Evaluación técnica-económica del uso de tecnologías de tratamiento de agua para su reutilización
RESUMEN
El presente estudio tuvo como objetivo general, evaluar
técnica y económicamente el uso de
tecnologías de tratamiento de agua para su
reutilización en procesos de producción de crudos
extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco. Con la
finalidad de comprobar si el manejo de agua actual es lo
más conveniente según cierto factores estudiados.
Metodológicamente, la investigación que se
aplicó, fue de tipo descriptiva, documental y aplicada
sobre un proceso de campo. Se realizaron estudios pertinentes del
proceso, investigación de alternativas tecnológicas
de tratamiento de agua; y evaluaciones técnicas y
económicas de las mismas. Se determinó que es
viable la aplicación de tecnologías de tratamiento
a las aguas de producción para ser reutilizadas de
diversas formas.
Palabras claves: Petróleo,
Agua producida, Evaluación Técnica-
Económica, Tratamiento de Agua.
INTRODUCCIÓN
La Empresa Mixta Petromacareo S.A, es una de las
empresas mixtas, nuevas, en planes de desarrollo, se
constituyó legalmente el 02 de noviembre de 2010 con
participación de la Republica socialista de Vietnam y la
Republica Bolivariana de Venezuela a través de la CVP, con
duración de 25 años; prorrogable si fuese el caso,
para desarrollar las reservas de la FPO.
La Gerencia Técnica de la Empresa Mixta
Petromacareo S.A es encargada de todo lo relacionado al estudio,
monitoreo, control, seguimiento y gerencia de los yacimientos a
explotar. Está conformada por la Gerencia de Estudios
Integrados y la Gerencia de Desarrollo de Yacimientos. Es en esta
gerencia donde evaluará técnica y
económicamente el uso de tecnologías de tratamiento
de agua para su reutilización en procesos de
producción de crudos extrapesados con la finalidad de
proponer mejoras al sistema.
Es de interés estudiar las posibilidades de
aplicación de tecnologías al agua de
producción en los procesos de extracción de crudos
extrapesados, ya que la empresa tendrá una etapa de
producción, en un pronóstico de 13 años, la
cual será mediante la implementación de
métodos térmicos, método donde el gran
consumo de agua es esencial.
Aunado a lo anterior, es de gran importancia estimar el
volumen de agua producido y evaluar la factibilidad que hay en
tratarla para su reutilización en diferentes actividades
de consumo humano como para la requerida en el proceso de
producción; destacando que el proceso convencional que
aplica PDVSA se trata de tratamientos para inyección en
recuperación secundaria y de no ser así es
desechada mediante la reinserción en los mantos
subterráneos.
El presente informe consta de cuatro capítulos
distribuidos de la siguiente manera: Capítulo I: El
Problema. Se identifica la problemática existente en
la Gerencia de Desarrollo de yacimientos, se identifican las
posibles debilidades para levantar así la solución
más óptima; así como también los
objetivos de la investigación, delimitación,
justificación e importancia de la investigación.
Capítulo II: Generalidades de la Empresa. Se
presenta una breve reseña histórica de la empresa,
descripción de la empresa, estructura organizativa y
descripción del área de pasantía.
Capitulo III: Marco Teórico. Se reflejan las bases
teóricas en las cuales se sustentan la
investigación y las actividades realizadas.
Capítulo IV: Marco Metodológico. Se definen
las técnicas e instrumentos de recolección de
información, procesamiento y análisis de la
información. Se presenta el procedimiento
metodológico para el logro de cada uno de los objetivos
específicos. Capitulo V: Situación Actual.
Capitulo donde se explica la forma en que la empresa opera o
tiene previsto manejar la situación. Capítulo
VI: Análisis y Resultados. Se realizan las
estimaciones de consumo, evaluaciones
técnicas-económicas pertinentes y se determina la
decisión. Por último, Conclusiones,
Recomendaciones, Referencias y Apéndices.
CAPÍTULO I
EL
PROBLEMA
Planteamiento del
problema
La corporación estatal PDVSA es la encargada de
la exploración, producción, manufactura, transporte
y mercadeo de los hidrocarburos, de manera eficiente, rentable,
segura, transparente y comprometida con la protección
ambiental; con el fin último de motorizar el desarrollo
armónico del país, afianzar el uso soberano de los
recursos, potenciar el desarrollo endógeno y propiciar una
existencia digna y provechosa para el pueblo venezolano. PDVSA,
en su proceso de producción de petróleo, a
través de la historia, ha tenido un funcionamiento
evolutivo, gracias a los grandes aportes de la ingeniería
que han hecho que se optimicen los procesos, teniendo así
mayor producción de este importante y vital recurso para
el mundo.
Durante el proceso de producción de hidrocarburos
se encuentra que éstos vienen acompañados por gas,
agua y arena, y pequeños porcentajes de oxígeno,
azufre y compuestos nitrogenados; como también trazas de
compuestos metálicos, tales como: sodio (Na), hierro (Fe),
níquel (Ni), vanadio (V) o plomo (Pb), pudiendo hasta
encontrarse trazas de porfirinas. Todas estos elementos y
compuestos, tanto como el agua y el gas, deben ser separadas del
petróleo.
El esquema tradicional de manejo de agua de procesos, en
sistemas de producción de hidrocarburos con aguas salobres
está definido por la separación de ésta del
crudo en la medida máxima posible, una vez el agua
separada del crudo es enviada a un tanque de almacenamiento para
luego ser desechada.
En el proceso de producción de petróleo
existe un método de recuperación secundaria,
aplicada cuando el petróleo no sale del pozo con
presión natural, tratando de conseguir el mejor recobro.
El proceso se basa en inyectar agua del otro lado del reservorio
a presión como método de empuje. El agua utilizada
para esta actividad debe poseer diámetros de
partícula (dp) iguales o mayores que el diámetro de
los poros de la formación (O), ya que producen
taponamiento en la cara externa de la formación, mientras
que los diámetros de partícula en el orden de 1/7*
O < dp < 1/3* O, podrán entrar en la
formación e irán sedimentando a lo largo de sus
canales internos, en magnitud e intensidad que depende de varios
factores, entre los que se destacan, la naturaleza y
composición química de la formación. Es
oportuno comentar que el agua empleada en este proceso de
recuperación no es el agua de producción que han
extraído del petróleo, si no agua de
acuíferos, ríos, lagos, entre otros.
En el caso de la EM Petromacareo, contempla en su
estructura de plan de producción, usar la misma agua de
producción para el desarenado del petróleo. En
forma contraria, el excedente de agua, con las
características que posee, simplemente se
descartará en acuíferos profundos no aprovechables
mediante la construcción de pozos inyectores para tal
fin.
En este sentido, el agua obtenida de la
extracción de petróleo ha originado críticas
y comentarios sobre su aprovechamiento y el uso que a ésta
se le pueda dar.
La adopción de tecnologías de tratamiento
de agua de procesos, para que el agua pueda ser reutilizada en
procesos de planta, de operaciones de producción, de
recuperación secundaria e incluso para consumo humano y/o
actividades agrícolas, pasa por el análisis
técnico de ciertos factores, ya que el agua producida de
cada región posee características diferentes de
acuerdo a la composición química de la
formación y de la fuente de agua.
La cantidad de partículas en el agua
de producción está en un rango de
1.000 ppm a 10.000 ppm, por lo que para cada cantidad de
partículas disueltas en el agua debe tratarse de distintas
formas e intensidades, contando también las exigencias
requeridas en los Decretos.
De acuerdo a un análisis de muestras de agua de
la formación de un pozo en el Bloque Junín 2, a
2035 pies de profundidad, se pudo conocer que el agua contenida
presenta una la salinidad promedio de 3421 en equivalentes de
NaCl y un promedio de 6064 ppm en sólidos totales
disueltos, entrando en la clasificación de agua salobre,
según el criterio de
Davis y Wiest (1971). Ver tabla 1.
Tabla1. Concentración de
Sólidos Disueltos Totales (SDT)
Fuente: Estudio para el
Aprovechamiento de los Recursos Hídricos en la
FPO.
Calidad del agua
La aplicación de tecnologías para el
tratamiento de agua de procesos de producción no es de
común práctica en la industria por los costos
asociados y porque la gerencia del agua requiere un cambio de
paradigma en la filosofía de producción de
hidrocarburos. Las operaciones siguen manteniendo un
patrón técnico, basándose netamente en
mejorar la producción de petróleo y el factor de
recobro,
obviando el mejor uso y aprovechamiento de
las aguas de producción bajo principios de sensibilidad
ambiental.
El proceso de producción de crudos pesados
requiere volúmenes de agua fresca en sus operaciones de
campo lo que obliga a:
· Recurrir a otras fuentes existentes como:
acuíferos de agua fresca, fuentes naturales y/o
artificiales en las adyacencias del bloque.
· Consumo de ríos, lagos y lagunas, lo
cual tiene un gran impacto ambiental, debido a la gran cantidad
de litros por segundo que deben extraerse para los
procesos.
· La contratación de servicios para la
provisión de agua y construcción de pozos para el
consumo en taladros y demás instalaciones de
producción.
En una visión de 13 años aproximadamente,
el agua producida con la extracción de petróleo,
alcanzará volúmenes que pueden ser capaces de
suplir gran parte de la demanda en procesos de
recuperación terciaria como: inyección de vapor,
inyección de solventes, entre otros. Aunado a esto, los
cambios climáticos y el fenómeno del calentamiento
global, son factores que determinarán el manejo de los
recursos, viéndose afectado todos los procesos
industriales, quienes deberán regirse por las normativas e
invertir mucho más en la preservación del recurso
hídrico.
¿En qué medidas las aguas de
producción pueden reutilizarse para el uso industrial,
agrícola y consumo humano?
¿Qué tratamientos existentes
podrían aplicarse a las aguas de producción para
que sean reutilizadas?
¿Es factible, técnica y
económicamente, la aplicación de tratamientos de
potabilización a las aguas de
producción?
Objetivo
General
Evaluar Técnica y Económicamente el Uso de
Tecnologías de Tratamiento de Agua para su
Reutilización en Procesos de Producción de Crudos
Extrapesados de la Faja Petrolífera del
Orinoco.
Objetivos
Específicos
· Evaluar el esquema convencional de manejo de
agua de procesos de producción de crudos
extrapesados.
· Estimar los volúmenes de consumo de agua
fresca en procesos de producción primaria y secundaria de
crudos extrapesados y comparar con volúmenes estimados de
producción de agua de la Empresa Mixta Petromacareo
S.A.
· Evaluar técnicamente los sistemas
existentes de tratamiento de agua que cumplan con los
parámetros definidos en el Decreto #883 de La
Ley Penal del Ambiente.
· Determinar las inversiones y costos asociados
de los sistemas estudiados.
· Evaluar económicamente los sistemas de
tratamientos de aguas analizados conjunto al esquema tradicional
que maneja la empresa.
· Establecer comparaciones de impactos
ambientales entre las tecnologías estudiadas y el proyecto
de tratamiento de agua de producción contemplado en el
Plan de Petromacareo S.A.
· Determinar la posible tecnología de
tratamiento de aguas para su adopción en procesos de
producción de crudos extrapesados.
· Identificar los riesgos inherentes a la
aplicación seleccionada de tratamiento de agua y en su
reutilización para los fines propuestos.
· Elaborar un plan de acción para la
implementación del tratamiento de aguas a los procesos de
extracción de crudo extrapesado.
Justificación
Es preciso comentar, que con la cantidad de barriles de
agua producidos por barril de petróleo, de acuerdo a cada
registro de campo y su potencial en yacimiento, pudiera apoyarse
el abastecimiento para el consumo humano y las necesidades de las
instalaciones del taladro tratándose y
potabilizándose el agua previamente; por lo que es
apropiado realizar el estudio donde se comprueben dichas
proposiciones.
La potabilización del agua producida
posibilitaría contar con una fuente de agua distinta a la
de acuíferos de agua fresca, de ríos y sus
afluentes, dándole un alivio a éstos y al ambiente.
De igual manera, traería una mejora considerable en
relación a costos asociados a la contratación de
camiones cisternas de agua, largas líneas de
distribución o cualquiera que sea la forma de suministro
de agua a las localidades de producción y afines. Es por
ello, que surge la importancia de evaluar la aplicación de
tratamientos que sean factibles y brinden provecho para la
producción de petróleo, bienestar al medio ambiente
y a la humanidad.
Cabe destacar, que el aprovechamiento de las aguas
producidas tiene una gran importancia trascendental para la
industria, ya que en su etapa de producción en un
pronóstico de 13 años, en el 2024, la
extracción de crudo extrapesado se iniciará
mediante la implementación de métodos
térmicos, tales como: Inyección Alternada de Vapor
(IAV), Inyección Continua de Vapor (ICV) y Drenaje
Gravitacional Asistido con Vapor (SAGD), métodos que
requerirán grandes cantidades de agua para la
generación de vapor; agua que en parte podría ser
la misma agua producida una vez tratada, almacenada en tanques, y
no de fuentes naturales, lo que acarrea grandes costos de
traslado y distribución.
Delimitación
El estudio fue realizado durante 16 semanas de
investigación para evaluar tecnologías de
Tratamiento de Agua para su Reutilización en Procesos de
Producción de Crudos Extrapesados de la FPO. El estudio de
investigación fue elaborado en la Empresa Mixta
PETROMACAREO S.A, directamente en el Departamento de Desarrollo
de yacimientos, adscrito a la Gerencia Técnica, encargada
del proceso de explotación de yacimientos de hidrocarburos
del Bloque Junín 2.
CAPITULO II GENERALIDADES DE LA
EMPRESA
Reseña Histórica
Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) es la
corporación estatal de la República Bolivariana de
Venezuela creada luego de la nacionalización de la
industria petrolera, dando inicio a sus operaciones el 1 de enero
de 1976, encargada de la exploración,
producción, manufactura, transporte y mercadeo de los
hidrocarburos, de manera eficiente, rentable, segura,
transparente y comprometida con la protección ambiental;
con el fin último de motorizar el desarrollo
armónico del país, afianzar el uso soberano de los
recursos, potenciar el desarrollo endógeno y propiciar una
existencia digna y provechosa para el pueblo venezolano,
propietario de la riqueza del subsuelo nacional y único
dueño de esta empresa operadora.
En ese sentido, PDVSA está subordinada al Estado
Venezolano y por lo tanto actúa bajo los lineamientos
trazados en los Planes de Desarrollo Nacional y de acuerdo a las
políticas, directrices, planes y estrategias para el
sector de los hidrocarburos, dictadas por el Ministerio de
Energía y Petróleo. La Corporación, cuenta
con trabajadores comprometidos con la defensa de la
soberanía energética y el deber de agregar el mayor
valor posible al recurso petrolero, guiados por los principios de
unidad de comando, trabajo en equipo, colaboración
espontánea y uso eficiente de los recursos.
Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) desarrolla
sus operaciones a través de sus filiales, así como
también, con la participación en asociaciones con
compañías locales y extranjeras; estas
últimas sujetas a leyes y regulaciones diferentes. Las
operaciones incluyen:
• Exploración, producción y
mejoramiento de crudo y gas natural.
• Exploración y producción de gas
natural de recursos costa afuera, incluyendo la posibilidad para
la exportación de líquidos de gas natural
(LGN).
• Refinación, mercadeo, transporte de crudo
y productos refinados, y el procesamiento, mercadeo y transporte
de gas natural. Las reservas de petróleo y gas natural de
Venezuela y las operaciones de exploración,
producción y mejoramiento están localizadas
sólo en Venezuela, mientras que las operaciones de
refinación, mercadeo y transporte están localizadas
en Venezuela, el Caribe, Norteamérica, Suramérica,
Europa y Asia.
Las actividades de PDVSA están estructuradas en
cinco áreas geográficas: Occidente, Oriente, Centro
Sur, Faja Petrolífera del Orinoco y Costa Afuera, con el
fin de manejar sus operaciones aguas arriba que incluyen las
actividades de: exploración, producción y
mejoramiento de crudo extrapesado.
La Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) es una
extensa zona rica en petróleo pesado y extra pesado,
ubicada al margen izquierdo del río Orinoco de Venezuela,
que tiene aproximadamente 650 km de este a oeste y unos 70 km de
norte a sur, para un área total de 55.314 km² y un
área de explotación actual de 11.593 km². El
área de la FPO representa un 6% del territorio nacional y
comprende parte de los estados Guárico, Anzoátegui,
Monagas y Delta Amacúro. Las acumulaciones de
hidrocarburos van desde el suroeste de la ciudad de
Calabozo, en Guárico, hasta la desembocadura
del río Orinoco en el océano
Atlántico.
Es considerada la acumulación más grande
de petróleo pesado y extrapesado que existe en el mundo,
de acuerdo con el Oficio Nº 1.036 de junio de 2005, donde el
Ministerio del Poder Popular para la Energía y
Petróleo asignó a CVP el Proyecto Magna Reserva
para cuantificar y certificar las reservas de la Faja
Petrolífera del Orinoco. Para acometer dicha
cuantificación y certificación de las reservas, se
dividió la Faja Petrolífera del Orinoco en cuatro
grandes áreas, siendo éstas de oeste a este:
Boyacá con 14.333 km², Junín con 20.324
km², Ayacucho con 13.562 km² y Carabobo
con 7.473 km²; y éstas, a su vez, en
diferentes bloques. Ver figura 1.
Figura 1. Áreas de la Faja
Petrolífera del Orinoco
Fuente: Proyecto Socialista Orinoco,
Departamento de Geomática
En el marco de la política de Plena
Soberanía Petrolera y con la finalidad de poner fin al
proceso de privatización de la industria petrolera
venezolana, iniciado durante la década de los años
90, el 26 de febrero de 2007, el Gobierno de Venezuela
dictó el Decreto Nº 5.200, con rango, valor y fuerza
de Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de
Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco;
así como de los Convenios de Exploración a Riesgo y
Ganancias Compartidas, de
acuerdo con el cual, las asociaciones denominadas
Petrolera Zuata, S.A., Sincrudos de Oriente, S.A., Petrolera
Cerro Negro, S.A. y Petrolera Hamaca, C.A. deben trasformarse en
Empresas Mixtas, en las cuales la filial CVP, o alguna otra
filial que se designe, mantenga no menos de 60% de
participación accionaria, en concordancia con lo
establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburo.
Es por ello, que partir del decreto dictado, PDVSA,
mediante su filial CVP (Corporación Venezolana del
Petróleo), destinada a "propósitos especiales",
para controlar y administrar todo lo concerniente a los negocios
que se realizan con otras empresas petroleras de capital nacional
o extranjero, pasa a crear las diferentes empresas mixtas para la
explotación de la FPO, dentro de las cuales podemos
mencionar: Petropiar S.A, Petrocedeño S.A, Petromiranda
S.A, Petrocarabobo S.A, Petromacareo S.A, entre
otras que están en constitución. (Ver figura
2)
Figura 2. Ubicación de Empresas
Mixtas
Fuente: Gerencia Técnica de
Petromacareo S.A
La Empresa Mixta Petromacareo S.A, una de las empresas
mixtas, nuevas, en planes de desarrollo, se constituyó
legalmente el 02 de noviembre de 2010 con un porcentaje de
participación 40% de la Republica Socialista de Vietnam a
través de la operadora Petrovietnan (PVEP) y 60% de la
Republica Bolivariana de Venezuela a través de la CVP, con
duración de 25 años; prorrogable si fuese el caso,
para desarrollar las reservas de la FPO, en el Bloque
Junín 2 con una superficie de 247.77 km² (ver figura
3), ubicado en el estado Guárico (Municipios
Infante, Socorro y Santa María de
Ípire).
Figura 3. Área Junín,
Subdivisión de Bloques, Bloque Junín
2
Fuente: Gerencia Técnica de
Petromacareo S.A
Sede
Administrativa de la Empresa
La sede administrativa de la Empresa Mixta Petromacareo
S.A tiene su sede en las instalaciones del edificio CVP, ubicadas
en Calle Aerocuar de Unare I, Puerto Ordaz, Estado
Bolívar. Venezuela.
Misión
Realizar todas las actividades relacionadas con la
ejecución del Proyecto Petromacareo en todas sus fases y
el Desarrollo Social asociado, en armonía con el entorno,
la seguridad, higiene y ambiente, cumpliendo con la normativa
legal vigente a través del uso de tecnología de
punta y de los más altos estándares de calidad para
la recuperación de crudos pesados y su mejoramiento,
mediante un equipo integrado por profesionales motivados al logro
y alineados al negocio, para la producción de 200 MBD de
crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco durante un
periodo de 25 años, con un POES de 35,1 MMMBls,
maximizando la creación de valor para la
Corporación y los intereses del país en el mediano
plazo.
Visión
Ser una Empresa Mixta pionera, que asegure el
cumplimiento de la nueva Geoestratégia Nacional de
expansión multipolar de mercados y desarrollo del eje
Llanero Orinoco- Apure, en la explotación y
optimización de la producción de crudo pesados en
la Faja del Orinoco y su Desarrollo Social Sustentable asociado,
con un alto liderazgo en menor costo total minimizando precio por
barril de crudo, esfuerzo de compra y costos de operación
y mantenimiento.
EL PRESENTE TEXTO ES SOLO UNA SELECCION DEL TRABAJO
ORIGINAL.
PARA CONSULTAR LA MONOGRAFIA COMPLETA SELECCIONAR LA OPCION
DESCARGAR DEL MENU SUPERIOR.