UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE...

I

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

“ESTUDIO Y SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA MÁS APROPIADA PARA

LA OPTIMIZACIÓN DE LA REINYECCIÓN DE AGUA CON ANÁLISIS

FÍSICOS Y QUÍMICOS EN LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI SUR DE

PETROECUADOR”

Tesis de Grado Previa la obtención del título de:

TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS

DIRECTOR DE TESIS:

Ing. Vinicio Melo

Autor: ANDRÉS FERNANDO GUEVARA FABARA

Quito-Ecuador

2011

II

DECLARACIÓN

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.

Andrés Fernando Guevara Fabara

C.I. 100285629-0

III

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR

IV

CARTA DE LA EMPRESA

V

DEDICATORIA

Dedico este trabajo a Dios por estar conmigo en

cada paso que doy, por fortalecer mi corazón e

iluminar mi mente y hacer más perfecto aquello en

que creo, a mi querida Madre Ximena Fabara que

gracias a su amor y ayuda incondicional, hoy

puedo alcanzar mí ambicionada profesión, a mi

querido padre que con su gran ejemplo y cariño me

supo guiar por el camino de la sabiduría y ser más

que todo una persona con valores humanos gracias

papi.

A mis hermanos: Pamela, Marcelo y Pablito por

contribuir a mi empeño, a la vida por lo aprendido

y gracias a todos quienes de una u otra manera,

fueron mi apoyo.

Andrés

VI

AGRADECIMIENTO

Mi más sincero agradecimiento a la Universidad Tecnológica Equinoccial, a la

Facultad de Ciencias, y la Escuela de Petróleos por los conocimientos brindados

durante nuestra formación académica.

A PETROPRODUCCIÓN Shushufindi, por haber prestado las facilidades y haber

confiado en mí; y de manera muy especial al Ing. Mario Robles del Departamento de

Ingenieria Shushufindi y al Ing. Esteban Almeida Supervisor del Departamento. de

Corrosión Shushufindi , por su predisposición para dedicar tiempo de sus actividades

profesionales y ser mi guía en cada momento, compartiendo observaciones y

experiencias que han hecho de este trabajo de Investigación una realidad.

De igual manera al Ing. Vinicio Melo Director de Tesis por sus valiosas sugerencias y

acertados aportes que hicieron posible la finalización de la presente Tesis.

VII

ÍNDICE GENERAL

DECLARACIÓN ............................................................................................................. II

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR ............................................................................ III

CARTA DE LA EMPRESA ........................................................................................... IV

DEDICATORIA .............................................................................................................. V

AGRADECIMIENTO .................................................................................................... VI

ÍNDICE GENERAL ..................................................................................................... VII

ÍNDICE DE CONTENIDO ......................................................................................... VIII

ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................ XIX

ÍNDICE DE ECUACIONES ......................................................................................XXII

ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. XXIV

ÍNDICE DE ANEXOS .............................................................................................. XXIV

ABREVIATURAS…………………………………………………………………XXVI

RESUMEN........................................................................................................................ 1

SUMMARY ...................................................................................................................... 2

VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO

CAPITULO I..................................................................................................................... 4

1.GENERALIDADES ...................................................................................................... 4

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................. 4

1.2 OBJETIVOS .......................................................................................................... 5

1.2.1 General ..................................................................................................... 5

1.2.2 Específicos ................................................................................................. 5

1.4 HIPÓTESIS .......................................................................................................... 6

1.5 MÉTODOS Y TÉCNICA .................................................................................... 7

1.5.1 Métodos particulares ................................................................................ 7

1.5.2 Métodos generales ................................................................................... 8

1.5.3 Observación de campo: ............................................................................ 8

1.5.4 Observación de laboratorio: ..................................................................... 8

CAPÍTULO II ................................................................................................................ 10

IX

2. PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN .................. 11

2.1

GENERALIDADES ......................................................................................... 11

2.2. AGUAS DE FORMACIÓN EN POZOS PETROLEROS ............................... 12

2.2.1 Naturaleza y propiedades del agua de formación .................................. 13

2.2.1.1 Sólidos totales disueltos (STD) ............................................... 13

2.2.1.2 Sólidos suspendidos ............................................................... 14

2.2.1.3 Gases disueltos ........................................................................ 14

2.2.1.4 Bacterias sulfato reductoras (BSR) ....................................... 16

2.2.1.4.1 Identificación de bacterias sulfato reductoras ......... 17

2.2.1.4.2 Control de las bacterias ............................................ 18

2.2.1.5 Incrustaciones minerales ......................................................... 19

2.2.1.5.1 Carbonato de calcio .................................................. 19

2.2.1.5.2 Sulfato de calcio ....................................................... 20

2.2.1.5.3 Sulfato de bario ........................................................ 20

2.2.1.5.4 SULFATO DE ESTRONCIO ................................... 21

X

2.2.1.5.5 Compuestos de hierro ................................................ 22

2.3 CORROSIÓN ..................................................................................................... 22

2.3.1 Tipos de corrosión ................................................................................ 24

2.3.2 Variables físicas de la corrosión ............................................................. 25

2.3.3 Protección contra la corrosión .............................................................. 26

2.3.3.1 Recubrimientos y revestimientos ............................................ 26

2.3.3.2 Protección catódica ................................................................. 28

2.3.3.2.1 Protección por corriente impresa.............................. 30

2.3.3.3 Selección de materiales ........................................................... 30

2.3.3.4 Inhibidores de corrosión .......................................................... 31

2.3.4 Control de la corrosión y escala ............................................................. 31

2.4 PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN ............................ 33

2.5 DESCRIPCIÓN DE LOS PRODUCTOS QUÍMICOS UTILIZADOS EN EL

TRATAMIENTO QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN EN LA

ESTACIÓN SUR DEL CAMPO SHUSHUFINDI ............................................. 37

2.5.1 Selección de coagulante y floculante (pruebas de jarras) ........................ 46

XI

2.6 EQUIPOS EMPLEADOS EN EL TRATAMIENTO DEL AGUA DE

FORMACIÓN ..................................................................................................... 50

2.6.1 Desnatador o tanque de agua cruda ........................................................ 50

2.6.2 Unidades de clarificación ....................................................................... 51

2.6.2.1 Clarificador con lecho de lodo ................................................. 54

2.6.3 Sedimentadores ........................................................................................ 54

2.6.3.1 Sedimentador rectangular ......................................................... 55

2.6.3.2 Sedimentador con entrada de agua por el centro ..................... 56

2.6.3.3 Sedimentador con la entrada de agua por la periferia .............. 57

2.6.4.1 Filtros de gravedad .................................................................. 58

2.7 FORMACIÓN TIYUYACU ....................................................................... 59

2.7.1 Características geológicas de la formación ............................................ 59

2.7.2 Características petrofísicas de la formación ............................................ 64

2.7.2.1 Generalidades ............................................................................ 64

2.7.2.2 Estratigrafía ............................................................................... 65

XII

2.7.2.3 Datos generales de las características petrofísicas de la

formación ................................................................................ 65

2.7.2.4 Perfiles a hueco abierto ............................................................ 66

2.7.2.5 Evaluación de registros eléctricos ............................................ 67

2.7.2.5 .1 Sumario de evaluación petrofísica ............................ 67

2.7.2.5.2 Resultados ................................................................. 68

CAPÍTULO III ................................................................................................................ 70

3. ESTUDIO DE LA SITUACIÓN ACTUAL DE LAS FACILIDADES DE

SUPERFICIE DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN ..................................................... 71

3.1 FACILIDADES DE SUPERFICIE INSTALADAS EN EL SISTEMA DE

REINYECCIÓN DE LA ESTACIÓN SUR. ....................................................... 71

3.1.1 Antecedentes ............................................................................................ 74

3.1.1.1 Sistema operativo de la cía. solipet ........................................... 79

3.1.1.2 Evaluación de la operación de la planta .................................. 82

3.1.1.3 Tratamiento químico que mantenía la cía. solipet. ................... 83

XIII

3.1.1.4 Problemas ocasionados en el proceso de tratamiento y

reinyección de agua manejado por la cía. solipet. .................. 85

3.1.2 Descripción de equipos .......................................................................... 87

3.1.2.1 Tanque de agua cruda ............................................................. 87

3.1.2.2 Tanque clarificador ................................................................... 88

3.1.2.3 Tanque sedimentador ............................................................... 89

3.1.2.4 Tanque de agua tratada .......................................................... 90

3.1.2.5 Turbidímetro en línea ............................................................... 91

3.1.2.6 Tanque “pulmón” ..................................................................... 91

3.1.2.7 Pozos reinyectores .................................................................... 92

3.1.3 Bombas de transferencia o booster ......................................................... 93

3.2 VOLÚMENES DE AGUA PRODUCIDA Y AGUA REINYECTADA ........ 100

3.3

TENDENCIA DEL AGUA DE FORMACIÓN ................................................ 101

3.4 INFORMES DE PARÁMETROS DEL AGUA DE FORMACIÓN DE ABRIL

DEL 2010 A MAYO DEL 2010. ...................................................................... 104

XIV

3.5 TRATAMIENTO QUÍMICO APLICADO EN LA REINYECCIÓN DE AGUA

DE LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI SUR. ..................................................... 109

3.6 CAPACIDAD DE CONFINAMIENTO DE LA FORMACIÓN DE

TIYUYACU ...................................................................................................... 113

3.7 PARTE EXPERIMENTAL .............................................................................. 115

3.7.1 Métodos ................................................................................................ 115

3.7.2

Técnicas ................................................................................................. 116

3.7.2.1 Análisis físico y químico del agua .......................................... 116

CAPÍTULO IV .............................................................................................................. 118

4. REDISEÑO ............................................................................................................... 119

4.1 TRANSPORTE DE FLUIDOS ....................................................................... 119

4.1.1 Pérdidas por fricción en tuberías .......................................................... 121

4.1.1.1 Régimen de flujo .................................................................... 122

4.1.1.2 Factor de fricción (fanning) ................................................... 123

4.1.2 Pérdidas por fricción en accesorios ...................................................... 124

4.1.2.1 Cálculo del factor k para válvulas y accesorios ...................... 124

XV

4.1.2.2 Pérdidas totales en un sistema de tubería. ............................. 128

4.1.2.3 Pérdida de presión (fórmula de darcy) ................................... 129

4.1.2.4 Ecuación de energía (bernoulli) ............................................ 130

4.1.3 Energía hidráulica ................................................................................. 131

4.1.3.1 Gradiente hidráulico o de alturas totales (I = SF) ....... 131

4.1.4 Tiempo de residencia ............................................................................ 132

4.1.5 Velocidad lineal .................................................................................... 132

4.2 SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA MÁS APROPIADA PARA LA

OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA. ............. 134

4.2.1 Propuesta de optimización del sistema de reinyección de agua de la

estación sur del campo shushufindi. ................................................... 135

4.2.1.1 Diseño básico ........................................................................ 136

4.2.1.1.1 Tanque desnatador ............................................ - 139 -

4.2.1.2 Sedimentadores ............................................................ - 140 -

4.2.1.3 Tanque de agua tratada ................................................... - 142 -

4.2.1.4 Turbidímetro en línea ..................................................... - 143 -

XVI

4.2.1.5 Sistema de bombeo .......................................................... - 143 -

4.2.1.6 Líneas de flujo ................................................................ - 143 -

4.2.1.7 Tratamiento de lodos ....................................................... - 144 -

4.3 CÁLCULOS Y RESULTADOS .................................................................. - 146 -

4.3.1 Cálculos ............................................................................................ - 146 -

4.3.1.1 Cálculos para la determinación de las propiedades ........ - 146 -

4.3.1.2 Evaluación operativa de la planta de tratamiento ............ - 147 -

4.3.1.3 Diagrama evaluación operativa de la planta de tratamiento

estación shushufindi -sur ............................................... - 149 -

4.3.1.3.1 Pérdidas por fricción en tubería y accesorios . - 150

-

4.3.1.3.2 Altura geométrica del nivel operativo del líquido (z)

y nivel del líquido a superarse (z) ............... - 161 -

4.3.1.3.3 Tiempos de residencia ...................................... - 162 -

4.3.1.3.4 Pérdida de presión en el sistema ...................... - 164 -

4.3.1.3.5 Gradiente hidráulico ......................................... - 168 -

XVII

4.3.1.3.6 Tanque de agua cruda o tanque desnatador (t.d) .. - 171

-

4.3.1.3.6.1 Flauta interna ................................. - 172 -

4.3.1.3.6.2 Bandeja para recolección de aceite

residual ....................................... - 173 -

4.3.1.3.7 Pérdidas por fricción en tuberías y accesorios .. - 174 -

4.3.1.3.8 Altura geométrica del nivel operativo del líquido (z)

y nivel del líquido a superarse (z) ................... - 181 -

4.3.1.3.9 Tiempos de residencia ..................................... - 182 -

4.3.1.3.10 Pérdida de presión en tanques (fluidos diferentes)

............................................................. - 183 -

4.3.1.3.11 Pérdida de presión en tuberías (diámetros

iguales) ..................................................... - 185 -

4.3.1.3.12 Gradiente hidráulico .................................. - 185 -

4.3.1.3.13 Velocidades óptimas de agitación .......... - 187 -

4.3.1.3.14 Velocidad de asentamiento o decantación final .. -

190 -

XVIII

4.3.1.3.15 Cantidad de químico requerido .................. - 192 -

4.3.1.3.16 Costo de químicos empleados en el sistema de

reinyección ............................................... - 193 -

4.3.1.3.17 Cantidad de sólidos en agua ....................... - 195 -

4.3.1.3.18 Cantidad de aceite en agua ......................... - 197 -

4.4 RESULTADOS ............................................................................................ - 198 -

4.4.1 Parte experimental ............................................................................ - 198 -

4.4.1.1 Análisis físico - químico del agua de formación ............. - 198 -

4.4.1.2 Análisis microbiológico del agua de formación ..... - 200 -

CAPÍTULO V .......................................................................................................... - 201 -

5.CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................... - 202 -

5.1 CONCLUSIONES ........................................................................................ - 202 -

5.2 RECOMENDACIONES ............................................................................... - 204 -

BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................... - 206 -

XIX

ÍNDICE DE FIGURAS

FIG. 2.1 BACTERIAS SULFATO REDUCTORAS .................................................... 16

FIG. 2.2 MEDIOS DE CULTIVO ................................................................................. 18

FIG. 2.3 PROTECCIÓN CATÓDICA EN TUBERÍAS................................................. 29

FIG. 2.4 PROTECCIÓN CATÓDICA PARA UN TANQUE DE AGUA ..................... 29

FIG. 2.5 CUPÓN DE CORROSIÓN .............................................................................. 33

FIG. 2.6 CUPÓN DE ESCALA ..................................................................................... 33

FIG. 2.7 NEUTRALIZACIÓN DE CARGAS Y FORMACIÓN DEL

MICROFLÓCULO ........................................................................................... 38

FIG. 2.8 MODELO DE ENLACE POR PUENTE ......................................................... 39

FIG. 2.9 EQUIPO PRUEBA DE JARRAS..................................................................... 46

FIG. 2.10 DESNATADOR PARA REMOCIÓN DE ACEITE ..................................... 51

FIG. 2.11 PROCESO DE CLARIFICACIÓN ................................................................ 52

FIG. 2.12 MEZCLA RÁPIDA CON AGITACIÓN MECÁNICA ............................... 53

XX

FIG. 2.13 CLARIFICADOR CON LECHO DE LODO ............................................... 54

FIG.2.14 CLARIFICADOR CON MEZCLA RÁPIDA, LENTA Y SEDIMENTADOR

RECTANGULAR ........................................................................................ 55

FIG. 2.15 SEDIMENTADOR CIRCULAR CON ENTRADA POR EL CENTRO Y

SALIDA PERIFÉRICA .................................................................................. 56

FIG.2.16 SEDIMENTADOR CIRCULAR CON ENTRADA PERIFÉRICA Y SALIDA

POR EL MEDIO ............................................................................................ 57

FIG. 2.17 FILTROS DE GRAVEDAD .......................................................................... 59

FIGURA 2.18 FORMACIÓN TIYUYACU .................................................................. 61

FIGURA 3.1. DIAGRAMA DEL SISTEMA ACTUAL DE REINYECCIÓN DE

AGUA EN LA ESTACIÓN SUR DEL CAMPO SHUSHUFINDI. ....... 72

FIGURA 3.3 DIAGRAMA DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE

FORMACIÓN EN LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI-SUR ................ 78

FIG. 3.4 TANQUE DE AGUA CRUDA ........................................................................ 87

FIG. 3.5 TANQUE CLARIFICADOR ........................................................................... 88

FIG. 3.6 TANQUE SEDIMENTADOR ......................................................................... 89

FIG. 3.7 TANQUE DE AGUA TRATADA ................................................................... 90

XXI

FIG. 3.8 TURBIDÍMETRO EN LÍNEA ......................................................................... 91

FIG. 3.9 TANQUE PULMÓN ........................................................................................ 92

FIG. 3.10 POZO REINYECTOR .................................................................................. 93

FIG. 3.11 BOMBAS BOOSTER ................................................................................... 93

FIG. 3.12 BOMBAS HORIZONTALES DE ALTA PRESIÓN ................................... 94

FIGURA 4.1 SISTEMA CERRADO DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE

FORMACIÓN ......................................................................................... 138

FIG. 4.2 ESQUEMA TANQUE DE AGUA CRUDA (DESNATADOR) .............. - 140 -

FIG. 4.3 ESTRUCTURA INTERNA DE LOS SEDIMENTADORES ............... - 141 -

FIG. 4.4 UNIONES VITÁULICAS ........................................................................ - 144 -

FIG. 4.5 DIMENSIONAMIENTO TANQUE DESNATADOR ............................. - 171 -

FIG. 4.6 ESTRUCTURA INTERNA DEL TANQUE CLARIFICADOR-

SEDIMENTADOR .................................................................................. - 187 -

FIG. 4.7 ESTRUCTURA INTERNA DE LA CAMPANA DEL CLARIFICADOR-

SEDIMENTADOR .................................................................................... - 187 -

XXII

ÍNDICE DE ECUACIONES

ECUACIÓN (2.1) Control de la Corrosión y Escala………………………………....25

ECUACIÓN (2.2) Conductividad……………………………………………………..29

ECUACIÓN (3.1) Capacidad de Confinamiento de la Formación TIYUYACU……..91

ECUACIÓN (4.1) Pérdida por fricción en tuberías…………………………………121

ECUACIÓN (4.2) Velocidad de Fluido ……………………………………………..121

ECUACIÓN (4.3) Régimen de Flujo…………………………………………………122

ECUACIÓN (4.4) Factor de fricción (Fanning)……………………………………...123

ECUACIÓN(4.5) Díametro de la tubería……………………………………………..123

ECUACIÓN (4.6) Pérdida por fricción en Accesorios……………………………….124

ECUACIÓN (4.7) Pérdidas totales en un sistema de tuberías por fricción…………..128

ECUACIÓN (4.8) Pérdidas totales en un sistema de tuberías por accesorios………..128

ECUACIÓN (4.9) Pérdidas totales en un sistema de tuberías por accesorios. (# 2)...129

ECUACIÓN (4.10) Pérdida por presión………………………………………………129

ECUACIÓN (4.11) Pérdida por presión (Pascales)…………………………………..129

ECUACIÓN (4.12) De energía Bernoulli……………………………………………130

ECUACIÓN (4.13) De energía Bernoulli……………………………………………131

XXIII

ECUACIÓN (4.14) Pérdida de presión según Bernoulli…………………………….131

ECUACIÓN (4.15) Gradiente Hidráulico o de alturas totales……………………..132

ECUACIÓN (4.16) Tiempo de residencia…………………………………………...132

ECUACIÓN (4.17) Velocidad Lineal………………………………………………..132




ECUACIÓN (4.21) Velocidad línea en función de la frecuencia…………………..133



XXIV

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 2.1 PROPIEDADES DE LOS COAGULANTES COMUNES ...................... 40

TABLA 2.2 POLÍMEROS ORGÁNICOS .................................................................... 44

TABLA 2.3 TIPOS DE SEDIMENTADORES SEGÚN EL SENTIDO DE FLUJO ... 58

TABLA 2.4 TOPES Y BASES DE LAS FORMACIONES .......................................... 65

TABLA 2.5 PERFILES A HUECO ABIERTO ............................................................ 66

TABLA 2.6 SUMARIO DE LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA ............................ 67

TABLA 3.1 PARÁMETROS PERMISIBLES DEL AGUA DE FORMACIÓN PARA

REINYECCIÓN ........................................................................................ 74

TABLA 3.2 MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMITIDA DE ACUERDO A LA

CLASE ANSI .......................................................................................... 98

TABLA 3.3. BOMBAS INSTALADAS EN EL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE

AGUA EN LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI SUR. ................................. 99

TABLA 3.4. INICIO DE LA REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN EN LA

ESTACIÓN SHUSHUFINDI SUR. ........................................................ 100

XXV

TABLA 3.5. TENDENCIA DEL AGUA DE FORMACIÓN DE LOS POZOS

REINYECTORES Y EL WASH TANK ................................................. 101

TABLA 3.6.TENDENCIA DEL AGUA DE FORMACIÓN DE LOS POZOS

PRODUCTORES ..................................................................................... 102

TABLA 3.7. TRATAMIENTO QUÍMICO APLICADO DURANTE EL MES DE

ABRIL DEL 2010. ................................................................................ 109

TABLA 3.8. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DE CONFINAMIENTO DE LA

FORMACIÓN TIYUYACU .................................................................... 113

TABLA 3.9 CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE

FORMACIÓN ......................................................................................... 117

TABLA 4.1 FACTORES DE FRICCIÓN PARA TUBERÍAS COMERCIALES ...... 124

TABLA 4.2

COEFICIENTE DE RESISTENCIA PARA UNA CURVA DE 90º. ..... 127

TABLA 4.3 BARRILES DE AGUA PRODUCIDOS POR ESTACIÓN .................... 135

TABLA 4.5 CARACTERÍSTICAS DE TUBERÍAS ............................................ - 148 -

TABLA. 4.6 INCREMENTO DE DIÁMETRO EN TUBERÍAS. .......................... - 174 -

TABLA. 4.7 VÁLVULAS Y ACCESORIOS ......................................................... - 175 -

XXVI

TABLA 4.8 COSTO DE QUÍMICOS EMPLEADOS EN EL SISTEMA DE

REINYECCIÓN ................................................................................. - 194 -

TABLA 4.9 ANÁLISIS FÍSICO – QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN

ESTACIÓN SHUSHUFINDI - SUR ................................................ - 198 -

XXVII

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO I PROPIEDADES FÍSICAS DE ELEMENTOS Y COMPUESTOS

INORGÁNICOS ................................................................................... - 208 -

ANEXO II QUIMIFLOC 922 (FLOCULANTE) .................................................... - 209 -

ANEXO III QUIMIFLOC 757 (COAGULANTE) ................................................ - 211 -

ANEXO IV PLAN DE MANTENIMIENTO .......................................................... - 212 -

ANEXO V POZOS REINYECTORES ................................................................... - 217 -

ANEXO VI PROGRAMA DE MONITOREO ....................................................... - 221 -

ANEXO VI DIAGRAMA DE MOODY ................................................................. - 225 -

ANEXO VII DUREZA TOTAL .................................................................................. 226

ANEXO VIII ALCALINIDAD TOTAL ...................................................................... 227

ANEXO IX CLORUROS ............................................................................................. 228

ANEXO X DUREZA CÁLCICA ................................................................................. 229

ANEXO XI ANÁLISIS DE GASES EN AGUA ......................................................... 230

ANEXO XII DETERMINACIÓN DE O2. .................................................................... 231

XXVIII

ANEXO XIII DETERMINACIÓN DE H2S ................................................................. 232

ANEXO XIV TEMPERATURA .................................................................................. 233

ANEXO XV DETERMINACIÓN DE HIERRO ........................................................ 234

ANEXO XVI SULFATOS ........................................................................................... 235

ANEXO XVII CÁLCULOS COMPLEMENTARIOS ................................................. 236

ANEXO XVIII POTENCIAL DE HIDRÓGENO PH ................................................. 237

ANEXO XIX TURBIDEZ ............................................................................................ 238

ANEXO XX SÓLIDOS TOTALES ............................................................................. 239

ANEXO XXI PRUEBA DE JARRAS (DOSIS ÓPTIMA COAGULANTE-

FLOCULANTE) .................................................................................... 240

ANEXO XXII ANÁLISIS BIOLÓGICO ..................................................................... 241

XXIX

ABREVIATURAS

ASTM American Society For Testing Material.

API American Petroleum Institute.

BAPD Barriles de Agua por Día.

BFPD Barriles de Fluido por Día.

BAPM Barriles de agua por mes.

BAPA Barriles de agua por año.

BLS Barriles.

BPPD Barriles de Petróleo por Día.

BSR Bacterias Sulfato Reductoras.

BT Arena de Formación Basal Tena.

°C Grados Celcius.

°F Grados Fahrenheit.

mg/L Miligramos por Litro.

Máx. Máximo.

Mín. Mínimo.

NACE Nacional Association of Corrosion Engeenering.

XXX

STD Sólidos Totales Disueltos.

SST Sólidos Totales Suspendidos.

NTU Unidad de Turbidez.

Floc. Flóculo.

T Arena T de la Formación Napo.

U Arena U de la Formación Napo.

Q Caudal.

Viscosidad.

Densidad.

Diámetro.

v Velocidad.

NRe Número Adimensional de Reynolds.

Rugosidad Absoluta.

L Longitud.

f Factor de Fricción Fanning.

ft Factor de Fricción para Accesorios.

k Constante de Resistencia al Flujo.

XXXI

k’ Constante de Resistencia al Flujo en Estrechamiento de Tubería.

Relación de Diámetros en Estrechamiento de Tubería.

KT Constante de Resistencia Total.

hL Pérdidas por Fricción.

Z Altura Geométrica del Nivel Operativo del Líquido

z Nivel del Líquido a superarse.

AT Altura Total del Tanque.

Ad Altura de Descarga.

A Área.

h Altura

V Volumen.

r Radio

τ Tiempo de Residencia.

g Gravedad.

P Presión.

H Energía Hidráulica Total.

Sf Gradiente Hidráulico.

w Velocidad Angular.

XXXII

Vt Velocidad de Decantación Final.

CD Coeficiente de Arrastre.

ppm Partes por Millón.

m Metros.

s Segundos.

kg Kilogramo.

g Gramos.

mp MiliPoise.

plg Pulgada

1

RESUMEN

Se realizó el rediseño de la planta de tratamiento del agua de formación en la Estación

Shushufindi – Sur de Petroproducción. Proponiendo soluciones para su puesta en

marcha y reinyectar agua clarificada dentro de los parámetros permisibles para las

zonas de captación.

Se caracterizó el agua a la salida del tanque de lavado por medio de análisis físicos,

químicos y microbiológicos. Determinándose que el diámetro (6 pulgadas cédula 40) de

las tuberías de interconexión entre los tanques: desnatador, clarificador, sedimentador y

de almacenamiento, no es el adecuado ya que provoca pérdidas de energía en el sistema

y aunado a esto, la acumulación de sólidos en el interior de las líneas por el ineficiente

tratamiento químico, redujo aún más el diámetro interno, causando el desbordamiento

de los tanques.

Se estableció un diámetro de 10 pulgadas de cédula 20, disminuyendo las pérdidas para

mantener los niveles operativos en los tanques. Para un efectivo proceso de clarificación

se dimensionó un desnatador con una flauta y bandeja para la separación agua-aceite;

mediante simulación en laboratorio (prueba de jarras), se fijó las dosis óptimas de

coagulante para mezcla rápida y lenta respectivamente Se recomienda dar seguimiento

al programa de monitoreo y al plan de mantenimiento a fin de controlar el proceso y

prolongar la vida útil de la planta.

2

SUMMARY

It was carried out the redesign of the treatment plant of water from Shushufindi – Sur of

Petroproducción Station. Suggesting solutions to carry out and re-inject clarified water

which is in the permissible parameters for the capture zones.

It was characterized the water in the exit of the wash tank, by means of physical,

chemical and microbiological. Establishing that the diameter (6 inch and 40 of

thickness) of the interconnection pipes among: skimmer tanks, clarifier tanks,

sedimentary tanks and storage tanks was no the adequate, so it do not causes loss of

energy in the united system, the accumulation of solids inside the lines caused for the

inefficient chemical treatment reduced much more the internal diameter casing the

overflow of the tanks.

It was established a diameter of 10 inches and 20 schedule, decreasing the loss to keep

the tanks operative levels. For a right process of clarifying of water it was dimensioned

a skimmer with a pipe and try to separate oil and water; by means of simulation in

laboratory (pitchers proof), for quick and slow mixing respectively.

It is recommended to check the monitoring program and the maintenance plan to control

the process and extend the useful life of the plant.

Ing. Vinicio Melo

DIRECTOR DE TESIS

3

CAPÍTULO I

4

CAPITULO I

1.GENERALIDADES

En este capítulo analizaremos los posibles problemas que se pueden causar en la

producción de agua de formación , además se dar a conocer los objetivos planteados en esta

investigación los mismos que se darán cumplimiento al final de este trabajo .

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La explotación petrolera trae como consecuencia la producción de agua de formación que

al tener altas concentraciones de elementos pesados, así como también cloruros, carbonatos,

sulfatos, productos hidrocarburíferos; si a esto le añadimos los químicos que se utiliza en el

tratamiento del petróleo, hace que el agua separada del petróleo sea altamente tóxica, por lo

que es de suma importancia evitar a cualquier costo que se produzca contaminación al

ambiente circundante.

A través del convenio PETROECUADOR-UTE, se realiza el presente trabajo de

Investigación en la Estación Shushufindi-Sur, ubicada en la provincia de Sucumbíos al Sur

de la Región Amazónica

Con el propósito de mejorar la calidad del agua con métodos de control tanto químicos

como físicos, se diseño la planta de tratamiento aprovechando la infraestructura disponible

(desnatador, clarificador, sedimentador, y tanque de almacenamiento de agua tratada) y

dando alternativas de mejora para evitar la reducción de los diámetros de tuberías

mediante mantenimiento continuo y un programa de monitoreo.

5

1.2 OBJETIVOS

En este trabajo se ha planteado distintos objetivos con el fin de demostrar el compromiso y

la seriedad de esta investigación ya que estos serán la muestra de que el trabajo llego a

culminarse y llego a su meta planteada.

1.2.1 General

Realizar el estudio y análisis de la Planta de Tratamiento del agua de formación en la

Estación Shushufindi-Sur.

1.2.2 Específicos

Estudiar la Planta de Tratamiento existente del agua de formación en la Estación

Shushufindi-Sur.

Caracterizar física y químicamente el agua de formación.

Establecer la concentración óptima de los químicos empleados en el tratamiento del

agua de formación.

Determinar la actividad de bacterias sulfatoreductoras.

1.3 JUSTIFICACIÓN

El agua que acompaña al petróleo, por su alto contenido de iones en solución, pequeñas

cantidades de metales pesados y residuos de los químicos utilizados en el proceso de

6

separación agua-petróleo (anticorrosivo, anti-incrustante, demulsificante, etc.), no puede ser

drenada al ambiente pues los efectos serían desastrosos tanto para el hombre, la flora y la

fauna, razón por la cual se ha optado en reinyectar el agua a zonas no productoras situadas a

profundidades comprendidas entre los 5000 y 7500 pies, estas zonas en el área Shushufindi-

Sur, se llaman Orteguaza y Tiyuyacu respectivamente.

El agua de formación para poder ser reinyectada requiere que se mejore su calidad, pues

esta arrastra consigo trazas de petróleo, arcillas, óxidos, sulfuros, sílice, etc. Los cuales

deben ser retirados para evitar que causen problemas de corrosión y taponamiento en

sistemas de bombeo, líneas de flujo y zonas receptoras (reduciendo la capacidad de

admisión del pozo y consecuentemente su vida operable).

1.4 HIPÓTESIS

El agua que proviene de los tratadores de petróleo y de los desalinizadores, así como

también de desfogue de los separadores y el agua de enjagüe proveniente de lo

desmineralizadores deben ser tratadas antes de su desecho. La mayor parte de esta agua

requiere una extensa depuración. El agua de escorrentía que ha estado en contacto con

acumulamientos y azufre puede ser altamente ácida y el agua que contiene metales pesados

también requerirá de un tratamiento especial, antes de que pueda ser desechada con

seguridad.

Los elementos básicos que debe disponer un “Sistema Cerrado” de Tratamiento del agua de

formación, de las características requeridas para la Estación Shushufindi Sur, son los

siguientes

7

- Tanque de tratamiento de agua cruda.

- Bombas de transferencia

- Tanque clarificador

- Filtros

- Tanque de sedimentación

- Tanque de agua tratada

- Bombas elevadoras de presión (boosters)

- Bombas de alta presión (centrífugas o reciprocantes)

- Sistema de bombas de inyección de químicos

- Turbidímetro en línea

1.5 MÉTODOS Y TÉCNICA

Para este presente trabajo se han utilizado Métodos Particulares y Generales deduciendo de

cada uno lo siguiente:

1.5.1 Métodos Particulares

Método Histórico:

En relación con la información de datos, fechas, tablas, estadísticas y parámetros de

los antecedentes de la reinyección de agua en las diferentes estaciones en el campo

Shushufindi. Con relación a estos datos brindados por la empresa Petroproduccion,

se ha obtenido valiosa información que ha sido de mucha utilidad para este trabajo.

8

Método Descriptivo:

Este método ha sido empleado para reunir información clasificarla y actualizarla

con el fin de organizar datos que ayuden a solucionar el problema que se plantea en

esta investigación.

1.5.2 Métodos Generales

Método Analítico:

Este método permitió analizar cada una de las partes en relación con toda la

información brindada por Petroproduccion ayudando a entender profundamente el

proceso de reinyección mediante cálculos, tablas y estadísticas.

También para el presente trabajo se ha empleado Técnicas y Tipos de Observación las

cuales son:

1.5.3 Observación de Campo:

Esta técnica se la empleó en la Estación Shushufindi Sur de Petroecuador, gracias a esto se

pudo observar todos los déficits que la planta tenia, ayudando a sacar conclusiones fiables

para la culminación del trabajo de investigación.

1.5.4 Observación de Laboratorio:

Esta técnica se la empleo en el Laboratorio de corrosión de la estación central de

Petroecuador, en este caso se observó el manejo del agua mediante químicos provenientes

de la compañía Quimipac encargada del tratamiento del agua, determinar la cantidad de

9

sólidos, el manejo de biocidas, gracias a esto se pudo entender las normas ambientales que

el agua deberá cumplir para poder ser reinyectada.

10

CAPÍTULO II

11

CAPÍTULO II

2. PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN

Existen muchas fuentes de agua residual creadas por la producción de petróleo y gas. La

mayor parte del petróleo y gas que se produce contendrá agua. Esta agua tiene un alto

contenido de sólidos disueltos, especialmente cloruros provenientes del agua marina de

épocas remotas que se encontraba presente cuando se formaba el petróleo y gas.

2.1 GENERALIDADES

Conforme el petróleo y el agua se mueven lentamente a través de la formación, más

minerales se disuelven en el agua. Con mucha frecuencia, el agua está completamente

saturada o supersaturada de minerales, elementos y compuestos organicos tal como se

describe sus propiedades en el Anexo I.

Pequeñas partículas de arena y lodo pueden ser arrastradas conjuntamente con el agua y el

petróleo y quedar suspendidas en líquidos del pozo. Debido a todos estos contaminantes, el

agua producida con el petróleo no puede ser desechada hacia una fuente de agua superficial

o hacia un pozo de desecho sin un tratamiento previo.

El agua que proviene de los tratadores de petróleo y de los desalinizadores, así como

también de desfogue de los separadores y el agua de enjagüe proveniente de lo

desmineralizadores deben ser tratadas antes de su desecho. La mayor parte de esta agua

requiere una extensa depuración. El agua de escorrentía que han estado en contacto con

12

acumulamientos y azufre puede ser altamente acida y el agua que contiene metales pesados

también requerirá de un tratamiento especial, antes de que pueda ser desechada con

seguridad.

2.2. AGUAS DE FORMACIÓN EN POZOS PETROLEROS

Definición

Son aguas asociadas al petróleo en los yacimientos hidrocarburíferos, que tienen altas

concentraciones de sales minerales compuestos sulfurosos y metales pesados, es decir en el

subsuelo el crudo está mezclado con aguas salinas, tóxicas y calientes

Agua congénita o de formación, es agua asociada al hidrocarburo en el yacimiento y que

surge durante la extracción del mismo. Contiene sales y puede tener metales, se considera

un subproducto no aprovechable

Origen

El agua de producción o formación es un tipo de agua sedimentaria producto de 150

millones de años de procesamiento natural y tiene niveles muy altos de salinidad y metales

pesados. Es fuertemente salina, llegando a tener concentraciones de cloruros de sodio y

otros sólidos en cantidades que pueden llegar a las 100.000 ppm (miligramos de sólidos por

litro de agua. El agua de mar puede llegar a tener 35.000 ppm.

13

Características

En los yacimientos de petróleo la temperatura de las aguas de formación suele ser cercana

al gradiente térmico promedio de la tierra, 25-30C/Km. Considerando las profundidades a

las que ocurre la explotación petrolera (3-6 Km.), la temperatura del agua alcanza valores

del orden de hasta 180 C.

Estas aguas contienen además partículas de hidrocarburos solubles, los químicos usados

para separarla del petróleo y proteger las instalaciones, son los antiemulsionantes,

antiparafínicos, biocidas y otros.

Por su composición el agua de formación presente en los yacimientos de petróleo, una vez

extraída a la superficie, resulta sumamente tóxica para el ambiente.

2.2.1 Naturaleza y Propiedades del Agua de Formación

En la naturaleza el agua se encuentra en un estado puro y cuenta con propiedades las

mismas que son de suma importancia ya que muestran comportamientos diferentes ,

tendencias etc ,del agua , los mismos que si los analizamos nos pueden dar un patrón el que

puede ser utilizado con un fin científico.

2.2.1.1 Sólidos Totales Disueltos (STD)

En las salmueras de los campos petroleros los STD van desde menos de 10000mg/l hasta

más de 350000mg/l, entre los que el NaCl constituye el 80% o más. Los cationes

14

inconvenientes que se encuentran en las aguas de los campos petroleros son el calcio (Ca),

magnesio (Mg), bario (Ba), estroncio (Sr), y hierro ferroso. Los aniones que se encuentran

por lo común son cloruro (Cl), sulfato (SO4), bicarbonato (HCO3) y sulfuro (S).

2.2.1.2 Sólidos Suspendidos

Varios sólidos inorgánicos y orgánicos se encuentran en las aguas del petróleo. Pueden ser

partículas de óxidos metálicos de los entubados del pozo o hierro oxidado o manganeso,

presentes originalmente en el agua. Otros sólidos suspendidos pueden ser los sedimentos,

arena, arcilla o cuerpos bacterianos. Estas partículas se recolectan en un filtro de

membrana de 0,45 micras para su identificación. Los sólidos filtrados se analizan por

separado

2.2.1.3 Gases Disueltos

Los gases que causan mayor preocupación son el sulfuro de hidrógeno (H2S), dióxido de

carbono (CO2) y el oxigeno (O2).

Sulfuro de Hidrógeno (H2S). Las aguas producidas que contienen H2S se conocen como

aguas amargas. Los yacimientos de petróleo pueden volverse amargos debido a la actividad

de las bacterias reductoras de sulfato en la formación de producción. Las concentraciones

de H2S pueden alcanzar varios cientos de mg/l.

15

El H2S en contacto con hierro produce sulfuro de hierro, el cual puede acelerar la corrosión

o actuar como un serio agente taponador. Los sulfuros de la mayor parte de los metales son

insolubles en agua. El H2S puede producirse también en el sistema de manejo del agua por

las bacterias reductoras de sulfatos, por lo que cualquier aumento en la concentración de

H2S que no haya sido causado por el mezclado es una indicación de actividad microbiana.

El H2S en contacto con oxígeno disuelto puede producir azufre elemental que es un serio

agente taponador.

Dióxido de carbono (CO2). Es un gas ionizable que forma ácido carbónico débil cuando

se disuelve en agua. Es uno de los mayores contribuyentes a la producción de corrosión en

el pozo y en el sistema de inundación con agua. Las concentraciones de CO2 en el pozo de

producción pueden exceder 200mg/l , mucho de lo cual se pierde a la atmósfera cuando los

fluidos producidos salen del pozo, el dióxido de carbono es también responsable de la

disolución de la piedra caliza de la roca del yacimiento, lo que aumenta la dureza y la

alcalinidad.

Oxígeno disuelto (OD). Rara vez está presente en los fluidos producidos que salen del

yacimiento, a menos que sea arrastrado por infiltración, pero es quizá el más serio agente

corrosivo que participa en los mecanismos de corrosión con el agua de los campos

petroleros.

También es el responsable de la creación de agentes taponantes por la oxidación de hierro

ferroso y del sulfuro de hidrógeno. Es importante tratar de excluir el oxigeno de todos los

recipientes, entubados y líneas superficiales de abastecimiento.

16

2.2.1.4 Bacterias Sulfato Reductoras (BSR)

De los varios tipos de bacterias responsables de la corrosión y la producción de sólidos del

tipo taponador, el más serio ofensor es la bacteria anaeróbica Desulfovibrio desulfricans,

está implicada en los cambios químicos que ocurren durante la formación del petróleo,

reduce el sulfato inorgánico (SO4-2) a sulfuro (S-2), lo que lleva a precipitados de sulfuro

de hierro.

El proceso de sulfatoreducción es una actividad metabólica llevada a cabo por las bacterias

sulfatoreductoras, las cuales son anaerobias estrictas y requieren no solo de la ausencia de

oxigeno para su crecimiento.

Las bacterias que efectúan una sulfatoreducción desasimiladora utilizan principalmente

sulfato como el aceptor terminal de electrones en la oxidación anaerobia de substratos

orgánicos, estas bacterias tienen la capacidad de activar el sulfato y reducirlo a sulfuro de

hidrógeno o ácido sulfhídrico (H2S).

Fig. 2.1 Bacterias Sulfato Reductoras

Fuente: Departamento de Corrosión Shushufindi

Elaborado por: Andrés Guevara

17

Todos los efectos nocivos producidos por estas bacterias son debidos a la formación de

H2S, mereciendo especial atención ya que la inducción de la precipitación de sulfuro de

hierro a partir de hierro ferroso (Fe++) se considera el factor responsable de la corrosión

microbiana anaerobia.

En la industria petrolera el sulfuro obstruye los pozos de inyección y por su carácter

lipofílico estabiliza las emulsiones aceite-agua ocasionando problemas de separación de

estas fases, además contamina el gas y el aceite, pero el principal aspecto involucrado con

la precipitación del sulfuro de hierro es que dicho compuesto es responsable de la corrosión

de bombas, tanques, estructuras y sistemas acarreadores de petróleo.

Otro problema derivado de la generación de H2S es que al ser un compuesto volátil,

fácilmente se escapa de la fase acuosa y en zonas de ventilación escasa es peligroso para la

salud humana si llega a inhalar.

Las bacterias sulfato-reductoras toleran variaciones de temperatura bastante amplias (de 14

a 180 F), rangos de pH de 5 a 9 y presiones de hasta 14 y 500 Psi. Son extremadamente

adaptables y resistentes.

2.2.1.4.1 Identificación de Bacterias Sulfato Reductoras

La determinación de un tipo exclusivo de bacterias necesita de técnicas que permitan

conocer y ordenar la compleja población mixta para separarla de sus distintas especies

18

puras. Las cepas bacterias son cultivadas en el laboratorio sobre materiales nutritivos

denominados medios de cultivo.

Sistemas de cultivo

El objetivo es realizar el crecimiento provocado de las mismas brindando el medio y los

nutrientes necesarios para su crecimiento. Por medio de los cultivos (solución salina

enzimática) y el clavo de hierro que suministra por polarización catódica un potencial

redox suficientemente bajo; podemos establecer el número de colonias y la población

bacterial de un determinado tipo, presente en una muestra de inyección.

Fig. 2.2 Medios de Cultivo



2.2.1.4.2 Control de las Bacterias

El control de las bacterias es importante en el tratamiento del agua en campos petroleros

porque pueden causar taponamientos en las líneas de reinyección o una seria corrosión.

19

2.2.1.5 Incrustaciones Minerales

En el sistema de manejo de agua las incrustaciones pueden formarse en las bombas de agua

de inyección, en las líneas de superficie que vayan a los pozos de inyección y en las

superficies de las rocas en la formación de inyección.

2.2.1.5.1 Carbonato de Calcio

Debido a que la solubilidad del carbonato de calcio disminuye con el aumento en la

temperatura, la inyección desde la superficie hacia una formación caliente aumenta la

posibilidad de que se deposite carbonato de calcio. Su solubilidad aumenta a medida

que se eleva el contenido da sólidos totales disueltos. Por ejemplo la adición de 200 000

mg/l de NaCl aumenta la solubilidad del CaCO3 en más del 100%.

El incremento de la presión total aumenta la presión parcial del dióxido de carbono e

incrementa la solubilidad del carbonato de calcio en el agua.

El incremento de la presión hace que la solubilidad aumente debido a consideraciones

termodinámicas.

La caída de presión es una de las causas principales de depositación de incrustaciones

en los sistemas de producción. Disminuye la solubilidad del carbonato de calcio debido

a las pérdidas de dióxido de carbono y al efecto de la disminución de presión.

20

2.2.1.5.2 Sulfato de Calcio

La mayor parte de los depósitos de sulfato de calcio que se encuentra en un campo

petrolero son yeso (CaSO4.2H2O), que es la forma predominante a temperaturas inferiores a

100 F (38 C); por encima de esta temperatura puede encontrarse anhidrita (CaSO4). La

solubilidad del yeso aumenta con la temperatura hasta más o menos 100 F, y después

disminuye con el aumento de temperatura. El cloruro de sodio aumenta la solubilidad de la

anhidrita, como lo hace con el carbonato de calcio, hasta una concentración de sal

aproximadamente 150 000 mg/l. Concentraciones mayores de sal disminuyen la solubilidad

del sulfato de calcio. La adición de 150 000 mg/l de NaCl al agua destilada triplica la

solubilidad el yeso.

2.2.1.5.3 Sulfato de Bario

Es la incrustación menos soluble (aproximadamente 2.3 mg/L a 77oF (25oC) en agua

destilada) La solubilidad del sulfato de bario también se aumenta por el aumento de en la

concentración de sal. La adición de 100 000 mg/l de NaCl al agua destilada aumenta la

solubilidad de sulfato de bario de 2.3 mg/l a aproximadamente 30 mg/l a 77 F (25 C).

El pH no presenta efecto sobre la solubilidad del sulfato de bario.

21

La solubilidad del sulfato de bario aumenta con la temperatura, por lo que el efecto

combinado de la temperatura y la concentración del NaCl puede aumentar la solubilidad a

aproximadamente 65 mg/l a 203 F (95 C).

La depositación de sulfato de bario suele deberse al mezclado de un agua rica en bario con

una rica en sulfato. Tal combinación debe evitarse, pero cuando es inevitable. Los

inhibidores químicos pueden controlar los depósitos.

2.2.1.5.4 Sulfato de Estroncio

Es considerablemente más soluble que el sulfato de bario, con una solubilidad de

aproximadamente 129 mg/L en agua pura a una temperatura de 77ºF (25ºC).

La solubilidad del sulfato de estroncio disminuye cuando la temperatura aumenta. Con la

presencia de cloruro de sodio (NaCl), la solubilidad se incrementa hasta un máximo de

alrededor de 175,000 mg/L.

La solubilidad del sulfato de estroncio se incrementa con la presión pero de una forma leve

hasta 3,000 psig y sólo tiene un ligero incremento por encima de los 3,000 psig, las caídas

de presión son una causa principal del depósito de incrustaciones de sulfato de estroncio en

los sistemas de reinyección.

Al igual que en los otros casos el pH no tiene efecto sobre la solubilidad del sulfato de

estroncio.

22

2.2.1.5.5 Compuestos de Hierro

Los iones de hierro pueden estar presentes en el agua de forma natural o por producto de la

corrosión. Las aguas de formación normalmente contienen pocos mg/L de hierro natural y

valores altos como 100 mg/L son raros de encontrar.

Sin embargo, estos valores altos son el resultado de la corrosión. Así como los compuestos

de hierro precipitado son causas comunes de formación de incrustaciones y del

taponamiento de pozos de inyección, también son un indicativo de problemas de corrosión

serios. La corrosión es normalmente el resultado del dióxido de carbono, del sulfuro de

hidrógeno o del oxígeno, disueltos en el agua. La formación o no de incrustaciones

dependerá del pH del sistema y la formación de las mismas es más probable con un valor

de pH superior a 7.

El sulfuro de hidrógeno formará sulfuro de hierro como un producto de la corrosión, el cual

es bastante insoluble y usualmente forma incrustaciones adherentes delgadas. El oxígeno se

combina para formar hidróxido ferroso, hidróxido férrico y óxido férrico que resultan al

entrar en contacto con el aire.

2.3 CORROSIÓN

Definición

Es la destrucción de un metal o metales, a través de la interacción con un ambiente (suelo o

agua) por un proceso electroquímico, es decir, una reacción que envuelve un flujo de

corriente eléctrica e intercambio de iones.

23

Generalidades

Es un proceso electroquímico a través del cual el metal regresa a un estado más estable,

asemejándose al hierro mineral del cual fue producido. Esta acción es similar al proceso

metalúrgico de extracción del metal desde el mineral en la naturaleza, pero en reversa.

De allí que los metales siempre están sujetos a corrosión, algunos a mayor tasa que otros; y

más aún en la industria petrolera debido a las características agresivas de los fluidos que

son manejados (gas natural, agua de formación, petróleo), por lo tanto, los efectos de

desgaste son mucho más complejos y consecuentemente requieren mayor cuidado por las

situaciones que traen en sí.

Las instalaciones petroleras requieren protección contra la corrosión para evitar pérdidas

directas e indirectas, que incluyen las paradas de equipos, pérdidas de productos a través de

las tuberías corroídas, pérdidas de producción durante paro por reparaciones, pérdida de

materiales, pérdida de tiempo, costos prohibitivos de reparaciones de emergencia, costo

adicional por almacenamiento imprevisto de productos y productos de derrame, costo por

precauciones de seguridad adicionales, afectaciones y atentados serios al medio y a las

personas involucradas.

La mayoría de las fallas mecánicas son el resultado de la corrosión, pero puede haber otros

factores adicionales que pueden destruir los metales e incluyen problemas de manipulación

de tuberías y equipos, las presiones, las temperaturas y los gases agresivos que han creado

ambientes más adversos para facilitar la corrosión.

24

La corrosión describe los cambios no deseados en las propiedades físicas de un metal a

través de reacciones químicas o electroquímicas. En las facilidades petroleras los puntos de

mayor vulnerabilidad a efectos corrosivos son las uniones, codos, debido a que en los

puntos con accesorios se produce la mayor turbulencia de los fluidos que se transportan,

desprendiendo el material corroído y dejando una superficie fresca para corrosión, lo que

resulta en el debilitamiento y futuros puntos críticos de ruptura del material.

La corrosión puede ocurrir por ataque uniforme, indentación local o por agrietamiento

debido a la tensión. Los requisitos básicos para que exista corrosión son:

Una célula corrosiva consistente en un ánodo y un cátodo

Un electrolito para completar el circuito

Flujo de la corriente directa

2.3.1 Tipos de Corrosión

Se clasifican de acuerdo a la apariencia del metal corroído, dentro de los más comunes

están:

Corrosión uniforme: donde la corrosión electroquímica actúa uniformemente

sobre toda la superficie del metal.

Corrosión galvánica: ocurre cuando metales diferentes se encuentran en contacto,

ambos metales poseen potenciales eléctricos diferentes lo cual favorece la aparición

25

de un metal como ánodo y otro como cátodo, a mayor diferencia de potencial el

material más activo será el ánodo.

Corrosión por picaduras (Pitting): es una forma de corrosión localizada con efecto

perforante, que en poco tiempo deteriora la estructura metálica.

Corrosión intergranular: se origina en los bordes de los granos o en las zonas

adyacentes a ellos, en metales y aleaciones.

Corrosión por esfuerzo: se manifiesta por la formación de fisuras en la masa

metálica orientadas perpendicularmente a la dirección de la tensión mecánica

aplicada.

Corrosión por bacterias: Uno de los mayores problemas causados por el desarrollo

de vida microbiana en operaciones petroleras y sistemas de agua es la corrosión. La

mayor contribución de las bacterias para la corrosión es la producción de sulfuro de

hidrógeno. La bacteria responsable de esta producción es la (BSR).

2.3.2 Variables Físicas de la Corrosión

1) Temperatura del agua, la velocidad de corrosión se incrementa con el aumento de la

temperatura.

2) Presión del sistema, en el caso de los sistemas de agua de dos fases (agua+gas), la

presión es importante debido a su efecto sobre la solubilidad de los gases disueltos. La

mayoría de los gases entra en solución a medida que la presión se incrementa dando por

resultado el incremento de la velocidad de corrosión.

26

3) Velocidad del agua, el agua estancada o de velocidad baja tiene una velocidad de

corrosión baja, pero se puede presentar picadura. Al incrementarse la velocidad del

fluido se incrementa también la velocidad de corrosión. Si la velocidad es demasiado

alta, la erosión o la erosión-corrosión pueden provocar el desgaste por los choques.

Estos problemas se vuelven aún más severos si existen sólidos suspendidos, con

cambios en la dirección del flujo.

2.3.3 Protección contra la Corrosión

Todo material metálico sin la debida protección y en un medio que propicie el intercambio

de electrones es susceptible a corroerse. Existen cuatro métodos comúnmente utilizados

para controlar la corrosión en tuberías, estos son:

2.3.3.1 Recubrimientos y Revestimientos

Estas son las principales herramientas contra la corrosión, a menudo son aplicados en

conjunción con sistemas de protección catódica para optimizar el costo de la protección de

tuberías.

Para garantizar la protección contra la corrosión de una tubería enterrada no es suficiente un

recubrimiento de pintura. Es necesario la aplicación de Revestimientos que aíslen la tubería

del medio en que se encuentra, estos pueden ser: polietileno, polipropileno y resina epóxica

que son de aplicación industrial y las tuberías deben enviarse a plantas de revestimiento

27

especializadas en aplicar este tipo de protección a los tubos. La brea y la combinación de

imprimantes (pinturas de base) y teipes pueden aplicarse en sitio. Para garantizar la

prolongación de la vida útil de una tubería revestida se acompaña de un sistema de

protección catódica.

Pinturas epoxi

Son un grupo de pinturas de alta resistencia a diferentes ataques, la pintura epoxi se

presenta en dos envases, ya que está compuesta por una parte que contiene la resina epoxi y

en la otra parte el catalizador o endurecedor, se acostumbra a base aminas o de poliamidas.

Su secado se produce luego de la reacción química entre los 2 compuestos, después de

evaporarse el disolvente. Entre sus características destacan:

Presentan gran resistencia química, sin que les afecten los disolventes ni los aceites

o grasas

Gran resistencia al roce

Excelente adherencia sobre cemento.

Usos:

Debido a su resistencia a los ataques químicos, se usa para la conservación de

instalaciones industriales.

- Por su resistencia al agua y los detergentes, se usa para lavaderos industriales y otras

naves o instalaciones que estén sometidas a frecuentes limpiezas agresivas y

desinfecciones.

28

La pintura epoxi permite obtener elevados espesores por mano, dando una

impermeabilización total y una excelente resistencia mecánica y química.

Presenta una alta resistencia a la abrasión y a los productos químicos, siendo

fácilmente limpiable, impermeable y altamente estético. Es de fácil aplicación y al

estar exento de disolventes no desprende olores. Por lo que son utilizados como

recubrimientos a nivel industrial.

2.3.3.2 Protección catódica

Es una técnica de control de la corrosión, que está siendo aplicada cada día con mayor éxito

en el mundo entero, en que cada día se hacen necesarias nuevas instalaciones de ductos

para transportar petróleo, productos terminados, agua; así como para tanques de

almacenamientos. La condición fundamental es que las estructuras componentes del objeto

a proteger y del elemento de sacrificio o ayuda, deben mantenerse en contacto eléctrico e

inmerso en un electrolito.

La manera básica como funciona un sistema de protección catódica se ilustra en las figuras

siguientes:

29

Fig. 2.3 Protección catódica en Tuberías



Fig. 2.4 Protección catódica para un Tanque de Agua


Elaborado por: Departamento de Corrosión Shushufindi.

30

Uno de los sistemas de protección más utilizados es por Corriente Impresa.

2.3.3.2.1 Protección por corriente Impresa

En este sistema se mantiene el mismo principio fundamental, pero tomando en cuenta las

limitaciones del material, costo y diferencia de potencial con los ánodos de sacrificio, se ha

ideado este sistema mediante el cual el flujo de corriente requerido, se origina en una fuente

de corriente continua regulable o, simplemente se hace uso de los rectificadores, que

alimentados por corriente alterna ofrecen una corriente eléctrica continua apta para la

protección de la estructura.

La corriente externa disponible es impresa en el circuito constituido por la estructura

metálica a proteger y la cama anódica.

2.3.3.3 Selección de materiales

Se refiere a la selección y empleo de materiales resistentes a la corrosión, tales como: acero

inoxidable, plásticos y aleaciones especiales que alarguen la de vida útil de una estructura,

por ejemplo de la tubería. Sin embargo, en la selección de materiales resistentes a la

corrosión el criterio fundamental no es, en esencia, la protección de una estructura, sino la

protección o conservación del medio donde esta existe.

31

2.3.3.4 Inhibidores de Corrosión

Forman una barrera que protege la superficie del metal contra los agentes corrosivos.

La base de estos inhibidores son compuestos orgánicos (aminas), contienen un extremo

polar que se adhiere al metal y un extremo apolar que atrae a los hidrocarburos y el agua, lo

cual aumenta la efectividad de la película del inhibidor.

Los inhibidores usualmente contienen:

Uno o más componentes inhibidores

Un disolvente base

Ciertos aditivos: surfactantes (detergentes que limpian la tubería), dispersantes

(contribuyen a que los químicos se mezclen más), demulsificantes (separan el aceite

residual del agua para que los químicos actúen solo en agua) y antiespumantes

(evitan que se produzcan burbujas para una mejor acción de los químicos).

2.3.4 Control de la Corrosión y Escala

Debido a que el agua que se produce en el proceso de extracción de petróleo es muy

agresiva, se debe controlar al máximo el desgaste tanto de las tuberías como de los equipos

y tanques empleados.

En las líneas de reinyección del agua y las de producción se colocan cupones de escala y

corrosión (ánodos de sacrificio) luego de un tiempo se retira, para controlar periódicamente.

Se calcula su pérdida de peso y se aplica la siguiente fórmula:

32

TAD

WMPAMPY

**

*22289 o

Donde:

metal. del densidadD

días.,exposición de tiempo T

.plg expuesta, area A

g.en cupon del peso de perdida W

ñopulgadas/ademilesimasen corrosión de tasaMPA o MPY

2

Para el control de la corrosión se establece un rango de 1 a 3 m.p.y. (milésimas de pulgada

por año) en equipos y líneas de flujo del sistema se determina mediante cupones y/o

probetas. La frecuencia de análisis así como la implementación de otros mecanismos de

monitoreo de corrosión se establecen por el departamento de corrosión.

Cupones de corrosión: son placas del mismo material con que está construido el sistema a

ser monitoreado, estos son utilizados en los equipos de producción y en las líneas de

inyección del agua para evaluar la corrosión.

Cupones de escala: con la diferencia de los anteriores estos tienen orificios y se colocan de

forma perpendicular al fluido, de manera que los sedimentos, escala o bacterias, se vayan

quedando en los orificios, bordes y se pueda hacer una evaluación precisa de los químicos

utilizados en el control de la corrosión y escala.

(2.1)

33

Fig. 2.5 Cupón de Corrosión Fig. 2.6 Cupón de Escala

Fuente: Campo Shushufindi Sur


2.4 PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN

a) pH, es un indicador semicuantitativo de la acidez o alcalinidad del agua. Su

importancia se da debido a que la solubilidad del carbonato de calcio y de los

compuestos de hierro depende del pH. De tal forma que un pH alto proporciona una

mayor tendencia a la precipitación y cuando el pH es bajo surgen problemas de

corrosión. En Shushufindi, el pH del agua de reinyección varía entre 6.5 y 8.5.

El sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono son gases ácidos que tienden a bajar el

pH del agua cuando se disuelven en la misma, se ionizan parcialmente y el grado de

34

ionización se refleja por el pH, el cual sirve para predecir su efecto sobre la corrosión y

los sólidos suspendidos.

Dado que los valores de pH varían inmediatamente después de retirada la muestra (por

el escape de gases disueltos), su medición debe realizarse de forma rápida.

b) Presencia de Bacterias, la población de bacterias causa corrosión en el sistema y/o el

taponamiento, el problema se vuelve aún más severo con la presencia de bacterias

sulfato-reductoras.

c) Sólidos suspendidos, la cantidad de sólidos presentes en un volumen de agua que puede

pasar a través de un filtro de membrana, es una de las bases para la estimación del

taponamiento del sistema. Comúnmente se usa un filtro de diámetro de poro de 0.45 µm.

d) Turbidez, su significado es que el agua no es clara y contiene materia insoluble tal como

sólidos suspendidos, petróleo disperso o burbujas de gas.

Mide el grado de oscurecimiento del agua e indica el posible taponamiento en

operaciones de reinyección de agua.

e) Calidad del agua, es una medida del grado de taponamiento relativo, el cual se lo puede

obtener cuando un volumen de agua pasa a través de un filtro de un tamaño que

normalmente es de 0.45 µm.

35

f) Oxígeno disuelto, la presencia de este elemento contribuye significativamente a la

corrosividad del agua. Es así que al encontrar hierro disuelto en el agua, el oxígeno

facilita su precipitación en óxidos de hierro insolubles que pueden resultar en

taponamientos y facilita el crecimiento de bacterias aeróbicas.

g) Dióxido de Carbono disuelto, genera corrosión al formar ácido carbónico, además de

influir en el pH y la tendencia de incrustación de carbonato de calcio presente en el agua.

h) Sulfuros totales, su presencia incrementa la corrosión. Se presenta como una mezcla de

iones HS y sulfuro de hidrógeno gaseoso.

El sulfuro de hidrógeno puede estar presente en forma natural en el agua o puede ser

generado por bacterias reductoras de sulfato. Adicionalmente, el sulfuro de hidrógeno

será generado como producto de la corrosión y es un agente de taponamiento muy

efectivo.

i) Petróleo y/o aceite, cuando se tiene presencia de petróleo y/o aceite disperso o

emulsionado en agua causa problemas cuando las aguas producidas son reinyectadas,

debido a que disminuye el grado de inyección por la formación de bloques de emulsión,

los cuales actúan como adherentes para ciertos sólidos como el sulfuro de hierro.

36

Cuando se inyecta agua dentro de un acuífero sin saturación de petróleo inicial se puede

taponar los poros de la formación rocosa en los alrededores del pozo, lo que crea una

saturación de petróleo y/o aceite que a su vez reduce la inyectividad.

j) Temperatura, afecta principalmente a la tendencia de incrustación, el pH y la

solubilidad de los gases presentes en el agua.

k) Sólidos totales disueltos, simplemente son aquellos que forman la cantidad total de

materia disuelta en un volumen dado de agua y se pueden medir sumando las

concentraciones de todos los aniones y cationes que se obtienen de los análisis de los

reportes, o también haciendo evaporar una muestra de agua hasta el secado y pesando

los residuos.

l) Gravedad específica, es la razón de la densidad de agua de la muestra entre la densidad

del agua pura. La gravedad específica viene a ser un indicador directo de la suma total

de los sólidos disueltos en el agua de formación. Es así que la comparación de la

gravedad específica de varias aguas proporciona rápidamente una cantidad relativa de

los sólidos disueltos en el agua. En vista que las aguas de formación contienen sólidos

disueltos siempre serán más densas que el agua pura y por lo tanto tendrán una gravedad

específica mayor que 1.

m) Resistencia, es una función del número de iones disueltos en el agua. Una baja

resistencia indica una alta concentración de iones. La medida de la resistividad en

37

aguas frescas es mucho más sensible a cambios en la cantidad de sólidos totales

disueltos que a la variación de la gravedad específica.

n) Conductividad, son valores inversos a la resistividad y se los puede obtener de:

mΩadResistivid10000dadConductivi

cm

μmho

2.5 DESCRIPCIÓN DE LOS PRODUCTOS QUÍMICOS UTILIZADOS EN EL

TRATAMIENTO QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN EN LA ESTACIÓN

SUR DEL CAMPO SHUSHUFINDI

Coagulante.

Cuando el polímero y las partículas son de cargas opuestas (por ejemplo: las partículas

suspendidas en la superficie del agua tiene carga aniónica y el polímero es catiónico) la

adsorción del polielectrolito sobre la partícula neutralizará la carga de estas. Para estos

casos el peso molecular no es un factor muy importante y los polímeros de bajo peso

molecular pueden ser usados. Los coagulantes más comunes son: Cal, Sulfato de Aluminio,

cloruro férrico, y Aluminato de sodio.

(2.2)

38

Fig. 2.7 Neutralización de cargas y Formación del Microflóculo

Fuente: Departamento de Corrosión Shushufindi.

Elaborado por: departamento de corrosión Shushufindi

Floculante:

Reúne partículas floculadas en una red, formando puentes de una superficie a otra y

enlazando las partículas individuales en aglomerados. El alumbre, las sales de Hierro y los

polímeros de peso molecular alto son floculantes comunes.

Cuando el efecto de carga no es importante (suavización con cal), el polímero debe

establecer puentes entre las partículas que se repelen. Este proceso se explica de la manera

siguiente: una parte de la molécula del polímero se liga a uno o más sitios de adsorción de

la partícula y el resto de la molécula queda extendida en la solución. Esta parte del

polímero puede unirse a otros sitios vacantes de otras partículas. Si no hay disponibilidad

de sitios en otras partículas, el resto del polímero puede absorberse a otros puntos

disponibles de la partícula original.

39

Fig. 2.8 Modelo de enlace por puente

Fuente: Departamento de Corrosión Shushufindi.

Elaborado por: Departamento de Corrosión Shushufindi.

Para que los polímeros actúen como floculante deben existir las condiciones siguientes:

La carga entre la partícula y el polímero deben ser diferentes.

La desestabilización es óptima cuando solamente una porción de los sitios de

adsorción están disponibles sobre la superficie de la partícula.

Evitar la reestabilización de la suspensión por una dosis excesiva de polímero que

satura la disponibilidad de sitios de adsorción o por una agitación excesiva que

rompe el enlace polímero-superficie de la partícula.

40

Los coagulantes metálicos (alumbre y sales de hierro) han sido los más empleados en la

clarificación del agua. Estos productos actúan como coagulantes y floculantes a la vez. Al

añadirse al agua forman especies cargadas positivamente en el intervalo de pH típico para

la clarificación, esto es, de 6 a 7. Adicionalmente, los coagulantes metálicos son muy

sensibles al pH y alcalinidad del agua. Si el pH no esta dentro del intervalo adecuado, la

clarificación es pobre y pueden solubilizarse el hierro o el aluminio. Cuanto menor sea la

dosis de coagulante, tanto mayor será la sensibilidad del flóculo a cambios en el pH.

Tabla 2.1 PROPIEDADES DE LOS COAGULANTES COMUNES

Propiedades

Nombre

Común

Fórmula Pozo

Equivalencias

Ph al 1% Disponibilidad

Alumbre Al2(SO4)3 * 14H2O 100 3.4 Terrón-17% Al2o3

Líquido-8.5%

Al2o3

Cal Ca(OH)2 40 12 Terrón-como CaO

Polvo-93-95%

Lodo-15-20%

41

CONTINUACIÓN

Cloruro Férrico FeCl3*6H2o 91 3-4 Terrón-20% Fe

Líquido-20% Fe

Sulfato Férrico Fe2(so4)2*3H2o 51.5 3-4 Granular-18.5%

Fe

Caparrosa

verde

FeSO4*7H2o 139 3-4 Granular-20% Fe

Aluminio de

Sodio

Na2Al2O4 100 11-12 Escama-46%

Al2O3

Líquido-2.6%

Al2O3

Fuente: QUIMIPAC.


La introducción de sílice mejoró el desempeño del alumbre y sales de hierro como

coagulantes y el posterior desarrollo de diversos polímeros orgánicos denominados

polielectrolitos han contribuido ampliamente a la tecnología del tratamiento de aguas.

42

Los polielectrolitos son grandes moléculas orgánicas solubles en agua, formadas por

unidades básicas llamadas monómeros, repetidos en una cadena larga. Normalmente

incorporan en su estructura sitios para intercambio iónico que dan a la molécula una carga

iónica, pudiendo ser aniónicas (caga negativa) o catiónicas (carga positiva). Estas

moléculas reaccionan con el material coloidal en el agua neutralizando la carga o enlazando

partículas individuales para formar un precipitado visible e insoluble, esto es, un flóculo.

El desempeño de estos materiales se puede modificar para ajustarlo a la naturaleza de la

materia coloidal que debe extraerse del agua. Las modificaciones incluyen variaciones en

el peso molecular y en la capacidad de intercambio iónico, también pueden producirse

materiales exentos de carga iónica; es decir no iónica. Los polímeros no iónicos exhiben en

solución muchas de las propiedades floculantes, y se les considera como parte de los

polielectrolitos. Los polielectrolitos catiónicos son poliaminas o aminas cuaternarias, las

cuales se hidrolizan como sigue

R R

NH + H2O NH.H+ +OH-

R R’

Puesto que la hidrólisis da OH-, cuando el pH es alto, la reacción es forzada hacia la

izquierda y el polímero se vuelve no iónico. Por el contrario, a los polímeros cuaternarios

apenas si les afecta el pH, ya que permanecen cargados positivamente en un intervalo

amplio de pH.

43

Los polímeros aniónicos incorporan en su estructura a un grupo carboxilo (-COOH). Este

se ioniza como sigue:

R – COOH R – COO- + H+

El ión hidrógeno direcciona la reacción hacia la izquierda, de modo que los polímeros

aniónicos se vuelven no iónicos cuando el pH es bajo.

La naturaleza iónica de los polielectrolitos es solo un factor que determina el desempeño de

estos materiales como coagulantes y floculantes. Factores como la naturaleza polar de los

enlaces no iónicos en la molécula, el tamaño y la geometría moleculares, tienen una función

importante y, en muchos casos, dominan a los efectos de la carga y de la densidad de carga.

Así, los polímeros no iónicos de alto peso molecular son floculantes efectivos en muchos

sistemas en virtud de su capacidad de atraer y mantener partículas coloidales en sitios

polares de la molécula. Además por su tamaño molecular, pueden encajar muchas

partículas pequeñas.

Como regla general, los polímeros catiónicos son diseñados para trabajar con valores bajos

de pH y los aniónicos con valores altos. Los no iónicos y los cuaternarios solo son

influenciados débilmente por el pH. La regla general no debe interpretarse como que los

polímeros aniónicos no son efectivos cuando el pH es bajo; simplemente quiere decir que

ya no son iónicos. Pueden tener buenos resultados en la floculación de sólidos cuando el pH

es bajo tan solo a causa de sus enlaces no iónicos. Lo mismo se aplica a los catiónicos, aún

cuando no están cargados, cuando el pH es alto, pueden ser efectivos como coagulantes

debido a sus grupos polares.

44

Los polímeros orgánicos empleados en el tratamiento de aguas pertenecen a dos tipos

principales: coagulantes y floculantes. Los coagulantes son moléculas positivamente

cargadas de peso molecular relativamente bajo. Aunque muestran cierta tendencia a

enlazar, no son particularmente efectivas como floculantes. Los polímeros floculantes

tienen pesos moleculares mucho más altos, y proporcionan largos puentes entre los

pequeños flóculos para promover el crecimiento de la partícula. Los floculantes pueden ser

aniónicos, catiónicos o no iónicos.

El floculante que trabaja en cualquier sistema solo puede ser identificado mediante

pruebas de jarras en el laboratorio y por la prueba en planta.

Tabla 2.2 POLÍMEROS ORGÁNICOS

Algunas Características de los Polímeros Orgánicos

1. Coagulantes catiónicos

Abajo de 100000 ppm Todos disponibles como

solución acuosa

Poliaminas

Policuaternarios

Poli CDADMA

Epi-DMA

45

CONTINUACIÓN

2. Floculantes catiónicos

Arriba de 1000000 ppm Polvos o Emulsiones

Copolímeros de :

Acrilamida y DMAEM

Acrilamida y CDADMA

Aminas Mannich

3. Floculantes no iónicos Arriba de 1000000 ppm Polvos o Emulsiones

4. Floculantes aniónicos

Arriba de 1000000 ppm Polvos o Emulsiones Poliacrilatos

Copolímeros de acrilamida y

acrilato

Fuente: Quimipac


En las aplicaciones donde la adición de sólidos mejora los resultados, pueden ser necesarios

coagulantes inorgánicos o arcillas para complementar el uso de polímeros. A diferencia de

46

los coagulantes metálicos, los polímeros no afectan al pH, ni su desempeño es sensible al

pH del agua tratada.

2.5.1 Selección de Coagulante y Floculante (Pruebas de jarras)

Las pruebas en jarras se utilizan para determinar las dosis más efectivas de coagulante y

floculante en los Anexos II y III se describe mas detalladamente el manejo, la descripción,

de los coagulantes y floculantes respectivamente para una agua específica durante el control

de la coagulación y floculación en una planta de tratamiento, especialmente cuando la

calidad del agua fluctúa rápidamente. Se puede utilizar también con objeto de determinar

las velocidades de sedimentación para el diseño de tanques de sedimentación y conocer el

potencial del agua cruda para la filtración directa, además permiten reajustar el pH, hacer

variaciones en las dosis de las diferentes sustancias químicas que se añaden a las muestras,

alternar velocidades de mezclado y recrear a pequeña escala lo que se podría ver en un

equipo de tamaño industrial.

Fig. 2.9 Equipo Prueba de jarras

Fuente: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio.

Fotografiado por: Andrés Guevara

47

El equipo de laboratorio para efectuar estas pruebas permite correr simultáneamente hasta

seis pruebas. El equipo cuenta con un motor de velocidad variable que permite controlar la

energía del mezclado en las jarras.

Previa a la realización de la prueba se debe seleccionar adecuadamente el punto de

muestreo, teniendo en cuenta el equipo de tratamiento e inyección de otros químicos.

Las muestras para realizar la prueba debe ser fresca, en el caso de agua de formación,

debido a la rápida oxidación, deben realizarse in-situ e inmediatamente después del

muestreo. Los resultados de la clarificación son sensibles a la dosificación del producto

químico, a la energía y a la duración del mezclado. Las etapas de la prueba comprenden

una fase inicial de mezclado con el coagulante utilizado con gran energía de agitación para

dispersarlo en el agua, esta etapa es de corta duración, menor a un minuto. De ser necesario

se añade un polímero floculante durante los últimos segundos del mezclado rápido. Luego

sigue el periodo de mezclado lento, en el cual se forman flóculos hasta que son tan grandes

que los esfuerzos cortantes superan finalmente a las fuerzas de enlace, desintegrando el

flóculo. Esto limita el tamaño del flóculo. Después del mezclado lento durante un tiempo

óptimo, el cual se encuentra después de repetidas pruebas (5 a 20 minutos) se dejan asentar

las jarras de 5 a 10 minutos.

Se efectúan pruebas en jarras, colocadas una al lado de otra, las cuales contienen distintos

productos químicos, o con diferentes dosis de la misma sustancia. Se compara entre ellas la

velocidad de asentamiento de los flóculos, la claridad final o los sólidos suspendidos, y el

volumen del lodo producido (cuando se pueda medir), comparándola de preferencia con un

48

blanco. Aún cuando la claridad del agua se pueda apreciar a simple vista, deben realizarse

mediciones de turbidez; de ser necesario, se pueden realizar otras pruebas de claridad en el

agua.

Una vez que el coagulante/floculante ha sido seleccionado, el siguiente paso es probarlo en

la planta de tratamiento, para lo cual se debe tener en cuenta algunos aspectos tales como:

localización de las bombas para dosificación de los químicos, ubicación del punto de

inyección de coagulante, el cual debe ubicarse lo más atrás posible a fin de proveer una

mezcla adecuada antes de que el agua entre a la planta de tratamiento. Sin embargo, el

punto de inyección no debe ubicarse antes de la separación del aceite del agua. Deben

registrarse además, datos como consumo de químico, producción diaria de agua, operación

de equipos usados, concentración de contaminantes antes de la coagulación, entre otros.

Por otra parte, deben considerarse también los problemas operativos que pueden ocurrir en

la planta de clarificación, así por ejemplo:

Cambio en el tamaño de las partículas o del floc. A menudo está vinculado con un

problema aguas arriba del sistema. Primeramente se debe chequear si se ha producido

algún cambio en el programa de inhibidor de escala, cambio de producto, volumen

inyectado o la adición de un nuevo programa. Los inhibidores de escala funcionan por

modificación de cristales, cuando las partículas sólidas comienzan a formarse y tratan de

evitar su formación. Esto también sucede cuando las partículas tratan de coagular, el

inhibidor de escala puede interferir con el proceso de construcción de sólidos.

Frecuentemente un incremento en la concentración de coagulante solucionará este

49

problema. Los cambios en la cantidad de aceite en el agua también pueden afectar la

formación del floc en la velocidad de coagulación. Esto generalmente ocurre debido a

cambios en el sistema de tratamiento aguas arriba.

Incremento de la turbidez después del tratamiento. Cuando se incrementa la turbidez

después del sistema de clarificación, existen dos posibles causas. La primera es que la

coagulación no está ocurriendo y el agua está pasando por la planta sin un tratamiento

efectivo. Esto puede ser resultado de dificultades mecánicas dentro del sistema o la falta de

coagulante. La segunda causa que ocasiona una turbidez excesiva después del tratamiento

es el sobretratamiento por coagulantes y floculantes. Esto es fácilmente detectable debido a

que el agua que sale de la planta alcanza un valor muy alto de turbidez en un período muy

corto de tiempo; para solucionarlo, se debe realizar un ajuste en la dosificación de los

químicos.

Coagulación no efectiva. Cuando a pesar de que se está dosificando la cantidad adecuada

de químico y el funcionamiento mecánico es correcto, se debe chequear la dosificación de

surfactantes aguas arriba del sistema. Esto puede ser detectado en limpieza de equipos,

limpieza de tanques, aplicación de biocidas, inhibidores de corrosión o surfactantes

inyectados para control de sólidos. Estos surfactantes son diseñados para dispersar el

material sólido y cuando en el sistema existen altas concentraciones pueden afectar al

programa de coagulación reduciéndole efectividad.

Excesiva formación de espuma. Esto indica la presencia de surfactantes o químicos

tensoactivos en el sistema. Para controlar esto se puede ajustar el equipo de modo que sea

50

inducida la menor cantidad de gas en el agua o también usar un antiespumante para

mantener el nivel de espuma en condiciones óptimas.

Deterioro gradual de la calidad del agua. Esto puede ocurrir cuando el sistema de

clarificación por si mismo está sucio. La formación de lodos aceitosos y materiales sólidos

así como la actividad bacteriana puede causar limos, que reducen la capacidad de

tratamiento del sistema. Primero se debe identificar cual es la causa, si el problema es por

bacterias, se debe solicitar un programa de biocidas. Si aparecen otros materiales como

sólidos aceitosos, debe implementarse un programa de limpieza acompañado por una

remoción física del material previa la parada de la planta. Es recomendable limpiar todo el

sistema con un biocida apropiado, esto garantizará la acción del biocida que se inyecta

cuando la planta está operando.

2.6 EQUIPOS EMPLEADOS EN EL TRATAMIENTO DEL AGUA DE

FORMACIÓN

Los equipos empleados en el tratamiento del agua de formación deben ser ampliamente

sofisticados ya que este es un proceso en el que se necesita de resultados óptimos , a

continuación se detalla los diferentes equipos utilizados.

2.6.1 Desnatador o Tanque de agua cruda

Los desnatadores o “skim tanks” son los más simples y ampliamente usados para remover

el aceite dispersado en el agua. Son recipientes que proveen tiempo de retención para que

51

el aceite libre pueda subir a la superficie donde se remueve y se colecta. Los tanques

desnatadores son utilizados como un separador primario del aceite contenido en el agua.

Fig. 2.10 Desnatador para remoción de aceite

Fuente: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio.

Elaborado por: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio.

2.6.2 Unidades de Clarificación

Para realizar la clarificación del agua de formación se requiere desestabilizar los coloides

presentes en el agua, aumentar el tamaño de estos en la floculación y finalmente lograr la

separación sólido-líquido. Estos pasos son realizados en el proceso de clarificación que

consta de las siguientes unidades:

52

Tanque de mezcla rápida (desestabilización o coagulación)

Tanque de mezcla lenta (floculación).

Fig. 2.11 Proceso de Clarificación

Fuente: Departamento de Reinyección de Agua Shushufindi

Elaborado por: Ing. Franklin Caicedo.

Existen diferentes diseños para cada una de estas unidades, y para la separación sólido-

líquidos, existen los sedimentadores que actúan por gravedad y las unidades de

clarificación por flotación de aire.

Mezcla rápida

Es el primer paso en el proceso de clarificación. Su función es la de mezclar rápidamente el

coagulante químico con el agua para lograr la desestabilización del coloide. La forma más

53

usual para realizar la mezcla rápida es en un tanque mediante agitación mecánica o

mediante mezcladores estáticos colocados en la línea del influente.

Fig. 2.12 Mezcla rápida con Agitación mecánica


Elaborado por: Ing. Franklin Caicedo.

Mezcla lenta

Luego de iniciada la desestabilización del coloide en la mezcla rápida, esta continúa en la

mezcla lenta donde además es promovida la colisión entre los coloides desestabilizados

para formar partículas de mayor tamaño, mayor peso y que sedimenten. Estas partículas son

denominadas flóculos. En la operación de un floculador o mezcla lenta hay que tener

presente la velocidad de agitación. Si esta es muy alta, el floculo puede romperse y, en el

caso contrario, la eficiencia de las colisiones entre partículas disminuirá, por lo tanto,

también disminuirá el crecimiento del floculo.

54

2.6.2.1 Clarificador con Lecho de lodo

Llamados también clarificadores por contacto de sólidos. En este equipo el agua cruda y los

productos químicos para la coagulación son mezclados rápidamente en una zona central,

luego se realiza la mezcla lenta por agitación mecánica o por corrientes hidráulicas.

Fig. 2.13 Clarificador con Lecho de lodo

Fuente: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio

Elaborado por: Departamento de Proyectos Especiales Lago Agrio

2.6.3 Sedimentadores

Para que la sedimentación se realice, los sólidos deben tener el suficiente tamaño y peso y

el sedimentador debe estar diseñado para tener un flujo no turbulento, de tal forma que la

velocidad de sedimentación sea mayor a la carga hidráulica .Los sedimentadores pueden ser

rectangulares o circulares.

55

2.6.3.1 Sedimentador rectangular

Las características de estos sedimentadores son:

Mezcla rápida: 3-5 min.

Mezcla lenta: 15-30 min.

Tiempo de sedimentación: 4-6 horas.

Son muy insensibles a cambios violentos en el caudal del agua.

Por su largo tiempo de retención, tienen suficiente tiempo de reacción para hacer

cambios o ajustes en los productos químicos ante cambios violentos en las

características del agua.

Clarifican grandes volúmenes de agua.

Fig.2.14 Clarificador con mezcla rápida, lenta y sedimentador rectangular



56

Con respecto a los sedimentadores circulares existe una gran variedad de diseños, entre los

cuales tenemos:

2.6.3.2 Sedimentador con entrada de agua por el centro

En este tipo de sedimentador el agua cruda entra por el centro y el agua tratada sale por la

periferia. Su principal uso es en clarificación de agua.

Fig. 2.15 Sedimentador circular con entrada por el centro y salida periférica



57

2.6.3.3 Sedimentador con la entrada de agua por la periferia

Este sedimentador tiene la entrada de agua por la parte interior del lado exterior de la

circunferencia y con la salida en el centro o en el borde. Su principal uso es en el

tratamiento de efluentes.

Fig.2.16 Sedimentador circular con entrada periférica y salida por el medio



Los sedimentadores también se clasifican según el sentido del flujo, utilizados en las

unidades de decantación y el tipo de clarificación que se genera.

58

Tabla 2.3 TIPOS DE SEDIMENTADORES SEGÚN EL SENTIDO DE FLUJO

Sentido del flujo Tipo de

sedimentación

Ejemplo Rata de flujo

m3/m2d

Horizontal 1 y 2 Desarenadores 200-420

15-30

Vertical. 2 y 3 Manto de lodos 45-60

Inclinado

(ascendente o

descendente)

1 y 4 Decantadores con

módulos o placas.

120-180

Fuente: Departamento de Ingeniería Campo Shushufindi

Elaborado por: Ing. Mario Robles

2.6.4 Filtros

Existen algunos filtros en este proceso entre ellos están:

2.6.4.1 Filtros de Gravedad

Se usan principalmente en las plantas de tratamiento de agua municipales o donde se

requiera filtrar grandes volúmenes de agua. Normalmente son de un medio filtrante (arena)

o de dos medios filtrantes (antracita - arena).

Consiste, por lo general de un tanque con un fondo falso cubierto con un medio filtrante.

59

Fig. 2.17 Filtros de gravedad

Fuente. Departamento de Reinyección de Agua Shushufindi

Elaborado por: Ing. Marco Ochoa

2.7 FORMACIÓN TIYUYACU

Es una formación de conglomerados de guijarros y areniscas de cuarzo con intercalaciones

de lutitas rojas y grises , en la cuenca oriente producto de la exhumación de la cordillera

real durante el eoceno inferior

2.7.1 Características Geológicas de la Formación

Los afloramientos de la Formación Tiyuyacu se encuentran principalmente en el

hundimiento sur del levantamiento Napo, pero también en el Norte de la zona subandina en

60

el Campo Petrolero Bermejo, y al Sur en la Cordillera de Shaime (Este de la Cordillera de

Cutucú). Su base corresponde a una superficie de erosión regional, identificada tanto en

afloramientos como en sísmica. La base del miembro superior es también, una superficie

de erosión a tal punto que en ciertos lugares de la cuenca (Cordillera de Shaime), el

miembro inferior está completamente erosionado, por lo que el miembro Tiyuyacu superior

sobreyace directamente de la formación Tena. En la figura 1.7, se indica las características

geológicas de la Formación Tiyuyacu, que ayudan a una mejor comprensión de la

descripción de la misma.

61

FIGURA 2.18 Formación TIYUYACU

Fuente: Estudio realizado por Baker Hughes-Dpto. de Yacimiento

Elaborado por: Dpto. de Ingeniería Shushufindi

Arcillas rojas

Arcillas y lutitas rojas

Areniscas microconglomeráticas

Arcillolitas, limolitas y lutitas

Arcillas y lutitas rojas

Areniscas

Conglomerados compuestos de cuarzo

80‐100%, subangulosos o

subredondeados d= 2.6 cm.

Areniscas

Conglomerados compuestos de chert

80‐90% d= 0.5‐1.5 cm

TENA

TIYUYACU

SUPERIOR

TIYUYACU

INFERIOR

62

Miembro Inferior

El miembro inferior de la Formación Tiyuyacu aflora escasamente en la cuenca. Está

expuesta en la quebrada Tiyuyacu, en las márgenes del Río Misahualli cerca de la

desembocadura del Río Napo, y en la carretera Tena-Puyo, a pocos kilómetros de Puerto

Napo en dirección a Puyo.

El miembro Tiyuyacu inferior está compuesto principalmente de conglomerados y en

menor proporción de areniscas gruesas y lutitas.

Los conglomerados contienen un 90% de chert rojizo y anguloso y 10% de cuarzos

lechosos y rocas metamórficas. Dichos depósitos están organizados en rellenos de canales

complejos.

Dentro de estos elementos de todo tipo de facies se encuentra el tipo conglomerado

estratificado, que puede ser interpretado como barreras de grava. Hacia arriba se encuentran

cuerpos arenosos mostrando facies de areniscas fina o gruesa o conglomerática organizados

en elementos de barra de creación longitudinal.

El tope de los canales está conformado por areniscas finas y a veces por lutitas en facies de

areniscas, limolitas o arcillolitas y paleosuelos, concreciones carbonatadas y niveles de

óxidos de hierro revelan elementos arquitectónicos del tipo de depósitos de crecida. Esos

rellenos de canales se repiten mostrando una evolución de grano creciente.

63

Miembro Superior

Aflora igualmente en la zona subandina. La mejor sección se encuentra en el Norte en el

Campo Bermejo. Está conformada en su mayoría por conglomerados y en menor

proporción por areniscas y lutitas.

Las litofacies identificadas se encuentran, de la base al tope, las litofacies de conglomerado

estratificado, arenisca fina o gruesa o conglomerática, y al tope areniscas, limolitas o

arcillolitas, paleosuelos, concreciones carbonatadas y niveles de óxidos de hierro. Esa

última asociación sólo se encuentra al tope de la sección y no ha sido preservada en la base.

Junto con los datos de paleocorrientes las asociaciones pueden ser agrupadas en elementos

arquitectónicos del tipo de barra de acreción longitudinal o barra de acreción lateral para

algunas en las que se presentan direcciones de paleocorrientes más dispersas.

De acuerdo a la evaluación petrofísica realizada en el pozo SSF-RW-02, la litología de la

formación Tiyuyacu entre (5,722-7,622’; MD) es:

Arenisca cuarzosa, translúcida, grano muy fino a fino, cemento silícico.

Arenisca conglomerática, clastos de cuarzo.

Arcillolitas grises, café ladrillo, moteado de blanco.

Conglomerados con clastos de chert, cemento arcilloso.

64

2.7.2 Características Petrofísicas de la Formación

Los parámetros petrofísicos se realizaron en base a la Evaluación Petrofísica del pozo

reinyector 02 (SSF-RW-02) efecutada por el área de Geofísica de PETROPRODUCCIÓN

el 16 de Enero de 2006, ya que existe escasa información acerca de la Formación Tiyuyacu

debido al poco interés petrolífero que ésta representa. La evaluación de los registros

eléctricos del pozo SSF-RW-02 se la realizó con el Software Interactive Petrophysics.

Se estimaron los espesores permeables de las formaciones Tiyuyacu Inferior y Orteguaza,

en las cuales se reinyecta agua de desecho. Los registros a hueco abierto corridos por la

Compañía Baker Hughes el 11 de Enero de 2006, con el set de registros que dispone de las

curvas necesarias para realizar una interpretación petrofísica apropiada de las formaciones

de interés.

2.7.2.1 Generalidades

El SSF-RW-02 es un pozo de desarrollo que fue perforado por PETROPRODUCCIÓN en

Enero de 2006, con el objeto de reinyectar agua de desecho (formación) a las formaciones

Tiyuyacu Inferior y Orteguaza. El pozo se encuentra ubicado al Sur del Campo Shushufindi

a 0o 14’ 36.63” de latitud Sur y 76o 39’ 10.46” de longitud Oeste.

65

2.7.2.2 Estratigrafía

En la tabla 2.4, se encuentran los topes de las formaciones de interés proporcionados por el

Departamento de Geología de PETROPRODUCCIÓN

TABLA 2.4 TOPES Y BASES DE LAS FORMACIONES

Topes-Bases formaciones ssf-rw-02

EMR 866 ft

FORMACIONES TOPE MD (ft) BASE MD (ft)

Orteguaza 5,168 5,722

Tiyuyacu 5,722 7,622

Tena 7,622 PT

Fuente: PETROPRODUCCIÓN


2.7.2.3 Datos generales de las Características Petrofísicas de la Formación

Compañía: PETROPRODUCCIÓN

Registros: Baker Hughes

Pozo: SSF-RW-02

LON: 76o 39’ 10.46” W

LAT: 0o 14’ 36.63” S

66

Elevación KB: 966 ft

Total Depht: 7,878 ft

Rm: 1.71 @ 75 oF

Rmf: 1.65 @ 75 oF

Rmc: 2.29 @ 75 oF

2.7.2.4 Perfiles a hueco abierto

En la tabla 2.5, se indica el detalle de las corridas de los registros a hueco abierto.

TABLA 2.5 PERFILES A HUECO ABIERTO

RUN ESCALA REGISTROS

PROFUNDIDAD PIES

REGISTRADOSDESDE

(ft)

HASTA

(ft)

1

1/200

High definition log

7,876 5,000 2,876

Compensated density log

Compensated neutron log

1/500 Digital Acoustic log

Gamma Ray



67

2.7.2.5 Evaluación de Registros Eléctricos

Para la evaluación de los perfiles eléctricos se utilizó el Software Interactive Petrophysics

con el cual se determinaron los espesores susceptibles de reinyección de agua.

2.7.2.5 .1 Sumario de evaluación petrofísica

En la tabla 2.6 se presenta el sumario de la evaluación petrofísica realizado a las

formaciones Tiyuyacu y Orteguaza.

TABLA 2.6 SUMARIO DE LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA

SSF-RW02

NET PAY SUMMARY

z TOPE

(ft)

BASE

(ft)

ESPESOR

BRUTO

(ft)

ESPESOR

NETO

(ft)

%

Tiyuyacu 5,722 7,622 1,900 322 15

Orteguaza 5,168 5,722 554 92 18

Zona

Intervalo a probar con

LWD MD

Prioridad

68

CONTINUACIÒN

Tiyuyacu

7,168-7,210 (42’)

1 7,222-7,260 (38’)

7,268-7,396 (128’)

7,400-7,514 (114’)

Orteguaza 5,490-5,534 (44’)

2 5,560-5,608 (48’)

Fuente: Departamento de Ing. de Petróleos Shushufindi

Elaborado por: Andrés Guevara.

2.7.2.5.2 Resultados

Tiyuyacu 5,722-7,622 ft MD

El miembro Tiyuyacu inferior se presenta como una arenisca conglomerática arcillosa

con porosidades efectivas en el orden del 15%.

Los parámetros petrofísicos en las zonas a punzonar dieron como resultado un espesor

de 322 ft, una porosidad efectiva de 15% y una permeabilidad de 300 md, datos que se

obtienen del estudio realizado por Baker Hughes el 11 de Enero de 2006.

69

Orteguaza 5,168-5,722 ft MD

Las areniscas de Orteguaza se presentan como una arena arcillosa con porosidades

efectivas en el orden de 15 a 21%.

Los parámetros petrofísicos en las zonas a punzonar dieron como resultado un espesor

neto de 92 pies y una porosidad efectiva de 18%.

70

CAPÍTULO III

71

CAPÍTULO III

3. ESTUDIO DE LA SITUACIÓN ACTUAL DE LAS FACILIDADES DE

SUPERFICIE DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN

En este capítulo se presenta las instalaciones de superficie con las que cuenta el sistema de

reinyección, datos de producción de agua, reportes de reinyección, tratamiento químico

actual, que ayudarán a determinar las condiciones actuales de las facilidades de superficie y

procesos de tratamiento en el sistema de reinyección de la estación Shushufindi Sur.

3.1 FACILIDADES DE SUPERFICIE INSTALADAS EN EL SISTEMA DE

REINYECCIÓN DE LA ESTACIÓN SUR.

Los equipos de reinyección en el Oriente Ecuatoriano están compuestos por lo general de

bombas boosters y de bombas horizontales de alta presión.

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

las cuales la energía cinética o velocidad de 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 el impeler generando una fuerza centrifuga.

72

Estas dos sirven para proporcionar la presión de succión necesaria para las bombas

horizontales de alta presión.

Las bombas de alta presión más utilizadas en el campo petrolero son de dos tipos: bombas

centrifugas horizontales multi etapas y bombas horizontales de desplazamiento positivo

tipo pistón, de las cuales, las primeras son las más comúnmente utilizadas en los sistemas

de reinyección.

En la figura 3.1. se indica un diagrama del Sistema Actual de Reinyección de Agua en la

Estación Sur del Campo Shushufindi.

FIGURA 3.1. Diagrama del Sistema actual de Reinyección de Agua en la Estación Sur

del Campo Shushufindi.

Fuente: Departamento de Reinyección de Agua de Shushufindi

Elaborado por: Mayra Silva

73

En la siguiente figura se presenta en forma esquemática el proceso de Reinyección de Agua

de formación en la Estación Shushufindi Sur.

Fig. 3. 2 Proceso de Reinyección del Agua de Formación en la Estación Shushufindi

Sur


Elaborado por: Susana Rivera

74

Tabla 3.1 PARÁMETROS PERMISIBLES DEL AGUA DE FORMACIÓN PARA

REINYECCIÓN

Parámetros para la reinyección Límites permisibles

Turbidez 5 NTU.

Sólidos suspendidos 3 ppm.

Aceite residual <15 ppm.

Presencia de bacterias <10 Colonias/mL.

Velocidad de corrosión < 3 mpy.

Fuente: Departamento de Reinyección de Agua de Shushufindi


3.1.1 Antecedentes

1. El tratamiento químico del agua de formación del Campo Shushufindi desde el año

1995 hasta el 09 de marzo de 2002 estuvo a cargo de Petroproducción.

2. De acuerdo con los históricos de Petroproducción en lo que tiene relación con la

reinyección de agua de formación en el Campo Shushufindi – Aguarico, se presentaron

problemas críticos en las líneas de reinyección (SSF-58, SSF-93, SSF-38, SSF-42A,

AGU-07), tubing, múltiples de succión y descarga, bombas centrifugas horizontales

(cámara de empuje, housing, ejes, impulsores, difusores, sellos), bombas booster.

75

3. Desde el 09 de Marzo de 2002 SOLIPET S.A., se hizo cargo del tratamiento químico

del agua de formación.

4. El 27 de Marzo del 2002, PETROPRODUCCIÓN y la Cía. SOLIPET, suscribieron el

contrato Nº 2002-036 para la prestación de servicios asociados con el tratamiento

químico, montaje, operación, mantenimiento de equipos y sistemas para la reinyección

de agua de formación del campo Shushufindi- Aguarico por el plazo de 4 años contados

a partir del 9 de marzo del 2002 que fue la fecha de inicio de las operaciones.

5. Existían pérdidas de presión desde la descarga de las bombas horizontales hasta el

cabezal del pozo, este diferencial en varios casos era mayor a 700 psi, lo cual permitió

determinar que líneas y pozos reinyectores hayan perdido la capacidad de transportar y

receptar el agua de formación en condiciones de operación normales.

6. El 9 de marzo del 2006 PETROPRODUCCIÓN tomó a cargo las operaciones de

reinyección de agua de formación, en las condiciones anotadas en las actas de Entrega-

Recepción realizada por los diferentes departamentos.

Dado que el objetivo de la construcción de los tanques por parte de SOLIPET S.A. era

mejorar la calidad del agua reteniendo los sólidos para inyectarla sin que cause problemas

en las unidades de alta presión, que no se taponen las líneas ni a la formación receptora,

dicha compañía, no logró este objetivo, pues se seguía realizando el mismo tipo de

tratamiento que mantenía Petroproducción desde que se inicio el proceso de reinyección de

76

agua en el Área Shushufindi, el cual consistía en la toma del agua de formación

directamente del tanque de lavado y la posterior reinyección.

En la actualidad la planta de tratamiento del agua de formación de la empresa SOLIPET ,

no realiza ninguna función y no aporta en nada al tratamiento químico del agua de

formación que se reinyecta, pues en todos los casos el sistema o parte de él se encuentra en

by pass, es decir el agua se la toma directamente del tanque de lavado y se la reinyecta a los

pozos: SSF-02RW, SSF-20A, SSF-21, SSF-25, SSF-47 y SSF-93.

La decisión para poner fuera de servicio las plantas fue ocasionada por el deterioro,

corrosión, taponamiento, sedimentación y falta de capacidad de las mismas.

En la figura 2.3., se indica la disposición del sistema que implantó la Cía. SOLIPET S.A.,

con las siguientes características para la Estación Shushufindi Sur:

Tanque de Agua Cruda de 6,000 bls (TK-100), H = 9.75 m y diámetro = 11.25 m

Tanque Clarificador de 4,150 bls (TK-110), H = 10.52 m y diámetro = 7.32 m

Tanque de Sedimentación de 3,600 bls (TK-120), H = 7.32 m y diámetro = 9.75 m

Tanque de Almacenamiento de Agua Tratada de 6,000 bls (TK-130), H = 9.75 m y

diámetro = 11.25 m

Bombas instaladas: 3 bombas WG: TJ-12000-41, 1 REDA, 2 Centrilift 82P1000 que

están en reserva.

77

Además del respectivo programa de químicos.

Desde Marzo de 2002 a Marzo de 2006, se encontraba trabajando un sistema de tratamiento

mecánico y químico en la estación de producción Shushufindi Sur, para purificar el agua de

formación que se obtenía en el tanque de lavado, e inyectar a la formación Tiyuyacu. La

figura 2.3., muestra el Sistema de reinyección de agua implantado por la Cía. SOLIPET

S.A

78

FIGURA 3.3 DIAGRAMA DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE FORMACIÓN EN LA ESTACIÓN

SHUSHUFINDI-SUR



79

3.1.1.1 Sistema Operativo de la Cía. SOLIPET

En el tanque de lavado se separa el agua de formación asociada al petróleo con contenidos

de aceite en agua de 10 a 100 ppm (OIW), sólidos suspendidos totales de 5 a 50 ppm

(SST), 0 ppb de oxígeno disuelto (O2), bacterias sulfato reductoras planctónicas o

flotadoras de 10-10,000 colonias/mL (BSR), y composición física y química variable,

dependiendo de cada estación.

El proceso de tratamiento, constaba de los siguientes equipos:

a) Tanque de agua cruda (TK-100): Este recipiente recibía la producción de agua de

formación del tanque de lavado (TK-200). Al proporcionar un tiempo de residencia

corto se estimaba que ayudaba a separar cierto contenido de aceite en agua (OIW).

Dependiendo de la distancia y altura hidrostática con la descarga del TK-200, la

transferencia de agua se realizaba por el principio de vasos comunicantes o se requería

una bomba centrifuga (P-100).

Este recipiente era un tanque atmosférico y no tenía un aislamiento total del aire para

evitar la oxigenación del agua. Estaba construido por láminas galvanizadas y

empernado con aislamientos de caucho.

80

b) Tanque clarificador (TK-110): Su función era proporcionar un tiempo de agitación y

de aglomeración de los sólidos suspendidos para obtener partículas más grandes y

pesadas que precipiten; la capacidad de este tanque era de 4,150 bls, con tiempos de

tratamiento o residencia de 2 a 4 horas. La entrada del agua se realizaba por la parte

superior y la descarga una o dos pulgadas más abajo del nivel de la entrada.

El agua que ingresaba iba a un tubo central, con el extremo inferior tipo campana,

donde se podía agitar a velocidad variable y descendía hasta el fondo; el agua

abandonaba el equipo por el espacio anular. Los sólidos decantados se acumulaban en

el fondo cónico del equipo, y eran drenados por una línea de 4 pulgadas hacia el filtro

atmosférico (F-100).

Existía una válvula de ½ pulgada en la línea de descarga para eliminar acumulaciones

de aire o vapor. Las válvulas de entrada y salida se controlaban automáticamente desde

el computador en la sala de control. Actualmente no está operando el agitador en

ningún tanque.

c) Tanque de Sedimentación (TK-120): Este equipo estaba constituido de la misma

forma que el clarificador, aunque el volumen de agua de formación era menor y variaba

entre 1,050 y 3,600 bls.

81

d) Tanque de agua tratada (TK-130): Recibía el agua tratada del TK-120 y servía de

alimentación para las bombas booster y de alta presión (HPS). Podía tener o no válvulas

de presión y vacío. En la descarga del tanque estaba instalado un sensor hidráulico de

nivel que transmitía la señal de nivel hacia la computadora.

Existía una toma de agua con tubería acerada de 3/8 pulgadas que iba al turbidímetro

para medir el contenido de turbidez, el valor que se debía entregar era de 15 NTU.

La construcción de estos tanques fue de láminas galvanizadas unidas por pernos y

empaques de caucho. Existía un sistema de tuberías de 2 pulgadas de diámetro que

interconectaban los techos de los tanques 110, 120 y 130. De acuerdo al personal

operativo de SOLIPET S.A., esta interconexión cumplía una función similar a un “gas

blanket”, es decir controlaban la presión interna por valores positivos o negativos; y,

evitaban el ingreso de aire que oxidaría el agua y provocaría mayor formación de

sólidos suspendidos totales (SST), corrosión y turbidez (NTU).

e) Bombas de inyección: Constaban de los siguientes elementos:

Strainer de acero inoxidable para retener partículas sólidas grandes.

Contador y totalizador de flujo.

Bombas centrífugas o booster: elevaban la presión de 6 a 65 psig.

Bombas horizontales centrífugas multietapa (HPS): de diferentes marcas como

Centrilift y Weatherford, elevaban la presión de 20-1,800 psig.

82

Líneas de alta presión de diferente diámetro para transportar el agua al pozo inyector.

3.1.1.2 Evaluación de la Operación de la Planta

a) Uno de los mayores inconvenientes en la operación de esta planta fue el diseño de la

tubería de descarga del tanque clarificador y del tanque de sedimentación asi como el mal

empleo del manual de mantenimiento como se señala en el Anexo IV. La tubería de 6

pulgadas tomaba el agua de salida directamente de una altura de 20 pies o más, y no se

llenaba completamente, ocasionando un efecto succionador que generaba el ingreso de aire

por no funcionar adecuadamente la interconexión del gas blanket en los tanques 110, 120 y

130.

Al tomar la muestra de agua de la línea de salida del clarificador se obtuvo flujos

intermitentes de aire y en el cono del equipo para medir oxígeno se podía observar

claramente las burbujas de aire. Se observo el contenido de oxígeno disuelto y la turbidez a

la entrada y salida del tanque clarificador y del tanque de sedimentación.

b) El flujo o caudal de agua a la entrada y salida del tanque clarificador y del tanque de

sedimentación no era igual por el problema señalado en el literal anterior. Esto ocasionaba

un abastecimiento menor hacia el tanque de agua tratada y el incremento del nivel de agua

en el tanque de lavado (TK-200), por lo cual se tomó la decisión de poner en by pass todo

el sistema y bombear directamente al pozo.

83

c) Todos los tanques tenían tuberías y válvulas automáticas para realizar el by pass de uno o

de todos los tanques.

d) No se podía drenar periódicamente los sólidos acumulados en el fondo del tanque

clarificador y del tanque de sedimentación, por no disponer del filtro atmosférico. Esto

pudo haber ocasionado un arrastre de sólidos de un tanque a otro y el incremento de la

turbidez

3.1.1.3 Tratamiento Químico que mantenía la Cía. SOLIPET.

El principal contaminante de las aguas de formación del área Shushufindi-Sur son sólidos

formados por:

Sulfuro de hierro 40% peso

Hidrocarburos parafínicos 45% peso

Carbonatos 10% peso

Óxidos y otros 5 % peso

Este sólido es una mezcla de compuestos orgánicos e inorgánicos en diferentes

proporciones. Es semisólido o coloide y se adhiere con gran facilidad a las paredes

metálicas. El tamaño de partículas varía desde 1 a 100 micrones. La cantidad varía

dependiendo de la acumulación de este producto en el fondo del tanque de lavado (TK-200)

y de la altura de la descarga; históricamente se han reportado valores de 5 a 250 ppm.

84

El petróleo o aceite en agua es otro de los mayores contaminantes que causa incremento en

la turbidez del agua. La concentración depende exclusivamente del tratamiento de

deshidratación en el tanque de lavado (calidad de demulsificante) y de la operación del

nivel de agua en el mismo tanque. Se han tenido valores históricos de 10 a 1,000 ppm.

El tratamiento químico estuvo compuesto por la inyección de los siguientes productos:

a) Coagulante A-100.- Es un producto que servía para formar aglutinar los sólidos

suspendidos totales y formar flóculos, se adicionaba continuamente a la entrada del

clarificador. Se inyectaba diluido a una concentración de 0.3 ppm.

b) Bactericida BAC-98.- Es un producto que disuelve el sulfuro de hierro y elimina las

bacterias reductoras de sulfato (BSR). Se inyectaba a la entrada del tanque de agua

tratada en forma continua.

c) Inhibidor de incrustaciones MX-452.- Inhibía la formación de incrustaciones de

carbonato de calcio y magnesio principalmente. Se inyectaba en forma continua a la

entrada del tanque de agua tratada.

d) Surfactante DT-273.- Es un detergente o surfactante fuerte que limpiaba las paredes de

las tuberías de sólidos y ayudaba a mantenerlos en suspensión. Se aplicaba a la descarga

del tanque de agua tratada.

85

e) Inhibidor de corrosión P1106.- Es un inhibidor fílmico que se adhiere a la superficie

interna metálica y evita el contacto del agua de formación con el metal. Se inyectaba a

la descarga del tanque de agua tratada. Ocasionalmente se utilizaba el químico

limpiador de carbonatos D-705 y diesel para la limpieza de las bombas HPS.

3.1.1.4 Problemas ocasionados en el Proceso de Tratamiento y Reinyección de Agua

manejado por la Cía. Solipet.

El principal problema por el que no se cumplió con la especificación de mantener 15

NTU a la salida del tanque de agua tratada (TK-130) fue la oxigenación del agua en el

tanque clarificador y el tanque de sedimentación principalmente, que incrementó hasta

1,000% el valor de la turbidez en la descarga del tanque de lavado (TK-200).

Al estar la toma de agua en la descarga del tanque clarificador y del tanque de

sedimentación afectadas por el mal funcionamiento del gas blanket, esta no se llenaba

completamente y el caudal que ingresaba era menor al que salía, incrementando el nivel

de colchón de agua en el TK-200, obligando a poner el sistema en by-pass.

El tanque de agua cruda (TK-100) no operaba como un skimmer o desnatador para

minimizar el contenido de petróleo en agua y disminuir la turbidez.

El sistema de tuberías de 2 plg, que interconectó los tanques clarificadores, de

sedimentación y agua tratada no mantuvo un ambiente interno libre de aire; además,

hidráulicamente no fue suficiente el diámetro para equilibrar las altas presiones del agua

86

del proceso, produciéndose las fugas de agua en los techos por las bridas del manhole o

del motor del agitador.

La falta de disponibilidad de filtros superficiales (F-100) no permitió drenar los sólidos

acumulados en los tanques Clarificador (TK-110) y de sedimentación (TK-120),

aumentando la turbidez.

El coagulante A-100 no presentaba una buena eficiencia para aglomerar y decantar los

sólidos suspendidos presentes en el agua de formación de Shushufindi.

El bactericida BAC-98 no tenía una buena eficiencia en la disminución del sulfuro de

hierro.

La inyección del inhibidor de incrustaciones MX-452 no era apropiada en la entrada del

tanque de agua tratada, porque se generaron más sólidos suspendidos en este equipo que

disminuyeron su eficiencia.

No se consideró la diferencia de presión entre la descarga de las bombas HPS y la

presión de inyección del pozo, así como la tasa de agua inyectada, por lo que no se

evaluó el grado de taponamiento de la línea horizontal.

87

3.1.2 Descripción de Equipos

Todos los equipos que se utiliza en el sistema son de suma importancia ya que su correcto

funcionamiento y la optimización de estos es lo que dará lugar a un perfecto proceso .

A continuación se describirá los equipos .

3.1.2.1 Tanque de Agua cruda

En la línea de salida de este tanque se encuentran un punto de inyección de químico

coagulante. Mediante un sensor de nivel que alimenta la información a un computador, se

pueden maniobrar las válvulas automáticas en función del nivel del agua en el tanque.

Fig. 3.4 Tanque de agua cruda

Fuente: Planta de tratamiento del Agua de Formación en la estación Shushufindi-Sur.


88

3.1.2.2 Tanque Clarificador

El agua proveniente del tanque de agua cruda ingresa directamente al clarificador que posee

un agitador interno, un canal central por donde se alimenta el agua, una campana metálica y

fondo cónico con una fosa central desde donde se succionan los lodos a la piscina de

tratamiento.

Fig. 3.5 Tanque Clarificador



89

3.1.2.3 Tanque Sedimentador

El agua que sale del clarificador ingresa al tanque sedimentador que tiene un canal central

por donde se alimenta el agua, una campana metálica y fondo cónico con una fosa central

desde donde se succionan los lodos a la piscina de tratamiento.

En la línea de entrada al clarificador se encuentra el punto de inyección del coagulante y en

la línea de entrada al sedimentador se ubica la inyección de floculante.

Fig. 3.6 Tanque Sedimentador



90

3.1.2.4 Tanque de Agua tratada

El agua proveniente del sedimentador llega al tanque de agua tratada, en este tanque se

almacena el agua clarificada.

En la línea de entrada al tanque de agua tratada se dosifica químico antiescala y biocida,

mientras que en la línea de salida se dosifica anticorrosivo.

Fig. 3.7 Tanque de Agua Tratada



91

3.1.2.5 Turbidímetro en línea

En la línea de salida del tanque sedimentador se encuentra un Turbidímetro con la

finalidad de controlar la turbidez del agua luego del proceso de clarificación.

Fig. 3.8 Turbidímetro en línea



3.1.2.6 Tanque “Pulmón”

Una vez que el agua ha pasado por el sistema de clarificación, es conducida al tanque

“pulmón” con la finalidad de mantener una alimentación constante de agua a las bombas

booster que a su vez alimentan a las unidades de alta presión.

92

Fig. 3.9 Tanque Pulmón



3.1.2.7 POZOS REINYECTORES

Un pozo reinyector es aquel que recepta el agua de formación tratada hacia una arena

receptora y que ha sido reacondicionado para tal efecto después de que ha concluido su

etapa económicamente productiva. Se explica con mayor detalle acerca de los pozos

reinyectores en el Anexo V.

93

Fig. 3.10 Pozo reinyector



3.1.3 Bombas de Transferencia o Booster

Cada bomba funciona con motores eléctricos Caterpillar, los cuales son alimentados por

generadores de energía y utilizan gas como combustible

Fig. 3.11 Bombas Booster



94

3.1.3.1 Bombas Horizontales de alta presión

El sistema de bombeo horizontal centrífugo multietapa consta de los siguientes

componentes principales:

Fig. 3.12 Bombas horizontales de alta presión



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

95

7. Controles eléctricos (panel-arrancador)

8. Switches de presión y de 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 succión desde 1 psi hasta 3,000 psi

A continuación se hace una breve descripción de los componentes de los sistemas de

bombeo horizontal centrífugo multietapa:

1. Skid

El skid está construido por un perfil de viga determinado (perfil “L”) y tubería de sección

cuadrada, viene con los soportes para la cámara de empuje y switches, y además con grapas

para las bombas, que permiten hacer girar a la bomba 360 grados. El montaje del skid

requiere una base reforzada de concreto y hierro con un espesor de 4 a 6” y con un borde

mínimo de 1 pie alrededor del skid.

2. Motor

Se pueden utilizar dos tipos de motores: motores eléctricos y de combustión a diesel o gas

natural. Las especificaciones generales de los motores eléctricos son:

96

a. 460 V/ 3 fases/ 60 Hz (disponibles otros voltajes)

b. 3,500 RPM

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

d. Clase de aislante, F

e. Eficiencia

f. 1.15 factor de servicio

g. Torque NEMA A o B

h. Perfil L o T (viga de soporte del motor)

i. Eje corto (dirección de rotación)

j. Cojinetes de bolas

3. Cámara de empuje

La cámara de empuje absorbe 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 lbs a

3,600 RPM, y puede absorber hasta 25,000 lbs en unidades de alto rendimiento. La cámara

de empuje está formada interiormente por cojinetes de bolas de empuje radial, totalmente

lubricados por aceite e incluye en sus extremos sellos del eje que operan a una misma

presión en ambos sentidos, estos sellos mecánicos evitan que ingrese el aceite u otro fluido

al motor. La disposición de los cojinetes (tipo contacto en tándem), permite manejar el

empuje con baja generación de calor.

97

4. Cámara de succión La cámara de succión está montada entre la cámara de empuje y la

bomba; ésta puede rotar 360 grados para posicionarse en cualquier dirección de la tubería

de succión. 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 316 SS y bridas

de alta presión.

Otros componentes

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.

b. Switch de presión Murphy

Tiene puntos de control 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 del motor

Este controlador se compone del controlador propiamente dicho y la pantalla, y permite

registrar alrededor de 250 eventos.

98

d. Mangueras flexibles y juntas de expansión

Son recomendadas para acoplar la brida de unión del intake para evitar la vibración y la

expansión térmica que provocan las altas temperaturas de fluidos.

e. Bridas de unión para succión y descarga

Estas bridas pueden ser de tipo RF y RTJ y están disponibles en diámetros diferentes como

los que se muestran en la tabla 3.2

TABLA 3.2 MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMITIDA DE ACUERDO A LA

CLASE ANSI

Clase ANSI Máxima presión de trabajo permitida @ 100 oF

150 275 psi

300 720 psi

600 1,440 psi

900 2,160 psi

1,500 3,600 psi

2,500 6,000 psi

Fuente: Departamento de Proyectos Especiales

Elaborado por: Mario Duarte

99

En la tabla 3.3., se indican las bombas instaladas en el sistema de reinyección de agua en la

estación Shushufindi Sur.

TABLA 3.3. BOMBAS INSTALADAS EN EL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA EN LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI SUR. Bombas Horizontales

CANTIDAD BOMBA MOTOR OBSERVACIONES

3 WOOD GROUP 500 HP OPERANDO TODAS

2 REDA 600 HP OPERANDO TODAS

TOTAL 5

BOMBAS BOOSTER O DE TRANSFERENCIA

CANTIDAD BOMBA MOTOR OBSERVACIONES

1 DURCO

6×4×13 50 HP PARA BOMBA WOOD GROUP

1 DURCO

6×4×13 50 HP PARA BOMBA WOOD GROUP

1 6×4 S/M 50 HP SUCCIONA A B. DE ALTA PRESIÓN

1 6×4×14

S/M 75 HP

SUCCIONA A B. DE ALTA PRESIÓN

(FUERA DE SERVICIO)

1 MAGNU

M 6×5×11 50 HP DESCARGA AGUA TRATADA

1 MAGNU

M 6×5×11 15 HP DESCARGA ENTRE TANQUES

100

CONTINUACION

1

MAGNU

M 6×5×11 15 HP SUCCIÓN /TANQUE DE LAVADO

1 MAGNU

M 6×5×11 15 HP SUCCIÓN /TANQUE DE LAVADO

Fuente: Departamento de Reinyección de Agua-Quito.

Elaborado por: Departamento de Reinyección de Agua-Quito.

3.2 VOLÚMENES DE AGUA PRODUCIDA Y AGUA REINYECTADA

A continuación se describirá las fechas de inicio de la reinyección de agua en la estación

Shushufindi así como los datos de volumen de agua producida.

TABLA 3.4. INICIO DE LA REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN EN LA

ESTACIÓN SHUSHUFINDI SUR.

POZO FECHA DE INICIO DE LA

REINYECCIÓN ARENA

02 28 de Enero de 2006 Tiyuyacu

20ª 23 de Noviembre de 2006 Tiyuyacu

21 21 de Julio de 2005 Tiyuyacu

25 28 de Mayo de 2004 Tiyuyacu

45A (sellado) 26 de Septiembre de 1992 Tiyuyacu

101

CONTINUACION

47 03 de Abril de 2000 Tiyuyacu

93 03 de Abril de 2000 Tiyuyacu

Fuente: Departamento de Reinyección de Agua-Shushufindi


3.3 TENDENCIA DEL AGUA DE FORMACIÓN

Las tablas 3.5. y 3.6., resumen la tendencia del agua de formación que se obtuvo al seguir

los formatos para el análisis de agua de formación.

TABLA 3.5. TENDENCIA DEL AGUA DE FORMACIÓN DE LOS POZOS

REINYECTORES Y EL WASH TANK

Pozos Reinyectores incluido el Wash Tank

Pozo Sodio

(ppm)

TDS

(ppm) IS %

PTB

lb. de sal

100 BBL Crudo

Tendencia

WT 13,701.66 42,360.81 0.62 200.1 Incrus

SSF-02 12,812.85 38,924.35 0.95 258.1 Incrus

SSF-20 12,869.45 39,097.95 0.97 264.9 Incrus

102

CONTINUACION


Elaborado por: Mayra Silva P.

TABLA 3.6.TENDENCIA DEL AGUA DE FORMACIÓN DE LOS POZOS

PRODUCTORES

Pozos Productores de la Estación Shushufindi Sur

Carbonato de Calcio GypsumHemi-

hidrate Anhidrita

Pozo IS sup PTB Tendencia IS fondo IS IS IS

SSF-02 0.3 106.3 Incrus -0.58 -1 -0.89 -0.56

SSF-06B 0.33 92.9 Incrus 0.65 -1.34 -1.31 -1.1

SSF-20B 0.42 128.1 Incrus -0.69 -1.32 -1.27 -1.09

SSF-22B 0.91 615.1 Incrus 0.22 -1.3 -1.17 -0.85

SSF-23 0.56 281.6 Incrus 0.12 -1.7 -1.54 -1.27

Pozo Sodio TDS IS PTB Tendencia

SSF-25 12,977.58 39,472.33 0.99 283 Incrus

SSF-47 13,842.2 42,329.8 0.46 142.5 Incrus

SSF-93 13,945.58 42,381.08 0.44 144.3 Incrus

103

Continuación

SSF-28 0.61 108.6 Incrus 0.66 -2.01 -1.92 -1.57

SSF-45B 0.56 205.8 Incrus -0.19 -2.21 -2.06 -1.95

SSF-67 0.45 140.4 Incrus -0.19 -1.72 -1.53 -1.26

SSF-68 0.42 240.9 Incrus 0.18 -1.26 -1.19 -0.94

SSF-75 1.31 336.1 Incrus 0.36 -2.03 -1.82 -1.56

SSF-79 0.65 367.1 Incrus 0.65 -1.13 -1.09 -0.93

SSF-82 0.68 162.3 Incrus 0.46 -1 -0.95 -0.73

SSF-91 1.73 615.9 Incrus 1.21 -1.16 -1.09 -0.82

SSF-92 0.59 309.1 Incrus 0.62 -2.45 -2.29 -2.05

Fuente: Departamento de Reinyección de Agua, Shushufindi

Elaborado por: Mario Duarte.

104

3.4INFORMES DE PARÁMETROS DEL AGUA DE FORMACIÓN DE ABRIL DEL 2010 A MAYO DEL 2010.

PARÁMETROS UNIDADES

TANQUE

DE

LAVADO

09H10

POZOS

2 47 20 21 93

10H00 11H00 11H50

DUREZA TOTAL (CACO3) ppm 6000 6000 6150 5950

ALCALINIDAD TOTAL(CACO3) ppm 770 770 760 5950

CLORUROS (Cl-) ppm 23300 23300 23450 23200

DUREZA CÁLCICA(CACO3) ppm 5150 5150 4950 4900

CO2 medido ppm 148 148 140 136

TEMPERATURA ºF 147 147 147 137

HIERRO (Fe++) ppm 26,4 26,4 28,5 21,8

SULFATOS (SO4=) ppm 83 83 80 70

105

CONTINUACIÓN

DUREZA MAGNÉSICA(CACO3) ppm 1000 850 1200 1050

MAGNESIO (Mg++) ppm 240 204 288 252

CALCIO (Ca++) ppm 2000 2060 1980 1960

H2S ppm <0,1 <0,1 <0,1 0,1

PRESIÓN psi 15 1300 1700 1520

TURBIDEZ NTU 24,6 82,2 22,5

PH (calculado) ph 6,44 6,41 6,45 6,45

SÒLIDOS SUSPENDIDOS

TOTALES ppm 42 19,2 16,4 11,6

OXÍGENO DISUELTO ppb 0 0 0 0

ABSORBANCIA 0,752 1,752 1,709 1,682

FOSF.RESIDUAL TOTAL ppm 26 61,8 60,2 59,3

RESIDUAL EFECTIVO ppm 35,71 34,18 33,21

INYECTADO ppm 54,29 54,29 54,29

106

CONTINUACIÓN

ÍNDICES DE SATURACIÓN SI 0,43 0,44 0,44 0,35

PTB lbs./1000Bls 158,9 160,3 160,3 133

TENDENCIA DEL AGUA Incrust incrust incrust Incrust

Fuente: Departamento de Corrosión de Shushufindi


107

ESTACIÓN SUR

PARÁMETROS UNIDADES

TANQUE

DE LAVADO

09H10

POZOS

2 47 20 21 93

10H00 11H00 11H50

DUREZA TOTAL (CACO3) ppm 6000 6000 6150 5950

ALCALINIDAD TOTAL(CACO3) ppm 770 770 760 5950

CLORUROS (Cl-) ppm 23300 23300 23450 23200

DUREZA CALCICA(CACO3) ppm 5150 5150 4950 4900

CO2 medido ppm 148 148 140 136

TEMPERATURA ºF 147 147 147 137

HIERRO (Fe++) ppm 26,4 26,4 28,5 21,8

SULFATOS (SO4=) ppm 83 83 80 70

DUREZA MAGNESICA(CACO3) ppm 1000 850 1200 1050

MAGNESIO (Mg++) ppm 240 204 288 252

CALCIO (Ca++) ppm 2000 2060 1980 1960

H2S ppm <0,1 <0,1 <0,1 0,1

108

Fuente: Departamento de Corrosión de Shushufindi


CONTINUACIÓN

PRESIÓN psi 15 1300 1700 1520

PH (calculado) ph 6,44 6,41 6,45 6,45

TURBIDEZ NTU 24,6 82,2 22,5

SÓLIDOS SUSPENDIDOS

TOTALES ppm 42 19,2 16,4 11,6

OXÍGENO DISUELTO ppb 0 0 0 0

ABSORBANCIA 0,752 1,752 1,709 1,682

FOSF.RESIDUAL TOTAL ppm 26 61,8 60,2 59,3

RESIDUAL EFECTIVO Ppm 35,71 34,18 33,21

INYECTADO Ppm 54,29 54,29 54,29

ÍNDICES DE SATURACIÓN SI 0,43 0,44 0,44 0,35

VPTB lbs./1000Bls 158,9 160,3 160,3 133

TENDENCIA DEL AGUA Incrust incrust Incrust Incrust

109

3.5 TRATAMIENTO QUÍMICO APLICADO EN LA REINYECCIÓN DE AGUA DE LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI

SUR.

En la tabla 3.7., se presenta las concentraciones del tratamiento químico aplicado durante el mes de Abril del 2010.

TABLA 3.7. TRATAMIENTO QUÍMICO APLICADO DURANTE EL MES DE ABRIL DEL 2010.

QUIMICO LOCACIÓN STOCK

TANQUEOSSTOCK

CONSUMO PROMEDIO30-nov-09 31-dic-09

CENTRAL 29 330 127 232 7,5

NORTE 72 165 64 173 5,6

Inh, de AGUARICO 61 165 65 161 5,2

Incrustaciones SUR 258 2310 321 2247 72,5

MX-507 SUR OESTE 66 220 51 235 7,6

TOTAL 486 3190 628 3048 98,3

110

CONTINUACION CENTRAL 106 330 138 298 9,6

NORTE 38 275 57 256 8,3

Inh, de AGUARICO 36 220 43 213 6,9

Corrosión SUR 69 880 210 739 23,8

P-1176 SUROESTE 87 275 44 318 10,3

TOTAL 336 1980 492 1824 58,8

CENTRAL 0 0 0 0,0

BIOCIDA NORTE 0 0 0 0,0

BAC-96 AGUARICO 0 0 0 0,0

SUR 0 0 0 0,0

SUR OESTE 0 0 0 0,0

TOTAL 0 0 0 0 0,00

CENTRAL 110 330 40 400 12,9

NORTE 110 385 80 415 13,4

BIOCIDA AGUARICO 110 330 75 365 11,8

111

CONTINUACIÓN

BAC-91 SUR 210 330 50 490 15,8

SUR OESTE 110 110 0 220 7,1

TOTAL 650 1485 245 1890 61,0

CENTRAL 55 165 25 195 6,3

DETERQUIM SUR OESTE 55 0 55 0 0,0

274 NORTE 55 165 45 175 5,6

AGUARICO 0 0 0 0 0,0

SUR 55 120 10 165 5,3

TOTAL 220 450 135 535 17,3

CENTRAL 0 0 0,0

NORTE 0 0 0,0

FLOC. AGUARICO 0 0 0,0

757 SUR 0 0 0,0

SUR OESTE 0 0 0,0

112

CONTINUACIÓN

TOTAL 0 0 0 0 0,0

CENTRAL 0 0 0,0

NORTE 0 0 0,0

FLOC. AGUARICO 0 0 0,0

864 SUR 0 0 0,0

SUR OESTE 0 0 0,0

TOTAL 0 0 0 0 0,0

Fuente: Departamento de Corrosión-Shushufindi.

Elaborado por: Departamento de Corrosión.

113

Como se puede analizar, el tratamiento químico aplicado es antiescala, anticorrosivo,

surfactante y bactericida. No se utiliza floculante ni coagulante porque la planta de

tratamiento del agua de formación se encuentra fuera de servicio. Los nombres comerciales

de estos químicos son: Antiescala Mx-507, Protequim 1176, MX 507, Deterquim-274, y

BAC-91 ó BAC-96, respectivamente utilizados por la Cía. QUIMIPAC S.A.

3.6 CAPACIDAD DE CONFINAMIENTO DE LA FORMACIÓN DE TIYUYACU

Espesor Neto = 322 ft

= 15%

Swi = 30%

Volumen inicial de agua confinada en el espacio poroso:

Viw = 7758×A×�×h×Swi (3.1)

En la tabla 3.8., se presenta el cálculo de la capacidad de confinamiento de la formación

Tiyuyacu al variar la Sw.

TABLA 3.8. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DE CONFINAMIENTO DE LA

FORMACIÓN TIYUYACU

Sw % Sw-Swi (%) Volumen, bls

40 10 400,001,010

114

CONTINUACIÓN

50 20 800,002,019

60 30 1,200,003,029

70 40 1,600,004,039

80 50 2,000,005,048

90 60 2,400,006,058

100 70 2,800,007,067

Fuente: Departamento de Yacimientos-Quito.


Capacidad de confinamiento real al 100% = 2,800,007,067 bls

Barriles confinados = 288,710,608 bls

Capacidad de confinamiento faltante = 2,511,296,459 bls

Promedio anual de confinamiento del Campo Shushufindi = 28,339,516 bls

Años = 89

Con lo que se puede concluir que para alcanzar la capacidad de saturación de Tiyuyacu se

requiere 89 años.

115

3.7 PARTE EXPERIMENTAL

En este capítulo se consideran los procesos necesarios para obtener agua de calidad para la

reinyección, es decir reduciendo partículas sólidas suspendidas, sólidos disueltos

(causantes de escala y corrosión), gases en solución, bacterias sulfato reductoras.

También es necesario medir la cantidad de aceite residual y tendencia que tiene el agua a

ser incrustante y corrosiva. Todos estos análisis, están en base a las normas estándares,

API; ASTM; STANDARD METHODS, NACE Estándar TM –01-73.

La determinación de las características Físicas, Químicas y Biológicas del agua de

reinyección es la base del diseño y del monitoreo de cualquier sistema de reinyección de

agua. Tal como se señala en el programa de monitoreo del Anexo VI.

3.7.1 Métodos

Los métodos utilizados en esta investigación son gravimétricos, volumétricos y físicos-

químicos:

Los métodos gravimétricos se basan en la determinación de pesos.

Los métodos volumétricos se basan en la determinación de volúmenes.

Los métodos físicos- químicos miden las propiedades diferentes a la masa y el

volumen.

116

Los métodos instrumentales de análisis como turbidimetría, colorimetría,

potenciometría, espectroscopia, son considerados como análisis físicos-químicos

representativos.

3.7.2 Técnicas

Para este trabajo de investigación emplea variadas técnicas las mismas que nos

proporcionan una perspectiva bastante amplia de la situación , aquí se ha escogido las

mejores de ellas para obtener resultados de primero ej:

3.7.2.1 Análisis Físico y Químico del Agua

En un sistema de tratamiento del agua para la reinyección, es importante considerar las

propiedades físicas de los iones ya que de estos depende el taponamiento y corrosión.

117

Tabla 3.9 CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE

FORMACIÓN

Fuente: QUIMIPAC


Las técnicas usadas para el análisis físico químico de4l agua de formación se describe en el

Anexo VII hasta el Anexo XXII

Índice de saturación de Oddo Thompson

El índice de saturación de Oddo Thompson es un parámetro que permite conocer la

tendencia del agua (incrustante o corrosiva) en base al análisis físico-químico del agua de

formación que comprende: presión, temperatura, concentración de iones sodio, calcio,

magnesio, cloruros, sulfatos y bicarbonatos

Cationes Aniones Otras propiedades

Sodio Na+

Calcio Ca++

Magnesio Mg++

Hierro Fe+++, Fe++

Estroncio Sr++

Cloruro Cl –

Sulfato SO4=

Bicarbonato HCO3-

Carbonato CO3=

PH

Población bacteriana

Sólidos suspendidos

Turbidez

CO2 disuelto

118

CAPÍTULO IV

119

CAPITULO IV

4. REDISEÑO

Definiciones

Es el Análisis de los Procesos para redefinirlos y mejorarlos o es un cambio drástico de un

proceso.

El concepto de rediseño tiene la ventaja de contener a la palabra diseño, se caracteriza por

los cambios, mejoras y nuevas combinaciones de soluciones

4.1 TRANSPORTE DE FLUIDOS

La necesidad de transportar un fluido de un sitio a otro, ya sea por gravedad o por ayuda de

un dispositivo mecánico es muy importante en la ingeniería, ya que en todo proceso es

preciso el diseño de sistemas para su transporte y también la medición de los flujos por el

interior de tuberías, con lo cual se optimizaran todos los procesos.

Tuberías: a los fluidos se los transporta mediante tuberías que son de pared gruesa o tubos

(pared delgada), mismos que tienen una sección transversal disponible en una diversidad de

dimensiones, grosores de pared y materiales.

120

Válvulas: se definen como un aparato mecánico con el cual se puede iniciar, detener o

regular la circulación (paso) de líquidos o gases mediante una pieza movible que abre,

cierra u obstruye en forma parcial uno o más orificios o conductos.

Una planta de procesamiento típica contiene miles de válvulas de diferentes tamaños y

formas, sin embargo a pesar de la amplia variedad y diseños, todas las válvulas tienen un

propósito principal, disminuir o detener el flujo de un fluido.

Algunas válvulas funcionan mejor en servicio de cerrado-abierto prendido- apagado, es

decir, abiertas o cerradas por completo. Otras están diseñadas para suprimir o reducir la

presión y la velocidad del flujo de un fluido. Existen otras que permiten el flujo solo en una

dirección o bajo ciertas condiciones de temperatura y presión. Mediante el uso de sensores

y sistemas de control automático para ajustar la posición de la válvula y por consiguiente el

flujo a través de ella, es posible controlar desde puntos alejados de la válvula, la

temperatura, presión, nivel del líquido y otras propiedades del fluido.

Accesorios: los métodos para unir las piezas de tuberías depende en parte de las

propiedades del material, pero sobre todo del espesor de la pared. Los productos tubulares

de pared gruesa se conectan generalmente por medio de accesorios de rosca, collarines o

121

soldadura. Las piezas de tubo de pared delgada se unen por soldadura o compresión o

accesorios flameados.

Existen combinaciones de accesorios en los que el cambio de dirección, estrechamiento,

ensanchamiento, ramificación, etc., sus diámetros y roscas coinciden con los nominales de

las tuberías comerciales e inclusive hay acoplamientos y uniones los cuales no ofrecen un

cambio en la resistencia del flujo.

4.1.1 PÉRDIDAS POR FRICCIÓN EN TUBERÍAS

Este tipo de pérdidas de energía se disipan por la rugosidad del material de las tuberías o

tubos. Las perdidas por fricción pueden calcularse con la ecuación de Darcy- Weisbach:

g

LvfhL 2

2

Ecuación. 4.1

Donde:

f = Factor de fricción Fanning.

L = Longitud de la Tubería.

= Diámetro de la tubería.

v = velocidad del fluido.

2

4

Q

v Ecuación 4.2

122

Q = caudal

El factor de fricción se calcula de acuerdo al régimen de flujo en que se encuentre, si es

laminar, de transición o turbulento.

4.1.1.1 RÉGIMEN DE FLUJO

El régimen de flujo nos indica el tipo de movimiento de un fluido.

NRe < 2100 se tiene un régimen laminar.

2100 > NRe > 2400 se encuentra en régimen de transición.

NRe >2400 esta en flujo turbulento.

El Número adimensional de Reynolds (NRe) se calcula de la siguiente manera:

ReN Ecuación 4.3

Donde:

= densidad del fluido.

= viscosidad del fluido.

123

4.1.1.2 FACTOR DE FRICCIÓN (FANNING)

Para flujo laminar el factor de fricción se calcula mediante la siguiente expresión:

Re

64

Nf Ecuación 4.4

Mientras que para determinar el factor de fricción en un flujo turbulento se hace mediante

la utilización de la carta de Moody del modo siguiente:

Se determina la rugosidad relativa del conducto (tubería) con la expresión:

RR. Ecuación 4.5

Donde:

= rugosidad absoluta para tuberías.

= Diámetro de la tubería.

Con la rugosidad relativa y el número adimensional de Reynolds, en la carta de Moody se

obtiene el factor de fricción fanning.

R.R.

Carta de Moody Factor de fricción Fanning.

NRe

124

4.1.2 PÉRDIDAS POR FRICCIÓN EN ACCESORIOS

Este tipo de pérdidas de energía se disipan por los accesorios (válvulas, acoples, uniones,

roscas, collarines, soldaduras, etc.). Se las puede calcular mediante la siguiente expresión:

g

vkhL 2

2

Ecuación 4.6

Donde:

K = constante de resistencia en accesorios

v = velocidad del fluido.

La constante de los accesorios no tiene unidades, pues representa una constante de

proporcionalidad entre la pérdida de energía y la velocidad.

4.1.2.1 CÁLCULO DEL FACTOR K PARA VÁLVULAS Y ACCESORIOS

Tabla 4.1

Factores de fricción para tuberías comerciales

FUENTE: Flujo de fluidos CRANE. Apéndice A-24.

125

Válvula de control: válvula automática de control generalmente constituye el último

elemento en un lazo de control instalado en la línea de proceso y se comporta como un

orificio cuya sección de paso varía continuamente con la finalidad de controlar un caudal en

una forma determinada. Constan básicamente de dos partes que son: la parte motriz o

actuador y el cuerpo.

Válvula de compuerta: es de vueltas múltiples, en la cual se cierra el orificio con un disco

vertical de cara plana que se desliza en ángulos rectos sobre el asiento.

Válvula de mariposa: es de ¼ de vuelta y controla la circulación por medio de un disco

circular, con el eje de su orificio en ángulos rectos con el sentido de la circulación

Válvula de compuerta Válvula de mariposa

Diámetro de 2” a 8”……… ftk 45

ftk 8 Diámetro de 10” a 14”……. ftk 35

Diámetro de 16” a 24”…….. ftk 25

126

Codos de 90°: Codos de 45°:

ftk 30 ftk 16

Conexiones estándar en “T”:

Flujo directo: ftk 20

Flujo desviado a 90°: ftk 60

Curvas y codos de 90° con bridas o con extremos para soldar a tope

127

Bk = coeficiente de resistencia para curvas que no sean de 90°.

n = número de curvas de 90°

radio curva/diámetro tubería.

k = coeficiente de resistencia para una curva de 90° según:

Tabla 4.2

Coeficiente de resistencia para una curva de 90º.

kkd

rftnkB

5.025.0)1(

d

r

FUENTE: Flujo de fluidos CRANE. Apéndice A‐24.

128

Estrechamiento brusco y gradual:

k’ = reducción de tubería.

4'

k

k

4.1.2.2 PÉRDIDAS TOTALES EN UN SISTEMA DE TUBERÍAS

Las pérdidas totales en un sistema de tuberías del mismo diámetro, por fricción

(rozamiento) y accesorios se determinan mediante las siguientes relaciones:

Pérdidas por fricción:

g

LvfhL 2

2

Ecuación 4.7

Si L

f es K = constante de resistencia al flujo en tuberías.

Pérdidas por accesorios:

g

vkhL 2

2

Ecuación 4.8

2

1

diámetro menor

diámetro mayor

129

Entonces las pérdidas totales se determinan mediante la expresión siguiente:

Donde:

KT = (k tuberías y k accesorios)

4.1.2.3 PÉRDIDA DE PRESIÓN (FÓRMULA DE DARCY)

La ecuación general de la perdida de presión, conocida como la fórmula de Darcy y que se

expresa en metros de fluido es :g

LvfhL 2

2

. Ecuación. 4.10

Esta ecuación también puede escribirse para obtener la pérdida de presión en (Pascales) de

la siguiente manera:

g

vKh T

L 2

2

2

2fL (Ya que = hL ρ g) Ecuación 4.11

Ecuación 4.9

130

Esta ecuación es válida tanto para flujo laminar como turbulento de cualquier líquido en

una tubería y se obtiene la pérdida de presión debida al rozamiento y se aplica a tubería de

diámetro constante por la que pasa un fluido cuya densidad permanece razonablemente

constante, a través de una tubería recta, ya sea horizontal, vertical o inclinada. Para tuberías

verticales, inclinadas o de diámetro variable, el cambio de presión debido a cambios de

elevación, velocidad o densidad del fluido debe hacerse de acuerdo con el teorema de

Bernoulli .

4.1.2.4 ECUACIÓN DE ENERGÍA (BERNOULLI)

El teorema de Bernoulli es una forma de expresión de la aplicación de la ley de la

conservación de la energía al flujo de fluidos en una tubería. La energía total en un punto

cualquiera por encima de un plano horizontal arbitrario fijado como referencia es igual a la

suma de la altura geométrica, la altura debida a la presión y la altura debida a la velocidad,

es decir:

Hg

v

g

PZ

2

2

Ecuación 4.12

Si las pérdidas por rozamiento se desprecian y no se toma ninguna energía del sistema de

tuberías (bombas o turbinas), la altura total H en la ecuación anterior permanecerá

constante para cualquier punto del fluido. Sin embargo en la realidad existen pérdidas o

incrementos de energía que deben incluirse en esta expresión. Por lo tanto, el balance de

energía puede escribirse para dos puntos de fluido:

131

Pérdidas de presión según Bernoulli:

Donde:

Z1 = altura en el punto 1

Z2 = altura en el punto 2

P = energía de presión

v2/2g = energía cinética

hL= Pérdidas de altura en metros de fluido, en tuberías y accesorios.

4.1.3 ENERGÍA HIDRÁULICA

La energía hidráulica es la capacidad que tiene una masa de agua para realizar un trabajo

que consiste en el desplazamiento del fluido a lo largo de un conducto.

4.1.3.1 GRADIENTE HIDRÁULICO O DE ALTURAS TOTALES (I = Sf)

Es la variación de la energía total respecto a la longitud del conducto, o sea, la pérdida por

fricción por unidad de longitud real del conducto en un tramo recto.

Lhg

v

g

pZ

g

v

g

pZ

22

222

2

211

1

Lh

g

vvZZgPP

2

21

22

1221

Ecuación 4.13

Ecuación 4.14

132

L

HH

L

HISf 21

Ecuación 4.15

Donde:

L = longitud real del tramo.

El gradiente siempre será positivo en sentido del flujo porque H1 > H2 al existir siempre

una pérdida de energía.

4.1.4 TIEMPO DE RESIDENCIA

Q

V Ecuación 4.16

Donde:

V = volumen del tanque.

Q = Caudal.

4.1.5 VELOCIDAD LINEAL

La velocidad angular, al igual que la velocidad lineal es una magnitud vectorial, la cual se

representa mediante un vector que es perpendicular al plano de la circunferencia que

describe la partícula. La ecuación de la velocidad angular en función del periodo es:

T

2π Ecuación 4.17

133

f

1T Ecuación 4.18

f/1

2 Ecuación 4.19

f 2 Ecuación 4.20

Donde:

= velocidad angular

T = periodo

f = frecuencia

Ecuación de la velocidad lineal en función de la frecuencia

La ecuación de la velocidad lineal en función del periodo es:

2

T

rV

Ecuación 4.21

f

rV

/1

2 Ecuación 4.22

rfV 2 Ecuación 4.23

Donde:

V = velocidad lineal

134

r = radio

Relación entre la velocidad lineal y la velocidad angular

Las ecuaciones de la velocidad lineal y velocidad angular vienes dadas por:

rfV C 2

f 2

4.2 SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA MÁS APROPIADA PARA LA

OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA.

Experimentalmente se definieron las concentraciones óptimas de químicos coagulante y

floculante que dieron las mejores condiciones de calidad de agua; esto es, el valor más bajo

de turbidez 8 NTU en 30 segundos. Teniendo en cuenta que el valor de turbidez

disminuye con el tiempo de residencia de agua en el tanque sedimentador (1,89 horas) por

lo tanto a la salida de la planta se tendrá un valor menor al permitido (5 NTU), esto

evidencia que no se requiere implementar un sistema adicional de filtración luego del

sedimentador para llegar a la turbidez propuesta.

135

4.2.1 PROPUESTA DE OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE

AGUA DE LA ESTACIÓN SUR DEL CAMPO SHUSHUFINDI.

Un sistema de reinyección combina distintos procesos con un sistema de distribución para

producir y repartir agua con una calidad dada para el pozo de reinyección. Se pueden

mencionar tres objetivos primordiales desde el punto de vista operacional:

Prevenir incrustaciones y depositación de sólidos en líneas, tanques y pozos.

Mantener el sistema íntegro para prevenir la corrosión de los equipos de superficie y de

subsuelo.

Entregar agua tratada al pozo reinyector.

Un sistema cerrado está diseñado para excluir oxígeno completamente. Puesto que el

oxígeno es uno de los primeros agentes corrosivos, todo sistema de reinyección moderno

está diseñado como sistema cerrado, independientemente de la fuente de agua

En el área Shushufindi, la producción de agua de formación día aproximada, (BAPD) por

Estación a la fecha se presenta en la tabla 4.1.

TABLA 4.3 BARRILES DE AGUA PRODUCIDOS POR ESTACIÓN

Estación Producción, BAPD

Aguarico 10,276

Norte 11,066

136



Por una sola línea o tubería se bombea el agua de formación desde la Estación Sur a los

pozos de reinyección 20 A, 21 y 05.

4.2.1.1 Diseño Básico

Los elementos básicos que debe disponer un “Sistema Cerrado” de Tratamiento del agua de

formación, de las características requeridas para la Estación Shushufindi Sur, son los

siguientes

- Tanque de tratamiento de agua cruda.

- Bombas de transferencia

- Tanque clarificador

- Filtros

CONTINUACIÓN

Central 24,378

Sur 30,133

Sur Oeste 12,360

Total 88,213

137

- Tanque de sedimentación

- Tanque de agua tratada

- Bombas elevadoras de presión (boosters)

- Bombas de alta presión (centrífugas o reciprocantes)

- Sistema de bombas de inyección de químicos

- Turbidimetro en línea

138

FIGURA 4.1 Sistema Cerrado de Tratamiento del agua de formación

Fuente: Departamento de Reinyección de Agua en el campo Shushufindi.


- 139 -

4.2.1.1.1 Tanque desnatador

El diseño 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 trazas de crudo que pudiesen ingresar a la planta. Necesariamente debe ser

construido de acero al carbón con láminas soldadas. Debido a la alta tendencia

corrosiva del agua de formación.

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 flocs.

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 ascensión de las

partículas de aceite presentes en el agua que serán recogidas en una bandeja y

posteriormente 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 y recubrimiento epóxico que debe aplicarse tanto interiormente como en la

superficie externa.

El diseño aquí descrito se presenta en la figura siguiente:

- 140 -

Fig. 4.2 Esquema Tanque de agua cruda (desnatador)



4.2.1.2 Sedimentadores

En la salida del tanque de agua cruda o desnatador se debe instalar el punto de inyección

de coagulante en la dosificación óptima. El diseño propuesto del sedimentador

- 141 -

(clarificador) es prácticamente el existente al momento, internamente presentan las

siguientes características:

Fig. 4.3 Estructura interna de los sedimentadores



El ingreso del agua se realiza por una línea que llega hasta una campana ubicada en el

centro del sedimentador, donde se debe disponer de un motor de agitación variable que

trabaje a una agitación de 100 rpm; esto permitirá una mezcla adecuada del coagulante

- 142 -

con el agua que ingresa 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.

A la salida del sedimentador se debe colocar el punto de inyección del floculante en la

dosificación óptima. En la zona comprendida entre el fondo cónico y la campana

invertida se forman los flocs 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.

4.2.1.3 Tanque de Agua tratada

El agua que sale del sedimentador entra al tanque de agua tratada, 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.

- 143 -

4.2.1.4 Turbidímetro en línea

En la línea de salida del tanque sedimentador se ubicara un Turbidímetro que tomara

muestras de los tanques: Clarificador, Sedimentador, y del Tanque de Agua Tratada

según se requiera controlar la Turbidez a la salida de estos.

4.2.1.5 Sistema de Bombeo

Las unidades booster instaladas actualmente junto al tanque de agua tratada alimentan a

las tres bombas horizontales de alta presión, cada bomba es 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 presencia

de sólidos internamente cuando la diferencia de temperatura entre una cámara y otra

difiere en más de 4 F. En caso de detectarse diferencias de temperatura mayores a 4 F

se recomienda realizar una limpieza ácida al interior de la bomba con ácido clorhídrico

al 15%.

En ciertos casos, donde se evidencie presencia de hidrocarburos, se debería utilizar

previamente un bach de surfactante.

4.2.1.6 Líneas de Flujo

Debido al grado de taponamiento de las líneas de flujo existentes, se requiere el cambio

total de líneas de flujo aumentando el diámetro nominal, para evitar pérdidas por

fricción en el sistema de tuberías y de esta manera evitar el desbordamiento de agua en

los tanques de la planta de tratamiento. Con este diámetro de la tubería.

- 144 -

Es importante realizar un mantenimiento periódico de las tuberías para lo cual se

colocan uniones vitaulicas con la finalidad de zafar las tuberías y facilitar esta

operación, luego de cada 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.

Fig. 4.4 Uniones Vitáulicas

Fuente: Estación Shushufindi Sur


4.2.1.7 Tratamiento de lodos

Inicialmente, el drenaje de lodos de los tanques sedimentadores, de agua cruda y de

agua tratada debe realizarse de acuerdo al plan de mantenimiento establecido.

- 145 -

Esto permitirá mantener los valores de turbidez bajos y por otra parte evitar la

acumulación violenta de sólidos en el fondo de los tanques.

La piscina de filtración tiene las siguientes dimensiones: 5m x 3m x 4m (largo x ancho

x profundidad), La colocación de la geotextil sobre el lecho de arena en la piscina de

filtración es completamente artesanal, ya que no dispone de soportes fijos en la periferia

de la piscina por lo que, al colocar un peso considerable sobre la misma se hunde y

queda completamente suelta sobre el lecho de arena. Adicionalmente, la geotextil de

filtración requerida debe cubrir el área de la piscina con una sola pieza de la misma y no

sobreponiendo dos y hasta tres geotextiles de dimensión inferior al área de la piscina.

Esto ocasiona que los sólidos no sean retenidos eficientemente, ya que existen canales

por los cuales el lodo circula sin filtrarse.

En la ubicación geográfica de la planta de clarificación, existen constantes

precipitaciones de lluvia, que deben considerarse para el diseño del techo. En este caso,

se recomienda que la estructura de soporte del techo se construya con perfiles metálicos

y se utilice plástico reforzado (tipo invernadero). La estructura debe garantizar que el

lodo tratado esté completamente aislado del agua por un período de 2 semanas previo a

su vertido final en el relleno sanitario existente en el Área.

- 146 -

4.3 CÁLCULOS Y RESULTADOS

4.3.1 CÁLCULOS

4.3.1.1 CÁLCULOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PROPIEDADES

FÍSICO-QUÍMICAS

Tabla 4.4

Cálculos de las Propiedades Físico-Químicas Agua de Formación

PARÁMETROS UNIDADE

S CÁLCULO

TEMPERATURA C Lectura Directa

PH _ Lectura Directa

HIERRO Ppm Lectura del HACH *25

TURBIDEZ NTU Lectura Directa

ALCALINIDAD TOTAL ppm CaCO3 Dígitos * # Dilución

ALCALINIDAD

BICARBONATOS ppm HCO3

Alcalinidad Total * 1,22

DUREZA TOTAL ppm CaCO3 Dígitos * # Dilución

DUREZA CALCICA ppm CaCO3 Dígitos * # Dilución

DUREZA MAGNESICA ppm CaCO3 Dureza Total –Dureza Calcica

CALCIO Ca++ Dureza Calcica * 0,4

MAGNESIO Mg++ Dureza Magnésica * 0,24

CONDUCTIVIDAD Umhos Lectura Directa

- 147 -

CONTINUACION

CLORUROS ppm Cl- Dígitos * 0,5 *# Dilución

ACEITE EN AGUA Ppm Curva de Calibración

SULFATOS ppm SO4= Lectura del HACH *25

COLOR APARENTE ALPHA Lectura del HACH

COLOR VERDADERO ALPHA Lectura del HACH

SÓLIDOS SUSPENDIDOS

TOTALES ppm SST

SST=(PF-PI)/V

SÓLIDOS DISUELTOS

TOTALES SDT

Conductividad * 0,67

CLORURO DE SODIO ppm NaCl Cloruros * 1,65

PHs (SATURACION) -- programa SICAL BETA 1,0

TENDENCIA DEL AGUA

STIFF

DAVIS

programa SICAL BETA 1,0

FUENTE: Análisis Realizado en el Laboratorio de Ingeniería de Petróleos D.A.

4.3.1.2 EVALUACIÓN OPERATIVA DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO

Se procede a realizar los cálculos del sistema operativo con el fin de identificar las

fallas de diseño para el funcionamiento.

- 148 -

Tabla 4.5

Características de Tuberías

Tubería

Tramos Interno

(Pulg.)

Interno(m)

Longitud (m).

ε(m)* ε /

Salida Tanque lavado (WT)

1

8,125 0,206 59,480 0,003 0,015

Entrada Tanque Agua cruda 6,065 0,154 12,410 0,003 0,019

Entrada Tanque Clarificador 2 6,065 0,154 6,760 0,003 0,019

Entrada Tanque Sedimentador 3 6,065 0,154 11,040 0,003 0,019

Entrada Tanque Agua tratada 4 6,065 0,154 7,120 0,003 0,019

* BRITO H, Fenómenos de transporte

- 149 -

4.3.1.3 DIAGRAMA EVALUACIÓN OPERATIVA DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO ESTACIÓN SHUSHUFINDI -SUR

- 150 -

4.3.1.3.1 PÉRDIDAS POR FRICCIÓN EN TUBERÍA Y ACCESORIOS Datos:

Q= 28.000 BAPD (0.0458 m3/s)

=1*10-3 MP

agua= 1019,7 Kg/m3

g= 9,81 m/s2

TRAMO 1

Salida del W.T tubería 8’’:

Velocidad del flujo

La velocidad del fluido a lo largo de un conducto se establece mediante la siguiente

ecuación:

Número de Reynolds

El régimen de flujo nos indica el tipo de movimiento de un fluido se calcula con la

siguiente ecuación:

m/s 1.374)206,0(1416,3

)0458,0(44221

Q

103978,81001,0

)7,1019)(495,0(206,0Re

v

N

- 151 -

Factor de fricción Fanning

ε /


NRe

ε / = 0,015

f = 0,045*

* Diagrama de Moody

Constante de residencia al flujo tubería 8’’

L

fk1 12,9930,206

59,4800,045

Constante de residencia al flujo en accesorios.

Factor fricción para accesorios en la tubería de 8’’

f t= 0.014*

Válvula de Compuerta:

- 152 -

ftk 82

0,112014,0*82 k

Codo de 90°:

ftk 303

0,420014,0*303 k

Codos de 45°:

ftk 164

0,448)014,0*16(*24 k

T de flujo directo:

ftk 205

0,280014,0*205 k

- 153 -

Constante de resistencia tubería 8’’:

K tubería 8’’= (k1+ k2 + k3+ k4+ k5+………+.kn).

K tubería 8’’= 12,993+ 0,112 + 0,420 + 0,448+ 0,280 =14,253

Entrada al Tanque de Agua cruda tubería 6’:

Velocidad del flujo.

Número de Reynolds.

ε /


NRe

ε / = 0,019

f = 0,049

m/s 2.458)154,0(1416,3

)0458,0(44222

Q

385989,08001,0

)7,1019)(458.2(154,0Re

v

N

- 154 -

Constante de resistencia al flujo en tuberías (Estrechamiento).

L

fk ' 3,9480,154

12,4100,049

12,679(0,747)

3,94844

'

1 k

k



f t= 0,015


ftk 82

0,120015,0*82 k

Codos de 90°:

ftk 303

0,900)015,0*30(*23 k

747,0206,0

154,0

mayor

menor

- 155 -

T de flujo directo:

ftk 204

0,600)015,0*20(*24 k

Constante de resistencia Total tubería 6’’:

K tubería 6’’ = (k1+ k2 + k3+ k4+ ………+.kn)

K tubería 6’’ = 12,679+ 0,120 + 0,900 + 0,600 =14, 299

Constante de resistencia Total Tramo 1.

K T = (K tubería 8’’ +K tubería 6’’)

KT =14,253 +14,299 = 28,552

Pérdidas por fricción :

TRAMO 2

Entrada al Clarificador:


mg

vKh

n

TL 792,8

81,9*2

)458,2(552,28

2

222

m/s 2.458)154,0(1416,3

)0458,0(44223

Q

- 156 -


ε /


NRe

ε / = 0,019

f = 0,049

Constante de resistencia al flujo en tuberías.

L

fk1 2,1510,154

6,760,049



f t= 0,015

Válvula de Mariposa:

ftk 452

0,675015,0*452 k

385,989,08001,0

)7,1019)(458,2(154,0Re

v

N

- 157 -

T de flujo directo:

ftk 203

0,300015,0*203 k

Codo de 90° con brida:

ftk 304

0,450015,0*304 k


KT = ( k1+ k2 + k3+ k4+ ………+.kn)

KT = 2,151+ 0,675 + 0,300 + 0,450 = 3,576

Pérdidas por fricción

1,101m81,9*2

) 83,576(2,45

2

222

n

TL g

vKh

- 158 -

TRAMO 3

Entrada al Sedimentador:



ε /


NRe

ε / = 0,019

f = 0,045


L

fk1 3,225 0,154

11,040,045



f t= 0,015

m/s 2.458)154,0(1416,3

)0458,0(44223

Q

385,989,08001,0

)7,1019)(458,2(154,0Re

v

N

- 159 -


ftk 452

1,35)015,0*45(22 k

T de flujo directo:

ftk 203

0,300015,0*203 k


ftk 304

0,90)015,0*30(24 k


KT = (k1+ K2 + k3+ k4+ ………+.kn)

KT = 3,225+ 0, 90 + 0,300 + 1, 35 = 5,775


TRAMO 4

Entrada al Tanque de Agua Tratada:

1,778m81,9*2

) 85,775(2,45

2

222

n

TL g

vKh

- 160 -



ε /


NRe

ε / = 0,019

f = 0,045


L

fk1 2,080 0,154

7,1200,045



f t= 0,015

m/s 2.458)154,0(1416,3

)0458,0(44223

Q

385,989,08001,0

)7,1019)(458,2(154,0Re

v

N

- 161 -


ftk 452

1,35)015,0*45(22 k

T de flujo directo:

ftk 203

0,300015,0*203 k


ftk 304

0,45 015,0*304 k


KT = (k1+ K2 + k3+ k4+ ………+.kn)

KT = 2,080+ 1, 35 + 0,300 + 0, 45 = 4,18


4.3.1.3.2 ALTURA GEOMÉTRICA DEL NIVEL OPERATIVO DEL LÍQUIDO (Z) Y NIVEL DEL LÍQUIDO A SUPERARSE (z)

Tanque de Agua Tratada:

5Z = 5 m (valor asumido)

1,287m81,9*2

) 4,18(2,458

2

222

n

TL g

vKh

- 162 -

Tanque Sedimentador:

LhZZ 54 AT = 7,3m Ad = 0,72m

4 5 1,689 6,689Z m z = 7,3m - 0,72m =6,58 m

Tanque Clarificador:

LhZZ 43 AT = 9m Ad = 0,25m

3 6,689 2,144 8,833Z m m z = 9m - 0,25m = 8, 75 m

Tanque Desnatador:

LhZZ 32 AT = 10,75m Ad = 4,80m

2 8,834 1,100 9,934Z m m z = 10,75 -4,80 = 5,95 m

Tanque de Lavado:

1Z (Nivel operativo W.T + elevación.)

1Z 9,57 + 1,5 = 11,076 m

4.3.1.3.3 TIEMPOS DE RESIDENCIA

El tiempo de residencia o permanencia del líquido en los tanques de la planta se

determina mediante la ecuación:

Q

V

- 163 -

Tanque Desnatador (T.D):

hAV * h= Z (nivel operativo del tanque)



23(3, 4)

*9,934 90,194

V m

90,19

0,0458 1969,21 s

Tanque Clarificador (T.C):

23(6,40)

*8,833 284,154

V m

284,15

0,0458 6204,29 s

Tanque Sedimentador (T.S):

23(7,01)

*6,689 258,154

V m

258,15

0,0458 5636,65 s

Tanque de Agua Tratada (T.AT):

32

33,2460,5*4

)92,7(mV

- 164 -

246,33

0,0165 5378,38 s

4.3.1.3.4 PÉRDIDA DE PRESIÓN EN EL SISTEMA

TRAMO 1

Tanque de lavado (W.T):

Tiempo de residencia -crudo:

Datos:

Altura descarga de crudo en el W.T h = 20’

Altura o Nivel Colchón de agua h = 8’

Potencial Producción = 5547 BLS / día.

Punto de Aforo = 687,5 BLS.

20’ (6.09m) nivel operativo W.T

- 165 -

- 8’ (2.44m) altura en metros de agua

h = 12’ (3.66 m) altura en metros de crudo

(1.5m) elevación W.T

ESTACIÓN

aguacolchónadesc

oducción

AlturaAltura

Pr)(arg

=

día

BLSBLS

5547

8250=1,49 días (35 horas).

Presión Crudo:

hgPcrudo ..

66,3*81,9*880crudoP

PaPcrudo 048,31596 (4,58 Psi)

Presión Agua de formación:

hgPaguaf ..

*aguaf 3/1019,7 mKg

h= 2,44 +1,5 =3,94m

Crudo=12 pies* BLSpie

BLS8250

1

5,687

- 166 -

94,3*81,9*1019,7aguafP

PaPaguaf 832,39412 (5,72 Psi)

Presión hidrostática W.T:

)(1 AguafCrudo PPP

832,39412048,315961 P

.88,710081 PaP (10,30 Psi)

10,33m H2O 14,7 Psi

X= 7,24 mH2O 10,30 Psi

Tanque de Agua cruda o Tanque desnatador (T.D):

Presión hidrostática T.D:

- 167 -

hgP ..2

2 1019,7*9,81*9,934P

2 99372,35P Pa (8,19 Psi)

21 PPP

19,830,10 P

Psi 2,11P

hL =1,142 m H2O

10,33m H2O 14,7 Psi

X= 1,48 mH2O 2,11 Psi

X=1,480 – 1,142 =0,338 m H2O

Pcrudo= Paguaf

hghg ....

mg

hghcrudo 392,0

880

338,0*7,1019

.

..

- 168 -

TRAMO 2

Pérdida de presión en tuberías de diámetros iguales (Ec. Darcy)

Las pérdidas de presión para diámetros iguales como es el caso de los tramos 2, 3, 4 se

establecen mediante la aplicación de la ecuación

P =1430,46 Pa. (0,208 Psi)

4.3.1.3.5 GRADIENTE HIDRÁULICO

El gradiente hidráulico para cada tramo se calcula mediante la ecuación

L

HIS f

Mediante la aplicación de la ecuación de Bernoulli para fluidos incompresibles, se

establece un balance de fuerzas sobre una partícula de fluido que se mueve a través de

una línea o conducto.

Consideraciones:

ghP L **

81,9*7,1019*143,0P

- 169 -

La dirección del flujo es de izquierda a derecha de 1 a 2 para el Tramo I.

Las superficies del fluido se encuentran expuestas a la atmósfera, tendrá cabeza

de Presión cero.

Para tanques de los cuales se esta extrayendo fluido, su área es bastante grande

comparada con la del tubo la velocidad de flujo en los tanques o depósitos es

pequeña entonces 02

2

g

v.

Cuando ambos puntos de referencia están en la misma área de flujo A1=A2,

entonces la cabeza de velocidad son iguales 022

22

21

g

v

g

v.

Cuando la elevación es la misma en ambos puntos de referencia Z1=Z2 , entonces

la cabeza de altura es cero.

TRAMO 1

LhHH 21

LhH

LhHH 21

LhZZ 21

11,076 9,934 1,142m

Lhg

vg

PZ

gv

gP

Z 22

222

2

211

1

00

- 170 -

H 1,956 m

H > Lh

027,089,71

956,1

L

HIS f

TRAMO 2

H = 0,143 m.

H = Lh

Lhg

v

g

PZ

g

v

g

PZ

22

233

3

222

2

m143,0497,55,640

00

LhHH 32

LhH

LhHH 32

LhZZ 32

021,0760,6

143,0

L

HIS f

- 171 -

4.3.1.3.6 TANQUE DE AGUA CRUDA O TANQUE DESNATADOR (T.D)

Volumen del cilindro:

)53,1272(03,2024

28,6)4,6(

43

22

BLSmh

V

Volumen del cono:

mr 2,32

4,6

2

)6,46(4,73

69,0)2,3(

3

)( 322

BLSmhr

V

BLSVT 13,13196,4653,1272

Fig. 4.5 Dimensionamiento Tanque Desnatador

- 172 -

4.3.1.3.6.1 FLAUTA INTERNA

Número de orificios:

222

10lg54,78

4

)10(

4" puA

Tubería

.lg2 puorificios

22

lg142,34

)2(puAorificio

25lg142,3

lg54,782

2

pu

pu

A

ANúmero

orificio

Tuberiaorificios

Distribución de orificios:

)0508,0lg(2 mpuorificios

0,0508 m*25=1,27 m

Distancia entre orificios =0,182 m

0,182m*26=4,73 m

LFlauta=1,27m+4,73m=6,0 m

- 173 -

4.3.1.3.6.2 BANDEJA PARA RECOLECCIÓN DE ACEITE RESIDUAL

h = 1 pie = 0,3048 m

Ancho = 0,2 m

3222

22

1 187,13048,0*4

)0,64,6(*

4

)(mhV

(7,47 BLS)

- 174 -

Incremento Capacidad Tanque desnatador:

Datos:

Capacidad actual: 250 BLS.

Capacidad recomendada: 1319,13 BLS.

Incremento = 1319,13 – 250 = 1069,13 BLS.

4.3.1.3.7 PÉRDIDAS POR FRICCIÓN EN TUBERÍAS Y ACCESORIOS

Tabla. 4.6

Incremento de diámetro en Tuberías.

Tubería

Tramos

Interno(Pulg.)

Interno(m)

Longitud (m).

ε(m)* ε /

Entrada Tanque Agua cruda 1 10,25 0,260 71,89 0,003 0,012

Entrada Tanque Clarificador 2 10,25 0,260 6,760 0,003 0,012

Entrada Tanque Sedimentador 3 10,25 0,260 11,040 0,003 0,012

Entrada Tanque Agua tratada 4 10,25 0,260 7,120 0,003 0,012

* BRITO H, Fenómenos de transporte.

% Incremento de diámetro de tubería:

Diámetro actual = 6 pulg. 100%

Diámetro recomendado = 10 pulg. X=166,66 -100 =66,66%

- 175 -

Tabla. 4.7

Válvulas y accesorios

Válvulas y accesorios

Tramo

1 Tramo

2 Tramo

3 Tramo 4

10" 10" 10" 10"

Válvula compuerta 2

Válvula mariposa 2 2 2

CONTINUACIÓN

Codos de 90° 3 1 4 2

Codos de 45° 2

T flujo directo 3 1 1 1

Datos:

Q = 5930741, 65 BAPA

Q= 16474, 28 BAPD (2615456,7 L/día) (0, 0303 m3/s)

=1*10-3 MP.

s =4840 Kg./m3 (sulfuro de hierro).

TRAMO 1

Entrada al Tanque de agua cruda:

- 176 -



ε /


NRe

ε / = 0,012

f = 0,040


L

fk1 11,060,260

71,890,040


151384,662001,0

)1)(1019,70,260(0,57 Re

v

N

0,571m/s)260,0(1416,3

)0303,0(44221

Q

- 177 -

Factor fricción para accesorios en tubería de 10’’:

ft= 0,014


ftk 82

0,224)014,0*8(22 k

Codos de 90°:

ftk 303

1,260)014,0*30(33 k

Codos de 45°:

K4=16 ft

K4= 2(16*0,014) = 0,448

T de flujo directo:

- 178 -

ftk 205

0,840)014,0*20(35 k

Constante de resistencia Total:

KT = ( k1+ k2 + k3+ k4+ ………+.kn)

KT = 11,06 + 0,224 + 1,260 + 0,448 + 0,840 = 13,832

Pérdidas por fricción :

TRAMO 2

Entrada al Clarificador:



mg

vKh

n

TL 229,0

81,9*2

)571,0(832,13

2

221

0,571m/s))260,0(1416,3

)0303,0(44222

Q

151384,662001,0

)1)(1019,70,260(0,57 Re

v

N

- 179 -

ε /


NRe

ε / = 0,012

f = 0,040


L

fk1 040,10,260

6,760,040



ft= 0,014


ftk 452

1,26)014,0*45(22 k

- 180 -

T de flujo directo:

ftk 203

0,280014,0*203 k


ftk 304

0,420014,0*304 k

Constante de resistencia Total:

KT = ( k1+ k2 + k3+ k4+ ………+.kn)

KT = 1,040 + 1,260 + 0,280 + 0,420 = 3,00


0,050m81,9*2

)3,00(0,571

2

222

n

TL g

vKh

- 181 -

4.3.1.3.8 ALTURA GEOMÉTRICA DEL NIVEL OPERATIVO DEL LÍQUIDO (Z) Y NIVEL DEL LÍQUIDO A SUPERARSE (z)

Tanque de Agua Tratada

5Z = 5,3m (valor asumido).

Tanque Sedimentador

LhZZ 54 AT = 5,57m Ad = 0,67m

mZ 350,5050,03,54 z = 5,57 – 0,67 = 4,9 m

Tanque Clarificador

LhZZ 43 AT = 5,57m Ad = 0,20m

mZ 417,5067,0350,53 z = 5,57 – 0,20 = 5, 37 m

Tanque desnatador

LhZZ 32 AT = 6,97m Ad = 4,85m

mZ 467,5050,0417,52 z = 6,97 – 4,85= 2,12 m

Tanque de Lavado

mZ 596,71 (Constante)

- 182 -

4.3.1.3.9 TIEMPOS DE RESIDENCIA

El tiempo de residencia o permanencia del líquido en los tanques de la planta se

determina mediante la ecuación

Q

V



32

87,175467,5*4

)4,6(mV

0303,0

87,175 5804,29 s (1,61h)

Tanque Clarificador (T.C):

32

26,174417,5*4

)40,6(mV

0303,0

26,174 5751,15 s (1,59h)

Tanque Sedimentador (T.S):

32

48,206350,5*4

)01,7(mV

- 183 -

0303,0

48,206 6814,52 s (1,89h)

Tanque de Agua Tratada (T.AT):

32

10,2613,5*4

)92,7(mV

0303,0

10,261 8617,16 s (2,39h)

% Disminución tiempo de residencia total para el proceso de clarificación:

Tiempo de residencia actual = 11,38 h. 100%

Tiempo de residencia de rediseño = 7,48 h. X = 65,73%

4.3.1.3.10 PÉRDIDA DE PRESIÓN EN TANQUES (FLUIDOS DIFERENTES)

TRAMO 1

Presión hidrostática W.T:

)(1 AguafCrudo PPP

PaPaP 832,39412048,315961

- 184 -

.88,710081 PaP (10,30 Psi)

10,33m H2O 14,7 Psi

X= 7,24 mH2O 10,30 Psi

Presión hidrostática T.D:

hgP ..2

467,5*81,9*7,10192 P

PaP 8,546872 (7,935 Psi)

21 PPP

935,730,10 P

Psi 2,364P

hL = 0,229 m H2O

10,33m H2O 14,7 Psi

X= 1,661m H2O 2,364 Psi

X=1,661 – 0,229 = 1,432 m H2O

- 185 -

Pcrudo= Paguaf

hghg ....

mg

hghcrudo 659,1

880

432,1*7,1019

.

..

4.3.1.3.11 PÉRDIDA DE PRESIÓN EN TUBERÍAS (DIÁMETROS IGUALES)

TRAMO 1

P = 2290,74 Pa. (0,332 Psi)

4.3.1.3.12 GRADIENTE HIDRÁULICO

TRAMO 1

LhHH 21

LhH

LhHH 21

ghP L **

81,9*7,1019*0,229P

Lhg

vg

PZ

gv

gP

Z 22

222

2

211

1

0 0

- 186 -

LhZZ 21

m229,0467,5596,7

H = 2,129m

H > Lh

030,089,71

129,2

L

HIS f

TRAMO 2

LhHH 21

LhH

LhHH 32

LhZZ 32

H = 0,050m

H = Lh

Lhg

v

g

PZ

g

v

g

PZ

22

233

3

222

2

m050,0417,55,467

00

007,0760,6

050,0

L

HIS f

- 187 -

4.3.1.3.13 VELOCIDADES ÓPTIMAS DE AGITACIÓN

Fig. 4.6 Estructura interna del tanque Clarificador-Sedimentador

Fig. 4.7 Estructura interna de la campana del Clarificador-Sedimentador

- 188 -

Mezcla rápida.

La mezcla rápida esta establecida en la normativa de las pruebas de jarra (Lab.

Corrosión- Lago Agrio). Mezcla rápida 100 rpm. durante 3 min.

Mezcla lenta.

La mezcla lenta para el tanque clarificador y sedimentador se determina mediante las

siguientes consideraciones:


Velocidad de agitación lenta en el Tanque Clarificador para la simulación en laboratorio

(Pruebas de jarras).

Velocidad lineal en el interior del tanque:

21 T

mT 40,6

mmmT 63,577,040,612

smm

smQv /10*22,1

)63,5(

/0,0303*44 32

3

2

- 189 -

Relación de la velocidad lineal y velocidad angular esta dada por las ecuaciones

rfV C 2

f 2

r = 0,06 m (radio de la jarra).

srevfw /0203,0)10*24,3(22 3

.min/22,1 revw


Velocidad lineal en el interior del tanque:

21 T

mT 01,7

mT 24,677,001,712

smQ

v /10*91,9)24,6(

0,0303*44 422

sm

sm

r

vf 3

3

10*24,3)06,0(2

/10*22,1

2

- 190 -

Relación de la velocidad lineal y velocidad angular:

sr

vf 3

4

10*63,2)06,0(2

10*91,9

2

srevfw /0165,0)10*63,2(22 3

.min/991,0 revw

4.3.1.3.14 VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO O DECANTACIÓN FINAL


La velocidad de decantación terminal se determina mediante la ecuación

Datos:

l = 1019,7 Kg./m3

s =4840 Kg/m3 (sulfuro de hierro).

m40,6 (diámetro del clarificador)

r = 0,60 m (diámetro del rodete)

l

ls

C

gVt

D

3

4

- 191 -

= 0,001 MP

2

Re rNN

NRe = 001,0

)60,0(016,0*7,1019 2

5873,47 (flujo de transición).

El coeficiente de arrastre para flujo de transición se calcula mediante la ecuación

1.4.3-10:

6,0Re

5,18

NCD

101,047,5873

5,186,0DC

Vt = 22,026 m/s


m01,7 (Diámetro del sedimentador)

El Número de Reynolds se calcula mediante la ecuación

2

Re rNN

7,1019

7,10194840

101,0*3

81,9*4Vt

- 192 -

NRe = 56,6240001,0

)60,0(017,0*7,1019 2

(flujo de transición.)

El coeficiente de arrastre para flujo de transición se calcula mediante la ecuación

6,0Re

5,18

NCD

098,056,6240

5,186,0DC

Vt = 22,36 m/s

4.3.1.3.15 CANTIDAD DE QUÍMICO REQUERIDO

Datos:

Q = 16474,28 BLS/día (2615456,7 L/día)

Concentración de Coagulante = 20 ppm

Concentración de Floculante = 6 ppm

Coagulante:

20mg 1 L

X=52309133,86 mg/día 2615456,7 L/día

7,1019

7,10194840

098,0*3

81,9*4Vt

- 193 -

Floculante:

6mg 1 L

X=15692740,16 mg/día 2615456,7 L/día

4.3.1.3.16 COSTO DE QUÍMICOS EMPLEADOS EN EL SISTEMA DE REINYECCIÓN

Coagulante:

Galón = $ 7,7

20 BLS 1000 000 BLS

X= 0,329BLS/día 16474,28 BLS/día

mesgalmes

días

BLS

gal

dìa

BLSX /54,414

1

30*

1

42*32,0 ($ 3191,958 /mes).

Floculante:

Galón = $ 11

6 BLS 1000 000 BLS

- 194 -

X= 0,0988BLS/día 16474,28 BLS/día

mesgalmes

días

BLS

gal

dìa

BLSX /488,124

1

30*

1

42*0988,0 ($ 1369,368 /mes).

Total coagulante-floculante= $3191,958+$1369,368= $4561,33/mes

Tabla 4.8

Costo de químicos empleados en el sistema de reinyección Químicos $/Galón Concentración (ppm) COSTO

Antiescala MX-507 7,7 21,3 15276,8

Anticorrosivo P-1176 6,5 16,3 9860,5

BAC - 91 7,5 19,9 13875

BAC - 96 8,5 19,9 13875

Deterquim -274 6 16,7 9300

CONTINUACIÓN

Coagulante 7,7 0 0

Floculante 11 0 0

Total 62187,3

FUENTE: Informe mensual de tratamiento químico 03/04/2008.

% Costo coagulante y floculante:

- 195 -

Totalquímicos=$ 62187,3/mes 100%

Total coagulante-floculante=$4561,33/mes X=7,33%

4.3.1.3.17 CANTIDAD DE SÓLIDOS EN AGUA

Datos:

ppmx totalessolidos 9,10 *

*informes diarios de reinyección.

10,9BLS 1000 000 BLS

X=0,179BLSsólidos/día 16474,28 BLS/día

díaKgg

Kg

cm

g

gal

cm

BLS

gal

día

BLS/72,137

1000

1*

1

84,4*

1

3785*

1

.42*

179,03

3

(0,1377Ton/día)

10,9ppm 100%

3ppm X = 27,52 % Sólidos Suspendidos

100 – 27,52=72,48 % Sólidos Decantados

- 196 -

137,722Kg/día 100%

X= 37,9Kg/día 27,52%

A la salida del tanque sedimentador se tendrá 37,9Kg/día de sólidos que corresponden a

los 3 ppm de sólidos suspendidos al final del tratamiento.

Distribución de Sólidos en los Tanques:

137,72 Kg./día 100%

X=99,82Kg/día 72,48%

137,72 Kg/día de sólidos ingresan a la planta de tratamiento de lo cual 99,82Kg/día se

depositan en los tanques: Desnatador 5%, Clarificador 20% y Sedimentador 75%.

Tanque Desnatador:

99,82Kg/día 100%

X= 4,99Kg/día 5%


- 197 -

99,82Kg/día 100%

X=19,96Kg/día 20%


99,82Kg/día 100%

X=74,87Kg/día 75%

Tanque de Agua Tratada:

37,9Kg/día 100%

X= 1,89Kg/día 5%

Los 3 ppm de sólidos (37,9Kg/día) se depositan en un 5% (1,89Kg/día) en este tanque,

teniéndose 36,01 Kg/día de sólidos a reinyección.

4.3.1.3.18 CANTIDAD DE ACEITE EN AGUA

ppmx residualaceite 21,20 *

*informes diarios de reinyección.

20,21BLS 1000 000 BLS

- 198 -

X=0,333 BLSaceite/día 16474,28 BLS/día

díamL

m

gal

L

BLS

gal

día

BLS/0529,0

1000

1*

1

785,3*

1

.42*

333,0 33

(0,046584 Ton/día)

4.4 RESULTADOS

4.4.1 PARTE EXPERIMENTAL

4.4.1.1 ANÁLISIS FÍSICO - QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN

Los resultados que se presentan a continuación se determinaron mediante la

caracterización Físico - Química del agua de formación a la salida del Tanque de

Lavado (Wash Tank) y pozos reinyectores.

Tabla 4.9

Análisis Físico – Químico del Agua de Formación Estación Shushufindi – Sur

Fecha de Análisis: Abril/2010

Muestra: Agua de Formación Tanque de Lavado

ESTACION SUR

PARAMETROS UNIDADES

Wtk POZO 02 POZO 93

DUREZA TOTAL ppm 9000 9000 8900

- 199 -

CONTINUACION

ALKALINIDAD TOTAL ppm 620 610 610

CLORUROS ppm 28500 28450 28400

DUREZA CÁLCICA ppm 7100 7000 7000

CO2 ppm 240 200 210

TEMPERATURA ºF 116,6 116,6 115,0

CONTINUACIÓN

HIERRO ppm 25,25 23,50 24,00

SULFATOS ppm 175 175 200

DUREZA MAGNESICA ppm 1900 2000 1900

MAGNESIO ppm 456 480 456

CALCIO ppm 2840 2800 2800

CARBONATOS ppm 756 744 744

H2S ppm 2,0 3,0 2,0

PRESION psi 15 1290 1250

PH MEDIDO pH 6,16 6,17 6,15

TURBIDEZ NTU 2,98 11,90 14,10

SÓLIDOS TOTALES ppm 12,40 19,60 30,80

INDICES DE SATURACION SI -0,12 -0,17 -0,21

PTB lbs/1000 bls N/A N/A N/A

TENDENCIA DEL AGUA Corrosiva Corrosiva Corrosiva

FUENTE: Análisis realizado en el Laboratorio de Corrosión –Shushufíndi.

- 200 -

4.4.1.2 ANÁLISIS MICROBIOLÓGICO DEL AGUA DE FORMACIÓN

La técnica que se utilizo en el presente trabajo es la de dilución o extinción.

Tabla 4.10

Análisis Microbiológico del Agua de Formación Estación Shushufindi - Sur

Periodo de cultivo: 28 días.

Muestra: Agua de Formación Tanque de Lavado.

NÚMERO DE BOTELLAS NÚMERO DE BACTERIAS.

Primera botella 10

Segunda botella 100

Tercera botella 1000

FUENTE: Análisis Realizado en el Laboratorio de Corrosión SSFD. D.A.

- 201 -

CAPÍTULO V

- 202 -

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

A continuación se redactara las conclusiones y recomendaciones las mismas que

sonproducto de este trabajo de investigación.

5.1 CONCLUSIONES

Del análisis de las características del agua de la Estación Shushufindi Sur, se

determinó que el agua tiende a formar incrustaciones de carbonato de calcio, ya

que la depositación de las mismas causa problemas como: disminución de

volúmenes reinyectados, incremento de presiones de reinyección, taponamiento

de líneas, daños de bombas o formaciones receptoras, daños en equipos, etc. Se

debe proveer de un tratamiento químico que prevenga la formación de dichas

incrustaciones.

Mediante la caracterización físico-química del agua a la salida del tanque de

lavado y pozos reinyectores, se estableció los parámetros que determinan la

calidad del agua para reinyección: turbidez 11,90-14,10 NTU, sólidos totales

19,60-30,80 ppm y tendencia del agua corrosiva; lo que indica que se realiza la

reinyección fuera de los límites permisibles.

A través de simulación en laboratorio, se definieron las concentraciones óptimas

de químicos: coagulante 20 ppm - floculante 6 ppm y velocidades de agitación

- 203 -

100 r.p.m para la mezcla rápida y 10 r.p.m para la mezcla lenta, dando las

mejores condiciones de calidad de agua.

La agitación lenta necesaria no debe exceder los 10 rpm ya que al sobrepasar

esta velocidad de agitación, los flocs formados por acción del coagulante y

floculante se destruyen.

El tiempo de residencia de agua en el tanque sedimentador es de 1,89 horas,

tiempo suficiente para que los flóculos sedimenten hasta obtener una turbidez lo

suficientemente baja al valor propuesto (5 NTU).

Uno de los mayores inconvenientes en la operación de la planta instalada por la

compañía SOLIPET S.A., fue el diseño de la tubería de descarga de los

clarificadores y sedimentadores. La tubería de 6 pulgadas tomaba el agua de

salida directamente de una altura de 20 pies o más, y no se llenaba

completamente, ocasionando un efecto de vacío que generaba el ingreso de aire

al sistema.

El incremento en los sólidos suspendidos es un indicativo de corrosión,

formación de incrustaciones o actividad bacterial; el cual puede ser

contrarrestado al tener un tratamiento químico eficiente.

El control de las bacterias sulfato reductoras no debe ser descuidado puesto que

los depósitos de sulfuro de hierro en las tuberías obstruyen las líneas, llegando

- 204 -

en muchos casos a taponarlas casi por completo. De igual forma, el sulfuro de

hidrógeno como producto de la actividad bacteriana incrementa la corrosividad

del agua

5.2 RECOMENDACIONES

El sistema de reinyección de agua obligatoriamente debe ser un sistema cerrado,

es decir que no exista contacto del agua con el oxígeno del aire, ya que esto

causa la formación de sólidos en el seno del agua provocando que los valores de

turbidez se disparen a valores altos.

Para el adecuado funcionamiento de la planta de reinyección de agua es muy

importante el control de los tratamientos: anticorrosivo, biocida y antiescala, a

fin de evitar problemas en la calidad del agua en la salida de la planta como

consecuencia de la precipitación de carbonatos, productos sólidos debido a

corrosión interna o de acción bacteriana.

Dar seguimiento al programa de monitoreo y plan de mantenimiento a fin de

controlar el proceso y prolongar la vida útil de la planta.

Es necesario realizar periódicamente un análisis físico químico del agua de

formación de los tanques de lavado, antes de que ésta ingrese a la planta de

- 205 -

tratamiento, en la succión y en la descarga de las bombas, de tal manera de que

los sistemas de reinyección dispongan de información oportuna para aplicar los

correctivos necesarios que ayudarán a mantener y a mejorar la calidad del agua.

Esto permitirá, optimizar los químicos y mantener bajo control los caudales y

presiones de reinyección.

Para evitar la oxidación del agua es indispensable implementar el sistema de gas

blanket, ya que disminuye la turbidez del agua e impide daños a los sistemas de

reinyección.

Se recomienda instalar filtros atmosféricos, para evitar el arrastre de sólidos de

un tanque a otro, disminuyendo la turbidez del agua.

Revisar el tratamiento químico aplicado, y de ser posible aplicar una prueba de

jarras que permita evaluar otros coagulantes y floculantes que produzcan

flóculos grandes y pesados, disminuyendo la dificultad del manejo de sólidos.

Se debe verificar la calidad de todos los químicos que se inyectan desde los bulk

tanks semanalmente, midiendo su dosificación, la gravedad específica y la

viscosidad, para garantizar un adecuado tratamiento químico.

- 206 -

BIBLIOGRAFÍA

1. ALMEIDA T; (1992), Estudio regional de la Formación Tiyuyacu, Tesis de

grado (UCE).

2. APPLIED WATER TECHNOLOGY .Dr. Charles C. Patton, Second Edition,

(1995),

3. AUCANCELA L, BEDÓN M, (2005), Análisis y evaluación de la Formación

Tiyuyacu como receptor de agua de formación en el bloque 16, Tesis de grado

(UCE).

4. GLOSARIO DE LA INDUSTRIA PETROLERA”.The petroleum publishing

company. Tulsa, Oklahoma, “

5. NACE. Manual Tratamiento Químico del Agua. 2003. Pp. 25 – 49.

6. STANDARD METHODS. Métodos estandarizados para aguas de desechos:

17a. ed. México: Díaz de santos, sf. pp. 2540-2543.

7. VALENCIA, J. Teoría y práctica de la purificación del agua: 3a. ed. México:

McGraw Hill, 2000. v.1. pp. 126.

- 207 -

ANEXOS

- 208 -

ANEXO I

PROPIEDADES FÍSICAS DE ELEMENTOS Y COMPUESTOS INORGÁNICOS

- 209 -

ANEXO II

QUIMIFLOC 922 (FLOCULANTE)

DESCRIPCIÓN

El QUIMIFLOC 922 es un polímero acuoso líquido polianiónico.

APLICACIÓN

El QUIMIFLOC 922 está formulado para usarlo como un clarificante / demulsificante reverso para ser empleado en unidades de flotación por aire disuelto, para resolver y clarificar las emulsiones de crudo en agua que resultan después de la demulsificación de crudo de áreas petroleras. También puede ser usado para mejorar el comportamiento de los filtros, la flotación y los tanques de reposo para clarificación de agua o desechos para otras corrientes de efluentes.

El QUIMIFLOC 922 se dosifica usualmente entre hasta 30 ppm dependiendo de los factores físicos de la clarificación o de las unidades de flotación. En los sistemas WEMCO o similares, lo normal es de 10 a 50 ppm. La dilución acuosa del producto antes de la inyección en líneas de alta turbulencia puede mejorar su comportamiento.

PROPIEDADES

APARIENCIA Líquido Amarillo a Ambar

GRAVEDAD ESPECÍFICA 1.04 - 1,06

VISCOSIDAD DINAMICA 10000 mPas @ 20°c

PH 5,0 - 7,0

PUNTO DE INFLAMACIÓN N.A.

- 210 -

MANEJO

El QUIMIFLOC 922 no es considerado un material peligroso, pero aún así debe manejarse con cuidado. Puede ser irritante de la piel y los ojos. Deben usarse siempre delantales, lentes, guantes y botas de seguridad. Si ocurre contacto con la piel y los ojos, lave con abundante agua. Si persiste la irritación, busque atención médica

- 211 -

ANEXO III

QUIMIFLOC 757 (COAGULANTE)

DESCRIPCIÓN El producto QUIMIFLOC 757 es una mezcla de polímero inorgánico con un polímero orgánico catiónico, con gran concentración de cargas para facilitar el proceso de desestabilización de sólidos presentes en el agua.

APLICACIÓN

El producto QUIMIFLOC 757 se emplea en procesos de clarificación de aguas superficiales con alta concentración de hierro, subterránea, residual y sistemas de producción petrolera.

PROPIEDADES

Apariencia Líquido ligeramente turbio

Gravedad Específica 1.20 – 1.30

Viscosidad Brookfield (LV2, 30 rpm): 65 – 100 Cp

Solubilidad en agua Completamente soluble

PH 2.5 – 3.5

MANEJO

Se deberá evitar el contacto con la piel o los ojos. En caso producirse contacto con la piel, el área deberá ser lavada con abundante agua. Si se produce contacto con los ojos, estos deberán enjuagarse con abundante agua durante un período mínimo de 15 minutos y se deberá solicitar asistencia médica en caso de persistente irritación.

DISPONIBILIDAD

El producto QUIMIFLOC 757 se encuentra disponible en tambores de 55 Galones y Bulk tank de 330 Galones.

- 212 -

ANEXO IV

PLAN DE MANTENIMIENTO

Tanque Desnatador TK-1:

1. Chequeo del Sistema Gas Blanket: se requiere realizar un chequeo del sistema

de gas blanket como válvulas de control de volumen de gas que ingresa y que se

desplaza del tanque a las líneas de venteo, equipos de control de presión de

operación y válvulas de alivio (presión-vació).

2. Evacuación de Sólidos: la depositación de sólidos representa un 5 % que

corresponde a 4,99 Kg/día por lo que el drenaje se realizara cada dos semanas.

3. Drenaje de Crudo: una vez separado el crudo del agua, se envía al Tanque de

lavado (Wash Tank) cada mes.

4. Limpieza Total: a través del manhole que permite el acceso del personal al

tanque se realizar la limpieza total cada dos años, a fin de efectuar un nuevo

recubrimiento de la estructura interna y dar mantenimiento al sistema de

protección catódica por corriente impresa para proteger contra la corrosión.

Previa desgasificaciòn del Tanque.

Para by pass del TK-1 se debe cerrar la válvula de compuerta VC-2, la válvula

con actuador eléctrico VA-9 y abrir la válvula VA-1.

Tanque Clarificador TK-2:




operación y válvulas de alivio presión-vació.

2. Evacuación de Sólidos: los sólidos que se acumulan en este tanque representan

el 20 % correspondiente al 19,96 Kg/día por lo que el drenaje se realizara cada

cuatro días.

- 213 -






Para by pass del TK-2 se debe cerrar las válvulas con actuador eléctrico VA-1,

VA-7 la y abrir las válvulas VA-9, VA-8, VA-2.

Tanque Sedimentador TK-3:




operación y válvulas de alivio presión-vació.

2. Evacuación de Sólidos: los sólidos que se depositan en este tanque representan

el 75 % correspondiente al 74,87 Kg/día por lo que el drenaje se realizara cada

dos días debido al incremento de sólidos decantados.






Para by pass del TK-3 se debe cerrar las válvulas con actuador eléctrico VA-2, VA-4,

VA-5 y abrir las válvulas VA-8, VA-7, VA-6, VA-3.

Nota:

El Tanque de 300 BLS, se utilizara para bypassear el tanque sedimentador en

caso de que la turbidez salga fuera de parámetros.

- 214 -

Tanque de Agua Tratada TK-4:


de gas blanket como válvulas de control de gas y accesos de venteo.

2. Evacuación de Sólidos: los sólidos en suspensión luego del proceso de

clarificación es de 3 ppm que corresponde al 37,9 Kg/día de lo cual el 5 % (1,89

Kg/día) se depositan en este tanque, y el 36,01 Kg/día se envían a las zonas

receptoras (Orteguaza y Tiyuyacu).

3. Limpieza Total: se requiere hacer una limpieza total cada dos años, a fin de

realizar un nuevo recubrimiento de la estructura interna y cambios de ánodos de

sacrificio (protección catódica por corriente impresa) para proteger contra la

corrosión.


Para by pass del TK-4 se debe cerrar la válvula con actuador eléctrico VA-2,

VA-4, VA-5 y abrir la válvula VA-8, VA-7, VA-6, VA-3.

Turbidímetro en línea Tb:

1. Revisión y limpieza: esta actividad se realizará cada 6 horas para garantizar que

la muestra tomada para el análisis de turbidez sea confiable.

La limpieza del lente del turbidímetro se realiza con agua destilada.

Tuberías:

En el sistema de tuberías se encuentran uniones vitaulicas con la finalidad de desarmar

las tuberías y facilitar la operación de limpieza.

1. Limpieza: se realizará cada 6 meses para evitar la acumulación de sólidos ya que

estos reducen el diámetro de las tuberías dificultando el paso del agua.

- 215 -

Luego de cada operación de limpieza con el raspador, es necesario un

tratamiento tipo bach con detergente y biocida en concentración de 200 a 300

ppm, esto ayudará a mantener internamente limpias las líneas y remover las

bacterias sulfatoreductoras que se encuentran adheridas en las paredes de la

tubería.

Válvulas:

1. Revisión: cada dos meses, para verificar que no exista ninguna falla en su

funcionamiento y de ser necesario se procederá a cambiar de dispositivo.

2. Engrasado: cada tres meses para facilitar el accionamiento manual.

Bombas:

1. Revisión: cada dos meses, para verificar que no exista ninguna falla en su

funcionamiento y de ser necesario se procederá a cambiar de dispositivo.

2. Limpieza: cada tres meses.

3. Lubricado: luego de cada limpieza se procede a lubricar las bombas cada tres

meses para garantizar su óptimo funcionamiento.

Sensores o Transmisores de Nivel:

1. Limpieza y Verificación: al segundo mes.

2. Comprobación y Recalibración: al tercer mes.

3. Limpieza: al quinto mes.

4. Comprobación y Recalibración: al sexto mes.

5. Limpieza: al octavo mes.

6. Comprobación y Recalibración: al décimo mes.

7. Revisión Completa: al año.

Panel de control o controlador lógico programable PLC:

1. Mantenimiento: cada tres meses.

- 216 -

NOTA: En caso de presentarse una falla en el funcionamiento interno del PLC y

requiera una revisión interna del equipo contáctese con el distribuidor.

- 217 -

ANEXO V

POZOS REINYECTORES

POZO ARENA INTERVALOS PIES PROFUNDIDAD

CIBP PUNZONADOS PERFORADOS

SSF-RW-1

TIYUYACU

7156'-7170' 7180'-7288' 7298'-7406' 7420'-7466'

276 COTD: 7700'

SSF-RW-2

TIYUYACU

7168'-7210' 7222'-7260' 7268'-7396' 7400'-7514'

322 COTD:7783'

SSF-5 TIYUYACU

7130'-7180' 7190'-7220' 7260'-7370' 7390'-7420'

220 7504'

SSF-13 TIYUYACU + + HOLLIN

7110'-7250' 7280'-7430' 9236'-9277' 9420-9540'

451 COLLAR FLOTADOR: 9589'

SSF-20 A

TIYUYACU 7140'-7240' 7260'-7440'

280 RETENEDOR: 8190'

SSF-21 TIYUYACU

7094'-7160' 7175'-7214' 7232'-7288' 7297'-7428'

292 7885'

SSF-25 TIYUYACU

7190'-7220' 7250'-7290' 7300'-7400' 7425'-7470'

215 8000'

SSF-33 TIYUYACU 7255'-7465' 7472'-7550'

288 8620'

SSF-38 ORTEGUAZA

5386'-5412' 5428-5438' 5472'-5500' 5572'-5604' 5625'-5630' 5648'-5665'

118 5900'

- 218 -

CONTINUACIÓN

SSF-47 TIYUYACU

7160'-7190' 7210'-7380' 7395'-7450' 7465'-7500'

290 7700'

SSF-50 TIYUYACU 7500'-7640' 140 7690'

SSF-58 TIYUYACU 7210'-7340' 7375'-7450' 7475'-7570'

300 7590'

SSF-93 TIYUYACU

7110'-7130' 7144'-7176' 7190'-7286' 7286'-7300' 7306'-7318' 7323'-7375' 7386'-7410'

250 COTD:7441'

AGU-04 TIYUYACU 7380'-7540' 160 8900'

AGU-06 T 9460'-9474' 9482'-9522' 9530'-9545'

69 COLLAR FLOTADOR: 9550''

POZO ARENA

PRUEBA DE RATAS MULTIPLES

OBSERVACIÓN

FECHA BIPD PRESIÓN

SSF-RW-1

TIYUYACU 02-abr-07 8928 1880

PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO EN COMPLETACIÓN INICIAL

- 219 -

CONTINUACIÓN

SSF-RW-2

TIYUYACU 01-abr-07 7981 1650

PRUEBA CON SISTEMA DESPUÉS DE LIMPIEZA A LA FORMACIÓN

SSF-5 TIYUYACU 25-feb-07 7488 1700

PRUEBA CON SISTEMA DESPUÉS DE LIMPIEZA A LA FORMACIÓN

SSF-13 TIYUYACU + + HOLLIN

18-mar-07

7344 1800

PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO EN CONTROL COLCHÓN DE AGUA

SSF-20 A TIYUYACU 23-nov-06

6912 1800

PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO EN W.O. Nº 26

SSF-21 TIYUYACU 30-oct-07 7920 1750


SSF-25 TIYUYACU 23-dic-07 10512 1760

PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO EN CONTROL COLCHON DE AGUA

SSF-33 TIYUYACU 08-mar-07

18720 1700

PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO EN CONTROL COLCHON DE AGUA

SSF-38 ORTEGUAZA29-nov-07

5760 1700


SSF-47 TIYUYACU 03-sep-07 8640 1700


- 220 -

CONTINUACIÓN

SSF-50 TIYUYACU 24-feb-06 6877 1920

PRUEBA CON SISTEMA DESPUES DE LIMPIEZA A LA FORMACIÓN

SSF-58 TIYUYACU 20-may-07

12240 1700

PRUEBA CON SISTEMA DESPUES DE LIMPIEZA A LA FORMACIÓN

AGU-04 TIYUYACU 4765 2000

PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO DESPUES DE LIMPIEZA A LA FORMACIÓN

AGU-06 T 18-nov-07

6624 1700

PRUEBA CON UNIDAD DE BOMBEO DESPUES DE LIMPIEZA A LA FORMACIÓN

- 221 -

ANEXO VI

PROGRAMA DE MONITOREO

Salida Tanque de lavado TK-0

1. Análisis Físico-Químico del agua de formación: cada quince días.

2. Cultivo de Bacterias: cada semana.

3. Sólidos Totales Suspendidos: cada día.

4. Sulfuro de hidrógeno en agua: cada día.

5. Residual de aceite en agua: cada día.

6. Control de dosis de químicos: seis veces al día.

Salida Tanque Clarificador TK-2 y Tanque Sedimentador TK-3

1. Análisis de turbidez: cada hora.

Las opciones de operaciones basándose en resultados del análisis son las siguientes:

S i la turbidez de salida del tanque sedimentador TK-3 supera los 5 NTU

entonces se debe recircular el producto al tanque de almacenamiento provisional

TK- 5 mediante cierre de las válvulas con accionador eléctrico de VA-3, VA-4,

VA-6, VA-7, VA-8 y apertura de las válvulas VA-5,VA-1.

S i la turbidez de salida del TK-3 es menor o igual 5 NTU entonces se procede a

almacenar el agua en el tanque de agua tratada TK-4 mediante apertura de la

válvula de mariposa con accionador eléctrico VA-3.

2. Control de dosis de químicos: seis veces al día.

Salida Tanque Agua Tratada TK-4

1. Análisis Físico-Químico del agua de formación: cada semana.


- 222 -

3. Sulfuro de hidrógeno en agua: cada día.

Tuberías a Pozos Reinyectores

1. Instalación y monitoreo mediante el uso de Cupones de corrosión: cada mes

2. Instalación y monitoreo mediante el uso de Cupones de escala: cada semana.

3. Monitoreo mediante el uso de probetas de polarización lineal: cada día.

Cabeza Pozo Reinyector

1. Análisis Físico-Químico del agua de formación: cada semana.

2. Cultivo de Bacterias: cada quince días.


Manejo del sistema de control

Para ingreso y modificación de parámetros del sistema se debe tener autorización del

administrador del sistema ya que estos valores están previamente cargados en el PLC.

El PLC dispone de una pantalla de presentación local la cual tiene la siguiente

disposición:

Pantalla de presentación.

Al inicio aparece la pantalla de presentación del sistema, esto se mantiene por 5 minutos

y luego cambia a la presentación de funcionamiento del sistema.

Si no está activado aparece el mensaje “PLC fuera de Operación”.

Si se ha activado y hay funcionamiento normal habrá el mensaje “Operación

Normal”.

Si se ha activado y se ha detectado señal de alarma, habrá mensaje “Alarma”.

Señales de alarma.

- 223 -

El PLC dispone de los siguientes eventos como riesgo para el funcionamiento del

sistema:

5 mín. Nivel mínimo de TK-1 no alcanzado

6 máx. Nivel máximo de TK-1 sobrepasado

5,5 máx. Nivel máximo de TK-4 sobrepasado

5,1 mín. Nivel mínimo de TK-4 no alcanzado

5,1 NTU Nivel de turbidez máximo sobrepasado

Señales de cambios dinámicos de válvulas.

Los estándares que se mostrarán en la pantalla de todas las válvulas con sus cambios

dinámicos tendrán asociados cambios de color:

Rojo = Abierto

Verde = Cerrado

REQUERIMIENTO DE PERSONAL

Nº CARGO OCASIONAL PERMANENTE TURNOS

2 Mecánicos 8 - 6

3 Operadores-Instrumentistas 14 - 7

1 Ingeniero Electrónico cada 6 meses

1 Electricista cada 3 meses

2 Obreros 8 - 6

1 Cuadrilla cada 6 meses

2 Ingenieros Químicos 14 - 14

2 Laboratoristas 14 - 14

- 224 -

NOTA: En el caso de los 2 mecánicos uno de ellos se encuentra de turno y el otro está

de descanso cumpliendo turnos de 8 días de trabajo y 6 días de descanso, mientras que

los 3 Operadores –Instrumentistas cumplen un horario de trabajo de 14 días y 7 días de

descanso; uno de ellos se encuentra de turno por el dia, el otro entra de turno por la

noche y el tercero esta de descanso. Los Ingenieros Químicos y Laboratoristas trabajan

14 días y descansan 14 días.

- 225 -

ANEXO VI

DIAGRAMA DE MOODY

226

ANEXO VII

DUREZA TOTAL MÉTODO HACH* 14399-01

FUNDAMENTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO CÁLCULOS

La dureza total

mide la

capacidad del

agua para

consumir jabón.

Las aguas duras

son usualmente

menos

corrosivas que

las blandas.

Contienen sales

de calcio y

magnesio que

están disueltos

generalmente en

forma de

carbonatos que

por

calentamiento

pueden formar

bicarbonatos

que son la causa

de incrustación

en los sistemas

de transporte de

agua.

- Titulador

digital.

- Probeta de

100mL.

- Pipeta de

1mL.

- Vaso de

precipitación

de 250mL.

- Agitador

magnético.

- Magnetor

-Solución

Tapón

hardness-1.

- Maver-2.

- Agua

destilada.

- Solución

EDTA (ácido

etilen

diamino

Tetracético).

- Tomar 1mL de la

muestra de agua

problema y aforar

con agua destilada

hasta 100mL.

-Vierta en el vaso

de precipitación.

- Añada una

solución tapón

Hardnees-1 y unas

gotas del indicador

maver-2.

- Titular con

EDTA, hasta que

cambie el color de

rojo a azul púrpura.

Dígitos * #

Dilución

ANEXO VIII

Alcalinidad total

MÉTODO HACH* 14389-01


La alcalinidad de una agua

es la capacidad para

neutralizar los ácidos y

constituye la suma de todas

las bases titulables. El valor

medido puede variar

significativamente con el

pH. Es una medida de una

propiedad agregada del

agua. Depende del

contenido de carbonatos,

bicarbonatos e hidróxidos

por los que se puede tomar

como una medida directa de

la concentración de estos

componentes.

-Titulador digital.

- Probeta de

100mL.

- Pipeta de 1mL.

- Vaso de

precitación

de 250mL.

- Agitador

magnético.

- Magnetor.

- Bromocresol-

Green.

- Acido Sulfúrico

1,6 N.

- Agua destilada.

- Realzar la dilución de 1mL de

agua producida en 100mL de

agua destilada en 1 probeta.

- Verter esta dilución a un vaso

de precipitación, este vaso

contiene un agitador magnético,

el cual servirá luego de colocar

la muestra en el magnetor para

agitar la dilución.

-Agregar el indicador

Bromocresool-Green y titular

con ácido sulfúrico hasta que

cambie de coloración.

- Leer la lectura del titulador.

Dígitos * #

Dilución

ANEXO IX

Cloruros



El cloruro en la forma

de iones Cl-, es uno de

los principales aniones

en el agua de formación.

Los mismos que pueden

encontrase en altas

concentraciones esto

depende de la formación

de la

Que procede.

- Titulador digital.

- Probeta de 100mL.

- Pipeta de 1mL.

- Vaso de

precipitación de

250mL.

- Agitador

magnético.

- Magnetor.

- Pizeta.

- Dicromato de

Potasio (cloride-2).

- Nitrato de plata

1,128 N.

- Agua destilada.

- Tomar 1mL. De la muestra

problema y aforar a 100mL

con agua destilada.

-Verter en un vaso de

precipitación donde se

encuentra un agitador

magnético.

- Colocar el vaso en el

magnetor para agitar la

solución.

- Agregar el indicador Chloride2

el cual dará una coloración

amarilla

Y titular con nitrato de plata

hasta cambio de color.

- Tomar lectura y multiplicar por

el factor de dilución y por 50.

Dígitos * 0,5 *#

Dilución

ANEXO X

Dureza cálcica



La dureza cálcica es

expresada como la

concentración de Ca,

como equivalentes de

CaCO3.

- Titulador digital.

- Probeta de 100mL.

- Pipeta de 1mL.

- Vaso de precipitación

de 250mL.

- Agitador magnético.

- Magnetor.

- Hidróxido de Potasio

8N.

- Indicador Calver-2.

- Solución de EDTA

- Agua destilada.

- Tomar 1ml de agua problema y

aforar con agua destilada a 100mL.

- Verter en un vaso de precipitación.

-Añadir 1 a 2 ml. De hidróxido de

potasio y 1 sobre del indicador calver-

2.

-Titular con EDTA hasta cambio de

color de rosa a lila.

-Leer la lectura del titulador y

multiplicar por el factor de dilución.

Dígitos * #

Dilución

ANEXO XI

Análisis de gases en agua

Determinación de CO2.

FUNDAMENTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO

El dióxido de carbono

disuelto

influye en el pH, la

corrosividad

Y la tendencia de escala

del agua.

- Kit de medición

Chemetrics

-Fenoltaleina

-Hidróxido de

sodio

- Colocar la muestra de agua en el recipiente del Kit.

- Poner una pastilla (Fenoltaleina) se titula con hidróxido

de sodio y esperamos que se derrita totalmente.

- Comparar colores en la tabla del Kit para determinar

resultados.

ANEXO XII

Determinación de O2.

FUNDAMENTO MATERIALES PROCEDIMIENTO

Contribuye a la Corrosividad del

agua.

Se utiliza el Kit de medición

Chemetrics, el cual consta de un set

de estándares colorimétricos para

comparación en un rango de 0 a 200

ppb y dispone además de ampollas

estériles con indicador específico

para que al contacto con oxígeno

disuelto en el agua, adquiera una

coloración rosada.

- Kit de medición Chemetrics

- Colector de agua

- Ampolla de prueba

-Colocar un colector de agua de aproximadamente 10 ml.

en el punto de muestreo, donde el agua circule libremente.

-Observar que no exista presencia de burbujas de aire.

-Se introduce la ampolla de prueba completamente sellada

en el colector y manteniéndolo sumergido.

-Se rompe el extremo inferior de la ampolla para que una

mínima cantidad de agua ingrese a la ampolla.

-Sacar inmediatamente manteniendo tapado el extremo

roto.

-Luego la colocamos dentro del tubo de comparación para

determinar por medio de colores la cantidad de oxigeno

presente en el agua expresada en ppb.

ANEXO XIII

Determinación de H2S


Incrementa la corrosividad. Este puede

presentarse naturalmente en el agua o

ser generado por la bacteria sulfato

reductora. Si un agua normalmente

fresca libre de H2S empieza a mostrar

indicios de H2S, esto indica que las

bacterias sulfato reductoras están

probablemente trabajando en alguna

parte del sistema corroyendo en la

pared de la tubería o tanque. El sulfuro

de hierro sería generado como un

producto de corrosión.

- Kit de medición

Chemetrics

-Colocar la muestra de agua en el recipiente del

Kit.

-Poner una pastilla (Alkaselser) que se

encuentra en el equipo y esperamos que se

derrita totalmente.

-Comparar colores en la tabla del Kit para

determinar resultados.

ANEXO XIV

Temperatura

ESTHÁNDARD METHODS 2550 B


La temperatura es la medida de la

intensidad del calor. La temperatura

nos dice cuánta energía calorífica

pose un cuerpo; los aparatos

utilizados para medir la temperatura

se denominan termómetros. Estos se

construyen de un material que tenga

la propiedad física de producir

variaciones predecibles con los

cambios de temperatura.

- Termómetro de 0 a 100 C.

- Vaso de precipitación de

250mL.

- En el vaso colocar la muestra

problema.

- Dar lectura directa.

ANEXO XV

Determinación de hierro

MÉTODO HACH* 2165

FUNDAMENTO MATERIAL

ES

REACTIVOS PROCEDIMIENTO CÁLCULOS

Es uno de constituyentes

inorgánicos que están presentes en

las aguas Naturales, comúnmente

se halla en pozos. El oxido de

tubos de hierro o acero. Pueden

también aumentar la concentración

de materiales disueltos, así como la

cantidad total de hierro. Hay una

norma secundaria para el hierro de

0,3mg/l basada en la decoloración

de lavandería y un sabor metálico

que empieza a notarse en el rango

de 0,1 a1, 0 ppm.

- HACH 2004.

- Pipeta de

1mL.

- Pizeta.

-Ferrover.

- Agua destilada

- Realizar la dilución de 1mL de

agua problema en 25mL de agua

destilada.

- En el equipo HACH

programamos en 2165 que

corresponde al programa de

cantidad de hierro.

- Encerar con la misma dilución

previamente realizada.

- Agregar el reactivo Ferrover a la

Dilución y colocar en el HACH para

proceder a tomar la lectura.

Lectura del HACH

*25

ANEXO XVI

Sulfatos

MÉTODO HACH* 3450

FUNDAMENTO MATERIALE

S

REACTIVO

S

PROCEDIMIENTO CÁLCULOS

Los sulfatos se encuentran ampliamente

distribuidos en la naturaleza y son

relativamente abundantes en las aguas

duras. En presencia de materia orgánica

ciertas bacterias pueden reducir el

sulfato a sulfuro; por esto, las aguas

intensamente contaminadas se deben

conservar a baja temperatura. El oxigeno

puede oxidar el sulfito a sulfato; a un

pH superior a 8.0, y para aquellas

muestras que tengan sulfito; se debe

ajustar el pH a un valor inferior a ese

nivel.

- HACH 2004.

- Pipeta de 1mL.

- Sulfaver-4

- Agua

destilada

- Realizar la dilución de 1mL

de agua problema en 25mL de

agua destilada.

- Programar el HACH en

3450 para medir sulfatos.

- Encerar el HACH con la

dilución.

- A la dilución agregar

sulfaver-4.

- Colocar en el HACH y tomar

la lectura

Lectura del HACH

*25

ANEXO XVII

Cálculos complementarios

Determinación de Dureza magnésica, Calcio (Ca++), Magnesio (Mg++), Carbonatos

DUREZA MAGNÉSICA

(DM) CALCIO (Ca++) MAGNESIO (Mg++) CARBONATOS (C)

DM = DT - DC

DT = Dureza Total

DC = Dureza Cálcica

Es el de mayor

importancia porque es

fácilmente combinable con

iones carbonatos o

Sulfatos y precipitados

para formar escala.

Ca++=DC*PM (Ca)

DC = Dureza Cálcica

PM (Ca) = Peso Molecular

del Calcio (0.4)

En concentraciones mucho más

bajas que el calcio, el problema

restante es el mismo, los iones

Magnesio se combinan con

iones Carbonatos para dar

problema de escala. Carbonato

de Magnesio no está usualmente

presente como un problema.

Mg++ = DM* PM (Mg)

DM = Dureza Magnésica

PM (Mg) = Peso Molecular del

Magnesio (0.24)

Son importantes porque

ellos pueden formar

escalas insolubles.

C= AT* 1.22

AT = Alcalinidad Total

ANEXO XVIII

Potencial de hidrógeno pH

SATHANDARD METHODS 4500-HB


Es el parámetro que nos indica si el

agua es alcalina o ácida, en un

escala numérica de 1 a 14. Si el

agua es ácida, el pH es menor que

7. Si el pH es igual a 7 entonces el

agua es neutra. El rango de pH de

las aguas naturales (no tratadas) se

encuentra entre 4 y 9.

- PH metro digital.

- Un vaso de

precipitación de 250mL.

-Soluciones buffer

pH 4 y pH 7 y pH10.

- Verificar que el aparato este

calibrado mediante la utilización de

las soluciones buffer (el siguiente

orden 4; 7 y10 de pH) las mismas que

se encargan de realizar pequeños

cambios de su potencial de estado y

mantener a este.

- Colocar el electrodo dentro del vaso.

- Leer directamente en el aparato

medidor.

ANEXO XIX

Turbidez



Toda impureza soluble finamente dividida,

cualquiera que sea su naturaleza, que pueda

ser suspendida en el agua para reinyección

y disminuir su claridad se le conoce como

turbidez. Estas impurezas pueden ser de

origen inorgánicas tales como las arcillas,

limos, carbonatos de calcio, sílice,

hidróxido férrico, azufre, etc. O pueden ser

de naturaleza orgánica tales como materia

vegetal finamente dividida, aceites, grasas,

microorganismos.

- Turbidímetro del

Model HACH

Chemical Company.

- Pizeta.

- Tubo de Ensayo.

- Agua Problema - Colocar en un tubo de ensayo agua

de formación a cualquier medida.

- Colocar la muestra de agua en la

celda del Turbidímetro.

- El aparato tiene diferentes escalas

(0-1, 0-10, 0-100 NTU) que se

tienen que regular de acuerdo a la

escala que permita la lectura.

ANEXO XX

Sólidos totales

STANDARD METHODS 2540-B

CONCEPTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO

El total de los sólidos es

la cantidad de materia

disuelta en un volumen

dado de agua. Se puede

calcular tomando la suma

de las concentraciones de

todos los cationes y

aniones indicados en la

parte del análisis del

agua o puede también ser

medida evaporando una

muestra de agua para

secarla y posteriormente

pesar sus residuos.

- Filtro de

membrana

- Bomba de vacío.

- Membrana de 0.45

µm.

- Balanza analítica.

- Vaso de

Precipitado de

250mL.

- Estufa.

- Desecador

- Agua

destilada

- Procedemos a pesar la membrana de 0,45μm.

- Colocamos 250mL. De muestra problema en un vaso de

precipitado.

- Colocamos la membrana ya pesada (P1) en el filtro; cerramos y

con ayuda del aire a presión de 20 psi, hacemos pasar el agua por

la membrana.

- Procedemos a lavar con agua destilada hasta que la cantidad de

cloruros sea cero pues si no estaremos evaluando los cloruros.

- Una vez que se haya pasado agua destilada por la membrana

sacamos y ponemos a secar en la estufa durante 30min a una

temperatura de 35 a 40 C.

- Una vez seca y lego de estar en el desecador hasta que se haya

enfriado pesamos P2. La diferencia de P1-P2 nos darán la

cantidad de sólidos totales.

ANEXO XXI

Prueba de jarras (dosis óptima coagulante-floculante)

NORMA NACE ID

CONCEPTO MATERIALES REACTIVOS PROCEDIMIENTO

El objetivo de este ensayo es poder

determinar la dosis de coagulante y

floculante para producir la más rápida

desestabilización de las partículas

coloidales en la planta, formando un

floc. Pesado y compacto que quede

fácilmente retenido en los

sedimentadores y no se filtre al pasar

por el filtro.

-Aparato de

Prueba de Jarras.

- pHmetro

- Turbidímetro.

- Materiales para

Alcalinidad.

-Polielectrolítico

Aniónico.

- Determinar la Temperatura de la muestra problema,

color, Turbidez, pH y la alcalinidad.

-Añadir los coagulantes al agua de las dosis progresivas en

cada vaso de precipitado.

- Proceder a realizar una mezcla completa girando las

paletas a 120rpm, muy semejante a la que s obtiene en un

resalto Hidráulico.

- Se disminuye la velocidad de rotación de las paletas a 30

rpm y se deja Flocular el agua durante 15 min o el tiempo

teórico de detención que exista en la planta y se deja

sedimentar.

- Determinar la rapidez y el tiempo de formación del Floc.

- Determinar el color, Turbidez, pH, y el porcentaje de

eficiencia en base a la Turbidez

ANEXO XXII

Análisis biológico

Es muy importante detectar cualquier tipo de desarrollo biológico, ya que un alto contenido de bacterias favorece a la corrosión

de los metales y su taponamiento.

IDENTIFICACIÓN DE SULFATO REDUCTORAS (KILL TEST) NORMA API-RP-48


En el agua de

reinyección es

necesario detectar

cualquier tipo de

desarrollo biológico,

debido a que un alto

contenido de bacterias

contribuye a la alta

corrosión de los

metales y el

taponamiento de la

cara de la arena en los

pozos de reinyección.

- Botellas API para

cultivo.

-5 Jeringas

esterilizadas de

1ml.

- Estufa.

- Agua De

Formación

- Empaquetar 5 botellas API para cultivo y enumerarlas del 1 al 5.

- Obtener una muestra problema representativo.

- Utilizar una jeringa esterilizada, extraer 1mL de la muestra de agua problema e inyectar dentro de la primera botella. Agitar minuciosamente.

- Empleando una nueva jeringa, extraer 1mL desde la primera botella e inyectar dentro de la segunda botella, agitar.

- Repetir el paso 3 y 4 hasta que todas las botellas sean inoculadas.

- Agitar todas las botellas juntas, etiquetar apropiadamente, indicando la fecha y el lugar de muestreo.

- Incubar las botellas a 38 C (100 F).

- Analizar diariamente las precipitaciones negruzcas en las botellas.

- Al final de los 20 días, contar el número de botellas que se encuentran pintadas de tonalidades obscuras.

- Finalmente estimar el número de bacterias presentes.

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