Tipos de Tratamiento en aguas de inyeccion

Nombre: Carlos Torres. Curso: 7/1 petróleo.

Materia: recuperación secundaria.

1. Introducción:

el tratamiento de agua se realiza en instalaciones a las que se les denomina plantas de tratamiento de agua las dimensiones de la planta dependerá del volumen que se va a manejar, la calidad de agua se determina por la cantidad de sólidos en suspensión, el número de bacteria presentes y su tendencias corrosivas o incrustantes. Es importante que el agua de formación no altere la formación ni reacciones con los componentes del agua connata, para lograr así aumentar la saturación de agua (Sw) y disminuir la saturación de petróleo (So) en el yacimiento, que es el objetivo del método de waterflooding Para controlar los diversos problemas causados por la recuperación secundaria por inyección de agua (waterflooding), se han desarrollado técnicas tanto físicas como químicas para remover y controlar los sólidos y aceites existentes en el agua de inyección.

TABLA 1.TÉCNICA DE TRATAMIENTO DE AGUAS PARA INYECCIÓN FUENTE: ELBERT SANCHEZ; TESIS, MEJORAS EN EL TRATAMIENTO DE AGUA DE INYECCIÓN PARA CAMPOS MADUROS DE PETRÓLEO USANDO MICROBURBUJAS DE GAS NATURAL , LIMA-PERU, 2009 ”

”

En este documento solo se desarrollaran 5 métodos de los expuestos en la tabla 1 los cuales son (filtración, tratamiento anticorrosivo,

Nombre: Carlos Torres. Curso: 7/1 petróleo. coagulantes

y


floculantes,

separación

gravitacional

mejorada

(hidrociclones), secuestrante de oxigeno). 2. Métodos de tratamientos del agua de inyección a) Filtración: se define como el paso de una mezcla solido-

líquido a través de un medio poroso (filtro) que retiene los sólidos y deja pasar los líquidos. Para este efecto se usan tres filtros en paralelo, los filtros son de mitad de antracita y mitad de granate. La capa de antracita con un espesor de 18 pulgadas posee una granumetria que varía entre 0.8-0.9 mm de diámetro con un coeficiente de uniformidad de 1,7. La capa de granate también con un espesor de 18 pulgadas posee una granumetria 1que varia de 0.3-0.36 mm con un coeficiente de uniformidad de 1.5. El sistema es capaz de remover el 97% de todas las partículas mayores de 2 micrones suspendidas (coloides) que han sido tratadas con el poli eléctrico que se han conglomerado en partículas más grandes, obteniéndose con esto un agua clarificada. Existen 3 mecanismos estudiados en el fenómeno de filtración los cuales son ilustrados en la figura 1.

FIG. 1. MECANISMO DE FILTRACION POROSA

b) Tratamiento anticorrosivo: se le da tratamiento al agua de

inyección debido a que el agua pura (exentas de sustancias disueltas), es ligeramente corrosiva al hierro. En el agua



tratada que ha de inyectarse el hierro es anódico al gas hidrogeno y al hidróxido ferroso, el cual eleva el PH del agua. El ataque prosigue hasta que la solubilidad del hidróxido ferroso es exedida y se deposita en la superficie como una película que mitigara la reacción de corrosión. A la salida del tanque se dosifica anticorrosivo (DC- 675) este químico es soluble en agua y forma un firme inhibidor de corrosión el cual va preferentemente hacia las superficies metálicas (paredes internas de la tubería y completación del pozo, además es un surfactante del lodo y el limo que puedan inferir en la acción inhibidora, se dosifica en 5- 10 ppm. Dependiendo del residual del hierro. Fe ++. Los cromatos y los fosfatos disueltos en el agua, inhiben o reducen la corrosión. Otras sustancias como las sales, ácidos, sulfuros de hidrogeno, bióxido de carbono y oxigeno pueden incrementar la corrosividad del agua. El oxígeno disuelto en el agua es probable el mayor problema ya que favorece la corrosión. El resultado de la corrosión del hierro por agua con oxígeno disuelto, es una mezcla de óxido de hierro usualmente hidratado llamado herrumbre. En base a lo descrito anteriormente, químicamente es posible controlar la corrosión de dos formas. 

Promoviendo una película protectora o fílmica , es

decir promoviendo un químico adherente sobre la superficie del metal y permitir protegerla de la corrosión por fluidos corrosivos. Bases químicas con propiedades fílmicas son los grupos amino ( -NH2), la cual se fija por polaridad bajo el mecanismo de



Quimisorción al metal y el resto de la cadena hidrocarbonada, ubicada al otro extremo, se vuelve hidrobófica aislando de esa manera la superficie del metal. 

Generando la Neutralización el fluido corrosivo:

Los gases ácidos corrosivos como el H2S y el CO2 presentes en el agua son controlados a través de la neutralización de los mismos a través de aminas neutralizantes aprovechando sus propiedades de basicidad y solubilidad en el agua. c) Coagulantes y floculantes: La finalidad de estos productos

es incrementar la densidad de la partícula a través del incremento de la masa de la partícula a través de la formación de un floculo de tal forma de incrementar su velocidad de separación. Con frecuencia se les conoce como clarificadores. Los sólidos presentes en el agua de formación como se mencionó anteriormente tienen diferentes orígenes y por ende diversos tamaños de partícula. Su naturaleza les entregará la característica de flotabilidad y carga parcial neta, los coloides o partículas menores a 1 micra poseen por lo general una carga parcial neta negativa. Para

promover

un

puente

entre

las

partículas

y

neutralizarlas, LOS COAGULANTES, entregan carga positiva a la partícula en suspensión. Un método para cuantificar la carga parcial neta del sistema es a través del potencial Z.

FIG.2 POTENCIA DE UNA PARTÍCULA COLOIDAL.



Los Floculantes es la aglomeración de partículas desestabilizadas por el coagulante llevando a la formación del floculo manteniéndolo estable y permitiendo su posterior separación. La gran mayoría de los floculantes son polímeros naturales o sintéticos como las poliacrilamidas y pueden presentar carga positiva (catiónicos), negativa (aniónicos) y neutros (no iónicos). Para determinar la efectividad de un coagulante/floculante en el medio se emplean los Jarr Test o pruebas de jarras, la cual controla: pH del medio, Dosificación del producto químico, tiempo de residencia para la coagulación floculación y sedimentación. La fig. 3 muestra un ensayo con test de jarras.

FIG.3 TEST DE JARRAS

d) separadores por gravedad mejorados (hidrociclones):

Consta de un tubo cónico, con una alimentación de fluido tangencial en el tope que gira alrededor del mismo. Su movimiento en espiral es acelerado por la forma cónica del mismo. Los aceites y sólidos son forzados a salir por parte superior y el resto de agua por la parte inferior del mismo. A


radios


menores

cónicos

se

establece

menores

concentraciones de aceite en el agua. VENTAJAS del equipo son su alto flujo a separar, minimiza

el movimiento al exterior (buena aplicación en plataformas petroleras), no posee partes móviles, ocupa poco espacio, maneja altas concentraciones de aceites y presenta facilidades para su mantenimiento. Su capacidad de separación se encuentra 5 – 15 micras. DESVENTAJAS son su amplia caída de presión a lo largo

de los accesorios, su performance depende de la relación de flujos, se emplea en la remoción de sólidos y es susceptible al taponamiento por sólidos. Posee un costo entre 75 000 a 450 000 dólares y sus costos relativos a mantenimiento se encuentran en la bomba de alimentación y las líneas de reemplazo durante su limpieza. La figura 4 muestra un esquema de los hidrociclones.

FIG.4 ESQUEMA DE HIDROCICLONES FUENTE :( ARNOLD K. SURFACE PRODUCTION OPERATION)

e) secuestrante de oxigeno: Debido a sus propiedades

altamente corrosivas, el oxígeno es considerado un agente altamente perjudicial tanto para las instalaciones de superficie como para las de subsuelo en los procesos de reinyección de agua de producida y agua de mar. Como método de control química del oxígeno de aditiva al sistema productos como bases químicas de sulfito, bisulfito



de sodio entre otros con sales catalizadas de cobalto, el cual reacciona con el oxígeno para formar sulfatos. Existen otras bases químicas como la Hidracina, pero esta es de uso limitado por su alto grado de toxicidad. Bisulfito de amonio, es usado como atrapador de oxígeno y en una solución al 60% es decir, que por cada 1 ppm. De oxígeno a atrapar se deberá agregar 10p ppm. De bisulfito de amonio (atrapador), en total 23 ppm de bisulfito de amonio esto se obtiene mediante la siguiente reacción.

3. referencias 

ELBERT SANCHEZ.: TESIS, MEJORAS EN EL TRATAMIENTO DE ”

AGUA DE INYECCIÓN PARA CAMPOS MADUROS DE PETRÓLEO USANDO MICROBURBUJAS DE GAS NATURAL , LIMA-PERU, 2009. ”



ROBINSON MANCILLA Y HENRY MESA.: TESIS, METODOLOGIAS ”

PARA EL MANEJO DE AGUAS DE PRODUCCION EN UN CAMPO PETROLERO , BUCARAMANGA-COLOMBIA, 2012. ”



DR.CAMPBELL C.P.: APPLIEDWATER TECHNOLOGY , SEGUNDA ”

”

EDICION, CAMPBELL PETROLIUM SERIES, TEXAS (1995). 

MARCELO MALDONADO G.: TESIS OBTIMIZACION DEL PROYECTO ”

DE INYECCION DE AGUA DEL CAMPO SACHA , GUAYAQUIL”

ECUADOR,1996.

Tipos de Tratamiento en aguas de inyeccion

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