Tratamiento Del Agua de Purga

Estudios yy Servicios Petroleros S..R.L. NOTA TÉCNICA N º 52 Hoja 1 de 9 TRATAMIENTO DE AGUA DE PURGA. A diferencia de la evolución de tecnología para el tratamiento de crudos (ver nota técnica n°36) la referida al tratamiento de aguas de purga (A.P.) ha seguido una evolución que podríamos calificar de errática. El A.P., producto de una actividad extractiva es, para los organismos de gobierno y control tratada como un agua residual industrial (A.R.I.) con los mismos estándares de calidad (para descarga al medio ambiente). Veamos algunas diferencias:

Origen

Carga

Necesidad de Tratamiento

Agua de purga Subsuperficial profunda (>1000 mt.)

Petróleo emulsionado Altos STD Voc’s y Ac. Orgánicos del Petróleo. Para disposición final Para inyección a reservorio (WF o sumidero)

Agua Residual Industrial Superficial y/o Potable Subsuperficial Somera (de acuífera) Contaminantes de los procesos donde se emplean. Para que retornen a las fuentes

Gran parte de las tecnologías de tratamiento del ARI no se aplican en el tratamiento de AP porque es muy poca el AP que actualmente va a disposición final.

Estudios y Servicios Petroleros S.R.L. NT / Nº 52 Hoja 2 de 9 La necesidad de disponer el A.P. en subsuperficie (años ’40) es anterior a la aparición de las regulaciones ambientales (años ’60) que imponen estandares para su disposición final. No fue sino hasta que aparecieron las primeras exigencias en cuanto al contenido de petróleo en suspensión de la agencia ambiental de USA (EPA) que se presto atención a ese parámetro. Es así que cuando se especificaron los contenidos de petróleo suspendido en AP de inyección se adoptaron los mismos límites máximos como cuando el fin fuera diferente. Probablemente la primera referencia al límite de petróleo suspendido en AP inyectada sea la de Amstutz aparecida en Tr. A. I. M. M. E. de 1956 “partículas suspendidas de petróleo que causan una turbidez en el rango 20-30 mg/lt y posiblemente mas altos no son deletereas a las operaciones de inyección” Durante muchos años (entre los ’50 y los ’80) el AP proveniente de las PTC (plantas de tratamiento de crudo) se deriva a la pileta API (sedimentadora – flotadora) cuya función es remover barros y petróleo flotante “dejando” el A.P. apta para descarga al medio ambiente. El aumento creciente de la coproduccion de agua junto al petróleo obligo a los operadores a instalar en los ’80 aguas abajo de las piletas API piletas en tierra para acumular AP desde cuyo fondo, para no capturar petróleo flotante, el AP se bombeaba a pozo, evaporaba o escurría al suelo. Solo un yacimiento maduro dispone de su propia fuente de agua para recuperación secundaria (si es aplicable). Si el yacimiento tiene acuíferos activos, esta contraindicado el uso w.f. y el agua coproducida debe disponerse a pozo sumidero. De comenzarse un programa de mantenimiento de presión, se requiere desarrollar un sistema de captación, tratamiento e inyección para otra fuente de agua subsuperficial somera, de río o de mar ya que en la primera etapa de la explotación no se dispone de agua coproducida. En pocos años el AP es una mezcla de agua inyectada foranea al reservorio y de reservorio original (singenetica) y el productor se encuentra operando dos plantas de agua para producir petróleo (cada vez con más agua). Existen en permanente evolución, tecnologías para “remover” contaminantes en aguas industriales pero como observamos en la siguiente tabla pocas son empleadas en el tratamiento de las A.P.

Estudios y Servicios Petroleros S.R.L. NT / Nº 52 Hoja 3 de 9

Procesos Actuales de tratamiento de ARI Físicos Separación por Gravedad Flotación Evaporación Absorción Stripping Extracción Coalescencia Filtración

Químicos Precipitación química Recuperación electrónica Intercambio Iónico Redox Osmosis Inversa

.

Biológicos Lodos Activados Lagunas de Estabilización Reactores Biológicos Degradación Anaeróbica

La principal razón por la cual las tecnologías de tratamiento de aguas residuales no son más empleadas en el tratamiento de AP es que las especificaciones para aguas de inyección no tienen límites en cuanto a los contaminantes disueltos lo que si sucede con los A.R.I. Finalmente, veamos que sucede con el uso de tecnologías de tratamiento para potabilizacion de aguas (fuentes que abastecen muchas aguas de uso industrial). Si exceptuamos la cloracion, las tecnologías de tratamiento estén limitadas a: ° Floculación para remover el material en suspensión. ° Filtración para mejorar el aspecto visual (turbidez) del agua. La filtración ha sido muy utilizada en AP desde los ’50 en que su popularidad cae en los ’70 actualmente son populares los filtros rellenos con cáscara de nuez. Floculación y Sedimentación (como tales) no son frecuentes el tratamiento de AP como operaciones físicas aunque son frecuentes en el acondicionamento de agua de mar onshore para inyección (ver mas al final de esta nota). El principal problema con que se encuentran quienes seleccionan alternativas de tratamiento para las AP es la caracterización de la carga. Al respecto identificamos dos cuestiones:


A_ La variación espacial y temporal: la irrupción de mayores volúmenes de agua con el avance de la explotación (por razones que no discutiremos aquí también aumentan los SES) y la incorporación permanente de nuevos horizontes con AP composicionalmente diferentes, atentan entre otros factores contra la calidad de la carga lo cual dificulta su caracterización a fines de diseño y/o selección de procesos. B_ La mayor parte del AP que es libre, proviene de baterías, FWKO y tanques cortadores. Aguas abajo se agrega la corriente de tanques lavadores o deshidratadores. Para entregar el petróleo en especifacion de entrega en ciertos casos debe sacrificarse la calidad del agua de purga. Los químicos residuales como inhibidores de corrosión, de incrustaciones y de tratamiento de crudos – particionados en la fase acuosa, junto a las desemulsionantes no son ajenos a la calidad del AP (emulsionan el petróleo suspendido). Antes de revisar los procesos mas frecuentes en tratamiento de AP debemos notar que los procesos se seleccionan en función de las características físicas del AP, el empleo de químicos en tratamiento de aguas es a los efectos de acelerar los procesos naturales en los que se basan las tecnologías. Filtración. La operación de filtración puede definirse como un proceso de pasaje de un líquido conteniendo material suspendido a través de un medio capaz de retener la mayor parte del material. Un filtro es un tamiz pero en tres dimensiones. El medio filtrante esta constituido por un recipiente relleno de material granulado confinado en el mismo. El material de relleno crea un medio poroso similar a la roca reservorio (pero sin cemento interclasticos). El material suspendido, capturado por el sistema poroso artificial del medio filtrante se acumula en la primera sección del filtro (2 a 4 pulgadas – 5 a 10cm). Los filtros se operan a caudal constante o a presión constante y periódicamente deben lavarse por fluido en contracorriente lo cual obliga a tener filtros en paralelo si se trata AP en forma permanente.


Existen muchos materiales de relleno para los filtros: cerámica porosa, arena, antracita (carbón), grafico y otros. El material filtrante debe seleccionarse según los SES del influente. Si se encuentran petróleo y/o material inorgánico los filtros tienen tendencia a colmarse. Si se emplea arena p. ej. el petróleo se adhiere y deben lavarse con agua y surfactantes. Actualmente están dando muy buen desempeño los filtros rellenos con cáscara de nuez. Los filtros pueden diseñarse para filtrado es superficie o en profundidad. En el filtrado en superficie se induce la formación de una torta filtrante sobre el lecho. Si el tamaño medio poral del filtro es similar al de los SES la torta se forma en los primeros mm. Un filtro profundo se constituye con material gradado, en cual el tamaño medio del poro es sustancialmente mayor que el de los SES. Los fluidos ingresan desde el fondo y las partículas se entrampan en todo el lecho. Un filtro de arena gradada (sin químicos previos) puede solo remover partículas hasta 10 – 20 µm. Mas pequeñas se adhieren entre si, aglomeran y cementan, eventualmente canalizan. Durante muchos años se emplearon filtros de carbón (es oil-wet) para remover petróleo suspendido. La filtración de lecho profundo con gránulos de cáscara de nuez es muy empleada en la actualidad para AP. las cáscara de nuez es preferentemente mojable por agua (water – wet). El influente (AP) viaja desde arriba por el lecho a presión haciendo que atraviese los microespacios intergranulares y quedan retenidos (filtros por gravedad). La cáscara de nuez suministra muy buen desempeño al filtro porque es coalescedora además de retener SES en sus poros. Los filtros (de arena) se han usado históricamente en el “pulido” del agua potable de río luego de tratar esta con coagulación y floculación y se usan onshore. Para filtrar agua de wat. Los filtros (de cáscara de nuez) se emplean actualmente en el “pulido” del agua de purga luego de tratar esta en la unidad de flotación con/sin floculantes.


Flotación Utilizada desde hace mas de 100 años en la industria minera para separar minerales con diferente densidad e incorporada para tratar efluentes industriales en refinerías (remueve petróleo suspendido y mejora DQO y DBO a la vez que airea el agua) esta operación se utiliza en el upstream desde los años ’50. Su uso es en la separación de sólidos suspendidos y/o petróleo que persisten a la sedimentación o separación por gravedad y que tienden mas a flotar que a decantar. El proceso comprende inyectar finas burbujas de gas o aire en el agua a tratar que formen las gotas de petróleo una burbuja mixta que asciende a la superficie como espuma y se entrampa eliminándose. Los sólidos suspendidos pueden se “flotables” sin embargo, en general arrojan complejidad a la eficiencia del proceso que, como dijimos fue pensado para remover petróleo en suspensión. La ecuación de Stokes que representa el comportamiento descendente o ascendente a una partícula (simple o mixta) consta de dos términos que la flotación modifica:

-La densidad del sólido o gota de petróleo que se convierte en la densidad de una partícula mixta (menor). -El radio de la partícula que crece (resulta una partícula mixta gas: sólido o gas: liquido)

V:

2 g (ρbm – ρw) dbm2 8 µw

Obsérvese que ρbm y dbm son numeradores y aumentan la velocidad ascensional. Con este mismo fundamento existen tres variantes: 1) Disolución de gas creando una solución sobresaturada sobre una fracción de la corriente liquida. 2) Dispersión de gas por mezclado mecánico con gas o aire. 3) Inyección directa de gas por medio de un difusor o Sparger.


Los primeros son muy empleados en refinerías (DAF o DGF) con aire porque mejoran adicionalmente DBO y DQO del agua industrial. Los tiempos de retención usuales son 10’ a 40’. Las unidades de gas disperso son frecuentes en tratamiento de agua de purga, son multicelda (4) un serie y tienen tiempos de retención de 1’ a 4’ por celda. Coalescedores de Placas (CP)

La coalescencia depende de la separación por gravedad y el ascenso a una zona donde ocurra coalescencia (choque entre gotas) y crecimiento como fase continúa. Versiones simples de CP se emplearan en los ’50 cuando comenzó a regularse la descarga de lastres de buques al mar. El agua de lastre se pasaba por “enrejados” de madera cuyo objetivo era aumentar la superficie de choque entre gotas de petróleo suspendida. Luego se emplearon para reducir el petróleo en AP descargadas a suelo. Es taxativo que los coalescedores operen en régimen laminar (Re < 1). Hay tres variantes de CP:

° Interceptores de placas paralelas (PPI) ° Interceptores de placas corrugadas (CPI) ° Separadores de flujo cruzado.

La coalescencia se produce solo en la práctica con partículas superiores a 30 µm (en teoría la ley de Stokes solo llega hasta 1-10 µm). Los CP son muy usados offshore para descarga al mar, pero no son frecuentes para tratar AP de inyección por que abiertos a la atmósfera e incorporan oxigeno. Si los sólidos son oil-wet se adhieren a las placas y obstruyen la coalescencia de gotas en su superficie.

– Floculación y Coagulación.


Los términos floculación y coagulación son usualmente intercambiados en discusiones sobre clarificación de aguas mediante el uso de químicos. En forma general la floculación es un proceso de tratamiento para clarificar el agua por el agregado de coagulantes químicos cuya función es producir precipitados finamente divididos cuya función es producir precipitados finamente divididos o microflocs que crecerán durante la floculación luego de la cual se separan por sedimentación en unidades comúnmente denominadas floculadotes o clarificadores. Un agua residual industrial (que mayormente no contiene TDS) puede ser acondicionada para descarga a la fuente por floculación por remoción de hidrocarburos, turbidez y color. Con floculación un ARI puede llevarse a menos de 10 mg/l de SOS (petróleo) y turbidez de 30 mg/l sin filtración, con filtración posterior el agua puede llevarse a menos de 5 mg/l. Un agua potable (de río) se clarifica para remover el material suspendido también por floculación y post filtrado por lecho de agua – arena. Para determinar las bases de diseño de floculadores se efectúa un ensayo de jarra (jar test) que determina: A) El pH optimo de coagulación. B) El más efectivo coagulante y su dosaje. C) El tiempo necesario para la coagulación, floculación y sedimentación del floc.

En todos los casos, los químicos actúan sobre los sólidos suspendidos neutralizando las cargas superficiales de los mismos y facilitando su asociación. La floculación (ideal que lleve 15 – 20’’) es el crecimiento en floculos (flocs), y debe ser lento para que no se rompa el floc. El termino coalescencia es equivalente a coagulación pero aplicable a las gotitas de la fase oleosa dispersa en el agua de purga. El aumento del tamaño de gota equivale al de la coagulación, para lograrlo se usan surfactantes y polímeros (desemulsionantes inversos) para lograr la capa oleosa sobrenadante. En la flotación la corriente del A.P. (o una parte según el sistema) se satura con aire o gas. Cuando la presión se libera contra la atmósfera resulta un agregado burbuja – partícula de tamaño entre 30 µm y 120 µm que presenta densidad mixta. La velocidad de ascenso del agregado es proporcional al radio y a la diferencia de densidad entre agregado y agua.


Las energías superficiales son altamente importantes en flotación y superiores a las que están presentes en una simple emulsión o/w. Se ha postulado que las partículas de una emulsión esta rodeada por una doble capa eléctrica (DCE) que las repele entre si. Una forma de minimizar su efecto y dispersar las partículas es agregar al agua cationes polivalentes que presentan mucha mayor atracción por la capa interna aniónica de la partícula o del agregado. Esto reduce la profundidad de la DCE y permite que las partículas coagulen. Muchos cationes polivalentes también ayudan a la coagulación formando flocs que adsorben, entrampan y unen químicamente a los SES ayudando a su flotación. Aunque en química el termino coagulación se refiere a la desestabilización de una dispersión coloidal por supresión de la DCD y el termino floculación se refiere a la agregación de las partículas, en ingeniería se extiende el uso de estos términos a los procesos por lo que coagulación y floculación se asocian también a los procesos físicos usados en el tratamiento químico. (Ver mas información sobre coagulantes y floculantes en nuestra nota técnica n° 49)

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