universidad tecnologica equinoccial facultad de ... - Repositorio UTE

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS INDUSTRIALES
ESCUELA DE TECNOLOGIA EN PETROLEOS
TESIS PARA LA OBTENCION
DE TITULO DE
TECNOLOGO EN PETROLEOS
TITULO
“TRATAMIENTO DE EMULSIONES Y AGUA
PARA REINYECCION DEL CAMPO TIGUINO”
ELABORADO:
JAVIER SILVA MENDEZ
JORGE EFRAIN JARAMILLO MORAN
QUITO, MAYO 2003

CERTIFICADO
Certifico que bajo mi direccion
el presente trabajo fue realizado
en su totalidad por :
JAVIER SILVA MENDEZ
JORGE JARAMILLO
----------------------------------------------
ING. MARCO CORRALES

DECLARACION
Mediante el presente, declaramos
que todo lo expuesto para la
elaboracion de esta tesis esta bajo
la estricta responsabilidad de los
autores de la misma.
JAVIER SILVA MENDEZ JORGE JARAMILLO
C.I. 171229776-9 C.I. 17092213-9

DEDICATORIA
El presente trabajo lo dedico a mi padre por su
sus enseñanzas, principios, todo su legado y
su luz que siempre guiara mi camino, a mi
madre por todo su cariño, a mis hermanos,
cuñados, mis sobrinos por ser siempre asi.
JORGE

DEDICATORIA
A mis padres quienes con su sacrificio han
sabido inculcar en mi el respeto y la dedicacion
en todas las cosas, en especial en mi
preparacion profesional.
A mis hermanos por su comprension, apoyo y
tiempo que me dedicaron en mi para
acompanarme y ayudarme en todas las tareas de
la vida.
A mis sobrinos que con ternura han sabido
inquietar en mi la responsabilidad y las ganas de
seguir adelante.
Y para una persona especial que a cultivado en
mi la dedicación, y su apoyo incondicional para
terminar y alcanzar esta meta, Patty.
JAVIER

AGRADECIMIENTO
Al finalizar esta etapa tan importante en nuestras
vidas. Debemos hacer un agradecimiento a quienes
han colaborado para alcanzar nuestra meta.
A Dios por brindarnos la vida, la salud y la fuerza para
estudiar y culminar nuestra carrera profesional.
A la Universidad Tecnologica Equinoccial, a su Rector
y a todos sus Profesores que con sus enseñanzas,
forman profesionales que aportan al desarrollo del
país.
Al Ing. Marco Corrales, que más que director fue
nuestra guía y un amigo que compartió con nosotros
este proyecto.
A “Rio Alto Exploration”, a todos nuestros compañeros
del campo Tiguino.
Y a nuestros amigos que siempre estan a nuestro lado.
Mil Gracias
Jorge Javier

SUMARIO.
CAPITULO I
INDICE PAG.
1.- INTRODUCCIÓN. 1
1.1.- ANTECEDENTES TÉCNICOS. 1
1.2.- ANTECEDENTES PRACTICOS. 5
1.3.- IMPORTANCIA DEL ESTUDIO. 7
1.4.- LIMITACIONES DEL ESTUDIO. 7
1.5.- OBJETIVO GENERAL. 8
1.6.- OBJETIVOS ESPECIFICOS. 8
1.7.- JUTIFICACION DEL ESTUDIO. 9
1.8.- HIPÓTESIS. 10
CAPITULO II
2.- MARCO TEORICO. 11
2.1.- EMULSIONES. 11
2.1.2.- FACTORES QUE AFECTAN A LOS FLUIDOS 11
2.1.3.- FACTORES QUE ESTABILIZAN LAS EMULSIONES. 13
2.1.4.- TIPOS DE EMULSIONES. 13
2.1.4.1.- FASE EXTERNA. 14
2.1.4.2.- PARTICULAS DISPERSAS. 14
2.1.5.- TIPO DE CRUDO Y RELACION DE EMULSION. 15
2.1.5.1.- PETRÓLEO A BASE PARAFINICA. 17

2.1.5.2.- PETRÓLEO A BASE NAFTENICA. 19
2.1.5.3.- PETRÓLEOS AROMÁTICOS. 20
2.1.6.- PARÁMETROS QUE INFLUYEN EN UNA EMULSION. 23
2.2.- AGUA PARA REINYECCION. 26
2.2.1.- CONDICIONES DE LA FORMACIÓN PARA REINYECCIÓN. 26
2.2.1.1.- INCHAMIENTO DE ARCILLAS. 27
2.2.1.2.- FORMACIÓN Y DEPOSITO DE MATERIAL INSOLUBLE. 30
2.2.1.3.- AUMENTO DE SATURACIÓN DE PETROLEO. 31
2.2.1.4.- PARTICULAS FINAS DE LA FORMACIÓN. 33
2.2.1.5.- SOLIDOS SUSPENDIDOS. 34
2.2.1.6.- FUENTES DE SOLIDOS EN SUSPENSIÓN. 35
2.2.1.7.- INCRUSTACIONES. 36
CAPITULO III
3.- METODOLOGÍA. 39
3.1.- TRATAMIENTO DE EMULSIONES. 39
3.1.1.- METODOS DE TRATAMIENTO DE EMULSIONES . 40
3.1.1.1.- METODO TERMICO 41
3.1.1.2.- METODO QUIMICO 42
3.1.1.3.- METODO ELECTRICO 43
3.1.1.4.- METODO MECANICO 43
3.1.1.5.- METODO GRAVITACIONAL. 44
3.1.1.6.- DESHIDRATACIÓN ESTATICA 44
3.1.1.7.- DESHIDRATACIÓN DINAMICA. 44
3.1.2.- TRATAMIENTO QUÍMICO EN EL CAMPO. 47
3.1.2.1.- TRATAMIENTO EN POZOS Y LINEAS. 48

3.1.2.2.- TRATAMIENTO EN TANQUES. 50
3.2.- TRATAMIENTO DE AGUA PARA REINYECCION. 52
3.2.1.- FACTORES DE CAMBIO QUÍMICO. 54
3.2.2.- TRATAMIENTO QUÍMICO. 61
CAPITULO IV
4.- PROCEDIMIENTO. 64
4.1.- ANÁLISIS DE BSW. 64
CAPITULO V
5.- FUNCION DE ELEMENTOS EN ESTACION CENTRAL. 70
5.1.- FUNCION DE LOS SEPARADORES. 70
5.2.- FUNCION DE TANQUES. 71
5.2.1.- VENTAJAS DEL TANQUE DE LAVADO. 74
CAPITULO VI.
6.- ESTADÍSTICAS.
6.1.- ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN Y COSTOS DEL 2000 75
6.2.- ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN Y COSTOS DEL 2001 81
6.3.- ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN Y COSTOS DEL 2002 88
CAPITULO VII
7.1.- CONCLUSIONES. 93
7.2.- RECOMENDACIONES. 96
BIBLIOGRAFIA 97
GLOSARIO 98

INDICE DE TABLAS PAG.
TABLA N. 1
PRODUCCION 2000 2
TABLA N.- 2
PRODUCCION 2001 3
TABLA N.- 3
PRODUCCION 2002 4
TABLA N.- 4
COMPONENTES BASICOS DEL PETROLEO 16
TABLA N.- 5
CLASIFICACION SEGUN EL GRADO API 17
TABLA N.- 6
PARAMETROS DE UN POZO PRODUCTOR DE ARENA HOLLIN 18
TABLA N.- 7
PARAMETROS DE UN POZO PRODUCTOR DE ARENA “T” 20
TABLA N.- 8
EFECTO DE LA SALINIDAD DEL AGUA SOBRE LA
PERMIABILIDAD DE UN TESTIGO. 30
TABLA N.- 9
VOLUMEN ACUMULATIVO DE PETROLEO QUE
ENTRA EN UN POZO INYECTOR. 32
TABLA N.- 10
FORMACION DE INCRUSTACIONES 37

INDICE DE GRAFICOS PAG.
GRAFICO N.- 1
EMULSIONES DEL FUIDO EN EQUIPOS
Y TUBERIAS 12
GRAFICO N.- 2
COMPORTAMIENTO DE LA PERMEABILIDAD CON LA SALINIDAD 29
GRAFICO N.- 3
RELACION SATURACION DE AGUA Y PERMEABILIDAD 32
GRAFICO N.- 4
EFECTO DE EMULSIFICACION EN UNA EMULSION 40
GRAFICO N.- 5
TRATAMIENTO TERMICO 45
GRAFICO N.- 6
TRATAMIENTO DE DESHIDRATACION 46
GRAFICO N.- 7
TRATAMIENTO ELECTRICO 47
GRAFICO N.- 8
SISTEMA DE REINYECCION DE QUIMICOS 68
GRAFICO N.- 9
ESQUEMA DE TANQUE DE LAVADO 73

INDICE DE FOTOS PAG
FOTO N.- 1
MANIFOUL DE CPF 49
FOTO N.- 2
ANALISIS DE CULTIVO DE BACTERIAS 60
FOTO N.- 3
TANQUE DE QUIMICO Y MIRILLA PARA
CONTROL DE DOSIFICACION 63
FOTO N.- 4
TOMAMUESTRAS 64
FOTO N.- 5
VASO DE CENTRIFUGACION PARA REALIZAR BSW 64
FOTO N.- 6
REALIZACION DE BSW POR CENTRIFUGACION 65
FOTO N.- 7
RESULTADO DE BSW POR CENTRIFUGACIO
CON ALTA EMULSION 65
FOTO N.- 8
RESULTADO DE BSW POR CENTRIFUGACION
CON POCA EMULSION 66
FOTO N.- 9
TANQUES Y BOMBAS PARA DOSIFICAR QUIMICOS 68
FOTO N.- 10
SEPARADORES DE PRUEBA Y PRODUCCION 70
FOTO N.- 11
TANQUES DE LAVADO Y ALMACENAMIENTO DE CRUDO 74

SUMARIO

SUMARIO
Los temas a tratarse son las emulsiones y reinyeccion de agua, en el marco
teórico se define y explica los procedimientos para estos sistemas.
Las emulsiones son mezclas de fluidos que se presentan en el proceso de
producción del petróleo, de acuerdo a los tipos de emulsiones se debe tener el
tratamiento y el procedimiento de separación o ruptura de las mismas.
Las emulsiones están relacionadas con el tipo de petróleo que se tiene en
producción, los cuales presentan diferentes características en su estructura
causando problemas para un buen manejo en el sistema.
El agua para reinyección es el producto de la eliminación de los fluidos de
producción, la mayor dificultad que presenta el agua es su volumen, los problemas
de corrosión en el mecanismo que se utiliza para su reinyección.
Se debe reinyectar a la arena receptora de un pozo, que por lo general son pozos
que ya no aportan, esta arena esta a +/- 7000 pies de profundidad y su principal
problema es aceptar con facilidad la cantidad en barriles de agua que se reinyecte,
esta aceptación depende de las características del agua, en especial del contenido
de sólidos, petróleo y elementos que formen precipitados como carbonatos y
sulfuros.
El tratamiento de las emulsiones se lo realiza con la dosificación de químicos ya
determinados, inyectando el químico a través de capilares al fondo del pozo, en el
cabezal o en las líneas de flujo que componen el sistema de producción.

La dosificación debe controlada de acuerdo a los análisis de bsw que se realizan
en el laboratorio del campo, en este análisis se determina en porcentaje la
cantidad de agua que se obtendrá de acuerdo a la producción, el resultado de
este método de tratamiento esta relacionado con las facilidades de producción en
el campo.
Hay diferentes métodos que se utilizan, pero el mas fácil para su instalación y uno
de los mas económicos es la inyección de químico.
El tratamiento de agua también tiene la inyección de químicos pero de otra clase,
se la almacena en un tanque en donde recibe el tratamiento y luego con un
sistema de bombas y de líneas es reinyectada en la arena receptora.
Existen factores químicos que producen cambios en el agua durante el
tratamiento, el éxito de un sistema de reinyección de agua es mantener el agua en
las condiciones ideales para no producir daños a los equipos y tuberías, y en
especial no producir daños ni taponamientos a la formación o arena receptora, la
cual al perder su permeabilidad no aceptara el agua.
Todos los datos estadísticos de costos, desarrollo y tratamientos que se
realizaron en el campo Tiguino están detallados en cuadro y gráficos lineales.

SUMMARY
The topics to be are the emulsions and reinjection of water, in the theoretical mark
it is defined and explained the procedures for these systems.
The emulsions are mixtures of fluids that are presented in the process of
production of the petroleum, according to the types of emulsions it should be had
the treatment and the separation procedure or rupture of the same ones.
The emulsions are related with the type of petroleum that one has in production,
which present different characteristic in their structure causing problems for a good
handling in the system.
The water for reinjection is the product of the elimination of the production fluids,
the biggest difficulty that it presents the water it is its volume and the problems of
corrosion in the mechanism that is used for its reinjection.
It should be reinjected to the sand recepted of a well that in general are wells that
contribute no longer, this sand this to + / - 7000 feet deep and their main problem
is to accept with easiness the quantity in barrels of water that it is reinjected, this
acceptance depends on the characteristics of the water, especially of the content
of solids, petroleum and elements that form precipitate as carbonates and sulfuros.
The treatment of the emulsions is carried out it with the dosage of chemical already
certain, injecting the chemist through capillary to the bottom of the well, in the
bolster or in the lines of flow that compose the production system.

The dosage should be controlled according to the bsw analyses that are carried
out in the laboratory of the field, in this analysis it is determined in percentage the
quantity of water that it will be obtained according to the production, the result of
this treatment method this related with the production facilities in the field.
There are different methods that are used, but the but easy for their installation and
one of those but economic it is the injection of chemical.
The treatment of water also has the injection of chemical but of another class, it
stores it to him in a tank where it receives the treatment and then with a system of
bombs and of lines it is reinjected in the sand recepter.
They exist chemical factors that produce changes in the water during the
treatment, the success of a system of reinjetcion of water it is to maintain the water
under the ideal conditions for not producing damages to the teams and pipes, and
especially not to produce damages neither taponamientos to the formation or sand
recepter, which didn't accept the water when losing their permeability.
All the statistical data of costs, development and treatments that were carried out in
the field Tiguino are detailed in square and lineal graphics.

CAPITULO I

1.- INTRODUCCION.
1.1.-ANTECEDENTES TECNICOS.
Cuando la arena productora de un yacimiento es perforada, por diferencial de
presión todos los fluidos se drenan hacia lugar de menor presión, este fluido que
aporta el pozo llega hasta la superficie, por lo tanto todos los pozos de producción
de petróleo luego de ser perforados se deben completar para su producción.
Los fluidos (agua, crudo y gas) son llevados desde su origen inicial (reservorio)
hacia unos recipientes (tanques de almacenamiento) por medio de tubería o línea
de producción en los cual se realiza un proceso para su almacenamiento.
Durante el transporte del fluido de un pozo productor existen fenómenos que se
producen dentro de la tubería, como fricción, desplazamientos turbulentos o
laminares de acuerdo al tipo de fluido, fenómenos que producen mezcla o
emulsiones, se debe tener muy claro que en el yacimiento o reservorio los fluidos
están separados, no presentan emulsión.
Las emulsiones producen problemas de almacenamiento y trasporte, por tal razón
se debe realizar un tratamiento químico para romper las emulsiones agua-aceite,
gas-aceite durante el proceso de manejo de fluidos en una estación central, el
tratamiento lo describiremos en los siguientes capítulos de acuerdo al volumen,
tipo de crudo y sistemas de proceso que encontramos el campo Tiguino, los datos
comparativos de los años 2000, 2001 y 2002, como tenemos detallados en las
tablas 1,2 y 3.
1

PRODUCCIÓN 2000
TABLA N.- 1
POZO A B D E F
BSW 92 485,0 50,5 6,2 0,5
API@60 14,3 22,5 20,5 24,6 22,2 Total
BFPD 1382 320 578 113 620 1631
BPPD 111 175 286 106 617 1184
BAPD 1271 144 292 7 3 446
ARENA H H T H T
FUENTE: Departamento de Produccion Tiguino.
ELABORADO: Silva/Jarramillo.
2

PRODUCCIÓN 2001
TABLA N.- 2
POZO A B F G
BSW% 0,5 5,8 0,3 0,2
API OBS. 21,7 22,5 20 34
API @ 60 F 19,3 19,8 19,1 31,5
BFPD/TEST 2380 760 146 974
TEST-HOURS 24 24 24 10 Total
BFPD 2237 714 137 2197 5286
BPPD 2.226 673 137 2.193 5229
BAPD 11 41 0 4 56
ARENA T T T H
FUENTE: Departamento de Produccion Tiguino.
ELABORADO: Silva/Jarramillo
3

PRODUCCIÓN 2002
TABLA N.- 3
POZO A B F G H
BSW% 5 16 0,2 28 35
API OBS. 19,5 18,4 19 27 25,3
API @ 60 F 18,5 17,5 18,4 24,3 23
BFPD/TEST 2056 749 258 3274 4168
TEST-HOURS 24 24 24 24 24 Total
BFPD 1933 704 243 3078 3918 9874,7
BPPD 1.836 591 242 2.216 2.547 7432
BAPD 97 113 1 862 1.371 2444
ARENA T T T H H
FUENTE: Departamento de Produccion Tiguino.
ELABORADO: Silva/Jarramillo
4

1.2.-ANTECEDENTES PRACTICOS.
El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas
natural, para su separación se debe construir previamente las facilidades de
producción o estaciones.
En una estación se diseña sistemas de separadores y tanques para separación de
los fluidos en sus tres fases, gas, petróleo y agua, en el fluido de producción se
forman emulsiones que dependen de muchos factores y condiciones como:
- Viscosidad.
- Grado API.
- Temperatura.
- Contenido de sólidos
- Volumen de fluidos.
- Tipo de levantamiento
- Zonas productoras.
- Distancia de los pozos a las estaciones.
Las emulsiones en los fluidos de producción se las separar con diferentes
sistemas y tratamientos, nos centraremos en el tratamiento químico, que ayudara
a romper estas emulsiones y facilitaran la separación, la inyección se la realiza
directamente a las líneas o tuberías en determinados puntos específicos para una
mayor eficiencia de los productos.
Para la instalación de un sistema de químicos es necesario tener las siguientes
facilidades: energía eléctrica, una bomba de desplazamiento positivo, válvulas,
5

fitting y puntos de inyección (threedolets).
La mejor forma de inyección de químicos para un efecto eficiente es la inyección
directa a través de un capilar al fondo del pozo, pero muchas veces no es posible,
ya sea por costos, por diseño de las completaciones o métodos de producción,
entonces se debe inyectar en las líneas de producción en la salida del cabezal o
árbol, en las estaciones la inyección se la debe realizar antes que el fluido entre al
sistema de separadores y tanques.
En los separadores es donde el fluido tiene un tiempo de reposo que por
decantación y diferencia de densidad se separa las fases, crudo, agua y gas.
Luego de pasar por los separadores se alinea a la bota en donde se realiza la
separación de gas por diferencia de densidades, de la bota entra el fluido
directamente al tanque de lavado, fluido que tiene un mínimo de gas, el petróleo y
el agua se separan en el tanque de lavado por decantación dependiendo de un
tiempo de residencia que se considera cuando se realiza él calcula de volumen del
tanque vs la producción, esta decantación produce la acumulación de agua en el
tanque de lavado denominado colchón de agua, el agua del tanque de lavado se
lo drena o envía hacia otro tanque en el cual se realiza un tratamiento químico y
que luego pasa por un proceso de optimización para obtener el agua de inyección,
todo este proceso tiene varios equipos y elementos que serán explicados en los
capítulos de inyección de agua.
6

1.3. - IMPORTANCIA DEL ESTUDIO.
El tema a tratarse en estos capítulos tiene alta importancia por el manejo y
tratamiento químico de volúmenes de producción de petróleo, en especial de las
emulsiones y el agua de producción, este manejo y tratamiento dependen de
varios factores que se determinan cuando un pozo comienza con la producción de
fluidos hasta que se entrega como producción neta al Estado, proceso que se
debe considerar si es económicamente rentable para las operaciones de la
Empresas, ya que el crecimiento y desarrollo dependen de una efectiva operación
en el campo.
Con estos antecedentes del proceso, se debe entender bien los conceptos de operación de
las diferentes empresas, para aceptar si las condiciones en las que se maneja esta
explotación y exportación de petróleo son las adecuadas y las ideales, si todos estos
factores están dentro de los parámetros de equidad y legalidad obtendrán una relación
socioeconómica y ecológica deseada.
1.4.- LIMITACIONES DEL ESTUDIO.
La inyección de químico para el tratamiento de los fluidos es muy eficiente y uno
de los más económicos para su instalación, pero tiene algunas limitaciones
especificas. Los fluidos que tienen alta viscosidad tiene bajo API, los cuales
contienen por la general bajo porcentaje de bsw y una temperatura promedio de
85ºF, estos factores hacen que el químico no actúe eficientemente para romper
7

las emulsiones duras ( hay diferentes tipos de emulsiones que serán especificadas
posteriormente) las mismas producen problemas de altos cortes de bsw en el
wash tank.
Cuando existen las emulsiones duras, es necesario tener otros tipos de sistemas
para su separación, se utiliza calentadores, desaladores y deshidratadores, todos
estos sistemas son muy complejos y de un alto costo, pero realizan un proceso
optimo de separación para crudos pesados.
1.5.- OBJETIVO GENERAL:
Tratar las emulsiones y agua de reinyección para un manejo optimo de fluidos en
la industria del petróleo.
1.6.- OBJETIVOS ESPECIFICOS:
- Conocer el concepto y origen de una emulsión y agua para reinyección.
- Obtener resultado óptimos con el manejo de emulsiones y agua de
reinyección en el menor tiempo con un proceso económicamente rentable.
- Identificar el tipo de emulsión en fluidos que llegan a una estación de
producción.
- Identificar los elementos en el agua de producción.
- Determinar los procedimientos físicos y químicos para tratar la emulsión y el
agua.
- Analizar los problemas y efectos de un fluido emulsionado con agua en el
proceso de producción.
- Interpretar el control de la operación mediante gráficos.
8

- Plantear soluciones y tratamientos a los problemas existentes en proceso
de producción y almacenamiento.
- Analizar la eficiencia y el costo operacional de los tratamientos mediante
cuadros y gráficos.
- Obtener al final del proceso, luego del tratamiento un producto limpio
(crudo) para su almacenamiento y transferencia.
1.7.- JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO:
En la industria petrolera se deben tomar en cuenta muchos parámetros para la
producción del petróleo y el costo operacional que esto significa, especialmente
en una estación de producción en la cual se debe manejar volumen de fluidos en
barriles.
La producción del petróleo tiene diferentes fases, entre las cuales las que más
afectan al manejo y tratamiento de volúmenes de crudo son las emulsiones y el
agua de producción, este proceso de separación es un gasto operacional que no
se puede evitar y que esta considerado directamente a la rentabilidad de la
producción.
Un buen tratamiento químico de las emulsiones en el crudo, hace que tengamos
una mejor separación del agua, todo este proceso tiene por objetivo final la
reinyección de agua a una formación geológica a miles de pies baja la superficie,
proceso que se desarrolla en la mayoría de las empresas para evitar que el agua
de producción del petróleo sea evacuada al ambiente, con los consecuentes
daños y efectos nocivos para el hombre y el ecosistema de las zonas.
9

1.8.- HIPÓTESIS.
Mediante el tratamiento de emulsiones y agua de reinyección se optimizara el
manejo de volúmenes de fluidos que llegan a la estación de proceso, se podrá
identificar el porcentaje de agua, el tipo y cantidad de emulsión realizando en el
laboratorio una análisis de bsw (agua y sedimentos) por centrifugación.
Luego del análisis del fluido se determina el tratamiento, las emulsiones duras
producen problemas de almacenamiento del crudo, no permiten una separación
por decantación del agua cuando el fluido esta en reposo, las emulsiones se las
debe tratar químicamente durante el trayecto del fluido hacia el tanque para poder
separarla fácilmente en el mismo.
La medición de volúmenes o aforo del crudo en los tanques no tienen ningún
cambio o error cuando el crudo esta limpio, cuando hay presencia de emulsión en
la medida del volumen se debe restar el porcentaje de emulsión en todo el tanque
causando una perdida de producción al momento de ser fiscalizado el crudo, se
debe anotar que el máximo porcentaje aceptado en los puntos de fiscalización
para las empresas productoras de petróleo es de 1%, 1 al momento que se
aumenta este porcentaje en el análisis de una muestra, el ente fiscalizador
suspende la transferencia o bombeo hasta que el crudo sea tratado y tenga un
bsw menor al 1%, estos implica una perdida de tiempo para entrega de crudo,
volumen que se ira acumulando día tras día sino se tiene un tratamiento optimo,
por todas estas razones el tratamiento del fluido y en especial del crudo o petróleo
limpio tienen una importancia fundamental en el proceso de producción de fluidos
en la industria petrolera.
1 Tomado de : Petroproduccion / Gonzalo Hidalgo.
10

CAPITULO II

2.- MARCO TEORICO.
2.1.- EMULSIONES.
Definición.-
“Es un sistema heterogéneo formado por dos líquidos inmiscibles,” uno de los
cuales se encuentra disperso en otro en forma de pequeñas gotas, cuyos
diámetros no exceden de +/- 50 micrón, el agua y el aceite se emulsionan sin
cambiar sus propiedades físico-químicas. 2
2.1.2.- FACTORES QUE AFECTAN A LOS FLUIDOS.
Una emulsión está estabilizada por cargas eléctricas y agentes emulsificantes
como productos tensoactivos, sólidos finamente divididos, etc.
Otro factor que afecta a los fluidos, es la tensión superficial, que es la tensión
interfacial entre elementos, estas fuerzas interfaciales que forman películas en la
superficie son de cohesión y adhesión. La adhesión es la fuerza que se encuentra
en el área de contacto entre fluidos (Ej. Petróleo-Agua en un tanque en reposo),
La cohesión es la fuerza de unión molecular en el espacio de contacto entre
fluidos (Ej. Petróleo-Agua en movimiento en una tubería).
Las fases existentes en una emulsión son: fase dispersa en forma de gotitas es la
fase interna, la fase externa se encuentra rodeando la fase dispersa y esta en
forma continua.
2 Tomado de : Tratamiento de Emulsiones, s/n Sygnus Argentina.
11

La turbulencia producida en los fluidos desde el fondo del pozo a los tanques por
los equipos mecánicos tales como bombas, separadores de gas, tuberías, etc., es
suficiente para generar el grado de dispersión requerida para formar la emulsión,
como se muestra en el grafico N.- 1, también existen agentes emulsificantes o
surfactantes naturales en el petróleo para evitar la coalescencia de las gotas
dispersadas, como: asfáltenos, resinas, parafinas, compuestos nafténicos y
sólidos finamente dispersados como arcillas, sedimentos, incrustaciones,
productos de corrosión que se encuentran en la interfase agua-petróleo.
EMULSIONES DEL FLUIDO EN EQUIPOS Y TUBERIAS. 3
3 Tomado de : Folleto Emulsiones, Boker Petrolite.
GRAFICO N.- 1
12

2.1.3.- FACTORES QUE ESTABILIZAN LA EMULSION.
- Relación de volumen de fases: El aumento del volumen de la fase diversa
aumenta el número de gotas, aumenta el área interfacial y la inestabilidad.
- Temperatura : La baja temperatur disminuye la difusión, aumenta la
viscosidad de la fase externa formando una interfase dura.
- Edad : una emulsión se estabiliza mientras más pasa el tiempo antes de
recibir tratamiento, ya que permite la mejor distribución de los estabilizantes
en la interfase.
- Salinidad del agua: La estabilidad de las emulsiones disminuye con la
salinidad del agua, a mayor salinidad mayor estabilidad.
- Sistemas de producción y transporte: Cuando se utilizan en los sistemas
bombas centrífugas hay mayor emulsión entre fluidos de producción.
- Transporte en frío: Cuando el petróleo no tiene suficiente temperatura, el
transporte por temperatura hace la emulsión se estabilice. 4
2.1.4.- Tipos de Emulsión.
Las emulsiones pueden ser por:
a.- La naturaleza de la fase externa.
b.- Según el tamaño de las partículas dispersadas.
4 Tomado de : Tratamiento de Emulsiones, s/n , Sygnus Argentina.
13

2.1.4.1.- Fase externa.
Emulsiones de agua en petróleo (W/0), donde la fase dispersa es el agua
y la fase continua el petróleo, comprenden aproximadamente el 99% de las
emulsiones presentes en los yacimientos, estas presentan serios problemas
de transporte en los campos de producción y de tratamiento en las
estaciones centrales.
Las emulsiones W/0 tiene baja conducción de la electricidad, pueden ser
diluidas con solventes, contienen más aceite (crudo) y son difíciles de
deshidratar, son menos corrosivas y en general, dependen de la fase aceite.
Emulsiones de petróleo en agua (O/W), donde gotitas de crudo se
encuentran dispersas en la fase continua de agua. Este tipo de emulsiones
ocurre en aproximadamente 1% en la industria petrolera.
Las emulsiones O/W conducen electricidad, son diluidas con agua, pueden
ser deshidratadas y secadas (pierden agua rápidamente), además son más
corrosivas.
2.1.4.2.- Partículas dispersas.
Macro emulsiones: en este tipo de emulsión, las partículas dispersas
tienen un tamaño aproximado de 0.2-50 micrones. 5
El tamaño de la gota en la fase dispersa tiene mucha variación y se debe
considerar que cuando son menor a un micrón su separación es muy difícil,
en las gotas de mayor tamaño su separación es mejor y más rápida, los
5 Tomado de :Biblioteca Personal, Materia Industrializacion.
14

cambios de distribución y separación están relacionadas con el porcentaje
de agua y tiempo, de acuerdo a este tiempo denominado de residencia se
consigue un índice de estabilidad mayor o menor.
2.1.5.- TIPOS DE CRUDO Y RELACIÓN DE EMULSION.
El petróleo contiene elementos gaseosos, líquidos y sólidos, la consistencia del
petróleo varía desde un líquido tan poco viscoso como la gasolina hasta un líquido
tan espeso que apenas fluye.
Por lo general, hay pequeñas cantidades de compuestos gaseosos disueltos en el
líquido; cuando las cantidades de estos compuestos son mayores, el yacimiento
de petróleo está asociado con un depósito de gas natural.
Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por
los elementos que acompañan al petróleo (por ejemplo gas y agua), éste saldrá
por sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado "árbol
de navidad", que consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del
petróleo.
La producción de fluidos en un pozo tiene como elemento principal el petróleo,
cuya composición normalmente está comprendida dentro de los siguientes
intervalos que se determinan en la tabla N.- 4.
15

TABLA N.- 4
COMPONENTES BASICOS DEL PETROLEO
ELEMENTO % PESO
Carbono 83-87
Hidrógeno 10-16
Azufre 0-6
Nitrógeno 0.2
Fuente: Folleto industrialización 6
El petróleo es un líquido insoluble en agua y de menor densidad que ella. Dicha
densidad está comprendida entre 0.75 y 0.95 g/ml. Sus colores varían del amarillo
pardusco hasta el negro, la mayoría de petróleos poseen un olor característico
más o menos penetrante, que es asociado por las cantidades de sulfuro de
hidrógeno o compuestos sulfurados existentes.
Existen varias consideraciones para clasificar al petróleo según su grado API,
grado que es valorizado con referencia a la densidad relativa o gravedad
especifica, misma que tiene como referencia la gravedad especifica de 1 del agua.
6 Tomado de : Folleto de Industrializacion del Petroleo, Ing. Luis Calle , pag 9 Tabla 2-1.
16

CLASIFICACION DEL PETROLEO SEGUN GRADO API
TIPO DE
PETROLEO
TABLA N.- 5
GRADO API
Liviano Mayor a 30
Semipesado 21-30
Pesado 14-20
Extrapesado Menor a 14
Fuente: Nociones basicas de Producción 7
La composición varía con la procedencia del tipo de hidrocarburos que predomina:
2.1.5.1.- Petróleo a base parafínica (fluidos);
Los petróleos de base parafínica por lo general se producen de la Arena Hollín
que se encuentra a una profundidad promedio de 10.500’, los parámetros de
presión, temperatura y tipo de empuje del yacimiento determinan la producción de
fluidos y el manejo del mismo en superficie.
Un pozo en producción de arena hollín tiene las siguientes características:
7 Tomado de : Nociones basicas de Produccion, pag 16, Eduardo Benalcazar, Petroproduccion.
17

TABLA N.-6
PARAMETROS DE UN POZO PRODUCTOR DE ARENA HOLLIN
POZO D
BSW% 0,2
API OBS. 34
API @ 60 F 31,5
BFPD 2197
BPPD 2.193
BAPD 4
ARENA H
BHT 240°F
Qg(scf/d) 7.944
GOR (cf/bl) 7
FUENTE: Departamento de Produccion Tiguino.
ELABORADO: Silva/Jarramillo
En esta arena el yacimiento tiene un empuje o energía de agua, la presión
existente en el yacimiento es +/- 4.500 psi, 8 además se encuentra poca cantidad
de gas con respecto al volumen de producción de fluidos (GOR; relación gas
aceite).
8 Tomado de : Trabajo de Campo Tiguino, Silva/Jaramillo.
18

Cuando inicia la producción de un pozo el bsw es bajo como tenemos en la tabla,
lo cual da una mínima producción de barriles de agua, luego por las características
de la arena el bsw incrementa a un 40% o más, este incremento se debe al
empuje hidráulico del yacimiento ocasionando problemas de almacenamiento de
agua y emulsiones en las facilidades de producción.
Este petróleo tiene un grado API promedio de 30,0, es considerado liviano y de
acuerdo a las normas el valor monetario es mayor cuando el grado API es mas
alto.
2.1.5.2.- Petróleo a base nafténica (viscosos);
El petróleo de base asfalténica contiene componentes hidrocarburíferos de alta
viscosidad, estos son los asfaltenos que dan la característica a los crudos
pesados, este petróleo tiene un API de 20 a 30, 9 por lo general lo encontramos en
yacimientos a +/- 9500 10 pies en la arena productora T, las condiciones de este
yacimiento determina un empuje por gas disuelto, por tal razón tenemos una
presencia alta de gas (GOR) y un porcentaje muy bajo de bsw, el ejemplo de estas
características las tenemos en las siguiente tabla.
9 Tomado de :Traajo de Campo Tiguino, Silva/Jaramillo.
10 Tomado de :Trabajo de Campo Tiguino, Silva/Jaramillo.
19

TABLA N.- 7
PARAMETROS DE UN POZO PRODUCTOR DE ARENA “T”
GOR (cf/bl) 106
FUENTE: Departamento de Produccion Tiguino.
ELABORADO: Silva/Jarramillo
2.1.5.3.- Petróleo aromáticos.
Contienen hidrocarburos que constituyen añillos en su composición de enlaces de
carbono, pueden estar presentes en los crudos que se encuentran en producción
de las diferentes arenas productoras.
POZO A
BSW% 5
API OBS.
20
19,5
API @ 60 F 18,5
BFPD 2056
BPPD 1933
BAPD 1.836
ARENA T
BHT 232°F
Qg(scf/d) 219.504

En consecuencia las bases de formación en el petróleo en bruto es una mezcla de
un extraordinario número de diferentes hidrocarburos, la mayor parte saturados y
se pueden agrupar en diferentes familias.
Los parafínicos que tienen un enlace molecular lineal.
Ejemplos.
H H H H H
H - C - C - H H - C - C - C - H
H H H H H
11 Tomado de: Mundo de la quimica, pag 152.
Ejemplos de algunos parafinicos 11
21

Los asfalténicos tienen un enlace molecular cíclico.
H H
H C C H
H C C H
H C H
H H
Ejemplo de asfalténico 12
Los de base mixta asfáltica tienen los diferentes enlaces y anillos de hidrocarburos
que constituyen los aromáticos.
C H
H C C H
H C C H
H C
Ejemplo de aromaticos 13
12 Tomado de: Mundo de la Química, pag 160
13 Tomado de: Mundo de la Química, pag 161
22

2.1.6.- PARÁMETROS QUE INFLUYEN EN UNA EMULSION.
Las partículas de agua en suspensión se a considerado que tienen un movimiento
en zigzag continuo sin orden pero en sentido del flujo, las gotas que más se
mueven son las más pequeñas, esto hace que una emulsión se homogenice y
aumente su viscosidad, produciendo pérdidas de energía por la fricción existente
entre las gotas de agua que es su fase dispersa y el petróleo que es su fase
externa, los fluidos con emulsiones requieren de mayor energía para el
movimiento de los mismos en la aplicación de su transferencia.
La viscosidad en los fluidos influye directamente en la separación de las
emulsiones, cuando la viscosidad en la fase continua es alta disminuyen los
coeficientes de difusión y frecuencia de coalición de las gotas.
- La viscosidad de la fase externa: Esta viscosidad determina el grado API
del crudo, la relación entre la viscosidad y el grado API es inversamente
proporcional, a mayor grado API menor viscosidad,como se muestra en el
Grafico N.- 1.
23

RELACION VISCOSIDAD API
FUENTE: Departamento de Produccion Tiguino.
ELABORADO: Silva/Jarramillo
- La concentración en volumen de la fase dispersa: esta relacionado
directamente con el bsw en el petróleo, a mayor cantidad de agua obtenemos
mejor separación, pero el incremento de agua implica la aplicación de otro
sistema en el proceso de producción del petróleo, que es la reinyección de
agua de producción.
24

- La naturaleza del agente emulsificante: ya hemos determinado la
naturaleza del petróleo en sus yacimientos, dentro de los mismos el agua,
el petróleo y el gas están relativamente separados por su diferente
densidad, estos elementos se mezclan cuando el pozo inicia su
producción, provocando emulsiones.
- Distribución del tamaño de la partícula: Mayor tamaño mejor separación.
Existen condiciones que formar una emulsión de dos líquidos inmiscibles,
se presenta cuando hay la suficiente agitación para dispersar uno de los
líquidos en pequeñas gotitas, a demás se presentan agentes emulsificantes los
cuales estabilizan la emulsión.
Un tipo muy común de emulsificador son los surfactantes, compuestos
químicos que modifican la tensión superficial de los líquidos, contienen una
molécula anfifilica, una parte es soluble en el hidrocarburo ( oleofílica ), y otra
soluble en el agua ( hidrofílica ), estas moléculas migran hacia la interfase
agua-aceite formando una película interfacial que no permite la decantación de
la fase dispersa.
CH2 CH2 CH2
AGUA Radical Radical
CH2 CH2 CH2
Molécula Oleofílica 14
14 Tomado de : Tratamiento de crudo y agua de producción, s/n, Sygnus, Argentina.
25
14
HIDROCAR
BURO

2.2.- AGUA PARA REINYECCIÓN.
Definición.
“Agua producto de la eliminación de los fluidos coproducidos en la extracción de
hidrocarburos”.
La principal consideración sobre la calidad del agua para reinyectar en el subsuelo
es, que el agua que se succione del sistema de tratamiento debe ser lo
suficientemente buena para cumplir la reinyección de un volumen programado a
un costo mínimo de operación.
Las salmueras están asociadas principalmente con crudo debido a que
generalmente el agua salada se encuentra asociada al petróleo en la formación
geológica de donde es extraído. El agua producida con el crudo varía en la
cantidad de sales que contienen en solución, pero sus concentraciones pueden
ser mayores que las del agua del mar. Algunas tienen densidades mayores de
1.20 gr/cm 15 y los contienen en solución, los iones que usualmente poseen en su
composición son Na + , Ca ++ Mg ++ , Cl - , HCO3 - , S0 = . 16
2.2.1.-CONDICIONES DE LA FORMACIÓN PARA REINYECCIÓN.
El aumento de las presiones de reinyección puede ser causado por uno o más de
las siguientes Condiciones:
15 Tomado de: Tratamiento de crudo y agua de producción, s/n, Sygnus, Argentina
16 Tomado de: Tratamiento de crudo y agua de producción, s/n, Sygnus, Argentina
26

1.- Fill-up (llenado)de la formación (llenado de los espacios vacíos). 17
2.- Hinchamiento de las arcillas de formación, resultante en una reducción de la
permeabilidad. 18
3.- Formación y deposición de material insoluble en la formación. 19
4.- Aumento en la saturación de petróleo, resultante en una reducción de
permeabilidad, debido al efecto de permeabilidad relativa.
5.- Movimiento de material fino de la formación causado por agentes
cementantes, que provocan taponamiento y subsecuentemente restricciones
de los canales porales, causando una reducción de la permeabilidad.
6.- La presencia de sólidos suspendidos en el agua, se alojan en los canales
porales o ser retenidos por la cara de la formación, y por lo tanto causan una
reducción en la permeabilidad. 20
2..2.1.1.- Hinchamiento de arcillas
No se tiene un estudio exacto del comportamiento de los yacimientos, en especial
para reinyección de agua, estas arenas tiene una permeabilidad para aceptar el
agua, pero con una mínima cantidad de petróleo y sedimentos.
Estos componentes del agua de reinyección pueden reaccionar de diferente
manera en contacto con la arena, dando las siguientes reacciones:
17 Tomado de: Tratamiento de crudo y agua de producción, s/n, Sygnus, Argentina
18 Tomado de: Tratamiento de crudo y agua de producción, s/n, Sygnus, Argentina
19 Tomado de: Tratamiento de crudo y agua de producción, s/n, Sygnus, Argentina
20 Tomado de: Tratamiento de crudo y agua de producción, s/n, Sygnus, Argentina
27

- Cada especie de mineral arcilloso reacciona en diferente grado con aguas
extrañas.
- El grado de hinchamiento de un mineral arcilloso es función de:
a.- La fuerza iónica total del agua 21
b.- La relación de cationes monovalentes a divalentes 22
c.- El pH del agua 23
d.- La presencia de compuestos orgánicos polares. 24
- La descripción analítica de la presencia de minerales arcillosos y su tiempo en
una roca reservorio no son determinaciones exactas.
- El movimiento de las partículas finas da la misma reducción que por
sedimentación.
En el grafico N.- 2 muestra el efecto de la variación de salinidad (ClNa) sobre tres
tipos básicos de arcilla. La montmorillonita sódica muestra la mayor reducción en
la permeabilidad (mayor hinchamiento) mientras que las illita y caolinita sódicas
muestran una reducción de permeabilidad mucho menor a medida que se
disminuye la salinidad del agua que fluye.
21 Tomado de: Tratamiento de crudo y agua de producción, s/n, Sygnus, Argentina
22 Tomado de: Tratamiento de crudo y agua de producción, s/n, Sygnus, Argentina
23 Tomado de: Tratamiento de crudo y agua de producción, s/n, Sygnus, Argentina
24 Tomado de: Tratamiento de crudo y agua de producción, s/n, Sygnus, Argentina
28

La reducción de salinidad en un sistema se lo realiza por etapas, disminuyendo la
concentración en ppm para obtener al menos un 5% efectivo de salinidad total.
GRAFICO N.- 2
COMPORTAMIENTO DE LA PERMEABILIDAD CON LA SALINIDAD
Permeabilidad, % de la
permeabilidad a Cloruro de
sodio N 3
FUENTE: TRATAMIENTO DE CRUDO Y AGUA DE PRODUCCION 25
25 Tomado de: Tratamiento de crudo y agua de producción, s/n, Sygnus, Argentina
29

EFECTO DE LA SALlNIDAD DEL AGUA SOBRE LA PERMEABILIDAD
Serie
Cloruro de Sodio
Ppm
DE UN TESTIGO.
TABLA N.- 8
Agua
Cloruro de Calcio
ppm
1 52.600 5.500 225
5.260 550 235
526 55 215
263 27 220
105 11 215
2 52.600 5.500 220
105 11 40
Permeabilidad del
Testigo
FUENTE: TRATAMIENTO DE CRUDO Y AGUA DE PRODUCCION 26
2.2.1.2.- Formación y deposición de material insoluble.
Los dos mecanismos por los que puede formarse y depositarse material insoluble
dentro de la formación son:
- La reacción del agua de inyección con el agua de formación para producir
precipitados; y
26 Tomado de: Tratamiento de crudo y aguas de producción, s/n, Sygnus, Argentina.
30
Md

- Una reacción dependiente del tiempo en la propia agua de inyección, que
termina en la formación de un material insoluble después que el agua ha entrado
en la formación.
Estos mecanismos no son importantes cuando existe una buena permeabilidad en
la formación. Los precipitados se depositarán suficientemente lejos de la cara del
pozo inyector por la dispersión radial.
Una formación de baja permeabilidad puede ser dañada por estos mecanismos
ya que la deposición tendrá lugar cerca de la cara del pozo inyector.
2.2.1.3.- Aumento de la saturación de petróleo
El problema principal del petróleo que entra en la formación reside en su efecto
extremo sobre la permeabilidad al agua en las arenas de baja saturación de
petróleo. Una curva típica de permeabilidad relativa. 27
El aumento de la saturación de petróleo en los pozos Inyectores es el hecho más
común, este petróleo adicional puede tener uno o más de los siguientes orígenes:
- Petróleo suspendido en el Agua de Inyección;
- Aceite de lubricación del émbolo o impelers de las bombas.
- Petróleo usado como trasportador en tratamientos químicos;
- Petróleo de la formación que coalescen durante los períodos de paro;
- Petróleo o hidrocarburos utilizados como colchón en los tanques para evitar
el contacto con aire;
- Petróleo removido del tubing de un pozo productor cuando se utiliza la
misma línea para en un pozo inyector.
- Emulsión de las partículas de petróleo cuando hay agitación o cambio de
tanques en el agua tratada para reinyección.
27 Tomado de :Trabajo de Investigacion, Baker Petrolite
31

GRAFICO N.- 3
RELACION SATURACION AGUA Y PERMIABILIDAD 28
TABLA N.- 9
VOLUMEN ACUMULATIVO DE PETRÓLEO QUE ENTRA EN
Contenido del
petróleo del agua
UN POZO INYECTOR
CON UN CAUDAL DE 8000 BARRILES POR DÍA
Período de tiempo
1 Día 1 Mes 1 Año 5 Años
1ppm. 0,.336 gal. 10,08 gal 2.88 barril 14.8 barril
100ppm. 33.6 gal 1008 gal 288 barril 1440 barril
200ppm. 67.2 gal 2016 gal 576 barril 2880 barril
ELABORADO: JARAMILLO – SILVA, DATOS DEL CAMPO TIGUINO
Tomando la densidad del agua 1,02g/cm3 y del petróleo 0,980g/cm3.
28 Tomado de: Nociones básicas de producción, pag 28, Figura 2-6, Eduardo Benalcázar, Petroecuador
32

Es importante determinar la fuente del petróleo que entra en un pozo inyector
para, de ser posible, evitar su entrada, que afecta directamente a la permeabilidad
de la arena.
La experiencia de campo, en algunas áreas, indica que pueden tolerarse de 20 a
30 ppm de petróleo en el agua de inyección, pero deben establecerse
procedimientos operativos que resulten en la entrada de la menor cantidad posible
de petróleo a los pozos reinyectores.
Se ha encontrado que el aceite lubricante de las bombas del sistema llega a la
formación, por tal motivo se debe tener un mantenimiento periódico a los equipos.
2.2.1.4.- Partículas finas de la formación
Los canales porales de las formaciones arenosas son tortuosos y de diámetro
Irregular, las partículas finas de la formación (fragmentos minerales, cristales,
arcillas, etc.) se encuentran asentadas en los canales porales, cualquier cambio
que perturbe la estabilidad de las partículas, provocaran que viajen a lo largo de
canal poral hasta que alcanzan una restricción reduciendo efectivamente la
permeabilidad, ocasionando una baja rata de reinyección.
Algunas de las causas en la formación son:
-Cambios significativos en la salinidad del agua, sea aumento o disminución
- Cambios en el PH.
- Excesivas velocidades de reinyección. 29
29 Tomado de: Trabajo de Investigacion, Baker Petrolite
33

2.2.1.5.- Sólidos suspendidos
Los sólidos en suspensión son definidos como el material suspendido a diferencia
de los sólidos disueltos que se encuentran en solución verdadera en el agua.
Encontrados entre los sólidos en suspensión en el agua están:
- Petróleo
- Arcilla
- Silt
- Arena
- Algas
- Incrustaciones
- Productos de corrosión: - sulfuro de hierro
- Bacterias
- Crecimiento de bacterias.
- hidróxido férrico,
- Productos químicos incompatibles, estos sólidos suspendidos pueden
clasificarse en: - Material Inorgánico (no hidrocarburos)
- Material orgánico (hidrocarburos) 30
La diferenciación se realiza determinando la solubilidad del material en un buen
solvente de hidrocarburos.
30 Tomado de: Tratamiento de crudo y aguas de producción, s/n, Sygnus, Argentina
34

También hay los sólidos suspendidos:
- Sólidos adherentes: a) Petróleo, b) Incrustación
- Sólidos no adherentes: a) Silt, b) Arena 31
- Sólidos que pueden ser adherentes o no dependiendo de la composición o
de las circunstancias: a) Arcillas, b) Algas, c) Productos de corrosión,
d) Bacterias, e)Crecimiento de bacterias, y f) Compuestos químicos
incompatibles. 32
Los sólidos adherentes se definen como aquellos materiales que o bien se pegan
a otras superficies sólidas en contacto, tal como petróleo, o forman una película
cubierta sobre las superficies sólidas.
2.2.1.6.- Fuentes de los sólidos en suspensión:
Algunas de las fuentes de los sólidos en suspensión incluyen:
- Fallas en las medidas para el control de arena en los pozos productores de
agua;
- Sobretratamiento con aditivos químicos;
- Un producto químico incompatible con el agua o con otro aditivo en uso en la
misma;
31 Tomado de: Tratamiento de crudo y aguas de producción, s/n, Sygnus, Argentina.
32 Tomado de: Tratamiento de crudo y aguas de producción, s/n, Sygnus, Argentina.
35

- Entrada de aire en un sistema cerrado, dando lugar a la formación de
hidróxido férrico y al crecimiento de bacterias aerobias,
- La mezcla de aguas incompatibles; agua dulce – agua salada.
- Operación inadecuada de tanques, resultando en un contenido excesivo de
petróleo en la misma;
- Floculación luego de la filtración y
- Falla en filtros.
Los sólidos suspendidos también pueden obstruir la línea si ninguno de los sólidos
entra en la formación, aumentando la presión de descarga sin antes llegar a la
cara de la formación.
Los sólidos en suspensión cuantos menos haya mejor será el agua, si llegan a la
formación no presentarían problema si no hay sólidos adherentes, cuando haya la
ausencia de esta información, siempre debe suponerse que los sólidos en
suspensión serán tamizados en el sistema.
2.2.1.7.- Incrustaciones
El término incrustación se refiere a un sólido duro adherente depositado sobre una
superficie. Las siguientes formas de incrustación son posibles en los sistemas de
reinyección de agua, dependiendo de las circunstancias;como se observa en la
tabla n.- 10.
36

TABLA N.- 10
FORMACION DE INCRUSTACIONES 33
Causa de la formación Nombre Químico Nombre mineral
de incrustación
1.- Pérdida de gases disueltos Carbonato de calcio Calcita, aragonita
2.- Solución de gases Hidróxido férrico Goethíta
Sulfuro ferroso Sulfuro de hierro
Amorfo.
3.- Mezcla de aguas Sulfato de bario Baríta
Sulfato de estroncio Celestíta
Sulfato de calcio Yeso
Carbonato de calcio Calcita, aragonita
4.- Calentamiento sin Carbonato de calcio Calcita, aragonita
evaporación Sulfato de calcio Yeso, anhidrita
Oxido mixto de hierro Magnetita
5.-.Aditivos incompatibles Fosfato de calcio Hidroxiapatita
Ferrocianuro ferroso
33 Tomado de: Tratamiento de crudo y aguas de producción, s/n, Sygnus, Argentina.
37

Las incrustaciones pueden encontrarse en cualquier punto de un sistema de
reinyección de agua, la prevención de la formación de incrustaciones es el
procedimiento más adecuado para evitar problemas con la presencia de
carbonatos, hidróxidos, óxidos y sulfuros que pueden ser eliminados por
acidificación, mientras que los de sulfatos, fosfatos y ferrocianuros no son solubles
en ácidos.
38

CAPITULO III

3.- METODOLOGÍA.
3.1.- TRATAMIENTO DE EMULSIONES.
Los procesos de separación para lograr una efectiva desemulsificación de las
emulsiones de petróleo, tienen que ser aplicados de acuerdo a las condiciones y
volumen de los fluidos que estén planificados manejar en una estación de
producción.
El proceso de desestabilización y rompimiento de las emulsiones de petróleo se la
debe realizar tan pronto como sea posible después que ha sido formada y
producida, siguiendo algunos lineamientos de procesos.
- Separación del gas presente en la emulsión producida.
- Efectuar la coalescencia de las gotas de agua para formar gotas grandes,
las cuales precipitarán más rápidamente.
- Disminuir la viscosidad de la fase petróleo para acelerar la separación del
agua de la fase continua.
- Tener en el sistema un tiempo de residencia adecuado para que ocurra una
completa separación del agua.
39

GRAFICO N.- 4
EFECTO DE LA EMULSIFICACION EN UNA EMULSION 34
Para lograr un proceso deshidratación de petróleo-crudo efectivo y cumplir con las
funciones anteriormente enumeradas se aplican diferentes métodos.
3.1.1.- Métodos de tratamiento de emulsiones.
Método térmico.
Método químico.
Método eléctrico.
34 Tomado de: Tratamiento de crudo y aguas de producción, s/n, Sygnus, Argentina.
40

Método mecánico.
Método convencional.
Deshidratación estática
Deshidratación dinámica 35
Usualmente la combinación de estos métodos son aplicados en el campo para el
tratamiento de emulsiones estables de crudos pesados.
3.1.1.1.- Método térmico
El tratamiento térmico consta de la aplicación de calor para romper las emulsiones
agua-petróleo por efecto de una reducción en la tensión superficial de la partícula
interfacial, se lo realiza a través de calentadores eléctricos, a gas o por inducción
de temperatura, con recubrimientos de tuberías, etc., el proceso actúa:
1) Aumentando la solubilidad del petróleo en el agente emulsificante.
2) Reduciendo considerablemente la viscosidad del petróleo, lo cual produce la
separación por gravedad del agua.
3) Acelera la velocidad con que un compuesto químico demulsificador se
deposita en la interfase de las gotas de agua, aumentando así la velocidad de
acción del demulcificante.
4) La aplicación del calor sobre el crudo aumenta la cantidad de energía en el
sistema causando corrientes térmicas, provocando el choque entre las
35 Tomado de: Tratamiento de crudo y aguas de producción, s/n, Sygnus, Argentina.
41

pequeñas gotas de agua al aumentar el movimiento Browniano de las mismas,
lo que permite la floculación y luego la coalescencia de las gotas.
5) También la aplicación de calor ocasiona una expansión de las gotas de agua
debido al gradiente de temperatura, rompiendo la tensión superficial de las
mismas. 36
3.1.1.2.- Método químico
Existen dos fuerzas antagónicas en la interfase de las fases de una emulsión:
1) la tensión superficial del agua, que permite a las gotas formar otras más
grandes, las cuales cuando son suficientemente grandes se precipitan debido
a la fuerza de gravedad, y
2) La coherencia de la película del agente emulsificante que rodea a las gotas,
tiende a evitar la unión de las mismas y aún después del choque entre ellas,
tiende a permanecer entre las gotas y evita la coalescencia.
Los emulsificantes forman una barrera viscosa interfacial que inhibe la
coalescencia de las gotas, a demás por su polaridad forman una cobertura de
cargas eléctricas, es decir se repelen las gotas entre sí.
Otros emulsificantes son los sólidos finamente divididos, estos sólidos coloideos
se absorben sobre la interfase agua-petróleo, por ejemplo sulfuro de hierro, arena,
carbonatos.
Químicamente el ataque sobre el agente emulsificante puede ser echo por
destrucción o por neutralización, para esto, un agente desemulsificante debe ser
36 Tomado de: Folleto de Emulsiones, Baker Petrolite.
42

inyectado directamente al fluido dosificando el químico para que disuelva y
reemplace al agente en la interfase debilitando o frágil izando la película y
permitiendo la coalescencia de las gotas.
Los desemulsificantes son adicionados en los fluidos producidos para
contrarrestar los efectos de los emulsificantes naturales del petróleo.
Para que estos sean efectivos, deben ser distribuidos uniformemente a través de
los fluidos producidos y estar en toda la interfase de la emulsión antes de ser
tratados en los equipos de deshidratación.
3.1.1.3.- Método eléctrico
El método eléctrico de tratamiento de emulsiones de petróleo implica el uso de
campos eléctricos o electrostáticos con el propósito de causar que las pequeñas
gotas dispersadas se muevan hacia el campo eléctrico, este fenómeno es
producido debido a que las partículas suspendidas en un medio con una constante
dieléctrica más baja son atraídas entre sí, como es el caso del agua en petróleo.
Mientras mayor resistividad tenga el medio (petróleo) es mayor el esfuerzo
eléctrico, por lo tanto, las fuerzas que producen la coalescencia son mayores.
Los procesos de deshidratación eléctrica requieren mayor temperatura que los
procesos químicos. Debido a esta mayor temperatura, el proceso es siempre
desarrollado bajo presión, lo cual es ventajoso en los casos de excesiva
vaporización del crudo.
43

3.1.1.4.- Método mecánico
El método mecánico de tratamiento es el más simple de todos los métodos y
probablemente el menos estudiado. Este involucro el uso de deflectores
arreglados e instalados dentro de los tanques de tratamiento, permitiendo la
desgasificación del fluido entrante, controlan la dirección del flujo del fluido, esto
hace que se produzca una mejor coalescencia de las gotas de la emulsión.
3.1.1.5.- Método gravitacional
El método gravitacional o de asentamiento es nada más que la utilización de la
fuerza de gravedad para sedimentar las gotas, esta es en función del tiempo y
dependiente del grado de estabilidad de la emulsión. Se utiliza principalmente para
separar el agua libre producida con el petróleo.
3.1.1.6.- Deshidratación estática
La deshidratación estática comprende el método de tratamiento gravitacional o de
asentamiento, en muchos casos luego de tratamiento químico, térmicos o
eléctricos, este tipo de deshidratación es conocido como el método de llenado-
sedimentación-drenaje y bombeo, esto significa que el petróleo después que se ha
llenado el tanque queda estático para que sedimente el agua contenida en él.
Muchos tanques de almacenamiento son usados como tanques de asentamiento,
tienen la entrada en el fondo con una disposición mecánica para distribución del
flujo sobre el plano del tanque.
44

3.1.1.7.- Deshidratación dinámica
La deshidratación dinámica es un método continuo de tratamiento de petróleo,
conocido como método de tanques de lavado. Constantemente entra al tanque de
lavado petróleo emulsionado por el fondo y sale por el tope petróleo limpio con
menos del 1% de agua.
ESQUEMAS DE SISTEMAS DE TRATAMIENTO.
Se muestran en los graficos 5, 6 y 7 los diferentes tratamientos para emulsiones.
GRAFICO N.- 5
TRATAMIENTO TERMICO. 37
37 Tomado de: Tratamiento de crudo y aguas de producción, s/n, Sygnus, Argentina.
45

GRAFICO N.- 6
TRATAMIENTO DE DESHIDRATACION. (GRAVITACIONAL) 38
GRAFICO N.- 7
TRATAMIENTO ELECTRICO. 38
38 Tomado de: Tratamiento de crudo y aguas de producción, s/n, Sygnus, Argentina.
46

3.1.2.- TRATAMIENTO QUÍMICO EN EL CAMPO.
Para efectuar el tratamiento químico en crudo es necesario caracterizar los fluidos
de producción, en especial el contenido de agua que va a ingresar al tratamiento.
En el campo se debe efectuar el tratamiento desde el inicio de la formación de las
emulsiones, así tenemos:
- Tratamiento químicos en pozos y en líneas de producción.
- Tratamiento en tanques de la estación de proceso.
3.1.2.1.- TRATAMIENTO EN POZOS Y LINEAS.
Cuando inicia la producción de fluido de un pozo tiene la suficiente energía de
llegar a la superficie, este método se denomina flujo natural, en está situación se
debe realizar la inyección de químico en la línea de producción ( bayoneta ) unida
al cabezal del pozo, luego el tratamiento se continuara en la estación de
producción.
Cuando un pozo en producción no tiene la suficiente energía para fluir a la
superficie, es necesario utilizar los diferentes métodos de levantamiento
artificiales, de acuerdo al diseño del levantamiento la manera más eficaz de
dosificar el químico es inyectarlo a través de un capilar que se instala hasta el
fondo del pozo.
En las líneas de producción y en especial en el manifold, tenemos diferente
dosificación de acuerdo al aporte de fluidos de los pozos, la inyección de químico
se debe ir controlando diariamente, como se muestra en la foto N.- 1.
47

La dosificación de químico en los pozos es controlada al momento de hacer los
análisis de laboratorio, al tomar la muestra se coloca 3 o 4 gotas de F-42 (químico
de acción rápida para romper la emulsión), si la muestra se rompe con esta
adición de F-42 la dosificación en los pozos o en las líneas en el trayecto del flujo
esta correcta.
Si la muestra presenta una separación de emulsión rápida aun sin adicionar gotas
de F-42, el químico inyectado antes de llegar a la estación esta sobredosificado, si
el caso es lo contrario, hay una falta de dosificación de químico.
Existe una fórmula con la que se puede estimar la cantidad de galones que se
debe inyectar en los pozos o en las líneas.
GPD x 23.8
Ppm = ----------------------
Bfpd
1000
FORMULA CALCULAR LAS PARTES POR MILLON 39
39 Tomado de: Trabajo de Investigacion, Baker Petrolite.
48
Ppm = partes por millón
GPD= galones por día.
Bfpd= barriles de fluido
por día.

FOTO N.- 1
FUENTE: Departamento de Produccion Tiguino.
ELABORADO: Silva/Jarramillo
3.1.2.2.- TRATAMIENTO EN TANQUES.
Luego de iniciar el tratamiento en el pozo, este continua en la estación de
producción o proceso, las líneas de producción de los pozos entran al manifold
(sistema de distribución de fluidos de los pozos), en el cual inicia el tratamiento en
la estación.
Manifold de CPF (inyección de químico por capilar)
49
Capilar de
inyección

Continua su proceso en los separadores de producción, en este elemento se
produce la desgasificación del fluido y la separación del agua por sedimentación,
para continuar la separación del agua en los tanques de lavado y almacenamiento.
Los tanques en este sistema están en un estado de disturbio durante las
operaciones de llenado, además, el gas que retenido tiene que fluir a la superficie,
lo cual perturba el proceso de sedimentación.
El tiempo de residencia en el tanque debe ser considerado para el proceso de
sedimentación, durante las operaciones de llenado una capa interfacial está
siendo formada. El espesor de esta capa es una función de la tasa de llenado del
tanque.
1. La capa interfacial puede separarse completamente, diferenciándose una
interfase defina entre el agua y el petróleo, la cual puede ser drenada fuera del
tanque con el agua, produciendo una emulsión severa del fluido drenado.
2. Altos porcentajes de agua pueden resultar en un bajo factor de utilización del
tanque, lo cual significa un pobre factor de eficiencia de capacidad de
almacenamiento.
3. El líquido de entrada en el tanque debe ser una emulsión desestabilizada para
evitar retratamientos costosos de la carga recibida.
4. El agua producida es corrosiva, lo que aumentará los costos de
mantenimiento.
50

3.2.- TRATAMIENTO DE AGUA PARA REINYECCION.
El agua de formación o residual del proceso de limpieza o lavado del petróleo
tiene mínima cantidad del mismo, es decir una emulsión petróleo-agua, agua que
continua en tratamiento dentro del sistema de reinyección.
El principal objetivo del tratamiento es evitar el taponamiento de la formación
receptora, la corrosión en las instalaciones y equipos, el asentamiento de sólidos
que se encuentran en el agua que producen las incrustaciones.
Debido a la presencia de sustancias que contiene átomos que intervienen en un
cambio químico se producen compuestos de diferente peso molecular,
reaccionando y formando compuestos que afectan el sistema.
Los compuestos que se producen dentro de un sistema por la unión de átomos
libres son básicamente carbonatos, sulfatos, etc.
Carbonato de Calcio.
Ca++ + CO3= CO3Ca (carbonato de calcio)
Ca++ + 2(HCO3 - ) CO3Ca + CO2 + H2O
CO2 + H2O H2CO3
H2CO3 H+ + H2CO3 –
HCO3 H+ + CO3 =
51

Ba++ + SO4= BaSO4
(solución) (sólido) 40
Existen varios elementos pero los principales son:
Cationes: - sodio (Na+)
- magnesio (Mg+)
- calcio (Ca+)
- estroncio (Sr++)
- bario (Ba++)
- hierro (Ba++)
Aniones: - cloruro (Cl-)
- carbonato (CO3=)
- bicarbonato (CO3H-)
- sulfato (SO4=) 41
Hay parámetros que se determinan en los análisis de agua para su tratamiento y
futuro control, estos son:
-ph
-contenido de bacterias
40 Tomado de: Trabajo de Campo Informe ( Quimipac ) .
41 Tomado de: Trabajo de Campo Informe ( Quimipac ) .
52

-cantidad de sólidos
- sólidos suspendidos
- oxigeno disuelto
- dióxido de carbono disuelto
- sulfuros totales.
- sólidos suspendidos. 42
Hay métodos que se los realiza en el campo y se puede determinar los análisis de
las aguas de reinyección, algunos en el mismo pozo o laboratorio de CPF y otros
en laboratorios particulares.
3.2.1.- FACTORES DE CAMBIO QUÍMICO.
CALIDAD DE AGUA.
1.- Métodos de filtración.- se determina la presencia de sólidos para determinar la
cantidad en peso.
2.- Cupones de corrosión.- determinan la velocidad de corrosión que puede existir
en el sistema, con esta técnica se puede determinar el calculo de corrosión por
año que se puede presentar en el sistema.
CORROSION.
La corrosión se puede determinar como un fenómeno electroquímico de entrega
de energía entre un metal y un no metal.
42 Tomado de: Trabajo de Campo Informe ( Quimipac ) .
53

Los metales de la misma naturaleza no se corroen, por tal razón se debe evitar en
lo posible tener en una instalación materiales de diferentes especificaciones y
composición.
Existe menor dificultad en proteger un sistema nuevo y limpio que un sistema
corroído y sucio, ya que los aditivos y químicos protectores no pueden penetrar
con eficiencia en los depósitos ya existentes o entrar en las profundas picaduras
llenas de productos de la corrosión.
Los mecanismos de la corrosión en los sistemas de reinyección de agua son
causados por:
* Acción galvánica
* Gases disueltos
* Corrientes parásitas
* Acción bacteriana
* pH. 43
Acción galvánica.
Se considera que el metal no se corroe si el fluido no está en contacto con el
mismo, cuando hay contacto se debe evitar la condiciones del que se produzcan
las reacciones del cátodo y del ánodo, siendo necesario que el cátodo sea de una
composición (metal) diferente que el ánodo.
43 Tomado de: Trabajo de Campo Informe ( Quimipac ) .
54

Al referirse al catado y al ánodo se los considera como una celda, los tipos de
celdas de corrosión en sistemas acuosos son los siguientes.
Celdas de electrodos distintos: Estas se consideran celdas galvánicas cuando se
juntan metales distintos.
Celdas por diferencia de temperatura: Estas celdas se producen cuando el
electrolito en la celda catódica está a diferente temperatura que el electrolito en la
celda anódica. Las calderas, intercambiadores de calor y otros son ejemplos
típicos de este tipo de celda.
Gases Disueltos.
- Dióxido de Carbono.
Este gas es la causa más común de la corrosión en un sistema de reinyección de
agua. El dióxido de carbono (o anhídrido carbónico) disuelto en agua da lugar a
bicarbonatos y si el pH es alto, carbonatos.
La acción del dióxido de carbono sobre el metal es un ataque ácido con o sin
picaduras, a cualquier pH dado que el dióxido de carbono disuelto causa una
corrosión significativamente mayor que un ácido mineral.
Se debe mantener un control de la temperatura para evitar que el cloruro de sodio
forme sulfatos o carbonatos.
55

- Oxígeno.
El oxígeno es una de las causas más serias de corrosión en los sistemas de
reinyección. La velocidad de corrosión causada por el oxígeno aumenta con el
incremento de salinidad hasta que se alcanza un nivel de cloruro de sodio de
aproximadamente el 1%. Por encima de esta concentración de sal la velocidad de
corrosión cae directamente a medida que disminuye la solubilidad del oxígeno.
El oxigeno disuelto en el agua causa los PITTING, en el rango de pH de 4 a 10,
por la formación de sulfuros de hierro, carbonatos de hierro que son los agentes
corrosivos, los sulfuros y los carbonatos forman cristales, que caen por
precipitación formando en las paredes incrustaciones muy severas, los cristales
van aumentando por sedimentación formando películas produciendo pérdidas de
metal.
Se debe tratar de solubilizar al oxigeno en el solvente para evitar estos
problemas, el aumento de temperatura disminuye la solubilidad y la presión
aumenta la misma, ya que los gases se solidifican a altas presiones.
La previsión mas importante para evitar la presencia de oxigeno en el sistema, es
no dejar ingresar el mismo cuando se realizar operaciones como :
-Cambio de válvulas.
-Instalación de equipos y limpieza del sistema.
-Alimentación de fluidos desde tanques.
56

-Inyección por capilares al sistema.
Al realizar estos trabajos se debe drenar en el punto mas cercano hasta
determinar que cualquier bache o burbuja de oxigeno haya salido del sistema.
En forma general puede decirse que los gases son menos solubles en soluciones
acuosas de electrolitos que en agua destilada. Esto se conoce como efecto de
insolubilización por sales (salting out).
Frecuentemente se evita que el agua tenga contacto con aire utilizando un
colchón de petróleo sobre el agua.
Corrientes Parásitas, Acción Bacteriana
Finalmente la corrosión es causada por mecanismos bacterianos. El crecimiento
de bacterias puede ser responsable de la aceleración de la corrosión por oxígeno
por establecimiento de celdas de aeración diferencial. Esto es particularmente
cierto en el caso de las bacterias sulfato-reductoras, ya que el sulfuro de
hidrógeno formado por acción metabólica puede despolarizar media celda por
precipitación de ión ferroso como sulfuro ferroso, y la bacteria puede despolarizar
la otra mitad de la celda por eliminación de hidrógeno desprendido.
La presencia de oxígeno en el agua estimula el crecimiento bacteriano aun
cuando se utilizan bactericidas. Frecuentemente el bactericida debe agregarse al
sistema en tratamiento significativamente mayores para restaurar el control, aun
después de haberse eliminado el oxígeno.
57

En ausencia de oxígeno disuelto, la corrosión bacteriana se produce por la
presencia de bacterias anaeróbicas, donde las condiciones ambientales son
favorables y cuando se ha establecido la infección.
La velocidad de corrosión tiende a ser lenta, la velocidad de corrosión se acelera
a medida que el crecimiento bacteriano altera el medio ambiente hacia
condiciones más favorables.
Bacterias SULFATO-REDUCTORAS
Las bacterias sulfato-reductoras no viven en aguas fluyente sino en el punto de
contacto del agua con superficies metálicas o no metálicas. Por lo tanto estas
bacterias pueden estar molestando en el sistema, creciendo en o debajo de los
depósitos, y no ser detectados en la corriente principal de agua. El producto más
importante resultante de la actividad de las bacterias sulfato-reductoras es sulfuro
de hidrógeno el que se mezcla con agua, formando el ácido sulfúrico, sulfuro
ferroso (produce aguas de color negro), compuestos altamente corrosivos, estas
bacterias pueden duplicar su número cada 20 44 minutos en condiciones
favorables.
En el campo se toma una muestra de agua y se inyecta con una jeringuilla en
frascos herméticos de 10 ml, para el análisis se toman 4 frascos y se inyecta un
reactivo en dilución con el agua para reinyección, el primer frasco es referencia
44 Tomado de: Baker Petrolite, Investigacion de Campo .
58

para luego en un tiempo determinado observar si hay cambios, el cambio que se
presenta es por la reacción de las bacterias que producen un color oscuro a la
muestra, las cantidades de colonias de bacterias las determina el técnico de
acuerdo al numero de frascos que cambien de color, como se muestraen la foto
N.- 2, hay presencia de colonias de 10 bacterias x 10 ml .
FOTO N.- 2
ANALISIS DE CULTIVO DE BACTERIAS
FUENTE: Departamento de Produccion.
ELABORADO: Silva/Jaramillo.
59

Cambio de pH
Rara vez son significativos los cambios de pH en el sistema disponible para el
ensayo. Los cambios de pH son importantes, ya que un aumento del pH significa
una tendencia incrementada a depositar incrustaciones de carbonato de calcio.
Las disminuciones de pH son raras, pero se producen si tiene lugar una
combinación inusual de factores que permiten la proliferación de bacterias
oxidantes del azufre (sulfato-reductoras)
3.2.2.- TRATAMIENTO QUIMICO
El tratamiento del agua tiene varias etapas en el sistema de reinyección, se inicia
en el manifold con la inyección de químico BIOCIDA (XC-320, XC-120 ), si el
sistema requiere de la inyección de dos clases de químicos, se debe realizar en
baches de 20 gls en 4 45 hrs y con tiempo de 4 días de residencia para que cumpla
su efecto, se deben inyectar alternado, luego de 4 días cada uno, no se debe
mezclar los químicos ya que pierden su efecto, es muy importante tener en cuenta
este lapso de tiempo para que no se mezclen en los tanques, si es necesario se
debe inyectar antiescala, inhibidores o anticorrosivos antes de entrar a los
tanques.
Luego del manifold el agua que esta separada por decantación en el wash tank es
enviada a un tanque de almacenamiento de agua en donde se realiza bacheos de
químico para tratar los problemas que se dan básicamente por la presencia de
45 Tomado de: Baker Petrolite, Investigacion de Campos.
60

oxigeno, se considera tener este sistema cerrado, es decir que no tenga el agua
contacto con el oxigeno en ningún lugar.
Se continua la inyección de químico específicamente antiescala e inhibidores de
corrosión en la descarga de la bomba booster, esta alimenta a la bomba de
inyección y se desplaza el fluido a través de una línea hacia el pozo receptor, todo
este tratamiento es determínate para el cuidado de los equipos y tubería, ya que el
cambio de velocidad en el trayecto implica cambio de presión y existe un cambio
de temperatura por la distancia, estos factores afectan directamente en la
formación de gases libres, carbonatos y sulfatos.
Todos los tratamientos de los problemas existentes en los proyectos de
reinyección de agua, pueden se solucionados con una buena operación y una
eficiente dosificación de químicos .
61

FOTO N.- 3
TANQUE DE QUIMICO Y MIRILLA PARA CONTROL DE DOSIFICACION
FUENTE: Departamento de Produccion Tiguino.
ELABORADO: Silva/Jarramillo
62

CAPITULO IV

4.- PROCEDIMIENTO
4.1.- ANÁLISIS DE BSW
La operación para determinar el tratamiento químico es realizando ensayos con
procedimientos de desemulsión en un laboratorio, este ensayo es el análisis de BS
& W por centrifugación.
Se realiza tomando muestras de fluido en una botella en puntos instalados en las
líneas denominados toma muestras, específicamente en el manifold de la
estación.
Colocamos en vaso de precipitados de 200 ml., 100 ml de solvente (jp1 o
gasolina) y 100 ml de muestra, luego del proceso de centrifugación se
observamos en el vaso la separación y analizamos el contenido de agua tipo de
emulsión, sedimentos, todas estas características las determinamos de acuerdo al
tipo de crudo que aporta el pozo .
63

FOTO N.- 4
Tomamuestra
Tomamuestra
FUENTE: Departamento de Produccion Tiguino.
ELABORADO: Silva/Jarramillo
FOTO N.- 5
FUENTE: Departamento de Produccion.
ELABORADO: Silva/Jaramillo.
64
Se toma una muestra de la línea de
flujo a través de un capilar
denominado tomamuestra, ya sea en
el cabezal del pozo o en el manifold
de CPF.
Para iniciar el análisis de bs&w
Se coloca en un vaso de precipitados
de 200 ml, 50 % de solvente (JP1) y
completar el 50% con el crudo de
muestra.

vaso
FOTO N.- 6
FUENTE: Departamento de Produccion.
ELABORADO: Silva/Jaramillo.
FOTO N.- 7
FUENTE: Departamento de Produccion.
ELABORADO: Silva/Jaramillo.
oil
emulsión
agua
65
Agitamos el vaso y ponemos en el
cono del eje de la centrífuga, se deja
por +/- 5 min centrifugando
Este análisis se lo realiza sin poner gotas
de químico F-42 para determinar el tipo de
emulsión y la cantidad de agua libre que
tenemos en la muestra.
En la imagen tenemos una muestra es de
crudo liviano, 30 API.
15% agua libre. 0.4% bsw
25% emulsión. 40% bsw
60% crudo.

FOTO N.- 8
FUENTE: Departamento de Produccion.
ELABORADO: Silva/Jaramillo.
Luego de realizar todos los analisis de bsw por muestreo ( graficos anteriores ), se
determina en volumen la produccion estimada por un contador y medida en
tanques, la cantidad en barriles de petróleo y de agua que se proyecta manejar en
el proceso de producción y almacenamiento.
Este proceso implica el desarrollo de sistemas mecánicos como son, los
separadores de producción y tanques de lavado y almacenamiento, elementos
que procesan la separación de gas, agua, petróleo y sedimentos, que manejan
constantes de volúmenes y una mayor y mejor recuperación de petróleo limpio.
Los elementos tienen un sistema secuencial de acuerdo a la optimización de sus
estructuras diseñadas y factores operacionales.
66
Este análisis de la imagen es una muestra
de crudo pesado, 18 API, en donde hay
poca presencia de agua, característica de
este crudo.
0.1% agua libre.
0.3% emulsión.
99.6% crudo.

a.- bombas de inyección de químicos
b.- puntos de inyección.
c.- líneas de flujo (manifold)
d.- separadores.
e.- tanques.
FUENTE: Departamento de Produccion.
ELABORADO: Silva/Jaramillo.
GRAFICO N.- 8
SISTEMA DE INYECCION DE QUIMICO
67

FOTO N.- 9
BOMBA DE INYECCION DE QUIMICOS Y TANQUES PARA DOSIFICACION.
FUENTE: Departamento de Produccion.
ELABORADO: Silva/Jaramillo.
68

CAPITULO V

5.- FUNCION DE ELEMENTOS EN ESTACION CENTRAL
5.1.- FUNCION DE LOS SEPARADORES.
La principal función de los separadores es la separación de gas de los fluidos, es
decir la eliminación de las gotas de líquido que son arrastradas por la fase gas.
1. Mejor separación.
2. Menos requerimientos de capacidad de almacenamiento.
3. Un proceso continuo resulta a menudo en menos fuerza hombre y supervisión.
4. Promueve la coalescencia de las pequeñas gotas de agua, lo cual debería
resultar en una mejor separación del petróleo y el agua y también en menos
consumo de química.
5. El efluente de agua drenada es menos contaminado con emulsión.
6. Menos equipo asociado para el tratamiento de la emulsión y el efluente de
agua.
7. Un petróleo mejor desgasificado entrando a los tanques de almacenamiento contribuye
a operaciones más seguras en el patio de tanque.
INGRESA
EMULSION
DE FLUIDOS
SEPARADOR
AGUA
69
FOTO N.- 10
GAS
SALIDA
PETROLEO

SISTEMA DE SEPARADORES. ESTACION TIGUINO
FUENTE: Departamento de Produccion.
ELABORADO: Silva/Jaramillo.
5.2.- FUNCION DE LOS TANQUES.
Principios del proceso de tanques de lavado
Los tanques de lavado han sido diseñados para la separación de agua - petróleo
por decantación, de tal manera que cada gota pueda ser absorbida por contacto
con un gran volumen del mismo tipo de agua. La mínima cantidad de agua
incoalescente que permanecen en el petróleo no deberán excederse de las
especificaciones de transferencia.
En los tanques de lavado se pueden diferenciar tres zonas:
70

1. Una zona de agua en el fondo o colchón de agua, donde entra la emulsión
petróleo-agua y es lavada por coalescencia de las gotas, separándose el agua
libre.
2. La zona intermedia o interfase donde las gotas de agua no están
completamente separadas, aquí se sedimentan desprendiéndose de la fase
petróleo que asciende, y
3. La zona de petróleo, donde el petróleo sube ya con mínima cantidad de agua,
(con menos de 1% de agua).
Los inconvenientes para lograr una eficiente separación por gravedad en los
tanques de lavado pueden ser causados por los siguientes factores:
a) la presencia de gas.
b) Problemas en la separación en los sistemas anteriores (separadores,
calentadores, free water, etc).
c) Cantidad de volumen de fluidos que ingresan en el tanque, lo que determina el
tiempo de residencia.
donde:
Qc = caudal de la fase continua.
A = área de la interfase suponiéndola plana.
vt = velocidad de separación de la gota dispersa
Q = V / t V = A * L
71

d) Re-emulsificación debido a las caídas de presión inesperadas en las
instalaciones del proceso.
e) Problemas de separación de emulsión en las líneas por temperatura ambiente.
f) Emulsión cuando se inyecta fluidos recuperados desde otros sistemas o
lugares, los cuales tienen diferente temperatura y composición. (ej: agua dulce)
De aquí que los principios básicos para lograr un eficiente funcionamiento de los
procesos con tanques de lavado son:
GRAFICO N.- 9
ESQUEMA DEL TANQUE DE LAVADO
FUENTE: TRATAMIENTO DE CRUDO Y AGUA DE PRODUCCION 46
46 Tomado de: Tratamiento de crudo y aguas de producción, s/n, Sygnus, Argentina.
72

5.2.1.- Ventajas del tanque de lavado.
- Desestabilizada emulsión agua-petróleo.
- Facilidad para desgasificación.
- Permitir la coalescencia (contacto y tiempo).
- Permitir la sedimentación (velocidad y tiempo).
- Mantiene una temperatura constante al fluido.
- Evitar canalización y áreas muertas.
- Facilidad para recibimiento y manejo de emulsiones tratadas.
73

FUENTE: Departamento de Produccion.
ELABORADO: Silva/Jaramillo.
FOTO N.- 11
WASH TANK (LAVADO) negro.
SURGE TANK (ALMACENAMIENTO) gris.
74

INFORME DE PRODUCCION DEL AÑO 2000
El campo produce un promedio a nual de 1617 BPPD
El promedio anual de API: 20,7
BLS
2400
2200
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
PARAMETROS :
FECHA BPPM API MenTemp. Prom.
1-00 S/D S/D S/D
2-00 S/D S/D S/D
3-00 1190 24,0 90
4-00 1370 23,8 85
5-00 1550 20,2 88
6-00 1200 20,2 92
7-00 1431 20,9 92
8-00 1400 19,5 94
9-00 2190 19,6 95
10-00 2400 19,3 98
11-00 2120 19,6 98
12-00 1320 19,5 98
16171 207
Prom. Anual 1617 20,7
01-Ene-00
02-Feb-00
05-Mar-00
06-Abr-00
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
PRODUCCION 2000
08-May-00
09-Jun-00
11-Jul-00
12-Ago-00
13-Sep-00
15-Oct-00
16-Nov-00
BPPM. Temp API
18-Dic-00
OBSERVACIONES:
La producción de petróelo de bajo API por lo general tiene baja temperatura en el fuido, esto ocaciona
problemas en el almacenamiento por su alta viscosidad y por la emulsión dura que presentan, por lo que
se hace necesario la utilización de químicos y si cuando hay mayores problemas se instala un sistema
de calentadores . Todos estos metodos implican un mayor costo a la producción de barrili de petróleo.
27
25
23
21
19
17
15
13
11
9
7
5
3
1
API

CAMPO : TIGUINO COSTOS
DMO 905
AF 5,3
PAO 7,2
BIOCIDA XC 102 12
BIOCIDA XC 302 12
ANTIESCALA 7,3
Asunto : DOSIFICACION DE QUIMICOS
Promedio anual de Analisis de Pozos en Manifold
Pozo BSW
A 67,55
B 4,35
D 6,25
E 3,02
F 2,7
Dosificacion encontrada, GPD (GALONES/DIA)
Demulsificante Antiparafinico Antiespumante AntiescalaBiocidas
LocacionDMO-4616 PAO -33 AF - 1302SCW-356 XC-302 TOTAL
Separadores
A
B
15 10 6 0 3 34
D 8 2 10
E
F
8 2 10
Reinyección 2 1 3
TOTAL GPD 31 14 6 2 1 54
COSTO GPD280,55
COSTO POR
100,8 31,8 14,6 12 439,75
AÑO 100998 36288 11448 5256 4320 158310
Observaciones y Recomendaciones
El perfil del tanque tiene BSW de 0,5 % y hay presencia de emulsion y parafina.
El colchon de se mantiene estable en 8'
En el wash tank hay minima cantidad de gas.
Mantener las concentraciones de tratamiento del campo.
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
TRATAMIENTO QUIMICO
AÑO 2000
76

INFORME REINYECCION DE AGUA del 2000.
Renyecciòn de agua de producción de campo tiguino.
Los parametros ya establezidos en el sistema son de acuerdo a la catidad de barriles.
PARAMETROS :
PRODUCCION AGUA INY 2000
FECHA BPPMBAPD Prom.BAPM P. Desc.P. Inyecc.P. CasingBls. Inyec. Hz-HP Reda
01/2000
02/2000
S/D
S/D
S/D
S/D
S/D
S/D
03/2000 1190 1300 39000 300 200 500 39000 45
04/2000
05/2000
1370
1550
1320
350
39600
10500
300
300
200
200
500
500
39600
10500
45
45
06/2000
07/2000
1200
1431
18
22
540
660
300
300
200
200
500
500
540
660
45
45
08/2000 1400 300 9000 300 200 500 9000 45
09/2000
10/2000
2190
2400
12
10
360
300
300
300
200
200
500
500
360
300
45
45
11/2000
12/2000
2120
1320
15
12
450
360
300
300
200
200
500
500
450
360
45
45
16171 3359 #####
1348 279,9167 8398
* La presión de casing se tiene que incrementar todos los dias a 500 psi, ya que la presión
baja a 0 psi en +/- 20 hrs.
PSI
500
400
300
200
100
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
0
05-Ene-00
05-Feb-00
05-Mar-00
INYECCION DE AGUA TIG 03
05-Abr-00
05-May-00
05-Jun-00
05-Jul-00
05-Ago-00
OBSERVACIONES:
* La producción de petroleo de bajo API por lo general tiene bajo aporte de bsw, lo que implica
un minimo gasto en el tratamiento de agua para reinyección y un facil manejo del sistema.
77
05-Sep-00
05-Oct-00
05-Nov-00
05-Dic-00
5000
P. desc. P. Inyecc. BAPD
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
0
BLS

PRODUCCION ANUAL POR POZO 2000
POZO A B D E F
BSW 67,55 4,35 6,25 3,02 2,7
API@60 23,0 21,0 20,0 23,2 21 Total Bls.
BFPD 7436 845 720 352 650 10003
BPPD 681 410 95 50 380 1616
BAPD 6755 435 625 302 270 8387
ARENA H / T H / T H H H / T
700
600
500
400
300
200
100
0
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
PRODUCCION PROMEDIO ANUAL POR POZO 2000
PRODUCCION ANUAL POR POZO 2000
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
PRODUCCION PROMEDIO ANUAL 2000
Total Bls.
OBSERVACIONES:
Pozos en producción 5
Pozo inyector 1. 78
POZO A
POZO B
POZO C
POZO D
POZO E
BFPA
BPPA
BAPA

INFORME DE BOMBEO 2000
El campo produce un promedio a nual de 1617 BPPD
El promedio anual de API: 20,7
El promedio anual de bsw de bombeo: 1,0 %
PARAMETROS :
FECHA BPPPM API Men BSW Men BBPM
1-00 S/D S/D S/D S/D
2-00 S/D S/D S/D S/D
3-00 1304 24,0 0,3 1300
4-00 1374 23,8 0,2 1380
5-00 1559 20,2 0,5 1600
6-00 1202 20,2 0,2 1200
7-00 1431 20,9 0,2 1410
8-00 1474 19,5 0,2 1450
9-00 2190 18,0 0,4 2100
10-00 2409 19,3 0,3 2400
11-00 2120 19,6 0,2 2150
12-00 1319 19,5 0,6 1340
367340,0 16382,0
36734 1638,2
El grado API del crudo produce problemas por viscasidad y friccion en la tubería, esto implica
un tratamiento con quimicos antiparafinicos y demulsificantes.
BLS
2400
2200
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
01-Ene-00
02-Feb-00
05-Mar-00
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
BOMBEO PROMEDIO ANUAL
06-Abr-00
08-May-00
09-Jun-00
11-Jul-00
79
12-Ago-00
13-Sep-00
15-Oct-00
16-Nov-00
BPPM. BBPM API BSW
18-Dic-00
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2
API/BSW

COSTO DE OPERACIÓN 2000:
PRODUCCION:
Se toma como referencia para asumir los costos de operación un presión igual en el barril
de petroleo y por galon de quimico durante los 3 años.
Costo Por Tratamiento.
Prod. Diaria Bls. Ingreso Diario $/BL Ingreso Anual $ QUIMICO ANUAL $
BFPD 10003
BPPD 1616 16160 5817600 15810
BAPD 8387
BOMBEO
Promd. Diaria Bls. Ingreso Diario $/BL Ingreso Anual $ API PROMEDIO
PPPD 1638 16380 5896800 20,5
BSW 1633 50 18000
DIFER. 5878800
* La cantidad de barriles bombeados se debe multiplicar por el BSW y restar del total.
DOLARES
6000000
5000000
4000000
3000000
2000000
1000000
NOTA:
El precio de barril de petroleo depende del grado API.
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
0
INGRESO Y COSTOS
BPPD
BLS GLS BLS
80
BPPA
CGQPA
BBPA

INFORME DE PRODUCCION DEL AÑO 2001
El campo produce un promedio a nual de 3610 BPPD
El promedio anual de API: 20,2
BLS
PARAMETROS :
FECHA BPPM API Men Temp. Prom.
1-01 3900 19,9 92
2-01 3800 20,0 90
3-01 3730 19,6 89
4-01 3387 19,4 92
5-01 3102 19,3 88
6-01 2893 19,1 92
7-01 2579 19,1 90
8-01 2300 19,2 91
9-01 3500 20,2 95
10-01 4350 21,4 98
11-01 4680 22,5 96
12-01 5100 22,6 98
43321 242
Prom. Anual 3610 20,2
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
01-Ene-01
02-Feb-01
06-Mar-01
PRODUCCION 2001
07-Abr-01
09-May-01
10-Jun-01
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
12-Jul-01
13-Ago-01
14-Sep-01
OBSERVACIONES:
La producción de petróelo de bajo API por lo general tiene baja temperatura en el fuido, esto ocaciona
problemas en el almacenamiento por su alta viscosidad y por la emulsión dura que presentan, por lo que
se hace necesario la utilización de químicos y si cuando hay mayores problemas se instala un sistema
de calentadores . Todos estos metodos implican un mayor costo a la producción de barrili de petróleo.
81
16-Oct-01
17-Nov-01
BPPM. Temp API
19-Dic-01
27
25
23
21
19
17
15
13
11
9
7
5
3
1
API

PRODUCCION ANUAL POR POZO 2001
POZO A B F G
BSW 0,4 6 0,3 3
API@60 19,2 19 19,1 31,2 Total Bls.
BFPD 2200 670 280 476 3626
BPPD 2191 630 279 462 3562
BAPD 9 40 1 14 64
ARENA T T H H
2500
2000
1500
1000
500
0
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
PRODUCCION PROMEDIO ANUAL POR POZO
2001
PRODUCCION ANUAL POR POZO 2001
PRODUCCION PROMEDIO ANUAL 2001
Total Bls.
82
POZO A
POZO B
POZO C
POZO D
BFPA
BPPA
BAPA

CAMPO : TIGUINO
Asunto : DOSIFICACION DE QUIMICOS
Volumen:
Analisis de Pozos en Manifold
Pozo BSW
A 0,4
B 6
F 0,3
G 3
Dosificacion encontrada, GPD (GALONES/DIA)
DemulsificanteAntiparafinicoAntiespumanteAntiescala Biocidas
Locacion DMO-4616 PAO -33 AF - 1302 SCW-356 XC-302
Separadores 18 12 5 0 4
A
B 8 2
F 4
G
Reinyección 3 2
TOTAL GPD 30 14 5 3 1,5
COSTO GPD 271,5 100,8 26,5 21,9 18
COSTO POR
AÑO 97740 36288 9540 7884 6480
Observaciones y Recomendaciones 157932
El perfil del tanque tiene BSW de 0,4 % y hay presencia de emulsion y parafina.
El colchon de se mantiene estable en 8'
En el wash tank hay minima cantidad de gas.
Mantener las concentraciones de tratamiento del campo.
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
TRATAMIENTO QUIMICO
83
AÑO 2001

INFORME REINYECCION DE AGUA del 2001.
Renyecciòn de agua de producción de campo tiguino.
Los parametros ya establezidos en el sistema son de acuerdo a la catidad de barriles.
PARAMETROS :
FECHA BPPD BAPD BAPM
INY 2001
P. Desc.P. Inyecc.P. CasingBls. Inyec. Hz-HP Reda
1-01 3900 50 1500 550 350 500 1500 50
2-01 3800 55 1650 550 350 500 1650 50
3-01 3730 58 1740 550 350 500 1740 50
4-01 3387 60 1800 550 350 500 1800 50
5-01 3102 60 1800 550 350 500 1800 50
6-01 2893 62 1860 550 350 500 1860 50
7-01 2579 65 1950 550 350 500 1950 50
8-01 2300 60 1800 550 350 500 1800 50
9-01 3500 60 1800 550 350 500 1800 50
10-01 4350 65 1950 550 350 500 1950 50
11-01 4680 85 2550 550 350 500 1950 50
12-01 5100 80 2400 550 350 500 2400 50
PSI
* Se inyecta por mes la acumulacion de bls de agua.
* La presión de casing se tiene que incrementar todos los dias a 500 psi,
ya que la presión baja a 0 psi en +/- 20 hrs.
800
700
600
500
400
300
200
100
0
05-Ene-01
05-Feb-01
INYECCION DE AGUA TIG 03
05-Mar-01
05-Abr-01
05-May-01
05-Jun-01
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM 84
05-Jul-01
05-Ago-01
05-Sep-01
05-Oct-01
P. desc. P. Inyecc. BAPD
05-Nov-01
05-Dic-01
2600
2100
1600
1100
600
100
-400
BLS

INFORME DE BOMBEO 2001
El campo produce un promedio a nual de 1617 BPPD
El promedio anual de API: 20,7
El promedio anual de bsw de bombeo: 1,0 %
PARAMETROS :
FECHA BPPPM API Men BSW Men BBPM
1-01 3900 19,9 0,4 3900
2-01 3800 20 0,4 3800
3-01 3730 19,6 0,5 3700
4-01 3387 19,4 0,4 3500
5-01 3102 19,3 0,2 3020
6-01 2893 19,1 0,2 2900
7-01 2579 19,1 0,2 2600
8-01 2300 19,2 0,2 2500
9-01 3500 20,2 0,2 3400
10-01 4350 21,4 0,3 4320
11-01 4680 22,5 0,3 4650
12-01 5100 22,6 0,3 5200
35621,0 202,4
3562,1 20,24
El grado API del crudo produce problemas por viscasidad y friccion en la tubería,
esto implica un tratamiento con quimicos antiparafinicos y demulsificantes.
BLS
5500
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
01-Ene-01
02-Feb-01
06-Mar-01
BOMBEO PROMEDIO ANUAL
07-Abr-01
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM 85
09-May-01
10-Jun-01
12-Jul-01
13-Ago-01
14-Sep-01
16-Oct-01
17-Nov-01
BPPM. BBPM API BSW
19-Dic-01
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2
API/BSW

COSTO DE OPERACIÓN 2001:
PRODUCCION:
Se toma como referencia para asumir los costos de operación un presión igual en el barril
de petroleo y por galon de quimico durante los 3 años.
Costo Por Tratamiento.
Prod. Diaria Bls. Ingreso Diario $/BL Ingreso Anual $ QUIMICO ANUAL $
BFPD 3626
BPPD 3562 35620 12823200 157932
BAPD 64
BOMBEO
Promd. Diaria Bls. Ingreso Diario $/BL Ingreso Anual $ API PROMEDIO
PPPD 3610 36100 12996000 20,2
BSW 3599 110 39600
DIFER. 12956400
* La cantidad de barriles bombeados se debe multiplicar por el BSW y restar del total.
DOLARES
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
14000000
12000000
10000000
8000000
6000000
4000000
2000000
0
INGRESO Y COSTOS
BPPD
BLS GLS BLS
NOTA:
El precio de barril de petroleo depende del grado API.
86
BPPA
CGQPA
BBPA

INFORME DE PRODUCCION DEL AÑO 2002
El campo produce un promedio a nual de 6727 BPPD
El promedio anual de API: 20,2
BLS
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
01-Ene-02
PARAMETROS :
FECHA BPPM API Men Temp. Prom.
1-02 6800 25,1 105
2-02 6840 25,2 108
3-02 5770 25,9 105
4-02 7460 25,9 110
5-02 8780 26,7 115
6-02 7800 26,4 105
7-02 7680 26,3 105
8-02 7940 26,2 110
9-02 7739 26,6 110
10-02 7100 26,6 112
11-02 7000 26,6 115
12-02
80909 288
Prom. Anual 7355 26,1
02-Feb-02
06-Mar-02
07-Abr-02
PRODUCCION 2002
09-May-02
10-Jun-02
12-Jul-02
DATOS CAMPO TIGUINO * Los datos son hasta el mes de Nov-2002
JSM / JJM
OBSERVACIONES:
* La producción de petróelo tiene un grado alto de API y alta temperatura en el fuido,
la viscosidad baja y por la emulsión se pesentan blanda, por lo que reduce
la utilización de químicos.
13-Ago-02
87
14-Sep-02
16-Oct-02
17-Nov-02
BPPM. Temp API
19-Dic-02
29
27
25
23
21
19
17
15
13
11
9
7
5
3
1
API

PRODUCCION ANUAL POR POZO 2002
POZO A B F G H K L
BSW 8 15 50 45 60 1 4
API@60 18,3 18 22,5 31,6 30,5 31 31,5 Total Bls.
BFPD 1950 650 1500 4500 4950 680 750 14980
BPPD 1794 553 750 2475 1980 673 720 8945
BAPD 156 97 750 2025 2970 7 30 6035
ARENA T T H H H H H
2500
2000
1500
1000
500
0
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
PRODUCCION PROMEDIO ANUAL POR POZO 2002
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
PRODUCCION ANUAL POR POZO 2002
PRODUCCION PROMEDIO ANUAL 2002
Total Bls.
88
POZO A
POZO B
POZO F
POZO G
POZO H
POZO K
POZO L
BFPA
BPPA
BAPA

CAMPO : TIGUINO
Asunto : DOSIFICACION DE QUIMICOS
Volumen:
Analisis de Pozos en Manifold
Pozo BSW
A 0,4
B 6
F 0,3
G 3
Dosificacion encontrada, GPD (GALONES/DIA)
Demulsificante Antiparafinico Antiespumante Antiescala Biocidas
Locacion DMO-4616 PAO -33 AF - 1302 SCW-356 XC-302
Separadores 8 0 2 0 25
A 6
B 3 0
F 1
G 5
H 6
K
L
Reinyección 5 5
TOTAL GPD 29 0 2 5 7,5
COSTO GPD 262,45 0 10,6 36,5 90
COSTO POR
AÑO 94482 0 3816 13140 32400
Observaciones y Recomendaciones 143838
El perfil del tanque tiene BSW de 0,1 %
El colchon de se mantiene estable en 8'
En el wash tank hay minima cantidad de gas.
Mantener las concentraciones de tratamiento del campo.
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
TRATAMIENTO QUIMICO
89
AÑO 2002

INFORME REINYECCION DE AGUA.
La produccion de agua ha incrementado con el desarrollo de nuevos pozos de producción,
tenemos mayor cantidad de agua para su separación y un stock alto para manejar la
reinyección.
Con el cambio de estos paramatros es necesario inyectar todos los dias los barriles de agua.
Para almacenar los BAPD se instalo un bolted tank, en donde el agua requiere de un
tratamiento quimico especifico. **
Se tomara en cuenta para representación grafica y estadística un dia de un mes al año.
PARAMETROS:
FECHA BPPD BAPD P. Desc. P. Inyecc. P. Casing BPM BAPD Hrs. Inyc.
01/2002 5500 100 600 500 500 0,8 110 3
02/2002 5500 100 600 500 500 0,8 100 3
03/2002 5700 100 600 500 500 0,8 110 3
04/2002 5700 100 600 500 500 0,8 100 3
05/2002 5600 100 600 500 500 0,9 120 3
06/2002 5600 100 600 500 500 0,9 110 3
07/2002 5600 100 600 500 500 0,9 100 3
08/2002 5600 100 600 500 500 0,9 110 3
09/2002 5600 100 600 500 500 0,9 120 3
10/2002 5600 100 600 500 500 0,9 100 3
11/2002 5600 100 600 500 500 0,9 110 3
12/2002
La presión de casing se tiene que incrementar todos los dias a 500 psi, ya que la presión baja
a 0 psi en +/- 20 hrs.
PSI
700
600
500
400
300
200
100
0
01-Ene-02
02-Feb-02
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
06-Mar-02
07-Abr-02
INYECCION DE AGUA TIG 03
09-May-02
10-Jun-02
90
12-Jul-02
13-Ago-02
14-Sep-02
P. desc. P. Inyecc. BAPD
16-Oct-02
17-Nov-02
19-Dic-02
250
200
150
100
50
0
BLS

INFORME DE BOMBEO 2002
El campo produce un promedio a nual de 1617 BPPD
El promedio anual de API: 20,7
El promedio anual de bsw de bombeo: 1,0 %
PARAMETROS :
FECHA BPPPM API Men BSW Men BBPM
1-02 6800 25,1 0,1 6800
2-02 6840 25,2 0,1 6851
3-02 5770 25,9 0,1 5765
4-02 7460 25,9 0,1 7410
5-02 8780 26,7 0,1 8687
6-02 7800 26,4 0,1 7620
7-02 7680 26,3 0,1 7360
8-02 7940 26,2 0,1 8395
9-02 7739 26,6 0,1 7720
10-02 7100 26,6 0,1 6900
11-02 7000 26,6 0,1 8570
12-02
67269,0 237,2
6726,9 23,72
El grado API del crudo produce problemas por viscasidad y friccion en la tubería,
esto implica un tratamiento con quimicos antiparafinicos y demulsificantes.
BLS
10000
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
01-Ene-02
02-Feb-02
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
BOMBEO PROMEDIO ANUAL
06-Mar-02
07-Abr-02
09-May-02
10-Jun-02
12-Jul-02
91
13-Ago-02
14-Sep-02
16-Oct-02
17-Nov-02
19-Dic-02
BPPM. BBPM API BSW
30
28
26
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2
API/BSW

COSTO DE OPERACIÓN 2002:
PRODUCCION:
Se toma como referencia para asumir los costos de operación un presión igual en el
barril de petroleo y por galon de quimico durante los 3 años.
Costo Por Tratamiento.
Prod. Diaria Bls. Ingreso Diario $/BL Ingreso Anual $ QUIMICO ANUAL $
BFPD 3626
BPPD 3562 35620 12823200 157932
BAPD 64
BOMBEO
Promd. Diaria Bls. Ingreso Diario $/BL Ingreso Anual $ API PROMEDIO
PPPD 7355 110325 39717000 26,1
BSW 7348 105 37800
DIFER. 39679200
* La cantidad de barriles bombeados se debe multiplicar por el BSW y restar del total.
DOLARES
40000000
35000000
30000000
25000000
20000000
15000000
10000000
5000000
DATOS CAMPO TIGUINO
JSM / JJM
0
INGRESO Y COSTOS
BPPD
BLS GLS BLS
NOTA:
El precio de barril de petroleo depende del grado API.
92
BPPA
CGQPA
BBPA

7.1.-CONCLUSIONES:
El tratamiento quimico cumple una funcion muy importante que es romper las
emulsiones en los fluidos de produccion.
El control del preceso es muy importante para la obtencion de un crudo limpio, es
decir con el minimo porcentaje de bsw para su entrega, ya que para la
fiscalizacion se cuantifica en barriles brutos que se convierten en netos al restar el
porcentaje de bsw.
La identificacion en el campo de una emulsion es la parte mas importante del
proceso, el operador o encargado de realizar los analisis en el laboratorio, debe
realizarlo siguendo el procedimiento indicado por las normas ASTM, que rigen los
metodos de obtencion de bsw, ya sea por centrifugacion o por destilacion.
Cuando el operador toma la muestra debe tener en cuenta que el recipiente no
tenga ningun residuo de agua, y que las condiciones climaticas para tomar la
muestra sean optimas, ya que al tener contacto con agua, esta se mezcla y se nos
daria un dato errado de bsw, cuando hay pozos con un porcentaje alto de bsw no
tiene mucha importancia, pero cuando hay pozos con un porcentaje alto de bsw no
tiene mucha importancia, pero cuando tenemos pozos que solo tienen 0.1 % de
bsw, la misma cantidad de agua puede incrementar la lectura.
93

Cuando no hay un dato seguro de bsw, se debe repetir el procedimiento las veces
necesarias, ya que la produccion de cada pozo depende de el valor del dato.
En condiciones operativas normales, se considera realizar el bsw a un pozo por lo
menos dos veces a la semana en un pozo de bajo porcentaje de agua, cuando
son pozos de alto porcentaje de agua, se debe realizar 1 vez por dia y si se
encuentra un cambio en el dato se lo realizo 2 o 3 veces en el dia.
Al perforar un nuevo pozo y cuando empieza su produccion, se debe monitorear
el bsw del pozo los 3 primeros dias por lo menos cada 2 o 3 horas.
El otro proceso en la produccion de petroleo es el agua, esta agua debe ser
tratada para mantenerla en optimas condiciones para su reinyeccion.
El manejo del sistema no es complejo, el operador tiene que estar pendiente de
las presiciones de trabajo en los equipos, ya que se maneja altas presiones para
tener un mejor resultado en la rata o barriles reinyectados.
Cuando existe un cambio en las presiones del sistema, se debe realizar analisis
del agua y principalmente tener en cuenta que en la formacion existe algun
problema, lo que se podria solucionar incrementado la presion para obtener la rata
deseada, cuando se llega al limite de presion de los equipos y no hay una baja de
aceptacion de agua por la formacion, el departamento de produccion debe pensar
94

en realizar una limpieza uotro tipo de trabajo en el pozo, lo que implica un work
over.
95

7.2.-RECOMENDACIONES:
- Se debe tomar muestras del agua de reinyeccion a la salida de los tanques
Y a la entrada de los pozos y enviar para analisis de laboratorio, en los
pozos y enviar para analisis de laboratorio, en especial de solidos,
carbonatos y bacterias, para confirmar si el proceso del sistema es optimo.
- Se debe manejar las temperaturas y presiones que determinen optimas
para las operaciones.
- Es necasario construir by-pass en las lineas, para tomar muestras y
determinar por ensayos.
- Instalar protecciones catodicas en el trayecto de las lineas ( anodos de
sacrificio ).
- Se debe controlar diariamente la presion de descarga e inyeccion del
sistema, si existe incremento de presion se debe determinar la causa.
- Se debe controlar diariamente la rata de reinyeccion de agua, si existe
disminucion se debe considerar problemas en la formacion.
- El operador debe realizar los analisis cumpliendo los metodos y
procedimientos establecidos.
- No se debe ingresar agua dulce o de otro tipo en el sistema de reinyeccion
de agua.
- Probar con diferentes quimicos en caso de no tener un buen resultado en
el tratamiento.
96

BIBLIOGRAFIA
Y
GLOSARIO

BIBLIOGRAFÍA.
- TRATAMIENTO DE CRUDO Y AGUAS DE PRODUCCIÓN.
SYGNUS, ARGENTINA.
2001
- OPERACIONES DE PRODUCCIÓN DE PETROLEO.
EDUARDO BENALCAZAR
2001, QUITO-ECUADOR
- EL MUNDO DE LA QUÍMICA.
EDICIONES OCÉANO.
1985, ESPAÑA
- FOLLETO DE INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETROLEO.
1995, QUITO’ECUADOR.
- MANUAL DE PRODUCCIÓN.
BAYRON SÁNCHEZ.
1995, QUITO – ECUADOR.
- REPORTES DE CAMPO TIGUINO.
JAVIER SILVA , JORGE JARAMILLO.
2002, TIGUINO.
- DATOS DE OPERACIÓN DE CAMPO TIGUINO.
DEPARTAMENTO DE PRODUCCIÓN.
2002, TIGUINO.
- REPORTES DE ANÁLISIS DE COMPAÑÍA BEAKER.
DEPARTAMENTO PRODUCCIÓN TIGUINO.
2002, TIGUINO.
- BIBLIOTECA PERSONAL.
- CALCULOS Y DATOS REALIZADOS EN CAMPO TIGUINO.
2002, TIGUINO.
97

- API : American Pretolium Institute.
GLOSARIO
- AEROBICO : Proceso de actividad biológica que se realiza
En presencia de oxigeno libre.
- ANAERÓBICO : Proceso de actividad biológica que se realiza
En ausencia de oxigeno libre.
- ARBOL DE NAVIDAD : Es un conjunto de tubos y válvulas que se utiliza
para controlar la presión de salida del pozo.
- BARRIL: Unidad de volumen para petróleo y derivados.
- BPPD : Barriles de petróleo por día.
- BAPD: Barriles de agua por día
.
- BSW: Basic sedimen and water ( Método para determinar el porcentaje de
agua y sedimentos en el petróleo).
- BSW %: Es la relación entre la cantidad de agua para la cantidad de
muestra por cien.
- FILTRACIÓN : Es el proceso de separación de sólidos en suspensión
mediante el uso de un filtro.
- FLUJO :Movimiento de fluidos al ser desplazados.
98

- GAS NATURAL : Mezcla de hidrocarburos que se encuentran en estado
gaseoso.
- GRADO API : Es utilizado para medir la gravedad de los crudo y productos
del petróleo.
- GRAVEDAD ESPECIFICA : Es la relación entre el peso de una sustancia y
el peso de un volumen igual de agua , a 60 grados.
- LINEA DE FLUJO : Tubería que va desde el cabezal de un pozo hasta la
estación central.
- PERMEABILIDAD : Conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos .
- POZO : Hoyo que se perfora en la tierra y en el mar con el propósito de
extraer fluidos.
- POZO REINYECTOR : Es en el que se reinyecta un fluido en proceso de
recuperación mejorado.
- POZO PETROLERO : Hoyo perforado desde superficie hasta una
formación productora de petróleo.
- PRODUCCIÓN FISCALIZADA : Es el volumen de petróleo neto corregido
por del factor del oleoducto.
99

- PRODUCCIÓN NETA ( BARRILES NETOS ) : Es el volumen de petróleo
bruto menos el volumen de agua y sedimentos a condiciones normales de
presión y temperatura.
- PROTECCIÓN CATÓDICA : Sistema de protección electroquímica que
evita la corrosión externa de temperaturas y elementos metálicos.
- RESERVORIO : Roca porosa impermeable que tiene capacidad de
almacenar fluidos.
- SEDIMENTO : Partícula arrastrada por el agua que se poza en el fondo.
- VISCOSIDAD : Medición de la resistencia que un liquido opone al flujo.
100