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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.

Monografias.com

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.

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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)

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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).

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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.

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