Capitulo consideraciones generales. Proceso de Extracción de Crudo



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CAPITULO 1

1. CONSIDERACIONES GENERALES.

1.1 Proceso de Extracción de Crudo.

El petróleo es una mezcla de hidrocarburos, compuestos que contienen en su estructura molecular carbono e hidrógeno principalmente.- La composición elemental del petróleo se indica en la tabla 1




Elemento

Peso. %

Carbono

84 – 87

Hidrógeno

11 - 14

Azufre.

0 - 2

Nitrógeno.

0.2

Tabla 1: Composición elemental del petróleo

Mientras mayor sea el contenido de carbono en relación al del hidrógeno, mayor es la cantidad de productos pesados que tiene el crudo. Esto depende de la antigüedad y de algunas características de los yacimientos

El esquema de las plantas de extracción y tratamiento de hidrocarburos depende sobre todo de que predomine el petróleo o el gas natural.- Los hidrocarburos no se suelen encontrar en la misma zona en la que se formaron hace millones de años, sino que, al ser más ligeros que el agua, han ido migrando hacia la superficie a través de estructuras porosas hasta topar con capas impermeables que impidieron su progresión como se muestra en la figura 1(8).- De no haber encontrado estas capas, hubiesen escapado a la atmósfera, de allí que quedaron atrapados segregándose por densidades, de forma que la parte más baja está ocupada por agua, la intermedia por crudo y la superior por gas. Aunque en unos yacimientos predomine el petróleo y en otros el gas natural, en todos ellos se dan ambos tipos de hidrocarburos. La relación entre el gas y el petróleo, es uno de los datos clave de todo yacimiento, se denomina GOR (Gas/ oil Ratio).



Figura 1: Esquema de la Extracción de Crudo

Al principio, la propia presión del yacimiento será suficiente para que el petróleo fluya hacia la superficie, pero con el tiempo esa presión declina haciéndose necesario la implementación de algún tipo de levantamiento artificial.- Está presión puede llegar a la presión de burbuja, en donde el gas de la solución se separa y el fluido se comporta como un fluido multifásico. (9)


Uno de los problemas más significativos durante la extracción de petróleo en una formación, es el agua de formación el cual se produce junto con el gas. En los últimos estudios de producción, la cantidad de agua puede ser varias veces mayor que la de petróleo extraído; la cantidad de agua es mayor cuando el pozo empieza a declinar, debido al avance de un acuífero lateral como es el caso de los yacimientos del Campo Shushufindi, ver el apéndice A.
El agua de formación casi siempre es de naturaleza corrosiva o salobre y tendera a corroer el metal y el equipo en contacto con ella.- El agua producida a menudo esta sobresaturada de compuestos o sales incrustantes (principalmente de carbonatos de calcio), esto causa depósitos duros y muy difíciles de remover que afectan al flujo a través de tuberías y redes superficiales. Finalmente el agua algunas veces en grandes cantidades debe ser eliminada en forma tal que no cause daños al medio ambiente circundante.
1.1.1 Características de las Rocas que forman los yacimientos.

Es importante señalar las principales características petrofísicas de las rocas productivas o potencialmente productivas (9):



A. Porosidad.-. Por porosidad se entiende como la habilidad de una roca para almacenar un fluido, y físicamente es la fracción de volumen total de la roca no ocupada por el esqueleto mineral de la misma. Se expresa en % o en fracción decimal:

Porosidad, % = Volumen de poros * 100 / Volumen Total.

La propiedad de la roca es muy variable: algunas veces oscila desde 10 hasta 35% en una zona individual; otras como calizas y dolomitas, puede variar desde 2 hasta 11% debido a fracturas; y en rocas llenas de agujeros como paneles de abejas y porosidades cavernosas, puede ir desde 15 hasta 35%.- Para establecer el promedio de porosidad, es razonable tomar el promedio aritmético de las medidas de porosidades de un núcleo de arena.

B. Permeabilidad.- Puede definirse como la conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados. Si los poros de la roca no están interconectados no existe permeabilidad natural.- La magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla, en un alto grado, la tasa de inyección de agua que se puede mantener en un pozo de reinyección para una determinada presión en la cara de la arena.

1.1.2 Configuración básica de una estación de producción de crudo

Una planta de Extracción de Crudo está conformado por los siguientes elementos del sistema, y dispuestos en este orden:



Cabezal del pozo.- Esta compuesto por dos juegos de válvulas, principalmente. Las válvulas superiores, localizadas a los costados, sirven para conducir el fluido desde el fondo del pozo por el tubing hasta la superficie; mientras que las inferiores están conectadas al espacio anular formado por el casing y el tubing, permaneciendo cerradas si el pozo produce a flujo natural, pero si se emplea levantamiento artificial adquieren diferentes flujos.- En el medio del cabezal se localiza la llamada válvula master, que sirve como primer bloqueo del pozo en superficie.

Manifold o distribuidor.- Son líneas recolectoras de mayor diámetro; las cuales direccionan el flujo de los pozos a los separadores de producción o de prueba, mediante válvulas de bloqueo individualizado y de tres vías.- Para evitar contrapresiones entre líneas de flujo, se coloca al ingreso de cada pozo una válvula check.



Figura 2: Manifold o Distribuidor de flujo

Separadores de Producción.- Es el equipo más importante de una estación de producción, aquí se realiza la separación mayor de las tres fases: gas, emulsión (mezcla agua – petróleo), y agua salina internamente.



Figura 3: Separador de Producción

Bota de gas.- Está formada de dos cilindros verticales concéntricos y sirve para eliminar una cantidad adicional de gas que todavía permanece en solución. Por el cilindro interno sube el petróleo y agua, hasta chocar con un deflector en forma de sombrero chino, descendiendo por el espacio anular para ingresar al tanque de lavado.



FIGURA 4: Bota de GAS

Tanque de Lavado.- Cumple la función principal de eliminar el agua, primeramente atrapando las gotas separadas en el colchón de agua formado en el fondo y luego proporciona un tiempo de tratamiento o residencia suficientemente grande, para que el desmulsificante actúe rompiendo el resto de la emulsión. Por la parte inferior se drena agua libre, mientras que por la parte superior rebosa el petróleo hacia el tanque de reposo, con un contenido de agua menor al 1 %.



Figura 5: Tanque de Lavado.

Tanque de Surgencia.- Es un tanque de almacenamiento principalmente, en el cual se recibe el petróleo con un BSW máximo del 1%. En este equipo se realiza la medición de nivel de petróleo y cantidad bombeada para determinar la producción de una estación.

Tanques de Oleoducto.- Es el destino final del petróleo sin agua y con la mínima cantidad de gas y que será almacenada en el interior de un tanque.- De aquí se bombeara la producción de crudo al Oleoducto Ecuatoriano

1.1.3 Características del Agua de formación en los Campos de Producción

El agua que está en la formación se halla a la misma presión y temperatura del yacimiento, y al ser el agua un disolvente universal disuelve las sales y mantiene los diferentes iones que la conforman en un equilibrio químico .

Al iniciar la explotación del petróleo por medio de la perforación de pozos, está agua de formación empieza a fluir junto con el petróleo hacia la superficie, cambiando sus condiciones de presión y temperatura. Al ser la presión y la temperatura cada vez menores, esta agua de formación que se hallaba en condiciones de yacimiento se convierte en sobresaturada con relación a las condiciones de presión y temperatura a lo largo del tubing y la superficie. Por está razón los iones en solución forman las diferentes sales, las mismas que se precipitan en forma de incrustaciones adherentes a lo largo del tubing y los demás equipos de producción. Estas incrustaciones pueden ser de diferentes tipos, dependiendo de la composición físico químico del agua que se maneje, por lo tanto los primeros problemas de sólidos son de incrustaciones a lo largo del tubing hasta la cabeza del pozo.

1.1.4 Producción del Agua de formación asociada a la producción de petróleo en el campo Shushufindi

La producción hidrocarburífera se inicia en el Oriente ecuatoriano, en el año de 1972 por parte de la Compañía Texaco –Gulf.

En 1974 se forma el consorcio CEPE – TEXACO, que en el año de 1990 llega a formar parte del Estado con el nombre de PETROAMAZONAS.

En 1982 CEPE inicia su explotación hidrocarburífera la misma que posteriormente se le denominó PETROPRODUCCIÓN.

En 1993 se fusiona PETROPRODUCCIÓN y PETROAMAZONAS para formar una filial de PETROECUADOR La misma que mantiene el nombre de PETROPRODUCCIÓN.

La actividad hidrocarburífera se ha incrementado cada año. Para estas proyecciones PETROPRODUCCIÓN se basa en programas de reacondicionamiento de pozos, perforación de pozos de desarrollo, avanzada y exploratorios para los próximos años.

En 1998 se produjeron 75.172 BPPD y 51.820 BAPD, perforándose el pozo SSF-99 al Norte, cerca al pozo SSF – 70.- Los resultados son no satisfactorios, el yacimiento T está inundado de agua y el yacimiento U tiene poco petróleo. Con estos resultados se restringe el potencial hidrocarburífero de la zona norte para los dos yacimientos. Hasta este año, 50 pozos se han inundado en el yacimiento T y 43 en el yacimiento U.

En 1999 se produjeron 73.817 BPPD y 60.615 BAPD, se perforó el pozo SSF-101 al sur del campo, cerca de los pozos SSF-24 y SSF-69, considerada un área poco drenada y de gran potencial. Los resultados son no satisfactorios, los yacimientos U y T tienen porcentajes bajos de petróleo y en los dos años de producción el agua se ha incrementado en forma agresiva. Con el SSF-101 se actualiza el límite de los yacimientos en la parte sur.

Para cumplir con la tasa de producción proyectada oficialmente, desde el cuarto trimestre de 1999 en adelante se instalan 13 bombas eléctricas de alto caudal por parte de PETROPRODUCCIÓN, incrementándose los fluidos de 31.000 a 53.000 BAPD y de petróleo en 80.000 BPPD por un mes, para luego decaer la producción de petróleo y mantenerse el incremento del agua.

En el año 2000 se implementó él convenio YPF con PPR y se instalaron 10 bombas eléctricas de alta capacidad. El propósito fue incrementar la producción en 14.000 BPPD durante dos años, pero este incremento fue de 6.000 BPPD. El promedio de producción para el año 2000 fue de 72.948 BPPD, está producción fue menor que la del año 1999. En el año 2000, la producción de agua subió de 63.500 BAPD en enero a 78.000 BAPD en noviembre, en diciembre la producción de petróleo disminuyó a 65.476 BPPD y el agua a 69.554 BAPD.



1.2 Tratamiento actual del agua de formación.

El tratamiento que se le da al agua de formación es variado dependiendo del volumen que se obtiene en la producción bruto de cada pozo o de varios pozos, en la actualidad algunas empresas petroleras realizan este tratamiento de la siguiente manera:



  1. Para cada sub. estación se han construido piscinas con una capacidad de almacenamiento según el volumen de producción del agua de formación; Estas piscinas son excavaciones hechas en el terreno y delimitadas con muros de contención utilizando maquinarias para obras civiles, además estas piscinas se recubren con un tipo de membrana impermeable que comúnmente se lo llama “lainer”, formando así una piscina de almacenamiento. Está agua de formación almacenada se espera que se evapore de forma natural.



FIGURA 6: Piscina de Almacenamiento

  1. Al llenar el tanque de almacenamiento después de la operación se espera cierta cantidad de tiempo para que en reposo se puedan separar las fases de agua y petróleo, y entonces drenar o abrir la válvula para desalojar el agua de formación en terrenos aledaños al pozo, donde está se evapora cuando existe algún tipo de erosión en el terreno. Por lo general el volumen obtenido de agua es muy pequeño en comparación al volumen de agua obtenido en las estaciones de producción de la Estación Central.

  2. El agua de formación se la conduce por separadores gravitacionales y luego es inyectada a una formación receptora por medio de un sistema de bombeo (ver la figura 7).- La formación receptora del agua de formación es una zona subterránea, generalmente arenisca porosa, dentro de la cual las aguas producidas son descargadas o evacuadas.



FIGURA 7: Método de Reinyección de Agua

Esta zona puede ser un yacimiento de petróleo agotado ó areniscas que contienen solamente agua salada con propiedades que permiten que los volúmenes de agua requeridos sean inyectados a largo plazo.

En la mayoría de todos estos sistemas el agua entra en contacto rápido con el oxígeno, con la adquirirá está una agresividad brusca; provocando corrosión y deterioro en tuberías, como también de los diferentes medios de conducción.- En la estación Central se está empleando la reinyección de agua hacia una formación receptora, con método de evacuación

El terciario en el Ecuador esta representado por la formación Tiyuyacu. Esta formación receptora esta formada por conglomerados bloques angulosos redondeados de cuarzo y sílice lo que le da una alta porosidad y permeabilidad; estas características hacen de esta formación la más aceptada para la evacuación de agua de formación para el confinamiento.- En el apéndice B se muestra la litología de la formación de Tiyuyacu



1.3 Problemas ambientales a causa del agua de formación.

La política actual de las compañías petroleras está encaminada a minimizar el impacto ambiental que puedan causar todas aquellas actividades asociadas a la recuperación secundaria de petróleo y de manera igual a los procesos de reinyeccón de agua, por lo que se ha elaborado un plan de contingencias.

El plan de contingencias realizado, constituye un instrumento para la planificación de eventualidades propias de la actividad petrolera, cuyo ámbito de aplicación está dado por el área de influencia, tanto de las actividades petroleras como de las ambientales

Es importante puntualizar que este Plan estará orientado exclusivamente a siniestros derivados de fallas en el sistema de Re-inyección de agua de formación a cargo de Solipet, cuyo contenido de Hidrocarburos se asume como mínimo y tolerable para el sistema y la formación receptora.

La primera fase de este plan es la de diagnostico y se determina la vulnerabilidad tanto tecnológica como ambiental y las amenazas sobre que estas existen, tales como derrames, incendios y explosiones, en base a la información proporcionada por PETROPRODUCCIÓN y la levantada por el grupo interdisciplinario de la Consultora en las actividades de campo.

La segunda fase consiste en la realización del análisis de riesgos, basado en la evaluación cualitativa y cuantitativa (análisis probabilística) de las amenazas y su contraste con la vulnerabilidad. Y la tercera fase consistente en la estructuración propia del Plan de Contingencias que fundamentará su accionar en los aspectos de organización e implementación de las contingencias (ver el apéndice C) (10).



1.3.1 Aspectos Ambientales:

1. Manejo y tratamiento de descargas líquidas.

Los desechos líquidos y las aguas deberán ser tratados y podrán ser inyectadas y dispuestas, conforme lo establecido; siempre que se cuente con el estudio de la formación receptora aprobada por la dirección Nacional de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas en coordinación con la Subsecretaria de Protección Ambiental del mismo Ministerio.



2. Reinyección de aguas y desechos líquidos.

Cualquier empresa para disponer de desechos líquidos por medio de una inyección en una formación porosa tradicionalmente no productora de petróleo, gas o recursos geotérmicos, deberá contar con el estudio de la Subsecretaria de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas que identifique la formación receptora y demuestre técnicamente:



  • Que la formación receptora este separada de formaciones de agua dulce por estratos impermeables que brindaran adecuada protección a estas formaciones.

  • Que el uso de tal formación no pondrá en peligro capas de agua dulce en el área.

  • Que las formaciones a ser usadas para la disposición no contengan Agua dulce.

  • Que la formación seleccionada no es fuente de agua dulce para consumo humano ni riego, esto es porque contienen sólidos totales disueltos mayores a 5000 ppm.

3. Instalaciones de Producción.

Las empresas petroleras en la actividad hidrocarburífera, para el cumplimiento de la Operación de producción, deben tener presente lo siguiente.



- Pozos para Inyección.-

En general existen tres opciones disponibles para inyectar aguas producidas a una formación de subsuelo:

La opción más simple y económicamente efectiva es la de inyectar agua a una zona de producción agotada a través de un pozo existente. Alternativamente un pozo existente puede ser recompletado y el agua puede ser inyectada en una formación no agotada, siempre y cuando la formación tenga una saturación de gas significativa o que sea lo suficientemente grande para aceptar los volúmenes de desecho sin una aparente incompresibilidad.- En algunos casos, puede ser necesario perforar un nuevo pozo para cumplir con los requisitos de: Compatibilidad de roca y fluidos, inyectividad y volumen de formación aceptable.



FIGURA 8: Reinyección de Agua en los pozos

- Multas y otras sanciones.-

Las infracciones a La ley de Hidrocarburos o a los reglamentos en que incurran en materia socio ambiental, durante las actividades hidrocarburíferas, son sujetos de control por el Subsecretario de Protección Ambiental y este someterá a conocimiento y resolución del Director Nacional de Hidrocarburos, según la gravedad de la falta, además de la indemnización por los perjuicios o la reparación de los daños producidos.

De las sanciones: La infracción a la ley de Hidrocarburos a quienes incurran en materia ambiental, señala en los reglamentos que durante las actividades hidrocarburíferas podrán ser sancionados por este con una multa de 20 a 500 salarios mínimos vitales generales según la gravedad de la falta, además a la indemnización por los perjuicios o reparación de los daños producidos.

En el apéndice D se detalla el reglamento de protección ambiental que debe cumplir la contratista para la realización de este proyecto.



1.4 Planteamiento del Problema.

Desde el punto de vista operacional las metas que se deben seguir en la instalación de un sistema para el manejo de agua son:



  • Cumplir con las estrictas regulaciones ministeriales del Registro Oficial No. 2982 para las operaciones hidrocarburíferas en el Ecuador.

  • Tener claro que el objetivo primordial en lo que respecta al agua de formación es de no eliminarla libremente.

  • El agua de formación a reinyectarse por la tendencia corrosiva e incrustante, debe disponer de un sistema de reinyección y tratamiento químico, que permita tener un control de los parámetros de corrosión, depósitos de incrustaciones, formación de colonias de bacterias, etc; garantizando la operación y vida útil del sistema de reinyección.

  • La presencia de sólidos en el agua de formación determina la necesidad del uso de filtros para evitar desgaste y abrasión de equipos, así como el taponamiento de las formaciones.

  • También es necesaria la compatibilidad del agua de reinyección con la roca de formación, ya que el agua podría variar sus propiedades químicas a causa de los cambios o alteraciones que sufre en su trayectoria.- El daño puede causar hinchamientos de las arcillas o taponamientos de la roca debido a los sólidos suspendidos en el agua de reinyección .

  • El agua que es reinyectada debe contener la menor cantidad posible de petróleo

1.5 Alcance del Proyecto.

Este proyecto tiene como principal objetivo eliminar el daño que se hace al medio ambiente por la contaminación ambiental, tanto en terrenos cercanos a los pozos productores, a las Estaciones de producción, y a los sitios en que se desaloja el agua de formación; con lo que se permitirá de esta manera dejar un medio ambiente con buenas perspectivas para los futuros proyectos a realizarse en la agricultura, ganadería y por supuesto garantizar de una buena salud a los seres humanos; todo esto cuando la producción de crudo en el Ecuador se agote.



En base a los parámetros esperados se procederá a diseñar y dimensionar los equipos de una planta de tratamiento para la Reinyección de agua de formación en las Estaciones de bombeo del Campo Shushufindi Aguarico, la misma que me servirá de base o guía práctica de diseño para implantarla a otras estaciones de bombeo que no posean un tipo de sistema adecuado para evacuar el agua de formación.



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