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Escuela de Petróleo – Módulo O.T.A. (Obtención y Tratamiento de Agua)

INSTALACIONES DE SUPERFICIE INTRODUCCION En el mundo, el petróleo y el gas o derivados, en estado gaseoso o líquido, contribuyen con el 60% de la energía utilizada en transporte, industrias, comercios o residencial, un porcentaje que en Estados Unidos de América alcanza al 62% (en 1998) y en Argentina llega al 88%. Las compañías petroleras producen tanto petróleo como gas, dado que los yacimientos pueden ser predominantemente productores de uno u otro hidrocarburo, aunque ambos surgen en general conjuntamente. La Argentina es hoy, juntamente con EEUU, Gran Bretaña, Canadá y Australia, uno de los cinco países en el mundo que tienen una industria petrolera y gasífera totalmente privada y abierta al juego de los mercados, donde tanto los locales como los extranjeros pueden competir en igualdad de condiciones. Hoy en la Argentina existen 37 operadores de producción y 80 concesiones de exploración. El transporte de petróleo desde los yacimientos hasta las refinerías se realiza por medio barco desde Tierra del Fuego, Golfo San Jorge y Bahía Blanca, o por oleoductos: Bahía Blanca – Buenos Aires, Neuquén – Bahía Blanca y Neuquén – Mendoza. Para que exista un yacimiento de petróleo o gas deben existir las siguientes condiciones y factores: cuenca, roca generadora, migración, reservorio, sello y trampa. Una breve descripción de estos elementos comprende: 1. La existencia de una cuenca sedimentaria es quizá la primera condición que debe cumplirse para la existencia de un yacimiento de hidrocarburos. Una cuenca sedimentaria es una cubeta rellena de sedimentos, únicas rocas donde se pueden generar los hidrocarburos y donde en general se acumulan (hay excepciones de rocas graníticas). 2

El tamaño de estas cubetas puede variar de decenas de miles de Km , mientras que el espesor es en general de miles de metros (hasta 6000 ó 7000). Estas cubetas sedimentarias se encuentran rodeadas por zonas llamadas de basamento, es decir formadas por rocas viejas y duras donde no se depositaron sedimentos. Ejemplos de cuencas en Argentina son las del Golfo San Jorge, la Neuquina, la Cuyana, la del Noroeste y la Austral.

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2. La teoría del origen orgánico del petróleo y del gas, es actualmente la más avalada. Según ella, durante millones de años las sustancias orgánicas provenientes de restos de animales y vegetales tales como plancton, algas, corales y aún algunos tipos de ostras y peces, fueron quedando incorporados al fango del fondo de los mares y lagos donde esos organismos vivían. Normalmente a esa profundidad no hay oxígeno, por lo cual la materia orgánica se preserva. Estos sedimentos del fondo, en general arcillosos, constituyeron lo que luego sería la roca generadora de petróleo. Esta roca es a su vez posteriormente cubierta por otros sedimentos, y así va quedando enterrada a profundidad cada vez mayor, sometida a presiones y temperaturas más altas de las que había cuando se depositó. La generación de petróleo se produce como en una cocina. Cuando la roca generadora se calienta, la materia orgánica se va transformando y descomponiendo hasta llegar a los compuestos orgánicos más simples, que son los hidrocarburos. Para que todo este proceso tenga lugar es necesario que transcurra mucho tiempo (millones de años). Por eso se dice que el petróleo es un recurso no renovable, pues el tiempo que tarda en formarse es enorme comparado con la duración de la civilización humana. Al estar en profundidad, la roca generadora está sometida a presión, lo que hace que poco a poco el petróleo o gas generado vayan siendo expulsados de la roca (del mismo modo que al apretar un trapo húmedo). Ese petróleo comienza a moverse a través de pequeñas fisuras o por el espacio que hay entre los granos de arena de las rocas vecinas, empujando parte del agua que suele estar ocupando esos espacios. Como el petróleo y el gas son más livianos que el agua, en general se mueven hacia arriba, desplazando al agua hacia abajo. El proceso durante el cual el petróleo y el gas pueden llegar a viajar grandes distancias (hasta cientos de kilómetros) se llama “migración”.De este modo el petróleo llega a veces a la superficie de la tierra, formando manantiales como los que se pueden ver en el sur de la provincia de Mendoza, y también en Neuquén, Salta y Jujuy. La mayoría de las veces los hidrocarburos no pueden alcanzar la superficie pues se encuentran con una barrera que les impide avanzar. De este modo empiezan a acumularse en un lugar bajo el suelo, dando origen a un yacimiento. La barrera que impide que el hidrocarburo siga subiendo es, por lo general, un manto de roca impermeable al que se denomina sello. El sello está compuesto, por lo general de arcillas, pero también pueden ser rocas impermeables de otra naturaleza, tales como mantos de sal, yeso, o incluso rocas volcánicas.

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3. No es cierta la idea generalizada que el petróleo se encuentra bajo la tierra en grandes “cavernas” o “bolsones”. En realidad el petróleo se encuentra “embebido” en cierto tipo de rocas, a las que se denomina reservorios. Un reservorio es una roca que tiene espacios vacíos dentro de sí, denominados poros, que son capaces de contener petróleo o gas del mismo modo que una esponja contiene agua. La capacidad de los poros son los espacios que hay entre los granos. La capacidad de los poros de contener distintos tipos de fluidos puede observarse en cualquier playa, donde es fácil distinguir entre la arena “seca” y la arena “mojada”. Esta última tiene sus poros llenos (saturados) de agua, mientras que en la arena “seca” están llenos de aire. En un yacimiento, los poros del reservorio están saturados con petróleo o gas.

4. Para que se forme un yacimiento hace falta algo que permita que el petróleo se concentre en un lugar, evitando el “derrame” hacia los costados. Este elemento se llama trampa. Las trampas pueden estar dadas por rocas impermeables ubicadas a los lados del reservorio; un ejemplo de esto es un cuerpo de arena (reservorio) totalmente rodeado de arcilla (sello y trampa): es llamada trampa estratigráfica. La trampa también puede ser producto de una deformación de las rocas: es posible que se forme un pliegue de modo tal que hacia todos los costados tanto el reservorio como el sello vayan bajando (formando una taza invertida), lo que evita que el petróleo migre hacia los lados. Esto es lo que se denomina trampa estructural. En estos cuatro puntos se ha realizado una descripción de las condiciones necesarias para la existencia de un yacimiento de petróleo o gas.

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Una vez que el yacimiento es puesto en marcha, el petróleo, junto con el gas y el agua asociados, son conducidos desde cada uno de los pozos por cañerías enterradas de acero o PVC reforzado (PRFV o ERFV) con fibra de vidrio hasta baterías o estaciones colectoras. Estas estaciones colectoras o baterías de tanques, reciben la producción de un número determinado de pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación de los diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los casos necesarios, de cada pozo en particular. Estas estaciones colectoras o baterías de tanques, reciben la producción de un número determinado de pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación de los diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los casos necesarios, de cada pozo en particular. También se puede, en el caso de petróleos viscosos, efectuar su calentamiento para facilitar su bombeo a las plantas de tratamiento. Las plantas de tratamiento de petróleo son el paso previo antes que el petróleo sea enviado a las refinerías. En estas plantas se acondiciona el petróleo para sacarle el agua, sedimentos y sales, en cantidades tal que pueda ser aceptado por las refinerías. Se utilizan en el tratamiento del petróleo medios físicos y químicos en equipamientos como desaladores, separadores de gas / petróleo, calentadores, tanques de lavado, etc. Se utilizan gran cantidad de bombas centrífugas y de pistón para mover los fluidos de un equipamiento a otro. El agua salada (proveniente de la formación productiva) es acondicionada (eliminación de sólidos, petróleo, agregado de bactericida, etc.) para ser utilizada en recuperación secundaria de petróleo o inyectada en pozos sumideros, para evitar la acumulación de la misma en superficie. La recuperación secundaria es un proceso utilizado para mejorar los valores de recuperación de petróleo, al mantener la presión de la formación productiva o desplazar volúmenes adicionales de petróleo, mediante la inyección de agua en pozos inyectores, especialmente equipados para esta función. Con este proceso, se asiste o ayuda, a la producción primaria, que es la que utiliza la energía original de la formación productiva para llevar el petróleo a superficie. METODOS DE SEPARACION DE FASES EN ESTACIONES CONVENCIONALES El crudo que viene de los pozos de petróleo, y llega a la estación a través del manifold (colector) de entrada, está generalmente compuesto por tres fases: • Una emulsión de petróleo y agua • Agua libre • Gas En algunos casos, toda la producción de los pozos que arriban al manifold, se envía a un Separador General, donde se separan gas y líquido. El gas se envía a un sistema de deshidratación y endulzamiento si es necesario, para luego ser inyectado a la red de gasoducto, o ser utilizado en la Hoja 4 Realizado por MARTIN A. PEJCICH – JUAN FACUNDO NIZIEWIZ

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misma estación como gas de servicio. El líquido (agua-petróleo) se almacena en tanques, y luego se inyecta en oleoductos mediante bombas y calentamiento. En las estaciones puede llevarse a cabo una primera separación agua - petróleo, en donde los líquidos provenientes del Separador General, se envían al Tanque Cortador. En este, se realiza la separación entre el petróleo y el agua. Cada fase líquida se almacena y bombea a su respectivo destino final. Otra opción, para la separación de las fases, es utilizar un único equipo: un Free Water Knock Out (FWKO). Este es un separador horizontal diseñado a presión, en el cual se separan gas, agua y petróleo.

METODOS DE ENSAYO TRADICIONALES EN LAS ESTACIONES Históricamente se ha realizado el testeo de pozos empleando separadores de control bifásicos, en los que se separa el gas por un lado y los líquidos por otro. El gas se mide usualmente a través de placa orificio y el líquido (agua-petróleo) se colecta en una bota que opera en forma de batch mediante un switch de nivel. Una vez que la bota se llena hasta el nivel de set (el volumen equivale a 1 barril), se descarga el líquido contenido en ella y se cuentan los barriles de fluido total. Por otro lado, se toman muestras de fluido en boca de pozo y mediante ensayos de laboratorio se calcula el contenido de agua y de petróleo de esa corriente de líquido. SEPARADOR DE ENSAYOS TRIFASICO Los pozos, generalmente, presentan valores de corte de agua que varían desde un 5% hasta 95% aproximadamente. La medición más compleja, en este caso, sería la del corte de agua. Premisas importantes para el diseño:

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El error en la medición deberá ser lo más bajo posible.

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La medición más importante es el volumen de petróleo que contiene el pozo.

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Las mediciones no deben ser afectadas por cambios en las propiedades que varían de un pozo a otro.

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La relación costo/beneficio del conjunto debe ser óptima.

No existe actualmente en el mercado, un instrumento que analice el corte de agua cumpliendo con las premisas de diseño en el rango 0 – 100 %. Por tal motivo, el medidor de corte de agua es el instrumento crítico. Al separar en tres fases (gas, agua y petróleo) se logra llegar a una concentración de agua en la salida de crudo menor al 50%. En este rango se pueden alcanzar los niveles de error pretendidos. 1) UNIDAD FREE WATER KNOCKOUT

Los Free Water Knockout son separadores trifásicos que actúan mediante los principios de separación física, es decir, por la sola influencia de las fuerzas de gravedad debidas a la diferencia de densidades entre el hidrocarburo, el agua y el gas. La aplicación más importante tiene lugar sobre los hidrocarburos decantables en condiciones definidas de velocidad. Existe una gran dispersión entre los datos de repartición de tamaño entre los glóbulos a separar en el líquido, así como variaciones importantes en sus densidades, temperatura, composición de las materias en suspensión, etc. Además, puede ocurrir que no exista correspondencia alguna entre la fineza del corte granulométrico teórico de la separación y el contenido residual de hidrocarburos en el efluente de un separador. Hoja 6 Realizado por MARTIN A. PEJCICH – JUAN FACUNDO NIZIEWIZ

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Por esto, la performance de los separadores por gravedad no pueden ser predeterminadas ni por supuesto garantizadas en ningún caso. No obstante, el método de experimentación y de cálculo según se ha establecido en las Normas API está destinado a permitir teóricamente la eliminación de glóbulos de hidrocarburos mayores a 150µm. El sistema de separación trifásico tipo Free Water Knockout, es un proceso cerrado de separación de agua para su posterior tratamiento a fin de su inyección en proyectos de Recuperación Secundaria, y separación del crudo y del gas para su posterior tratamiento. Las ventajas de este sistema correctamente diseñado en base a nuevos adelantos tecnológicos, son: •

ECOLOGICAS

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ECONOMICAS

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EFICIENCIA

Sistema cerrado de separación trifásica. Eliminación de piletas API de H°A° generalmente abiertas. Eliminación de tanque cortador generalmente con escape de gas. Tecnología moderna. Niveles de proceso mas estables. Disminución de stock improductivo. No necesita recinto de contención como los tanques. No necesita limpieza de barros, se eliminan automáticamente. Optimización del rendimiento. Equipos cerrados y paquetizados. Sistema compacto. Transportable. Resistente. Diseño ASME Sec.VIII, recipiente sometido a presión. Simple manejo operativo. Menor espacio físico. Cumple la función de amortiguar variaciones de caudal. Trabaja como separador trifásico y como skimmer. La acción coalescente mejora la separación líquido-líquido. Totalmente automatizado. Los efluentes resultantes cumplen con las normativas. Puede complementar otro sistema de tratamiento. Los resultados operativos han tenido los siguientes rendimientos

Los resultados operativos han tenido los siguientes rendimientos: • Caudal procesado 7.000 m3/d agua + petróleo • Petróleo crudo de ingreso 50% de agua + 22% de emulsión • Agua tratada de salida: dw=1.02 gr/cm3, 60 ppm Hc, ∅ 70µn • Petróleo tratado de salida SG=0.94, 15% de agua + 0% de emulsión • Temperatura de operación 35°C • Presión de operación 3 Kg/cm2

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En los sistemas de tratamiento de corte convencionales, es decir mediante piletas API ó tanques cortadores debidamente equipados, los resultados operativos relacionados con la calidad de los efluentes son considerablemente inferiores a los logrados mediante sistemas con FWKO. Teniendo en cuenta el costo de provisión, montaje e instalación de un tanque cortador de como mínimo 2.000 m3 de capacidad, el costo del recinto de contención, pileta API y el sistema contra incendio, necesarios para su seguridad operativa; el sistema de tratamiento Free Water Knockout representa un ahorro económico de no menos del 60% respecto a los sistemas tradicionales de tratamiento. Por lo tanto, el sistema de tratamiento, en su primera etapa de corte mediante la separación trifásica utilizando unidades Free Water Knockout, resulta la alternativa mas aceptable teniendo en cuenta los aspectos fundamentales en que hoy en día se sostiene la actividad petrolera, como son el impacto ecológico, la eficiencia operativa y el aspecto económico.

El primer paso del tratamiento, hacia las condiciones finales que deben cumplir el agua para su reinyección en procesos de Recuperación Secundaria [TSS