PROPUESTA TÉCNICA ECONÓMICA DE LA POLARIZACIÓN DEL AGUA POR MAGNETISMO COMO ALTERNATIVA DE REEMPLAZO AL TRATAMIENTO QUÍMICO ACTUALMENTE UTILIZADO EN LAS AGUAS ASOCIADAS A LA PRODUCCIÓN DE CRUDOS
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UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA PROPUESTA TÉCNICA ECONÓMICA DE LA POLARIZACIÓN DEL AGUA POR MAGNETISMO COMO ALTERNATIVA DE REEMPLAZO AL TRATAMIENTO QUÍMICO ACTUALMENTE UTILIZADO EN LAS AGUAS ASOCIADAS A LA PRODUCCIÓN DE CRUDOS Realizado por: BR. MANUEL ANTONIO MEDINA RIVERO Trabajo de grado presentado ante la Universidad de Oriente como requisito parcial para optar al título de INGENIERO QUÍMICO Puerto la Cruz, Enero de 2016 UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA PROPUESTA TÉCNICA ECONÓMICA DE LA POLARIZACIÓN DEL AGUA POR MAGNETISMO COMO ALTERNATIVA DE REEMPLAZO AL TRATAMIENTO QUÍMICO ACTUALMENTE UTILIZADO EN LAS AGUAS ASOCIADAS A LA PRODUCCIÓN DE CRUDOS Asesores ________________________ ________________________ Ing. Químico Luis F. Moreno Ing. Químico José Urbaez Asesor académico Asesor industrial Puerto la Cruz, Enero de 2016 UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA PROPUESTA TÉCNICA ECONÓMICA DE LA POLARIZACIÓN DEL AGUA POR MAGNETISMO COMO ALTERNATIVA DE REEMPLAZO AL TRATAMIENTO QUÍMICO ACTUALMENTE UTILIZADO EN LAS AGUAS ASOCIADAS A LA PRODUCCIÓN DE CRUDOS ________________________ Ing. Químico Luis F. Moreno Asesor académico _____________________________ _____________________________ Ing. Químico Frank Parra Ing. Químico Yraima Salas, (M. Sc.) Jurado principal Jurado principal Puerto la Cruz, Enero de 2016 RESOLUCIÓN DE ACUERDO AL ARTÍCULO 41 DEL REGLAMENTO DE TRABAJOS DE GRADO: “LOS TRABAJOS DE GRADO SON DE EXCLUSIVA PROPIEDAD DE LA UNIVERSIDAD Y SÓLO PODRÁN SER UTILIZADOS PARA OTROS FINES CON EL CONSENTIMIENTO DEL CONSEJO DE NÚCLEO RESPECTIVO, QUIEN DEBERÁ PARTICIPARLO PREVIAMENTE CONSEJO UNIVERSITARIO, PARA SU AUTORIZACIÓN” iv AL DEDICATORIA Este trabajo de grado es dedicada principalmente a mi mamá, quien me ha dado todo y ha forjado hasta el día de hoy, siempre demostrándome confianza, apoyo y un amor infinito de manera constante, te amo mamá eres todo para mí. A mi papá que a su manera siempre ha estado para mí, mostrándome muchas veces la realidad de la vida y aconsejándome para lograr mis metas sin tropiezos, te quiero mucho Paaa. A mi novia Cartrin Hernández, mi cuchu adorada gracias por estar en mi vida, siempre supiste y sabes cómo sacar una sonrisa en mí, aconsejarme y apoyarme cuando lo he necesitado, te amo. A mis dos hermanos que aunque tenemos muchos años de diferencia pretendo ser su ejemplo a seguir y me motivan a ser mejor persona cada día, los quiero mucho Coco y Manu. A José Urbaez quien ha sido mi compañero desde pequeño y me ha demostrado tanto cariño como confianza en todo momento. v AGRADECIMIENTOS La primera persona que tiene mi agradecimiento es mi mamá, gracias a ella estoy donde estoy y soy lo que soy. Gracias mamá!! Seguido de mi papá que con su apoyo me ayudo a salir adelante en todo lo que me propuse y por supuesto gracias a mi cuchu amada, por todo el apoyo y amor brindado. A mi tutor y amigo, José Urbaez, al que le debo más de lo que soy capaz de agradecerle. Gracias por todo. A toda mi familia querida, abuelos, tíos y primos, quienes estuvieron pendientes siempre para mi culminación. Al ingeniero Miguel Garrido, por la infinidad de veces que me ofreció su ayuda desinteresada, brindándome siempre cariño y confianza. A mis panas incondicionales Leonardo Conde, Enmanuel Pereda, mi estimado(Domingo Millán), el Sr chino (Pedro) y mi misteriosa amiga Paox, por brindarme momentos inolvidables como estudiante y una amistad totalmente desinteresada. A los ingenieros Mariela y Cesar, como también a los técnicos del campo Dación quienes me brindaron apoyo cuando lo necesite y momentos agradables en el desarrollo de las actividades. Al profesor Luis Moreno, persona a quien aprecio muchísimo, por ser un excelente tutor académico y amigo en el desarrollo de la carrera. vi CONTENIDO RESOLUCIÓN ................................................................................................ iv DEDICATORIA ............................................................................................... v AGRADECIMIENTOS ..................................................................................... vi CONTENIDO ................................................................................................. vii LISTA DE TABLAS ......................................................................................... xi LISTA DE FIGURAS ..................................................................................... xiii RESUMEN .................................................................................................... xiv INTRODUCCIÓN ........................................................................................... xv CAPÍTULO I .................................................................................................. 18 EL PROBLEMA............................................................................................. 18 1.1 Planteamiento del problema ............................................................... 18 1.2 Presentación de la empresa ............................................................... 20 1.2.1 Divisiones de P.D.V.S.A .............................................................. 21 1.2.2 Misión y visión de la empresa...................................................... 22 1.1.3 Ubicación geográfica de PDVSA distrito san tomé ...................... 22 1.3 Objetivos ............................................................................................. 23 1.3.1 Objetivo general .......................................................................... 23 1.3.2 Objetivos específicos ................................................................... 23 CAPÍTULO II ................................................................................................. 25 MARCO TEÓRICO ....................................................................................... 25 2.1 Antecedentes de la investigación ....................................................... 25 2.2 Aguas de formación ............................................................................ 26 2.2.1 Clasificación de las aguas ........................................................... 27 2.2.2 Propiedades del agua de formación ............................................ 28 2.2.3 Composición del agua de formación ........................................... 28 vii 2.2.4 Tendencia del agua de formación ............................................... 31 2.3 Escamas o incrustaciones .................................................................. 32 2.3.1 Formación de incrustaciones y/o escamas .................................. 33 2.3.2 Factores que favorecen la formación de incrustaciones .............. 34 2.3.3 Métodos preventivos ................................................................... 37 2.4 Corrosión ............................................................................................ 42 2.4.1 Factores escenciales de la corrosion .......................................... 42 2.4.2 Corrosión uniforme ...................................................................... 43 2.4.3 Corrosión galvánica ..................................................................... 43 2.4.4 Corrosión por erosión .................................................................. 44 2.4.5 Corrosión por picadura ................................................................ 44 2.4.5 Corrosión por exfoliación ............................................................. 45 2.4.6 Corrosión mediada por microorganismos .................................... 45 2.4.7 Control de la corrosión ................................................................ 47 2.5 Coagulación ........................................................................................ 52 2.5.1 Tipos de coagulación ................................................................... 53 2.5.2 Etapas o fases de la coagulación ................................................ 54 2.5.3 Coagulantes utilizados ................................................................ 55 2.6 Floculación.......................................................................................... 56 2.6.1 Tipos de floculación ..................................................................... 56 2.6.2 Floculantes .................................................................................. 57 2.7 Sistema de evaluación económica (SEE) ........................................... 58 2.8 Indicadores financieros ....................................................................... 58 2.8.1 Valor presente neto (VPN)........................................................... 58 2.8.2 Tasa interna de retorno (TIR) ...................................................... 59 2.8.3 Eficiencia de inversión (EI) .......................................................... 59 2.8.4 Costo financiero implícito (CFI) ................................................... 59 2.8.5 Costo anual equivalente (CAE) ................................................... 60 CAPÍTULO III ................................................................................................ 61 viii METODOLOGÍA ........................................................................................... 61 3.1 Análisis de los resultados obtenidos con el tratamiento químico actualmente utilizado en las aguas asociadas al crudo en el campo Dación mediante la revisión de la data histórica ................................................... 61 3.1.1 Problemas frecuentes en campo dación ..................................... 64 3.1.2 Productos químicos aplicados en el campo dación ..................... 68 3.1.3 Control del Tratamiento químico en el campo dación .................. 70 3.1.4 Cantidad de productos químicos utilizados en el campo dación . 77 3.1.5 Cantidad de agua producida en cada zona de dación ................. 80 3.1.6 Costo anual del tratamiento químico en el campo dación ........... 81 3.2 Examinación de los resultados reportados en las aplicaciones actuales de la polarización del agua por magnetismo ............................................ 88 3.2.1 Magnetizer ................................................................................... 89 3.2.2 Aplicaciones del magnetizer ........................................................ 92 3.2.3 Efectos del magnetizer sobre los fluidos de producción de crudo 97 3.2.4 Inversión necesaria para la adquisición de dispositivos magnetizer en el campo Dación ............................................................................ 100 3.3 Determinación de la tecnología técnica y económicamente más adecuada mediante la generación de una matriz comparativa ............... 105 3.3.1 Análisis técnico .......................................................................... 105 3.3.2 Análisis económico .................................................................... 113 CAPÍTULO IV.............................................................................................. 117 DISCUSIÓN DE RESULTADOS ................................................................. 117 4.1 Análisis los resultados obtenidos con el tratamiento químico actualmente utilizado en las aguas asociadas al crudo en el campo Dación mediante la revisión de la data histórica ................................................. 117 4.1.1 Problemas en el campo dación ................................................. 117 4.1.2 Productos químicos utilizados y control del tratamiento químico en el campo dación ................................................................................. 119 ix 4.1.3 Cantidad de productos químicos utilizados en el campo dación 120 4.1.4 Cantidad de agua producida en el campo dación y costos anuales por su tratamiento químico ................................................................. 120 4.2 Examinación los resultados reportados en las aplicaciones actuales de la polarización del agua por magnetismo ............................................... 121 4.2.1 Magnetizer y sus aplicaciones actuales .................................... 122 4.2.2 Efectos del magnetizer sobre los fluidos de producción y costos de inversión estimados ............................................................................ 123 4.3 Determinación de la tecnología técnica y económicamente más adecuada mediante la generación de una matriz comparativa ............... 124 4.3.1 Análisis técnico .......................................................................... 124 4.3.2 Análisis económico .................................................................... 129 CAPÍTULO V............................................................................................... 132 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................. 132 5.1 Conclusiones .................................................................................... 132 5.2 Recomendaciones ............................................................................ 133 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................... 134 METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO ........ 136 x LISTA DE TABLAS Tabla 3.1 Problemas que presenta el campo Dación y sus consecuencias en el sistema ...................................................................................................... 68 Tabla 3.2 Clasificación de los productos químicos y sus efectos en el medio que se dosifica .............................................................................................. 69 Tabla 3.3 Productos químicos utilizados en el campo Dación, empresa que suministra el producto y clasificación del mismo........................................... 70 Tabla 3.4 Consumos individuales y totales de productos químicos mensualmente según su clasificación ........................................................... 78 Tabla 3.5 Consumos individuales y totales de productos químicos mensual y anual según su clasificación ......................................................................... 78 Tabla 3.6 Barriles de agua promedios producidos mensualmente en las estaciones principales del campo Dación ..................................................... 80 Tabla 3.7 Costos asociados al tratamiento químico según la estación de descarga ....................................................................................................... 84 Tabla 3.8 Costos por tratamiento químico de los últimos dos años y el estimado para el año actual .......................................................................... 85 Tabla 3.9 Resumen del tratamiento químico actual en el campo Dación ..... 87 Tabla 3.10 Especificaciones del dispositivo magnetizer ............................... 90 Tabla 3.11 Beneficios que ofrece la utilización del magnetizer ..................... 97 Tabla 3.12 Resumen para la instalación del dispositivo magnetizer en el campo Dación ............................................................................................. 104 Tabla 3.13 Factores considerados en ambas tecnologías en función de su instalación y mantenimiento ........................................................................ 108 Tabla 3.14 Factores considerados en ambas tecnologías en función de su impacto ambiental ....................................................................................... 109 xi Tabla 3.15 Factores considerados en ambas tecnologías en función del uso de energía externa ...................................................................................... 110 Tabla 3.16 Factores considerados en ambas tecnologías en función su flexibilidad operacional ................................................................................ 111 Tabla 3.17 Factores considerados en ambas tecnologías en función de su efecto en el sistema .................................................................................... 113 Tabla 3.18 Factores considerados en ambas tecnologías en función de su efecto en el sistema .................................................................................... 114 Tabla 4.1 Puntos resultantes en función de su instalación, mantenimiento y vida útil o reposición ................................................................................... 125 Tabla 4.2 Puntos resultantes en función de su impacto ambiental ............. 126 Tabla 4.3 Puntos resultantes en función del uso de energía externa ......... 127 Tabla 4.4 Puntos resultantes en función de su flexibilidad operacional ...... 128 Tabla 4.5 Puntos resultantes en función de su efecto en el sistema .......... 129 xii LISTA DE FIGURAS Figura 2.1 Coagulación (Sedapal, 2000) ...................................................... 53 Figura 2.2 Fases de la coagulación (Sedapal, 2000) .................................... 54 Figura 3.1 Consumo promedio anual de productos químicos en el campo Dación ........................................................................................................... 79 Figura 3.2 Costos del tratamiento químico en Bolívares por año................. 86 Figura 3.3 Costos del tratamiento químico en Dólares por año .................... 86 Figura 3.4 Magnetizer ................................................................................... 90 Figura 3.5 Ordenamiento de las moléculas por el efecto del campo magnético monopolar ..................................................................................................... 92 Figura 3.6 Comparación del estado de una caldera luego de la utilización del magnetizer .................................................................................................... 95 Figura 3.7 Diferencias del para-hidrogeno y el orto-hidrogeno en función de la superficie de oxigenación de la molécula ..................................................... 95 Figura 3.8 Efectos del agua tratada con magnetizer en las plantas.............. 96 Figura 3.9 Visualizador del entorno del programa Sistema de Evaluación Económica (SEE)........................................................................................ 116 Figura 3.10 Indicadores económicos generados por el Sistema de Evaluación Económico (SEE)........................................................................................ 116 xiii RESUMEN En este trabajo se propuso técnica y económicamente la polarización del agua por magnetismo como alternativa de reemplazo al tratamiento químico actualmente utilizado en las aguas asociadas a la producción de crudos en el campo operacional Dación (PDVSA, San Tome). Para ello se realizó un estudio de la situación actual del campo Dación, observando que presenta problemas por incrustaciones de sales en los sistemas, deposición de bacterias formando una biopelícula y corrosión por depósitos inorgánicos y orgánicos, desgaste por sólidos suspendidos y picaduras por efectos de gases como el H2S y el CO2. Este campo posee un consumo anual aproximado de 574.041,48 gal/año. Entre los 18 productos químicos que se utilizan, para una producción de agua promedio anual de 76.258.080 barriles/año con altísimos costos por su implementación de 16.162.884,8 $/año. Por esta causa es que se analizaron las aplicaciones actuales de la polarización del agua utilizando el dispositivo "magnetizer", resultando en que aun cuando esta tecnología no ha sido aplicada en agua asociada al crudo, se estima que tenga efectos similares e incluso superiores a los que el tratamiento químico actual ofrece. Como principal beneficio se tiene que el agua polarizada con el dispositivo magnetizer, permite la remoción y limpieza de tuberías y equipos en el sistema de escamas ya formadas, depósitos inorgánicos y biopelículas, las cuales el tratamiento químico actual no puede combatir y con un costo de inversión de 62.146 $/año. Finalmente para tener certeza de su factibilidad técnica y económica, se realizó una matriz de comparación entre ambas opciones o tecnologías, se contrastaron desde el punto de vista técnico 15 parámetros en total en donde el tratamiento químico actual es efectivo o beneficioso en 5 de ellos, mientras que la polarización del agua resulto efectivo en los 15, y desde el punto de vista económico se tiene una diferencia en costos exorbitantemente marcada con un ahorro mayor a los 16.000.000 $/año, resultando la polarización del agua mediante el dispositivo magnetizer tanto desde el punto de vista técnico como económico muy superior y totalmente factible como alternativa de reemplazo. xiv INTRODUCCIÓN El agua de formación es un elemento que está presente en casi todos los pozos de producción de petróleo, para algunos casos en poca cantidad y en otras más del 50% del fluido producido. Si el agua producida fuera pura, su tratamiento posterior sería realmente sencillo sin acarrear problemas operacionales, sin embargo, no es un secreto que el agua de formación no es pura, ya que la misma en su estado natural contiene sólidos en suspensión y sólidos disueltos; estos sólidos ocasionan inconvenientes en el sistema de producción, entre los que se encuentran las incrustaciones, corrosión, depósitos orgánicos e inorgánicos, entre otros; fenómenos que justifican el tratamiento del agua producida y utilizada para inyección en arenas para su disposición. Debido a esto, es imposible de manera natural, evitar ciertos fenómenos indeseables. Entre estos fenómenos se puede mencionar: la corrosión, la formación de incrustaciones de carbonato de calcio (escamas), deposición de sólidos, entre otros; los cuales si no se detectan y corrigen a tiempo tienden a acarrear problemas operacionales que van desde un reemplazo de tuberías hasta una parada de planta, y es por esto, que el agua de formación producida requiere de un tratamiento riguroso para su manejo adecuado en todas las fases del proceso. El tratamiento del agua se divide en dos grandes grupos: tratamiento químico y no químico, el primero, se realiza en el interior de los equipos mediante aplicación de productos químicos. Entre los métodos no químicos xv se encuentran los filtros de carbono, arena, y algunos más sofisticados como son los utilizados en el proceso de osmosis inversa. Sin embargo, existe una tecnología consiste en la polarización del agua sometiéndola a un campo magnético mediante un dispositivo patentado denominado "magnetizer". Este equipo es utilizado en líneas de flujo de agua para intercambiadores de calor, teniendo como resultado la eliminación e inhibición de incrustaciones y depósitos orgánicos e inorgánicos, que promueven la corrosión tanto de líneas de flujo como de equipos internamente. Las ventajas del tratamiento magnético del agua con respecto a los tratamientos químicos y fisicoquímicos, están dadas por una operación y mantenimiento sencillo, no se requieren gastos en productos químicos para controlar las incrustaciones y la corrosión, no se produce contaminación ambiental, su instalación no es intrusiva en el proceso, ocupa poco espacio y al no requerir dispositivos complejos, su mantenimiento se hace mínimo; todo esto lo convierte en una alternativa muy atractiva. Actualmente se invierten grandes cantidades de dinero en productos químicos desarrollados en el mercado para inhibir la precipitación, cristalización o incrustación del carbonato de calcio, para evitar los pitting por corrosión (formación de agujeros en la superficie del metal), para la clarificación del agua mediante productos coagulantes y floculantes, entre otros, en los sistemas de transporte de fluidos de producción, sin embargo, con toda la inversión que se hace en tratamiento químico no se logra controlar totalmente estos fenómenos, es por eso que se propondrá una nueva tecnología para sustituir el tratamiento químico o fisicoquímico convencional, con la finalidad de tener el control total de estos fenómenos con un gran impacto económico en los costos de operación. xvi Para ello en primera instancia se recolecto toda la información relacionada con el tratamiento químico aplicado en el campo Dación, para tener una visión clara de las cantidades de productos químicos utilizados en los diferentes sistemas y los costos que estos mismos acarrean, seguido, se recopilo información técnica de la tecnología magnética monopolar, con la finalidad de tener un mejor entendimiento de su funcionamiento, aplicaciones y sus beneficios; por último, se realizará una matriz comparativa la cual permitirá evaluo diversos factores de importancia y así seleccionar la tecnología que presente mayor factibilidad tanto técnica como económica. xvii CAPÍTULO I EL PROBLEMA 1.1 Planteamiento del problema El agua de formación es un elemento que está presente en casi todos los pozos de producción de petróleo, para algunos casos en poca cantidad y en otras más del 50% del fluido producido. Si el agua producida fuera pura, su tratamiento posterior sería realmente sencillo sin acarrear problemas operacionales, sin embargo, no es un secreto que el agua de formación no es pura, ya que la misma en su estado natural contiene sólidos en suspensión y sólidos disueltos; estos sólidos ocasionan inconvenientes en el sistema de producción, entre los que se encuentran las incrustaciones, corrosión, depósitos orgánicos e inorgánicos, entre otros; fenómenos que justifican el tratamiento del agua producida y utilizada para inyección en arenas para su disposición. Debido a esto, es imposible de manera natural, evitar ciertos fenómenos indeseables. Entre estos fenómenos se puede mencionar: la corrosión, la formación de incrustaciones de carbonato de calcio (escamas), deposición de sólidos, entre otros; los cuales si no se detectan y corrigen a tiempo tienden a acarrear problemas operacionales que van desde un reemplazo de tuberías hasta una parada de planta, y es por esto, que el agua de formación producida requiere de un tratamiento riguroso para su manejo adecuado en todas las fases del proceso. 19 El tratamiento del agua se divide en dos grandes grupos: tratamiento químico y no químico, el primero, se realiza en el interior de los equipos mediante aplicación de productos químicos. Entre los métodos no químicos se encuentran los filtros de carbono, arena, y algunos más sofisticados como son los utilizados en el proceso de osmosis inversa. Sin embargo, existe una tecnología consiste en la polarización del agua sometiéndola a un campo magnético mediante un dispositivo patentado denominado "magnetizer". Este equipo es utilizado en líneas de flujo de agua para intercambiadores de calor, teniendo como resultado la eliminación e inhibición de incrustaciones y depósitos orgánicos e inorgánicos, que promueven la corrosión tanto de líneas de flujo como de equipos internamente. Las ventajas del tratamiento magnético del agua con respecto a los tratamientos químicos y fisicoquímicos, están dadas por una operación y mantenimiento sencillo, no se requieren gastos en productos químicos para controlar las incrustaciones y la corrosión, no se produce contaminación ambiental, su instalación no es intrusiva en el proceso, ocupa poco espacio y al no requerir dispositivos complejos, su mantenimiento se hace mínimo; todo esto lo convierte en una alternativa muy atractiva. Actualmente se invierten grandes cantidades de dinero en productos químicos desarrollados en el mercado para inhibir la precipitación, cristalización o incrustación del carbonato de calcio, para evitar los pitting por corrosión (formación de agujeros en la superficie del metal), para la clarificación del agua mediante productos coagulantes y floculantes, entre otros, en los sistemas de transporte de fluidos de producción, sin embargo, con toda la inversión que se hace en tratamiento químico no se logra controlar totalmente estos fenómenos, es por eso que se propondrá una nueva tecnología para sustituir el tratamiento químico o fisicoquímico 20 convencional, con la finalidad de tener el control total de estos fenómenos con un gran impacto económico en los costos de operación. Para ello en primera instancia se recolecto toda la información relacionada con el tratamiento químico aplicado en el campo Dación, para tener una visión clara de las cantidades de productos químicos utilizados en los diferentes sistemas y los costos que estos mismos acarrean, seguido, se recopilo información técnica de la tecnología magnética monopolar, con la finalidad de tener un mejor entendimiento de su funcionamiento, aplicaciones y sus beneficios; por último, se realizará una matriz comparativa la cual permitirá evaluo diversos factores de importancia y así seleccionar la tecnología que presente mayor factibilidad tanto técnica como económica. 1.2 Presentación de la empresa Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA) es la casa matriz de la corporación, propiedad de la República Bolivariana de Venezuela, regida por la Ley orgánica que reserva al Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos. Se encarga del desarrollo de industria petrolera, petroquímica y carbonífera, tiene como actividad planificar, coordinar, supervisar y controlar las actividades operativas de sus divisiones, tanto en Venezuela, como en el exterior, ocupa una destacada posición entre los refinados mundiales y su red de manufactura y mercado. Además realiza actividades en las áreas de investigación y desarrollo tecnológico, educación y adiestramiento en sectores vinculados con la industria energética. (PDVSA, 2004) Con el reto de mantenerse como una empresa competitiva rentable frente a los nuevos tiempos, PDVSA ha puesto en marcha la transformación de su estructura corporativa, con el propósito fundamental de redefinir el 21 papel de la casa matriz y consolidar la estructura operativa. En este sentido a finales de 1997, la corporación energética Venezolana creó con la fusión de sus filiales Corpoven, Maraven, Lagoven la empresa PDVSA Manufacturera y Mercadeo, y PDVSA Servicios. Cada una de estas divisiones está integrada a su vez por diversas empresas y unidades de negocio, ubicadas tanto en Venezuela como en el exterior. 1.2.1 Divisiones de P.D.V.S.A PDVSA Exploración, Producción y Mejoramiento: responsables por el desarrollo de petróleo, gas, carbón y la manufactura de orimulsión. Esta división está compuesta por las siguientes unidades de negocio: PDVSA Exploración, PDVSA Producción Faja, Bitor-Carbozulia y CVP. PDVSA Refinación, Suministro y Mercadeo: esta división está a cargo de las actividades de refinación de crudos, así como la manufactura de productos comercialización y suministro para el mercado nacional e internacional. Además, se encarga de la comercialización del gas natural y cumple funciones de transporte marítimo. Esta organización está constituida por: Refinación y Comercio, Deltaven, PDV Marina y PDVSA Gas. PDVSA Servicios: esta división es responsable del suministro de servicios integrados, especializados y competitivos, a toda la corporación. Su área de gestión incluye una amplia gama de especialidades, entre las cuales se destaca: suministro de bienes y materiales, servicios técnicos, consultorías y asesorías profesional, informática e ingeniería, entre otras. Esta organización está compuesta por Bariven, PDVSA Ingeniería y Proyectos, PDVSA Administración y Servicios, Consultoría Jurídica, Recursos Humanos, Finanzas y Asuntos Públicos, continuando en él 22 desarrollo de todas sus actividades, con especial énfasis, en las áreas de explotación y producción de yacimientos de crudos livianos y medianos que ofrece el oriente del país y que son vitales actualmente para la aplicación de nuevos mercados internacionales. 1.2.2 Misión y visión de la empresa Visión. La visión de PDVSA Exploración y Producción es la de ser reconocida internacionalmente como la corporación energética de referencia mundial por excelencia, a través del aprovechamiento óptimo de sus recursos, la eficiencia operacional y la introducción oportuna de nueva tecnología, con gente de primera, preparada y motivada, preservando su integridad y la de los activos, en total armonía con el medio ambiente y el entorno. Además la de ser la organización líder en la generación de los lineamientos técnicos para el establecimiento de las estrategias de exploración y producción a mediano y largo plazo. Misión. Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima, (PDVSA) es una organización energética, destinada a la exploración, producción y mejoramiento de hidrocarburos, esta corporación posee la misión de satisfacer las necesidades de energía de la sociedad, promoviendo el crecimiento socioeconómico. 1.1.3 Ubicación geográfica de PDVSA distrito san tomé PDVSA San Tomé, pertenece a la división Oriental, se encuentra ubicada geográficamente en el municipio Freites, en la región centro sur del Estado Anzoátegui, comprendiendo parte de la región centro oeste del Estado Monagas y parte de la región sur del estado Guárico, posee un área total de 23 17.085 kilómetros cuadrados, 135 kilómetros en dirección norte-sur y 180 kilómetros en dirección este-oeste.(PDVSA, 2004) Posee 5 unidades de producción: Dación, Liviano, Mediano y Pesado. La Unidad de Producción Dación se encuentra al este de San Tomé, con una extensión de 427 km2, fue descubierto en el año 1944, siendo explotado por la Empresa Mene Grande Oil Company hasta que es declarado campo marginal. En el año 2.006 hasta la actualidad PDVSA asume la operación de los campos operacionales que tenía anteriormente la empresa ENI DACIÓN B.V. 1.3 Objetivos 1.3.1 Objetivo general Proponer técnica y económicamente la polarización del agua por magnetismo como alternativa de reemplazo al tratamiento químico actualmente utilizado en las aguas asociadas a la producción de crudos del campo Dación de PDVSA San Tome. 1.3.2 Objetivos específicos 1. Analizar los resultados obtenidos con el tratamiento químico actualmente utilizado en las aguas asociadas al crudo en el campo Dación mediante la revisión de la data histórica. 2. Examinar los resultados reportados en las aplicaciones actuales de la polarización del agua por magnetismo. 24 3. Determinar la tecnología técnica y económicamente más adecuada mediante la generación de una matriz comparativa. CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO 2.1 Antecedentes de la investigación Martínez (2008), realizo la evaluación de la eficiencia del tratamiento químico aplicado a las torres de enfriamiento 1, 2 y 3 de servicios industriales en la refinería de Puerto la cruz, para ello se realizaron análisis fisicoquímicos al agua, con los resultados de los análisis calcularon los índices de Ryznar y Langelier para conocer la tendencia del agua (incrustante o corrosiva), obteniendo una tendencia muy incrustante por Langelier y por Ryznar medianamente incrustante y corrosiva. Evidenciando que la dosis del tratamiento químico aplicado no era la ideal para las condiciones. Rondón (2005), hizo una evaluación del potencial de corrosividad interna en los gasoductos principales y líneas de recolección de gas del área mayor Anaco, en donde calculo las velocidades de corrosión interna, tomando en consideración la influencia de la velocidad del fluido sobre el proceso de corrosión y determino los puntos óptimos para la instalación de facilidades para el control de la velocidad de corrosión mediante el análisis de informes de inspección con herramientas electromagnéticas. Moya (2005), llevo a cabo la evaluación del efecto inhibidor de incrustaciones L-185 como agente reductor de agua en pozos de las unidades de explotación liviano y pesado Distrito Sur San Tome, en primera instancia se realizo la selección de pozos con mecanismos de generación de agua por canalización, seguido de un análisis de las propiedades 26 fisicoquímicas del agua para determinar posteriormente los índices de saturación para conocer su tendencia y se observo como resultado una reducción del corte de agua y sedimentos, dicha reducción se le atribuyó principalmente al efecto distorsionante que el inhibidor ejerció sobre las escamas de carbonato de calcio a nivel de formación. López (2003), llevo a cabo la evaluación de la aplicación de nuevas tecnologías orientadas a la minimización de fallas por corrosión en pozos de la unidad de explotación pesado este, distrito San Tome (PDVSA), en la cual se aplicaron ensayos mecanográficos, fisicoquímicos y mecánicos a las tuberías de producción con su evaluación económica de las alternativas tecnológicas aplicables, teniendo como resultados el empleo de inhibidor de corrosión para unos casos y en otros la utilización de una tubería con 13% de cromo. 2.2 Aguas de formación En la mayoría de los pozos productores existe gran cantidad de agua de formación entrampada originalmente en los espacios porosos de la roca, originado por un proceso geológico ocurrido durante muchos años de deposición de sedimentos, donde sus características van a depender del ambiente sedimentario de deposición, la era geológica, la profundidad, el gradiente hidráulico, los elementos solubles de la roca asociada, la movilidad de los elementos químicos disueltos y la magnitud del intercambio iónico o reacción química de los constituyentes. El agua de formación se define como el agua que se encuentra naturalmente en las rocas y está presente en ellas inmediatamente antes de la perforación de un pozo. Esta agua ha podido tener diferentes orígenes y 27 ser clasificadas como aguas marinas, intersticiales, entre otras. (MEDINA, 1985) 2.2.1 Clasificación de las aguas De acuerdo al carácter genético del agua y dependiendo de su historia, las aguas del subsuelo pueden ser divididas en tres clases: 2.2.1.1 Meteóricas Geológicamente, las aguas meteóricas son aquellas de reciente contacto con el ciclo hidrológico, su edad es menor a la edad de la roca que la contiene. Aquí se incluyen el agua de los océanos, el agua evaporada en la atmósfera, agua de lluvia y de nieve, aguas superficiales y agua de subsuelo en movimiento. Químicamente las aguas meteóricas se caracterizan por presentar bajas concentraciones de sólidos disueltos (menores a 10.000 ppm); normalmente estas aguas poseen cantidades considerables del ion bicarbonato. 2.2.1.2 Connatas Son aquellas que han formado parte del ciclo hidrológico por una cantidad considerable de tiempo geológico; aguas formadas al mismo tiempo que las rocas que las contienen. Esta agua no circula, pero se mueven a través de los sedimentos como parte del proceso de compactación y migración. 28 2.2.1.3 Juveniles Son aquellas que ascienden desde el manto de la tierra y nunca han formado parte del ciclo hidrológico, son difíciles de identificar con precisión. 2.2.2 Propiedades del agua de formación El estudio de las propiedades de las aguas de formación permite definir mediante ciertos parámetros, las características del agua de yacimiento y determinar su influencia dentro del sistema del yacimiento, el sistema de producción y sobre elementos adicionales que pudieran incorporarse al yacimiento, como en el caso de la inyección de todo tipo de fluidos. (Lipesa, 2000) 2.2.3 Composición del agua de formación Esta composición varía desde aguas relativamente diluidas hasta las salmueras fuertes. La composición del agua se mide en concentraciones expresadas en unidades de ppm y está fuertemente influenciada por el marco geológico de sedimentación y entrampamiento de las cuencas y provincias geológicas, estas últimas son las que definen las características químicas y las propiedades de los elementos constituyentes de las aguas de formación. 2.2.3.1 Carbonato de calcio Las incrustaciones de carbonato de calcio pueden ser formadas, por la combinación del ion calcio con los iones carbonato o bicarbonato: 29 Ec 2.1 Ec 2.2 La formación de los depósitos de CaCO3 se ve afectada por las siguientes variables (Lipesa, 2000): • Al incrementarse la temperatura el CaCO3 se hace menos soluble, lo que ocasiona que precipite y se incremente la formación de incrustaciones. • Al incrementarse la presión parcial del dióxido de carbono se incrementa la solubilidad del carbonato de calcio por lo que disminuye la formación de incrustaciones. • La formación de depósitos se incrementa al incrementarse el pH. • La solubilidad del carbonato de calcio se incrementa al aumentar el contenido de sales disueltas, disminuyendo así la formación de incrustaciones. • Al incrementarse la presión total del sistema se incrementaría la presión parcial del dióxido de carbono, lo que aumentaría la solubilidad del carbonato de calcio, disminuyendo así la posibilidad de que se formen incrustaciones. 2.2.3.2 Sulfato de calcio La mayoría de los depósitos de sulfato de calcio encontrados en los campos de producción es el CaSO4.2H2O, este se puede formar en las aguas salobres por debajo de los 176 ͦ F. sulfato de calcio es: (KEMMER, 2005) La reacción para la precipitación del 30 Ec 2.3 Las incrustaciones de sulfato son menos frecuentes que las de carbonato de calcio, debido a que este es más soluble que el carbonato de calcio. La formación de los depósitos de sulfato de calcio se ve afectada por las siguientes variables: • La solubilidad del sulfato de calcio se incrementa al aumentar la temperatura hasta los 38 ͦ C, a partir de este valor la solubilidad comienza a disminuir con el incremento de la temperatura. • Al aumentar el contenido de cloruro de sodio se incrementará la solubilidad del sulfato de calcio hasta que la cantidad de cloruros disueltos llegue a los 150.000 ppm, a partir de este valor la solubilidad del sulfato de calcio decrece con el aumento del cloruro de sodio disuelto. • Una caída de la presión puede causar la precipitación del sulfato de calcio. • El pH tiene muy poco sobre la solubilidad del sulfato de calcio. 2.2.3.3 Sulfato de estroncio y bario Tanto el ión bario como el ión estroncio son ocasionalmente encontrados en las salmueras del campo petrolero pero en ausencia de iones sulfatos. Cuando las aguas producidas presentan estos iones, es importante determinar con precisión el contenido de iones de sulfato que puedan ser mezcladas con ellas, a fin de prevenir la posible deposición de incrustaciones de sulfato de bario o sulfato de estroncio. 31 2.2.3.4 Carbonato ferroso El carbonato ferroso es formado cuando los iones de hierro reaccionan con iones de carbonato, en ausencia de oxigeno. El ión ferroso en solución puede ser naturalmente producido o es el resultado de un proceso de corrosión. Es conseguido en muchos depósitos en cantidades fácilmente rastreables. Generalmente es formado cuando iones de bicarbonato se descomponen en presencia de calor y como subproducto asociado con la corrosión de dióxido de carbono. 2.2.4 Tendencia del agua de formación 2.2.4.1 Agua agresiva Se define como un agua que tiende a provocar precipitaciones de carbonato de calcio. 2.2.4.2 Agua incrustante Se define como un agua que tiende a inducir la disociación de ácidos, es decir, aquella que se incrusta en los iones. 2.2.4.3 Agua corrosiva Se define estrictamente como un agua que ataca a superficies metálicas. El hecho que un agua sea agresiva potencia su acción corrosiva aunque para ello intervienen diversos factores adicionales. De la misma manera un agua 32 equilibrada al carbonato de calcio puede ser aun corrosiva con respecto a los metales. 2.3 Escamas o incrustaciones El sistema de producción de los pozos puede verse como una cadena de elementos, la cual permite que el crudo fluya desde el yacimiento hasta los equipos instalados en la superficie. Dichos componentes incluyen el yacimiento, la completación, las tuberías, el levantamiento artificial y las instalaciones de la superficie. Estas instalaciones generalmente deben considerarse como un hecho consumado en los estudios de mejora de producción en pozos individuales. El fluido se produce desde el yacimiento hasta el pozo a través de la completación, ello incluye las perforaciones y/o tuberías ranuradas, el espacio anular entre el cemento y el hoyo, el empaque de grava y cualquier zona de daño a la formación. Una causa de la reducción de las tasas de producción puede deberse a la disminución de las áreas efectivas de flujo como consecuencia de la acumulación de incrustaciones dentro de la tubería de producción o por una restricción innecesaria. Los sistema de levantamiento artificial por inyección de gas y/o los equipos de bombeo pueden necesitar un reemplazo, o la optimización de su funcionamiento. Las deposiciones de escamas de cualquier tipo son un impedimento, en las operaciones de los operadores. Los depósitos de escamas pueden parcialmente taponar las perforaciones, choques, líneas de flujo, válvulas y sellos de las bombas. Las escamas depositadas en las varillas de los balancines incrementan el peso de levantamiento, pueden acumularse sobre los tubos de calentamiento de los tratadores térmicos causando reducción de 33 la transferencia de calor, aumentando los costos de combustible y el posible mal funcionamiento del equipo. Cuando se depositan en las válvulas de descarga pueden causar mal funcionamiento tanto en los separadores como en los tratadores térmicos. Asimismo reducen la eficiencia y causan daños a las bombas. (Lipesa, 2000). 2.3.1 Formación de incrustaciones y/o escamas Las incrustaciones se desarrollan a partir de una solución. El primer desarrollo dentro de un fluido saturado es la formación de grupos de átomos inestables, proceso denominado nucleación homogénea. Los grupos de átomos forman pequeños cristales provocados por las fluctuaciones locales en el equilibrio de la concentración de iones en las soluciones saturadas. A continuación los cristales crecen por adsorción de iones sobre las imperfecciones de las superficies de los cristales, con lo cual aumenta el tamaño del cristal. La energía necesaria para que el cristal crezca proviene de la reducción de la energía libre superficial del cristal, que disminuye rápidamente a medida que aumenta el radio una vez superado un cierto radio crítico. Esto implica que los cristales grandes continúen creciendo y que los cristales pequeños se puedan disolver. El crecimiento de cristales también tiende a iniciarse sobre la superficie preexistente de límite de fluidos, proceso denominado nucleación heterogénea. Los sitios en los que se produce la nucleación heterogénea incluyen los defectos en la superficie, como las asperezas en las superficies de los tubos o cañoneros en las tuberías cortas de producción. 34 Algunas escamas del área petrolera son formadas por los mismos componentes del agua producida y/o son productos de corrosión como lo son: • Cloruro de sodio. • Sulfato de bario. • Sulfato de estroncio. • Carbonato de calcio. • Carbonato ferroso. • Sulfato de calcio. • Combinación de las anteriores. Aunque, las tres escamas más comunes en estos campos son carbonato de calcio, sulfato de calcio y sulfato de bario, ellas son raramente encontradas en estado puro. Más bien son conseguidas como mezclas de dos o más escamas, como una predominando y la otra acompañando en menor cantidad. (Lipesa, 2000). 2.3.2 Factores que favorecen la formación de incrustaciones 2.3.2.1 Temperatura La temperatura afecta la solubilidad de iones, gases y velocidad de muchas reacciones, a mayor temperatura mayor será la rapidez con que ocurren las reacciones. La solubilidad de muchas sustancias crece con la temperatura, aunque sus solubilidades están limitadas. La solubilidad del sulfato de bario y estroncio decrece ligeramente con el aumento de temperatura. El carbonato de calcio tiene una solubilidad inversa, cuando la temperatura aumenta su 35 solubilidad disminuye. En este sentido la formación de escamas de carbonato de calcio, se incrementa a medida que se aumenta la temperatura. La solubilidad del sulfato de calcio aumenta con la temperatura hasta 96 ͦ F, después disminuye tan pronto comienza a incrementarse. Cuando la temperatura aumenta, la solubilidad de los gases ácidos tales como dióxido de carbono y ácido sulfúrico decrecen, como estos gases ácidos evolucionan desde el agua, el pH incrementa y la deposición de escamas de carbonato de calcio por consiguiente también aumenta. 2.3.2.2 Presión La solubilidad de un gas en un líquido es directamente proporcional a la presión parcial que ejerce el gas arriba del agua. A mayor presión, mayor solubilidad del gas en el agua. El dióxido de carbono disuelto en el agua reacciona para formar ácido carbónico, el cual reduce el pH y la precipitación del carbonato de calcio. El mismo caso de solubilidad lo mantiene el ácido carbónico, el cual reduce el pH y la precipitación del carbonato de calcio, pues esta escama es soluble en medio ácido. En caso contrario si la presión es reducida como acontece en una caída de presión, el dióxido de carbono comienza a actuar desde el agua aumentando el pH y precipitando el carbonato de calcio débil cuando es mezclado con agua. Caídas de presión también influyen en la solubilidad y deposición de las escamas de sulfato de calcio. Por consiguiente la formación de cristales de sulfato de calcio disminuye con el aumento de la presión. 2.3.2.3 Concentración iónica La composición iónica del agua tiene mayor impacto sobre la deposición de escamas. Si los iones que forman las incrustaciones no están presentes en 36 el agua, ellos no pueden unirse y precipitar. Para lograrlo deben estar disueltos en concentraciones que excedan sus solubilidades a una presión o temperatura dada. 2.3.2.4 pH El pH influye en la solubilidad del carbonato de calcio en el agua. A mas bajo pH, mayor será la solubilidad del carbonato de calcio. Contrariamente a mayor pH en el agua existirá mayor tendencia del carbonato de calcio a precipitar. 2.3.2.5 Turbulencia y caída de presión La turbulencia crea caídas de presión, la cual reduce la presión parcial y libera gases ácidos. Esto resulta en un incremento del pH y la tendencia de carbonato de calcio a precipitar, también impactan a la solubilidad del carbonato de calcio. 2.3.2.6 Mezcla de aguas incompatibles Un agua que contenga iones bario (Ba++) no debe mezclarse con otra que contenga iones sulfato (SO4=), pues reaccionarán para tratar de formar el sulfato de bario. Aguas que contienen altas concentraciones de calcio, tampoco deben unirse con las que tienen altas concentraciones de sulfato, puesto que el carbonato de calcio o sulfato de bario pueden precipitar. 37 2.3.3 Métodos preventivos Existen diversos métodos para la prevención de la formación de escamas, estos a su vez se dividen en dos grupos: 2.3.3.1 Tratamiento químico La remoción de incrustaciones con productos químicos es, por lo general, el primer sistema que se utiliza y el más económico, en especial cuando las incrustaciones no son de fácil acceso o se encuentran en lugares donde los métodos mecánicos de limpieza convencionales resultan poco efectivos o es muy costoso transportarlo. Los productos químicos utilizados en este tipo de tratamiento se conocen como inhibidores de incrustación. Estos inhibidores son compuestos que bloquean el desarrollo de las partículas minerales atacando el crecimiento de los núcleos de las incrustaciones. La mayoría son compuestos de fosfanato: polifosfanatos inorgánicos y polímeros orgánicos. Estos químicos minimizan la formación de incrustación mineral mediante una combinación de dispersión de cristales y estabilización de los residuos. Los tratamientos más comúnmente empleados en la industria petrolera para la aplicación de inhibidores son: 2.3.3.1.1 Tratamiento por tapones o inyección por carga Se inyecta un volumen conocido de inhibidor diluido en gasoil o kerosene a través de la tubería de producción, para ello es necesario interrumpir la producción del pozo. Una de las precauciones que debe ser tomada en cuenta al aplicar este método de inyección es la de asegurar que el inhibidor alcance el fondo de la tubería de producción. Los principales aspectos que deben ser considerados de este tipo de tratamiento son: nivel de fluidos en el 38 pozo, frecuencia del tratamiento, persistencia de la película de inhibidor, presión de fondo de pozo y pérdidas de producción debido a los ciclos de tratamiento. 2.3.3.1.2 Tratamiento o inyección continua Como lo sugiere su nombre volúmenes continuos de inhibidor se inyectan a la tubería, reponiendo continuamente la película protectora. 2.3.3.1.3 Remoción de incrustación con productos químicos Se utiliza acido clorhídrico para remover los carbonatos que se pueden disolver con facilidad en este ácido. Las incrustaciones duras de sulfatos se pueden tratar con agentes quelatizantes (compuesto que rompen las incrustaciones resistentes a los ácidos aislando y bloqueando los iones metálicos dentro de su estructura cerrada en forma de anillo). El ácido ethylenediamenetetraacético (EDTA) fue uno de los primeros agentes utilizados para mejorar la remoción química, disuelve y quelatiza el carbonato de calcio y además es capaz de romper l ciclo de precipitación. Aunque son más costosos y más lentos comparados con el HCl se han mostrado resultados promisorios en la remoción de sedimentos de sulfato de calcio y bario. 2.3.3.2 Tratamiento mecánico Se refiere a los métodos donde se aplican herramientas mecánicas (cepillos, cortadores, motor en el fondo) para eliminar depósitos minerales, ofrecen una amplia variedad de técnicas aplicables en las tuberías de producción de los pozos y en su formación. Como ocurre en el caso de los tratamientos 39 químicos, la mayor parte de los métodos mecánicos presentan un rango limitado de aplicabilidad, de manera tal que la selección del método correcto depende del pozo y del tipo de incrustación. 2.3.3.2.1 Chequeo mecánico con guaya fina Es un procedimiento que permite verificar las condiciones mecánicas del pozo para prevenir la formación de incrustaciones; se lleva a cabo, cada cierto tiempo, introduciendo al pozo una herramienta llamada camarita que al descender por la tubería y por efecto de presión se observa una impresión en la herramienta que permite determinar la presencia de algún colapso en la tubería y/o la existencia de incrustación. 2.3.3.2.2 Métodos mecánicos convencionales Las soluciones mecánicas para eliminar depósitos minerales ofrecen una amplia variedad de herramientas técnicas aplicables en las tuberías de los pozos y en su formación. Uno de los primeros métodos utilizados fue una derivación del uso de explosivos para hacer vibrar los tubos y desprender las incrustaciones más quebradizas. Los explosivos proporcionaban cargas de alto impacto que podían remover las incrustaciones. Las mechas impacto y la tecnología de fresado han sido desarrolladas para funcionar con las tuberías flexibles dentro de las tuberías de producción y utilizando distintas mechas cinceladoras y variadas configuraciones de fresado. Desde hace varios años se encuentran disponibles algunos sistemas de chorros de fluidos, como el Hydroblast de Halliburton, el cual puede resultar efectivo para remover incrustaciones blandas, como halita, y detritos o rellenos, pero la experiencia demuestra que es menos efectivo en ciertos 40 tipos de incrustaciones de mayor resistencia, como calcita y sulfato de bario.(Lipesa, 2000). 2.3.3.3 Control y seguimiento de los programas anti-incrustantes La efectividad de los inhibidores de incrustaciones puede ser verificada mediante monitoreo y varios métodos, entre los cuales se incluyen: 2.3.3.3.1 Inspección visual La indicación más segura acerca de la formación de escamas de consigue a través de la inspección visual de bombas, líneas desconectadas, válvulas, codos y el resto de los equipos de producción del pozo. 2.3.3.3.2 Cupones de escamas Los cupones de escamas son usados a veces para monitorear la acumulación progresiva de la escama. Se componen de una pieza de metal fina con varios huecos, los cuales provocan una leve caída de presión y turbulencia cuando el fluido pase a través del cupón. La tendencia incrustante, si está presente, se acelera bajo ciertas condiciones. La cantidad de escamas depositada, con o sin tratamiento químico, puede ser observada y/o medida usando este procedimiento. El cupón de escama indica la condición incrustante del agua únicamente en el punto donde ha sido instalada y omite la información relacionada con la formación de escama en los otros puntos del sistema. 41 2.3.3.3.3 Niples o serpentines de prueba Los niples o serpentines de prueba son usados en las líneas o tuberías de las operaciones en superficie para determinar la deposición de escamas. Estos son segmentos pequeños del tubo, con rosca o en forma de brida, los cuales se instalan en las líneas que se va a ensayar. En algunos casos el niple o serpentín se sitúa en un circuito, constituido por una minúscula tubería que se ramifica desde la línea seleccionada para el estudio. La efectividad de un inhibidor de incrustación puede ser medida por la inspección visual del depósito de prueba, antes y después del tratamiento. 2.3.3.3.4 Residual del inhibidor de incrustación El rango de tratamiento típico para un inhibidor de incrustaciones está entre 1 ppm y 20 ppm, a fin de optimizar el tratamiento, residuales de inhibidor de incrustación son determinados periódicamente para garantizar que su concentración este dentro del rango deseado. Esto es particularmente importante en trabajos de reforzamiento de la formación, donde el reforzamiento está basado en la cantidad de inhibidor de incrustación que está siendo regresado en los fluidos producidos. 2.3.3.3.5 Turbiedad La turbiedad es la medida de la claridad del agua y se puede analizar de varias maneras. La unidad de turbiedad más usada es el NTU (Unidades nefelométrica de turbiedad), pero también se usa la unidad JTU (Unidad de turbiedad de Jackson). No hay correlación entre estas dos unidades. Un agua con turbiedad cero es perfectamente clara teóricamente y en realidad no se puede conseguir en aguas de pozos petrolíferos. La técnica de medida 42 de la turbiedad más utilizada es la nefelometría o método de dispersión de la luz. Las lecturas se toman con un nefelómetro. En este aparato se dirige una fuente de luz a la fuente de agua. Las partículas de turbiedad dispersan la luz cuando el rayo luminoso pasa por la muestra. La intensidad de la luz dispersada se relaciona con la cantidad, el tamaño y el color de las partículas. Una fotocélula colocada en un ángulo recto con el rayo luminoso detecta la intensidad de la luz dispersada e indica la lectura en un medidor. 2.4 Corrosión Puede definirse como el deterioro que sufre un material en sus propiedades por interacción química, electroquímica o metalúrgica debido a una reacción con el medio que lo rodea. Generalmente es lenta, pero de carácter persistente, y no siempre involucra un cambio de peso o un deterioro visible, ya que muchas formas de corrosión se manifiestan por un cambio de las propiedades de los materiales, disminuyendo su resistencia (CIED, 2002). Para que se lleve a cabo el proceso de corrosión, deben estar presentes cuatro factores esenciales: 2.4.1 Factores escenciales de la corrosion 2.4.1.1 Ánodos Son áreas en el metal donde ocurren reacciones anódicas o reacciones de oxidación. Reacciones anódicas son aquellas que producen electrones. Los ánodos se encuentran presentes en el metal debido a imperfecciones de superficies, inclusiones o impurezas, concentraciones de esfuerzos, cambios de ambiente, entre otros. 43 2.4.1.2 Cátodos Son áreas en el metal donde ocurren reacciones catódicas o reacciones de reducción, es decir, aquellas que consumen electrones. 2.4.1.3 Electrolitos Es toda aquella solución que permite la transferencia de cargas en forma de iones entre el cátodo y el ánodo. 2.4.1.4 Contacto metálico Es el medio por el cual los electrones viajan del ánodo al cátodo. En el caso de un metal, el contacto metálico es el metal mismo. 2.4.2 Corrosión uniforme El ataque uniforme sobre grandes áreas de una superficie metálica es la forma más común de la corrosión. Puede ser húmeda o seca, electroquímica o química. Se presenta a bajos valores de pH y bajo la presencia de acidez mineral libre, bióxido de carbono y acido carbónico; siendo importante seleccionar los materiales de construcción y reforzar con los métodos de protección como pintura, para controlarla. 2.4.3 Corrosión galvánica La corrosión galvánica se presenta, cuando dos metales diferentes en contacto o conectados por medio de un conductor eléctrico, son expuestos a 44 una solución conductora. En ese caso, existe una diferencia de potencial eléctrico entre los metales diferentes y sirve como fuerza directriz para el paso de la corriente eléctrica a través del agente corrosivo, de tal forma que el flujo de corriente corroe uno de los metales del par formado. Mientras más grande la diferencia de potencial entre los metales, mayor es la probabilidad de que se presente corrosión galvánica debiéndose notar que este tipo de corrosión solo causa deterioro en uno de los metales, mientras que el otro metal del par casi no sufre daño. El metal que se corroe recibe el nombre de metal activo, mientras que el que no sufre daño se denomina metal más noble. 2.4.4 Corrosión por erosión Es causada por alto contenido de sólidos totales disueltos o cuando el movimiento del medio corrosivo sobre la superficie metálica incrementa la velocidad de ataque debido a desgaste mecánico. Este tipo de corrosión prospera en condiciones de alta velocidad, turbulencia, choque, entre otros, y frecuentemente se observa en impulsores de bombas, agitadores, codos y cambios de dirección de tuberías, y puede ser evitada con cambios en el diseño o por selección de un material más resistente. 2.4.5 Corrosión por picadura Es una de las formas más destructivas de corrosión. Es promovida por baja velocidad de agua, en puntos inactivos tales como los que se presentan en el lado carcasa de un intercambiador, y se presenta como orificios o picaduras 45 en una superficie relativamente sanas en donde las picaduras pueden tener varias formas. La corrosión por picadura es un proceso lento que puede llevarse meses y años antes de ser visible, pero que naturalmente, causará fallas inesperadas. El pequeño tamaño de la picadura y las minúsculas cantidades de metal que se disuelven para formarlas, hacen que la detección de esta sea muy difícil apreciar en las etapas iniciales. 2.4.5 Corrosión por exfoliación Es una corrosión sub-superficial que comienza sobre una superficie limpia, pero se esparce debajo de ella y difiere de la corrosión por picadura en que el ataque tiene una apariencia laminar. Capas completas de material son corroídas y el ataque es generalmente reconocido por el aspecto escamoso y en ocasiones ampollado de la superficie. Al final del ataque, una muestra tiene la apariencia de un mazo de barajas en el cual algunas de las cartas han sido extraídas. Este mecanismo es bien conocido en las aleaciones de aluminio y se combate utilizando aleaciones y tratamiento térmico 2.4.6 Corrosión mediada por microorganismos La corrosión es un proceso electroquímico que consiste en una reacción anódica, la cual comprende la oxidación (ionización) del metal; y una reacción catódica que consiste en la reducción de especies químicas. Se ha demostrado que estas reacciones pueden ser influenciadas por la actividad de los microorganismos, especialmente cuando éstos están en contacto 46 directo con la superficie de los metales, formando biofilms (biopelícula). El resultado de este proceso es conocido como biocorrosión o corrosión influenciada por microorganismos (MIC). La actividad microbiana dentro de los biofilms formados sobre la superficie de los metales puede afectar considerablemente la química de las capas protectoras, causando la aceleración o inhibición de la corrosión. La corrosión influenciada por microorganismos no origina nuevos mecanismos electroquímicos de corrosión, sino que es el resultado de un cambio microbiológicamente influenciado que promueve el establecimiento o mantenimiento de reacciones fisicoquímicas que no son favorecidas bajo condiciones similares. Los principales tipos de bacterias asociadas con metales en ambientes terrestres y acuáticos son las bacterias sulfato reductoras (SRB), bacterias sulfuro oxidantes, bacterias hierro oxidantes/reductoras, bacterias manganeso oxidantes y bacterias secretoras de ácidos orgánicos. Estos organismos coexisten en biofilms formados naturalmente, verdaderos consorcios sobre la superficie de los metales. formando Los aceros inoxidables tienen buena resistencia a la corrosión, sin embargo, son susceptibles a corrosión mediada por microorganismos, así, cerca del 20% del daño anual causado por corrosión en aceros son causados por la actividad de bacterias sobre la superficie del material, del cual una parte significativa corresponde a corrosión anaeróbica influenciada por bacterias sulfato reductoras y corrosión aeróbica influenciada por bacterias hierro oxidantes. 10 Estudios realizados en aceros inoxidables dan cuenta que cuando cultivos mixtos de estas bacterias son usados para provocar corrosión, el daño observado es mucho mayor en comparación con cultivos puros de cada uno. 47 Con respecto a las bacterias sulfato reductoras, que es el tema en el que se centra este trabajo, éstas son un grupo muy diverso de anaerobias que llevan a cabo reacciones des-asimiladoras de reducción de compuestos de azufre tales como sulfato, sulfito, tiosulfato e inclusive azufre elemental. Aunque estas bacterias son usualmente consideradas como anaerobias estrictas, algunos géneros toleran oxígeno, siendo capaces de respirar Fe +3 o incluso oxígeno con hidrógeno actuando como donador de electrones, cuando la concentración de oxígeno disuelto es baja. Varios modelos se han propuesto para intentar explicar el mecanismo por el cual las bacterias sulfato reductoras pueden influenciar la corrosión de acero. El producto de su actividad metabólica, H2S, es corrosivo; sin embargo, el ácido sulfhídrico producido por mecanismos netamente químicos no tiene el mismo grado de agresividad que el producido por medio de bacterias, lo cual demuestra la importancia del bioproceso en sí, desechando la validez de los experimentos realizados con compuestos abióticos. No se puede establecer un único modelo que logre explicar la corrosión de los metales por influencia de bacterias sulfatos reductoras, sino que éstos dependen de varias variables como temperatura, pH, concentración de oxígeno disuelto, entre otros. (JUSCAMAITA, 2007). 2.4.7 Control de la corrosión El control de la corrosión puede llevarse a cabo por uno o todos los procedimientos siguientes: 1. Por la reducción de la concentración de iones hidrógeno, o sea elevando el valor de pH. 48 2. Por reducción del contenido de oxígeno. 3. Por reducción del contenido de bióxido de carbono. 4. Manteniendo una capa protectora sobre la superficie del metal para que éste no pueda ponerse en contacto con los iones de hidrógeno. 2.4.7.1 Por la reducción de la concentración de iones hidrógeno, o sea elevando el valor de pH Pareciera que el control de los iones de hidrógeno sería el método más efectivo de control de corrosión, pues la acción de dichos iones constituye la primera etapa de la corrosión. Naturalmente que es imposible la eliminación completa de dichos iones, pero se logra la disminución de los mismos mediante la adición de cualquier álcali o sal básica. Puede usarse la sosa cáustica, cal, sosa calcinada o los lechos de piedra caliza o mármol triturados, dependiendo de la elección del material de factores tales como el costo, la dureza, o el contenido de bióxido de carbono del agua. Aunque la sosa cáustica es lo más eficaz para disminuir la concentración de los iones hidrógeno, es relativamente cara y no tiene cualidades adicionales como la cal, que además proporciona una capa protectora. La cal es la sustancia más barata, es suficientemente eficaz para elevar el pH capaz de formar una capa protectora si las condiciones son favorables; pero tiene la desventaja de aumentar la dureza del agua, lo cual puede ser indeseable. La sosa calcinada tiene costo y eficacia razonable, no causa dureza pero tampoco forma capa protectora. 2.4.7.2 Por reducción del contenido de oxígeno En la mayoría de las plantas es poco práctico el control del oxígeno disuelto, debido a la presencia de almacenamientos abiertos y a la existencia de una 49 aeración natural. Cierto número de etapas de un tratamiento dependen de la aeración del agua para lograr buenos resultados: en tales procesos podría agregarse deliberadamente oxígeno al agua. Frecuentemente se usan los "desaeradores" para el tratamiento de aguas corrosivas que entren a los sistemas de agua caliente de los edificios. Consisten de recipientes cerrados dentro de los cuales se atomiza el agua. Se operan a vacio parcial por medio de bombas de succión liberando así todos los gases disueltos, incluyendo el oxígeno. Sin embargo estos desaeradores no se usan en el tratamiento de abastecimientos públicos. 2.4.7.3 Por reducción del contenido de bióxido de carbono El bióxido de carbono puede existir como gas disuelto, o en su estado "semicombinado" llamado "bicarbonato", o en su estado "combinado" llamado "carbonato". En ambos estados no tiene propiedades corrosivas. Por consiguiente par disminuir la efectividad del bióxido de carbono como agente corrosivo, puede eliminarse físicamente o convertírsele en algún otro compuesto. El bióxido de carbono puede removerse físicamente por aeración hasta que queden solamente unos 5 mg/L. Más debajo de este límite debe transformarse en otro compuesto agregando sustancias alcalinas. Claro está que también puede convertirse químicamente toda la cantidad de bióxido de carbono presente originalmente. Con frecuencia esto es lo preferible, y particularmente cuando se desea tener una capa protectora de carbonato de calcio. 50 2.4.7.4 Manteniendo una capa protectora sobre la superficie del metal para que éste no pueda ponerse en contacto con los iones de hidrógeno • Los recubrimientos protectores, son muy eficaces para combatir la corrosión, ya sea que se apliquen física o químicamente. Toda la tubería metálica que se usa en los sistemas de distribución se recubre con compuestos de alquitrán, con esmalte bituminoso, u otras sustancias semejantes para proteger la tubería de la acción del agua y del suelo circundante. Los antiguos recubrimientos de alquitrán duraban solamente unos años y es prematuro decir cuánto durarán los modernos. El recubrimiento con cemento de los tubos de hierro es también eficaz, así como los tubos fabricados con asbesto-cemento. El agua corrosiva que circula a través de tubería de hierro recubierta con cemento o por tuberías de asbesto-cemento, sigue siendo corrosiva y por lo tanto corroerá los sistemas ordinarios de instalaciones sanitarias de los edificios, por lo que siempre es deseable el tratamiento del agua para prevenir la corrosión, independientemente de la resistencia del material de que se haya construido el sistema de distribución. La sedimentación inducida de películas protectoras, por medios químicos, tiene muchas ventajas, entre las que se incluye la protección de las instalaciones ordinarias de plomería y los sistemas de distribución. • El silicato, o vidrio soluble, se ha usado durante años para proteger los sistemas de agua caliente de los edificios. Su uso en el tratamiento de aguas para abastecimientos públicos ha sido demasiado limitado para que se puedan presentar aquí cualesquiera conclusiones generales al respeto. 51 • Los metafosfatos de sodio se han venido usando en los años recientes con resultados generalmente buenos. El " Calgon" y el "Nalco" son los productos químicos comerciales que más se usan, y se han logrado buenos resultados con dosis de 1 a 2 miligramos por litro. Se ha asegurado que se logran resultados contradictorios y hay diversas teorías acerca del mecanismo de sus diversas acciones. Sin embargo, parecen haberse establecido tres efectos: el primero consiste en impedir la precipitación del hierro ya presente o el debido a la corrosión, el segundo consiste en impedir que se formen incrustaciones de o tubérculos grandes y resistentes de manera que la superficie de la tubería se conserva más tersa, y en tercer lugar hace que los productos de la corrosión no se almacenen y por lo tanto no obstruyan la tubería delgada de los edificios. No se necesita ningún procedimiento especial de control, aparte de asegurar la aplicación continua de la dosis adecuada del producto químico. A pesar de que el costo de los metafosfatos es relativamente, las pequeñas dosis que se requieren aumentan el costo total en sólo unos cuantos dólares por cada millón de galones de agua tratada. • La película de carbonato de calcio puede también depositarse en la superficie interior de los tubos. Este tratamiento se basa en la aplicación de un álcali para que el valor del pH y la alcalinidad aumenten hasta que haya un exceso de carbonato de calcio y por consiguiente éste se deposite en la superficie del tubo. Las condiciones que regulan la solubilidad del carbonato de calcio en el agua son muy complejas. Hay algunas teorías que tratan de la medición de las características corrosivas o productoras de incrustaciones del agua. Una de estas teorías se basa en la suposición de que cierta porción del bióxido de carbono libre esta balanceada químicamente, o en equilibrio, con el 52 bicarbonato de calcio. Por lo tanto, esta porción del bióxido de carbono no será corrosiva, es decir, no disolverá la película protectora de calcio. E consecuencia, cualquier cantidad de bióxido de carbono libre, en exceso de estos valores de equilibrio, disolverá la película protectora. 2.5 Coagulación Es un proceso de desestabilización química de las partículas coloidales que se producen al neutralizar las fuerzas que los mantienen separados, por medio de la adición de los coagulantes químicos y la aplicación de la energía de mezclado. La coagulación es el tratamiento más eficaz pero también es el que representa un gasto elevado cuando no está bien realizado. Es igualmente el método universal porque elimina una gran cantidad de sustancias de diversas naturalezas y de peso de materia que son eliminados al menor costo, en comparación con otros métodos. El proceso de coagulación mal realizado también puede conducir a una degradación rápida de la calidad del agua y representa gastos de operación no justificados. Por lo tanto se considera que la dosis del coagulante condiciona el funcionamiento de las unidades de decantación y que es imposible realizar una clarificación, si la cantidad de coagulante está mal ajustada . (Sedapal, 2000). 53 Figura 2.1 Coagulación (Sedapal, 2000) 2.5.1 Tipos de coagulación Se presentan dos tipos básicos de coagulación: Por Adsorción y Por Barrido. 2.5.1.1 Coagulación por adsorción Ocurre cuando el agua presenta una alta concentración de partículas en estado coloidal; cuando el coagulante es adicionado al agua turbia los productos solubles de los coagulantes son absorbidas por los coloides y forman los flóculos en forma casi instantánea. 2.5.1.2 Coagulación por barrido Este tipo de coagulación se presenta cuando el agua es clara (presenta baja turbiedad) y la cantidad de partículas coloides es pequeña; en este caso las partículas son entrampadas al producirse una sobresaturación de precipitado de sulfato de aluminio o cloruro férrico. 54 2.5.2 Etapas o fases de la coagulación El proceso de coagulación se desarrolla en un tiempo muy corto (casi instantáneo), en el que se presenta las siguientes etapas. (Figura 2.2) • Hidrólisis de los coagulantes y desestabilización de las partículas en suspensión. • Formación de Compuestos químicos poliméricos. • Adsorción de cadenas poliméricas por los coloides. • Adsorción mutua de coloides. • Acción de barrido. Figura 2.2 Fases de la coagulación (Sedapal, 2000) 55 2.5.3 Coagulantes utilizados Los coagulantes son productos químicos que al adicionar al agua son capaces de producir una reacción química con los componentes químicos del agua, especialmente con la alcalinidad del agua para formar un precipitado voluminoso, muy absorbente, constituido generalmente por el hidróxido metálico del coagulante que se está utilizando. Los principales coagulantes utilizados para desestabilizar las partículas y producir el floculo son: • Sulfato de aluminio. • Aluminato de sodio. • Cloruro de aluminio. • Cloruro férrico. • Sulfato férrico. • Sulfato Ferroso. • Polielectrolitos (Como ayudantes de floculación). Siendo los más utilizados las sales de aluminio y de hierro; cuando se adiciona estas sales al agua se producen una serie de reacciones muy complejas donde los productos de hidrólisis son más eficaces que los iones mismos; estas sales reaccionan con la alcalinidad del agua y producen los hidróxidos de aluminio o hierro que son insolubles y forman los precipitados. 56 2.6 Floculación La floculación es el proceso que sigue a la coagulación, que consiste en la agitación de la masa coagulada que sirve para permitir el crecimiento y aglomeración de los flóculos recién formados con la finalidad de aumentar el tamaño y peso necesarios para sedimentar con facilidad. La floculación es favorecida por el mezclado lento que permite juntar poco a poco los flóculos; un mezclado demasiado intenso los rompe y raramente se vuelven a formar en su tamaño y fuerza óptimos. La floculación puede ser mejorada por la adición de un reactivo de floculación o ayudante de floculación. (Sedapal, 2000) 2.6.1 Tipos de floculación 2.6.1.1 Floculación pericinética Se produce por el movimiento natural de las moléculas del agua y esta inducida por la energía térmica, este movimiento es conocido como el movimiento browniano. 2.6.1.2 Floculación ortocinética Se basa en las colisiones de las partículas debido al movimiento del agua, el que es inducido por una energía exterior a la masa de agua y que puede ser de origen mecánico o hidráulico. Después que el agua es coagulada es necesario que se produzca la aglomeración de los microflóculos; para que 57 esto suceda se produce primero la floculación pericinética luego se produce la floculación ortocinética. 2.6.2 Floculantes Los floculantes son polímeros o Polielectrolitos con pesos moleculares muy elevados moléculas orgánicas solubles en agua formadas por bloques denominados monómeros, repetidos en cadenas larga. Estos floculantes pueden ser de naturaleza: mineral, orgánico natural y orgánico de síntesis. 2.6.2.1 Floculantes minerales Se encuentra la sílice activada, que es el primer floculante empleado, que debe ser preparado antes de emplear, su preparación es tan delicada y presenta el riesgo de la gelatinización; produce la neutralización parcial de la alcalinidad de silicato de sodio en solución. (caso Atarjea en los años 70 – 80, se utilizó en el tratamiento de agua). 2.6.2.2 Floculantes orgánicos naturales Son polímeros naturales extraídos de sustancias animales o vegetales. 2.6.2.3 Floculantes orgánicos de síntesis Son los más utilizados y son macromoléculas de una gran cadena, obtenidos por asociación de monómeros sintéticos con masa molecular elevada de 106 a 107 gr./mol, estos se clasifican de acuerdo a la ionicidad de los polímeros: 58 • Aniónicos (generalmente copolímeros de la acrilamida y del ácido acrílico). • Neutros o no iónicos (poliacrilamidas). • Catiónicos (copolímero de acrilamidas + un monómero catiónico). 2.7 Sistema de evaluación económica (SEE) El Sistema de Evaluaciones Económicas (SEE) versión 6.0, es la herramienta oficial de la Corporación utilizada para realizar las evaluaciones económicas de los proyectos de inversión de capital a presentar en los eventos presupuestarios Anteproyecto y PDVSA Firme. (PDVSA, 2015). 2.8 Indicadores financieros Son ecuaciones matemáticas que proporcionan puntos de referencia desde los cuales es posible evaluar la rentabilidad o seguridad que brinda una inversión permitiendo comparar diferentes alternativas de negocios. Los indicadores financieros a ser considerados en la evaluación económica de programas y proyectos son los siguientes: 2.8.1 Valor presente neto (VPN) Es el valor actual de todos los flujos de caja netos esperados, descontados al año base. Para el cálculo de los valores presentes (VP), se deberán descontar los flujos de caja de los años posteriores al año base, utilizando la tasa de descuento; que es la tasa que representa el valor al cual el inversionista está dispuesto a arriesgar su capital. No se descontará el flujo 59 de caja del año base (período cero/año del presupuesto). Este cálculo lo realiza automáticamente el sistema SEE. Los proyectos en progreso generadores de ingresos cuya evaluación a costo total, reflejen una TIR menor de 15% o un VPN negativo, deberán ser sometidos a las instancias correspondientes para su revisión y fines consiguientes. 2.8.2 Tasa interna de retorno (TIR) Toda propuesta de inversión que genere ingresos debe tener una tasa interna de retorno (TIR). La tasa interna de retorno es aquella tasa de interés que hace el valor presente neto igual a cero, es decir que iguala los flujos de ingresos y egresos con la inversión inicial. La tasa de retorno mínima para los proyectos de inversión de capital de la Corporación es del 15%. 2.8.3 Eficiencia de inversión (EI) Mide el retorno de la inversión realizada en valor del año base por cada unidad monetaria invertida. 2.8.4 Costo financiero implícito (CFI) Este indicador aplica para las propuestas no generadoras de ingresos. Se calcula sobre el flujo de caja diferencial de dos alternativas (Alternativa A – Alternativa B), y aunque se utiliza la misma fórmula de la tasa interna de retorno, se trata de un costo y no de un retorno de capital. El SEE realiza este cálculo automáticamente. 60 Si el CFI es mayor que la tasa de descuento, se debe seleccionar la Alternativa B, en caso contrario, se selecciona la Alternativa A. 2.8.5 Costo anual equivalente (CAE) Se calcula para comparar dos opciones de menor costo con horizontes económicos diferentes. La opción que presente la menor anualidad en valor absoluto, será la más conveniente. CAPÍTULO III METODOLOGÍA El objeto de este estudio consiste en demostrar la factibilidad de la instalación del equipo magnetizer para el tratamiento de aguas asociadas a crudo de producción, y así, reemplazar o sustituir el tratamiento químico que es aplicado actualmente a estas aguas. Para el cumplimiento de esto, se desarrollaron una serie de objetivos específicos que se presentan a continuación. 3.1 Análisis de los resultados obtenidos con el tratamiento químico actualmente utilizado en las aguas asociadas al crudo en el campo Dación mediante la revisión de la data histórica Antes de hablar de los problemas que presenta el campo Dación, es importante conocer las características generales que presenta el campo. Basándose en la información suministrada por la gerencia de Tratamiento y Calidad de Fluidos PDVSA San Tome, se tiene que: • La configuración típica de las líneas de producción consiste en 5-15 pozos individuales fluyendo a un múltiple recolector de producción. De estos múltiples, todo el fluido de producción fluye través de líneas de transferencia principales, a las estaciones de flujo y descarga. • Se tienen aproximadamente 251 pozos productores activos. La mayoría (178 pozos) de los pozos producen principalmente por levantamiento por gas a alta presión, con muchos otros (37 pozos) produciendo por bombeo electrosumergible, y otros tantos (36 pozos) producidos con 62 unidades rotaflex, bombas de cavidad progresiva y unidades de balancines. • Las estaciones principales de descarga incluyen comúnmente separadores gas-líquido bifásico y trifásico, calentadores a fuego directo y tanques de asentamiento. El petróleo dentro de especificación pasa a los tanques de almacenamiento para su posterior bombeo a través de la unidad LACT hacia el oleoducto Guara 24, hacia el Centro de Almacenamiento y Transporte de Crudo San Tomé, y el agua separada es transferida a las plantas de inyección para su disposición final. Los diagramas de las estaciones de descargas se pueden apreciar en los anexos A y B. • La estación de descarga GED-10 incluye un coalescedor electrostático para el mejoramiento del contenido de agua y sedimentos; sin embargo, actualmente esta estación está operando como estación de flujo hacia la estación DEPO, debido a problemas con la inyección/disposición del agua de producción, se espera solventar esta situación para reactivar dicha planta como estación de descarga. • El crudo del campo Dación oscila entre los 10-26 °API. Es totalmente normal encontrar variaciones significativas de gravedad API de un pozo a otro y de un campo a otro, respectivamente, dependiendo de la arena donde es producido, sin embargo, existe una tendencia creciente para gravedades API más bajas hacia las áreas este y sur del campo Dación. • El contenido de agua en la mayoría de sus yacimientos oscila entre 30% y 95%. • La temperatura del fluido extraído en los pozos va desde 100 a 230 ͦ F, pero en su mayoría menores a 200 ͦ F. 63 • El contenido de sólidos totales disueltos en el campo Dación varía entre13.000 y 23.000 mg/L (ppm). • El porcentaje de agua y sedimentos que se obtiene de los pozos de producción y por consiguiente en las líneas de transferencia, tanto principales como secundarias, se encuentran en promedio en 89% AyS y con tendencia a incrementar • Con las facilidades actuales, el gas se separa de la corriente de producción principal a la entrada de las estaciones por medio de separadores bifásicos operados a 80 psig 10 psig. En la mayoría de las estaciones se han instalado separadores horizontales. • El gas fluye luego a las plantas de compresión para su posterior recirculación como gas de levantamiento (gas lift). El gas asociado de los tanques de asentamiento se procesa en una unidad de recuperación de vapores. El gas de levantamiento se comprime aproximadamente a 1.330 psig. • El contenido promedio de dióxido de carbono (CO 2) en el gas está en el orden del 4-10%, mientras que el nivel de sulfuro de hidrógeno (H2S) en el gas se ubica entre 10-80 ppm. Sin embargo, en pozos productores con levantamiento artificial por gas a alta presión (LAG) y en algunos casos bombeos mecánicos completados en arenas especificas, se ha detectado una concentración de hasta 2.500 ppm de H2S (en crudo). En los anexos C y D, se muestran algunos análisis donde se evidencian las características previamente mencionadas de algunos pozos del campo Dación. 64 3.1.1 Problemas frecuentes en campo dación Cuando se habla de extracción de crudo para su refinación, por cualquiera de los métodos existentes, el fluido extraído del pozo o yacimiento contiene la orgánica conocida como crudo y una serie de elementos que vienen arrastrados con él, como es el caso del agua (libre y emulsionada), gas (libre y disperso), sólidos suspendidos, bacterias, entre otros elementos. Todos estos elementos deben ser eliminados del crudo tanto para su comercialización final como para el proceso de traslado del crudo desde su yacimiento hasta su almacenamiento, para así disminuir los problemas operacionales en el sistema. Para el caso del campo Dación, el elemento contenido en ese flujo extraído que tiende a causar más problemas es el agua, esto se debe a que el contenido de agua en la mayoría de sus yacimientos oscila entre 30% y 95%. El agua extraída de yacimiento por su naturaleza es salada con alto contenido de sólidos disueltos y sales que tienden a precipitar (carbonato de calcio) según las condiciones de operación. A su vez existen microorganismos arrastrados tanto por el crudo, el agua e incluso en la fase gaseosa, algunos son inofensivos, mientras que otros como es el caso de las bacterias sulfato reductoras (productoras de H2S) favorecen al fenómeno de corrosión. Conociendo las características del flujo de producción se determinaron que los problemas más frecuentes en este campo en estudio son: 65 3.1.1.1 Incrustaciones Es bien sabido que las sales van disueltas en el agua y no en el crudo, considerando el alto corte de agua que poseen los flujos del campo Dación, se presume que existirá un mayor contenido de sales que atraviesan la línea de producción y, por ende, un alto riesgo de que ocurra la precipitación de éstas. El principal causante de formación de incrustaciones en el campo en estudio es el carbonato de calcio, que al precipitar por saturación, forma escamas a lo largo de las tuberías y en los equipos, creando taponamiento, reducción de área de flujo, disminución de transferencia de calor y deterioro a tal punto que es necesario el reemplazo de los mismos. El flujo de producción extraído en la mayoría de los pozos del campo Dación contienen gran corte o contenido de agua, que va desde un 30% los que poseen menos, hasta mayores a 95%. El carbonato de calcio, a diferencia de otras sales, tiene la característica que a mayor temperatura se encuentre el sistema, se hace menos soluble en el agua, haciendo que cristalice y deposite en las paredes cercanas, es por eso, que este problema se ve en su mayor parte en zonas de altas temperaturas, como equipos de calentamiento, tales como hornos, calderas, intercambiadores, entre otros. De igual forma, la precipitación del carbonato de calcio se producen en líneas de producción debido a los cambios de régimen de flujo, bien sea por cambios de diámetros de la tubería (expansiones), o por régimen de flujos muy turbulentos con caídas de presión bruscas. 3.1.1.2 Bacterias Para el campo en estudio, las bacterias sulfato reductoras son el principal problema que debe afrontarse constantemente, estas bacterias pueden crecer en agua dulce o salada. Poseen la habilidad de producir por procesos 66 metabólicos acido sulfhídrico (H2S), este acido al estar en contacto con el agua (medio electrolítico) reacciona con los iones de hierro formando sulfuro ferroso e iones hidronios, haciendo el medio más acido y formando un producto corrosivo (FeS). Las bacterias sulfato reductoras son anaeróbicas, es decir, no necesitan oxigeno para vivir. Debido a esto, tienden a formar una capa para aislarse del medio que las rodea, teniendo como preferencia zonas de estancamiento o baja velocidad, dicha capa se le conoce como biopelícula o biomasa. En el interior de la biomasa es donde ocurre el proceso de corrosión, manifestándose en forma de picaduras. 3.1.1.3 Sólidos suspendidos Como su nombre lo dice, no son más que material tanto orgánico como inorgánico, que se mueve con el flujo de producción al momento de la extracción. Puede también ser parte de la línea de producción que se ha deteriorado y se desprende gradualmente, estos en su mayor parte pueden generar corrosión abrasiva o corrosión por erosión, al impactar constantemente con las paredes de las tuberías debido al flujo continuo del sistema, como también problemas de tipo mecánico, es decir, problemas en zonas de bombeo debido a sólidos que poseen un tamaño considerable, los cuales obstruyen o perjudican la integridad de las bombas activas. También disminuyen la pureza que se desea en el producto final, y sin el debido tratamiento pueden obstruir las arenas de inyección de agua para disposición. 3.1.1.4 Corrosión Como se mencionó anteriormente, la presencia de bacterias sulfato reductoras generadoras de H2S, son los principales causantes del efecto 67 corrosivo en el sistema de producción. Por lo general, el ataque se da en puntos estacionarios, en forma de pitting y en la zona inferior de la tubería (debido a que la biomasa se forma como un depósito). Adicionalmente, tanto por los sólidos suspendidos como por los microorganismos arrastrados por el fluido, se puede tener tendencia a formarse depósitos en las zonas de más baja velocidad de flujo; esta acumulación en una zona específica de la tubería puede originar la denominada corrosión bajo deposito, la cual consiste en la formación de un cumulo de depósitos, que aíslan un punto determinado de la tubería, sin embargo en ese punto queda contenido agua, causando esto la oxidación del hierro (generación de una zona anódica), los electrones generados de la oxidación viajan a través del metal hacia el exterior del material depositado (buscando la zona catódica) y así reducir alguna de las especies iónicas contenidas en el agua que atraviesa la tubería (generalmente iones hidronios, bicarbonatos y sulfuro de hidrogeno). El dióxido de carbono (CO2) presente en los gases de formación producidos, representa el tercer elemento corrosivo del sistema y también manifiesta su efecto en forma de pitting en la zona superior de la tubería. A continuación, se presenta un resumen de la información antes descrita en la tabla 3.1: 68 Tabla 3.1 Problemas que presenta el campo Dación y sus consecuencias en el sistema Problemas Incrustación Bacterias Sólidos suspendidos Corrosión Efectos en el sistema Consecuencias Reducción de área de flujo, taponamiento de tuberías y disminución de transferencia de calor. Generación de acido sulfhídrico, sulfuro de hierro y formación de una biopelícula que promueve la corrosión. Corrosión abrasiva, obstrucción de arenas para disposición de agua y deterioro en equipos de bombeo. Deterioro progresivo de las líneas producción y equipos del sistema. de * Implementación de tratamiento químico para solventar los problemas. * Sustitución de segmentos de tuberías en el sistema o equipos deteriorados. 3.1.2 Productos químicos aplicados en el campo dación Tomando en cuenta las diversas problemáticas operacionales causadas por los distintos elementos presentes en los fluidos de extracción, se hace necesaria la implementación de diversos tratamientos químicos que permitan minimizar su impacto a lo largo del sistema. Los productos químicos según el efecto que tengan en el sistema, se clasifican de diversas formas, conocido ya los problemas que presenta el campo en estudios, a continuación se muestra la tabla 3.2 con la clasificación y el efecto de estos productos: 69 Tabla 3.2 Clasificación de los productos químicos y sus efectos en el medio que se dosifica Clasificación de productos químicos Anti-incrustante Anti-corrosivo Biocida Dual Clarificante Humectante de sólidos Efecto generalizado Inhibe la formación de escamas en el recorrido del flujo de producción. Crea una película protectora en la línea de producción y equipos aislándolos eléctricamente, evitando la formación de depósitos. Elimina el crecimiento de los microorganismos y bacterias sulfato reductoras. Tiene funciones tanto anti-incrustantes como anticorrosivas. Favorece el fenómeno de coagulación y floculación para la remoción posterior de sólidos suspendidos y crudo, lo cual conlleva la eliminación de emulsiones inversas, es decir, crudo disperso en agua. Diseñados para limpiar interfaces en tanques o equipos de deshidratación con acumulación y estabilización de sólidos. Actualmente el campo en estudio es tratado por dos grandes casas o empresas químicas, las cuales son: • Champion Tecnologías, C.A. • Clariant Venezuela S.A. Dación está dividido en dos zonas mejor conocidas como: Este y oeste, y en cada zona se tienen estaciones de descargas las cuales son: Dación estación principal este (DEPE) y dación estación principal oeste (DEPO), la empresa Champion Tecnologías C.A. realiza el seguimiento y tratamiento de la zona este, mientras que Clariant Venezuela S.A. trabaja con la zona oeste. 70 Conociendo la clasificación de los productos químicos, es pertinente acotar que existen diversos productos para una misma clasificación con ciertas propiedades particulares según sea el requerimiento. A continuación se presentan los productos químicos utilizados en la actualidad, con la empresa de procedencia y su clasificación respectiva. Tabla 3.3 Productos químicos utilizados en el campo Dación, empresa que suministra el producto y clasificación del mismo Producto químico BACTRON L-127 BACTRON L-127A BACTRON L-128 CLEARTRON ZB-560 CORTRON RN-463 Empresa Champion Tecnologías C.A. Champion Tecnologías C.A. Champion Tecnologías C.A. Champion Tecnologías C.A. Champion Tecnologías C.A. EMULSOTRON X-8098 Champion Tecnologías C.A. GYPTRON T-418 L-1012 SCORTRON GR-172 SURFATRON DN-156 (EXP 827) SURFATRON DN-157 (EXP 828) SURFATRON DN-165 SCALETREAT 2818 BIOTREAT 4727 BIOTREAT 2416 SCALETREAT 8339 FLOCTREAT 7892 CORRTREAT 7465 Champion Tecnologías C.A. Champion Tecnologías C.A. Champion Tecnologías C.A. Champion Tecnologías C.A. Champion Tecnologías C.A. Champion Tecnologías C.A. Clariant Venezuela S.A. Clariant Venezuela S.A. Clariant Venezuela S.A. Clariant Venezuela S.A. Clariant Venezuela S.A. Clariant Venezuela S.A. Clasificación Biocida Biocida Biocida Clarificante Anti-corrosivo Humectante de sólidos Anti-incrustante Biocida Dual Anti-incrustante Anti-incrustante Anti-incrustante Anti-incrustante Biocida Biocida Anti-incrustante Clarificante Anti-corrosivo En el anexo E, se presentan las fichas técnicas de los productos mencionados y su hoja de seguridad. 3.1.3 Control del Tratamiento químico en el campo dación Los programas asociados al tratamiento y acondicionamiento de aguas de producción deberán asegurar el cumplimiento de las especificaciones preestablecidas en relación con los parámetros de calidad requeridos para la 71 inyección/disposición final de efluentes en el subsuelo, el control de la corrosión y la integridad mecánica de los equipos, instalaciones y facilidades. La dinámica de las variables de proceso y las condiciones de operación, contrapesan la simplicidad del sistema productivo del campo Dación. Por esta razón, es necesaria la aplicación de programas de tratamiento químico sustentados bajo normas nacionales e internacionales y cuya eficiencia esté optimizada de acuerdo al requerimiento de cada proceso. Actualmente, los siguientes programas de tratamiento químico se llevan a cabo en el área este del campo Dación: • Inyección continua de inhibidor de incrustaciones en estaciones de descarga, estaciones de flujo, múltiples de producción y pozos productores. • Inyección de clarificante de agua en DEPE. • Bacheo de biocida para el control del crecimiento bacteriano en el agua, tanto en estaciones de flujo y descarga como múltiples de producción y líneas. • Inyección de inhibidor de corrosión en estaciones de flujo y descarga, líneas de transferencia, así como también pozos. • Inyección de productos multifuncionales en pozos. 3.1.3.1 Control de incrustaciones Como acción preventiva para los efectos de la acción incrustante del agua asociada al crudo, se tiene en marcha un programa de tratamiento, control y monitoreo de incrustaciones en estaciones de flujo/descarga, como también en la planta principal DEPE y pozos específicos. 72 Es importante señalar que se han encontrado acumulaciones de carbonato de calcio en cabezales (estranguladores y carretes) y líneas de flujo de pozos individuales, así como también en los filtros de la succión de bombas de transferencia. Se han observado, también, acumulaciones de carbonato cálcico en la superficie externa de las cajas de fuego de los calentadores. Estas deposiciones han causado restricciones de flujo, colapso de cajas de fuego y problemas de contrapresión. 3.1.3.1.1 Fondo de pozo El programa de control de incrustaciones a fondo de pozo comprende la aplicación continua de inhibidor de incrustaciones en pocos pozos con levantamiento por inyección de gas (inyección del inhibidor de incrustación en la corriente de gas a nivel de superficie, desde el cabezal del pozo). Por el momento no se cuenta con facilidades para monitoreo en línea de incrustaciones (cupones de incrustación) en cabezales de pozos tratados, pero se prevé su instalación en los pozos con antecedentes en formación de incrustaciones; no obstante, se dispone actualmente de facilidades para la captura de muestras de fluidos. El monitoreo de la eficiencia del programa de tratamiento para prevención de incrustaciones, se efectúa actualmente a través de determinaciones de residuales de inhibidor de incrustación en muestras de agua capturadas en cabezal de pozo y llegada a múltiples de producción, balances de carbonatos, así como también inspecciones gamma-gráficas y visuales de los cabezales de pozos tratados. 73 3.1.3.1.2 Estaciones de flujo y descarga El programa de control de incrustaciones comprende la aplicación continua de inhibidor de incrustación, aguas arribas del separador general, en dos estaciones de flujo (LTM-1 y LEF-16). En la estación DEPE se mantiene aplicación continua de inhibidor de incrustación, tanto aguas arriba como aguas abajo de los separadores de agua libre. El monitoreo de la eficiencia del programa de tratamiento antiincrustante se basa en las determinaciones de los residuales de inhibidor de incrustación en el agua de producción que sale de cada una de las estaciones referidas. Se tiene, también, un monitoreo asociado con la inspección y evaluación de cupones de incrustación, instalados a la salida de los calentadores y tanques de asentamiento, los cuales se retiran generalmente para inspección en intervalos de treinta días. Adicionalmente, se efectúan inspecciones visuales de las cajas de fuego e internos de los calentadores que eventualmente se encuentran fuera de servicio, de acuerdo a un programa establecido de inspección, mantenimiento y/o reparación. 3.1.3.2 Control de la corrosión Se debe señalar inicialmente que el porcentaje de agua y sedimentos que se obtiene de los pozos de producción y por consiguiente en las líneas de transferencia, tanto principales como secundarias, se encuentran en promedio en 89% AyS y con tendencia a incrementar. Luego, es importante indicar que se tiene evidencias de fallas asociadas a mecanismos de corrosión interna en líneas de flujo de los pozos activos, en cuatro líneas de transferencia principales (DEFE-1 a DEPE, DEFE-2 a DEPE, LTM-1 a LEF16, LEF-16 a DEPE), así como algunas líneas de transferencias secundarias 74 y líneas de transferencia de agua hacia los pozos inyectores. Adicionalmente, se tiene evidencias de fallas en equipos y líneas auxiliares de los sistemas de tratamiento de agua en las estaciones principales. 3.1.3.2.1 Fondo de pozo El programa de control de corrosión a fondo de pozo comprende la aplicación continua de inhibidor de corrosión fílmico con levantamiento por inyección de gas (con inyección del inhibidor a nivel de superficie en la corriente de gas, desde el cabezal del pozo) y con bombeo electrosumergible (a través de capilar dedicado). Por ahora, no se cuenta con facilidades para monitoreo de corrosión en línea en los cabezales de los pozos, pero se prevé su instalación en los pozos potencialmente corrosivos y con antecedentes de fallas. No obstante, se dispone actualmente de facilidades para la captura de muestras de fluidos. El monitoreo de la eficiencia del programa de tratamiento anticorrosivo se efectúa, por el momento, a través de determinaciones de residuales de inhibidor de corrosión y conteo de hierro en muestras de agua capturadas en cabezales de pozos y múltiples de producción. 3.1.3.2.2 Líneas de flujo Por el momento no se cuenta con tratamiento químico anticorrosivo dedicado en líneas de flujo de pozos a múltiples de producción. Sin embargo, debido a antecedentes de fallas en algunas líneas de flujo de pozos productores, se requiere efectuar aceleradamente estudios de comportamiento corrosivo, para posteriormente establecer las mejores estrategias de control, que permitan proteger la integridad física de las instalaciones y de esta manera incrementar el tiempo de vida útil. 75 3.1.3.2.3 Líneas de transferencia Se cuenta con tratamiento químico fundamentado en inyección continua con inhibidores fílmicos y biocidas en líneas de transferencia principales y líneas de transferencia secundarias. La dosificación de los productos inhibidor de corrosión en las líneas de transferencia principales se realiza desde la entrada de las estaciones de flujo, para la protección de la infraestructura asociada, en algunos casos con dosificación de refuerzo a la salida de dichas estaciones. Para efectos de monitoreo se dispone de cupones de pérdida de peso instalados en línea. Actualmente, no se realiza limpieza interna mediante corrida de herramientas de raspa tubo en las líneas transferencias, sin embargo se prevé la instalación de facilidades para realizar esta actividad. 3.1.3.2.4 Trenes de tratamiento de agua Hasta ahora se realizan tratamientos por lote (batch) con productos biocidas para el control del crecimiento bacteriológico y se mantiene la aplicación de inhibidor de corrosión a la entrada de la planta de tratamiento de agua en DEPE. Se disponen de cupones de pérdida de peso para estimación de tasas de corrosión y facilidades para captura de muestras y facilidades para instalación de cupones de corrosión en todas las etapas del proceso y en los trenes de agua. 3.1.3.3 Tratamiento multifuncional En la actualidad se cuenta con un programa de tratamiento multifuncional (inhibidor de corrosión/incrustación) a través de capilar dedicado, en pozos con bombeo electrosumergible y pozos con levantamiento por inyección de 76 gas, los cuales presentan elevados potenciales corrosivos e incrustantes. Por ahora, no se cuenta con facilidades para monitoreo de corrosión e incrustación en línea en los cabezales de los pozos, pero se prevé su instalación en los pozos con antecedentes de fallas y/o tendencia a la formación de incrustaciones. No obstante, se dispone actualmente de facilidades para la captura de muestras de fluidos. El monitoreo de la eficiencia del programa de tratamiento se efectúa, por el momento, a través de determinaciones de residuales de producto y conteo de hierro en muestras de agua capturadas en cabezales de pozos y múltiples de producción. Adicionalmente, se efectúan inspecciones visuales de las tuberías y equipos de fondo de pozo, durante intervenciones de cabilleros o taladros, así como asistencia a desmontajes de bombas electrosumergible como parte del seguimiento de los programas de tratamiento químico. 3.1.3.4 Control bacteriano La proliferación de bacterias sulfato-reductoras (SRB) ha alcanzado niveles de hasta 1.000 colonias/ml en las estación DEPE, y algunas líneas de transferencia identificadas, detectándose corrosión inducida por bacterias sulfato-reductora en líneas de transferencias y líneas de la planta de tratamiento de agua de DEPE del campo Dación. Adicionalmente, se han detectado niveles variados de H2S en muestras de gas de diferentes estaciones. En la actualidad, se tiene en marcha un programa de monitoreo y control bacteriano; en particular, en las plantas DEPE y DEPO, así como líneas de transferencias principales y secundarias seleccionadas. 77 El tratamiento actual consiste en la aplicación alternada de biocidas, con concentraciones de activos variables (base THPS y mezcla THPS con amonio cuaternario) a través de batch con frecuencia semanal con camión bomba o empleando bombas dosificadoras de alta capacidad que permiten un tiempo de contacto de 24 horas, a concentraciones variables dependiendo de la criticidad de cada sistema. La supervisión del programa del tratamiento se basa en la evaluación de los resultados de las botellas de cultivo de bacteria (dilución en serie), así como se disponen de cupones de pérdida de peso para estimación de tasas de corrosión influenciadas por mecanismo microbiano. La gran diversidad de productos mencionados es solo reflejo de lo complicado que es tratar un sistema, debido a que aun cuando el problema sea de incrustación, bacterias o algún otro problema, según las condiciones de operación, se hace necesario la utilización de productos específicos para su acondicionamiento general. 3.1.4 Cantidad de productos químicos utilizados en el campo dación Mencionados los diferentes productos y sus clasificaciones, es importante conocer la cantidad de esto mismos para cumplir con los requerimientos. Según la información obtenida de la base de datos de la Gerencia de Tratamiento y Calidad de Fluidos (TCF) de PDVSA San Tome, se presenta continuación la tabla 3.4 donde se muestran la cantidad individual y total mensual utilizada para cada clasificación en el año 2015. 78 Tabla 3.4 Consumos individuales y totales de productos químicos mensualmente según su clasificación Productos Consumo en Galones (gal/mes) Enero Febrero Marzo Abril Promedio Anti-incrustante Biocida Anti-corrosivo Clarificante Dual 5.390,99 26.361,92 17.411,28 2.571,32 3.325,65 4.573,71 20.879,99 14.530,25 1.974,11 2.113,90 5.428,64 21.377,24 16.729,49 2.444,48 2.891,45 5.577,00 17.024,55 16.056,97 2.614,30 2.069,92 5.242,59 21.410,93 16.182,00 2.401,05 2.600,23 Totales 55.061,16 44.071,96 48.871,30 43.342,74 47.836,79 Para tener un periodo de tiempo más significativo del consumo de productos químicos, se realizara una conversión para evidenciar el consumo anual con el valor total promedio: Ec 3.4 Tabla 3.5 Consumos individuales y totales de productos químicos mensual y anual según su clasificación Anual Consumo en Galones (gal/mes) Productos Anti-incrustante Enero 5.390,99 Febrero 4.573,71 Marzo 5.428,64 Abril 5.577,00 Promedio 5.242,59 (gal/año) 62.911,08 Biocida 26.361,92 20.879,99 21.377,24 17.024,55 21.410,93 256.931,16 Anti-corrosivo 17.411,28 14.530,25 16.729,49 16.056,97 16.182,00 194.184,0 Clarificante 2.571,32 1.974,11 2.444,48 2.614,30 2.401,05 28.812,6 Dual 3.325,65 2.113,90 2.891,45 2.069,92 2.600,23 31.202,76 Totales 55.061,16 44.071,96 48.871,30 43.342,74 47.836,79 574.041,48 79 En este punto se observa que el consumo que acarrea este campo en particular por su alta problemática mencionada anteriormente es sumamente elevado, por eso se desea buscar una alternativa para la sustitución del método químico. En la Figura 3.1 se observa mejor que tipo de productos se utilizan en mayor proporción anualmente. Figura 3.1 Consumo promedio anual de productos químicos en el campo Dación Conocido ya la cantidad que se consume en productos actualmente, es pertinente hablar sobre el método de facturación de este tratamiento, para estos casos no se compra el producto químico directamente por valor unitario, sino que se trabaja con dos factores de conversión en función de: la zona del campo a la cual se le realiza tratamiento químico (este u oeste), y la cantidad de agua producida en estas. 80 3.1.5 Cantidad de agua producida en cada zona de dación Como se mencionó anteriormente, el campo operacional dación se divide en dos zonas principales conocidas como DEPO y DEPE, a cada estación llega tanto líneas individuales de producción como flujos provenientes de múltiples recolectores de producción según la cercanía de ellos para tratar el flujo de manera masiva o global. Basándose en los datos suministrados por la Gerencia de TCF PDVSA San Tome, se muestran los siguientes valores promedios totales de agua producida mensualmente en cada zona: Tabla 3.6 Barriles de agua promedios producidos mensualmente en las estaciones principales del campo Dación Estación DEPE DEPO Total Barriles de agua producida (barriles/mes) 3.444.028 2.910.812 6.354.840 Este volumen de agua quizás no se vea significativo así nada mas, por eso es necesario acotar que mientras se inyectan 6.354.840 barriles de agua/mes se extraen 489.893 barriles neto de crudo/ mes, para verlo desde un punto de vista más claro se calculo el porcentaje aproximado de la producción de agua en función al flujo total (agua más crudo) mediante la siguiente ecuación: Ec 3.5 93,06% 81 Aun cuando la cantidad de agua es muchísimo mayor que la de crudo producido, sigue siendo rentable procesarlo y acondicionarlo para su venta, la desventaja es el costo que se contrae en tratamiento químico del agua. Utilizando la ecuación Ec 3.4 se hizo una proyección anual total de agua producida en el campo Dación y se obtuvo un valor de 76.258.080 barriles de agua producida/año. Según las condiciones mencionadas anteriormente sobre el campo y su alto corte o contenido de agua por pozo, era de esperar que la cantidad de agua producida fuera sumamente grande, lo que nos lleva a determinar el costo del tratamiento actual en cada zona del campo en estudio. 3.1.6 Costo anual del tratamiento químico en el campo dación Antes de realizar cualquier cálculo para la determinación de los costos es primordial explicar el proceso que esto conlleva. Ya se sabe que en el campo Dación se tienen dos empresas prestando sus servicios para el tratamiento químico, cada una de las empresas posee un contrato diferente y por consiguiente diferentes valores de adquisición por sus servicios. Otro detalle que se debe tener en cuenta es que los contratos son con empresas extranjeras, por lo tanto, se estipula una forma de pago dual, es decir, un pago viene dado en la moneda nacional (bolívares) y otro en moneda internacional (dólares). El precio por tratamiento químico no es únicamente por la adquisición de los productos, sino también incluye mano de obra, dosificación, chequeo, control, reposición, y para resumir, todo lo que conlleva la implementación del 82 tratamiento químico. Teniendo claro esto, comenzaremos calculando los costos de tratamiento químico para las zonas previamente mencionadas. 3.1.6.1 Costo anual del tratamiento químico en la zona este de dación Según se observa en la tabla 3.6, la estación DEPE maneja un volumen de agua producida de 3.444.028 barriles/mes, utilizando la Ec 3.4 se obtiene un valor de 41.328.336 barriles/año. Anteriormente se mencionó que la empresa Champion Tecnologías, C.A. es la encargada del tratamiento químico en la zona este. Según el contrato se utiliza dos factores de conversión en función de los barriles de agua producida en la estación de descarga DEPE, estos factores son los siguientes: • 0,040 $/ barril de agua. • 1,04 Bs/barril de agua. Como se puede observar se tiene un factor para moneda nacional y otro para moneda internacional, utilizando la cantidad de agua producida anual y los factores mencionados se calcula el costo total anual en tratamiento químico de la zona este de la siguiente forma: Para el cálculo del pago en moneda nacional se tiene: 83 3.1.6.2 Costo anual del tratamiento químico en la zona oeste de dación Al igual que en el caso anterior se observa en la tabla 3.6, la estación DEPO maneja un volumen de agua producida de 2.910.812 barriles/mes, utilizando la Ec 3.4 se obtiene un valor de 34.929.744 barriles/año. Para la zona oeste la empresa encargada del tratamiento químico es Clariant Venezuela S.A. y sus factores económicos de conversión son: • 0,055 $/barril de agua. • 1,04 Bs/barril de agua. Al igual que con la empresa Champion Tecnologías, C.A. se realizan dos pagos calculados de la siguiente forma: El cálculo en moneda nacional es: 84 .929.744 Teniendo los costos del tratamiento químico en cada una de las zonas del campo Dación, se calculan los costos finales que vienen dado por: Ec 3.6 Para el caso en bolívares: Ec 3.7 A continuación se presenta la tabla 3.7 con los valores individuales y totales de los pagos realizados a las empresas químicas. Tabla 3.7 Costos asociados al tratamiento químico según la estación de descarga Estación de descarga DEPE DEPO Empresas Champion Tecnologías, C.A. Clariant Venezuela S.A. Costo en Bolívares Fuertes (Bs/año) Costo en Dólares ($/año) 42.981.469,44 1.653.133,44 36.326.933,76 79.308.403,2 1.921.135,92 3.574.249,36 85 Estos valores calculados, son un aproximado del real para el año 2015, basándose en valores promedios. A continuación, se pretende contrastar la diferencia de costos en relación a los últimos dos años (2013 y 2014) con los datos suministrados por la gerencia de tratamiento de calidad y fluidos PDVSA San Tome. Tabla 3.8 Costos por tratamiento químico de los últimos dos años y el estimado para el año actual Año 2013 2014 2015 Costo en Bolívares Fuertes (Bs/año) 50.802.583,73 72.466.703,82 79.308.403,20 Costo en Dólares ($/año) 4.435.400,13 3.256.135,80 3.574.249,36 Se evidencia un aumento considerable con respecto a los Bolívares, en cuanto a los dólares, en el 2013 se tiene un monto elevado, esto se debe a un aumento del costo para el pago en dólares que paso de 0,0246 a 0,0557 $/barril de agua, el cual fue para el año 2014 fue nuevamente corregido pasando a 0,0444 $/barril de agua. En las figuras 3.2 y 3.3 se aprecian mejor los cambios de acuerdo a los años. 86 Figura 3.2 Costos del tratamiento químico en Bolívares por año Figura 3.3 Costos del tratamiento químico en Dólares por año Observando esto, se puede pensar, que al pasar de los años los costos para el tratamiento químico con los años aumentan de manera 87 progresiva, es por ellos que se hace necesario buscar una alternativa a este método de tratamiento de aguas de formación. Finalmente se presenta un resumen de lo que implica económicamente el tratamiento químico actual en el campo Dación. Tabla 3.9 Resumen del tratamiento químico actual en el campo Dación Clasificación de productos químicos Variedad de productos utilizados Consumo (gal/año) Antiincrustante 6 62.911,08 Biocida 6 256.931,16 Anti-corrosivo 2 194.184,0 Clarificante 2 28.812,6 Dual 1 31.202,76 Costos del tratamiento químico (Bs/año) 79.308.403,2 Costos del tratamiento químico ($/año) Observación 3.574.249,36 En los costos calculados no se toman en cuenta la adquisición y mantenimiento de equipos de bombeo para la dosificación del tratamiento químico. Para el mejor manejo de cifras, se convirtió el monto de Bs/año a $/año con el factor de conversión que rige a PSVSA de 6,3 bs/$ resultando en 12.588.635,4 $/año, teniendo un monto total en dólares por el tratamiento químico de 16.162.884,8 $/año. Aun cuando en el análisis de los costos, no se tomó en cuenta la adquisición de equipos de bombeo para la dosificación de los químicos, los valores finales obtenidos, para el tratamiento químico son sumamente elevados sin tener en algunos casos el resultado deseado. 88 Como se puede observar, el tratamiento con productos químicos generan altos costos para cubrir las diferentes problemáticas ocasionadas por la presencia del agua en el flujo de producción del campo Dación, y aun así, existen fenómenos que este método no puede corregir debido a que el tratamiento químico del agua tiene un efecto inhibidor, es decir, disminuyen o previenen que se generen incrustaciones, depósitos, biomasas, entre otros, por ejemplo, una acumulación de depósitos en un punto determinado genera corrosión bajo deposito en forma de pitting, el producto anticorrosivo, envuelve a la tubería con una capa protectora la cual actúa como repelente del agua (de manera que aísla el metal del medio electrolítico), esta capa al pasar por la acumulación de depósitos se adhiere en ella aislándola del agua, pero no disminuye el efecto de oxidación del hierro que ocurre en el interior de esta, por eso se dice que los productos químicos no son capaces de combatir los depósitos o incrustaciones formado con anterioridad al tratamiento, acarreando gastos adicionales en reparación, limpieza o sustitución de tuberías y equipos. 3.2 Examinación de los resultados reportados en las aplicaciones actuales de la polarización del agua por magnetismo Hasta ahora, no existe ningún producto químico en el mercado capaz de corregir los problemas operacionales causados por las aguas de producción asociadas al crudo, es por ellos que se siguen evaluando distintas alternativas que logren sustituir el uso de estos productos. Existe una tecnología que tiene diversas aplicaciones, la cual a diferencia de los tratamientos químicos, actúa en la prevención de los problemas del campo en estudio y adicionalmente sobre los que ya estén 89 formados, sin embargo, aun no se ha implementado como tratamiento al agua asociada al crudo. Esta tecnología tiene como fundamento la polarización del agua de producción, mediante su exposición a un campo magnético monopolar emitido por un dispositivo conocido como "Magnetizer", haciendo que la carga neta del agua cambie de negativa a positiva, permitiendo esto el ataque a incrustaciones formadas en el sistema, remoción de depósitos formados que favorecen la corrosión, y otra serie de beneficios que se expondrán posteriormente. 3.2.1 Magnetizer EL “magnetizer-energizer” o dispositivo de tratamiento magnético de fluidos (MFT) se define como un montaje de imanes permanentes fabricados dentro de un marco o estructura que emite un flujo magnético procedente de los dispositivos. El magnetizer básico se compone de dos conjuntos de imanes semicirculares de 180 grados arqueados, se instala a través del uso de elementos de sujeción, constituye un aro que rodea el tubo o conducto. Es construido en Estados Unidos y esencialmente es diferente en diseño, trabajo y eficiencia de otros dispositivos magnéticos existentes en el mercado. La patentada placa conductora de flujo ha sido usada en su diseño para ocultar la fuerza de uno de sus polos magnéticos, siendo "imán monopolar" el nombre popular del energizador. 90 Figura 3.4 Magnetizer 3.2.1.1 Especificaciones del magnetizer Los imanes utilizados en las unidades MFT comerciales se fabrican de imanes de cerámica con las siguientes especificaciones: Tabla 3.10 Especificaciones del dispositivo magnetizer Especificación Energía Br (inducción residual) 390 mtesla Hc (fuerza coercitiva) 255 KA/m HCI (fuerza coercitiva intrínseca) 260 KA/m Máximo BH (producto de energía máxima) 27,8 mJ/m3 Temperatura de Curie 450 ͦ C Máxima temperatura operacional 250 ͦ C Resistencia eléctrica Menos de 106 Ohm/cm Nota: La temperatura máxima de la unidad Magnetizer para ser utilizada es de 200 ° F (93 ° C), en una unidad de alta temperatura - 250 ° F 91 (121° C) o 300° (149° C) con un aislamiento plástico impregnado de cerámica. Con respecto a la retención magnética la de energía de los imanes de cerámica, estos imanes se espera que tengan "esencialmente cero pérdidas " durante 100.000 horas o 11,4 años de operación, de acuerdo con normas imán fabricante, siempre y cuando la temperatura de Curie, no es superado, o sometido a golpes fuertes o vibraciones o expuestos a altas amperaje de la corriente eléctrica alterna. El Magnetizer es excepcionalmente simple y rápido para instalar, encajado en el exterior de la tubería, por lo tanto no requiere cortar la tubería y su instalación es sumamente rápida. Debido a su diseño único, este energizador magnético no requiere contacto con el fluido a tratar, sus pilas magnéticas son muy durables (permanente en acción) y no requiere ningún mantenimiento. El efecto que tiene el magnetizer sobre los fluidos es complejo, debido a que afecta la carga neta de la molécula y su arreglo molecular. El agua dura por naturaleza posee una carga neta negativa, luego de una exposición al campo magnético sur (campo utilizado por el magnetizer), las órbitas del electrón del agua dura se alteran de tal forma que la carga neta se vuelve positiva. Por otro lado, afecta la relación del espacio entre las moléculas. Normalmente, las moléculas en un fluido están ubicadas desordenadamente debido a variaciones en su carga neta. Las moléculas de los fluidos reaccionan físicamente a un estímulo magnético externo. Esta reacción depende de la carga neta de la fuerza externa. Por ejemplo, una carga positiva (polo sur), configurará el fluido de tal forma que los polos negativos de las moléculas estén más cerca de la fuente de magnetismo. 92 Luego de pasar a través de la fuerza magnética externa, hay una transformación de la población de moléculas desordenadas a una matriz ordenada de moléculas. Sencillamente, las moléculas energizadas y amplificadas, se alinean una junto a otra debido a que las cargas netas han sido ecualizadas al ser uniformemente energizadas por una fuerza magnética externa. Esto se llama polarización. Figura 3.5 Ordenamiento de las moléculas por el efecto del campo magnético monopolar En general, este es el efecto que tiene el magnetizer sobre un fluido, a continuación se hará una descripción más detallada de las aplicaciones actuales que tiene el magnetizer para así tener una idea o proyección de su utilización en el tratamiento del agua asociada a crudos de producción. 3.2.2 Aplicaciones del magnetizer Basándonos en la bibliografía encontrada acerca del equipo a proponer, se consiguieron diversas aplicaciones en varios ámbitos, es decir, tanto empresariales como de uso cotidiano, entre ellos tenemos: 93 3.2.2.1 Reducción de incrustación Para un mejor entendimiento, se asume que la incrustación está compuesta solo de carbonato de calcio (CaCO3), esta molécula tiene un constituyente positivo Ca (Calcio) y otro negativo CO3 (Carbonato). Debido a la gran negatividad del componente de CO3, la molécula de carbonato de calcio posee una carga neta negativa. En agua no tratada, las moléculas de carbonato, a pesar de tener cargas netas similares, se unen en forma de cristales, lo que se denomina, cristalización. El agua (H2O), tiene un potencial neto negativo con respecto al CaCO3, resultando en una débil atracción entre el carbonato de calcio y el agua. Si las moléculas de carbonato estuvieran más fuertemente atraídas al agua que entre sí, el carbonato no se juntara, no formaría cristales y no produciría incrustaciones. La exposición a un campo magnético positivo afecta el giro del electrón de un átomo de tal forma que achica la órbita del electrón. Para las moléculas de H2O, los hidrógenos, que están unidos al oxígeno compartiendo los electrones del oxígeno, son atraídos al átomo de oxígeno. Esta acción cambia la distancia de las uniones, y por ende, los ángulos cambian de la forma triangular de unión a una forma de unión más lineal. Entonces, el magnetizer cambia la carga neta del agua dura haciéndola positiva, de tal forma que las moléculas de carbonato no se unen entre ellas y no se cristalizan, debido a que están siendo atraídas por el agua 94 en lugar de ser atraídas entre sí. De esta manera, el agua adquiere características de agua blanda, disminuye la tensión superficial, y no permite que las moléculas de CaCO3 se junten, se precipiten, se cristalicen o reaccionen con otros elementos. Además de esto, debido a la carga positiva del agua, las moléculas de CaCO3 que han formado incrustación en los tubos, serán atraídas por el agua, desprendiéndose de los tubos y limpiándolos en muy poco tiempo. 3.2.2.2 Calderas y sistemas de enfriamiento La incrustación por agua dura en las calderas, calentadores, torres de enfriamiento y demás equipos, es extremadamente costosa, tanto por el mantenimiento como por el gasto en combustible y energía eléctrica. Un equipo magnetizer, iónicamente hidrata y disuelve la formación de incrustaciones, lo que resulta en tuberías y equipos totalmente limpios. Al pasar el agua a través del gran campo magnético, dos cosas ocurren: las moléculas se polarizan (organizan) y el agua se carga positivamente. Esto cambia la estructura molecular del agua. El resultado es agua con características de agua blanda y con minerales disueltos, permitiendo que los tubos empiecen a limpiarse poco a poco. Se estima que en un lapso de 3 meses, los tubos están totalmente limpios, libres de incrustación y corrosión. 95 Figura 3.6 Comparación del estado de una caldera luego de la utilización del magnetizer 3.2.2.2.1 Ahorro de combustibles y emisión de gases Los equipos magnetizer cambian el spin de las moléculas de hidrógeno, transformando el para-hidrógeno, que no tiene una buena superficie de oxigenación, en orto-hidrógeno, que posee una mayor superficie de oxigenación. Esto hace que el oxígeno reaccione mejor con el hidrógeno y se produzca una combustión casi perfecta. El resultado de un combustible cargado con el campo positivo que le da el equipo Magnetizer, conlleva a una combustión poderosa y más completa, lo que genera un ahorro del 6% al 45% dependiendo del caso y reduce las emisiones de gases tóxicos hasta en un 99%. Figura 3.7 Diferencias del para-hidrogeno y el orto-hidrogeno en función de la superficie de oxigenación de la molécula 96 3.2.2.3 Agricultura Los científicos en el Departamento de Ingeniería Mineral, Technion I.I.T. en Israel y los investigadores de Magnetizer alrededor del mundo, confirman que el principio de la magnetohidrodinámica (MHD), reduce la tensión superficial del agua, creando más solubilidad y penetración, lo que estimula las raíces de las plantas. A través del tiempo, los suelos se compactan, lo que restringe el crecimiento de las raíces. El agua tratada con magnetizer, destapa y rompe el suelo comprimido, dando a las raíces la libertad de crecer y de absorber los nutrientes más rápidamente. Figura 3.8 Efectos del agua tratada con magnetizer en las plantas Estas son las aplicaciones hasta ahora en donde se utiliza el dispositivo magnetizer, generando diversos beneficios según sea el área. A continuación se presenta la tabla 3.11 donde se resumen de los beneficios que ofrece magnetizer en las diversas aplicaciones ya mencionadas. 97 Tabla 3.11 Beneficios que ofrece la utilización del magnetizer Aplicaciones Reducción de incrustación Calderas y sistemas de enfriamiento Ahorro de combustibles y emisión de gases Agricultura Beneficios Prevención y eliminación de incrustaciones. Eliminación o reducción de químicos contaminantes y costosos. Ablandan naturalmente el agua reduciendo la tensión superficial. Ahorro de energía eléctrica por limpieza de tubos y mejoramiento de la transferencia de calor. Eliminación de algas y algicidas. Ahorro de combustible por limpieza de tubos. Neutralización de agua corrosiva Balanceo de pH sin químicos peligrosos. Extienden la vida de los motores. Reducción de consumo de combustible. Reducción o eliminación de gases tóxicos. Eliminación de formaciones de carbón. Reducción de parafina en líneas y tanques. Reducción de la viscosidad. Elevación del octanaje de los combustibles. Aumento del crecimiento de la raíz debido a una mejor absorción de los minerales disueltos y nutrientes, lo que aumenta las cosechas y la rentabilidad. El suelo permanece más húmedo durante mayor tiempo, por lo que requiere menos cantidad de agua para ser regado. Aumento de la eficiencia de los fertilizantes, lo que reduce el uso de químicos, pues el fertilizante es absorbido por la planta y no es desperdiciado. Desincrustación y destaponamiento de las líneas de riego, lo que elimina paradas por mantenimiento y los altos costos que esto origina. 3.2.3 Efectos del magnetizer sobre los fluidos de producción de crudo Una vez expuesto los beneficios que ofrece la instalación del equipo magnetizer en los diferentes ámbitos, se pueden suponer diversos efectos que tendría su instalación sobre fluidos de producción, tales como: 98 • Incrementa la capacidad de mantener sales inorgánicas disueltas en el agua, inhibiendo la formación de incrustaciones de carbonato de calcio las tuberías de transporte de flujo, equipos a lo largo del recorrido, tanques de almacenamiento, entre otros, previniendo la reducción de flujo en las líneas de producción e incluso taponamiento y el mal funcionamiento de equipos (en especial equipos de calentamientos). • El agua adquiere la capacidad de revertir el proceso de incrustación de carbonato de calcio, es decir, desprende o elimina gradualmente las incrustaciones formadas en el sistema tratado, evitando así, el deterioro progresivo en el punto donde estaba la incrustación formada y realizando una limpieza a lo largo del sistema. • El agua magnetizada posee características que inhiben la formación de cualquier depósito orgánico y de diluir los que ya existen, eliminando así la posibilidad de generarse corrosión bajo deposito, la cual se refleja en forma de picaduras en el interior de las líneas de flujo, de transferencia o de inyección a pozos de agua para disposición. • Reduce la tensión superficial del agua, de modo que pudiera observarse sus efectos en los sistemas de clarificación de aguas del proceso de deshidratación, con crudo disperso en agua y sólidos suspendidos. Estos son los efectos esperados para que el magnetizer pueda ser una alternativa para el tratamiento químico actualmente utilizado, sin embargo, existen otros tópicos en los cuales el magnetizer puede afectar al tratar un fluido de producción, como son: 99 3.2.3.1 Crudo magnetizado Sufre reducción de tensión superficial lo cual permitiría evaluar el efecto como antiespumante en tanques de almacenamiento, estaciones de flujos, entre otros; adquiere la capacidad de mantener dispersos los asfaltenos suspendidos en el crudo, inhibiendo su precipitación y dispersando los que se encuentran depositados, limpiando tuberías y recipientes del proceso por donde fluyen; mantiene los cristales de parafinas dispersos en el crudo fluyendo, modifica su punto de fluidez o temperatura a la cual la parafina se hace fluida, incrementando la capacidad de que la parafina fluya en el líquido o crudo a una temperatura menor o más baja, como también pudiera eliminar los depósitos de parafinas cristalizadas en alguna zona específica. 3.2.3.2 Gas El gas natural que contenga gases tóxicos como el H 2S o CO2 y se somete a un campo magnético monopolar, pudiera recibir un efecto particular debido al reacomodo molecular que causa el campo magnético sobre los compuestos, buscando evaluar que sucede con su naturaleza atómica y si reduce su efecto tóxico y adicionalmente, ver si afecta en la disociación de estos en el agua. Para tener una noción más certera de lo antes dicho, se contactó con el Director de la empresa Mundimex, Inc (USA)Stefan Zawistowski, quien certifica que el equipo magnetizer puede tener los efectos deseados, pero que sin embargo, es pertinente su evaluación en campo en vista que jamás se ha utilizado con fluidos de producción de crudos. 100 3.2.4 Inversión necesaria para la adquisición de dispositivos magnetizer en el campo Dación En el campo Dación, existen 251 pozos productores activos; no todos ellos presentas características similares en cuanto a su problemática, e incluso algunos, pudiera decirse que funcionan de manera adecuada. Sin embargo, también se le suministran productos químicos para su control, es por ello, que se tomaran en cuenta todos los pozos activos para el análisis de costo en función a la instalación del dispositivo magnetizer. Adicionalmente por encuestas realizadas al personal de mantenimiento, se determinó que a nivel de las plantas compresoras, las cuales suministran el gas hacia los pozos para la extracción del flujo con levantamiento artificial (gas lift), existe también problemática referente a incrustaciones a lo largo de las líneas de transporte, por lo que en el análisis de costos también se incluye este sistema y así garantizar también su protección. Para cerciorare de obtener los resultados esperados, es necesario instalar dos equipos magnetizer en cada punto, esta información fue directamente suministrada por el Director de la empresa Mundimex, Inc (USA) Stefan Zawistowski. A continuación se presentan los costos que genera la implementación del dispositivo magnetizer para todos los pozos del campo Dación y su sistema de compresión. 3.2.4.1 Costos de inversión asociados a los pozos productores Primero que todo, se realizó un análisis del punto más idóneo para la instalación del dispositivo magnetizer, en el cual se tomó en cuenta los diámetros de tuberías de las líneas que van desde el pozo hasta múltiples de producción, y de los múltiples a su estación correspondiente. En el campo 101 Dación las líneas de transporte de flujo oscilan entre 4 y 6 pulgadas, sin embargo, en el cabezal de los pozos de la zona, en todos los casos se inicia con un tramo de tubería de 4 pulgadas de longitud variable, pero la suficiente para la instalación del dispositivo. Este punto de instalación resulta también ser el más idóneo para la instalación del magnetizer, esto se debe, a que técnicamente al ser el recorrido por el cual será movilizado el flujo de producción (esto es sin tomar en cuenta el tramo de tubería desde el yacimiento hasta el cabezal de pozo), se garantiza la mayor protección al sistema en vista que el fluido magnetizado recorrerá toda tubería. Conocido el punto de instalación, se seleccionó el magnetizer modelo 4170 M-4 T/S para tratar el fluido. Los dispositivos magnetizer, poseen varias clasificaciones según el fluido que se desee tratar, en el anexo F se observan todos los modelos y sus clasificaciones respectivas. Se puede observar, que los modelos de los dispositivos magnetizer para tratamiento en tuberías industriales se clasifican por el diámetro de la tubería, lo cual deja dos opciones para elegir (modelo M-4 T/S y M-4 TRI), teniendo como diferencia el peso del dispositivo y el costo de los mismos. Debido a la optimización de costos principalmente, se selección el modelo antes dicho, certificando con el fabricante el pleno desempeño del dispositivo según los resultados deseados. El precio por unidad del modelo seleccionado es de 1,186.00 $, teniendo un una cantidad de 251 pozos activos se tendrá el siguiente costo de inversión: 102 Ec 3.8 Anteriormente se mencionó que para el rendimiento deseado es necesario instalar 2 dispositivos en cada punto, teniendo como inversión final: 3.2.4.2 Costos de inversión asociados a la planta compresora Para el caso del sistema de compresión, se utilizara el mismo modelo anterior, en vista que el diámetro de las tuberías de 4 pulgadas. En este caso el sistema de compresión consta de 11 puntos vitales constituidos por: líneas de salida de agua de enfriamiento de cinco motores hacia sus enfriadores, líneas de salida de aceite lubricante de cinco motores hacia sus filtros e intercambiadores, y por últimos las líneas de gas combustibles que alimentan a los 5 motores. Dicho esto se tiene lo siguiente: Ecu 3.9 Al igual que con los pozos, se requieren dos dispositivos en cada punto de instalación, por lo que nos queda: 103 A continuación, se presenta la tabla 3.12 donde se pretende resumir lo que conlleva la instalación del dispositivo "magnetizer", en las zonas o lugares previamente explicados con sus costos asociados. Teniendo los costos totales de las aplicaciones a evaluar en el campo en estudio, mediante una sumatoria resulto en un monto de 621.464 $ como inversión total. Según la teoría, el dispositivo magnetizer garantiza la protección completa del sistema como también un saneamiento del mismo. Anteriormente se expuso que la vida útil del dispositivo magnetizer pudiera ser de 11 años y 4 meses como máximo, basándose en condiciones de operación ideales, generalmente estas condiciones no se cumplen, por lo que se supone una vida útil de 10 años, es decir, su costo por depreciación sería de 62.146 $/año. 104 Tabla 3.12 Resumen para la instalación del dispositivo magnetizer en el campo Dación Aplicación Líneas de flujo del Campo Dación. Problemas de taponamiento por incrustaciones de CaCO3, agua con tendencia altamente incrustante, presencia de gas tóxico corrosivo H2S. Corrosión por formación de celdas galvánicas. Planta compresora de Dación-1, Alimenta un sistema de producción por el método de levantamiento artificial con gas (gas lift) Ubicación del magnetizer Efecto deseado Puntos de instalación Cantidad total necesaria Modelo Costo unitario ($) Costo total ($) Línea de flujo después del bajante del cabezal (segmento horizontal). * Inhibir la formación de incrustaciones. * Desintegrar las incrustaciones ya formadas. * Evitar la corrosión interna de las líneas de flujo. 251 502 4170 M-4 T/S (2 rings) 1.186 595.372 * Línea de salida del agua de enfriamiento de cinco motores hacia sus enfriadores. * Línea de salida del aceite lubricante de los cinco motores hacia sus respectivos filtros e intercambiadores. * Línea de gas combustible que alimenta los cinco motores. * Inhibir y desintegrar incrustaciones de CaCO3 formados en todo el sistema del agua de enfriamiento. * Magnetizar el aceite para mantener los parámetros de viscosidad, gravedad específica y partículas sólidas suspendidas en el aceite. * Mayor rendimiento del gas combustible. 11 22 4170 M-4 T/S (2 rings) 1.186 26.092 105 3.3 Determinación de la tecnología técnica y económicamente más adecuada mediante la generación de una matriz comparativa Para seleccionar la tecnología más factible, es necesario contrastar dos aspectos de gran importancia como son el aspecto técnico, el cual consta de las ventajas y desventajas a nivel de instalación, mantenimiento, flexibilidad operacional, entre otros puntos a analizar, que poseen ambas opciones, por otra parte, el aspecto económico en donde se tomaran en cuenta algunos indicadores económicos con la finalidad de seleccionar la opción más beneficiosa y factible. 3.3.1 Análisis técnico Primero que todo, se establecieron varios puntos de comparación para tener fundamentos sustanciosos al momento de seleccionar la mejor opción, basándose en la información antes discutida, se pretende contrastar lo siguiente: • Instalación, mantenimiento y vida útil o reposición. • Efectos sobre el medio ambiente. • Energía externa requerida. • Flexibilidad operacional. • Efectos en el sistema. 106 3.3.1.1 Instalación, mantenimiento y vida útil o reposición 3.3.1.1.1 Tratamiento químico La instalación para el tratamiento químico resulta demasiado compleja, debido a que dependen de un compendio de equipos y materiales para la inyección en cada uno de los sitios determinados. El sistema de inyección de los diferentes productos químicos comprende: un contenedor generalmente cúbico con dimensiones conocidas en donde se pueda almacenar el producto químico y medir su volumen, una bomba que puede ser de tipo neumática o eléctrica, encargada de suministrar el producto químico desde el contenedor hasta el sistema tratado, un controlador de inyección o dosificador para establecer el volumen de inyección (dosis) en períodos de tiempos constantes y un sistema de tuberías por donde fluye el producto químico hasta el sistema tratado, y por ultimo una válvula o facilidad para in intrusión del producto químico en el sistema, ya sea a través del fluido de producción en fondo de pozo, en las líneas de producción o en la línea del gas de levantamiento artificial. Desde el punto de vista de mantenimiento, es una labor de control continua. Periódicamente se chequea el nivel del producto químico en el recipiente para verificar cuanto se ha consumido, puede ser diario, semanal, quincenal e incluso mensual dependiendo del sistema y de la magnitud de los consumos. Se estima la duración del producto cundo debe reponerse a tiempo, antes de consumirse totalmente, teniendo esta información se comunica con la empresa contratada respectiva para programar la reposición del producto. Con respecto al sistema de bombeo, se presentan muchas fallas debido al desgaste por uso y problemas de corrosión, lo cual, conlleva 107 a un proceso de reparación o sustitución según sea la criticidad del caso generando gastos y deficiencia en la inyección del producto químico. 3.3.1.1.2 Magnetizer Mientras que el tratamiento químico posee una serie de elementos indispensables para llevar a cabo su función, el magnetizer es sumamente práctico para su instalación. Este dispositivo se coloca en el exterior de la tubería en forma de abrazadera o chaqueta por donde circula el flujo de producción, realizando su trabajo sin modificar el sistema tratado. El mantenimiento del dispositivo magnetizer se considera despreciable, su modalidad energética mediante imanes permanentes descartan la necesidad de corriente externa para su funcionamiento, como también, elimina la necesidad de recarga y por ello no necesita monitoreo o control de funcionamiento en periodos cortos. En cuanto a su vida útil, se estima que el campo magnético generado por el dispositivo magnetizer, tiene una efectividad total en un periodo de 10 años e incluso más si se mantiene en condiciones de operación y entorno aceptables. A continuación se tiene la tabla 3.13 donde se observan los tópicos de instalación y mantenimiento comparados: 108 Tabla 3.13 Factores considerados en ambas tecnologías en función de su instalación y mantenimiento Factores Equipo de bombeo Tuberías y contenedores Intrusión en el sistema Energía eléctrica Vida útil o tiempo de reposición Tratamiento químico Si Si Si Si Corto Polarización del agua con el dispositivo magnetizer No No No No Largo Tecnologías 3.3.1.2 Efectos sobre el medio ambiente 3.3.1.2.1 Tratamiento químico Las aguas asociadas al crudo de producción son altamente contaminantes, es por ellos que antes de su inyección en las arenas para su disposición atraviesa una serie de etapas para su acondicionamiento y así asegurar su almacenamiento en el subsuelo y no dañar el ambiente. Los tratamientos que se aplican a los largo del sistema son eficientes para mantener en el rango de aceptación para su disposición. Adicionalmente, el fluido de producción posee una fase gaseosa, la cual en su composición tiene H 2S, CO2, entre otros gases tóxicos, los cuales una vez separados se envían a las plantas compresoras, reutilizando una parte y quemando el exceso generando una contaminación inevitable. 3.3.1.2.2 Magnetizer Como se expone en la tabla 3.11, gran parte del tratamiento que se le aplica al agua asociada al crudo para su disposición lo lleva a cabo el dispositivo magnetizer por sí solo, pero adicional a esto, se espera un efecto sobre los 109 gases contenidos en el flujo de producción. Se presume que pudiera reducir el grado de toxicidad de los gases quemados al medio ambiente disminuyendo la contaminación generada por los mismos. En la tabla 3.14 se tiene un resumen de los factores considerados en el impacto ambiental: Tabla 3.14 Factores considerados en ambas tecnologías en función de su impacto ambiental Factores Acondicionamiento de aguas para disposición Efecto sobre los gases tóxicos asociados al flujo de producción Tratamiento químico Si H2S si pero CO2 no Polarización del agua con el dispositivo magnetizer Si Tanto H2S como CO2 Tecnologías 3.3.1.3 Energía externa requerida 3.3.1.3.1 Tratamiento químico Como se expuso anteriormente, para la inyección de productos químicos en el sistema a tratar, se utilizan bombas neumáticas o eléctricas. Ambos tipos de bombas requieren de fuentes energéticas para su operación, cuando en el punto de inyección se encuentran las facilidades para suministrar aire y gas limpio a presión, no hay problemas para instalar bombas neumáticas, sin embargo, existen otras instalaciones que no poseen estas facilidades y se utilizan las bombas eléctricas. Los puntos de inyección con bombas eléctricas y neumáticas requieren del suministro constante de energía eléctrica para su funcionamiento, lo que hace necesario tener la disposición de una fuente de energía en las instancias. En muchos casos, las bombas de 110 inyección se dañan por problemas de estabilidad de corriente o incluso por hurto del tendido eléctrico. Es importante acotar, que debido a la utilización de energía eléctrica, se genera un gasto por su consumo, que se ve reflejado al final debido a que las bombas están activas de manera constante. 3.3.1.3.2 Magnetizer El dispositivo patentado magnetizer con su sistema de imanes permanentes, no requiere ninguna fuente de energía externa para su funcionamiento, lo cual además de ser muy práctico, no genera gastos por consumo de energía. Tabla 3.15 Factores considerados en ambas tecnologías en función del uso de energía externa Factores Requerimiento de energía externa Gastos por consumo energético Tratamiento químico Si Si Polarización del agua con el dispositivo magnetizer No No Tecnologías 3.3.1.4 Flexibilidad operacional 3.3.1.4.1 Tratamiento químico Sin duda alguna, en lo que se refiere al tratamiento del agua asociada al crudo, el tratamiento químico es sumamente versátil y flexible, esto se debe, a que existe una extensa gama de productos químicos para cada posible problema operacional ocasionado por los componentes o elementos contenidos en las aguas de formación al momento de su extracción. Sin embargo, pueden presentarse casos donde sea necesario un producto 111 químico especifico y no se encuentre en el mercado, teniendo esto como alternativa de solución, la implementación o inyección de un producto con características similares, el cual no garantiza cumplir el efecto deseado en su totalidad para el sistema que se desea tratar, es decir, el tratamiento químico posee un rango de acción limitado debido a que cada producto químico funciona en condiciones especificas. 3.3.1.4.2 Magnetizer La utilización del dispositivo magnetizer para el tratamiento de agua asociada al crudo presenta una flexibilidad operacional indudable, gracias a que su campo magnético, en el momento que polariza el agua, le brinda un compendio de beneficios (mencionados en la tabla 3.11) que permiten solventar diversos problemas operacionales (incrustaciones, depósitos en el sistema, entre otros). Tabla 3.16 Factores considerados en ambas tecnologías en función su flexibilidad operacional Factores Flexibilidad operacional Rango de acción Tratamiento químico Si Limitado según el problema Polarización del agua con el dispositivo magnetizer Si Amplio Tecnologías 112 3.3.1.5 Efectos en el sistema 3.3.1.5.1 Tratamiento químico Cuando se aplica tratamiento químico, se tienen varios efectos en el sistema como se observó en la tabla 3.2, sin embargo, dependiendo del caso pueda que no se logre el efecto requerido por problemas de inyección, ya sea por problemas de bombeo, dosis insuficiente, entre otros factores. Además, existen varios problemas que los productos químicos no pueden solventar, como es la remoción de incrustaciones y arrastre de depósitos orgánicos e inorgánicos, causando que el sistema siga deteriorándose en estos puntos específicos. 3.3.1.5.2 Magnetizer El magnetizer, posee la capacidad de tener los mismos efectos e incluso con resultados más satisfactorios que con el tratamiento químico actual, pero adicionalmente, solventa los problemas que este no puede atacar, como es el caso de las incrustaciones formadas y los depósitos orgánicos e inorgánicos a lo largo del sistema, eliminando así la obstrucción de tuberías de producción y la corrosión bajo deposito en forma de picadura. 113 Tabla 3.17 Factores considerados en ambas tecnologías en función de su efecto en el sistema Factores Tecnología Tratamiento químico Polarización del agua con el dispositivo magnetizer Efecto clarificante Eliminación de escamas formadas Remoción de depósitos en el sistema Si Si No No Si Si Si Si Inhibición de incrustación Inhibición de corrosión Si Si 3.3.2 Análisis económico Una vez analizados los factores técnicos a comparar de ambas tecnologías estudiadas, se hace necesaria la evaluación económica entre ambas, para definir cuál de ellas genera más costos de inversión total y gastos a la hora de su implementación. El resultado de la evaluación económica será arrojado por el análisis de dos factores: • Costos de inversión anual. • Evaluación económica. 3.3.2.1 Costos de inversión anual 3.3.2.1.1 Tratamiento químico En la tabla 3.9 se muestran los costos estimados que conlleva la aplicación de productos químicos en el campo Dación, utilizando valores promedios de los primeros 4 meses del año 2015, arrojando un costo de 16.162.884,8 $/año, siendo una cantidad sumamente grande debido al inmenso problema 114 presente en el campo Dación por su gran contenido de agua (93%). Es importante resaltar, que los costos estimados fueron calculados en función al contrato actual con las empresas de servicio respectivas, el cual se renueva en un periodo de tiempo determinado y generalmente tiende a aumentar el precio del servicio al renovarlo por la inflación. Además, se omitieron los posibles costos por fallas en el sistema de inyección, como por ejemplo uno de los más significativos son los cambios de bombas de inyección por deterioro o extravío. 3.3.2.2.2 Magnetizer En el caso del magnetizer, se observan en la tabla 3.12, los costos para el equipamiento de estos dispositivos en los sistemas antes comentados, arrojando costos por la instalación en todos los pozos de 595.372 $ y en la planta compresora de 26.092 $, arrojando esto un total de 621.464 $. Para el caso del magnetizer, no presenta costos posteriores en función a su mantenimiento, debido a que están compuestos de imanes permanentes con una duración estimada de 10 años, por lo que a inversión total de 621.464 $ representarían 61.146 $/año. Tabla 3.18 Factores considerados en ambas tecnologías en función de su efecto en el sistema Factores Costos estimados totales ($/año) Gastos posteriores por mantenimiento Tratamiento químico 16.162.884,8 Si Polarización del agua con el dispositivo magnetizer 62.146 No Tecnologías 115 3.3.2.2 Evaluación económica La evaluación económica se realizó entre las tecnologías discutidas en el desarrollo del trabajo. Para el análisis económico se utilizó el programa Sistema de Evaluación Económica (SEE), el cual permite bajo ambiente de hoja de cálculo Excel, evaluar las inversiones de la industria petrolera. Además, la herramienta está adaptada a las características de la industria petrolera y a la ley actual de impuestos sobre la renta. El programa SEE presenta dos modalidades para realizar una evaluación económica, una de ella es el análisis de factibilidad de un proyecto el cual promete con su culminación generar ingresos a la industria petrolera, para este caso se toman en cuenta los siguientes indicadores económicos: VPN, TIR, TP y EI. La otra modalidad, la cual es la utilizada en este caso, se utiliza cuando se tienen proyectos no generadores de ingresos, pero que prometen minimizar costos con su implementación. 116 Figura 3.9 Visualizador del entorno del programa Sistema de Evaluación Económica (SEE) Para seleccionar la opción que genere menos costos a la empresa, el programa SEE arroja los valores de costo anual equivalente (CAE). Según la LEEPIC 2016, la opción que presente la menor anualidad en valor absoluto, será la más conveniente. En la figura 3.12 se presenta una tabla con los valores de CAE generados por el SEE. Figura 3.10 Indicadores económicos generados por el Sistema de Evaluación Económico (SEE) CAPÍTULO IV DISCUSIÓN DE RESULTADOS 4.1 Análisis los resultados obtenidos con el tratamiento químico actualmente utilizado en las aguas asociadas al crudo en el campo Dación mediante la revisión de la data histórica De las características mencionadas anteriormente sobre el campo operacional Dación, se puede decir que una de las más alarmantes es el contenido de agua al momento de extraer el fluido del yacimiento, el cual oscila entre 30% y 95%. Este porcentaje es realmente alarmante debido a que las sales contenidas en el yacimiento se encuentran disueltas en el agua, es por ello que a mayor cantidad de agua mayor cantidad de sales en el sistemas y seguramente los problemas operacionales causados por estas serán más graves y frecuentes. Adicionalmente se observó un contenido de 4 - 10ppm de CO2 y 10- 80ppm de H2S, los cuales contribuyen enormemente al fenómeno de corrosión. 4.1.1 Problemas en el campo dación En la tabla 3.1 se presenta un resumen de todos los problemas que ocasiona el agua asociada al crudo en el campo en estudio, es donde, es notoria la extensa problemática del mismo. En relación de las incrustaciones, la variación en el sistema de producción tienden a favorecer mucho este fenómeno, y esto ocurre en muchos casos desde el cabezal de pozo, en donde fluyen por una tubería de 118 4 pulgadas sufriendo un ensanchamiento hasta 6 pulgadas, generando una caída en la presión que favorece la precipitación de las sales como el carbonato de calcio. En el campo Dación los problemas han sido tan graves que se ha necesitado reemplazar tuberías, e incluso, existen pozos donde periódicamente se cambian debido a su taponamiento. También se determinó que en zonas de altas temperaturas es más propensa la formación de escamas, esto se debe, a la relación temperatura-solubilidad del carbonato de calcio. El problema de corrosión se determinó que ocurre por varias causas, una de ella son los sólidos suspendidos en el fluido, esto produce directamente corrosión por abrasión, debido al arrastre de sólidos en el fluido, creando ralladuras en las paredes de la tubería hasta el punto de ir desprendiendo gradualmente parte de ella. Por otra parte se tiene el contenido de CO2 en el sistema, éste al estar en contacto con agua se combina para formar acido carbónico (H2CO3), el cual se disocia generando iones bicarbonato (HCO3-) y carbonatos (CO3-2) por una doble disociación, además de crear un medio ácido por la formación de iones hidronios. Con el medio más acido, el hierro de la tubería se oxida con mayor facilidad liberando iones Fe+2 que buscan combinarse con los iones carbonatos para formar carbonato de hierro (FeCO3). El contenido de H2S también influye en el fenómeno de corrosión, éste al igual que el dióxido de carbono sufre una doble disociación generando iones hidronios que acidifican el medio y favorecen la oxidación del hierro en las tuberías, e iones sulfuro (S-2) que al combinarse con el hierro forman sulfuro de hierro (FeS). Tanto el carbonato de hierro como el sulfuro de hierro favorecen la velocidad de corrosión, debido a que ellos se depositan en un 119 sitio específico, actuando como cátodos respecto al acero causando picaduras profundas. Por último se tiene el efecto de las bacterias, estas una vez que se depositan crean una zona de intercambio iónico interno concentrada al igual que en el caso del carbonato de hierro y el sulfuro de hierro, con la diferencia desventajosa que estas también son productoras de H2S y favorecen la formación de sulfuro de hierro. 4.1.2 Productos químicos utilizados y control del tratamiento químico en el campo dación En la tabla 3.2 se muestra la clasificación de los diversos productos químicos utilizados para solventar la compleja problemática que posee el campo Dación. En vista que un producto químico actúa bajo condiciones específicas, el tratamiento químico del campo Dación es ejecutado por dos empresas químicas (Champion Tecnologías C.A. y Clariant Venezuela S.A.) permitiendo esto la adquisición de diversos productos para cada uno de los casos que se presenten en los diferentes sistemas, en la tabla 3.3 se presenta la gran gama de productos utilizados con sus respectivos proveedores y su efecto o clasificación, esto solo certifica el grado de complejidad del sistema y lo selectivo que son cada producto químico para poder tener el efecto deseado. Además de ser complicado en función de la selección de los productos según sea el problema en el sistema y las condiciones de operación, el control para que genere efectos deseados en el sistema es un protocolo complicado y rutinario donde periódicamente se deben inspeccionar los puntos de inyección, verificando el funcionamiento correcto de los equipos y 120 el volumen del producto inyectado para evitar su consumo total. Se dan casos donde por falta de monitoreo se ve en la necesidad de aplicar una dosis muy grande en un punto determinado (generalmente de biocidas), debido a que la dosis programada no se cumplió o era insuficiente. 4.1.3 Cantidad de productos químicos utilizados en el campo dación En la tabla 3.5 se presentan los volúmenes en gal/mes de cada producto en 4 meses y su promedio respectivo, pero el valor que realmente se debe resaltar es su valor total ya sea mensual (hablando del promedio) o anual. Se tiene un consumo estimado promedio anual de 574.041,48 gal/año de productos químicos a lo largo de toda el área que comprende el campo Dación. Observando en la figura 3.3 que casi un 45% del consumo es únicamente en biocida, seguido por un 34% de anti-corrosivos y el resto distribuidos en anti-incrustantes, clarificante y productos duales. 4.1.4 Cantidad de agua producida en el campo dación y costos anuales por su tratamiento químico En la tabla 3.6 se tiene la información de la cantidad de agua producida en cada estación principal (DEPE y DEPO) con su resultado total de 6.354.840 barriles/ mes, siendo su conversión anual estimada de 76.258.080 barriles/año, siendo este valor un 93,06% del fluido total producido en todo el campo Dación, lo cual justifica el excesivo consumo que se presento anteriormente de 574.041,48 gal/año para tratar exclusivamente el agua asociada al crudo. Por otra parte en la tabla 3.7 se muestran los costos aproximados anuales que genera cada estación principal y la sumatoria de estos costos, 121 arrojando un valor de 79.308.403,2 Bs/año y otro de 3.574.249,36 $/año en vista que se realiza un pago dual como se explicó anteriormente, observando que la inversión que se realiza en productos químicos para el tratamiento de agua es realmente significativa. En la tabla 3.8 se muestran los costos anuales para años anteriores (2013 y 2014), mientras que en las figuras 3.4 y 3.5, se observa con mayor claridad el aumento de los costos generados por el tratamiento al agua a través de los años, y se pudiera proyectar un incremento progresivo anual. Aun cuando se hacen grandes inversiones en tratamiento químico, se planifique y ejecute perfectamente su control, jamás tendrá un 100% de eficiencia en el sistema, ya sea porque el fluido de formación cambie con el tiempo y necesite otro producto diferente al antes aplicado, por problemas de dosificación, por escases del producto necesario, entre otros posibles percances que ocurren a diario en el campo en estudio, adicionando a esto, que los productos químicos utilizados no combaten ciertos problemas que existen en los sistemas como son las incrustaciones formadas y los depósitos orgánicos e inorgánicos. 4.2 Examinación los resultados reportados en las aplicaciones actuales de la polarización del agua por magnetismo Con la finalidad de conseguir alguna alternativa al costoso, complicado y en algunos casos deficiente tratamiento químico, se encontró que la polarización del agua desencadena una serie de arreglos moleculares que se reflejan en la solvencia de problemas cotidianos pero alarmantes que se presentan en los sistemas de producción, sin embargo, el hecho de polarizar el agua bajo cualquier método no asegura los efectos explicados anteriormente, se 122 necesita someter el fluido al campo magnético generado por el dispositivo patentado magnetizer. 4.2.1 Magnetizer y sus aplicaciones actuales En la tabla 3.10 se presentan las especificaciones técnicas del equipo magnetizer, resaltando su máxima temperatura operacional de 250 ͦ C, sin embargo, el punto más resaltante es el hecho de que en el "magnetizer" se estima una temperatura máxima recomendada de operación entre 200 y 300 ͦ F, acotando que la temperatura del fluido en los pozos del campo dación se encuentran entre 100 y 230 ͦ F. Esta temperatura es interna de la tubería, sin embargo, el dispositivo magnetizer se instala en el exterior en forma de grapa o abrazadera, siendo en este medio la temperatura menor a la interna cuando se trata de instalación en pozos, estando en un rango de temperatura aceptable para su funcionamiento. En la tabla 3.11 se puntualizan los beneficios que ofrece el "magnetizer" en los diferentes ámbitos aplicados actualmente. Se evidencia una amplia gama de aplicaciones con diversos efectos en cada una de ella, pero para el trabajo en estudio, quiere destacar su efecto en función de las incrustaciones. El magnetizer, además de reordenar las moléculas del agua, también cambia la carga neta de la misma, creando un efecto de atracción con el carbonato de calcio y así evitar su cristalización (formación de escamas posteriormente), pero este no es lo más resaltante en cuanto al tema de las incrustaciones, sino que gracias al efecto antes mencionado, el agua adquiere características de agua blanda, removiendo las incrustaciones formadas en las tuberías o equipos hasta disolverlas completamente, esto mismo ocurre con la formación de biopelícula y depósitos inorgánicos diferentes al carbonato de calcio, los cuales promueven la corrosión, por lo 123 que se dice, que el dispositivo magnetizer también ataca los problemas de corrosión bajo depósitos que el tratamiento químico no puede solventar. 4.2.2 Efectos del magnetizer sobre los fluidos de producción y costos de inversión estimados Los beneficios mencionados en la tabla 3.11, son resultantes de la aplicación del magnetizer para polarizar únicamente agua, sin embargo, para el caso del campo en estudio se desea polarizar agua que se encuentra asociada al crudo de producción. En el desarrollo de la investigación, se logro contactar a el Director de la empresa Mundimex, Inc (USA) Stefan Zawistowski, quien en primera instancia aseguro que el dispositivo magnetizer si actúa sobre el agua asociada al crudo de producción. Teniendo esto aclarado, con la información analizada de las aplicaciones actuales, arrojo una serie de efectos beneficiosos para tratar el fluido de producción, teniendo siempre como principal objetivo solventar los problemas que se presentan en el campo en estudio constantemente. El más importante de los efectos sin duda alguna viene dado por el ataque a los problemas de incrustaciones, corrosión y bacterias, en vista de que el campo magnético generado por el magnetizer polariza el agua, la cual: permite mayor disolución de sales inorgánicas en el agua inhibiendo la formación de incrustaciones por precipitación de las mismas, a su vez adquiere características que le permite remover escamas formadas y así limpiar el sistema de producción. Por otra parte se tiene el ataque contra las bacterias, impidiéndoles localizarse en puntos específicos para formar biopelícula y eliminando las ya formadas que generan problemas de corrosión, además de remover los depósitos inorgánicos que también influyen en la corrosión. Se estima, que el magnetizer bajar la tensión 124 superficial del agua, pudiera tener un efecto similar a los productos químicos coagulantes y floculantes que intervienen en la separación del crudo disperso en agua y precipitación de sólidos suspendidos en la misma. En la tabla 3.12 se presenta de manera resumida lo que conlleva la instalación de dispositivos magnetizer en el campo Dación buscando sustituir completamente o en su totalidad el tratamiento químico actual, se tomaron todos los pozos productores en funcionamientos para el análisis, pero adicional a esto, se incluye la planta compresora de Dación-1, esto se debe a que alimenta al sistema para aplicar levantamiento artificial con gas, el cual se ha visto en necesidad de mantenimiento generalmente por corrosión y recalentamiento de motores por incrustaciones interna de los mismos. Con esta información, los costos individuales de los pozos y de la planta compresora fueron de 595.372$ y 26.092$, arrojando un total de 621.464$ para la instalación de dispositivos magnetizer en el campo Dación. En primera instancia, el costo de inversión es sumamente bajo para el compendio de beneficios que ofrece esta tecnología, pero añadido a eso, esta inversión se proyecta para un período mínimo de 10 años, teniendo una inversión anual de 61.246$/ años, lo que hace aún más atractivo y rentable la utilización de estos dispositivos. 4.3 Determinación de la tecnología técnica y económicamente más adecuada mediante la generación de una matriz comparativa 4.3.1 Análisis técnico En la tabla 3.13 se muestran los factores considerados en ambas tecnologías en función de su instalación, mantenimiento y vida útil o reposición. Para la interpretación más sencilla de esta información se plantea que: la palabra "si" 125 se tomara como un punto nulo (es decir, 0), debido a que implica la presencia de dichos factores para su funcionamiento, mientras que la palabra "no" es un punto a favor, notando claramente que el tratamiento químico requiere de los cuatro factores mencionados, mientras que el dispositivo magnetizer no necesita ninguno para su funcionamiento, teniendo esto como resultado una instalación y mantenimiento mucho más sencilla y de fácil monitoreo posteriormente, además de que al no presentar factores externos al dispositivo se minimizan las posibilidades de error de opción del mismo. En cuanto a la vida útil o reposición, se considera que mientras más largo sea es beneficioso para su elección como mejor alternativa, debido a que genera un tiempo en el cual no requiere invertir en el proyecto o tecnología, evidenciando así que el magnetizer posee un tiempo de vida útil largo (aproximadamente de 10 años) mientras que el tratamiento químico según los estimados de costos es anual. A continuación se tiene la tabla 4.1 donde se muestran los puntos según lo discutido: Tabla 4.1 Puntos resultantes en función de su instalación, mantenimiento y vida útil o reposición Factores Tecnologías Tratamiento químico Polarización del agua con el dispositivo magnetizer Equipo de bombeo Tuberías y contenedores Intrusión en el sistema Energía eléctrica Vida útil o tiempo de reposición 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 Como resultado final de la tabla 4.18 se tienen 5 puntos evaluados en los cuales el dispositivo magnetizer presenta 5 puntos a favor mientras que el tratamiento químico ninguno. 126 Para la tabla 3.14 se tienen los factores considerados en ambas tecnologías en función de su impacto ambiental, el cual en todo proceso industrial está presente y se busca minimizar al máximo. Para el análisis de estos factores se tiene que: la palabra "si" representa un punto a favor mientras que "no" se tomara como un punto nulo (es decir, 0), notando que ambas tecnologías presentan similitud en función al acondicionamiento de aguas para disposición en sus respectivas arenas, sin embargo, el magnetizer tiene una cualidad única sobre los gases tóxicos, teniendo un efecto en la minimización de su toxicidad al momento de ser quemados al medio ambiente. En la tabla 4.2 se muestran los puntos resultantes en función al impacto ambiental. Tabla 4.2 Puntos resultantes en función de su impacto ambiental Factores Acondicionamiento de aguas para disposición Efecto sobre los gases tóxicos asociados al flujo de producción Tratamiento químico 1 0 Polarización del agua con el dispositivo magnetizer 1 1 Tecnologías Resultando desde el punto de vista ambiental el tratamiento químico con un punto a favor mientras que el magnetizer 2 puntos. En la tabla 3.15 se observan los factores considerados en ambas tecnologías en función del uso de energía externa, los cuales a pesar de ser dos se tratara para el puntaje como uno solo, basándonos principalmente en los gastos que conlleva. Siendo así, se evidencia que el tratamiento químico puede tener casos donde requiera energía externa debido a la existencia de bombas eléctricas para la inyección o suministros del producto al sistema, mientras que el dispositivo magnetizer, al ser su fundamento energético 127 imanes permanentes, no requiere de ninguna energía externa para su funcionamiento. Resultando en un punto a favor para el magnetizer y ninguno del tratamiento químico, mostrados en la tabla 4.3. Tabla 4.3 Puntos resultantes en función del uso de energía externa Factores Gastos por consumo energético Tecnologías Tratamiento químico 0 Polarización del agua con el dispositivo magnetizer 1 Se puede observar en la tabla 3.16 que ambas tecnologías son aceptables cuando hablamos de la flexibilidad operacional que poseen, sin embargo, aun con todo lo flexible que es el tratamiento químico presenta algunas limitantes. La limitante más resaltante es el especificidad que poseen los productos químicos, con esto se quiere decir, que un determinado producto químico a pesar de tener un efecto generalizado (sea anti-corrosivo, antiincrustante, entre otros ya mencionados), es aplicable para ciertos sistemas con características determinadas (ya sea porque solo actúan en un rango de temperaturas, solo afectan a ciertas sales de las muchas disueltas en el agua de formación, o algún otro caso particular), por lo cual, se tiene en inventario disponible una serie de productos para tratar teóricamente el mismo problema en varios puntos. Al momento de la ausencia de uno de estos productos y para compensar se utiliza algún otro de características similares, existe la posibilidad de que no efectué su trabajo completamente acarreando posibles problemas en el sistema y modificación en la pureza o concentración del producto final, sin embargo el magnetizer, no presenta 128 estos problemas, debido a que al ser un único dispositivo para tratar los diversos problemas presentes en el campo en estudio, siempre realizara su trabajo como se desea mientras esté instalado dentro del rango de temperaturas aceptables del dispositivo. En la tabla 4.4 se muestran el resultado en función a los factores considerados según su flexibilidad operacional: Tabla 4.4 Puntos resultantes en función de su flexibilidad operacional Factores Flexibilidad operacional Rango de acción Tratamiento químico 1 0 Polarización del agua con el dispositivo magnetizer 1 1 Tecnologías Para finalizar el punto de vista técnico, en la tabla 3.17 se tienen los factores en función al efecto que tienen en el sistema tratado. Básicamente, ambas opciones combaten los mismos problemas de manera muy eficiente, sin embargo, es necesario resaltar la debilidad principal que posee el tratamiento químico en función a la implementación de dispositivos magnetizer para polarizar el agua asociada al crudo, esta radica, en que el tratamiento químico no elimina ningún tipo de incrustaciones, depósitos, entre otros, formados con anterioridad a su implementación. No se puede negar que a la hora de inhibir los problemas discutidos anteriormente, el tratamiento químico resulta efectivo sin tomar en cuenta el costo que conlleva su aplicación, sin embargo, esta limitante deja una brecha amplia en los sistemas para su posterior deterioro con el tiempo aún después de ser tratados químicamente, es aquí, en donde el magnetizer resulta sumamente atractivo, debido a que al polarizar el agua, le permite arrastrar, 129 eliminar o remover todos estos elementos indeseables en un sistema de tuberías y equipos, permitiendo esto una protección al sistema mucho más efectiva y eliminando gastos frecuentes de mantenimiento y/o reemplazo de segmentos de tuberías o equipos. En la tabla 4.5 se muestran los puntos resultantes de este análisis. Se obtuvo para el tratamiento químico 3 puntos a favor mientras que para el magnetizer se tienen 5 puntos. En lo que respecta al análisis técnico de ambas opciones, se tiene un total de 15 puntos distribuidos en los diferentes tópicos antes mencionados, al final de este análisis se obtuvo que el tratamiento químico acumulo 5 de 15 puntos, mientras que el magnetizer arrojo 15 de 15 puntos, por lo que determinó, que el magnetizer desde el punto de vista técnico es eficiente y factible para sustituir el tratamiento químico actual. Tabla 4.5 Puntos resultantes en función de su efecto en el sistema Factores Tecnología Tratamiento químico Polarización del agua con el dispositivo magnetizer Inhibición de incrustación Inhibición de corrosión Efecto clarificante Eliminación de escamas formadas Remoción de depósitos en el sistema 1 1 1 0 0 1 1 1 1 1 4.3.2 Análisis económico Los resultados mostrados en la tabla 3.18, reflejan claramente el impacto económico que tendrá la sustitución del tratamiento químico por la polarización del agua asociada al crudo con la instalación de dispositivos 130 magnetizer. Como se explicó anteriormente, el contrato para el tratamiento químico presenta una modalidad dual de pago, enfocándonos únicamente en el pago en dólares, se tiene un monto de 3.574.249,38 $/año, si comparamos este valor con los 621.464 $ que se requieren para la adquisición de los dispositivos magnetizer, con una duración de 10 años aproximadamente, se tiene que la inversión del magnetizer más rentable, siendo casi insignificante frente a las cantidades exorbitantes que se invierten en el tratamiento químico, tomando en cuenta el monto en bolívares que se debe pagar a las empresas contratadas, haciendo la conversión a dólares, resulta en 16.162.884,8 $/año, lo que hace aún más atractivo el monto tan pequeño de 62.146 $/año para el tratamiento magnético del agua. Adicionalmente a esto, existen una serie de gastos que conlleva el tratamiento químico que no están incluidos en este análisis, debido a que no se tiene una exactitud de cuanto pudiera ser ni la frecuencia con que ocurren, debido a que son por posibles reparación o sustitución en el sistema de bombeo explicado anteriormente. Por otra parte, se realizó una evaluación económica utilizando el programa SEE, buscando la manera de sustentar la factibilidad de la sustitución del tratamiento químico por esta tecnología, resultando de manera exitosa. En la figura 3.12 se muestran los resultados de los costos anuales equivalentes para cada caso, siendo este el indicador necesario para la determinación de factibilidad económica, debido a que, los costos de inversión se presentan en tiempos u horizontes económicos distintos (tratamiento químico se tiene un monto anual y la adquisición de dispositivos magnetizer en 10 años), se obtuvo que para el tratamiento químico el costo anual equivalente es de -5.079,76 mientras que para la polarización del agua fue de -77,65. Según la LEEPIC 2016, la opción más factible será el menor valor absoluto de los costos anuales equivalentes resultantes, siendo 77,65 el menor valor absoluto entre los dos, resultando la polarización del agua por 131 magnetismo mediante los dispositivos magnetizer la opción más factible tanto por los costos totales contrastados y los indicadores económicos respectivos. CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1 Conclusiones 1. El campo operacional Dación presenta un consumo estimado anual de 574.041,48 gal/año de productos químicos, para una cantidad promedio de 76.258.080 barriles/año de agua, acarreando costos anuales para su adquisición e inyección de 16.162.884,8 $/año, resultando en un costo de 0,2119 $/barril, siendo un valor sumamente elevado generando la búsqueda de un método más económico y eficiente. 2. La polarización del agua a pesar de que no ha sido aplicada para tratar aguas asociadas al crudo de producción, según la teoría, tiene efectos similares y superiores a los generados por el tratamiento químico actual, con costos de inversión de 62.146 $/año, acarreando un costo de 0,0008 $/barril, el cual es muchísimo más bajo que el resultante con el tratamiento químico actual. 3. La polarización del agua con el dispositivo magnetizer además de realizar los efectos que se obtienen por el tratamiento químico actual, permite disolver las incrustaciones y depósitos formados en tuberías y equipos a lo largo del sistema, garantizando mayor efectividad para solventar los problemas en las líneas de producción e instalaciones como también aumentando la vida útil de las mismas. 4. La polarización del agua con el dispositivo magnetizer en el análisis técnico resulto superior en todos los aspectos tratados, siendo la tecnología más factible técnicamente. 133 5. La polarización del agua con el dispositivo magnetizer en el análisis técnico tiene un CAE de -77,65, mientras que el tratamiento químico presenta un CAE de -5.079,76, resultando más factible económicamente la polarización del agua tanto por su CAE como por su menor costo de inversión. 5.2 Recomendaciones 1. Realizar evaluaciones en campo de la polarización del agua con el dispositivo magnetizer, verificando los efectos discutidos. 2. Expandir la implementación de esta tecnología a lo largo de Venezuela para garantizar la protección de los sistemas en todas las instalaciones pertenecientes a PDVSA y tener ahorros sumamente significativos. 134 BIBLIOGRAFÍA CIED (2002), "Corrosión y selección de materiales". JUSCAMAITA RODRIGUEZ, H. (2007), "Prevención de la corrosión en planta de gas" KEMMER, F., y CALLION, J. (2004), "Manual del agua, su naturaleza, tratamiento y aplicaciones" Tomo III, McGraw - Hill, México. Lipesa (2000), Tratamiento químico del agua, Documento técnico, Lipesa, Caracas. Lipesa (2000), "incrustaciones: su naturaleza, formación y tratamiento" Documento técnico Lipesa caracas LÓPEZ, J. (2003), "Evaluación de la aplicación de nuevas tecnologías orientadas a la minimización de fallas por corrosión en pozos de la unidad de explotación pesado este, Distrito San Tome (PDVSA)". Tesis de Grado, Departamento de Química, Universidad de Oriente, Barcelona. MARTÍNEZ, V. (2008), "Evaluación de la eficiencia del tratamiento químico aplicado a las torres de enfriamiento 1, 2 y 3 de servicios industriales de refinería puerto la cruz". Tesis de Grado, Departamento de Química, Universidad de Oriente, Barcelona. 135 MEDINA, R., UNGRIA, A., LOPEZ C. (1985), "Características de las aguas de formación y las gravedades API de los crudos asociados, en las Áreas Mayor de Anaco, Oficina y Temblador". Instituto de Geoquímica, Caracas. MOYA, M.(2005), "Evaluación del efecto inhibidor de incrustaciones L185 como agente reductor de agua en pozos de las unidades de explotación liviano y pesado Distrito Sur San Tome", Tesis de Grado, Departamento de Química, Universidad de Oriente, Barcelona. PDVSA (2004). "Historia de PDVSA", disponible en: www.Intranet.pdvsa.com. PDVSA (2015). 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CÓDIGO CVLAC / E MAIL CVLAC: 21175889 E MAIL: ingquimi2009@gmail.com PALÁBRAS O FRASES CLAVES: intercambiadores, transferencia, casos, temperatura, flujo, composición, PDVSA, aire, pentano, diseño METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO ÀREA ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS SUBÀREA INGENIERÍA QUÍMICA RESUMEN (ABSTRACT): En este trabajo se propuso técnica y económicamente la polarización del agua por magnetismo como alternativa de reemplazo al tratamiento químico actualmente utilizado en las aguas asociadas a la producción de crudos en el campo operacional Dación (PDVSA, San Tome). Para ello se realizó un estudio de la situación actual del campo Dación, observando que presenta problemas por incrustaciones de sales en los sistemas, deposición de bacterias formando una biopelícula y corrosión por depósitos inorgánicos y orgánicos, desgaste por sólidos suspendidos y picaduras por efectos de gases como el H2S y el CO2. Este campo posee un consumo anual aproximado de 574.041,48 gal/año entre los 18 productos químicos que se utilizan, para una producción de agua promedio anual de 76.258.080 barriles/año con altísimos costos por su implementación de 16.162.884,8 $/año,. Por esta causa es que se analizaron las aplicaciones actuales de la polarización del agua utilizando el dispositivo magnetizer, resultando un interesante hallazgo, de que aun cuando esta tecnología no ha sido aplicada en agua asociada al crudo, se estima que tenga efectos similares e incluso superiores a los que el tratamiento químico actual ofrece. Como principal beneficio se tiene que el agua polarizada con el dispositivo magnetizer, permite la remoción y limpieza de tuberías y equipos en el sistema de escamas ya formadas, depósitos inorgánicos y biopelículas, las cuales el tratamiento químico actual no puede combatir y con un costo de inversión de 62.146 $/año. Finalmente para tener certeza de su factibilidad técnica y económica, se realizó una matriz de comparación entre ambas opciones o tecnologías, se contrastaron desde el punto de vista técnico 15 parámetros en total en donde el tratamiento químico actual es efectivo o beneficioso en 5, mientras que la polarización del agua en los 15, y desde el punto de vista económico se tiene una diferencia en costos exorbitantemente marcada con un ahorro mayor a los 16.000.000 $/año, resultando la polarización del agua mediante el dispositivo magnetizer tanto desde el punto de vista técnico como económico muy superior y totalmente factible como alternativa de reemplazo. METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO CONTRIBUIDORES: APELLIDOS Y NOMBRES ROL / CÓDIGO CVLAC / E_MAIL ROL Moreno, Luis CA AS X TU CVLAC: 8987972 E_MAIL luismorenog@cantv.net JU E_MAIL ROL Salazar, Pedro CA AS TU X CVLAC: 15575174 E_MAIL salazarpz@gmail.com JU E_MAIL ROL Raven, Hernán CA AS TU CVLAC: 4136007 E_MAIL hraven1@yahoo.com JU X E_MAIL ROL Santamaría, Freddy 29 AÑO MES DÍA LENGUAJE. SPA TU JU X 11420313 E_MAIL freddyjsantamariav@gmail.com FECHA DE DISCUSIÓN Y APROBACIÓN: 01 AS CVLAC: E_MAIL 2016 CA METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO ARCHIVO (S): NOMBRE DE ARCHIVO TESIS.PROPUESTA TÉCNICA ECONÓMICA DE LA POLARIZACIÓN DEL AGUA POR MAGNETISMO COMO ALTERNATIVA DE REEMPLAZO AL TRATAMIENTO QUÍMICO ACTUALMENTE UTILIZADO EN LAS AGUAS ASOCIADAS A LA PRODUCCIÓN DE CRUDOS.doc TIPO MIME Application/msword CARACTERES EN LOS NOMBRES DE LOS ARCHIVOS: A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T U V W X Y Z. a b c d e f g h i j k l m n o p q r s t u v w x y z. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9. ALCANCE ESPACIAL: PLANTA DE FRACCIONAMIENTO Y DESPACHO JOSE PDVSA GAS TEMPORAL: 07 MESES TÍTULO O GRADO ASOCIADO CON EL TRABAJO: INGENIERIO QUIMICO NIVEL ASOCIADO CON EL TRABAJO: PREGRADO ÁREA DE ESTUDIO: DEPARTAMENTO DE INGENIERIA QUIMICA INSTITUCIÓN UNIVERSIDAD DE ORIENTE - NUCLEO ANZOATEGUI METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO DERECHOS DE ACUERDO AL ARTÍCULO 41 DEL REGLAMENTO DE TRABAJO DE GRADO: “LOS TRABAJOS DE GRADO SON DE LA EXCLUSIVA PROPIEDAD DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE Y SOLO PODRÁN SER UTILIZADOS PARA OTROS FINES CON EL CONSENTIMIENTO DEL CONSEJO DE NÚCLEO RESPECTIVO, QUIEN DEBERÁ PARTICIPARLO PREVIAMENTE AL CONSEJO UNIVERSITARIO, PARA SU AUTORIZACIÓN”. Br. Manuel Antonio Medina Rivero AUTOR Ing. Químico Luis F. Moreno Ing. Químico Frank Parra Ing. Químico Yraima Salas, (M. Sc.) TUTOR JURADO JURADO Ing. Químico Yraima Salas, (M. Sc.) POR LA COMISION DE TRABAJOS DE GRADO