Introducción

El agua de formación o agua de producción está asociada con el petróleo existente en los yacimientos y sale a la superficie junto con el gas y el petróleo, estando esto ligado a los procesos geológicos mediante los cuales se generaron dichas acumulaciones de petróleo y gas (Arnold y Stewart, 2008). El fluido acuoso, una vez producida, representa uno de los mayores problemas que se debe enfrentar al momento de que avance el proceso de producción de un pozo, debido a los efectos ocasionados en los equipos tanto de subsuelo como de superficie.

Las características del agua producida dependen de la naturaleza química de las formaciones geológicas por las que ha atravesado, contiene principalmente sales minerales, combinaciones orgánicas, gases disueltos, etc., y tal como lo señala Venkateswarlu (1996) "las concentraciones de sustancias orgánicas e inorgánicas disueltas en un cuerpo de agua y sus alrededores necesitan ser monitoreadas" (p. 6). Así mismo, el alto contenido de sales y la disminución de temperatura y presión al subir desde grandes profundidades ocasionan problemas complejos de incrustación y de control de corrosión. (Abdou, Carnegie, Mathews, O'Keefe, Raghuraman y Wei, 2011).

Entre los usos que se les da al agua extraída está, el servir como fuente de energía en procesos o métodos de recuperación secundaria de petróleo, pero previamente requiere de algún tipo de tratamiento para ser acondicionada y posteriormente ser parte del proceso de inyección (Bradley, 1992); es por esto que no debe contener sólidos que puedan causar obstrucción, mantener un bajo nivel de corrosión y no formar incrustaciones, para así evitar reparaciones o reemplazos de tuberías y equipos a futuro; resultando indispensable entonces conocer las características físicas y químicas de estas aguas de formación para, a futuro, plantear o proponer cuáles serán los tratamientos químicos que se les deberán aplicar para así tener un fluido bajo especificaciones de inyección.

Metodología

Se inició el estudio llevando a cabo una descripción y análisis de las principales propiedades fisicoquímicas que se toman en cuenta a nivel de la industria petrolera para caracterizar muestras de agua de producción, tales como: alcalinidad expresada como bicarbonato y carbonatos, dureza total, potencial de hidrógeno o pH del agua destinada a ser usada en los distintos procesos de la industria. De igual forma se tomaron en consideración la salinidad, conductividad y total de sólidos disueltos (TDS).

Posteriormente, en las instalaciones del Laboratorio de Procesamiento de Hidrocarburos de la Universidad de Oriente (Núcleo de Monagas), fueron determinadas estas propiedades a las muestras de aguas de producción seleccionadas (doce en total), provenientes de campos petroleros del sur del estado Monagas, tomando en cuenta los siguientes estándares: pH, a través de la Norma COVENIN 2462-87, alcalinidad mediante la Norma COVENIN 2188-84, el TDS (Total de sólidos disueltos) siguiendo lo establecido en la Norma COVENIN 2342-86.

La conductividad a través de la Norma COVENIN 3050-93, en cuanto a la dureza total, ésta se determinó por la Norma COVENIN 2771-91 y la salinidad se obtuvo tomando en cuenta los valores de conductividad eléctrica. Seguidamente y en función a lo ya obtenido, específicamente al pH, se realizó la estimación del grado incrustante o corrosivo de las muestras de aguas de producción seleccionadas a través de los Índices de Saturación de Langelier (LSI) y de Ryznar (RSI). Tanto para el caso del LSI como del RSI, se establecieron con la diferencia entre el pH del agua determinado directamente por el análisis y el pH de saturación, respondiendo a las siguientes ecuaciones:

LSI=pH(medido)-pHs                                                                                                             (1)

   RSI=2pHs-pH(medido)                                                                                                            (2)

El cálculo de ambos índices está basado en el cálculo del pH de saturación (pHs), el cual fue obtenido mediante tablas a través de la ecuación 3 y adicionalmente en las tablas I y II se presentan los criterios para interpretar los resultados arrojados por ambos indicadores.

                                                                                                             pHs=9,30+A+B-(C+D)                                                                                                           (3)

A continuación, y en función a las propiedades fisicoquímicas medidas a las muestras en estudio, se procedió a realizar una comparación estadística entre dichas propiedades. El procedimiento estadístico aplicado fue el método no paramétrico de Kruskall y Wallis, el cual se utiliza para probar si un grupo de datos proviene de la misma población y se emplea cuando se quieren comparar tres o más poblaciones. Es el equivalente a un análisis de varianza de una sola vía y esta prueba no requiere supuesto de normalidad ni requiere supuesto de varianzas iguales (homogeneidad de varianzas).

Resultados y discusión

Para conocer el comportamiento que tendrá un agua producida en la industria petrolera, se deben determinar diferentes propiedades, las cuales van a depender de diversos factores, entre los cuales están: origen, características del yacimiento, calidad y tipo de crudo al que se encuentra asociada, tipo de proceso utilizado en la producción de crudo y/o tipo de productos químicos empleados en el proceso de deshidratación del crudo (Herrera, 2001, p.15). Para el presente estudio se consideraron las siguientes:

pH: Es una medida de la concentración de iones hidrógeno y se define como pH=log(1/[H+]). También se define como la medida de la naturaleza ácida o alcalina de la solución acuosa que puede afectar a los usos específicos del agua. La mayoría de aguas naturales tiene un pH entre seis (6) y ocho (8), mientras que el valor promedio para el agua del mar es de 8,1. Los valores del pH han de ser referidos a la temperatura de medición, pues varían con ellas. (Rigola, 1990, p.29).

Dureza: Debido a la presencia de sales disueltas de calcio y magnesio mide la capacidad de un agua para producir incrustación. Afecta tanto las aguas domésticas como las industriales, siendo la principal fuente de depósitos e incrustaciones en calderas, intercambiadores de calor, tuberías, etc. Al contrario, las aguas muy blandas son agresivas y pueden no ser indicadas para el consumo. En función de la dureza (mg/l de CaCO₃), el agua se puede clasificar en blandas, moderadamente dura, dura y muy dura. Un agua de dureza inferior a 60 mg/l de CaCO₃ se considera blanda y si es superior a 270 mg/l de CaCO₃, es dura. En la tabla III se presentan los rangos de ppm de CaCO₃ para identificar a los tipos de agua de acuerdo a su dureza.

de dichos sólidos puede ser múltiple (orgánico e inorgánico), tanto en aguas subterráneas como superficiales. (Rigola, 1990, p.32).

Conductividad: Es una medida de la capacidad de una solución acuosa para transmitir una corriente eléctrica y es igual al recíproco de la resistividad de la solución. Dicha capacidad depende de la presencia de iones; de su concentración, movilidad y valencia, y de la temperatura ambiental. Cuando compuestos inorgánicos como el cloruro de sodio y el sulfato de sodio están en solución, se disocian en iones positivos y negativos, estos iones conducirán la electricidad en proporción a la cantidad de ellos presentes en el agua.

Salinidad: Se le considera como el contenido de sales minerales disueltas en un cuerpo de agua, las cuales afectan varios procesos físicos importantes, así como propiedades importantes del agua, tales como: densidad, viscosidad, tensión superficial, presión osmótica, punto de fusión, punto de ebullición y solubilidad de gases. Originalmente, este parámetro se concibió como una medida de la cantidad total de sales disueltas en un volumen determinado de agua y se puede determinar la salinidad de un cuerpo de agua a base de determinaciones de: conductividad, densidad, índice de refracción o velocidad del sonido en agua (APHA Standard Methods for the Examination of Water and Wastewater, 1992).

Temperatura: Los cuerpos tienen cierta propiedad que se determina cualitativamente por el tacto y se puede decir que llevan asociadas una magnitud física que es posible medir dicha propiedad de una manera objetiva. A esta magnitud física se le llama temperatura y puede medirse por sus efectos sobre los cuerpos o por las variaciones que origina en distintos fenómenos físicos. Se podría definir la temperatura como cierto grado térmico que permite determinar de manera cuantitativa el que un cuerpo esté más caliente que otro. (Fernández y Pujal, 1992, p.284).

Como ya se ha mencionado, las muestras de aguas de producción fueron suministradas procedentes de las arenas productoras de tres campos petroleros del sur del estado Monagas. Para efectos de proteger información propia de la industria, a continuación, a los ya referidos campos se les calificarán como A, B y C, con los resultados asociados al respectivo número de arenas, resaltando el Campo A con cuatro (4), el B con tres (3) y el C con cinco (5) arenas o zonas productoras.

En las gráficas 1 y 2 se aprecia la variación de pH y total de sólidos disueltos para los tres campos del análisis; observándose que para el caso de la primera propiedad (pH), oscila con valores cercanos a 7 hasta valores de 7,64; dando a entender que estas aguas presentan características de neutra a alcalina, siendo las aguas provenientes de las arenas del Campo B, las de mayor valor de pH.

En cuanto al total de sólidos disueltos, los mayores valores los presentan las aguas de formación provenientes de las arenas productoras de petróleo del Campo A, con valores que van desde 13.000 hasta 15.000 ppm, aproximadamente, lo cual hace al agua con mayor disolución de sales y minerales que en las otras. Adicionalmente, se puede resaltar que, el total de sólidos disueltos (TDS), en las aguas producen una variable de suma importancia debido a que los cambios en sus concentraciones afectan de manera directa a otras variables como conductividad y salinidad las cuales son directamente proporcionales a las concentraciones de esta variable.

Referente al comportamiento de la conductividad y salinidad de las aguas analizadas, se aprecia un comportamiento lógico con respecto a las provenientes de las arenas productoras del Campo A, que son las más salinas, de igual forma presentan mayor conductividad, corroborando esto, lo mencionado anteriormente, que las aguas con mayor contenido de sólidos disueltos también presentan mayor salinidad y conductividad. Como se aprecia en las gráficas 5 y 6, los valores mayores de dureza total (calcio más magnesio) lo presentan las aguas producidas del Campo A, la cual la hace más propensa a generar incrustaciones en su proceso de producción o tratamiento. En cuanto a la alcalinidad, los mayores valores están reflejados en las aguas provenientes de las arenas del Campo B, que como se mencionó con anterioridad, fueron las que presentaron mayores valores de pH.

Consecutivamente, al analizar los cálculos arrojados por las determinaciones de los índices de Langelier y Ryznar, se dilucida que las muestras en estudio serán proclives a generar incrustaciones. Visualizando los resultados para el Índice de Saturación de Langelier (LSI), se exterioriza que (de acuerdo a lo establecido en la tabla I) todas las muestras de agua de producción muestran tendencia a la formación de incrustaciones, siendo las muestras provenientes del Campo B, las que podrían presentar mayor propensión a dicho fenómeno.

Con respecto a los resultados del Índice de Saturación de Ryznar (RSI), resalta el hecho de que (de acuerdo a lo planteado en la tabla II) para todas las muestras de agua se estima que existen bajas incrustaciones a diferencia de la muestra proveniente de la arena dos (2) del Campo A, la cual presenta una tendencia débilmente incrustante. Evidenciando de igual forma que la mayor disposición a generar escamas o incrustaciones la poseen las aguas procedentes del Campo B.

Luego de haber aplicado el análisis estadístico de Kruskal y Wallis, se obtuvieron los resultados mostrados en la (Tabla V) donde se destacan los resultados promedios de dureza calculados (H calculado) y el observado (H observado). Allí queda expreso, que para todas las propiedades medidas el agua de producción de estos tres campos petroleros, el H calculado resulto ser para todos los casos, menor al H observado, dando por sentado que a pesar de existir diferencias numéricas entre los valores medidos de cada una de estas propiedades (como se ve en las gráficas 1, 2, 3, 4, 5 y 6) y de proceder de varios pozos de tres campos petroleros ubicados en zonas con diferente litología, estadísticamente no existen diferencias significativas.

generar problemas de acumulación de sales minerales contenidas en las mismas, siendo esto corroborado con los resultados arrojados por los índices de saturación de Langelier y Ryznar, en los cuales se asume estar en presencia de aguas con alta tendencia a formar incrustaciones de acuerdo a los parámetros tomados en cuenta en estos modelos matemáticos.

Referencias bibliográficas  

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