo, es decir en la parte exterior del empaque. Por lo tanto el espesor del espacio anular es más importante desde el punto de vista de la facilidad de instalación, que como dimensión necesaria para el filtrado. Un espacio menor a cuatro pulgadas hace poco menos que imposible un relleno apropiado del espacio anular para la formación de puentes y vacíos que pueden ser imposibles de solucionar. 7.3.1 Aplicación: Especialmente diseñados para remover sólidos suspendidos y turbidez de fuentes de aguas de río e industriales que requieran cumplir con una eficiencia de remoción del 95% de contaminantes sólidas. Presión operación: 20-30 Psig Temperatura operación:100°F Máx. carga de sólidos suspendidos entrada: 50 ppm Tamaño de partículas removidos : Mayores a 2 micras Tamaño de partículas removidos : Mayores a 2 micras

8. CANTIDAD MINIMA DE AGUA QUE SE DEBE INYECTAR A UN POZO PETROLERO La mayoría de los yacimientos produce un porcentaje de agua que en un inicio suelen ser pequeñas, al menos que sea un yacimiento con presencia de acuíferos u otras condiciones geológicas que lo asocien directamente a reservas de agua significativas,. Las cantidades en un reservorio estándar deben ser mínimas para cumplir así con los límites de transporte o refinería. A medida que el yacimiento va siendo explotado, las tasas de producción van variando generalmente incrementándose por esto el contacto agua/petróleo varia, estos cambios de la relaciona W/O deben ser mas o menos parejos. El agua que se va movilizando en el yacimiento a media que el pozo se va “vaciando” y eventualmente esta agua llegara ala parte más superficial del pozo y comenzara a salir en la producción llegando a superficie. El agua que sale emulsionada con el crudo debe ser tratada mediantes procesos de separadores para así lograr quitar el mayor porcentaje de la misma. El agua proveniente de los pozos también se usa como medio de levantamiento artificial para empujar al petróleo por diferencias de densidades. Es por todo lo anteriormente descrito que se llega a la conclusión de que todos los pozos producen algo de agua así sean cantidades mínimas, la producción de agua durante la vida útil del pozo es inevitable. Los pozos de gas también producen agua aunque en cantidades muy pequeñas en comparación con los pozos petrolíferos, en el caso de la separación del agua y gas se hace en el sitio de emplazamiento del pozo haciendo uso de los deshidratadores y luego se evaporan durante el ciclo de regeneración del equipo. El problema de las aguas fluviales es que han estado presentes en la capa freática asociada al petróleo y gas que se producen durante cientos de millones de años, ha tenido vario contacto con las formaciones rocosas y ha disuelto los compuestos. La mejor forma de determinar el mejor tratamiento para las aguas fluviales que son producidas es mediante el uso de análisis preciso, ya que estos son un medio primario para conocer problemas que se pueden presentar. El agua producida puede cambiar con el transcurso del tiempo. La cantidad de hidrocarburos ligeros inyectada, variará dependiendo de la composición del yacimiento de petróleo, de la temperatura y las condiciones en las que se encuentre, además de las características propias del hidrocarburo. Usualmente, se prefiere inyectarlo dentro de un rango de 0.01 - 0.02 volumen de poro. En otros casos, este se introduce en el yacimiento en cantidades equivalentes al volumen del poro con una distancia radia del 15 a 40 pies de cada uno de los pozos del sistema de inyección. Luego de la inyección de estos hidrocarburos, se procede a inyectar el Nitrógeno para establecer la zona de miscibilidad deseada en los pozos de inyección. 33

9. NIVEL DE CORROSIÓN DEL AGUA 9.1 Fuente y Causa de Corrosión La corrosión es una serie compleja de reacciones entre el agua y las superficies de metal y materiales en los cuales el agua se guarda o se transporta. El proceso de corrosión es una reacción de oxidación/reducción que devuelve metal refinado o procesado a su estado de oro más estable. Con respecto al potencial de corrosión de su agua de tomar, la inquietud primordial incluye el potencial de la presencia de metales toxicos, tales como plomo, cobre, deterioro y daños a la tubería de la casa y problemas estéticos tales como lavado manchado, sabor amargo y manchas azulejas-verdosas alrededor de los lavamanos y desague. La inquietud primordial es el potencial de presencia de altos niveles de plomo y cobre en el agua. La fuente primordial de plomo incluye las tuberías de plomo y los tanques forrados de plomo y el uso de soldaduras de 50/50 plomo/hojalata. Por la preocupación con el plomo, la EPA prohibió el uso de soldaduras altas en plomo en el 1986. La fuente primordial de cobre es la presencia de cobre de la tubería de la casa usado para transportar el agua a través de la casa. En algunos casos, el agua es tan corrosiva que el sistema de tubería interior tuvo que ser cambiado y reemplazado totalmente con tubería de PVC. Pena que, no evaluaron la rapidez e instalaron un neutralizador antes de que la tubería se corroe y causa agujeros a través de la casa. Corrosión sucederá en cualquier parte que se puede establecer ó se ha establecido una célula galvanizada o un campo. Para establecer un campo todo lo que se requiere son dos metales no similares que están conectados directa ó indirectamente por un electrolito tal como el agua. Esta es la misma reacción química que ocurre dentro de una pila. Casi todos los metales se corroen hasta cierto punto. La rapidez y el grado de corrosión depende del grado de no similaridad de los metales y las características físicas y químicas del medio, metal y medio ambiente. En agua que es suave, el orín ocurre por la falta de cationes disueltos, tales como calcio y magnesio en el agua. En agua que se forma cal, un precipitado ó capa de calcio ó carbonato de magnesio se le forma por dentro a la tubería. Esta capa puede inhibir el orín en la tubería porque actúa como especie de barrera, pero también puede causar que la tubería se tape. Agua con altos niveles de sodio, cloruro y otros iones aumentará la conductividad del agua así promoviendo la corrosión. También los siguientes pueden acelerar corrosión: • • • •

Bajo pH; Alto flujo dentro de la tubería; Temperatura alta del agua; Presencia de sólidos suspendidos, tales como arena.

Si es necesario botar o dejar correr su agua fría por unos minutos en la mañana antes de tomar porque el agua tiene un sabor amargo, probablemente su Agua es corrosiva. Si usted ve sus manchas en sus lavamanos o esta misma mancha en las conexiones de su tubería de cobre, su Agua probablemente es corrosiva. Según el agua con orín se queda o se colecciona en tuberías ó tanques esta toma metales de la tubería, tanques, cubierta de pozo u otras superficies de metal con las que está en contacto. Pruebas de corrosión para determinar el potencial de corrosión para el agua, el "Langelier Saturation Index"("Indice de Saturación Langelier") puede ser utilizado. Para calcular la saturación, es necesario determinar la alcalinidad, pH, dureza de calcio (o dureza total), conductividad y el contenido de sólidos totales disueltos del agua. El índice de saturación entonces se determina basado en una temperatura particular, típicamente 25C. Además, se recomienda revisar el agua para documentar que se ha examinado para plomo y cobre. Esto se conduce determinando el contenido de plomo y cobre del agua después que el agua se ha dejado en la tubería de un día para otro. Se recoge la primera cantidad y entonces se coge otra muestra después que ha corrido, generalmente de tres a cinco minutos. La primera muestra es el primer litro de agua recogido de un grifo de agua fría que ha estado cerrado por lo menos por seis horas. Este es el procedimiento de muestrario que el EPA requiere para los sistemas de agua comunales que se utilizan para determinar el cumplimiento con todos los niveles de acción. Muestras entonces se analizan por absorción atómica especto fotométricas para plomo y cobre. Se recomienda que un dueño de casa ó nuevo dueño de casa prueben la corrosividad del agua por lo menos una vez cada dos ó tres años. Agua agresiva ó corrosiva puede resultar en problemas estéticos, niveles elevados de metales tóxicos y deterioro de plomería y artefactos de baño. 9.2 Tratamiento de Corrosión Control de corrosión es un proceso complejo de la ciencia, que requiere conocimiento amplio de química de corrosión y del sistema que se está evaluando. Agua corrosiva puede controlarse instalando unos sistemas de pretratamiento, instalar conexiones no-conducivas, reduciendo la temperatura caliente del agua y reemplazando tubería de cobre con PVC. El proceso de pre-tratamiento trata la corrosividad del agua cambiando el Indice de Saturación a través de un aumento ó decenso en el pH, dureza y/o alcalinidad. El Indice de Saturación resultante es generalmente mas positivo y preferiblemente el SI (Indice de Saturación) es entre -0.5 a +0.5. Los sistemas de pre-tratamiento son generalmente utilizados en aplicaciones de dueños de casa ó pequeñas fuentes privadas de agua e incluyen un filtro de tanque neutralizante ó un sistema de alimentación de líquido cáustico. El filtro neutralizante es más comunmente usado. El filtro neutralizante utiliza Calcite (cal molida) , magnesia u otra mezcla y cuando el agua pasa a través del filtro, el filtro neutraliza el exceso de "ácido" y resulta en la disolución parcial del

medio. Por lo tanto, el filtro neutralizante en realidad aumenta la dureza del agua y sube el pH. Filtros neutralizantes pueden ser usado donde el pH del agua cruda es 6.0 ó más. Un medio de cal aumentará el pH a solamente 6.9 a 7.0. Si se requiere un pH más alto un filtro con medio de magnesia debe ser utilizado. El sistema de alimentación cáustico ofrece más opciones y es más flexible que el filtro neutralizante, pero requiere precauciones adicionales para seguridad; más experiencia para instalar, montar y operar; y posiblemente pruebas más extensivas antes de y siguiendo la instalación. El sistema puede tratar aguas con un pH más bajo sin añadir dureza al agua. Generalmente una solución a base de sodio se utiliza como fuente cáustica, entonces la concentración de sodio aumentará. Por lo tanto, los hogares que tengan individuos con una dieta baja en sodio necesitan informar a sus médicos de los sistemas de tratamiento. En aguas con un pH de 4.0 a 6.8 ceniza de soda (carbonato de sodio) se utiliza generalmente. La ceniza de soda se introduce al sistema a una velocidad que produzca el pH resultante de 7.0 Cuando el pH del agua cruda es menos de 4.0, una solución de soda cáustica (Hidróxido de Sodio) se utiliza. Nota: Soluciones de hidróxido de sodio son extremadamente agresivas y solo deben ser manejadas por individuos entrenados. En general, tratamiento de agua de debajo de la tierra puede lograrse añadiendo alguna dureza ó alcalinidad, o ambos, y elevando el pH para aumentar la tendencia de que se forme escama, además creando una capa ó barrera al orín. Instalación de conexiones dieléctricas (no-conductivas) entre metales no similares tales como tubería de cobre y calentadores de agua de acero pueden limitar el orín rompiendo el circuito galvanizado. Uno de los métodos más efectivos de controlar el orín y que se entren metales tóxicos en el agua es preventivo, tal como usar acoples dieléctricos, instalar tubería de PVC, y equipo de acero inoxidable. Si se utiliza plomería de cobre, soldaduras sin plomo tales como 95/5 soldaduras de hojalata/antimony deben ser usadas. Es importante recordar que la corrosividad del agua puede aumentar por la instalación de suavizantes de agua, dispositivos de aeración, aumentando temperaturas de agua caliente, poniendo cloro en el agua y poniendo tuberías de metal que no encajan. Algunos de los equipos de tratamiento de agua tales como suavizantes y sistemas de aeración pueden agravar el orín. Los suavizantes eliminan el calcio y magnesio que funcionan como protectores y dejan entrar el alto conductivo sodio al agua. Dispositivos de Aeración para hierro, sulfuro ó eliminadores de olores deben añadir oxígeno, el cual es extremadamente corrosivo en el agua. Temperaturas altas en el agua y materiales suspendidos aceleran la velocidad de orín aumentando la velocidad de reacciones ó causando daños físicos a las 36

tuberías. Cloro es un oxidante potente que puede estimular el orín. A través de los próximos años, todos los sistemas de agua comunales regulados se les requerirá que controlen los niveles de plomo, cobre con muestras que se toman de grifos de agua fría en los hogares de los consumidores. Los sistemas de agua con niveles de acción que se requieren para implementar procedimientos de control de orín. Por lo tanto, está de su parte para revisar y regular la seguridad y que su propia fuente de agua sea potable

10. INYECCIÓN DE AGUAS Consiste en la inyección del agua en la parte anular de los pozos (entre la tubería del revestimiento y la tubería de producción), el fluido se riega en la primera zona permeable debajo de la tuiberia de revestimiento cercana a la suoperficie. 10.1 Inyección De Polímeros Es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir al agua de inyección un tapón de polímeros, de 200 a 1000 ppm, de un alto peso molecular (2 hasta 5 MM) antes de que esta sea inyectada en el yacimiento. Este proceso mejora la razón de movilidad agua – petróleo lo cual da como resultado un aumento en la eficiencia de barrido, debido a que se forma un tapón viscoso y este con la inyección de agua va a generar un alto factor de recobro porque este arrastra con mayor facilidad los fluidos presentes en el yacimiento. Descripción del proceso. El proceso es simple y tanto la selección del polímero como la concentración son los pasos cruciales en el diseño. Se requieren pruebas de laboratorio cuidadosas y aun, después de esto, los resultados se deben relacionar con el campo. Los polímeros más utilizados son los solubles en agua e insolubles en petróleo o alcohol.

Figura 7. inyección de agua

Actualmente, se usan tres tipos de polímeros: Los poliacrilamidas, los polisacáridos y los polioxidos de etileno. Los dos primeros son los más aplicados en pruebas de campo, siendo los poliacrilamidas los más populares, debido a que, además de aumentar la viscosidad, alteran la permeabilidad de la roca yacimiento en las zonas invadidas, lo cual también baja la movilidad efectiva del agua inyectada. La inyección de polímeros (generalmente poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas o HPAM) provee un mejor desplazamiento mejorando la eficiencias de barrido areal y vertical, incrementado el recobro debido al aumento de la viscosidad del agua, lo que produce una disminución de la movilidad de agua. 10.2 Factibilidad de aplicación 10.2.1 Petróleo • • •

Gravedad > 25 ° API Viscosidad < 150 cp (preferiblemente < 100) Composición No critica

10.2.2 Yacimiento • • • • • •

Saturación de petróleo < 10 % del VP de petróleo móvil Espesor neto No critico Profundidad < 9000 pies Razón de movilidad 2 – 40 Permeabilidad > 20 md Factor de Heterogeneidad 0,5 - 0,85

10.2.3 Agua • • • • • •

Salinidad preferiblemente baja litología Areniscas preferiblemente. Se deben evitar las calizas con alta porosidad factores Favorables Condiciones apropiadas para La inyección de agua. Alta saturación del petróleo móvil. Alto capacidad de almacenamiento.

10.2.4 Factores Desfavorables • • • • • • •

Fracturas extensivas. Empuje fuerte de agua. Capa de gas. Alto contraste de permeabilidad. Agua de formación altamente salina. Problema de inyectabilidad severo. Alto contenido de arcilla y calcio.

10.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL USO DE POLÍMEROS 10.3.1 Ventajas de polímeros • • • • •

Mejoran el barrido vertical Son muy viscosas cuando son altamente diluidas. Mejora la razón de movilidad agua-petróleo. Son los más aplicables en pruebas de campo. Factor económico

10.3.2 Desventajas de polímeros • • • • • •

Son sensibles a la salinidad. Taponamiento que se origina en la formación. Es muy susceptible al ataque bacterial. Son muy costosas al momento de tener problemas. Efecto de esfuerzos y altas temperaturas Agua de alta calidad

Criterios para la selección de pozos destinados a inyección de polímeros la optimización del desarrollo de un reservorio requiere de muchas evaluaciones que involucren diferentes combinaciones de las variables de decisión, tal como las propiedades del reservorio, localización de pozos y parámetros de cronograma de producción, que permitan lograr finalmente la mejor estrategia económica. Antes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe recoger tanta información como le sea posible acerca del pozo y del estatus y de las condiciones de saturación del reservorio. Este estudio se realiza mediante ensayos que involucran técnicas analíticas y geológicas acerca de la morfología del terreno. Toda esta cadena de información fundamenta las bases racionales para la predicción de reservas recuperables de petróleo mediante las distintas técnicas que puede involucrar una recuperación asistida. Los procedimientos de recuperación involucran la inyección de compuestos químicos disueltos en agua, inyección de gases miscibles en alternación con las aplicaciones de agua, la inyección de las denominadas micellar solutions (que son microemulsiones compuestas por surfactantes, alcoholes y aceites crudos.), la inyección de vapor, y la combustión in-situ. Quizás el dato más crítico acerca de la recuperación asistida es la saturación de los reservorios de petróleo. El inversionista debe evaluar la recuperación estimable de petróleo por aplicación de la recuperación asistida en función de los gastos que se generaran a consecuencia de la implantación de esta técnica, o de los estudios que se deben realizar, o de los equipos nuevos que se deben adaptar a las instalaciones existentes. La elección del proceso también se halla relacionada con la cantidad de petróleo que se estima en el lugar, la profundidad del reservorio, la viscosidad del crudo.

Es responsabilidad del Ingeniero y Geólogo, elaborar un programa de los requerimientos de datos durante la vida de un yacimiento; cómo y cuando estos datos deben ser recolectados. El detalle de este programa debe ser modificado continuamente a medida que se gane más conocimiento sobre el reservorio. Para la selección de un pozo destinado a la inyección de aditivos químicos (polímeros) se deben tomar en cuenta: 1. Límites del campo y geometría del reservorio. 2. Propiedades de la roca. 3. Localización de los contactos gas/petróleo y agua/petróleo si estuvieran presentes. 4. Características de los fluidos del reservorio. 5. Condiciones de presión y temperatura inicial del yacimiento. 6. Profundidad de la arena prospectiva. 7. Saturación de fluidos en el medio poroso. Una vez conocidos todos estos parámetros, se procede a la elección del tipo de completación más idónea para la inyección de polímeros. En caso de existir un pozo productor abandonado, para ahorrar gastos este puede ser usado con tal fin. Generalmente el tipo de completación utilizada es una completación sencilla, debido a los bajos costos que esta representa. Otro tipo de completación implicaría gastos innecesarios. Cabe resaltar, la tubería de inyección debe ser altamente resistiva a la corrosión; debido a que se están inyectando compuestos químicos que deterioran rápidamente la misma.

A continuación se muestra el tipo de completacion más utilizado:

Figura8. Completamiento tubería inyección de agua

Problemas asociados a estos procesos de recuperación mejorada los métodos químicos de recuperación mejorada involucran la inyección de un fluido o de varios fluidos de alta complejidad química. Al estar estos fluidos en contacto con el petróleo y el sólido del yacimiento, los cuales han estado en equilibrio físico-químico durante millones de años con la salmuera connata, pueden producirse varios fenómenos de transferencia de masa: adsorción, intercambio iónico, entre otros. Al desplazarse estos fluidos en el yacimiento pueden además producirse fenómenos de no-equilibrio. Todos estos fenómenos complican considerablemente el problema de obtención y el mantenimiento de una formulación óptima a lo largo del proceso, que ya no es muy simple aún en un tubo de ensayo cuando se controlan todas las variables.El tapón de polímeros es mucho más sencillo desde el punto de vista físico-químico que el tapón de surfactante. Sin embargo los polímeros son también susceptibles de precipitarse, formar nuevas fases al contacto del tapón de surfactante, adsorberse en la roca, o ser retenido por filtración en los poros pequeños.

Además se debe considerar que una molécula de polímero hidrosoluble que se desplaza con su fluido solvente está sometida a esfuerzos de cizallamiento al atravesar cada poro, y eso millones de veces consecutivamente. Ese "mal" tratamiento puede producir la ruptura de la cadena polimérica, resultando ésta en una degradación del polímero y una disminución de su efecto viscosificante. Los polímeros pueden ser usados en la producción de petróleo de tres maneras. • En tratamientos en pozos cercanos para mejorar la performance de los inyectores de agua o los bombeadores de agua, mediante el bloqueo de zonas de alta conductividad. • Como agente que puede unir zonas de alta conductividad en las profundidades del reservorio. • Como agente que reduce la movilidad del agua o el radio de movilidad del agua/petróleo. El primer modo no es realmente una inundación por polímeros debido a que el verdadero agente del petróleo no es el polímero. Realmente la mayoría de las técnicas de recuperación asistida por polímeros están orientadas en el tercer modo. La movilidad decrece en una inundación por polímeros por la inyección de agua que contiene un gran peso molecular (polímero soluble en agua). Las interacciones con la salinidad son importantes, particularmente para ciertas clases de polímeros. Virtualmente todas las propiedades de las inundaciones químicas dependen de la concentración de iones específicos más que de la salinidad solamente. La fase acuosa que contiene solamente cationes divalentes (dureza) y más critica a las propiedades químicas que las mismas concentraciones de T.D.S.. Porque del gran peso molecular (1 a 3 millones) solo una pequeña cantidad alrededor de 500g/m3 de polímero llevaran a cabo un sustancial aumento en la viscosidad del agua. Usos de las soluciones polímeras para incrementar la recuperación de petróleo o reducir la producción de agua. 1. Tratamiento con polímeros cerca al pozo ha sido efectuado en pozos de producción e inyección. Los tratamientos en pozos de producción son diseñados para reducir el flujo de fluidos desde zonas que producen cantidades excesivas de agua. Los tratamientos en pozos de inyección son diseñados para reducir el volumen de agua que ingresa a zonas de alta permeabilidad. 2. Soluciones polímeras que son usadas para taponar zonas de alta permeabilidad a una distancia prudencial del pozo. Esta técnica involucra la 43

inyección de la solución polímera con un catión metálico inorgánico que efectuará una unión (cross-link) entre las moléculas del polímero inyectado y las moléculas que rodean la superficie de la roca. 3. Las soluciones polímeras pueden ser inyectadas con el propósito de reducir la movilidad de los fluidos desplazantes, para así mejorar la eficiencia a la cual el petróleo del reservorio es desplazado. Esta aplicación es la que se describe a continuación. Los polímeros tales como las poliacrilamídas o polisacáridos se pueden adicionar al agua de inyección. Proyectos típicos requieren de 2 a 3 lb., de polímero por barril de petróleo producido. Ya que muchas veces el agua de formación afecta a los polímeros adversamente, la solución polímera es frecuentemente precedida por una solución de baja salinidad (preflush). La solución polímera es usualmente inyectada como un slug, seguido por una agua de baja salinidad, y con agua de alta salinidad usada para desplazar el agua de baja salinidad. Este procedimiento se realiza para reducir la mezcla de la solución polímera con agua de alta salinidad. Para disminuir el contraste de movilidad entre la solución polímera y el agua detrás de esta, la concentración polímera puede ser gradualmente reducida al final del slug. El efecto primario del polímero es hacer densa al agua de tal manera que sea más eficiente en desplazar el petróleo. La inyección polímera probablemente no reduce la saturación residual del petróleo, pero reduce la cantidad de agua que debe ser inyectada antes de alcanzar la saturación residual. El uso de polímero también puede incrementar el porcentaje del patrón de inyección que es barrido por el fluido inyectado. Algunos procesos usan un slug surfactante (solución micellar) adelante de la solución polímera. Los requerimientos típicos de químicos para este proceso son de 15 a 25 lb, de surfactante por lb, de petróleo producido. Los surfactantes reducen la tensión interfacial tal que la saturación residual del petróleo se reduce. Factibilidad de manufactura de polímeros para la recuperación mejorada de crudos utilizando materias primas nacionales. La industria petrolera venezolana hace un esfuerzo cada vez mayor en investigar e implantar sistemas no convencionales, para recuperar el petróleo remanente en los yacimientos. Entre los distintos métodos de recuperación mejorada de crudos se encuentra el de inyección de polímero, el cual se fundamenta en el aprovechamiento de la viscosidad de soluciones acuosas de polímeros para controlar la movilidad de los fluidos, en la formación geológica. Polímeros de mayor uso comercial. En este tipo de inyección, los polímeros más utilizados se pueden agrupar en dos familias:

10.3.3 Poliacrilamidas: Las Poliacrilamidas son polímeros solubles en agua, con pesos moleculares que oscilan entre valores de 104 y 12x106. Su solución acuosa no es corrosiva para acero y produce altas viscosidades a bajas concentraciones del producto, es sensible a la presencia de sales minerales y no soporta esfuerzos mecánicos. Además de su aplicación en la industria petrolera, las policrilamidas tiene multiples usos, tales como: floculante en el tratamiento de agua negras, hidroseparación en la industria minera y clarificación de jugo de caña. Igualmente es de mucha utilidad en la industria textil, industria del papel y otras como la farmacéutica, alimenticia y la agricultura. 10.3.4 Manufactura: Básicamente la poliacrilamida es un producto que tiene como materia prima inicial al gas natural, del cual se obtiene el propileno y el amoníaco mediante procesos usuales de industria petroquímica. Estos productos obtenidos mediante una reaccion con oxigeno a una temperatura entre 425 y 510 °C producen el acetonitrilo, el cua l dará origen a la archilamida, y esta a ves a la poliacrilamida. Las poliacrilamidas se pueden obtener en forma sólida, liquida, siendo la forma sólida la mas recomendable para su fabricación, debido a sus ventajas de facilidad de transporte, menor riesgo de contaminación del producto y mayor periodo de almacenamiento. 10.3.5 La archilamida: es el compuesto básico para la producción de polímeros, y para la obtención de ambos se requiere adicionalmente ácido sulfúrico, urea e hidróxido de sodio, los cuales son producidos en el país, y el persulfato de potasio y el bisulfito de sodio que proceden del exterior. La tabla Nro 1 resume las materias primas necesarias para la producción de acrilmidas y poliacrilamidas. En la tabla Nro 2 se muestran las cantidades de cada uno de los componentes necesarios para el proceso de polimerización. 10.3.6 La goma xantano: es un polisacárido que tiene como características resaltantes la estabilidad frente a sales minerales, y su resistencia a los esfuerzos mecánicos. El peso molecular de esto polímeros s normalmente entre 1 y 3 millones, sin embargo, se pueden formar asociados moleculares que pueden alcanzar los 10 millones. Es un compuesto sumamente pseudoplastico y moderadamente resistente a la temperatura. Tiene diversas aplicaciones tanto en la industria petrolera en la recuperación de crudos, y en fluidos de perforación como en otras industrias, tales como la alimenticia, farmacéutica y cosmética. 10.3.7 Manufactura:La goma xantano es el producto del metabolismo de carbohidratos por parte de un microorganismo xanthomona, cuya variedad más efectiva en la producción del polisacarido es la xanthomona campestris. En el país se encuentran microorganismos del tipo antes citado, al igual que las fuentes de carbohidratos necesarios como materia prima para su transformación, tales como: glucosa, azúcar de caña o remolacha, melasa, vinasa, avena, harina de cereales y arroz. La velocidad de fermentación de la harina de arroz a glucosa es alta, por lo que conviene utilizar este componente como nutriente para los organismos, aunque 45

bien pudiera servir otro producto que económicamente estuviera en mejor posición que el arroz o que simplemente fuera factible su aprovechamiento. 10.3.8 Aplicaciones de los polímeros en solución en la industria petrolera Los polímeros solubles en agua, tales como carboximetilcelulosa, goma xantano, poliacrilamidas y poliacrilamidas modificadas, son utilizados como aditivos en muchas etapas del proceso de perforación, producción, transporte y procesamiento de crudo. En particular, se usan en la recuperación mejorada de crudos en mezclas para el arrastre de crudo y como geles para control del perfil de inyección. Estos mismos geles también se utilizan para el control de la producción de agua y gas durante las operaciones de producción de crudo. Otras aplicaciones son como aditivos para lodos de perforación, en sistemas para pérdida de circulación y durante tratamientos de estimulación en geles de fracturamiento hidráulico. Adicionalmente, también existen aditivos poliméricos para el control de la deposición de escamas y de parafinas y asfaltenos. A continuación, se mencionan los ejemplos de su aplicación en lodos de perforación y como mezclas para el arrastre de crudo en recuperación mejorada. 10.4 PROBLEMAS DE LA INYECCIÓN DE AGUA La industria petrolera en sus sistemas de inyección de agua para la recuperación secundaria de crudo ha presentado problemas de Corrosión Microbiana asociados con la presencia de Bacterias Reductoras de Sulfato (BRS), productoras de H2S; lo cual es considerado por diferentes investigadores como el principal causante de los problemas de corrosión bacteriana en los sistemas de distribución y almacenamiento de aguas naturales. Ante lo anteriormente planteado y dado que en los tratamientos y controles microbiológicos actuales generalmente no son considerados otros grupos bacterianos. resulta significativo investigar la presencia de microorganismos anaerobios productores de este metabolito agresivo o de sus derivados en los sistemas de inyección de agua. En este artículo se reporta la evaluación de la actividad y corrosividad de una cepa BRS y otra No-BRS aisladas de un sistema de inyección e identificadas por secuenciación del ADN como Desulfovibri.o termitidis (BRS) y Escherichia coli (No-BRS). Los resultados establecen una significativa diferencia de actividad en los medios selectivos seleccionados. Principalmente, la generación de sulfuro por el proceso desasimilatorio del sulfato es mucho mayor que la del grupo que lo genera por vía fermentativa, al igual que la corrosividad sobre acero al carbono API 5L grado X65 determinada por los potenciales de corrosión, resistencia de polarización y pérdida de peso durante 60 horas de evaluación en medios selectivos sin sales ferrosas. No obstante, la evaluación por microscopía electrónica de barrido indicó el desarrollo de biopelículas y ataques localizados en el acero por ambas bacterias, lo cual confirma la necesidad de indagar la participación de estos grupos anaerobios No-BRS y su consideración a efectos de realizar un mejor control de la corrosión bacteriana".

10.4.1 Problemas asociados a la inyección de agua Fuentes de suministro y calidad del agua de inyección Análisis de aguas (diagrama de staff) Sistemas cerrados y abiertos Compatibilidad de aguas Problemas en superficie (formación de escamas, corrosión, sólidos suspendidos, bacterias y hongos) Problemas en el yacimiento (taponamiento, hinchamiento, migración de finos) Problemas en los pozos inyectores y productores.

10.5 TRATAMIENTOS QUIMICOS 10.5.1 Emulsificantes (Rompedores de emulsión): Las emulsiones son comunes en la producción de petróleo y gas. A pesar de que es indeseada, el agua de formación esta presente en casi todos los campos en explotación. Esta agua invariablemente debe ser removida del crudo para que éste pueda ser vendido. Las emulsiones pueden ser rotas por medios químicos y / o térmicos. Romper químicamente una emulsión involucra el uso de un demulsificante. El propósito de los demulsificantes es romper la emulsión para obtener crudo seco y agua limpia. Los demulsificantes pueden ser aplicados en un amplio rango de temperaturas para conseguir el resultado deseado. La selección adecuada (de acuerdo con las caraterísticas del fluido y la disponibilidad de facilidades de producción) y la aplicación son determinantes para un tratamiento exitoso. 10.5.2 Inhibidores De Corrosion: En la producción de petróleo y gas, el acero al carbón es ampliamente usado para la constricción de tubería, tanques y equipos de proceso. A pesar de que es menos costoso que el acero inoxidable, el acero al carbón es susceptible al ataque corrosivo del CO 2 y / o H 2 S presente en el agua de formación. Un número de variables afectan la velocidad a la cual ocurre la corrosión, incluyendo el contenido de CO 2 y H 2 S, temperatura, pH, corte de agua, salinidad, presión y velocidad de las fases líquida y gaseosa. Los inhibidores de corrosión son tradicionalmente usados para disminuir la velocidad a la que ocurre la corrosión. Pueden ser aplicados por inyección continua a los fluidos producidos o en aplicaciones tipo batch a intervalos regulares. Los inhibidores usados son generalmente de naturaleza orgánica y

trabajan formando un film protector en la superficie del metal que impide que el agua esté en contacto con la superficie. Proveemos un amplio rango de inhibidores de corrosión de manera que puede seleccionarse el adecuado para cada aplicación específica. 10.5.3 Inhibidores de escala: Las aguas de formación son complejas y diversas. Estas varían desde menos que =.1% hasta 40% en peso de sólidos disueltos. Estos son generalmente algunos de los siguientes iones: -

Cationes (Iones positivos): calcio, bario, estroncio, hierro Aniones (Iones negativos): bicarbonatos, sulfatos, sulfuros.

Ciertas combinaciones de estos cationes y aniones forman compuestos con solubilidades (la máxima concentración de iones que pueden permanecer disueltos) muy limitadas en agua. Esta aguas se encuentran en un estado de equilibrio con las sales naturales y los minerales de los reservorios. Cualquier situación que altere el equilibrio del agua puede causar que algunas sales excedan la solubilidad bajo las nuevas condiciones y entonces precipiten de la solución. El carbonato de calcio CaCO 3 , es el depósito de incrustación más frecuentemente encontrado en la producción de gas y petróleo y ocurre en todas las regiones geográficas. La selección de los químicos inhibidores de escala depende de algunos factores críticos como: temperatura del sistema, residual de inhibidor, tipo de incrustación, severidad del problema de incrustación, costo, temperatura, pH, clima, compatibilidad y técnica de aplicación. 10.5.4 Antiparafinicos Las parafinas son cadenas rectas y ramificadas de hidrocarburos de varias longitudes, son parte de la familia química de los alcanos. Las moléculas de parafina contienen entre 20 y 80 o más átomos de carbono y tienen un punto de fusión conocido. Las parafinas son del 60 al 90% de los depósitos. Los depósitos suaves están compuestos de moléculas que contienen desde C 2 hasta C 5 , sus puntos de fusión son menores que 150°F . Las parafinas de alto peso molecular son conocidas como microcristales y son similares en estructura química a las parafinas normales pero tienen un punto de fusión más alto ( 150 a 212°F ). Los productos que proveemos mantienen las parafinas en dispersión de manera que no formen una capa sólida.

10.5.5 Surfactantes El término surfactante en la industria petrolera se aplica a aquellos químicos que se usan para cambiar la mojabilidad, agentes espumantes, dispersantes, limipiadores, etc. Estos químicos tienen la capacidad de reducir la tensión superficial de un líquido, la tensión interfasial entre dos líquidos inmiscibles y el ángulo de contacto entre un sólido y un líquido. Básicamente los surfactantes son moléculas orgánicas compuestas de un grupo soluble en aceite (hidrofóbico) y un grupo soluble en agua (hidrofílico). Los surfactantes pueden ser solubles en agua o solubles en aceite con la solubilidad determinada por los tamaños relativos de los dos grupos. Los surfactantes usados en el campo pueden ser clasificados en tres grupos grandes, dependiendo de la naturaleza de los grupos solubles en agua. Ellos son aniónicos, catiónicos y no iónicos. Las aplicaciones típicas de los surfactantes son: -

Mejorar el rendimiento de otros productos Limpieza de equipo de proceso Limpieza de parafinas, lodos e incrustaciones de perforaciones, en equipo bajo pozo y de superficie. Prevenir hinchamiento de arcillas sensibles al agua Aumento de los volúmenes de inyección y disminución de las presiones de inyección en sistemas de inyección de agua. Deshidratación de pozos de gas de baja presión Prevenir la emulsificación del crudo y los fluidos de work over o ácidos gastados. Intensificar la velocidad de reacción ácida en la formación y precipitación de incrustaciones.

10.5.6 Filtración El agua clarificada que sale de la floculación debe filtrarse, pasándola a través de filtros de arena fina que trabajan a presión. Se dispone en la planta, de tres de estos filtros para una operación en paralelo, es decir, que pueden funcionar independientemente el uno del otro. Los filtros mencionados son del tipo rápido de lecho filtrante a presión. La filtración sobre lecho filtrante se utiliza cuando la cantidad de materia que debe retenerse es grande y cuando el tamaño de las partículas contenidas en el agua es relativamente pequeño. Es necesario que los materiales de los cuales está compuesto el lecho sean cuidadosamente seleccionados, tanto en granulometría (tamaño de partícula) como en altura de capa, para que el agua filtrada corresponda a la calidad que se busca. Todo filtro se satura, en la medida en que el lecho se carga de materias retenidas. Cuando la saturación alcanza un valor excesivo o cuando se ve que la calidad del agua se deteriora, es necesario proceder al lavado del lecho filtrante. 49

El lavado del lecho de arena se hace en contracorriente en el momento en que se presente a través de ese lecho una caída de presión de 10 psi, lo que puede deducirse por la lectura de los manómetros respectivos. Una vez el agua ha sido coagulada y decantada, esta no debe contener sino trazas de coágulos (floc). Con una buena decantación los filtros recibirán un agua poco cargada de “flocs”. La filtración es un tratamiento de acabado y de seguridad para obtener un agua de calidad aceptable para consumo humano y para los procesos. La velocidad de paso a través de los filtros puede encontrarse en el orden de 5 a 15 m / hora.

Foto 1.Filtros para tratamiento de agua

10.6 INYECCIÓN DE PRODUCTOS QUÍMICOS PARA AJUSTE FINAL DEL PH Y ELIMINACIÓN DE OXÍGENO: Como es bien sabido, la dureza excesiva en el agua puede formar incrustaciones en los tubos de las calderas. Sin embargo, la ausencia total de salinidad por otra parte tampoco es conveniente pues impide la formación de una delgada capa protectora que evita la corrosión provocada por ejemplo, por el oxígeno (O2) disuelto en el agua.

El ajuste del pH a un valor de 8.5 – 9, recomendado por el fabricante de las calderas, se puede llevar a efecto por inyección de una solución de un producto químico, con una dosificación que debe determinarse experimentalmente por revisión del pH en el agua de purgas. Pero también el exceso de alcalinidad es causa de daños en las calderas y por lo tanto debe controlarse que en ningún caso el pH en el agua de alimentación a la caldera sobrepase el valor de 10 – 11. Puesto que el oxígeno es causa de corrosión, generalmente se elimina su efecto con la aplicación de un producto con base en hiposulfitos. En el proceso de extracción de aceite de palma no es posible recuperar sino una parte muy pequeña de condensados provenientes del vapor utilizado, así que es necesario por lo tanto, la reposición permanente de prácticamente toda el agua. Aunque exista un tratamiento adecuado, el contenido de sales tiende a concentrarse en el interior de la caldera, de manera que se requieren purgas frecuentes para eliminar el exceso de dichas sales. Las cantidades de productos químicos a agregar se determina mediante la medición de la cantidad de residual de sulfitos (para el secuestrante de oxígeno) y fosfatos (para el acondicionador de pH) en el agua de purgas de la caldera. 10.7 ANÁLISIS DE AGUAS Agua disolverá casi todos los compuestos inorgánicos, hasta cierto punto. Durante cientos de millones de años las aguas producidas han estado presentes en el acuífero en asociación con el petróleo y el gas . El agua ha tenido amplio contacto con las diversas formaciones rocosas, habiendo disuelto ciertos compuestos. Para determinar el tratamiento óptimo antes de la aplicación del método de eliminación seleccionado, se requiere un análisis acucioso del agua producida. El análisis es nuestro medio principal para detectar los problemas presentes y los potenciales, debiendo realizarse rutinariamente en todas las aguas producidas. 10.7.1 Procedimientos de Muestreo Un buen análisis no tiene valor si la muestra de agua analizada no es representativa. Resulta difícil enfatizar excesivamente la importancia de un muestreo representativo debiéndose observar las siguientes guías: 10.7.2 Botellas de Muestra Si el análisis se realiza para conocer el contenido de mineral disuelto o para sólidos, utilice únicamente botellas nuevas de plástico con una tapa de seguridad del mismo material siendo las más comunes las botellas de 500 mililitroso de litro.Se encuentran disponibles varios modelos, con diferentes combinaciones en el diseño de la botella y de la tapa. Las botellas de boca ancha son más fáciles de llenar pero con frecuencia no es muy confiable la 51

hermeticidad de la tapa; Debe etiquetarse la botella y no la tapa. Se recomienda el uso de marcadores indelebles (permanentes) para escribir sobre la botella misma. Si el análisis se realiza para conocer el contenido de petróleo u otros constituyentes orgánicos deberá utilizarse una botella de vidrio. El petróleo y otras sustancias orgánicas se adherirán a las paredes de una botella de plástico o hasta serán absorbidos dando como resultado lecturas bajas. Resulta necesario poner extremo cuidado en el envío, recomendándose tener una muestra adicional si se está utilizando botellas de vidrio; Nunca utilice recipientes de metal, ya que el agua producida lo corroerá (disolverá), contaminándose la muestra. 10.7.3 Volumen de la Muestra El volumen mínimo de la muestra es de 500 mililitros. Se considera una buena práctica enviar varias muestras para asegurarnos de que el análisis sea representativo, especialmente si el laboratorio se encuentra muy alejado. Se recomienda que se llenen tres botellas por un largo período -por ejemplo una hora- siendo luego envíadas a cada laboratorio. En caso existiera alguna duda si la cantidad enviada será suficiente, deberá enviarse una cantidad mayor. 10.7.4 Prácticas de Muestreo Si la muestra se analizara únicamente por su contenido de mineral disuelto y se cuenta con una válvula para la toma de la muestra, deberá conectarse una pieza de tubo plástico al extremo de la válvula. Posteriormente deberá abrirse la válvula y dejar correr el agua por un minuto como mínimo. Observe que el color del agua sea constante. Recuerde que probablemente se presentarán algunas suciedades dentro de la válvula o en el fondo de la tubería y que éstas deben ser eliminadas para obtener una muestra optima. Una vez que el agua esté limpia y el color sea constante, se deberá colocar el extremo de la manguera en el fondo de la botella permitiendo que ésta reboce en aproximadamente diez volúmenes. Retire lentamente la manguera y cierre rápidamente la botella con la tapa que le corresponda. Si la muestra debe ser analizada por su contenido de petróleo, no deberá utilizarse una manguera de plástico. Se llenará la botella de vidrio, directamente del punto de muestreo. No deberá permitirse que la muestra rebalse la botella, ya que puede adherirse al vidrio originando lecturas erróneas. Una vez que la botella se encuentre llena, deberá cerrarse herméticamente con toda seguridad colocando de inmediato la etiqueta. Se enviará la muestra junto con un informe completo y las instrucciones para el análisis. Es recomendable acompañarla de una descripción completa sobre dónde y cuándo se obtuvo la muestra, bajo qué condiciones de temperatura y presión, así como cualquier otro dato importante.

Anótese dónde se envió la muestra y cuándo razonablemente se estima estará listo el análisis completo. Si el análisis no es entregado dentro del tiempo establecido, deberá efectuarse un seguimiento con el despachador, para asegurar que fue enviada, contactándose luego con el laboratorio, con el fin de determinar en qué fase del proceso se encuentra el análisis. Asimismo, se recomienda: que Tomar las muestras en la cabeza del pozo, si es que ello es posible. Que Si un tanque es muestreado tomar las muestras a diferentes niveles dentro de la columna del fluído. Esto puede requerir equipos especiales, tal como un muestreador tipo ladrón. que Tomar muestras cuando el sistema se encuentra operando normalmente. También es recomendable verificar el sistema en una zona anterior al punto de muestreo, antes y después de realizado éste, para asegurarnos que nada inusual sucedió o está sucediendo. Que Si se están muestreando aguas superficiales, como una fuente para la recuperación secundaria, o si se quiere determinar contaminantes, deberá recordarse que la composición del agua puede variar considerablemente durante el tiempo. Esto es especialmente importante, cuando se efectúan mediciones de turbidez, oxígeno disuelto y población microbiológica. El agua producida puede cambiar considerablemente con el tiempo. Los desechos de planta o aguas de purga son adicionados en ocasiones y pueden mostrar un cambio cíclico en su composición debido a los ciclos de regeneración del equipo de intercambio iónico y los ciclos de purgado. Es recomendable conversar al respecto con el personal de operación. 10.7.5 Análisis Cuantitativo de Aguas Producidas Un grupo de químicos analistas, debidamente capacitados, realizarán el análisis de agua de manera rutinaria en el laboratorio. Ellos son capaces de efectuar mediciones extremadamente exactas de la muestra que se les entrega. Desafortunadamente, ciertas propiedades del agua pueden cambiar en forma muy rápida después del muestreo, siendo las más usuales el pH, temperatura, contenido de gas disuelto, sólidos suspendidos y población bacteriana. Muchas de las propiedades que son de principal importancia pueden, por lo tanto, ser determinadas únicamente, a través de mediciones en el emplazamiento (en el campo). Es por esta razón que un análisis completo comprende tanto mediciones de laboratorio como de campo. Es importante que todas las personas relacionadas con proyectos de agua producida tengan conocimiento de: v Los componentes del sistema de agua producida son de suma importancia para los métodos de eliminación que se utilizarán. v El significado de cada componente. v Los métodos analíticos que usualmente se utilizan para determinar la concentración de cada componente y los puntos fuertes y débiles de cada método. 10.7.6 Componentes Primarios Los componentes primarios del agua producida dependen del agua específica que se está produciendo. Los componentes mostrados en un análisis dependen a menudo de la razón por la cual se realiza. La mayoría de los 53

componentes han sido estudiados exhaustivamente y son resumidos y descritos detalladamente. Por ejemplo, cuando se inyecta agua se tiende a enfatizar la preocupación por aquellos cationes que forman fácilmente sales o compuestos insolubles y llegan a obturar la formación, mientras que el agua eliminada en el oceáno es analizada principalmente por su contenido de petróleo y grasa. Los constituyentes normales y las propiedades medidas en el laboratorio son: -

Cationes Calcio (Ca++) Magnesio(Mg++) Sodio (Na+) Hierro(Fe+++) Bario(Ba++) Estroncio(Sr+++) Radio(R+++) Aniones Cloruro(Cl) Carbonato(CO3) Bicarbonato(HCO3) Sulfato(SO4) Otras Propiedades pH Sólidos suspendidos cantidad, tamaño, forma, composición química Turbidez Temperatura Gravedad específica Oxígeno disuelto Dióxido de carbono Adicionalmente, es normal medir los sólidos totales disueltos (STD) lo que simplemente representa la suma de las concentraciones de todos los iones individuales.

10.8 SIGNIFICADO DE LOS COMPONENTES Y SUS PROPIEDADES 10.8.1 Cationes Los iones de calcio son componentes de las salmueras de los campos de petróleo. El ión de calcio se combinará fácilmente con bicarbonatos, carbonatos y sulfatos para formar precipitados insolubles. Los iones de magnesio, por lo general, están presentes sólo en muy bajas concentraciones, formando una costra o residuo.

Este se observa normalmente como un componente de los depósitos (incrustaciones) de carbonato de calcio. El sodio es el catión más abundante presente en la salmuera de los campos de petróleo. Usualmente se encuentra presente en concentraciones que exceden las 35,000 ppm. Normalmente no causa ningún problema de manipulación, pero provoca que la salmuera no sea apta para consumo humano o animal siendo a menudo fatal para la vida vegetal. El hierro usualmente es hallado en la naturaleza en muy bajas concentraciones. Su presencia a menudo indica problemas de corrosión. El hierro también se combina con sulfatos y sustancias orgánicas formando un lodo de fierro, siendo particularmente susceptible de formar lodos cuando existen ácidos. El bario es uno de los metales pesados y puede combinarse con los sulfatos para formar sulfato de bario insoluble. Aún en pequeñas cantidades causa serios problemas. El bario tiene la propiedad de permanecer en la superficie por un largo período, debiendo evitarse en lo posible las descargas en la superficie. Todos los metales pesados tienden a ser tóxicos para los humanos, así sea en muy pequeñas cantidades y están sujetos a ser concentrados por la vida marina (conchas, cangrejos, etc.). Los niveles permisibles de metales pesados en el Perú se muestran en el Anexo B, para los diversos usos finales del agua. El estroncio y el radio pueden ser radioactivos, pudiendo ser concentrados por moluscos, tales como las ostras; ellos pueden formar depósitos, pero usualmente se les encuentra como vestigios en productos del calcio. 10.8.2 Aniones Los cloruros constituyen el principal componente de las salmueras. El principal problema en la manipulación de los cloruros es que la corrosividad de la salmuera aumenta en grandes proporciones con el contenido de cloruros. Adicionalmente, el contenido de cloruros es, frecuentemente, muy alto para que el agua se pueda usar como agua de consumo humano o de ganado y a menudo es lo suficientemente alto como para matar la mayor parte de la vegetación. Los carbonatos y los bicarbonatos pueden formar incrustaciones insolubles. Los sulfatos también forman incrustaciones, siendo también la "fuente de alimento" para las bacterias reductoras de sulfatos, la cual nos lleva a la formación de ácido sulfídrico, H2S, en el reservorio.

10.8.3 Otras propiedades El pH es una medida de acidez o alcalinidad. Esto es importante en la formación de incrustaciones (la tendencia a producir incrustaciones disminuye a pHs bajos), así como en el efecto del agua sobre la flora y la fauna. Un pH neutro es 7 con aguas naturales y frescas variando de 6,5 a 7,5. Fuera de esta escala los pHs estimulan la degradación de la vegetación y la muerte de peces, aunque se ha encontrado que algunas especies de peces sobreviven en pHs que oscilan entre 5 y 8,5. El pH puede cambiar rápidamente una vez que se toma la muestra, por lo tanto debe determinarse en el emplazamiento, si ello es posible. El contenido de sólidos suspendidos es la cantidad de sólidos que pueden filtrarse de un determinado volumen de agua y que es usado como una base para estimar la tendencia a producir obturaciones en los reservorios de inyección. Por lo general, se utiliza un filtro de poros con diámetro 0,45 micras (µ). Los sólidos disueltos totales, son simplemente los residuos de la evaporación o la adición de los aniones y cationes del Análisis. El contenido de petróleo se refiere a la cantidad de petróleo disperso en el agua producida. Esto puede observarse a menudo como una gama de colores en la superficie de las aguas donde se ha eliminado o derramado, causando serios problemas. Esto origina que sea tóxico para los peces, reduzca la reaereación, cree olores y sabores e interfiera con las instalaciones de tratamiento de agua. Cuando el agua se descarga en la superficie presenta problemas estéticos y a menudo es tóxico para los mamíferos marinos y particularmente para las aves. En los pozos de inyección puede causar bloques de emulsión en la formación. 10.8.4 Análisis del Agua El análisis del agua es vital para determinar la manera en que las aguas producidas pueden ser mejor manejadas. Estos métodos de análisis varían ampliamente pero deben tener la capacidad de proporcionar resultados precisos, exactos y repetibles. Se recomienda seguir procedimientos conocidos y de uso común a medida que el nivel de uso indique que los resultados generalmente serán válidos. La selección de los métodos de análisis debería considerar: El constituyente debe ser medido con suficiente precisión y exactitud en presencia de las interferencias que normalmente se encuentran en las aguas de los campos Petroleros. Los métodos, experiencia y equipos requeridos en el aspecto técnico deben estar a disposición en los laboratorios locales. El método utilizado deberá ser

aplicado en gran cantidad de laboratorios comerciales para establecer su validez. Las numerosas mediciones son realizadas en aguas de campos petroleros con propiedades adicionales a los constituyentes. Estas incluyen: 1. pH: Se determina con un medidor de pH que mide el potencial eléctrico entre dos electrodos inmersos en la solución. Muchas marcas comerciales están disponibles. 2. Sólidos suspendidos: Un estimado de la cantidad de material en suspensión puede obtenerse con un turbidímetro. Este compara la transmisión o reflejo de luz a través de una muestra a un estándar fijo. Muchos modelos comerciales están disponibles. 3. Resistencia específica: Medida en una celda de resistencia específica usando un puente de Wheatstone a temperatura del reservorio y del ambiente. 4. Gravedad Específica (GE): Medida con un picnómetro, una balanza de GE o un hidrómetro, dependiendo de la exactitud requerida. Para la mayoría de campos petroleros un hidrómetro es lo suficientemente preciso. 10.8.5 Sistemas cerrados y abiertos La clasificación de los sistemas en cerrados y abiertos es muy importante para entender la conducta de los sistemas biológicos y los sistemas sociales (como el sistema político). A diferencia de los sistemas abiertos, los sistemas cerrados se consideran aislados del medio circundante y por tanto no mantienen ningún tipo de interrelación con otros sistemas. En este tipo de sistema, la entropía o desorden (variable o magnitud destructiva) tiende a aumentar hasta el máximo produciendo un estado de equilibrio estático en dicho sistema. En cambio, los sistemas abiertos, que son conformados por los organismos vivientes (biológicos o sociales) se mantienen en permanente evolución, transformación, cambio, o, como dice BERTALANFFY, "en continua incorporación y eliminación de materia, constituyendo y demoliendo componentes, sin alcanzar, mientras la vida dure, un estado de equilibrio químico y termodinámico, sino manteniéndose en un estado llamado "uniforme" que difiere de aquel". Sistemas cerrados: no presentan intercambio con el medio ambiente que los rodea, son herméticos a cualquier influencia ambiental. No reciben ningún recurso externo y nada producen que sea enviado hacia fuera. En rigor, no existen sistemas cerrados. Se da el nombre de sistema cerrado a aquellos sistemas cuyo comportamiento es determinístico y programado y que opera con muy pequeño intercambio de energía y materia con el ambiente. Se aplica el término a los sistemas completamente estructurados, donde los elementos y relaciones se combinan de una manera peculiar y rígida produciendo una salida invariable, como las 57

máquinas. Un sistema cerrado es donde solo hay intercambio energetico con el exterior y no hay intercambio de masa ejemploun sistema de rutas de transporte aereo, o un sistema de organizacion de un campeonato nacional en termodinamica, Un sistema cerrado es aquel en el que las paredes del sistema permiten el flujo de energia hacia afuera y hacia adentro, es decir la energia dentro del sistema no es constante, sin embargo la masa no cambia, es decir la masa siempre es constante. En un sistema abierto se permite la variacion de masa y energia, (con energia me refiero a calor) un sistema aislado es aquel en el que no varia la masa ni la energia. En cuanto a su naturaleza, pueden cerrados o abiertos: - Sistemas cerrados: no presentan intercambio con el medio ambiente que los rodea, son herméticos a cualquier influencia ambiental. No reciben ningún recursos externo y nada producen que sea enviado hacia fuera. En rigor, no existen sistemas cerrados. Se da el nombre de sistema cerrado a aquellos sistemas cuyo comportamiento es determinístico y programado y que opera con muy pequeño intercambio de energía y materia con el ambiente. Se aplica el término a los sistemas completamente estructurados, donde los elementos y relaciones se combinan de una manera peculiar y rígida produciendo una salida invariable, como las máquinas. Sistemas abiertos: presentan intercambio con el ambiente, a través de entradas y salidas. Intercambian energía y materia con el ambiente. Son adaptativos para sobrevivir. Su estructura es óptima cuando el conjunto de elementos del sistema se organiza, aproximándose a una operación adaptativa. La adaptabilidad es un continuo proceso de aprendizaje y de autoorganización. Los sistemas abiertos no pueden vivir aislados. Los sistemas cerrados, cumplen con el segundo principio de la termodinámica que dice que "una cierta cantidad llamada entropía, tiende a aumentar al máximo". Existe una tendencia general de los eventos en la naturaleza física en dirección a un estado de máximo desorden. Los sistemas abiertos evitan el aumento de la entropía y pueden desarrollarse en dirección a un estado de creciente orden y organización (entropía negativa). Los sistemas abiertos restauran sus propias energías y reparan pérdidas en su propia organización. El concepto de sistema abierto se puede aplicar a diversos niveles de enfoque: al nivel del individuo, del grupo, de la organización y de la sociedad •

Compatibilidad de aguas

•

Problemas en superficie (formación de escamas, corrosión, sólidos suspendidos, bacterias y hongos)

•

Problemas en el yacimiento (taponamiento, hinchamiento, migración de finos)

•

Problemas en los pozos inyectores y productores.

10.9 CARACTERÍSTICAS DEL AGUA. El agua natural es una solución de diversos compuestos que se van adhiriendo al agua de acuerdo a los procesos del ciclo hidrológico y que le dan un carácter diferente a las aguas naturales de acuerdo a la composición de los suelos, a su ubicación y a los procesos físicos y químicos que se realizan durante su paso. El agua posee entonces unas características variables que la hacen diferentes de acuerdo al sitio y al proceso de donde provenga, estas características se pueden medir y clasificar de acuerdo a:

FÍSICAS QUÍMICAS

BIOLÓGICAS Y MICROBIOLÓGICAS

Turbiedad, Color, Olor, Sabor, Temperatura, Sólidos, Conductividad. pH, Dureza, Acidez/ alcalinidad, Fosfatos, sulfatos, Fe, Mn, Cloruros, Oxígeno disuelto, Grasas y/o aceites, Amoníaco, Hg. Ag. Pb. Zn. Cr. Cu. B.Cd. Ba. As., Nitratos, Pesticidas, etc. Protozoarios (patógenos), Helmintos (patógenos), Coliformes fecales, Coliformes totales.

Cuadro 1. Características del agua

Las características propias de cada fuente de agua permiten su clasificación: agua potable, agua servida, agua residual industrial, aguas negras, etc.; permiten su uso: para consumo, riego, refrigeración, producción de vapor, como disolvente etc. y permiten su comparación en cuanto a la calidad que presenten para la misma aplicación. El agua para consumo humano es la más estudiada de acuerdo a sus características, debido al impacto que tiene sobre la salud y después de investigar las causas de epidemias mundiales que fueron causadas por aguas contaminadas, devastando grandes centros urbanos, se llegan a plantear valores máximos permisibles de diferentes características. Las investigaciones de la organización mundial de la salud han servido de base para manejar las normas de agua potable en los diferentes países y continúan siendo la guía para caracterización de las aguas. Se basan principalmente en la búsqueda de dosis letales de compuestos, orgánicos, inorgánicos, tóxicos y microorganismos que causen daño a la salud humana. Estas investigaciones se han realizado sobretodo en países en vía de desarrollo en los cuales los impactos son más evidentes

10.10 CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DE LAS AGUAS. 10.10.1 Características físicas. Se miden en un agua los siguientes parámetros físicos: Turbiedad, Color, Olor, Sabor, Temperatura, los Sólidos que contenga y la Conductividad específica. Caolinitas

Al (Si O )(OH) + Al (Si O )(OH)

Montmorilonita (bentonita)

Al(Mg)(Si O )(OH) . xH O

Ilita

K Al (Fe Mg Mg )(Si Y Al )O

Moscovita

K Al (Al Si O )(OH)

Cuadro 2. Características fisicoquímicas del agua

10.10.2 Turbiedad. • Se aplica a las aguas que tienen materia suspendida y coloidal que interfiere con el paso de la luz a través del agua. • Es una medida de la reducción de la intensidad de la luz que pasa a través del agua. 10.10.3 Origen. • • •

Óxidos de hierro, de zinc, coloides, sólidos suspendidos. En su mayoría provienen de arcillas de los suelos que conforman los lechos de los ríos. El tamaño de la partícula incide en la turbiedad, por la dificultad para sedimentar que presentan las partículas muy pequeñas especialmente los coloides, lo que se ilustra bien en la siguiente tabla.

10.10.4 Unidades de medida. • • •

La turbiedad se mide en Jackson, que se utiliza actualmente sólo para calibración y patronamiento de modelos de turbidimentros. Se relaciona en unidades nefelométricas de turbiedad o NTU. Los turbidímetros se basan en el efecto Tyndall y el valor obtenido es función de la energía dispersada. Para calibrar los equipos se utiliza una solución inerte y cuantitativa de SiO . 1 mg/L de SiO da una NTU de 2

turbiedad. 10.10.5 Significado sanitario. El mismo de la turbiedad. El agua de consumo humano debe tener menos de 75 unidades de color. • Es una medida de la calidad del agua. Para evitar rechazos de los consumidores debe estar exenta de color y sabor.

• Por razones estéticas • Como indicadores de contaminación, deben ser removidas las sustancias que los generan. 10.10.6 Temperatura. Una corriente puede cambiar su temperatura por efectos climáticos naturales o por la introducción de desechos industriales. Es importante porque actúa sobre procesos como la actividad biológica, la absorción de oxígeno, la precipitación de compuestos, la formación de depósitos, y por los cambios de viscosidad en los procesos de tratamiento, como desinfección por cloro, filtración, floculación, sedimentación y ablandamiento. 10.11 SÓLIDOS 10.11.1 Sólidos. Como materia sólida se clasifica toda la materia, excepto el agua, contenida en los materiales líquidos. 10.11.2 Sólidos totales: los que permanecen como residuo después de haber secado a 103° C. Incluye el material disuelto y el suspendido. ST = SS + SD 10.11.3 Sólidos suspendidos: residuo no filtrable o material no disuelto. 10.11.4 Sólidos disueltos: son el residuo filtrable. 10.11.5Sólidos volátiles: es lo que se pierde después de una calcinación a 600°C. Se interpretan en términos de materia orgán ica. 10.11.6 Sólidos fijos: es el residuo después de la calcinación. 10.11.7 Sólidos sedimentables: el volumen de sólidos que sedimenta en una hora por cada litro de muestra, en un cono de Imhoff. 10.11.8 Unidades de medida. Se reportan como mg/ L de sólidos 10.12 CARACTERÍSTICAS QUÍMICAS Entre los múltiples parámetros químicos que se pueden determinar en las aguas los principales son: pH, dureza, sulfatos, acidez, cloruros, Hierro, alcalinidad, fosfatos, Manganeso, Amonio, agentes oxidantes, aceites y grasas, Arsénico, Bario, Boro, Cadmio, Cromo, Cobre, Cianuros, fenoles, floruros, Mercurio, nitratos, Oxígeno disuelto, pesticidas, Plata, Plomo, Zinc, y otros elementos y sustancias que puedan estar contenidas en las aguas. +

10.12.1 pH Es una forma de expresar la concentración de iones Hidrógeno [H ] o más exactamente de su actividad. Se usa universalmente para expresar la intensidad de las condiciones ácidas o alcalinas de una solución. 61

pH = - log [H ] pH = log 1/[H ] • Es importante en los procesos de estabilización: es Corrosiva si disuelve metales y es Incrustante si precipita metales El agua debe ser estable, para lo cual se usa el índice de Langelier: I = pH – pHsaturación. 10.12.2 Acidez: La acidez de un agua es su capacidad para donar protones. 10.12.3 Alcalinidad Se define como el poder de una solución para neutralizar los iones H+ y se debe primordialmente a las sales de los ácidos débiles, tales como carbonatos, bicarbonatos, boratos, silicatos y fosfatos, y unos pocos ácidos orgánicos que son muy resistentes a la oxidación biológica (ácidos húmicos) y llegan a formar sales que contribuyen a la alcalinidad total. La alcalinidad debida a hidróxidos, carbonatos y bicarbonatos es tan alta que hace despreciable la contribución de otros materiales. 10.12.4 Hierro y Manganeso Sus óxidos abundan en la naturaleza en forma de minerales y como parte constituyente de las arcillas y limos. Las formas oxidadas son insolubles en agua y las reducidas (ferrosa y manganosa) son solubles; Los compuestos férricos y mangánicos que predominan en las aguas son insolubles e incorporan los iones metálicos al agua en forma de bicarbonato ferroso y manganoso, causado por una doble acción química y biológica;Cuando se analiza hierro se debe especificar si el contenido es en suspensión, en solución o es el Hierro total. 10.13 REGULACIÓN DE AGUA EN LA INDUSTRIA PRETROLERA La regulación, desde su ley de creación, incorpora múltiples disfuncionalidades. En primer lugar, le asigna al EPAS (Ente Provincial del Agua y de Saneamiento) el rol de controlar la calidad del agua en todo el ámbito de la Provincia, desconociendo el rol de otros organismos, tales como el DGI, lo que generó un claro conflicto entre ambas instituciones, resuelto por la vía de los hechos a favor de Irrigación, quien tuvo más fortaleza para trabajar en el sector. Esta ley, al segmentar el control de la contaminación entre el DGI, el EPAS y las municipalidades, diluye las responsabilidades en favor de la inacción. Además, le otorga al ente regulador el desarrollo de obras en agua y saneamiento en comunidades fuera del área concesionada a la O.S.M. S.A. (Obras Sanitarias Mendoza), convirtiéndola en juez y parte. Lo más grave con el paso del tiempo, es que el EPAS ha sufrido de todas las disfuncionalidades mencionadas en la bibliografía especializada, cuestión que lo ha llevado a las condiciones actuales, en las que se encuentra capturada por el concesionario (Gobierno) y la empresa (O.S.M. S.A.). Contrasta con la primera etapa del caso del EPRE (Ente Regulador de Energía Eléctrica), que nació y se inició con gran solvencia y solidez pero en una desgraciada acción a principios del 2000, con la finalidad de constituir al Ente en un coto político de caza, el Gobierno desacreditó pública e injustamente a excelentes funcionarios, desmoronando el importante capital social que se estaba construyendo. 62

Este es el tipo de conflictos entre intereses públicos y políticos El embalse El Carrizal viene receptando desde hace más de medio siglo toda la contaminación provocada en la SubCuenca Ugarteche por la actividad petrolera sectoriales más destructivo para el necesario desarrollo institucional del país. 10.14 ESQUEMA DE FLUJO

Figura 8 Recuperación Asistida

El procedimiento químico general de una recuperación asistida se ilustra en la figura, utilizando el método específico de polímeros alcalinos. Por lo general la introducción de productos químicos a un pozo se encuentra precedidas por un preflush esto consiste en la inyección de agua de baja salinidad o de contenidos salinos determinados por adición a la misma de cantidades específicas. para producir un buffer acuoso compatible entre el reservorio de alta salinidad y las soluciones químicas, las cuales pueden ser adversamente afectadas por las sales en solución. Los aditivos químicos son del tipo de detergentes generalmente petróleosulfonados., polímeros orgánicos (para incrementar la eficacia del removido en un reservorio heterogéneo. y micellar solutions. La solución alcalina u otras soluciones son inyectadas luego de que se halla realizado el preflush del pozo. Dicha inyección se halla proseguida por la inyección de una solución de polímeros usualmente un poliacrilamida o 63

polisacárido para incrementar la viscosidad del fluido, ganar espacio y minimizar pérdidas por dilución o channeling. Finalmente, la salinidad del agua adicionada que siga a la inyección del polímero es aumentada respecto de la concentración normal que caracterizan a los fluidos petroquímicos. 10.15 CONSECUENCIAS RECUPERACIÓN ASISTIDA

AMBIENTALES

DEL

USO

El uso de aditivos químicos y combustibles en los pozos petrolíferos introdujo una nueva dimensión de consecuencias ambientales. La recuperación asistida requiere de un gran número de compuestos químicos en los pozos petrolíferos, los cuales en muchos casos están en las cercanías de una zona poblada o en zonas de campos y granjas. Los problemas ambientales llegan debido a que una gran cantidad de productos químicos, como los detergentes, bases, polímeros orgánicos, alcoholes entre otros, deben ser almacenados y utilizados en un área relativamente pequeña. Las nuevas reglamentaciones acerca le la contaminación del aire, agua, y tierra, y los nuevos controles y regulaciones, son más contemplativos que las utilizadas en caso de una técnica de recuperación primaria o secundaria. La polución del aire causada por el uso continuo de métodos térmicos para la recuperación de petróleo en las cercanías de una población posee una reglamentación específica que restringe las cantidades de óxidos de azufre y nitrógeno y los hidrocarburos que pueden ser liberados. Esto tuvo un gran impacto económico en los métodos térmicos de recuperación asistida ya que el tratamiento o recuperación de los efluentes es necesario en todos los casos. Cuando químicos líquidos o gaseosos son inyectados bajo tierra para la recuperación, son necesarios controles para eliminar las emisiones de vapores de los depósitos y los bombeadores. También deben considerarse los químicos inyectados como una potencial fuente de contaminación del agua de las napas subterráneas que pueden tener comunicación con el depósito de petróleo, debido a fracturas, grietas, pozos abandonados, cementación incompleta, etc. Por lo tanto cada técnica de recuperación asistida lleva con sigo como carga el cuidado del medio ambiente. Inyección de agua tiene origen en el año 1865, curiosamente se produjo de forma accidental cuando el flujo de, agua de acuíferos poco profundos relacionados... través de pozos inyectores cuya profundidad debe ser la adecuada para que el... diagrama de fases (1); distribución de frecuencias (1)

10.15.1 Estaciones De Flujo Instalación compuesta por tanques, bombas y tuberías donde se recolecta la producción de varios pozos para enviarla posteriormente a otros sitios según las operaciones que se realicen. Línea de Flujo: Tubería utilizada Para conducir Uno o más fluidos entre diferentes instalaciones o pozos dentro de Campos petroleros y de gas. Se llama línea de flujo al espacio de reservorio recorrido por el fluido contenido cuando se pone a producir un pozo. Las líneas de flujo pueden ser mapeadas para generar un diagrama que muestre como se desplazan los fluidos, es muy utilizado en recuperación secundaria. 10.15.2 Manejo de la Producción Desde el cabezal de cada pozo arranca la tubería de flujo que, tendida sobre el suelo, llega a una determinada estación de recolección, diseñada para recibir la producción de cierto número de pozos. El número de tuberías de flujo flujoducto que tiene cada cabezal depende de la terminación del pozo: sencilla, doble o triple. El diámetro de cada flujoducto corresponde al máximo volumen de producción que se piense manejar, como también las características del crudo, especialmente la viscosidad y la presión del flujo natural en el cabezal. En el caso de pozos que producen por bombeo mediante varillas de succión, la presión en el cabezal es casi nula pero la viscosidad del crudo es factor de consideración especial para seleccionar el diámetro del flujoducto si el crudo es muy pesado o extrapesado. Existe una variada selección de diámetros de tuberías para satisfacer todos los requerimientos. Generalmente, los diámetros nominales más utilizados están entre 50,8 y 101,6 milímetros, 2 a 4 pulgadas. Diámetros mayores pueden ser requeridos para manejar altos volúmenes de producción o petróleos muy viscosos. Todos los elementos del cabezal: bridas, sellos, carretos, adaptadores, crucetas, colgadores, pernos y dispositivos adicionales como válvulas y emplazamiento de reductores o estranguladores son manufacturados según normas API y catalogados para funcionar bajo la acción de presiones cuyo rango va de 140 a 1.400 kg/cm2.

10.15.3 Separación de fluidos La estación de flujo y recolección de la producción de los pozos la componen un grupo de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición, tratamiento, almacenamiento y despacho del petróleo. El flujo del pozo consiste preponderantemente de petróleo, al cual está asociado un cierto volumen de gas: relación gas-petróleo (RGP), que se mide en m3 de gas por m3 de petróleo producido o en pies cúbicos de gas por barril de petróleo producido, a condiciones estipuladas en la superficie. Además, el flujo de petróleo y gas puede mostrar la presencia de agua y de sedimentos procedentes del yacimiento productor. 10.15.4 El múltiple de producción Los múltiples de producción y de prueba se utilizan para recolectar la producción de varios pozos a una planta centralizada donde los pozos se pueden ser colocados individualmente en producción y/o prueba. Pueden ser operados manualmente o automáticamente con válvulas y con contadores de tiempo automáticos. Los múltiples de la producción y prueba pueden ser diseñados para los grados ANSI y API para varias presiones y varios tamaños de tubos. Las estrangulaciones pueden ser incluidas para la reducción de la presión las cuales pueden ser fijas o ajustables además de manuales o automatizadas. Otras instrumentaciones y controles se pueden proporcionar con las especificaciones del cliente. El múltiple facilita el manejo de la producción total de los pozos que ha de pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos para pruebas individuales de producción. Por medio de las interconexiones del sistema y la disposición apropiada de válvulas, se facilita la distribución, el manejo y el control del flujo de los pozos. 10.15.5 Los separadores de producción Es muy importante la separación del petróleo del gas, del agua y de los sedimentos que lo acompañan desde el yacimiento. Para realizar la separación del gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y etapas de separación, varía de acuerdo a las especificaciones de manufactura y funcionamiento requeridos. Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión. En a separación de gas y petróleo es muy importante considerar la expansión que se produce cuando el gas se desprende del 66

petróleo y la función que desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo. La separación para una, dos o tres etapas está regulada por factores tales como la presión de flujo en el cabezal del pozo, la presión con que llega a la estación, la relación gas-petróleo, la temperatura y el tipo de crudo. La última etapa de separación ocurre en los tanques de almacenamiento, donde todavía se desprende gas del petróleo, a una presión levemente mayor o igual a la atmosférica. Además de un proceso tecnológico, la separación envuelve procurar la mayor obtención de crudo que, por ende, significa la mayor extracción de petróleo del yacimiento y el consiguiente aumento de ingresos. Cuando la producción está acompañada de cierta cantidad de agua, que además tanto ésta como el petróleo pueden contener elementos corrosivos, entonces la separación involucra otros tipos adicionales de tratamiento como el calentamiento, aplicación de anticorrosivos, demulsificadores, lavado y desalación del crudo, tanques especiales para asentamiento de los elementos nocivos al crudo y al gas y otros procesos que finalmente acondicionen el crudo y el gas producidos para satisfacer las especificaciones requeridas para la entrega y venta a los clientes. Aunque existen muchas variedades de separadores de dos fases, la mayoría de las unidades utilizadas en campos petrolíferos son diseños convencionales, construidos en configuraciones horizontales o verticales. Los separadores horizontales son más eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero tienen una capacidad limitada de oleada y algunas veces no entran fácilmente en las plataformas petrolíferas. Los separadores verticales frecuentemente son especificados para aplicaciones GOR altos o bajos. Ambas configuraciones emplean hardware similar, incluyendo desviadores de ingreso, extractores de neblina, e interruptores de vórtice. Los autores proveen formulas para la velocidad de caída de líquidos, el diámetro de caída, y el tiempo de retención de líquidos, así como también procedimientos paso a paso para la selección de unidades horizontales y verticales. Las tablas simplifican los cálculos y la selección de tamaños de recipientes. Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de compuestos de hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor diferentes, y otras características. La corriente del pozo experimenta 67

reducciones continuas de presión y temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman de los líquidos, el vapor del agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas, neblina y gas libre. El gas lleva burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de gas. La separación física de estas fases en una de las operaciones básicas de la producción, el procesamiento, y el tratamiento de petróleo y gas. Los separadores de petróleo y gas separan los componentes líquidos y de gas que existen en una temperatura y presión específica mecánicamente, para eventualmente procesarlos en productos vendibles. Un recipiente de separación normalmente es el recipiente inicial de procesamiento en cualquier instalación, y el diseño inapropiado de este componente puede embotellar y reducir la capacidad de la instalación completa. Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la corriente total de líquidos y de tres fases si también separan la corriente líquida en sus componentes de petróleo crudo y agua. Este artículo discute los separadores de dos fases. Adicionalmente, discute los requerimientos de un buen diseño de separación y cómo los varios dispositivos mecánicos toman ventaja de las fuerzas físicas en la corriente producida para lograr la separación adecuada. Algunas veces los separadores son nombrados depuradoras de gas cuando la relación de la tasa de gas a líquido es muy alta. Algunos operadores utilizan el término trampa para separadores que manejan el flujo directamente de los pozos. De todas maneras, todos tienen la misma configuración y sus tamaños son escogidos de acuerdo a los mismos procedimientos. 10.15.6 Disposición del crudo Diariamente los pozos productores fluyen o bombean sus respectivas cuotas de producción, como ya se ha señalado, a sus correspondientes estaciones de flujo. Allí, luego de la separación y tratamiento adecuados, el crudo pasa a tanques de almacenamiento cuyo número y volumen son suficientes para recoger holgadamente la producción de varios días. También se mantiene un registro de los volúmenes de crudo recibidos, tratados, almacenados y despachados. Los tanques utilizados para el almacenamiento son cilíndricos y su altura y diámetro están en función de su capacidad. Los hay de dos tipos: empernados para los de pequeño volumen, y soldados para volúmenes mayores. Existe una variedad de tanques cuya capacidad va desde 40 a 160.000 m3 para satisfacer todos los requerimientos. Además, para ciertos casos especiales de 68

almacenamiento, como crudos pesados, se han construido fosas de 160.000 m3 y de mucha más capacidad. Estaciones pequeñas bombean el crudo a estaciones de mayor capacidad de almacenamiento y de recolección, que conectadas a oleoductos despachan diariamente grandes volúmenes de crudo a los puertos de embarque o directamente a las refinerías. La fiscalización del almacenaje y despacho de volúmenes de crudo se hacen según las normas y procedimientos vigentes, de acuerdo con las leyes y reglamentos de los diferentes despachos gubernamentales: ministerios de Energía y Minas, Hacienda, Transporte y Comunicaciones, Defensa, etc., para los fines de control de la producción, exportación, refinación y consumo interno, regalías, impuestos, etc. La cantidad de agua que acompaña al petróleo producido de los pozos puede ser de características sencillas, cuya separación por asentamiento en tanques se logra fácilmente. En ocasiones, el manejo, tratamiento y disposición del agua no requieren de instalaciones especiales. Sin embargo, se dan situaciones en las que el volumen de agua producido diariamente es muy alto. Las características del agua y del petróleo pueden facilitar emulsiones que requieren de tratamientos mecánico, químico, térmico o eléctrico para lograr la adecuada separación de los dos fluidos y obtener un crudo que corresponda a las especificaciones de calidad requeridas. La presencia de sal en asociación con el agua y el petróleo es de ocurrencia natural en muchos estratos geológicos. De la concentración de sal en solución dependerá la selección del tratamiento que deba emplearse para despojar el petróleo de la sal que contiene. La sal es indeseable en el crudo por sus propiedades corrosivas y las implicaciones operacionales y económicas que ello significa para las refinerías. El manejo y disposición del agua asociada con la producción de petróleo es una fase que a veces puede resultar muy compleja, especialmente si el volumen de agua es muy grande y si el agua es salada o salmuera. En ocasiones, una buena opción operacional y económica es inyectar el agua al yacimiento. 10.16 TANQUE SEPARADOR 10.16.1 Explanation: Es el tanque que separa por diferencia de densidad. La expresión en inglés es skimmer, pero para nosotros es simplemente separador.

Figura 9. Procesos de recolección de crudo en un campo petrolero

10.16.2 Tanques Las estaciones de descarga están provistas de equipos destinados al tratamiento, almacenamiento y bombeo del petróleo hasta los patios tanques. Para el tratamiento, cuentan con separadores gas crudo para las producciones limpias libres de agua, sucias con agua y de prueba, además de realizar la separación agua/crudo por medio de calentadores y tanques de lavado o de estabilización y así cumplir con las especificaciones de concentración menor al 0,5 % de agua y sedimentos. El propósito fundamental de una estación de descarga es separar el gas, el agua y los sedimentos que arrastra el petróleo cuando es extraído de los yacimientos; este proceso se denomina tratamiento del crudo. Proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se encuentran: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento, deshidratación, almacenamiento y bombeo.

Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en un gran número de estaciones; luego de pasar por estas etapas, los distintos productos pasarán a otros procesos externos a la estación. A continuación se describe cada una de las etapas por las que pasan los fluidos provenientes de los pozos: 10.16.2.1 Etapa de Recolección Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de pozos o clusters. 10.16.2.2 Etapa de Separación Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases líquida y gas se somete a una separación líquido gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador. 10.16.2.3 Etapa de Depuración Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea de líquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o miniplantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas. 10.16.2.4 Etapa de medición de petróleo El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de cada pozo. 71

La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el dimensionamiento de las bombas. Algunas de las decisiones más importantes de la compañía están basadas en las los análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la información de la prueba de pozos. 10.16.2.5 Etapa de Calentamiento Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va al calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando la separación de la emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente en las estaciones en tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que están costa fuera mar, lago, etc., y para petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho. 10.16.2.6 Etapa de Deshidratación del petróleo Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo y agua es pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la emulsión y extraer las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petróleo es enviado a los tanques de almacenamiento y el agua a los sistemas de tratamiento de efluentes. 10.16.2.7 Etapa de Almacenamiento del Petróleo Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo producido por los pozos asociados a las estaciones, este es almacenado en los tanques de almacenamiento después de haber pasado por los procesos de separación y deshidratación y luego, en forma inmediata, es transferido a los patios de tanque para su tratamiento y/o despacho. 10.16.2.8 Etapa de Bombeo Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envió a las refinerías o centros de despacho a través de bombas de transferencia. -

Componentes básicos en una estación de flujo

Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son:

Múltiples o recolectores de entrada.

Líneas de flujo.

Separadores de petróleo y gas.

Calentadores y/o calderas.

Tanques.

Bombas.

10.17 TANQUES DE LAVADO Son aquellos equipos mecánicos recipientes, sometidos a una presión cercana a la atmosférica que reciben un fluido multifásico y son utilizados en la industria petrolera para completar el proceso de deshidratación de crudo dinámicamente, es decir, en forma continua; para la separación del agua del crudo. Por lo general, antes de entrar a un tanque de lavado, las emulsiones son sometidas a un proceso de separación gas líquido en separadores convencionales. Durante este proceso se libera la mayor parte del gas en solución. Esto permite que la cantidad de gas que se libera en un tanque de lavado sea relativamente pequeña. El agua contenida en el crudo se puede separar en el tanque de lavado mediante gravedad. Sin embargo, cuando el agua y el crudo forman emulsiones, es necesario comenzar su tratamiento antes de que ingresen al tanque de lavado. Esto se hace generalmente mediante el uso de calor y/o química demulsificante. Uno de los parámetros más importantes en el análisis de un tanque de lavado, es el tiempo de retención. Este se define como el tiempo que debe pasar la emulsión en el tanque, para que el petróleo y el agua se separen adecuadamente. Usualmente se requiere que el petróleo a su salida del tanque de lavado posea un promedio de agua igual o inferior a 1 %. Los tiempos de retención varían entre 4 y 36 horas. En pruebas pilotos se ha demostrado que la emulsión se canaliza en el tanque si existe una ruta directa entre su entrada y su salida. Cuando esto ocurre, la emulsión no pasa por ciertas regiones del tanque denominadas zonas muertas. 73

En tanques de diámetros apreciables, aún con problemas de canalización, es posible obtener los tiempos de retención requeridos para una deshidratación adecuada. No obstante, para tanques de diámetros menores es necesario construir, en el interior del tanque, sistemas deflectores para solucionar el problema de la canalización. De esta forma se obtienen las mejoras en los tiempos de retención de asentamiento para que el grado de deshidratación sea el requerido. Esta manera, el petróleo que sale del tanque de lavado generalmente cumple con las especificaciones exigidas para ser transportado por oleoductos. Sin embargo, este petróleo pasa primeramente a los tanques de almacenamiento antes de entrar a los oleoductos. De esta forma se logra mejorar aún más el proceso de deshidratación, ya que parte de la fracción de agua que todavía permanece en el crudo, se asienta en el fondo del tanque de almacenamiento. 10.17.1 Partes de un Tanque de Lavado Con generalidad, un tanque de lavado está constituido de las partes siguientes: el cuerpo del tanque, los sistemas deflectores, la línea de alimentación, el tubo conductor o separador, el sistema de descarga de petróleo, el sistema de descarga de agua y los sistemas de control, medición, ventilación, remoción de sedimentos y purga. 10.17.2 El cuerpo del tanque Es la parte principal de un tanque de lavado, ya que en su interior se realiza el proceso de deshidratación. Los fluidos se agrupan en tres zonas. La superior formada por petróleo deshidratado. La media constituida por emulsiones. La inferior que contiene agua de lavado. Es importante destacar que estas capas no poseen linderos definidos, sino que sus límites se mezclan entre sí. En algunos casos es deseable aislar térmicamente el tanque y la chimenea exterior. Por lo tanto, es recomendable evaluar esta opción. 10.17.3 Tanques de Almacenamiento Son depósitos cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los tanques de lavado y de esta manera albergar el crudo que será bombeado al Patio de Tanques Principal, cumpliendo con las especificaciones de calidad % AyS, sin embargo de no ser así, será devuelto a los calentadores.

Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos eficientemente. El diseño y la construcción de estos tanques dependen de las características físico-químicas de los líquidos por almacenar. En la industria del petróleo los tanques para almacenar hidrocarburos líquidos se clasifican de la siguiente manera: -

Por su construcción, en empernados, remachados y soldados.

Por su forma, en cilíndricos y esféricos.

Por su función, en techo fijo y en techo flotante

Los tanques esféricos son utilizados para almacenar productos ligeros como gasolina, propano, etc. Su forma permite soportar presiones mayores de 25 psig. Los demás tipos de tanques se utilizan para almacenar petróleo crudo, a presiones cercanas a la atmosférica. Los tanques cilíndricos, soldados y de techo flotante se encuentran estandarizados en la industria del petróleo. 10.17.4 Bombas El bombeo puede definirse como la adición de energía a un fluido para moverse de un punto a otro. Una bomba es un transformador de energía. Recibe la energía mecánica, que puede proceder de un motor eléctrico, térmico, etc., y la convierte en energía que un fluido adquiere en forma de presión, de posición o de velocidad. Las bombas pueden clasificarse sobre la base de las aplicaciones a que están destinadas, los materiales con que se construyen, o los líquidos que mueven. Otra forma de clasificarlas se basa en el principio por el cual se agrega energía al fluido, el medio por el por el cual se implementa este principio y finalmente delinea la geometría específicas comúnmente empleadas. Esta clasificación se relaciona por lo tanto, con las bombas mismas y no se relaciona con ninguna consideración externa a la bomba o aún con los materiales con que pueden estar construidas.

CONCLUSIONES Podemos afirmar que nuestra experiencia fue muy positiva aplicando esta metodología de trabajo y nos permite continuar aplicándola en las soluciones de problemas ambientales que se generen durante este proceso de inyección de agua. Sintetizamos los beneficios en estas conclusiones. Revisar las condiciones ambientales típicas y extremas para conocer que el sistema cumple con los requerimientos de las normas. Se deben conocer el estado de funcionamiento de cada una de las unidades de bombeo, incluyendo las condiciones de succión en el pozo, esto permite conocer la capacidad real del sistema de inyección de agua y determinar el caudal a suplir por las nuevas normas. Mejora directa o indirectamente los problemas de explotación del Yacimiento por medio de la normatizacion ambiental para el manejo de la inyección de agua.

BIBLIOGRAFIA Para la realización de este trabajo se tuvieron en cuenta las siguientes fuentes bibliográficas. Internet 13 Ene 2009 ... En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los ... industria-petrolera.blogspot.com/.../inyeccin-de-agua.htm 18 jul. 2009... inyección en arreglos o dispersa: consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo a través de un numero apreciable de pozos ... www.wikiteka.com/.../inyección-de-agua-y-gas/ 16 Jun 2005 ... ¿Qué son los polímeros?, polímeros isómeros, concepto de tacticidad, homopolímeros, copolímeros, diferencia entre el concepto de polímetros ... www.textoscientificos.com/polimeros 5 Mar 2009 ... 142 - controlo de la calidad del agua processos fisicoquimicos.jpg. Título: Control de la Calidad del Agua - Procesos fisicoquimicos ... www.revistaseguranca.com/index.php?option...id. Art. 31 Funciones de las CAR,s relacionadas con calidad y normatividad ambiental. Decreto 948 de 1995. Normas para la protección y control de la calidad del ... www.upme.gov.co/guia_ambiental ecoTop separadores de aceite/petróleo y agua para uso sobre el superficie. ... Refinerías,pozos petroleros, centros para separar hidrocarburos. ... www.freytech.es/separadores_de_petroleo_y_agua_01_1.html Agua con altos niveles de sodio, cloruro y otros iones aumentará la conductividad del aguaasí promoviendo la corrosión. También los siguientes pueden ...www.excelwater.com/spa/b2c/corrosion.php Enciclopedia Encarta 2000. • Contreras C. Marvin J. (2004). Evaluar y Diagnosticar las Condiciones de Operación de la Estación de Tratamiento de Crudo BARED-10-Distrito San Tome. Informe de Pasantías. Universidad Rafael Urdaneta, Maracaibo. • Arocha P. Otman A. (2004). Estudio Comparativo Técnico-Económico entre Estación de Flujo Convencional y Estación de Flujo con Tecnología Multifásica en el campo Caricari. Trabajo Especial de Grado. Universidad Central de Venezuela, Caracas. • Busto Trina I. y Zamora M. Oswaldo N. (2002). Evaluación del Sistema de Manejo de Fluidos en Superficie para el Área Mayor de Socororo. Trabajo Especial de Grado. Universidad Central de Venezuela, Caracas.

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ANEXOS

LISTA DE TABLAS

Pág.

Cuadro 1. Tabla de características del agua

Cuadro 2. Características físicas

CD Proyecto de grado de inyección de agua Sustentación Proyecto De Grado

TABLA DE FIGURAS

Pág. Figura 1. Proceso de separación

Figura 2. Separador trifásico

Figura3. Partes del separador

Diagrama de flujo N0.1

Diagrama de skim tank y separación

Figura 4. Operación del separador API

Figura 5. Caja API y sistema de filtración.

Figura 6. Lechos de secado

Figura 7. Inyección de agua

Figura 8. Completamiento tubería inyección de agua

Foto 1.Filtros para tratamiento de agua

Figura 9. Recuperación Asistida