Rev. Téc. Jng. Unív . Zulia . Vol. 25, Nº 1, 26-32, 2 002 Costumed of scale inhibitors in oilfield water plant Orietta León, Cannen Cárdenas y Jenny Carruyo Centro de Investigación del Ag ua (CIA)-INPELUZ, FacuLtad de Ingeniería, Universidad del ZuLLa. M aracaíbo 4011. Venezuela. Abstraet Th e purpose of lhís work wa s lo condítion the chemical trea/ment, scale inhibí/ors , of a plant o[ de­ hyd ration o[ oilfield waler. Th is water must fulfilllhe coneliUon tha t the lolal h ardness at the e ntry win be equallo tile lotal h ard ness a t th cxi t of the plant. to avoid the sca le formation to ca u e: defcrred Produc­ Uon . p roblems wiLh the wa ter injection. d e crease in the hea t tra n s~ r n e. res triction In t h e Oow (losses of p ressur l. COITOSion by concenlr tion cells, works ofre- onditioning ofwells due to prod uction reducUon. r pairin g and maintenance of the s urface equipmenl, ch emical a d di tives cons umplion for c1canlining in ­ crusted equipm ent. The ana lysis perfomed d emonstrated tha t the waler was s cale forming . At the la bora­ lory , s everal s cale inhibitors was evalua ted. The scale inhibitors were divided for its s tudy a ccor ding t o íls acUve matter in : polyacrila lcs. fosfonates , polyfosfonates and a mixture of fosfon ates and polyac rllale s The scale inhibitors b ased on polyaCrila Le . polyfosfonaLe and a mixt u re of polya crilate-fosfonate. obtained a 100% of e[f¡ciency in Lh laboratory for diff rent concentrations. Adecuación del inhibidor de incrustación en una planta de tratamiento de aguas de deshidratación del petróleo Resumen El objetivo de este trabajo fue acondicionar el tra tamiento q uímico de ínhibídores d e incrus tación de u n a planta de aguas de des hid rata ción del p tróleo. En esta a gu a d ebe cu mplir se qu e la du reza tolal a la e ntrada s ea igual a la d ureza lo tal de la s alida de la planta, para evi ta r que el d epósito de incrustaciones ocasion en: d iferi mien to de la Pr od ucción. problemas con la inyección de agu , d is minución de la transfe­ renc ia de calor. restricción en el flujo (pérdidas de preSión ), corrosión por celd as de concentra c ión, traba ­ j os de reacondicionamienLo de p ozos d ebido a r edu cción n la p rod ucción, reparación y m anten imient o d e los equipos de s uperficie. consu mo d e aditivos químicos para la limpieza de los equ ipos incrusta dos . Se cara cterizó el a gua de d es hid ra lación del p tróleo que en tra a la Planta d e Tratam iento resultando incrus­ tante; por lo qu c se evaluaron diferen tes inhibidores de incrustacion es en el laboratorio . Los inhibidores de incrustación fueron d ivid idos par a su m ejor estudio según su materia a ctiva en: poliacrilatos . fosfona­ tos , polifosfonatos y m ezclas de fosfona tos-poliacrilatos Los inh¡bidores de incru stación a base de polia­ cril a to. de polifosfonatos y de m ezcla de poliaC rila tos y fosfonato . obtuvieron un 10 0% de eficiencia n el laboratorio. Palabras clave: I nhibidor de incrusta ciones, p lanta de trala miento. aguas de deshidratación del pe lról o. Rev. Téc . ln g. Univ. Zulia. Vol. 25, No. l. 2002 Adecu ación del inhibidor de incrusta ción en una planta de tratamiento Introducción Las incru taciones d e pozos en prod u cción yen los qui pos de su perficie con stituyen uno de los principales problemas para las operaciones p etroleras. Los res u ltados de depósitos de in­ crusta cion es son : diferinlien lo de la produ 'ción. p rob lemas con la inyección de agu a . dismin u ción de la trans fe rencia d ca lor . restricción en el Dujo (p érdidas de presión). corr osión por celdas de con centración , trabaj os de reacondicionamiento de pozos debido a reducción en la producción. re ­ p aración y m antenimien to de los equipos d e su­ perficie . consumo de aditivos qu ímicos para la lim pieza de los equ ipos in ru sl.ados [1, 2J. Por ello. d urante el tratamiento de las aguas de forma ción para inyección a pozos (me­ canis mo de re uperación s ecundarlo. para man­ tener la presión y el nivel de prod ucción de los po­ zos). é tas dcben ser acon dicionadas para preve­ n ir el depósito de incrustaciones . es d ecir. que la dureza total del agua a la entr ada de la p lanta sea igual a la d u reza total d el a¡;ua a la salida de la misma [3 . 4] . Existen diver os métodos para eliminar y/o prevenir el depo ito de incru s taciones, algunos de ellos son : Acidificación [5]. a plicación de agentes quelantes [6] e inhibidores de incrus tación [7]. De estos métodos , los inhibidores d incrustación son los más u sados para las agua s dc forma ción producto de la deshidratación del petról o y con­ siste en retardar, reducir o prevenir la formación de incrus taciones. cuand o se adicionan en peque­ ñas cantidades a las a guas que n rmalmen te son incrustantes [7J . Este método ha s ido estu diado ampliamente en las agua s de formación producto de la deshid ratación del petróleo [8 . 9]. E n este trabajo se rea1i7.aron análisis osi­ co-químicos para caracterizar el agua q ue entra a 27 la planta de tra tamiento. además se evaluaron diversos productos químicos como inh ibid or es de incnlslación. para establecer desde el pu n t o de vista técn ico-e conómico la dosis de estos pro ­ du ctos y luego l producto seleccionado fu e eva­ lua d o en campo. Procedimiento Experimental Caracterización del agua Se efect u ó una caracterización del agua de m ezcla de deshidra tación del petróleo que entra a la planta de tratamiento . con el [in de esta blecer la calidad del agu a a t ratar. Las mu estras fueron tomadas durante 10 días cons ecutivos. s in varia­ ciones apreciab les del clima durante las maña­ nas. Todos los parámetros delenninados se re­ gis tra ron . calculando el valor prom edio con los resultados ob ten id os d urante los periodos res­ p cUvos de muestr os. Los panimet ros evalua dos fue ron: pH. gra­ vedad especifica. turbidez. conductividad. s óli­ dos disu eltos totales . dur za total y parcial. c1 o­ nl ros. alcalinidad parCial y tota!. oxígeno d is uel­ to en el a gua y sulfu ro de h idrogeno. hi erro lotal y sulfatos d e acuerd o al método estándar [10- 12]. El índice de estabilidad del carbonato de calcio fue calculado a través d e las cuaciones de SUff & Da vis para el agua de desh idratación q ue entra a la planta de tr tamiento a la temperatura ambi n te. 6 0, 80 Y 100°, para simular las condi ­ ci~n s de tem peratura de los pozos de inyección. los resu ltados s e esUmaron de la Tabla 1 [ 131 . Inhibidores de incrustación Fu eron evaluados 17 inhlbidor s de incru s ­ tación en el la boratorio con la m ezcla d el agu a de deshid ra tación del p e tróleo q ue entra a la planta Tabla 1 Interpretación d el índice de satu r ación (IS) de Stiff & Davis -------------------------- Conclu sión Caso IS es n egativo El agu a no se ncu en tra saturada con Ca C0 3 . La fo rmación de incrustacio­ nes es poco probable . IS es posiüvo El agua está sohres a turada con CaC0 3 . Esto indica la formación de in crus­ taciones . IS es igua l a cero El agua está en equ ilibrio con C 03 Rev. Téc. Ing. Univ. Zulia. Vol. 2 5, No. 1, 2002 28 León. Cárd enas y Ca rruyo de tratamiento (antes de la inyección del inhibi­ dor) y con el a gu a que s ale de la p lanta (desp ués de la inyección del inhib idor). s igu iendo la l10nna NACE Standard TM- 0 3 -74-90 [14J. Estudio económico A fin de eval uar cual de los produ ctos qu e obtuvieron una eficiencia del 100% en las prue­ bas de laboralorio res ul taba m ás convenien t al aplicar la dosis ópt ima. se les calculó el costo del tratam iento químico. Evaluación en el campo Una vez establecido el inhibidor de incrus­ ta ciones m ás convenienle a su dosis óptima. a n i­ vel d e laboratorio. se probó en ampo. d onde se monitoreó continuamen te por 3 0 días . a través del balance de dureza total en la entrada y s alid a g en eral de la planta. Resultados y Discusión Caracterización del agua En la Tabla 2 , se pr esentan los res ultados ele la caracteri7.ación d el a gu a de m ezcla de d eshi­ dratación d el petróleo que entra a la plan ta de tra tamien to . E n términos generales se p u ede ob­ servar que ésta agua liene menor carga jónica que el agua del Lago de Maracaibo. lo cu a l indica que es menos corrosiva [15J. Esto fu e confi nnado con el cálculo del índi­ ce de estab ilida d donde se detenninó que la m ez­ da liene ten d en cia incrusta nte (Tabla 2 , Figu ­ ra 1) [15 J. Un a ver¡; que la temper a tura aumenta. el agua au m nta su ten dencia incrustante. Pero de ser consistente el con tenid o d e H 2 S d isuelto en el agua de m ezcla (> 5 ppm). podría mod ificar la tend n cia incnls tan te de esta a ¡;1;ua a corrosiva dependiendo del equ ilibrio bicarbonático. Inhibidores de incrustación En la Tabla 3 . se presentan los r esulta d os de los inhib id ore evaluad os para la planta de tratamiento. s egün s u m a teria activa : poliacrila­ tos (PA). fosfonatos (Fl. polifosfon a tos (PF) y mez­ cla de poliac rila tos -fosfonatos (M) a dos is de 15 a 40 ppm. El criterio para la s elec ción para la selec­ ción del p roducto es 100% de efic iencia, a la me­ nor dosis (dosis óptima). El inhibidor PA- l a u m enta su eficiencia a m did a q u e a ume n ta la c oncentr ación del inhibi­ doro pero a la concentración d e 3 5 p pm disminu­ ye s u e ficien c ia a 2 2% y a la concen lración de 40 ppm llega a s u m áxima eficiencia (1 0 0 %). Los inhibido res PA-3 y PA-7 . muestran la m isma tendencia al aumen tar p r ogresiva m enle la d osis del inhibid or. Tien e n u na eficiencia d el 100% a 20 p p m. dismin uyendo la eficien cia a la concen tración de 2 5 ppm ; el producto PA-3 dis­ m inuye su eficiencia h asta u n 28% mien tras que el inhibidor PA- 7 dismin u ye s u e ficien cia h asta un 9 50/0. Los inhibid or es PA-2, PA- 5 Y PA-6 mues­ lran eficiencias por d bajo de 96%. El ef c to inhi­ bidor s e ve afectado desfavorablemente por la s o­ bresaturación, la cu a l favorece la n ucleación y Tab la 2 Caracterización d el agua de deshidratación del petróleo que en tra a la planta de tratamiento Análisis Mezcla Análisis Mezcla T mperatura (oC) 3 5 ,0 Cloru ros (ppm) 1.370 pH 7.60 Sulfat os (p pm) 8 G r a edad Específica 1.00 4 Carb onatos (pp m ) O Turbidez (N11J) 4 7 .0 Bicarbona t os (ppm) 2 .233 5 .2 40 Cond u ctividad (p mho/cm) 7 .7 00 STD (ppm) Sodio (ppm) 1.569 Dureza lolal (ppm) 163 Calcio (ppm) 51 SST (ppm) 53,4 Ma gneSiO (pp m ) 9 H2 S d is u elto (ppm) >5,0 IIi erro (ppm) 0 .3 Oxígeno disu elto (ppm ) Rev . Téc. rng. Un iv. Zu lia. Vol. 25 . No. 1.2002 0,1 29 Ad cuación del inhibidor d incrustación en una planla de tratamien to J .Q o:; '" lo L: 1 = '; .. '" .='" ~ "C oS '": 1 11':; ­ 1) I lUU (,tl Il'lllpC n ltllnl ("( ' ) F igura 1, índice d s alu raciÓn de Stiff & D avis del agu a de deshidralación que entra a la p lanta d e lralamie n lo. Tabla 3 Comportamiento de los inhibidores de incnlstación en la planta de t r a tamiento d aguas d e formación Inhibidores de incru stación -­ Dosi~~_ - 20 15 25 30 35 40 E fi ciencia (%) PA- l 53 58 64 84 22 100 PA-2 44 50 47 25 64 50 PA-3 91 100 29 28 28 31 PA-4 7 13 21 3 5 7 PA-5 4 54 43 11 4 17 PA-6 15 93 92 95 96 94 PA-7 96 100 98 95 95 95 F- ! 45 36 44 42 88 75 F -2 89 81 79 89 87 87 PF-l 36 41 37 31 34 38 PF-2 33 53 61 55 72 73 PF-3 79 52 61 81 93 100 PF-4 86 87 87 88 88 88 PF-5 98 98 99 99 100 100 M-l 51 82 88 96 96 100 M2 34 60 82 54 59 73 79 48 73 41 55 M-3 PA [polia crtlalos). 40 F(fosfonalos ) , PF[polifosfonatos) , M(mezcla d e fosfon a tos- poliacrilatos). Rev. Tée . Ing. Univ. Zulia. Vol. 2 5, No . 1, 2002 30 León , Cárd enas y Carruy o por lo tanto. la precipitación de las incru tacio­ nes d e carbonato d e calcio. tado, el in hibidor PA-3 el más económico a la d o­ sis óptima. Los inhibidores F- l y F-2 mostraron efi­ cien cias por debajo del 89%. Los inh ibidores a base de fosfona to tienen la caractens tica d e r eac­ cionar con el ca lcio pres ente en el a gua para fo r­ mar ortofo sfato cuand o a u menta la temperatura del s is tema. de a llí su baja eficiencia y el cuidado que h ay qu e tener con estos inhibidores cuando Pruebas de campo En la Figura 2. se observa el b alance d e d u­ reza total para el sistema. En esta planta se apli­ có el inhibidor PA-3 a una d os is p rom d io d 20 ppm la eficiencia promedio general, en toda la plan ta , fue de 9 7%. se aplican a un sistema. La diferencia promedio de dureza total en­ Los inhibidores PF-3 y PF-5 m ostraron efi­ ciencias del 100% a la dosis de 40 ppm. Adicio­ nalmente, el inhibidor PF-5 también mostró una eficien cia del 100% a la doSis de 35 ppm. Tod os los dem ás inhibidores de la misma materia activa (PF - l . PF-2. PF-4) mostraron efi ciencias por de­ bajo d el 88%. La sobresaturación afecta desfavo­ rablemente el efecto inhibidor al igual qu e ocurre con los inhibidore s a base de poliacrilatos. tre la ntrada a la p lan ta y la en trada a l sis tema de filtración es de 0,52 ppm. esta d iferencia a ún cuando es muy pequeña, revela quc se e n c uen­ tran incrustaciones d e carb onato de calcio en esta sección de la p lanta. Es importante contro­ lar esta pequeña diferencia y evitar qu e a umente, porque au nque u na capa de incrustación en las líneas del sistema lo protej a n contra la corrosión [16. 17], existen otros equipos involu crados q ue disminuyen su efici en cia y sufren daños en s us partes internas. El inhibidor M-l , alcanzó su máxima efi­ ciencia (100%) a la concentración de 40 ppm . Mientras qu e los inhib idores M -2 y M-3 mostra­ ron eficiencias por debajo del 82%. la a dición de fosfonato a estos inhibidores fue desfavorable , notándose en la d isminución de su efi ciencia a l au mentar progresivamente la concentración del inhibidor. El m onitoreo a la enlrada y salida de los fil­ tros indicó una diferencia promedio de du r eza d e 3 p p m de carbonato de calcio, lo cua l d emuestra qu e el inhibidor de incrustación dism inuía s u efi­ ciencia con cambios operacionales del lstema, ocasion ando caída de presión en los fil tros. La diferen cia entre la s a lida de los filtros y la salida de la planta es de - 0 .85 ppm, este valor ne­ ga tivo ind ica disolución d e in crus taciones de car­ bon ato de calcio , en esta s ección d e la plan ta. En­ tonces , las líneas stán s u c ias, tienen adheridas a 'us paredes depósitos de carbonato de calcio, que están siend o arra strados por el fluj o de agu a. Estudio económico En la Tabla 4, se presentan los r esulta d os del estudio con ómico para los inhibidores que presentaron una efi ciencia del 100% , en la planta de tra tam iento, e stos lnhibidores fu eron el PA- l . PA-3 , PA-7 , PF-3, Pf-5 Y M-l. Dand o como resul­ Tabla 4 Costo del tratamien to quírrúco de los inhib idores de incrustación qu e obtu vieron u na eficiencia de 100% DOSis óptima de Laboratorio Costo d el tratamien to Inhibidores de incrusta ción _ _ _ __ _ ---l( =Ic:..: nL ) _ _ _ _ _ _ _->.::Bs. / día)/( U§~día ) _ _ PA-l 40 PA-3 20 5 1.491 - 738 PA-7 20 536.073 - 745 PF-3 40 1 .030.909 ­ 1.4 32 PF-5 35 781.772 ­ 1.0 86 M- l 40 916. 363 - 1,273 evoTéc. Jng. Univ . Zulia. Vol. 25 , No. l . 2002 1.06 7. 56 - 1.483 Adecu ación d el in hibidor de inc rustación en una planta d e tra tamien to 31 1211 11111 so ;, 60 " ~ ·C !.: ~II 20 IJ 2 3 ~ 5 (, 7 8 9 10 11 12 13 1~ 15 16 J 7 J8 19 20 21 22 23 2~ 25 26 27 28 2'1 30 Tir",po (dios) o Fill ro , Figura 2 . Eficiencia d el produc to PA-3 en la planta de tratamien to de aguas de d esh idrLación del petróleo. Se recomienda , r ealizar la limpieza de las líneas y equ ipo d e esta p lanta a un corto tiempo o cuando los equipos presenten frec u en tes paros, y au ­ m entar la dosificac ión del producto hasta obte­ ne r u n a eficien cia d el 10 0% , siempre qu e sea ren­ table . Conclusiones El agua que entra a la planta de tra lamiento es incrustante. Los inhibidores d e incrustación q ue pre­ s entaron una eficien cia del 100% en cl laboralo­ rio para el agua de la plan ta de tralamien to fu e­ ron los inhibldores: PA- l. PA-3, PA-7, PF -3. Pr-5 y M- I Del estudio económico , 1 inhibidor de in­ cruslación PA-3 a base de poliaCIi!alos a la dosis de 20 p pm, res u ltó ser el más conveniente. La dosifi cación del in hibidor de in crus ta­ ción PA-3 a 20 ppm en la planta de tratam iento, cu mple en u n 9 7% . con el requ e rimiento eJ\.igido de dureza tolal del agua a la en lra da de la p lan ta igual a la du reza lolal d el agu a a la s alida de la plan ta. Referencias Bibliográficas 1. Pin eda A. Ló pez G .: "Eva lu a ción d e polím e­ ros para clarificación y quí micos an ti-inc rus­ lanles cn Plantas d e inyección de a gua". Uni­ ve rs idad del Zulla , Tra b ajo Es p ecial d e Gr a­ d o (1 997). 2. Marru fo B.: "Evalu ación d e los tra tamie n ­ t os q u ím icos anti-i ncru ta n les e n e tacio­ nes dc Flujo d el Lago d e Ma r a caibo" . Un i­ versid ad del Z ulia . Trabajo Especial de G r a­ d o (1994). 3. López C" Añez E .: "Evaluación de Inhibid o­ r es de escamas y de corros ión p ara el agua de e nfriamiento de las plan las de G ,L. ?" Infor­ m e Técnico 00958 1.84, MARAVEN , S .A (1984). 4. González M .. 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