libro_ahmed, tarek - equations of state & pvt analysis

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

“OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE

FORMACIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI - AGUARICO”

AUTOR:

WILSON DANIEL MOSCOSO GUEVARA

DIRECTOR:

ING. IRVING SALAZAR

2005

III

DECLARACIÓN

Del contenido de la presente tesis se responsabiliza el autor:

______________________

Wilson Daniel Moscoso Guevara

IV

CERTIFICACIÓN

Certifico que bajo mi dirección la presente tesis fue desarrollada

en su totalidad por el señor Daniel Moscoso

___________________

Ing. Irving Salazar

Director de Tesis

V

DEDICATORIA

Primero a Dios por cuidarme y ayudarme a tratar de hacer bien las cosas aunque a

veces no me salgan y a no dejar que me pierda en el camino.

A mi papá la mejor persona del mundo, el me ha enseñado todo de él, pero lo más

importante me enseño a vivir sin importar los problemas que tenga y a no darles la

espalda, es la persona más grande que tengo y toda mi vida es de él, para ti este

trabajo.

A mi hermano Jorge quien me ha tenido que soportar toda su vida y nunca se ha

separado de mi, y de igual modo a David y a Vale, les quiero mucho!!.

A mis Abuelitos Olga y Mesias y todos mis tíos, Franklin, Lia, Alicia, Rodrigo,

Marco, Manuel, Yola, Leonardo, que son mis otros papás y siempre me han ayudado

en todo, nunca les podré pagar todo lo que por mi han hecho y este trabajo refleja lo

que ellos han esperado de mi, muchisimas gracias a todos ellos, son los mejores!

A mis amigos de toda la vida Edison y Ricardo , que en las buenas y en las malas

hemos estado ahí, también a mis otros amigos Wilson, Maycol, Rodrigo, Juan

Francisco, Alex, Ronald y a todas mis amigas también.

VI

Y lo dedico de una manera muy, pero muy especial a mi amigo Lucho Torres,

siempre pensamos en ti y todos te extrañamos mucho, cuando todos nos volvamos a

reunir , terminamos lo que dejamos pendiente.

Daniel Moscoso.

VII

AGRADECIMIENTO

Quiero agradecer a las personas que hicieron posible poder terminar esta trabajo,

primero a la Universidad, al Decano de la mi facultad que me dieron la oportunidad

de estudiar y forjar mi futuro aquí.

A todos mis profesores muchas gracias, algunos llegaron a ser amigos.

Al Personal de Corrosión e Ingeniería de Petroproducción en Shushufindi y al

personal de cuadrilla de turno que me enseñaron todo en cuanto referente a esta tesis

desinteresadamente y me brindaron su amistad sin ustedes no habría podido terminar

esta trabajo.

Al Ing. Irving Salazar director de este proyecto que me brindo su tiempo y

experiencia para terminar la primera etapa de mi vida profesional

A todos ellos Mil Gracias.

Daniel Moscoso.

VIII

RESUMEN

La Reinyección de agua en el Distrito Amazónico, tiene como fundamental objetivo

la preservación del medio ambiente y consciente del problema se a implementado hace

unos años un sistema para reinyectar el agua que se produce con el crudo.

Desde que se inició las operaciones de extracción de petróleo en el año de 1972, , el

agua producida luego de la separación del petróleo se vertía directamente al entorno

sin ningún tipo de control del contenido de petróleo y sin tratamiento.

El agua de formación por ser de un tipo complejo debido a su alto contenido de iones

en solución, pequeñas cantidades de metales pesados y además con los químicos

utilizados en el proceso de separación agua-petróleo (anticorrosivos, anti-incrustantes,

desmulsificantes, etc.) hacen que el agua enviada directamente al medio ambiente ponga

en peligro no solo la naturaleza sino al hombre y su entorno.

Anteriormente el agua de formación se almacenaba en piscinas de tierra y luego se

las evacuaba a los esteros, ríos, laguna, al pasar el tiempo debido a los mecanismos

de producción en todo yacimiento de crudo, el corte de agua aumenta

significativamente y el manejo de agua producida era cada vez más problemático, y de

allí nace la necesidad de instalar un sistema para eliminar esta agua inyectándola a

niveles cercanos a los 7000 pies, evitando el peligro para el hombre y su medio.

IX

SUMMARY

Water re-injection in the Amazon District has as a fundamental objective that of

preserving environment, and, by being aware of the problem since some years ago, a

water re-injection system in order to inject water produced with crude, has been

implemented.

Since oil extraction operations were initiated in 1972, water produced after

separating from oil, was directly poured into the environment with no control or

treatment of the type of oil content.

Water formation, because of being a complex one type due to its high ion-in-

solution content, small heavy metal amounts, and also chemicals utilized for water-

oil separation (anti-corrosives, anti-inlaying, demulsifying, etc.) cause water directly

sent into the environment to endanger not only nature but also man and his

surrounding.

Formerly, formation water was collected in ground-dug pools, then to be evacuated

into water streams, rivers, lagoons. As time went by, due to production mechanisms

of every crude field, water cut off augmented significantly, and management of

water produced was more and more challenging, therefore, it comes out the need of

installing a system in order to eliminate this water by injecting it at levels near 7000

feet deep, thus avoiding the risk both for man and his environment.

X

CAPITULO I

1.1 TEMA 1

1.2 PROBLEMA 1

1.3 PLANTEAMIENTO. 2

1.3.1 DIAGNOSTICO. 2

1.3.2 PRONOSTICO. 2

1.3.3 CONTROL. 3

1.3.4 FORMULACIÓN. 3

1.3.5 SISTEMATIZACIÓN. 3

1.3.6 .SUJETO DE INVESTIGACÓN 4

1.3.7 .OBJETO DE INVESTIGACIÓN 4

1.4 OBJETIVO GENERAL. 5

1.5 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. 5

1.6 JUSTIFICACIÓN. 5

1.6.1 IMPACTO AMBIENTAL DE LA PROPUESTA 5

1.6.2 IMPACTO SOCIAL DE LA PROPUESTA 5

1.6.3 IMPACTO PRÁCTICO DE LA PROPUESTA 6

1.7 HIPÓTESIS. 6

1.7.1. VARIABLES INDEPENDIENTES. 6

1.7.2 .VARIABLES DEPENDIENTES. 7

1.8 MARCO TEÓRICO. 7

1.9 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN. 8

1.10 TECNICAS / INVESTIGACIÓN 9

XI

CAPITULO II

GENERALIDADES

2.1. DESCRIPCIÓN ACTUAL DEL SISTEMA 10 2.2 POZOS REINYECTORES. 12

2.2.1 Características del yacimiento receptor. 12

2.3 COMPLETACIÓN DE POZOS REINYECTORES. 15

2.4 REACONDICIONAMIENTO DE POZOS REINYECTARES. 30

CAPITULO III

FUNCIONAMIENTO DEL SISTE MA DE REINYECCIÓN DE AGUA

FORMACIÓN

3.1 PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUA PRODUCIDA 32

3.2. TANQUES . 36

3.2.1 Wash tank 36

3.2.2 Tanque de agua Cruda (Polish tank) 38

3.2.3 Tanque Clarificador 38

3.2.4 Tanque Sedimentador 39

3.2.5 Tanque de Agua Tratada.- 40

3.3 REMOSIÓN DE PETRÓLEO DISPERSO. 45

3.3.1 Alternativas para el proceso de tratamiento de agua. 45

3.3.1.1 Sistema de tratamiento del agua. 45

3.3.1.2 Separación Gravitacional 45

3.3.1.3 Dispersión. 47

3.3.1.4 Coalescencia . 48

3.4 DISEÑO DEL EQUIPO DE BOMBEO DE RE-INYECCIÓN DE

XII

SUPERFICIE. 48

3.4.1 Sistema de bombas horizontales para la re-inyección de agua 48

3.4.2 Estación de bombeo. 49

3.4.3 Equipos de Re-inyección 49

3.4.4. Bombas Horizontales. 50

3.4.5 Sistema de bombeo horizontal. 51

3.4.5.1 Descripción de los componentes del Sistema de Bombeo

Horizontal Centrífugo Multi-Etapa 52

3.4.6 Bomba de inyección de químicos . 62

3.5 FILTROS. 64

3.5.1 El Filtro de Lecho Profundo (descendente) 64

3.5.2 El Filtro de Lecho Profundo (ascendente) 64

3.5.3 Filtros de Cáscara de Nuez 65

3.6 MÉTODO DE DESECHO DE SOLIDOS. 66

CAPITULO IV

APLICACIÓN DE UN SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN

EN EL CAMPO SHUSHUFINDI AGUARICO.

4.1 FACTORES QUE AFECTAN A LA CALIDAD DE AGUA PARA

REINYECTARSE Y COMO INCIDEN EN LA INFRAESTRUCTURA FISICA

(FACILIDADES DE REINYECCIÓN). 68

4.1.1 Conductividad 71

4.1.2.Turbidez 72

4.1.3.Color 72

XIII

4.1.4.Sólidos suspendidos 73

4.1.5.Dureza 73

4.1.6.Alcalinidad.- 73

4.1.7.Solubilidad.- 74

4.2 ASPECTOS BÁSICOS Y CONTROL DE CALIDAD DEL

TRATAMIENTO DELAGUA DE REINYECCIÓN. 74

4.3 ANALISIS DE LABORATORIO SOBRE LA CALIDAD DE

AGUA PARA REINYECTARSE. 77

4.3.1. Sólidos en suspensión. 77

4.3.1.1Pruebas de Flujo. 79

4.3.1.2 Mediciones de Sólidos Suspendidos Totales (SST). 80

4.3.1.3 Procedimiento de Análisis de Sólidos Suspendidos. 81

4.3.2.Corrosión. 85

4.3.3 Formación de incrustaciones. 88

4.3.4 .Problemas bacteriológicos. 90

4.3.5.Bacterias en el proceso de corrosión (H2 S). 90

4.3.6.Contenido de petróleo. 92

4.3.7.Sólidos y gases disueltos (CO2, O2, H2 S). 93

4.3.8.Compatibilidad de aguas. 95

4.4. SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS. 96

4.4.1.Bactericida 96

4.4.2.Anti-incrustante o anti-escala 97

4.4.3.Anti-corrosivo 98

XIV

CAPITULO V

ALTERNATIVAS PARA LA OPTOMIZACIÓN DEL

SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA. 105

5.1 TANQUE DE AGUA CRUDA 108

5.2 SEDIMENTADORES 110

5.3 FILTROS 113

5.4 TANQUE DE AGUA TRATADA 118

5.5 SISTEMA DE BOMBEO 118

5.6 LÍNEAS DE FLUJO 119

CAPITULO VI

CONCLUSIONES 123 RECOMENDACIONES 125 ANEXOS 126 GLOSARIO 134 BIBLIOGRAFIA 135

XV

INDICE DE TABLAS

Tabla 1.- LÍMITES PERMISIBLES DE DESCARGA

DEL AGUA DE FORMACIÓN 14

Tabla 2. ESTACIÓN CENTRAL 40

Tabla. 3ESTACIÓN NORTE 41

Tabla 4. ESTACIÓN SUROESTE 42

Tabla 5. ESTACIÓN SUR 43

Tabla 6.ESTACIÓN AGUARICO 44 Tabla 7. FLANGES TIPO RF Y RTJ 56

Tabla 8. TRATAMIENTO QUIMICO EN LA REINYECCIÓN

DE AGUA ESTACIÓN CENTRAL 100


DE AGUA ESTACIÓN SUR OESTE 101


DE AGUA ESTACIÓN SUR 102


DE AGUA ESTACIÓN AGUARICO 103


DE AGUA ESTACIÓN NORTE 104

Tabla 13.CAUDALES MÁXIMOS Y MÍNIMOS PARA

DIFERENTES DIÁMETROS DE TUBERÍA 121

Tabla.14 DIÁMETROS, CAUDALES, LONGITUD Y PRESIONES

EN POZOS REINYECTORES DE ESTACIÓN SHUSHUFINDI CENTRAL 122

XVI

INDICE DE GRAFICOS

Gráfico 1 . POZO REINYECTOR AGUARICO 07 16 Gráfico 2 . POZO REINYECTOR AGUARICO 06 17 Gráfico 3 . POZO REINYECTOR AGUARICO 04 18 Gráfico 4 . POZO REINYECTOR SHUSHUFINDI 93 19 Gráfico 5 . POZO REINYECTOR SHUSHUFINDI 58 20 Gráfico 6 . POZO REINYECTOR SHUSHUFINDI 50 21 Gráfico 7 . POZO REINYECTOR SHUSHUFINDI 47 22 Gráfico 8 . POZO REINYECTOR SHUSHUFINDI 45-A 23 Gráfico 9 . POZO REINYECTOR SHUSHUFINDI 45-A 24 Gráfico 10 . POZO REINYECTOR SHUSHUFINDI 38 25 Gráfico 11 . POZO REINYECTOR SHUSHUFINDI 33 26 Gráfico 12 . POZO REINYECTOR SHUSHUFINDI 25 27 Gráfico 13 . POZO REINYECTOR SHUSHUFINDI 13 28 Gráfico 14 . POZO REINYECTOR SHUSHUFINDI 13 29 Figura 15.SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIÓN, ESTACIÓN AGUARICO 34 Figura .16 PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIÓN 35 Figura .17.UNIDADES DE BOMBEO ( BHT ) 56 Figura 18. BOMBA BHT 60 Figura 19. BOMBAS DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS 63 Figura 20.CASETA DE BOMBAS PARA INYECCIÓN DE QUÍMICOS 63 Figura 21. ANÁLISIS DE SST 84 Figura 22. ESCALA SUSTRAÍDA DEL EJE DE UNA BOMBA BHT 89 Figura 23.SAL CRISTALIZADA EN EL CABEZAL DEL POZO SSFD 05 93 Figura 24 .H2S EN GAS 95 Figura 25 . SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN 107 Figura 26 ESQUEMA DEL TANQUE DE AGUA CRUDA (DESNATADOR) 109

Figura 27 ESQUEMA DEL SEDIMENTADOR 111

XVII

Figura 28 . DISEÑO DE FILTRO 117

ANEXOS

Figura 29 DISEÑO DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA

DE FORMACIÓN SSFD NORTE 126


DE FORMACIÓN SSFD SUR OESTE 127


DE FORMACIÓN SSFD CENTRAL 128


DE FORMACIÓN SSFD SUR 129

Figura 33 .SISTEMA DE TANQUES EN MANTENIMIENTO

ESTACIÓN AGUARICO 130

Figura 34 ROTURA DE TANQUE POR EXCESO DE PRESIÓN 130

Figura 35. UNIDADES DE BOMBEO BHT 131

Figura 36 BOMBAS BOOSTER 131

Figura 37.CABEZAL DE UN POZO PRODUCTOR 132

Figura 38. CABEZAL DE UN POZO REINYECTOR 132

Figura 39. SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN 133

CAPITULO I

1

1.1. TEMA.

OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE

FORMACIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI - AGUARICO.

1.2. PROBLEMA

La explotación petrolera trae como consecuencia la producción de agua de

formación que al tener altas concentraciones de elementos pesados como hierro,

magnesio, azufre, bario, etc, en forma de iones, así como cloruros, carbonatos, y

sulfatos además de productos hidrocarburíferos hace que el agua sea nociva para la

vida vegetal y animal. Si a esto le añadimos los químicos que se utiliza en el

tratamiento de petróleo, tales como demulsificantes, antiparafínicos, anti-

incrustante, entre otros, hace que el agua separada del petróleo sea altamente tóxica

lo que provoca problemas en las vías respiratorias, enfermedades cardiacas y del

estómago, llegando incluso a contraer cáncer cuando las aguas se eliminan a través

de ríos y esteros. A la vez la gran cantidad de contaminantes que presenta el agua de

formación puede provocar severos e irreversibles daños en le infraestructura física

de una estación petrolera por lo que un buen programa de clarificación de agua y un

buen diseño de un sistema de reinyección de agua de formación es de suma

importancia en la industria petrólera.

2

1.3. PLANTEAMIENTO.

1.3.6 DIAGNOSTICO.

En la actualidad muchas compañías petroleras ya sea por la falta de

experiencia de utilización de este tipo equipos o a su vez por no incurrir

en un costo adicional el mismo que no seria recuperado económicamente

no utilizan este sistema el cual es encargado de reinyectar el agua de

formación previamente tratada en pozos no productivos, la cual tiene un

alto índice de contaminantes que causan graves problemas ecológicos.

El alto índice de contaminación principalmente en la región amazónica,

obliga a que todas las empresas petroleras implementen en su

infraestructura este tipo de equipos ya que de esta forma se evitaría lo que

actualmente ocurre.

1.3.2. PRONOSTICO.

Si la utilización de equipos para reinyección de agua de formación en un

campo se utilizaría en todas las compañías petroleras del país

reduciríamos considerablemente los grados de contaminación que trae

consigo la búsqueda, explotación y producción petróleo.

Uno de los argumentos y el más importante para recomendar la

utilización de equipos para reinyección de agua de formación, es la

contaminación del agua que afecta directamente a la salud de los

habitantes de los alrededores del área de explotación y por ende a sus

3

actividades como son la pesca, agricultura, ganadería, adicionalmente

reduce en un alto porcentaje a la afluencia turística.

1.3.3 CONTROL.

Con la implementación de los equipos de reinyección de agua, las

empresas petroleras controlarían de mejor forma la contaminación

ambiental de esta forma las comunidades indígenas que son las más

afectadas mejorarían su calidad de vida y se otorgaría un valor cultural al

entorno natural del cual dependen sus identidades. Estos pueblos tienen

derecho a la defensa de su patrimonio cultural, económico y ecológico.

1.3.4 FORMULACIÓN.

La implementación de los equipos para reinyección de agua de formación

dentro de la infraestructura de la compañías petroleras se debe realizar

por un sistema actual de manejo de agua( 100% agua de reinyección), que

incluye tanque de lavado y tanque de reposo, separadores de petróleo

API, planta de tratamiento de agua producida, bombas de inyección y

pozos de inyección, los cuales tienen un manejo específico dentro de la

función general del sistema

1.3.5 SISTEMATIZACIÓN.

Qué tipo de equipos se utilizan para la reinyección de agua de formación

en un campo?

Cuáles son las diferentes operaciones a seguir para la reinyección de

agua?

4

En la compañía petrolera cómo será el manejo adecuado de este sistema?

Qué condiciones legales cumple la compañía petrolera al incorporar en su

estructura el sistema de reinyección de agua?

Qué ventajas conlleva la implementación de este sistema en las empresas

petroleras?

1.3.6 .SUJETO DE INVESTIGACÓN

Visión general del sitio

Información detallada del funcionamiento del tanque de lavado y

tanque de Reposo.

Información detallada del funcionamiento de separadores de petróleo

API / separación de aguas.

Información detallada de la planta de tratamiento de agua producida

Información detallada de bombas de inyección y pozos de inyección

1.3.7 .OBJETO DE INVESTIGACIÓN

Optimizar el sistema de reinyección de agua de formación del campo

Shushufindi – Aguarico para obtener un trabajo óptimo en la

separación de los sólidos en suspensión y tener como resultado un

agua apta para la reinyección.

5

1.4. OBJETIVO GENERAL.

Describir y conocer el funcionamiento, operación y mantenimiento de los equipos y

facilidades que se utilizan para la reinyección de agua de formación en el campo

Shushufindi – Aguarico, con el objetivo de optimizar su operación y durabilidad de

los equipos utilizados en esta actividad.

1.5. OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

• Determinar el rendimiento de operación y capacidad de la planta de

tratamiento de agua producida ( Sistema de reinyección de agua de

formación) y bombas de inyección que se utilizan en este sistema y de

este modo mejorar su funcionamiento.

• Determinación de capacidad de superficie y tipo de tratamiento a las

aguas de formación antes de la reinyección.

• Determinación volumétrica de agua a reinyectarse en función de la

capacidad de admisión del pozo reinyector.

1.6 . JUSTIFICACIÓN.

1.6.1 IMPACTO AMBIENTAL DE LA PROPUESTA

El impacto ambiental en un medio muy sensible en donde se desarrolla la industria

hidrocarburífera, como es el oriente ecuatoriano obliga a que todo contaminante sea

eliminado sin causar grados de contaminación.

6

1.6.2 IMPACTO SOCIAL DE LA PROPUESTA

En el caso de agua de formación, que se separa a través de los procesos de

deshidratación de crudo, requiere ser eliminada previo tratamiento y en la actualidad

la mejor manera es reinyectarla a pozos previamente escogidos que pueden ser

perforados para este objetivo o pozos antiguos de producción, acondicionarlos para

que puedan ser reinyectores.

1.6.3 IMPACTO PRÁCTICO DE LA PROPUESTA

La implementación de este sistemas en las compañías petroleras en el país abrirán

puertas al turismo ya que se baja el impacto ecológico y los turistas visitan

principalmente a las áreas protegidas y reservas indígenas que ofrecen las variadas

bellezas naturales del lugar.

1.7. HIPÓTESIS.

En la industria petrolera existe una constante innovación tecnológica en equipos y

herramientas que se utilizan en diferentes actividades, el conocimiento cabal del

funcionamiento y un programa actualizado de mantenimiento permiten optimizar las

operaciones y la vida útil de los mismos .

Por lo tanto en la etapa para la reinyección de agua de formación se requiere de

equipos y herramientas que sean en lo posible de última tecnología para optimizar

las operaciones de reinyección de agua de formación basados en función del

conocimiento en detalle de cada uno de ellos.

7

La experiencia permite elaborar programas de mantenimiento permitiendo mejorar

su vida útil y aprovechamiento de las operaciones realizadas.

1.7.1. VARIABLES INDEPENDIENTES.

• Tipo de formación que servirá como receptora de agua

• Calidad de agua a inyectarse ( tanquería, torres desoxigenadoras, productos

químicos a utilizarse)

• Volumen de agua a inyectarse ( Tipo y capacidad de bombas, líneas de

superficie)

1.7.2 .VARIABLES DEPENDIENTES.

• Condiciones de equipos y materiales a utilizarse en superficie

• Capacidad de tanques, bombas, presiones a utilizarse en función de los

volúmenes a inyectarse .

• Condición de completación de pozo y resultados de pruebas de inyectabilidad

del pozo inyector.

1.8 . MARCO TEÓRICO.

Los elementos teóricos en los que se van a apoyar los fundamentos de esta tesis son:

*Según MUKUL M SHARMA explica el manejo y utilización de este sistema,

siendo como es la reinyección de agua de formación, el uso, mantenimiento y

8

operación de equipos y materiales va a ser de suma importancia para que las

operaciones que se lleven a cabo durante la eliminación del agua de formación sea

óptima.

*Guía de Referencia CHEVRON TEXACO Octubre 27, 2004.

Para esto es necesario contar con los equipos y materiales mencionados

anteriormente, si no que estos estarán en función de los cálculos de agua a

manejarse, de los volúmenes calculados, de la capacidad de admisión de la

formación y de la completación del pozo reinyector .

En todo caso siempre será conveniente contar con un rango de especificación extra

de operación como rango de seguridad en la capacidad de los tanques, tuberías y

presiones a manejarse en las bombas con el objetivo de asegurar una operación

exitosa.

*Ministerio de Energía y Minas.- Guía para las presentaciones Públicas de los

estudios ambientales en el sector Hidrocarburífero.

La presente guía no constituye un reglamento o norma oficial de la DINAPA

( Dirección Nacional de Protección Ambiental) ha sido producida con la finalidad de

orientar a los sujetos de control sobre los procedimientos a seguir para planificar y

ejecutar las presentaciones públicas de los estudios de impacto ambiental, esta

basada en experiencias previas y por tanto en procesos de mejoramiento continuo.

9

1.9 . MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN.

• Método Inductivo.- Recolección, clasificación y análisis de la formación de

volúmenes a manejarse, especificaciones de equipos, materiales y condición

de pozo escogido que va a recibir el agua de formación a inyectarse .

• Método Deductivo.- Se utilizará información de pozos y sistemas aplicados

en zonas similares a fin de aprovechar el máximo esta información para

solucionar problemas de agua de formación.

• Método Estadístico.- Se realizará curvas de comportamiento de bombas a

diferentes ratas de inyección de acuerdo a las pruebas de inyectabilidad

realizadas en el pozo y dosificaciones de químicos utilizados en aguas de

formación de características similares de otros campos.

1.10 . TÉCNICAS / INVESTIGACIÓN

1. Revisión de folletos y manuales de equipos de reinyección de agua

2. Revisión de libros

3. Revisión de páginas de Internet

TÉCNICAS

1. Visión general del sitio, a través de visita de campo (pasantía).

2. Observación detallada del funcionamiento de la infraestructura física

de un sistema de reinyección de agua

CAPITULO II

10

2. GENERALIDADES

2. 1 DESCRIPCIÓN ACTUAL DEL SISTEMA.-

El campo SSFD – Aguarico consta de cinco estaciones : SSFD Norte, SSFD central,

SSFD Sur, SSFD Suroeste y Aguarico y cada una de las estaciones tiene un sistema

de reinyección de agua debido a que este campo es gran productor de agua y esta

agua no puede ser desechada al medio ambiente, tiene que ser tratada, en la

actualidad los sistemas de reinyección de agua de cuatro de las cinco estaciones se

encuentran fuera de servicio, quedando únicamente en funcionamiento SSFD Norte,

estos sistemas están al momento en mantenimiento ya que han sufrido daños por el

exceso de contaminantes que acarrea el agua como sólidos, sales y bitumen, etc que

han deteriorado de un modo apresurado la viada útil de los componentes del sistema

como Tanques, bombas, líneas de flujo, etc.

Además el diseño de este sistema no es el más óptimo ya que es similar a un sistema

de clarificación de agua dulce y no de agua de formación, los tanques agua cruda

son únicamente tanques de almacenamiento y deberían ser desnatadores, los tanques

sedimentadores han cambiado de su diseño original y no trabajan como debe, estos

tienen una campana central en su interior que cuelga del techo y ayuda a separar los

sedimentos que arrastra el agua de formación y debe pasar por el interior de esta

campana para que el proceso funcione, pero esta agua no entra a la campana y los

sedimentos no se pueden separar, a continuación pasa al tanque de agua tratada en

donde se supone debería estar con el contenido de sólidos permitido o óptimo para

su reinyección.

11

El sistema no cuenta con un sistema de filtros indispensables para le separación de

sólidos suspendidos.

El tener un exceso de sólidos en el agua produce una reducción en el diámetro

interno de las tuberías, acumulación de escala en los ejes y bandas de las bombas

ocasionando un daño de consideración y que esta deje de funcionar, taponamiento

en la arena receptora ( Tiyuyacu) ocasionando que esta pierda su permeabilidad y el

agua afore a la superficie.

En la actualidad el agua de formación no es desechada al medio ambiente y en las

estaciones que están fuera de servicio lo que se hace es dejar pasar el agua que sale

del Wash Tank por las línea de flujo a las unidades de bombeo (BHT) obviando los

tanques clarificadores porque no sirven y pasa a continuación directo al pozo

reinyector.

En este trabajo detallaré todos los componentes del sistema de reinyección y

soluciones para la optimización de este sistema .

12

2.2 POZOS REINYECTORES.

2.2.1 Características del yacimiento receptor.

Pozos reinyectores del agua de formación

“Para la reinyección fueron reacondicionados aquellos pozos que dejaron de ser

económicamente productivos o que fueron abandonados y cuando sea estrictamente

necesario y ambientalmente justificable se perforará otros pozos adicionales.

No se descargará el agua de formación a cuerpos de agua dulce, ríos, estratos,

lagunas mientras no cumplan los límites permisibles constantes especificados en la

tabla . Si el agua de formación fuese arrojada hacia algún río o estero contaminaría

con fenoles el agua, terminando con la fauna acuática y si fuese al suelo de igual

manera.

Si estos fluidos se dispusieren de otra forma que no sea cuerpos de agua en el plan

de manejo ambiental se establecerán los métodos y parámetros que deben cumplir

para su disposición.

La arena Tiyuyacu hasta el presente debido a su buena porosidad y alta

permeabilidad, no ha presentado problemas de taponamiento, la presión necesaria

para la reinyección no ha variado mayormente, se han reinyectado sólo por parte del

campo Shushufindi- Aguarico un total acumulado hasta el mes de octubre del 2005

13

101.478.817 bbls desde que la compañía Solipet tomo el contrato y el total

acumulado que se ha reinyectado a la arena Tiyuyacu es más de 9.129.826 bbls

aproximadamente.”1

Uno de los parámetros más importantes para determinar si un pozo puede ser

inyector se conoce como “pruebas de inyectabilidad” y consiste en bombear

diferentes caudales o ratas de agua dulce o salada ( pruebas de ratas múltiples) a la

arena que vaya a inyectarse a determinadas presiones en superficie. El objeto es

cuantificar el nivel de aceptación que tiene una formación luego que la misma ha

sido reacondicionada.

Según PETROPRODUCCIÓN debido a trabajos anteriores realizados, valores de

0.25 Bls. / min. A 1250 psig son considerados aceptables para la reinyección de

agua.

1 Información obtenida por parte de la compañía SOLIPET

14

“Tabla 1.- Límites permisibles de descarga del agua de formación

Parámetros Expresado Unidades Máximo valor

permitido pH pH 5 a 9 *Temperatura º C º C * Material flotante Ausencia Hidrocarburos y grasas mg/l <15 Sólidos totales disueltos STD mg/l <2500 Cloruros Cl mg/l <2500 Sulfatos Sulfatos mg/l <1200 Sólidos en suspensión SS mg/l Remoción<80%

carga<40% **Demanda química de O2 DBO mg/l <80 Cadmio Cd mg/l <0.1 Zinc mg/l <0.5 Cobre mg/l <3.0 Cromo mg/l <0.5 Fenoles mg/l <0.15 Fluoruros mg/l <5.0 Mercurio mg/l <0.01 Níquel mg/l <2.0 Plomo mg/l <0.5 Vanadio mg/l <1.0 Sólidos sedimentados mg/l <40

* Los límites para la temperatura serán fijados teniendo en cuenta el caudal del cuerpo receptor, zona de dilución, temperatura ambiental del área donde va ha ser descargado el efluente. ** Las muestras serán tomadas del volumen del líquido de descarga”2

Fuente : Petroproducción

Elaborado por. Daniel Moscoso

2 Petroproduccion, Archivos Distrito Amazónico. Departamentos de Ingeniería, Corrosión

15

2.3 COMPLETACIÓN DE POZOS REINYECTORES.

La completación de un pozo reinyector es casi similar a la del pozo productor. El

tubing de clase N-80 puede resistir hasta 10.000 psi de presión, tiene una camisa y

un packer Se debe tener mucho cuidado el estado del casing en los pozos

abandonados, ya que dependiendo del lapso de tiempo y las características del fluido

que pueden ser la naturaleza corrosiva, degradan su estructura ocasionando cierto

daño en el mismo, razón por la cual uno de los procedimientos para la verificación

de su estado es presurizar con 500 psig en superficie, y evitar la fuga del agua de

reinyección.

A continuación se muestra la completación de todos los pozos reinyectares de las

cinco estaciones del campo Shushufindi – Aguarico.

16

Gráfico 1 . Pozo Reinyector Aguarico 07

Fuente : Petroproducción Elaborado por : Daniel Moscoso

17



18



19

Gráfico 4 . Pozo Reinyector Shushufindi 93


20



21



22



Elaborado por : Daniel Moscoso

23

Gráfico 8 . Pozo Reinyector Shushufindi 45-A


24

Gráfico 9 . Pozo Reinyector Shushufindi 45-A



25



26



27



28



29



30

2.4 REACONDICIONAMIENTO DE POZOS REINYECTARES.

“Aquí se tomo como referencia el reacodicionamiento realizado al Pozo SSF – 05

por parte de PETROPRODUCCIÓN , este reacondicionamiento se lo hizo el 05 de

Abril del presente año con una duración de 576 horas

Primero se debe controlar el pozo con agua filtrada+tratada con químicos de 8,3 lpg. Y

se procede a desarmar el cabezal, a continuación se arman bop. Prueban

Se desasientan packers arrows @ 9170' y 8947 con 110000 libras. Sacan bha de

producción en 2 7/8" tubería, este

Se baja bha de limpieza en 2 7/8" tubería hasta 9295'. Circulan, limpian y sacan.

Con cable eléctrico asientan 5 1/2" tapón ez-drill. Punzonan 757q'-7574' (41) para sqz.

Bajan 5 1/2" retenedor de cemento en 2 7/8" tubería. Asientan retenedor @ 7485'.

Prueban anular con 600 psi ok.

Se realiza prueba de inyectividad con 5 bbl de agua: 0,3 bpm con 3500 psi. Forzan 12

bbl de HCL al 15% a la formación a 0.6 bpm con 3500 psi. Mezclan 11 bbl de cemento

tipo "G" de 15,6 lpg y se realiza cementación forzada a la formación 8 bbl de cemento

con una presión de cierre de 3300 psi. Sacan tubería

Se punzona 7094'-7098' (41) para sqz. Bajan bha de prueba con ret. Matic. Asientan

packer @ 7058', prueban ok.

31

Se realizan prueba de inyectividad con 10 bbl de agua: 1,9 bpm con 2800 psi. Sacan

bha de prueba.

Bajar 5 1/2" retenedor de cemento en 2 7/8' tubería. Asientan retenedor @ 7018',

prueban anular con 600 psi, mezclan 30 bbl de cemento tipo "g" de 15,6 lpg y realizan

cementación forzada, a la formación 24,7 bbl de cemento con una presión de cierre de

3700 psi. Sacan tubería.

Se suelta la barra detonadora y punzonan arena Tiyuyacu:

Realizan pruebas de ratas múltiples y se baja BHA definitivo de Reinyección con

5 ½ ‘’ “packer Lock Set en 2 7/8” tubería . se debe ir Midiendo, calibrando y

probando con 3000 psi cada 20 paradas hasta 7031’ , se retira el BOP, se arma el

cabezal y se prueba con 3000 psi”3

3 Información obtenida de la DNH, Resultados de trabajos de Reacondicionamiento

CAPITULO III

32

3. FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA

FORMACIÓN

3.1 PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUA PRODUCIDA

“ Funcionamiento del sistema de reinyección Shushufindi-Aguarico, la capacidad de

los tanques, bombas va a cambiar de acuerdo a cada estación y a la rata de flujo que

estos presenten pero básicamente el sistema es el mismo en todas las estaciones.

• Este sistema consta de cuatro tanques de diferentes capacidades.

* Tk. Desnatador o agua cruda.

* Tk Clarificador.

* Tk. Sedimentador.

* Tk. De agua tratada.

• Sistema de bombas:

* Bombas de succión

* Bombas de químicos

• Piscina de sólidos.

• Sumidero.

• Oficina de control.

• Transformadores.

33

El sistema fue diseñado para que el agua que viene del tanque de lavado vaya al

tanque desnatador o de agua cruda con el propósito de almacenar agua para poder

suministrar al tanque clarificador por medio de dos bombas de alimentación. Esta

agua que entrega PPR tiene que tener 20 ppm de aceite en agua. Entre los tanques de

agua cruda y clarificador se encuentra un medidor de turbidez, el cual nos va a

indicar de una manera mejor en que condiciones llega el agua a dicho tanque. En

este tanque (sedimentador) se van a inyectar coagulantes y floculantes que por

medio de agitadores van a permitir que los químicos actúen de mejor manera y los

sólidos se asienten en la parte inferior del tanque. El tanque sedimentador y el

tanque clarificador van a tener la misma función y van a trabajar en paralelo es

decir; que los dos tanques van a mantener por un tiempo determinado el agua

mientras los químicos actúan, entre estos dos tanques también se encuentra otro

medidor de turbidez. El objetivo del segundo tanque (sedimentador) es que los

sólidos que no se asentaron en el primero se asienten en este.

El agua que se almacene en el tanque de agua tratada que es la que viene del tanque

clarificador va a ingresar a un pulmón en donde se va a inyectar el inhibidor de

corrosión P-1106 y Surfactante D-273, esta agua será enviada a las bombas de alta

presión (bombas horizontales) por medio de dos bombas booster; y luego enviada al

pozo reinyector.

Los sólidos que se van depositando en la parte inferior de los tanques sedimentador

y clarificador se dirigen por medio de un drenaje al sumidero; de este sumidero los

sólidos serán transportados a una caseta de sólidos en donde por medio de un mixer

34

encapsularán los sólidos y liego serán llevados para un relleno sanitario.. El agua

que salga de este sumidero será devuelta a la recirculación en el tanque de agua

filtrada por medio de una bomba.”4

Figura 15.Sistema de Tratamiento de agua de formación, Estación Aguarico

Fuente. Información obtenida en la estación Aguarico


4 Información obtenida de prácticas en el Distrito Amazónico Compañía Petroproducción

35

Figura .16 PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIÓN

Fuente: Departamento de Ingeniería, Petroproducción

Elaborado por Daniel Moscoso

36

3.2. TANQUES .

Componentes y descripción de un sistema cerrado para la reinyección de agua.

El sistema cerrado con que contaban las estaciones estaba formado por : Tanque de

lavado (wash tank), tanque de pulido (polish tank), filtro, bombas booster, bombas

de alta presión y pozo reinyector

3.2.1 Wash tank.-

“Es un tanque cuya función es mantener por un instante de tiempo el fluido en

reposo y con la ayuda del químico en este caso el desmulsificante, produce la

deshidratación; es decir separa las tres fases de la producción de petróleo como es

crudo, agua de formación y gas natural; para lo cual dispone de divisiones internas

en forma de laberinto y de un continuo tratamiento con químicos que aceleran esta

separación. Por diferencia de densidades el agua de formación tiende a ubicarse en

la parte inferior, sobre el agua se encuentra el crudo que es desalojado por gravedad

a un tanque de transferencia”5

3.2.2 Tanque de agua Cruda (Polish tank) –

La función de este tanque con sus placas internas es permitir que la

concentración de crudo que viene del tanque de lavado se separe por diferencia de

5 Información obtenida por parte de la compañía SOLIPET

37

densidad. El crudo se acumula en la parte superior del tanque de lavado, el agua

libre o con bajo contenido de aceite pasa al filtro.

3.2.3 Tanque Clarificador .-

El sistema de clarificación está diseñado de la siguiente forma: El agua tratada

previamente con químicos, es transferida a la unidad del clarificador, en esta unidad

se sedimentan los flóculos y las grasas que no se han eliminado en el primer

tratamiento de agua de formación y si permanecen aún en el sistema se elevarán a la

superficie .

“El tanque metálico será construido según exigencias de alta calidad en acero al

Carbono tipo ASTM A – 36, incluyendo compartimentos de mezcla en la separación

primaria.

Interiormente se encuentran revestidos y tratados con Sandblasting sp5, Coal-tar

epóxico y recubrimiento especial para tanques que contienen agua de formación

corrosiva, cumpliendo con las normas ISO 9002, NSF, FDA.

Exteriormente serán tratados con Sandblasting sp10, Zinc inorgánico, Epóxico y

acabado de Poliuretano.

38

También posee escaleras de inspección, controles electrónicos del agua para alto y

bajo nivel para el accionamiento inmediato de bombas, Skimmer y bomba de

lodos”6.

El agua de formación mezclada con el químico entra por la parte superior del tanque

a una campana deflectora ubicada en el centro del tanque, dentro de este se

encuentra un mixer o mezclador para aumentar la eficiencia en la separación de

sedimentos reduciendo la velocidad de entrada del agua.

Tiene un sumidero interno donde los sedimentos que decantaron se acumulan y son

eliminados del sistema por medio drenaje al sumidero.

3.2.4 Tanque Sedimentador .-

Tiene las mismas características en el diseño de su construcción que el tanque

clarificador, además va a tener la misma función que el tanque clarificador y va a

trabajar en paralelo, es decir los dos tanques van a mantener por un tiempo

determinado el agua mientras los químicos actúan, entre estos dos tanques se

encuentra un medidor de turbidez . El objetivo del tanque sedimentador es que los

sólidos que no se asentaron en el tanque clarificador se asienten en este .

Por lo general estos tanque para mejorar su eficiencia son de forma cónica.

6 Ingeniería en Tratamiento de Aguas, ECUA CHEM

39

3.2.5 Tanque de Agua Tratada.-

Aquí se va almacenar el agua que viene de los otros tanques con el propósito de

proveer agua al sistema de bombas y ser inyectada al pozo en la arena Tiyuyacu.

Tabla 2. ESTACIÓN CENTRAL

Capacidad(bbl) Diámetro ( m ) Altura ( m )

Wash tank 28870 20 12

Tanque de

Agua Cruda

5000 9.08 7.32

Tanque

Clarificador

2500 7.32 7.62

Tanque

Sedimentador

2150 7.32 8.63

Tanque de agua

Tratada

3000 7.82 8

Fuente : Datos obtenidos en Petroproducción

Elaborado por: Daniel Moscoso

40

Tabla. 3ESTACIÓN NORTE

Capacidad

(bbl)

Diámetro ( m ) Altura ( m )

Wash tank

35840 22.4 11.2

Tanque de Agua

Cruda

4200 10 8

Tanque

Clarificador

2125 7.62 7.32

Tanque

Sedimentador

2125 7.62 7.32

Tanque de agua

Tratada

5000 11 8



41

Tabla 4. ESTACIÓN SUROESTE

Capacidad

(bbl)


Wash tank

8256 12.04 8.96

Tanque de Agua

Cruda

5000 7.85 5

Tanque

Clarificador

1250 6.40 4.80

Tanque

Sedimentador

1050 6.40 4.80

Tanque de agua

Tratada

5000 7.85 5



42

Tabla 5. ESTACIÓN SUR

Capacidad

(bbl)


Wash tank

28500 21 10.08

Tanque de Agua

Cruda

6000 11.25 9.75

Tanque

Clarificador

4150 10.52 7.32

Tanque

Sedimentador

3600 9.75 7.32

Tanque de agua

Tratada

6000 11.24 9.75



43

Tabla 6.ESTACIÓN AGUARICO

Capacidad

(bbl)


Wash tank

16500 19.6 6.72

Tanque de Agua

Cruda

2250 7.85 5

Tanque

Clarificador

1250 6.40 4.88

Tanque

Sedimentador

1050 6.40 4.80

Tanque de agua

Tratada

2250 7.85 5



44

3.3 REMOSIÓN DE PETRÓLEO DISPERSO.

3.3.1 Alternativas para el proceso de tratamiento de agua.

3.3.1.1 Sistema de tratamiento del agua.

La función de todo equipó de tratamiento de agua de formación es causar que las

gotas de petróleo, las cuales existen en la fase continua del agua floten hacia la

superficie del agua. Estas gotas de petróleo están sujetas a la dispersión continua y a

la coalescencia durante su viaje desde el pozo a través de los estranguladores en la

superficie, líneas de flujo, válvulas de control, equipos de procesamiento y las

bombas.

Cuando el flujo de agua es alto las gotas se dispersan en tamaños más pequeños,

mientras que cuando el flujo es bajo, las gotas pequeñas chocan y se juntan unas con

otras en el proceso de coalescencia.

3.3.1.2 Separación Gravitacional

“Los equipos de tratamiento de agua más comúnmente usados cuentan con las gotas

de petróleo de la fase continua de agua. Las gotas de petróleo en contacto con un

volumen de agua están sujetas a dos tipos de fuerzas, una de flotación y otra de

arrastre.

45

Cuando se igualen las dos fuerzas, se alcanza una velocidad constante, la cual esta

dada por la Ley de Stokes, así:

1.78*10-6x (∆S.G.)x(dm)²

Vt = µ

Donde:

Vt= Velocidad de asentamiento Terminal, pies/s.

dm= Diámetro de las gotas de petróleo, micrón.

∆S.G= Diferencia entre la gravedad específica del petróleo y la del agua relativa del

agua.

µ= Viscosidad de la fase continua de agua, centipoise (cp).

Varias conclusiones pueden ser obtenidas de esta ecuación:

1. A mayor tamaño de las gotas de petróleo, menor tiempo toman estas para

subir a la superficie y de este modo es más fácil tratar el agua.

46

2. Con la presencia de crudo más liviano es más fácil tratar el agua.

3. A mayor temperatura menor es la viscosidad del agua, y así mayor es la

velocidad vertical. Es decir, es más fácil tratar el agua a temperaturas altas

que a temperaturas bajas”7.

3.3.1.3 Dispersión.

Una gota de petróleo oscilante llega a ser inestable cuando la energía cinética es

suficiente para suplir la diferencia de energía superficial entre una sola gota y las dos

gotas más pequeñas formadas de esta. Al mismo tiempo que ocurre este proceso, el

movimiento de las partículas de petróleo más pequeñas causa coalescencia .

Puede observarse que a mayor caída de presión, menor será el diámetro máximo de

las gotas de petróleo. Es decir , las caídas de presión más grandes que ocurren en

pequeñas distancias a través de estranguladores, válvulas de control, bombas, etc,

dan por resultado gotas más pequeñas.

Para propósito de diseño , podría asumirse que siempre que ocurran grandes caídas

de presión, todas las gotas mayores que el diámetro máximo (dmax) se dispersan

instantáneamente.

7 7mo Congreso de Ecuatoriano de Geología, Minas, Petróleos y Medio Ambiente. “TRABAJOS TECNICOS”. Tomo II, Octubre 1996

47

3.3.1.4 Coalescencia .

Los sistemas de tratamiento del agua dependen más del proceso de coalescencia que

el proceso de dispersión. En la dispersión de dos líquidos inmiscibles, la

coalescencia inmediata ocurre rara vez cuando dos gotas chocan.

El tiempo para que el tamaño de la gota crezca debido a la coalescencia en un

asentamiento gravitatorio es proporcional al diámetro de la gota e inversamente

proporcional a la concentración de las fases del petróleo. De esto se puede concluir

que después de un período inicial de coalescencia a mayor asentamiento, el tiempo

de retensión adicional tiene una capacidad de disminución rápida para causar la

coalescencia y la captura de las gotas de petróleo.

3.4 DISEÑO DEL EQUIPO DE BOMBEO DE RE-INYECCIÓN DE

SUPERFICIE.

“3.4.1 Sistema de bombas horizontales para la re-inyección de agua”8.

Dependiendo de la distancia que se encuentra el pozo re-inyector, se requerirá un

sistema de bombeo formado por una o más bombas centrífugas “booster”, para

elevar la presión o requerimientos de succión de las bombas de alta presión.

8 Centrilift.- Manual de Ventas, Bombas horizontales de transferencia

48

Generalmente las bombas centrífugas horizontales multietapa, las mismas que

descargarán con valores de 1250 a 3000 psig.

El agua se lleva por una línea de diámetro y espesor adecuado, que no genere

pérdidas de presión grandes para los requerimientos de inyección futuros ya que con

el tiempo se producirá más agua que petróleo. Se debe emplear tuberías de grado

API 5L X52, para proporcionar mayor resistencia al desgate corrosivo interno.

3.4.2 Estación de bombeo.

“Una estación de bombeo de inyección, que consiste en tres bombas eléctricas de

inyección está ubicada inmediatamente al oeste de los separadores API. Las bombas

están montadas en un cojín de concreto equipado con un canal perimétrico de

contención de derrames y con una cubierta (follaje) superior. Las bombas de

inyección dirigen el agua recibida desde el tanque de agua tratada, hacia los pozos

de re-inyección SSF-45ª, 47 y 93 para su re-inyección en la zona de producción”9.

“3.4.3 Equipos de Re-inyección”10.

Los equipos de re-inyección en el Oriente Ecuatoriano están compuestos por

bombas booster y bombas horizontales de alta presión .

9 Petroproducción. Departamento de Reinyección de agua Shushufindi – Septiembre 2005 10 Centrilift.- Manual de Ventas, Bombas horizontales de transferencia

49

Las booster utilizadas son bombas centrífugas horizontales de una sola etapa, en las

cuales le energía cinética o velocidad del fluido (agua de formación) es al inicio

incrementada y entonces convertida en energía potencial o de presión.

La energía cinética es impartida al fluido por la rotación del impeler generando una

fuerza centrífuga. Estas bombas sirven para proporcionar la presión de succión

necesaria para que arranquen las bombas horizontales de alta presión.

Las bombas horizontales de alta presión más utilizadas en el campo petrolero son de

dos tipos: bombas centrífugas horizontales multietapas y bombas horizontales de

desplazamiento positivo pistón, de las cuales, las primeras son las comunes

utilizadas en los sistemas de tratamiento y re-inyección cerrados de

Petroproducción, y en las cuales centraremos nuestra atención.

3.4.4. Bombas Horizontales.

La idea de una bomba horizontal HPS es satisfacer varias aplicaciones como:

desecho de agua salada, proveer agua, servicio de potencia, transferencia de crudo,

inyección de líquido propano, servicio de bombeo de nitrógeno líquido.

Estas bombas son operadas de forma automática con la función arranque/parada

controlada por switch de nivel ubicado en la parte inferior del tanque ecualizador.

50

Para regular su operación estas bombas cuentan con un orificio calibrado que

permite que parte del agua de descarga retorne a la línea de succión.

Diseñado para años de servicio sin fallas, no requieren mantenimiento diario. No

tienen correas en “V” o empacaduras para su servicio. Por su baja vibración y

quietud, se extiende la vida del equipo y se reduce la posibilidad de fugas asociadas

con tubería. La operación quieta de la bomba la hace ideal para áreas sensibles al

medioambiente o zonas urbanas,

3.4.5 Sistema de bombeo horizontal.

“El sistema do bombas horizontales REDA HPS es una bomba centrífuga de

multifase montada en una base para aplicaciones de superficie.

El sistema de bombeo horizontal centrífugo multietapa consta de los siguientes

componentes principales:

1) Estructura (skid – viga de algún tipo de perfil).

2) Motor (eléctrico o de combustión).

3) Acople.

4) Cámara de empuje,

5) Sección de entrada.

6) Bomba centrífuga multietapa

51

7) Controles eléctricos (panel – arrancador)

8) Switches de presión y vibración.

El rango de unidades en este tipo de sistema de bombeo horizontal es el siguiente:

1) Potencia de 25 a 1.000 HP

2) Caudales de 400 BFPD a 50.000 BFPD

3) Presión de descarga de 250 a 4.500 Psi

4) Presión de entrada o de succión desde 1 Psi, hasta 3.000 Psi”11.

3.4.5.1 Descripción de los componentes del Sistema de Bombeo Horizontal

Centrífugo Multi-Etapa.

A continuación daremos una breve descripción de los componentes de los sistemas

de bombeo horizontal centrífugo multi-etapa.

• Skid.- El skid está construido por un perfil de viga determinado (perfil “I”) y

tubería de sección cuadrada, viene con los soportes para la cámara de empuje

y switches, y además con grapas para la bomba, que permiten hacer girar a la

bomba 360°. El montaje del skid requiere una base reforzada de concreto y

hierro con un espesor de 4 a 6” y con un mínimo borde de 1 pie alrededor del

skid.

11 REDA – Manual de Ventas , Bombas horizontalesde transferencia

52

• “Motor.- Se tiene dos tipos de motores: motores eléctricos, y de combustión

interna que usa como combustible diesel o gas natural

Las especificaciones generales de un motor eléctrico son:

a. 460 V/3 fases, 60 Hz. (Disponible en otros voltajes)

b. 3.590 RPM

c. Tipo de carcaza, TEFC, ODP (entre las más comunes)

d. Clase de aislante, F

e. Eficiencia

f. 1,15 factor de servicio

g. Troqué NEMA A o B

h. Frame I o T (viga del soporte del motor)

i. Eje corto (dirección de rotación)

j. Cojinete de bolas.

• Cámara de empuje.- La cámara de empuje absorve el empuje generado por

la bomba y es acoplada al motor con un acople de acero (FALK). El eje

estándar de la cámara absorbe un empuje de 10.000 lb. a 3.600 RPM, y puede

absorber hasta 25.000 lb. en unidades de alto rendimiento.

La cámara de empuje está formada interiormente por cojinete de bolas de

empuje radial, totalmente lubricados por aceite e incluye en sus extremos

53

sellos del eje que operan a una misma presión en ambos sentidos, estos sellos

mecánicos evitan que ingrese aceite u otro fluido al motor. La disposición de

los cojinetes (tipo contacto en “TANDEM”), permite manejar el empuje con

baja generación de calor.

• Cámara de succión.- La cámara de succión está montada entre la cámara de

empuje y la bomba, esta puede rotar a 360° para posicionarse en cualquier

dirección la tubería de succión. Esta incluye un sello mecánico ya que sus

caras están sometidas a un diferencial de presión. Para altas presiones de

succión esta cámara se diseña con aceros de 316 SS y bridas de alta presión.

Se construyen también en materiales resistentes a la corrosión recubiertos por

materiales sintéticos (coated).

• Misceláneos.

a. Switch de vibración.

Está conectado al circuito del motor, lo que permite cortar la energía al motor en

caso de alta vibración en el sistema. Además este switch es ajustable por

sensibilidad.

54

b. Switch de presión Murphy.

Tienen puntos de contacto para alta y baja presión para las presiones de succión y

descarga. Son cableados dentro del panel del motor para apagar la unidad en caso de

válvulas cerradas, rompimiento de líneas o baja presión de succión.

c. Controlador de nivel.

Este controlador se compone del controlador propiamente dicho y el display, y

permite registrar alrededor de 250 eventos.

d. Mangueras flexibles y juntas de expansión.

Son recomendadas para acoplarse al flange (brida de unión) del intake, para evitar la

vibración y la expansión térmica que provocan las altas temperaturas de los fluidos.

e. Bridas de unión para succión y descarga.

Estas bridas pueden ser de tipo RF y RTJ que se muestran en la siguiente tabla y

están disponibles en diferentes diámetros”12.

12 REDA – “Horizontal Pumping System” 1998

55

Figura .17.Unidades de Bombeo ( BHT )

Fuente . Estación SSFD Suroeste


Tabla 7. Flanges tipo RF y RTJ

Clase ANSI Máxima presión de

Trabajo permitido

150 275

300 720

600 1440

900 2160

1500 3600

2500 6000

Fuente REDA “horizontal Pumping System “ 1998 Elaborado por Daniel Moscoso

56

La selección básica de un sistema de bombeo horizontal toma en cuenta parámetros

de diseño, tales como: presión de descarga, presión de succión y potencia requerida.

“Parámetros de Diseño Básico de un Sistema de Bombeo Horizontal”13.

[P x 2.31]

H = G esp

Donde:

H= altura

Gesp= gravedad específica del fluido, dimensional

P= diferencial de presión requerido, psi.

1.Presión de descarga (Pd).

Es la presión necesaria para inyectar el fluido a una velocidad requerida, es decir es

la sumatoria de la presión de inyección más las pérdidas de presión que se generan

13 Análisis de los sistemas de tratamiento y reinyección de aguuas de formación en las facilidades de producción de los campos Aguarico y Guanta. Flores Muñoz Luis Alfonso “Escuela Politécnica Nacional”2000Tesis de Grado

57

desde la cabeza del pozo hasta la estación.

2.Presión de succión (Ps).

Es la presión que se tiene en la succión de la bomba, esta puede ser el nivel del

fluido en un tanque o la presión de entregue una bomba de alimentación (bomba

booster). Las bombas centrífugas pueden trabajar con presiones de succión de hasta

1 psi.

3.Diferencial de presión (Pd – Ps).

Es la diferencia matemática entre la presión de descarga y la presión de succión.

Este valor permite determinar la presión requerida por el sistema, es decir la presión

que tiene que ser entregada por la bomba.

Con el valor del caudal escogemos un tipo de bomba y el levantamiento por etapa, y

entonces podremos tener la cantidad de etapas.

4.Potencia requerida.

La potencia de la bomba es igual al producto de los HP/etapa por la cantidad de la

misma.

58

Debe considerarse aproximadamente un 20% de seguridad para escoger la potencia

del motor respecto a los HP que requiere la bomba, y entonces poder seleccionar el

motor del sistema de bombeo horizontal.

Procedimiento de Arranque de Unidades del Sistema de Bombeo Horizontal.

“Para el arranque de la bomba el procedimiento es el siguiente:

1. Instale filtros antes de la bomba, con una válvula de alivio o ventilación

de aire (esto permite liberar el aire de las líneas).

2. Instale una válvula de compuerta y una check en la descarga de la bomba,

esto es importante para instalaciones TANDEM.

3. Cheque el nivel de aceite en la cámara de empuje.

4. Abra la válvula bloque e inunde la entrada y housing de la bomba con

fluido de inyección hasta que todo el aire sea removido de la bomba del

manifold de la descarga.

5. Arranque el motor, verificando el sentido correcto de giro (si la rotación

no es la correcta), pare la unidad y cambie los cables de energía.

6. Realice el ajuste de los switches de presión y vibración acorde a los

requerimientos de operación. La máxima presión de descarga no debe

exceder los límites de presión para el estallido de acuerdo al tipo de

bomba.

59

Mantenimiento.

En el mantenimiento de las unidades de re-inyección de agua se debe tomar en

cuenta lo siguiente:

1. El control de nivel de aceite en la cámara de empuje.

2. El control de los puntos de engrase del motor (rodamientos)

3. La limpieza de la bomba y el chequeo de rotación suave.

4. La limpieza de los sistemas de filtros y succión.

5. El mantenimiento de líneas de succión y descarga.

6. La verificación de puntos de liqueo (cambio de sellos u o-rings).

7. El chequeo de vibración (cada mes).

8. La verificación de la alineación de los componentes

9. El control de la temperatura de las diferentes partes de la bomba para

determinar si es que hay presencia o no de escala

Figura 18. Bomba BHT

Fuente.Compañía SOLIPET, proyecto de reinyección de agua de formación Campo SSFD – Aguarico

Elaborado por :Daniel Moscoso

60

Adicionalmente, se pueden considerar otras operaciones de mantenimiento, tales

como:

10. La frecuencia de los cambios de aceite en la cámara de empuje:

• En operación intermitente cambie cada 4 meses.

• En operación continua cambie cada 6 meses.

Nota: debe usarse únicamente aceite lubricante apropiado ( CENTRILIFT o REDA)

para la cámara de empuje.

11. El nivel del aceite no debe sobrepasar el control de la mirilla .

12. El acople entre el motor y la cámara de empuje, debe ser engrasado con grasa

“FALK LONG TERM G” (LTG). Se recomienda que el acople sea

chequeado y engrasado una vez por año.”14

14 Información obtenida por prácticas en el campo Compañía Petroproducción

61

3.4.6 Bomba de inyección de químicos .

“Son bombas de desplazamiento positivo, tipo pistón consta de un motor con una

capacidad de ¼ HP el cuál se conecta con la bomba por medio de un eje o acople de

matrimonio que hace girar a los piñones para que el pistón pueda inyectar , pude ser

utilizado con dos cabezotes, es decir puede utilizarse para inyectar dos químicos a la

vez ,además posee un regulador para controlara la cantidad de químico que se desea

inyectar ya sea al pozo productor o a las líneas de flujo para reinyección de agua,

que por lo general dependiendo de los pozos reinyectores o productores oscila de 1 a

8 galones de químico por día , pero tiene una capacidad de inyección de 0.63 a 325

GPD , dos ejes para centrar el émbolo que arrastra al ,pistón, trabaja a 110 V y todos

sus componentes internos se encuentran sumergidas en un aceite lubricante para

evitar su daño por fricción, posee una mirilla externa la cual nos permite determinar

el nivel de aceite lubricante ya que estas bombas no paran su funcionamiento son de

marca TEXSTEAM (HOUSTON)”15.

15 TEXSTEAM RCS- AND CO COOPER, “Pump Catalog & Parts List”, Series 4300

62

Figura 19. Bombas de inyección de Químicos

Fuente. Información Obtenida en la estación SSFD Central Elaborado por Daniel Moscoso

Figura 20.Caseta de Bombas para inyección de Químicos

Fuente. Información Obtenida en la estación SSFD Central Elaborado por Daniel Moscoso

63

3.5 FILTROS.

“La opción de filtros es la parte más difícil del diseño. Es imposible predecir el desempeño

de filtros en aguas producidas. La opción de equipo de filtración depende de las

características de crudo disperso y sólidos para ser filtrados y la calidad deseada del afluente.

El desempeño de equipo de filtración en agua producida puede ser confiadamente

establecido solamente probando en el lugar con el agua de interés.

Hay tres tipos de filtros comúnmente usados para filtrar crudos producidos por agua

3.5.1 El Filtro de Lecho Profundo (descendente)

El filtro de lecho profundo (descendente) requiere de contenidos de crudo de menos que 50

ppm. y concentraciones de sólidos suspendidas menos que 50 ppm. Esperamos que ambas de

estas condiciones encontrarlas en Auca y este filtro podría ser considerado.

El filtro de lecho profundo (descendente) ha sido exitosamente empleado en una variedad de

entornos y ha sido una excelente pieza de equipo. 3.5.2 El Filtro de Lecho Profundo (ascendente)

Este filtro ha sido exitosamente empleado en agua de mar, agua de río y aguas de

producción. Tiene una capacidad extremadamente alta de retener suciedad y es ideal para

aguas de río que frecuentemente tienen muy altas concentraciones de SST.

Este filtro ha sido muy usado para filtrar aguas de producción. Retira los sólidos suspendidos

en el lecho y actúa como un coalescedor para crudo.

64

Las gotitas de crudo se unen dentro del lecho, entonces se levantan para flotar como una fase

de crudo continua en la superficie del agua filtrada sobre los medios. Entonces es retirado del

filtro a través de un skimmer.

Nuevamente, nuestra preocupación es el retrolavado, con este tipo de filtro cuando se emplea

para filtrar aguas de producción conteniendo crudo viscoso no han sido buenas. El uso de

detergentes en retrolavado es típicamente inefectivo. Típicamente, el desempeño decae

gradualmente y los lechos de arena tienen que ser periódicamente limpiados con un solvente.

Alternativamente, la limpieza con vapor puede ser usada.

Basados en estas observaciones y nuestras previas experiencias, no recomendamos el uso de

este tipo de filtro a menos que pueda estar demostrado por ensayo de campo reales que el

filtro puede ser exitosamente regenerado por un período de al menos un mes.

3.5.3 Filtros de Cáscara de Nuez

Este tipo de filtro ha sido empleado en el campo petrolero con el propósito específico de filtrar

aguas de producción con muy variados grados de éxito.

Sin embargo, tienen una ventaja muy fuerte sobre otros medios de filtrado. Los medios de

filtrado pueden casi siempre ser limpiados efectivamente durante el ciclo de retrolavado. Esto es

debido a dos factores.

1. Los medios están compuestos de cáscara de nuez que son humectados naturalmente por agua.

Esto facilita para retirar el crudo o sólidos mojados de crudo de los medios filtrantes.

65

2. El filtro no es retrolavado en el sentido convencional. Agua no filtrada es bombeada hacia

arriba a través del cuerpo de filtro y el medio filtrante es circulado a través de un separador

donde el medio es limpiado.

La humectabilidad de los medios de filtrantes es frecuentemente alteradas por otros productos

químicos de tratamiento presente en el agua. Muchos inhibidores de corrosión son especialmente

efectivos en cambiar la humectabilidad de sólidos de humectante al agua, a humectante al

petróleo.

Probablemente la característica más importante es la mecánica del retrolavado explicada

previamente. La formación de bolas de lodo (bultos de medio filtrante unidos junto con crudo y

sólidos) es evitada efectivamente y los medios se mantienen limpios”16.

3.6 MÉTODO DE DESECHO DE SÓLIDOS.

“Los sólidos recuperados desde la parte inferior de los tanques sedimentadores son

transportados para deshidratación a una serie de tamices instalados para el efecto, el

material sólido recuperado en los tamices serán depositados en una piscina con

recubrimiento de geomembrana y con una cubierta de material plástico (negro) con

el objetivo de acelerar e proceso de evaporación del agua contenida en los sólidos.

El agua de los sólidos recuperada de los tamices será depositada en tanques

recolectores de plástico y/o eternit y será recirculada nuevamente al sistema

clarificador para continuar con el proceso de tratamiento.

16 Tratamiento de agua de reinyección para recuperación secundaria en el campo Auca – Ecuador, Felipe Mamanuel Pinto Valencia, UniversidadTtecnológica Equinoccial, Tesis de Grado

66

Los sólidos recogidos previo a su encapsulamiento deben tener una humedad del 15

al 20%, de allí que es importante evitar la caída de agua lluvia por eso el sitio de

almacenamiento estará cubierto con techo plástico, desde el depósito de sólidos

(piscina) se extraerá manualmente hasta la mezcladora (concretera) en donde se

adicionara el encapsulador “ENCAPSUL” a razón de 3 a 4 sacos de 50 lb. Por

me.

Desde este sitio serán transportados al lugar que Petroproducción indique para su

disposición fina, como relleno sanitario”17.

17 Información Obtenida por la compañía Solipet en el Distrito Amazónico

CAPITULO IV

67

4. APLICACIÓN DE UN SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DE

FORMACIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI AGUARICO.

4.1 FACTORES QUE AFECTAN A LA CALIDAD DE AGUA PARA

REINYECTARSE Y COMO INCIDEN EN LA INFRAESTRUCTURA

FISICA (FACILIDADES DE REINYECCIÓN).

“El petróleo se halla en las formaciones productoras o también llamadas arenas

productoras, se halla entrampado o embebido en las rocas que contienen dichas

arenas y junto a él también se encuentra agua y gas.

Al igual que el petróleo, el agua y el gas tienen el mismo origen; es decir son restos

de mares que existieron en la antigüedad, por ende tienen la misma edad geológica

que el petróleo que allí se formo. En condiciones en que el yacimiento no es

descubierto y menos aun explotado, estos tres fluidos se encuentran en equilibrio

termodinámico de presión y temperatura. Cuando es descubierto el yacimiento y

consecuentemente explotado, este equilibrio termodinámico en el que se encuentra

es perturbado y es desde allí donde aparecen los problemas que acarrea este tipo de

agua.

El agua que esta en la formación se halla a la presión y temperatura de la misma y

al ser el agua un disolvente universal, con el tiempo que ha permanecido en esas

condiciones disuelve las sales y mantiene los diferentes iones que la conforman en

un equilibrio químico.

68

Al iniciar la explotación del petróleo por medio de pozos que el hombre construye,

esta agua de formación empieza a salir junto con el petróleo hacia la superficie

cambiando sus condiciones de presión y temperatura. Al ser la presión y la

temperatura cada vez menores, esta agua de formación que se hallaba a condiciones

de yacimiento se convierte en sobresaturada con relación a las condiciones de

presión y temperatura a lo largo del tubing y la superficie. Por esta razón los iones

en solución forman las diferentes sales las mismas que se precipitan en formas de

incrustaciones adherentes a lo largo del tubing y los demás equipos de producción.

Estas incrustaciones pueden ser diferentes tipos, dependiendo de la composición

físico-química del agua que se maneje; por tanto los primeros problemas de sólidos

son de incrustaciones a lo largo del tubing hasta la cabeza del pozo reinyector o el

mismo productor.

A medida que el agua avanza hacia la superficie llega a los elementos de separación

de la mezcla gas-petróleo-agua como son los separadores trifásicos, bota de gas,

tanque de lavado. Por último el agua separada del crudo pasa al sistema de

reinyección y finalmente es reinyectada a la arena Tiyuyacu que se halla a 7000 pies

de profundidad.

Otra causa que incrementa el flujo de sólidos en el sistema es la presencia de arenas

y arcillas que provienen de las arenas productoras y que se van depositando a lo

largo del sistema, especialmente en los elementos que manejan flujos a baja

velocidad y permiten su sedimentación como son: separadores, tanques, piscinas,

etc.

69

Un tercer factor que incrementa el manejo de los sólidos suspendidos en los sistemas

de producción y reinyección de agua son los sólidos producto de las diferentes

clases de corrosión que se dan en el sistema. El origen de estos sólidos pueden ser

de:

• Compuestos de hierro como óxidos y carbonatos originados por una

corrosión electroquímica debido a la alta salinidad del agua de formación.

• Compuestos de hierro como el sulfuro de hierro de origen biogénico, causado

por una corrosión microbiana localizada (pitting) debido a la acción de

bacterias sulfato reductoras.

Todos estos factores contribuyen en mayor o menor grado a causar problemas en el

sistema.

El enfoque de esta parte experimental es el monitoreo de la tendencia que tiene el

agua de formación para formar incrustaciones debido a sus características especiales

en lo que respecta a su composición química y la relación con los cambios de

presión y temperatura en los diferentes elementos del sistema. Mediante este análisis

se puede diagnosticar con mejor criterio las causas por las que ocurren los

problemas en los equipos, siendo las bombas de alta presión las que mayores

problemas presentan.

Finalmente se pueden dar alternativas adicionales a las que se usan para bajar esta

tendencia del agua a formar incrustaciones.

El agua producida en el campo es altamente corrosiva e incrustante, por lo cual se

necesita a parte de un sistema cerrado de un tratamiento químico, para evitar

70

corrosión, depósitos de incrustaciones y sobre todo colonias de bacterias; por lo cual

este tratamiento debe ser eficiente caso contrario causará problemas en un futuro no

muy lejano a los equipos, líneas, completación de pozos y a las formaciones. La

tendencia a la formación de depósitos de incrustaciones de las aguas de formación

de Shushufindi Aguarico son de tal manera que si el agua no es tratada con anti-

incrustante, esta se forma de 4 a 6 horas.

Si el agua ingresa a los equipos por más de 10 horas, sin tratamiento anti-

incrustante, se produce el atascamiento de las bombas centrífugas horizontales

ocasionando la rotura de los ejes; este problema ocasionaría parar el sistema para el

cambio o arreglo de las mismas y gastos. Los sólidos en suspensión (sulfuro de

hierro) son arrastrados por el agua y pasan al sistema de bombeo, afectando bombas

de transferencia y de alta presión.

El agua de formación contiene diferentes características como: conductividad,

turbidez, color, sólidos suspendidos, dureza, alcalinidad y solubilidad.

4.1.1 Conductividad.-

Es una expresión numérica de la habilidad de una solución acuosa en transportar la

corriente eléctrica. Esta habilidad depende de la presencia de iones, soluciones en

las sales y bases inorgánicas, que son relativamente buenos conductores.

Inversamente, las moléculas de los compuestos orgánicos que no se disocian en las

71

soluciones acuosas conducen la corriente. La conductividad establece el grado de

mineralización y estima el efecto de la concentración total de iones en equilibrio

químico y estima la cantidad total de sólidos disueltos en una muestra.

4.1.2.Turbidez.-

La claridad en el agua es muy importante cuando los productos son destinados al

consumo humano. La turbidez en el agua es causada por la materia suspendida, tal

como arcillas, materia orgánica e inorgánica finamente dividida plankton y otros

organismos microscópicos.

4.1.3.Color.-

Este término trata el color del agua que es causada por el removimiento de la

turbidez. El material que produce el color es el resultante del contacto del agua con

restos orgánicos.

4.1.4.Sólidos suspendidos.-

72

Es uno de los principales parámetros usados para evaluar la agresividad de las aguas

residuales domésticas y para determinar la eficiencia de las unidades de tratamiento;

es de esperarse de que ocurra la deposición de este material por medio de los

procesos de floculación biológica y química.

4.1.5.Dureza.-

Se denominan aguas duras a aquellas que generalmente requieren cantidades

considerables de jabón para producir espuma e incrustaciones en calentadores, en

tuberías que conducen agua caliente y en otras unidades en las cuales la temperatura

del agua se incrementa. La dureza del agua varia de acuerdo al lugar donde se

encuentre. La dureza es causada por los cationes divalentes metálicos que son

capaces de reaccionar con el jabón para formar precipitados y con ciertos aniones

presentes en el agua para formar costras.

4.1.6.Alcalinidad.-

Se la define como la cantidad de iones en el agua que reaccionarán para neutralizar

a los iones hidrógeno; también puede ser definida como una medida de la capacidad

del agua para neutralizar ácidos o la capacidad del agua para aceptar protones. Los

bicarbonatos representan la forma o especie química principal de la alcalinidad ya

que ellos se forman en cantidades considerables a partir de la acción del dióxido de

carbono sobre materiales básicos en el suelo:

73

CO2 + CaCO3 + H2O ------------------------ Ca(HCO3)2

La mayoría del agua contiene considerable cantidad de impurezas disueltas, las

cuales se presentan como iones, la combinación de estos iones forman compuestos

los cuales son pocos solubles en el agua. El agua presenta poca capacidad de

mantener estos compuestos en solución y cuando esta capacidad es excedida se

precipitan estos compuestos como sólidos.

4.1.7.Solubilidad.-

La solubilidad es la cantidad de una sustancia que puede disolverse en determinada

cantidad de disolvente”18.

4.2 ASPECTOS BÁSICOS Y CONTROL DE CALIDAD DEL

TRATAMIENTO DEL AGUA DE REINYECCIÓN.

“Existen dos tipos de fuentes de agua, las superficiales y las subterráneas conocida

como agua de pozo. Dependiendo de la fuente de donde proviene, el agua tiene

diferencias bien marcadas en cuanto sólidos suspendidos y/o sólidos disueltos. Estos

reciben el nombre de impurezas cuando son de origen natural y contaminantes

cuando son de origen industrial o municipal. La composición del agua en cuanto a

18 SOLIPET, Tratamiento para el agua de formación para reinyección

74

su contenido de minerales, varia de acuerdo con el tipo de estrato o formación de

donde provenga. Los principales minerales que están presentes en el agua son:

carbonato de calcio (piedra caliza), carbonato de magnesio (dolomita), sulfato de

calcio (yeso), sulfato de magnesio (sales de epson), sílice (arena), cloruro de sodio

(sales comunes), sulfato de sodio y pequeñas cantidades de hierro, manganeso, flúor,

aluminio y otras sustancias.

Las aguas que contienen grandes cantidades de calcio y magnesio son conocidas

como aguas duras.

La producción de petróleo esta acompañada de la producción de agua, la cual tiene

ciertos compuestos indeseables:

• Cloruro en cantidades mayores a 5000 ppm.

• Bicarbonatos en concentraciones mayores a 800 ppm.

• Residuos de demulsificantes.

• Residuos de inhibidores de corrosión.

• Residuos de inhibidores de escala.

• Bacterias sulfato reductoras

• Sulfuro de hierro en concentraciones de mas de 20 ppm.

• Metales pesados como cromo, níquel, vanadio, etc.

Dentro de la industria petrolera se utiliza el término escala para referirse a las

incrustaciones.

75

Las aguas producidas desde el punto de vista físico-químico tienen diferentes

comportamientos o tendencias; así el agua del yacimiento T es incrustante siendo la

concentración de iones calcio del orden de 30000ppm; mientras que el agua de U y

en especial de G2 es muy corrosiva.

Adicionalmente el gas producido de las arenas T, U y G2 contienen

aproximadamente 20 % de CO2 que provoca corrosión en la sarta de producción

cuando el volumen de agua producida es alto. Este efecto es más severo en los

pozos que producen de las arenas U y G2.

Respecto a los tratamientos químicos que se aplican a los fluidos producidos se debe

considerar que el agua producida es el principal problema del campo ya que reduce

significativamente (más del 50 %) el tiempo de residencia del crudo en las

facilidades de producción por lo que existe sensibilidad en el sistema de

deshidratación del crudo; Así mismo; Provoca o constituye el medio propicio para

que se desencadene la proliferación de colonias de bacterias sulfato reductoras que

ocasionan corrosión y “bio fouling” especialmente en los tanques de lavado.

Además esta agua tiende a formar incrustaciones de carbonato de calcio que

restringe la producción de los pozos y constituye en el ámbito de superficie un serio

problema en los sistemas de reinyección de agua.

En el campo Shushufindi Aguarico el agua tiene cada vez mayor importancia en la

relación de fluidos producidos por lo que cada vez capta mayores montos.

Actualmente en el campo Shushufindi Aguarico el control de las incrustaciones se

realiza mediante la inyección de químicos antiescala a partir de fosfonatos que se

aplica principalmente por vía capilar o por recirculación, en los pozos que producen

76

mediante bombeo electro sumergible”19.

4.3 ANÁLISIS DE LABORATORIO SOBRE LA CALIDAD DE AGUA PARA

REINYECTARSE.

Entre los factores más importantes que afectan la calidad de agua de inyección

podremos mencionar los siguientes:

4.31. Sólidos en suspensión.

4.3.2. Corrosión.

4.3.3. Formación de incrustaciones.

4.3.4. Problemas bacteriológicos.

4.3.5. Bacterias en el proceso de corrosión (H2 S).

4.3.6. Contenido de petróleo.

4.3.7. Sólidos y gases disueltos (CO2, O2, H2 S).

4.3.8. Compatibilidad de aguas.

4.3.1. Sólidos en suspensión.

“Tanto la concentración como la composición de los sólidos en suspensión presenta

19 SOLIPET, Tratamiento para el agua de formación para reinyección

77

un criterio sobre la turbiedad y sedimentos del agua o sea son los indicadores

principales de la calidad de agua.

Los sólidos en suspensión son recolectados directamente en los puntos de muestreo

a través de un filtro membrana, el mismo que tiene un diámetro nominal de poro de

0.45 micrones.

La membrana es enviada al laboratorio para determinar la cantidad, diámetro de las

partículas y la composición de los sólidos atrapados en el filtro.

Al realizar una prueba de calidad de agua obtendremos lo siguiente:

• Se puede medir el grado relativo de taponamiento de la formación causado

por los sólidos en suspensión encontrados en el agua. Para esto se hace fluir

el agua a través de una membrana a un diferencial de presión constante que

normalmente es de 20 psi y la acumulación de agua a través de todo el

recorrido es grabada en incrementos como una función del tiempo.

• Además proporciona una medida de la permeabilidad (k) de la capa de

aglutinación del filtro formado en la membrana y es función tanto del

tamaño, forma, concentración y la deformación de las partículas del sólido en

el agua. A pesar de no estar clasificado como un sólido una porción de

cualquier petróleo disperso o químico de tratamiento no disuelto en el agua,

es atrapada en la capa de aglutinación del filtro y usualmente da como

78

resultado un decrecimiento en la permeabilidad (k) de la capa de

aglutinación, y por lo tanto una calidad de agua reducida.

La medición del tamaño de las partículas puede además utilizarse para

caracterizar los sólidos en suspensión del agua producida.

• La determinación del tamaño de las partículas es de utilidad limitada porque

los resultados obtenidos son una función tanto de la forma de la partícula

como del método que se utiliza y por lo tanto son mediciones relativas en el

mejor de los casos.

• El goteo de petróleo y las burbujas de gas son contadas como partículas, que

posteriormente reducen la utilidad del control de partículas en los sistemas de

producción de agua”20

4.3.1.1Pruebas de Flujo.

• “Es de gran utilidad si se lo utiliza en el sitio de inyección actual de agua,

sujeta a varios grados de filtración y/o remoción de petróleo.

• Las variaciones de inyectabilidad observadas en los estudios del núcleo, con

frecuencia no son observadas en la práctica.

Si una agua de inyección no tapona un núcleo debidamente preparado, es

extremadamente poco probable que el agua taponará un pozo inyector.

20 Inyección de agua en pozos petroleros C Patton y Associations

79

4.3.1.2 Mediciones de Sólidos Suspendidos Totales (SST).

Las muestras de sólidos suspendidos fueron recogidas, desde la línea de descarga de

agua después de los tanques de lavado en la estación Shushufindi con filtros

membrana de 0,45 µ, conectados a una toma de muestras. Es muy importante que

los sólidos suspendidos en el agua producida sean recopilados de esta manera.

Si las muestras son llevadas a un laboratorio y filtradas, la reducción de presión y

exposición al oxígeno después del muestreo resultará en la precipitación de hierro

disuelto del agua que es incorrectamente incluido en las medidas de los sólidos.

Si el agua es propensa a la formación de escala, partículas de escala pueden también

precipitarse durante el transporte al laboratorio y ser incluidas en los sólidos

suspendidos.

Es importante entender que cualquier hierro o componente de escala que se

precipiten después de que una muestra fue tomada del sistema, no están presentes

como sólidos suspendidos.

En este caso no hay error provocado por transportar la muestra al laboratorio para

filtración ya que el agua está en equilibrio con el aire en su estado natural.

4.3.1.3 Procedimiento de Análisis de Sólidos Suspendidos.

80

Este es un procedimiento que permite una identificación semi cuantitiva de los

componentes de sólidos suspendidos del muestreo.

Los sólidos suspendidos son recopilados fluyendo agua al sistema a través de filtros

de membrana de 0,45 µm.

El filtro es lavado con una serie de solventes, secado y pesado después de cada paso

de lavado.

El propósito de cada paso de lavado es interpretado como sigue:

1. El agua destilada: Disuelve sales solubles en el agua que se precipitan desde

el agua en el filtro de membrana cuando el agua es evaporada durante el

secamiento. Si la sal no es removida, es incluida falsamente en los sólidos

suspendidos.

2. Xileno: Disuelve crudo. Indica la contribución de crudo transportado.

3. Ácido Acético: Disuelve compuestos de carbonato tal como carbonato de

calcio. Indica partículas de escala de carbonato.

4. Ácido Hidroclórico: Disuelve compuestos férreos. Indica normalmente

productos de corrosión.

Procedimiento.

A.-Sólidos suspendidos totales:

81

- Coloque el filtro de membrana en un aparato de lavado de filtración de vacío de

laboratorio

- Lavar con 100 ml de agua destilada para retirar sales solubles en agua .

- Secar a 90°C por un mínimo de 30 minutos

- Retire del horno y coloque en un desecador por un mínimo de 20 minutos

- Pesar en una balanza analítica de 4 dígitos

- Sustraiga es peso del peso inicial (miligramos) y divida por el volumen de agua

filtrada (litros). Esta es la concentración de SST.

b) Los Hidrocarburos.


laboratorio

- Lave con 100 ml de xileno

- Secar a 120°F por un mínimo de 30 minutos



- Sustraiga el peso del peso medio en el Paso 1 (miligramos) y divida por el

volumen de agua filtrada en el campo (litros).. Esta es la concentración de

hidrocarburos en los sólidos suspendidos.

82

c) Carbonatos


laboratorio

- Lave con 100 ml de ácido acético al 20% y secar a 120F por un mínimo de 30

minutos




volumen de agua filtrada (litros). Esta es la concentración de compuestos en

carbonatos en los sólidos suspendidos . Estas son principalmente partículas de escala

de carbonato de calcio”21 .

d) Compuestos de Hierro.


laboratorio

- Lave con 100 ml de de 15% de ácido Clorhídrico y secar a 120°F por un mínimo

de 30 minutos



21 Determinación de SST Norma NACE Estandar TM -01-73

83


volumen de agua filtrada en el campo (litros). Esta es la concentración de

compuestos de hierro en los sólidos suspendidos .

Esto es, principalmente debido a la corrosión en el sistema”22.

Figura 21. Análisis de SST

Fuente. Laboratorio de Corrosión estación central Elaborado por Daniel Moscoso

4.3.2.Corrosión.

“Podemos definir a la corrosión como la destrucción del metal ya sea por acción

22 Inyección de agua en pozos petroleros C Patton y Associations

84

química directa o por acción electrolítica del metal y del medio que lo rodea .

Por esta razón el control de la corrosión es esencial para preservar el sistema de

inyección utilizado, también es importante para minimizar las cantidades de

productos corrosivos los mismos se añaden a los sólidos en suspensión.

Los productos corrosivos además constituyen una mayor fuente de sólidos que

producen taponamiento en la mayor parte de los sistemas de reinyección de acero

no recubierto.

Para nuestro estudio lo que nos interesa es la corrosión en un medio acuoso la cual

es explicada por la teoría electrolítica, como una reacción de óxido reducción o

intercambio de electrones entre diferentes sistemas .

Entre los factores principales que pueden afectar a la corrosión tenemos la presencia

de:

- Dióxido de carbono (CO2)

- Sulfuro de Hidrógeno (H2S)

- Oxígeno (O2)

Dióxido de Carbono.- Al igual que el sulfuro de hidrogeno y el oxígeno necesita de

humedad para poder comportarse como ácido se ha demostrado que la acción

corrosiva del dióxido de carbono disuelto en el agua no es de tanta importancia

comparada con el oxígeno . El dióxido de carbono está virtualmente presente en

85

todas las aguas (superficiales y subterráneas) y provoca influencia en el PH,

corrosividad y la tendencia de incrustaciones de CaCO3 del agua.

Sulfuro de Hidrógeno.- Este gas no es corrosivo en ausencia de humedad, sin

embargo cuando esta disuelto en agua, adquiere esa propiedad .

La presencia de sales en el agua con sulfuro de hidrógeno disuelto incrementa el

ritmo de corrosión, la composición del acero expuesta a esa agua influye también en

el ritmo de corrosión.

El sulfuro de Hidrogeno puede presentarse en forma natural en las aguas de pozos,

es generado por bacterias sulfato reductoras las mismas que son microorganismos

que están distribuidos abundantemente en la naturaleza y son los únicos que tienen

la habilidad de reducir el Ion sulfato a sulfuro y producir sulfuro de hidrógeno cuya

presencia en cualquier agua causa la corrosión del equipo de acero o hierro.

Aunque estas bacterias son esencialmente anaeróbicas es decir que son capaces de

sobrevivir en sistemas que contengan oxígeno, esto explica porque no pueden ser

distribuidas por el método de aireación.

Durante el metabolismo las bacterias sulfato reductoras toman el hidrógeno que hace

pasivo al cátodo de una celda electrolítica, generada en la tubería que transporta el

agua lo que origina la corrosión del ánodo continua.

El hidrógeno reacciona con el Ion sulfuro del agua para producir el sulfuro de

hidrógeno.

86

Oxígeno.- La cantidad de oxígeno disuelto en el agua depende de las propiedades

físicas, químicas y bioquímicas de esa agua, este gas es probablemente la sustancia

productora de corrosión más importante. El oxígeno es disuelto en el agua ,

despolariza el cátodo y convierte los hidróxidos ferrosos solubles en hidróxidos

férricos insolubles.

La diferencia en concentración de oxígeno entre dos partes de un sistema , produce

una diferencia de potencial, actuando como un ánodo el área de menor

concentración, lo cual origina un flujo de corriente eléctrica .

A esta condición se la denomina celda de aireación diferencial y puede causar la

corrosión del equipo metálico.

Cuando existen altas concentraciones de sales disueltas en el agua, la corrosión es

directamente proporcional a la cantidad de oxígeno disuelto, este oxígeno es

usualmente retirado por medios mecánicos y/o químicos antes que el agua empiece a

ser bombeada dentro del sistema de inyección . El control de corrosión comienza

con la exclusión del oxígeno porque la mayoría de los inhibidores no puede inhibir

con efectividad la corrosión por oxígeno las cantidades restantes de oxígeno disuelto

pueden causar un drástico incremento en las tasa de corrosión y da como resultado la

precipitación del hierro y aluminio disueltos en el agua”23

23 Tratamiento de aguas de Producción Sygnus Argentina, Consultores en Organización y Recursos Humanos pg 79

87

4.3.3 Formación de incrustaciones.

Podemos definir a las incrustaciones como un recubrimiento dentro de materiales

predominantes inorgánicos (SiO2, Ca, Mg, CO3, SO4, etc), sobre una superficie

metálica causada por una sobresaturación de sales inorgánicas solubles en el agua.

Sí una incrustación “pura” estará constituida por mezclas de productos químicos

únicamente .

Las superficies metálicas generalmente presentan una rugosidad y debido a las

fuerzas electrostáticas y de cohesión tanto de las partículas de la superficie metálicas

como de las impurezas incrustantes del agua, hacen que al ponerse en contacto estas

con las pequeñas rugosidades se formen verdaderos agregados intercristalinos

difíciles de eliminar por medios mecánicos.

Las incrustaciones restringen el flujo a través de las líneas colectoras y líneas de

inyección. La corrosión se presenta más severa bajo un depósito de incrustaciones .

La formación de oclusiones pueden ocurrir por la filtración de partículas de

incrustaciones en suspensión provenientes del agua o por la formación de una

incrustación sólida en la cara de la formación.

Las aguas que precipitan partículas incrustantes de carbonato o sulfato pueden ser

controladas por la adición de un inhibidor de incrustaciones pero no pueden ser

88

utilizadas para prevenir los precipitados de compuestos de hierros que normalmente

indican problemas de corrosión, pueden ser controlados por un programa de control

de corrosión.

Los precipitados se pueden formar por reacción entre dos o más aguas que pueden o

no formar incrustaciones, individualmente son incompatibles.

Figura 22. Escala sustraída del eje de una bomba BHT

Fuente. Laboratorio de Corrosión estación central Elaborado por Daniel Moscoso

4.3.4 .Problemas bacteriológicos.

“El control bacteriológico consistirá en evitar el crecimiento y desarrollo de los

89

microorganismos existentes en el agua, con el objeto de bajar los costos de

operación del sistema .

El control bacterial es muy importante ya que se puede contribuir a la corrosión y

generar sólidos de taponamiento de la formación.

Las bacterias se encuentran o viven en colonias de superficies sólidas, tales como:

- Pared de tubería

- Fondos de tanque

- Dentro de la formación.

4.3.5.Bacterias en el proceso de corrosión (H2 S).

- Generan sulfuro de hidrógeno, por lo tanto incrementan la corrosión del agua

- Producen ácidos orgánicos que inician o aceleran la corrosión en la

superficie del metal, debajo de las colonias.

- Un oxidante de hierro soluble en agua, causando su precipitación y formación

de depósitos (llamados tubérculos) , Que aceleran la corrosión a través de la

formación de celdas de concentración.

Las bacterias pueden ser clasificadas de acuerdo a los requerimientos de oxígeno y

estas pueden ser

90

- Bacterias Aeróbicas.- Las cuales requieren oxígeno para vivir, el crecimiento

aeróbico puede ser eliminado manteniendo el sistema cerrado de aire libre

- Bacterias Anaeróbicas.- Las cuales crecen mejor en ausencia de oxígeno. Esta

bacteria produce el sulfuro de hidrógeno llamada bacteria sulfato reductora que

causa la mayoría de los problemas en los sistemas de inyección . La bacteria

anaeróbica puede desarrollarse obteniendo oxígeno disuelto con la asistencia de la

bacteria aeróbica

- Bacteria Facultativa .- Esta bacteria crece ya sea en presencia o ausencia de

oxígeno. Donde las bacterias son un problema significativo pueden ser controlados

con el empleo de bactericidas.

4.3.6.Contenido de petróleo.

La presencia de petróleo y grasa dispersada o en emulsión en el agua a menudo

presenta serios problemas cuando se decide desechar por derrame hacia los esteros y

cuando se decide inyectar en una formación subterránea.

-La presencia de petróleo en el agua destilada a la inyección produce una

disminución o descenso en la inyectabilidad.

91

-Puede ocasionar “un bloqueo por emulsión” en la formación que se seleccione para

la inyección .

-Puede servir como un excelente pegamento para determinados sólidos tal como

sulfuro de hierro por esta razón se incrementa la eficiencia al taponamiento de la

formación destinada a la inyección de agua de formación producida con el petróleo.

Cuando el agua esta siendo inyectada dentro de un surtidor de agua sin saturación de

petróleo inicial, el petróleo en el agua puede ser atrapado en los poros de las

formaciones, esto crea una saturación inmóvil de petróleo que produce una

reducción de la inyectabilidad del agua de formación producida con el petróleo”24.

Figura 23.Sal Cristalizada en el cabezal del Pozo SSFD 05

24 Tratamiento de aguas de Producción Sygnus Argentina, Consultores en Organización y Recursos Humanos pg 109

92

Fuente . Pozo SSFD 05 estación Elaborado por Daniel Moscoso

4.3.7.Sólidos y gases disueltos (CO2, O2, H2 S).

“Los sólidos totales disueltos han sido definidos como la cantidad de materia

disuelta en un volumen fijo de agua.

Se calcula tomando en cuenta la suma de los constituyentes de todos los cationes y

aniones del reporte del análisis de agua, o puede ser determinado por evaporación de

una muestra a sequedad y pesando el residuo

Este parámetro indica la cantidad de sales disueltas en el agua y está relacionado con la tendencia

corrosiva o incrustante del agua, se lo determina por métodos gravimétricos o por conductividad

eléctrica.

93

Gases disueltos (CO2, 0,2 H2 S) El sulfuro de hidrógeno, el dióxido de carbono y el oxígeno son

los gases disueltos más importantes en el agua; desde el punto de vista de su ocurrencia,

predicción de la corrosión, incrustación y precipitación de sólidos.

Los gases mencionados, disueltos en el agua, son perjudiciales por su acción corrosiva al equipo

metálico del sistema de inyección; por lo cual es necesario eliminarlos.

Para determinar con precisión la cantidad de estos gases se requiere de técnicas especiales de

análisis y muestreo.

En la fotografía a continuación un laboratorista mide la cantidad de H2S presente en el crudo,

las muestras son tomadas en el cabezal del pozo y en al manifold por medio de una bomba

de succión que capta el gas y una mirilla la cual nos indica la cantidad de H2S presente en el

gas”25.

Figura 24 .H2S en gas

25 SOLIPET. Procesos para la clarificacación del agua de formación

94

Fuente . cabezal del pozo 24 estación Aguarico Elaborado por Daniel Moscoso

4.3.8.Compatibilidad de aguas.

“En proyectos de inyección de agua, generalmente se presentan problemas que ocasionan una

baja en la eficiencia del sistema de inyección como son la disminución del gasto y/o el

aumento de la presión. Lo anterior es la consecuencia de la precipitación de compuestos

insolubles dentro de los poros de la roca o del hinchamiento de las arcillas, por la

incompatibilidad del agua de inyección con la formación. La precipitación de compuestos

insolubles es ocasionada al variar las condiciones de presión y temperatura de la formación o

por la reacción entre los compuestos disueltos en el agua de inyección con los presentes en el

agua intersticial o con los constituyentes de la roca.

95

Compatibilidad entre el agua intersticial y el agua de inyección.

Las aguas de inyección y el agua intersticial, generalmente tienen un numeroso contenido de

sales inorgánicas en solución, esas sales son principalmente cloruros, sulfatos, carbonates y

bicarbonatos de sodio, calcio, magnesio, potasio y bario además de muchos otros iones que

frecuentemente están presentes en bajas concentraciones.

Entre las aguas de inyección y la del yacimiento, puede haber reacciones ocasionando la

precipitación de sulfato de calcio, sulfato de bario, sulfato de estroncio, óxido férrico,

sulfuro de hierro, sulfuro de magnesio, etc”26.

4.4. SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS.

“4.4.1.Bactericida.- Para que la colonia bacteriana no sea uno de los factores que

vayan a aportar elementos que aumenten la velocidad de corrosión, se ha diseñado

un químico Biocida para atacar a las bacterias sulfato reductoras que son las que

generan corrosión. Este biocida es el Bac 95 y esta compuesto de una mezcla de

amonios cuaternarios Quats de un amplio espectro. Para su monitoreo se empleará el

método de cultivos de bacterias, mediante bactil bottles sulfato reductoras y totales,

antes y después de la aplicaión.

26 SOLIPET. Procesos para la clarificacación del agua de formación

96

El punto de aplicación será antes del tanque de lavado, porque las bacterias se

proliferan en sistemas que tengan espacios muertos, transformando en un foco

infeccioso.

La dosificación será en forma de Batch con choques de 200 ppm con el biocida

antes mencionado”27.

4.4.2.Anti-incrustante o anti-escala.- Debido a los diferentes métodos de obtención

de petróleo, las condiciones físicas del agua de producción son alteradas, resultando

en condiciones inestables del agua, debido a esta inestabilidad, los compuestos

indeseables precipitaran, formando incrustaciones o depósitos sobre los diferentes

equipos. Los depósitos en términos simples, son la acumulación de sedimentos o

sólidos asentados que se fijan en algún punto de un sistema donde la velocidad del

agua disminuye a un nivel tan bajo que no es capaz de arrastrar al material en la

corriente. Es raro que un deposito este compuesto por una sola sustancia, y casi

siempre es una acumulación de materiales. Si el agua se halla al borde de la

inestabilidad de CaCO3 los sólidos asentables pueden actuar como iniciadores de

mecanismo de incrustaciones al obstruir todavía mas el flujo, y se formará un

depósito. Este será entonces una combinación de limo e incrustaciones. Para el

tratamiento de estas incrustaciones se ha diseñado un producto que es una mezcla de

fosfonatos y poliacrilato del cual tendrá dos funciones a la vez; el uno cambiara la

estructura del cristal y el otro dispersaría los sólidos; como resultado de esto

27 Información obtenida por parte de la compañía QUIMIPAC ENERGY GROUP, Shushufindi

97

obtendríamos la no precipitación de los sólidos que están disueltos en el agua. El

nombre de este inhibidor de escala es MX-505.

“4.4.3.Anti-corrosivo.- El fenómeno de la corrosión puede definirse como el ataque

químico o electroquímico que sufren los materiales metálicos por acción del medio

ambiente, siempre y cuando conlleve un deterioro de dicho material.

Los materiales de construcción pueden ser afectados por acciones químicas o

electroquímicas pero también por efectos puramente físicos tales como golpes,

tensiones, erosión, etc, sin que se produzca transformación química alguna. En este

último caso no puede hablarse de corrosión pues este término implica

transformación química del material. Sin embargo, frecuentemente se puede

observar el efecto de acciones físicas y químicas conjuntas. Como se ve la definición

esta limitada a los materiales metálicos.

Queda bien claro que el causante de la corrosión es el medio que rodea y esta en

contacto con el material metálico. A veces el medio en contacto es el mismo en

todas sus partes y otras veces no, pudiendo presentar grandes diferencias en cuanto a

agresividad. Se destaca el hecho de que este ataque debe conducir a un deterioro o

destrucción del material o equipo, o sea , debe producirse una disminución de su

valor de uso acortándose por tanto la vida útil del mismo.

Con frecuencia se acostumbra a definir también al fenómeno de corrosión como un

proceso de retorno de los materiales metálicos a formas similares a aquellas de las

cuales fueron obtenidas de la naturaleza, o sea el proceso inverso al de la metalurgia.

Así el acero al corroerse se convierte en óxidos de hierro en la naturaleza.

98

Después de controlar las variables que puedan aumentar la velocidad de corrosión en

los sistemas de Reinyección, se ha visto la necesidad de utilizar un químico que sea

capaz de formar una película de protección como el inhibidor de corrosión

Proterquim W107, para su monitoreo se utilizará cupones de corrosión. Para lograr

un buen resultado en cuanto a cualquier anti-corrosivo se debe hacer:

• Control bacteriano

• Control de sulfuro de hierro

• Control del oxígeno disuelto en agua

• Control de incrustaciones

A continuación presento la cantidad de químicos que se inyecta y la producción de

agua formación de todos los pozos reinyectores del Área SSF-AGUARICO”28

28 Petroproducción, Departamento de ingeniería, Corrosión

99


Fuente: Compañía SOLIPET S.A Elaborado por Daniel Moscoso

100


101


102


103


CAPITULO V

104

5. ALTERNATIVAS PARA LA OPTOMIZACIÓN DEL SISTEMA DE

REINYECCIÓN DE AGUA.

En los capítulos anteriores se definieron los químicos coagulante y floculante que

dieron las mejores condiciones de calidad de agua; esto es, los valores más bajos de

turbidez. Además se establecieron las concentraciones óptimas de cada uno de ellos.

Teniendo en cuenta que el valor máximo de turbidez propuesto es de 2 NTU en la

salida de la planta y de acuerdo a los resultados obtenidos en el capítulo 2, el valor

de turbidez más bajo que se obtuvo está entre 16 y 17 NTU, esto evidencia la

necesidad de implementar un sistema adicional de filtración luego de los

sedimentadores para llegar a la turbidez propuesta.

Adicionalmente se requiere realizar algunas modificaciones en el diseño de los

sedimentadores instalados para asegurar que los valores de turbidez del agua que se

alimenta a los filtros estén dentro de 16 y 17 NTU luego de haber retenido cierta

cantidad de sólidos en los dos sedimentadores.

Como se detalló en la descripción actual del sistema, las plantas de clarificación

instaladas se esquematizan en la Figura , donde se puede apreciar que constan de un

tanque de agua cruda, dos sedimentadores, un tanque de agua tratada y el sistema de

bombas booster (incrementadoras de presión) y de alta presión. En la figura se

presenta el diagrama de la planta de clarificación recomendado para la estación

105

Shushufindi Central a fin de obtener máximo 2 NTU y 5 ppm de sólidos

suspendidos a la salida de la misma.

Posteriormente, se detallan las modificaciones recomendadas para cada parte del

sistema descrito

106

Figura 25. Sistema de Reinyección de Agua de Formación

Fuente: Petroproducción Elaborado por Daniel Moscoso

107

5.1 TANQUE DE AGUA CRUDA

El diseño actual del tanque de agua cruda es netamente de un tanque de

almacenamiento de agua sin ningún componente interno. La función de este tanque

puede ampliarse a la de un desnatador; es decir que, adicionalmente al

almacenamiento del agua permita separar las tazas de crudo que pudiesen ingresar a

la planta. La capacidad recomendada para este tanque es de 5000 barriles y

necesariamente debe ser construido de acero al carbón con láminas soldadas.

Debido a la alta tendencia corrosiva del agua de formación no se deben utilizar

tanques empernados o mixtos con láminas galvanizadas como el existente

actualmente.

La presencia de crudo en el agua que circula por la planta trae consigo graves

problemas en el proceso químico de coagulación y floculación debido a la

interferencia en las cargas de dichos productos anulando su acción de formación de

floculos. Por otra parte, también se afecta la limpieza de las arenas de los filtros ya

que los sólidos presentes que son retenidos en el lecho filtrante son recubiertos por

partículas de crudo que forman una pasta que difícilmente puede ser removida con

retrolavado.

Por lo tanto, se requiere que el tanque de agua cruda tenga una flauta interna por

donde ingrese el agua, capaz de crear cierto nivel de turbulencia que facilite la

108

ENTRADA AGUA

SALIDA AGUA

SALIDA ACEITE

SALIDA GAS

ascensión de las partículas de aceite presentes en el agua, las cuales serán evacuadas

por un rebose superior que permita recircular el petróleo al tanque de lavado, donde

se desarrolla la deshidratación del crudo. También debe considerarse un sistema de

gas blanket con un gas inerte a fin de evitar la oxidación del agua. El diseño aquí

descrito se presenta en la figura

Figura 26 Esquema del tanque de agua cruda (desnatador)

Fuente : Petroproducción Elaborado por . Daniel Moscoso

109

El diseño debe contemplar también un sistema de protección catódica interno

mediante ánodos de sacrificio de aluminio soldados internamente en el fondo del

desnatador y en las paredes laterales. Considerando un porcentaje de protección del

recubrimiento del 12% por fallas en el mismo para un período de dos años, se

deberían utilizar 6 ánodos de aluminio de 17 libras, cabe mencionar que la

protección catódica es un sistema complementario al recubrimiento epóxico que

debe aplicarse tanto interiormente como en la superficie externa.

5.2 SEDIMENTADORES

En la salida del tanque de agua cruda o desnatador se debe instalar el punto de

inyección de coagulante en la dosificación óptima (160 ppm).

En el esquema de la planta presentado en la figura 25 constan tres sedimentadores;

dos de ellos operarían normalmente en serie y uno se mantendría en stand-by para

mantenimiento periódico de los sedimentadores No.1 o No.2. De esta manera se

garantiza que siempre se encuentren operando dos de los tres sedimentadores.

110

Figura 27 Esquema del sedimentador

Fuente . Petroproducción Elaborado por Daniel Moscoso

El ingreso del agua se realiza por una línea que llega hasta el centro del

sedimentador No. 1, donde se debe disponer de un motor de agitación variable que

trabaje a una agitación de 20 RPM; esto permitirá una mezcla adecuada del

coagulante con el agua que ingresa, a la vez este motor moverá un removedor de

lodos que se encuentra en la parte inferior del tanque el cual se accionara al

momento en que se drenen los lodos limpiando de esta manera la base del tanque y

111

evitando una acumulación de sólidos, luego el agua pasa a una zona de formación de

coágulos ubicada en la parte inferior del sedimentador delimitada por la campana

invertida y el fondo cónico. En esta zona se produce la formación de coágulos con

los sedimentos presentes en el agua que periódicamente serán removidos hacia la

piscina de lodos. El agua que asciende por los costados de la campana invertida

llega hasta la altura de la línea de salida del agua, alrededor de la cual se encuentra

una pantalla metálica que impide que los coágulos formados en la parte inferior del

sedimentador lleguen en gran cantidad a la salida del mismo, también contara con la

ayuda de bafles para evitar que los sedimentos asciendan y decanten por fuerza de

gravedad

A la salida del sedimentador No.1 se debe colocar el punto de inyección del

floculante en la dosificación óptima (2 ppm). El diseño interno del sedimentador

No.2 es igual al del sedimentador No.1; excepto que en este caso no existe agitación.

En la zona comprendida entre el fondo cónico y la campana invertida se forman los

floculos que adquieren el peso suficiente para acumularse al fondo del sedimentador

y ser removidos hacia una piscina de tratamiento de lodos.

Al igual que en el tanque de agua cruda, en los dos sedimentadores debe estar

instalado un sistema de gas blanket que evite el ingreso de oxígeno que provoque la

oxidación del agua, así como también, la aplicación de un recubrimiento epóxico

interno complementado con 8 ánodos de sacrificio de aluminio soldados

interiormente en el fondo cónico, en la campana invertida y en las paredes laterales.

112

Esto permitirá mantener protegido el sedimentador por un período de 2 años,

considerando un porcentaje de protección de 12%. El diseño se esquematiza en la

figura.

El drenaje de los sedimentos se realiza por la parte inferior del tanque como se

indica en la figura.

5.3 FILTROS

“Si bien actualmente no está implementado un sistema de filtros, se hace

imprescindible la utilización de estos equipos para lograr que el agua sea reinyectada

a los pozos con valores de turbidez menores a 2 NTU y 5 ppm de sólidos

suspendidos.

La implementación de un sistema de filtros involucra la realización de varias

pruebas piloto previas a la definición del diseño y tipo de arena a utilizarse a fin de

analizar el funcionamiento de los filtros en las condiciones dinámicas que el agua

ingresa a la planta de clarificación.

El diseño de filtros que presentaremos a continuación fue realizado por el

departamento de ingeniería de Petroproducción en el Campo Shushufindi Aguarico,

en la estación central.

113

los mejores resultados fueron obtenidos con arena granate # 30-40, el diseño de los

filtros se realiza con los parámetros correspondientes a dicha arena. Para el cálculo

se emplearán formulaciones aplicadas para sistemas de filtración de NATCO

Corporation.

En base a los resultados obtenidos en las pruebas piloto se realizó el diseño de los

filtros. El flux rate experimental para la arena granate #30-40 es de 7.5630

GPM/pie2. Sin embargo, el valor empleado para el diseño es el correspondiente al

caudal en el que se estabilizó el valor de turbidez en valores menores a 1 NTU. Por

lo tanto, el Flux rate de diseño es 3,30 GPM/pie2 que obviamente es menor que el

registrado cuando la arena está completamente limpia.

Con el flux rate de diseño, el siguiente parámetro a calcularse es el área efectiva de

flujo AEF, definida mediante la siguiente expresión:

( ) ( )( )2

2

/ pieGPMrateFluxGPMflujodeRatapieAEF = (1)

Para el diseño se consideró un caudal diario de 30000 barriles de agua por día para

la estación Shushufindi Central, este caudal expresado en galones por minuto (GPM)

es 875.0 y empleando la ecuación (1) se obtiene que el Área efectiva de flujo es de

265.28 pie2.

114

Una vez conocida el área efectiva de flujo, AEF se puede calcular el diámetro

requerido del filtro, como se muestra en la ecuación (2).

( )π

AEFpieD 2= (2)

Reemplazando AEF en la ecuación (2), se obtiene que el diámetro que se requiere es

de 18.38 pies o 5.11 metros. Debido a que es un diámetro excesivamente grande, se

puede repartir en tres filtros de 1.87 metros cada uno. Debido a la disponibilidad en

el mercado, se selecciona un diámetro de 2 metros para cada filtro. Es decir que,

para tratar un volumen de agua de formación diario de 30000 barriles, se requiere un

total de 4 filtros de 2.0 metros de diámetro, tres operando en paralelo y uno en stand-

by.

La altura del lecho filtrante es definido como:

( ) pmh Φ=31

Donde Φp = porosidad de la arena utilizada en porcentaje. Para la arena granate #

30-40, la porosidad es de 22%; por lo tanto, la altura del lecho a utilizarse es de 1,50

metros.

Para el lecho filtrante de 1,50 metros, se deben emplear dos capas de soporte de

densidad mayor a la registrada por la arena granate # 30-40.

115

Las capas de material soporte recomendadas son las siguientes: 50 cm de arena

soporte granate # 20 de densidad 2,34 g/ cm3, debajo de ésta una capa de 40 cm de

arena granate de 2 mm de diámetro (densidad = 2.37 g/cm3 Por lo tanto, la altura

total recomendada para cada filtro es de 4.5 metros distribuidos como se

esquematiza en la figura.

Para los 1,5 metros de medio filtrante se requiere un volumen de 4,71 m3 por cada

filtro, lo cual se rellena con 14751,7 kg. (295 sacos de 50 kg) de arena granate #30-

40 de densidad 2,1304 g/cm3.”29

29 Reingeniería para el sistema de filtrado en el agua de Formación, Ing Carmen Peralvo, Escuela Politécnica Nacional, Tesis de Grado

116

Entrada de agua cruda

Mampara superior (aspersor)

Medio filtrante (1,5 m)

Granate #30-40 (50 cm)

Granate 2 mm. (50 cm)

Relleno inferior de concreto

Salida del agua

Lavador de superficie

Figura 28 . Diseño de Filtro

Fuente Petroproducción Elaborado por Daniel Moscoso

117

5.4 TANQUE DE AGUA TRATADA

El agua que sale del sistema de filtros entra al tanque de agua tratada, el cual tiene

una capacidad de 3000 barriles. El tanque no dispone de componentes internos en

su diseño excepto un sistema de evacuación de agua en el fondo y un sistema de gas

blanket en la parte superior. La toma para la salida del agua hacia los filtros debe

estar ubicada al menos a 6 pies de altura. Para este tanque se requiere la instalación

de 6 ánodos de sacrificio de aluminio soldados internamente y distribuidos

uniformemente en el piso y paredes laterales. Esta cantidad de ánodos está

calculada considerando un porcentaje de protección del 12% para un período de 2

años.

5.5 SISTEMA DE BOMBEO

“Para la alimentación del agua a la planta de clarificación desde el tanque de lavado

se requiere mantener la unidad booster instalada actualmente junto al tanque de agua

cruda y tres bombas horizontales de alta presión, de modo que cada bomba sea

instalada con línea de descarga independiente y direccionada a un solo pozo

reinyector. Las bombas horizontales deben ser capaces de descargar en un rango de

presión de 1500 a 2000 psi.

En cada unidad de bombeo de alta presión se debe realizar mediciones quincenales

de temperatura en cada una de las cámaras de la misma a fin de diagnosticar la

118

presencia de sólidos internamente cuando la diferencia de temperatura entre una

cámara y otra difiere en más de 4ºF. En caso de detectarse diferencias de

temperatura mayores a 4 ºF se recomienda realizar una limpieza ácida al interior de

la bomba con ácido clorhídrico inhibido al 15%. En ciertos casos, donde se

evidencie presencia de hidrocarburos, se debería utilizar previamente un bach de

surfactante”30.

5.6 LÍNEAS DE FLUJO

“Debido al grado de taponamiento de las líneas de flujo existentes, se requiere el

cambio total de líneas de flujo complementado con limpiezas periódicas con

raspador o “chancho”, para esto, se requiere implementar un sistema de recepción

del raspador o “pig” y realizar pruebas in situ para determinar la presión más

adecuada a la que debería lanzarse para que permita obtener una limpieza efectiva.

Luego de cada operación de limpieza es necesario un tratamiento tipo bach con

biocida en concentración de 200 a 300 ppm, preferentemente alternando dos

productos de principio activo diferente, esto ayudará a mantener internamente

limpias las líneas y remover las bacterias sulfatoreductoras que se encuentran en las

paredes de la tubería. En las locaciones de los pozos reinyectores se deben instalar

cupones de corrosión y escala para que sean revisados periódicamente.

30 Información Obtenida de prácticas realizadas en la Compañía Petroproducción

119

El diámetro adecuado de las líneas de flujo debe considerar que la velocidad del

agua en el interior de la tubería sea mayor a 3.5 pies/seg para evitar dos problemas

frecuentes: depositación de sólidos suspendidos presentes en el agua y la

proliferación de bacterias sulfatoreductoras (SRB) planctónicas, es decir, las que se

encuentran adheridas a las paredes de la tubería. Esto a su vez reducirá la

probabilidad de corrosión asistida microbiológicamente ya que, si el agua circula

con una velocidad adecuada al no existir depósitos de sólidos tampoco se crean

zonas anaerobias.

En la tabla se muestra el rango de caudales que se pueden manejar con tuberías de

diferentes diámetros disponibles en el mercado para asegurar que la velocidad del

agua sea superior a 3.5 pies/s. Dichos valores fueron obtenidos utilizando el

programa PIPECAL.

120

“Tabla 13.Caudales máximos y mínimos para diferentes diámetros de tubería”31

Diámetro Diámetro Máximo Velocidad Reynolds Mínimo **

Externo (plg) Interno (plg) Caudal (BAD) Máxima (pie/s) Máxima velocidad Caudal (BAD)

3 1/2 2,900 2.975 4,2 643 2.474

4 1/2 3,826 6.166 5,0 1.010 4.305

5 9/16 4,813 11.275 5,8 1.468 6.813

6 5/8 5,761 18.091 6,5 1.967 9.762

8 5/8 7,625 37.814 7,7 3.107 17.100

10 3/4 9,562 68.580 8,9 4.493 26.892

12 3/4 11,374 108.245 10,0 5.962 38.049

** Para mantener una velocidad mayor o igual a 3.5 pies/s


En la tabla siguiente se indican los diámetros de tubería actualmente utilizados en

los pozos reinyectores de la Estación Shushufindi Central. Si se compara los

caudales que se reinyectan a cada pozo con los descritos en la ¡Error! No se

encuentra el origen de la referencia., se puede concluir que para los pozos SSF-13

y SSF-33 es recomendable utilizar tubería de 5 9/16 y para el pozo SSF-42 A tubería

de 4 1/2. Esto permitirá que el fluido circule con una velocidad superior a 3.5 pies/s

a fin de reducir la posibilidad de depositación de sólidos en las paredes de la tubería.

31 Petroproducción, Departamento de Ingeniería, Shushufindi

121

Tabla.14 Diámetros, caudales, longitud y presiones en pozos reinyectores de

Estación Shushufindi Central

POZO Caudal

(BAPD)

Diámetro

tubería (plg)

Longitud

(pies)

P salida

UAP (psig)

P cabezal

(psig)

∆P

(psi)

SSF-13 7295 6 5/8 2965 1820 1520 300

SSF-33 7342 6 5/8 3220 1800 1070 730

SSF-42A 3736 6 5/8 2415 1450 1140 310


Además si se analiza la caída de presión existente entre la descarga de las unidades

de alta presión (UAP) y la presión en el cabezal del pozo, se tiene que para el pozo

SSF-33, a pesar de que la longitud es similar a la del pozo SSF-13

(aproximadamente 3000 pies), existe una pérdida de presión excesiva que indica que

dicha línea de flujo se encuentra en un nivel de taponamiento crítico”32.

32 Petroproducción, Información obtenida por parte del departamento de ingeniería , Petróleos, Shushufindi

CAPITULO VI

122

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

• Los equipos de bombeo son afectados por la formación de depósitos. En las

bombas booster y las de alta presión ocurren daños como fugas en los

motores y daños en los controladores de vibración en la succión y en la

descarga porque estos equipos no están diseñados para trabajar con agua

salada. Así mismo el agua de formación ocasiona daños en la cámara de

empuje y es así como en el interior de la las bombas se forma acumulación de

hidrocarburo y sulfuro de hierro, esto provoca que los equipos hagan más

esfuerzos con lo consecuente la ruptura de los sellos y ejes.

• En los tanques de lavado y clarificadores y cabezas de los pozos se

encuentran colonias de bacterias y sal cristalizada , no debido a la

dosificación o eficiencia del químico si no mas bien a que las tuberías y

paredes del tanque se han formado esporas y material sólido y resistente , y

bajo el cual existiría poblaciones de bacterias sobre las cuales no actúa bien

el químico.

• En todas las estaciones se tiene problemas de corrosión y de incrustaciones

aunque no en la misma intensidad. Así en las estaciones Norte, Central, Sur y

Suroeste se tiene mayores problemas de obstrucción de líneas debido

123

básicamente a la acumulación de sulfuro de hierro como producto de una

mayor población bacteriana existente en esas locaciones.

• Los problemas de incrustación son más acentuados que los de corrosión

debido a que la acumulación de sólidos en los tanques y tuberías ocurren con

gran rapidez y en ocasiones llegaron a reducir el diámetro interno de las

tuberías a casi la mitad en cuestión de meses, la corrosión en cambio tardaría

varios años en destruir la tubería es por esto que los problemas de

incrustación requieren medidas urgentes.

• Es necesario un desnatador que sería el tanque de agua cruda para cumplir

con una función en la planta de tratamiento del agua producida que es

reducir la concentración de crudo en el agua de formación para evitar

problemas operacionales en el sistema de reinyección.

• En la estación Norte de alguna manera se trata de realizar el procedimiento de

tratamiento de agua de formación, sin embargo se omiten algunos pasos, en

las demás estaciones el agua que sale del Tanque de Lavado pasa a las BHT

y va directo al pozo reinyector, sin embargo debo señalar que el tratamiento

químico si se cumple en todas las estaciones pero debido a la ineficiencia en

el proceso de separación de sólidos la dosificación en la inyección de

químicos y su acción no es óptima.

124

• En conclusión el proyecto de reinyección de agua de formación en el campo

Shushufindi- Aguarico es un total fracaso, no cumple con los objetivos de

separación de sólidos y clarificación del agua que este debe cumplir y en

consecuencia su salida de operación en cuatro de las cinco estaciones que

tiene esta campo fue inevitable.

125

6.2 RECOMENDACIONES

• Se recomienda implementar placas deflectoras, agitadores y demás

componentes para la separación de sólidos suspendidos dentro de los tanques

sedimentadores, de agua cruda y de agua tratada, de esta forma reduciremos

considerablemente la cantidad de sólidos y llegaremos al promedio de

turbidez para la reinyección de agua recomendado.

• La implementación de un sistema de filtros para poder así obtener un agua de

formación al final del tratamiento con valores de 1 y 2 NTU como se

recomienda.

• Recomendamos la utilización del sistema Gas Blanket para regular la presión

interna del tanque evitando una implosión o rotura del mismo, y a su vez lo

más importante que es la entrada de Oxígeno al sistema ya que este es el

primer agente corrosivo.

• Existen algunos tanques de platinas empernados ubicados en las estaciones

Aguarico, Central y Suroeste, este tipo de tanques no son los apropiados para

ser utilizados en reinyección de agua en nuestros campos debido a que el

proceso corrosivo actúa más fácilmente en las uniones y pernos permitiendo

un desgaste prematuro, se recomienda que las láminas que forman al tanque

sean soldadas.

126

• Se recomienda que el sistema sea totalmente cerrado y evitar la entrada de

oxígeno en el sistema ya que este corroe el agua de formación de una manera

muy rápida ocasionando el aumento de sólidos en suspensión y la

proliferación de poblaciones de bacterias produciendo daños en los equipos

de reinyección como en las bombas y reduciendo el diámetro interno de las

líneas de flujo

• Se requiere el cambio total de líneas de flujo complementado con limpiezas

periódicas con raspador o “chancho”, para esto, se requiere implementar un

sistema de recepción del raspador o “pig” y realizar pruebas in situ para

determinar la presión más adecuada a la que debería lanzarse para que

permita obtener una limpieza efectiva.

• Se recomienda realizar una limpieza de los tanques clarificadores en forma

paulatina para eliminar los sólidos acumulados pues en estos el nivel de los

mismos en algunos puntos sobrepasa los dos metros .

• Se recomienda un rediseño total de la planta clarificadora ya que esta está

obsoleta tomando en cuenta que el campo Shushufindi – Aguarico es el

mayor campo productor y por las condiciones de sus yacimientos tiene un

severo grado de contaminantes, por lo que su diseño tiene que estar preparado

para operar con estas condiciones.

ANEXOS

127

Figura 29 Diseño del sistema de reinyección de agua de formación SSFD Norte

128

Fuente Solipet. S:A Elaborado por Daniel Moscoso

Figura 30 Diseño del sistema de reinyección de agua de formación SSFD Sur Oeste

129

Fuente Solipet. S:A Elaborado por Daniel Moscoso

Figura 31 Diseño del sistema de reinyección de agua de formación SSFD Central

130

Fuente Solipet. S:A


Figura 32 Diseño del sistema de reinyección de agua de formación SSFD Sur

Fuente Solipet. S:A


131

Figura 33 .Sistema de Tanques en mantenimiento Estación Aguarico

Fuente Datos tomados en el Campo. Petroproducción Elaborado por Daniel Moscoso

Figura 34 Rotura de tanque por exceso de presión

132

Fuente Datos tomados en el Campo. Petroproducción


Figura 35. Unidades de bombeo BHT


Figura 36 Bombas Booster

133



Figura 37.Cabezal de un Pozo Productor


Figura 38. Cabezal de un Pozo Reinyector

134



Figura 39. Sistema de Reinyección de Agua de Formación


135

GLOSARIO.

SST :Sólidos Suspendidos Totales

NTU : Unidades de Turbidez Neferométrica, Agencia de Protección Ambiental de

Estados Unidos , Método 180.1

Reacondicinamiento de Pozos : Son trabajos destinados a mejorar la producción

de un pozo. Pueden ser trabajos de reparación de la completación de un pozo o

trabajos a la formación tales como estimulaciones, acidificaciones, fracturamientos,

etc.

Escala : Son incrustaciones que se deposita en las paredes del pozo o tuberías

ocasionando taponamiento de la formación y líneas de flujo.

Wash Tank : Es un tanque de lavado de techo fijo, que tiene la función de separar

el agua, el crudo, y el gas mediante decantación

Sedimentador .- Tanque de agua de formación que cumple con la función de

separar los sólidos suspendidos en el agua.

Skimmer .- Tanque que elimina el contenido de aceite residual al proporcionar un

tiempo de residencia para que las partículas de crudo se junten por densidad.

Sedimento : Párticulas arrastradas por el agua que se posan en el fondo

Línea de Flujo : Tubería que va desde el cabezal del pozo hasta la estación de

recolección. Su objetivo es desplazar el fluido que sale del pozo hasta los

separadores de la estación de recolección

136

Gas Blanket : Gas Natural que se utiliza para mantener la presión dentro de los

tanques sedimentadores y desnatadores y evitar la entrada de oxígeno al sistema,

trabaja por medio de tuberías que están ubicadas en los techos de los tanques

ESP.- Electric Sumergible puma, ( Bomba eléctrica Sumergible)

BPD.- Barriles de petróleo por día

BAD.- Barriles de agua por día

BHT.- Bomba Horizontal de Transferencia

Packer.- Empaque

Psi .- lb / plg²

AC.- Ácido

BC .- Biocida

CG .- Coagulante

FL.- Floculante

BOP.- Preventor de reventones

137

BIBLIOGRAFIA GENERAL.

• C PATTON Y ASSOCIATIONS Inyección De Agua En Pozos

Petroleros

• ING CARMEN PERALVO ,Reingeniería Para El Sistema De Filtrado En El Agua De Formación, , Escuela Politécnica Nacional, Tesis de Grado

• FELIPE MAMANUEL PINTO VALENCIA Tratamiento De Agua De

Reinyección Para Recuperación Secundaria En El Campo Auca – Ecuador, , Universidadttecnológica Equinoccial, Tesis De Grado

• Pump Catalog & Parts List, Series 4300, Texsteam RCS- AND CO

COOPER

• REDA – Manual de Ventas , Bombas horizontalesde transferencia

• 7mo Congreso de Ecuatoriano de Geología, Minas, Petróleos y Medio Ambiente. “TRABAJOS TECNICOS”. Tomo II, Octubre 1996

• DETERMINACIÓN DE SOLIDOS SUSPENDIDOS TOTALES, Norma NACE Estandar TM – 01 - 73

libro_ahmed, tarek - equations of state & pvt analysis

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