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UNIVERSIDAD DE MAGALLANES FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA PURIFICACIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN DE POZOS PETROLÍFEROS MEDIANTE OSMOSIS INVERSA TRABAJO DE TITULACIÓN PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO DE EJECUCIÓN EN QUÍMICA Fernanda Dehays Cynthia Mejías Profesor Guía: Sr. Arturo Kunstmann Ingeniero Civil Químico Punta Arenas, Chile Mayo de 2008
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UNIVERSIDAD DE MAGALLANES FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA
PURIFICACIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN DE POZOS
PETROLÍFEROS MEDIANTE OSMOSIS INVERSA
TRABAJO DE TITULACIÓN PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO DE
EJECUCIÓN EN QUÍMICA
Fernanda Dehays Cynthia Mejías
Profesor Guía: Sr. Arturo Kunstmann Ingeniero Civil Químico
Punta Arenas, Chile Mayo de 2008
ii
RESUMEN
En el siguiente trabajo de titulación se realizó una caracterización de las
aguas de formación de la Batería 1 de Daniel Central, perteneciente a una de
las áreas de exploración y producción de la Empresa Nacional de Petróleo.
También se trabajó con un equipo doméstico de Osmosis Inversa con el fin de
conocer y estudiar experimentalmente este proceso. Además se realizó una
evaluación económica de los costos a nivel preliminar, de una Planta de
Osmosis Inversa para recuperar una fracción de las aguas de formación que se
producen diariamente, con el fin de verificar la factibilidad económica de este
proyecto.
Para llevar a cabo esto se realizaron análisis en laboratorio de ciertos
parámetros, los que arrojaron como resultado los diversos contaminantes que
están presentes en esta aguas, siendo aceites y grasas, hidrocarburos fijos,
sólidos suspendidos y mercurio los que están en mayores concentraciones.
Lo que finalmente podemos deducir es que es viable tratar esta agua
mediante un proceso de Osmosis Inversa ya que los ingresos obtenidos en la
comercialización del permeado (que equivale al 55% de la cantidad de agua de
formación producida diariamente), para ser usada como agua de riego, cubren
los costos de operación del sistema y eliminación del rechazo mediante
reinyección.
TABLA DE CONTENIDO
Página
CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN
1.1 Generalidades 1
1.2 Objetivo general 2
1.3 Objetivos específicos 3
1.4 Metodología empleada 3
CAPÍTULO II AGUAS DE FORMACIÓN 5
2.1 Marco teórico 6
2.1.1 Fuentes del agua de formación 6
2.1.1.1 Orígenes de los hidrocarburos 6
2.1.1.2 Migración del petróleo 7
2.1.1.3 Acumulación y entrampamiento del 8
petróleo
2.1.1.4 Propiedades de los yacimientos 8
2.1.1.5 Exploración y producción 9
2.1.1.6 Operaciones de producción 10
2.1.2 Análisis del agua de formación 13
2.1.2.1 Procedimientos de muestreo 13
2.1.2.2 Análisis cuantitativo de las aguas de 16
formación
2.1.3 Potencial para problemas ambientales 20
2.1.3.1 Volumen 21
2.1.3.2 Parámetros que causan problemas al 22
medio ambiente
2.1.4 Minimización de los caudales de las aguas 25
producidas
2.1.4.1 Reducción de la cantidad de agua producida 26
2.1.4.2 Reutilización del agua de formación 29
2.1.4.3 Reciclado del agua de formación 29
2.1.4.4 Recuperación del agua producida 30
2.1.4.5 Residuo 30
2.1.5 Tratamientos requeridos antes de la eliminación 30
2.1.5.1 Deshidratadores mecánicos y separadores 31
de tres fases
2.1.5.2 Tratadores 32
2.1.6 Biocidas 41
2.1.6.1 Bacterias 41
2.1.6.2 Bacterias que causan problemas 42
2.1.6.3 Control químico 43
2.2 Caracterización de las aguas de formación 45
2.2.1 Descripción del lugar 45
2.2.2 Procedimiento de muestreo 46
2.2.3 Análisis químicos 47
2.2.3.1 DQO 47
2.2.3.2 Sólidos suspendidos 50
2.2.3.3 Cloruros 51
2.2.4 Resultados 53
CAPÍTULO III PROCESO DE OSMOSIS INVERSA 55
3.1 Marco teórico 57
3.1.1 El fenómeno de la osmosis 57
3.1.2 La osmosis inversa 60
3.1.3 Definiciones y nomenclatura 62
3.1.4 Clasificación de las membranas de osmosis inversa 64
3.1.4.1 Clasificación según su estructura 64
3.1.4.2 Clasificación según su naturaleza 65
3.1.4.3 Clasificación según su forma 66
3.1.4.4 Clasificación según la composición química 67
3.1.4.5 Clasificación según la carga superficial 71
3.1.4.6 Clasificación según la morfología de su 71
superficie
3.1.4.7 Clasificación según la presión de trabajo 72
3.1.4.8 Clasificación según la técnica de fabricación 73
CAPITULO IV EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA RECUPERACIÓN DE AGUAS 75
DE FORMACIÓN MEDIANTE OSMOSIS INVERSA
4.1 Descripción de la situación actual 76
4.1.1 Descripción del sistema de reinyección 77
4.1.2 Costo de operación del sistema 78
(situación sin proyecto)
4.1.2.1 Equipos e instalaciones 78
4.1.2.2 Insumos y energía eléctrica 79
4.2 Sistema de manejo propuesto: Recuperación de aguas 81
de formación mediante con osmosis inversa
(situación con proyecto)
4.2.1 Descripción del proceso de osmosis inversa 81
4.2.2 Costo de operación del sistema de osmosis 82
inversa (situación con proyecto)
4.2.2.1 Insumos y energía eléctrica 84
4.2.3 Análisis de rentabilidad de la recuperación 86
de las aguas de formación mediante un proceso
de osmosis inversa
CONCLUSIONES 93 BIBLIOGRAFÍA 95
ANEXOS ANEXO 1: Memoria de cálculo de la caracterización 97
de las aguas de formación
ANEXO 2: experiencia de laboratorio con equipo 100
de osmosis inversa
CAPITULO I
INTRODUCCIÓN
1.1 Generalidades
Las Aguas de Formación Petrolera son un sub-producto de la extracción
de gas y petróleo. La cantidad de éstas varía dependiendo de la zona en la
cual se realiza la producción del petróleo. La disposición final de las Aguas
de Formación es un problema importante en las empresas de esta área, ya
que debido a la cantidad de sales y contaminantes que estas poseen,
constituye un desecho difícil de manejar de acuerdo a las disposiciones
ambientales vigentes. En Chile, el año 2006 toda descarga a un curso
natural de agua debe cumplir con lo establecido en el Decreto Supremo 90,
D.S.90, en éste se especifican los parámetros que se consideran
contaminantes y además los límites máximos de acuerdo a la masa de agua
donde se realice la descarga. De acuerdo a esto las aguas de formación que
se generan en la Empresa Nacional del Petróleo, ENAP, ya no pueden ser
vertidas de manera directa al Estrecho de Magallanes para su eliminación.
Uno de los métodos más utilizados para eliminar estas aguas es la
reinyección a pozos petroleros ya existentes, que han dejado de producir.
Actualmente este es el mecanismo que utiliza ENAP para disponer de sus
aguas.
Buscando nuevas alternativas que tengan mejores beneficios y menores
costos, aparece el proceso de Osmosis Inversa, un tratamiento con
membranas que permite purificar aguas salobres hasta niveles elevados de
pureza, dando la opción de reutilizarla. En Magallanes esta tecnología
presenta buenas oportunidades para su aplicación, dado que buena parte de
la región normalmente es altamente deficiente en aguas superficiales y esta
es muy valiosa en la conservación de praderas naturales y en el desarrollo
de cultivos forrajeros, base de la importante actividad ganadera.
Por otra parte, el aprovechamiento de las aguas acompañantes de la
producción petrolera en aplicaciones en otro sector productivo de la región,
marcaría un hito significativo de sinergias originales en el cuidado ambiental
y la gestión sustentable de los recursos naturales.
Finalmente el éxito en la utilización de nuevas tecnologías para
mejoramiento ambiental de las operaciones industriales de la XII Región,
cuyo insumo principal es la energía – para bombeo a presión en el caso de
Osmosis Inversa – abre nuevas oportunidades para una posible aplicación
de la abundante energía del viento en Magallanes. El Centro de Estudios de
los Recursos Energéticos de la Universidad de Magallanes, CERE-UMAG,
ha venido estudiando desde hace años, en conjunto con la Empresa
Nacional del Petróleo, el recurso eólico y sus posibles aplicaciones: la
energización de procesos de Osmosis Inversa para producir agua pura
desde aguas de formación es una de las ideas en análisis, que ha dado
origen al presente trabajo de titulación.
1.2 Objetivo general
El objetivo fundamental de este Trabajo de Título es estudiar la
factibilidad técnica y económica, a nivel preliminar, de recuperar parte del
agua de formación que acompaña la producción de los pozos petroleros
mediante un tratamiento basado en el proceso de Osmosis Inversa, para
luego ser utilizada como agua de riego. Esta solución se comparará como
alternativa al sistema actual de disposición de las aguas de formación, las
que son reinyectadas a pozos no productores, previo tratamiento, para
cumplir con las normas ambientales.
1.3 Objetivos específicos
Para alcanzar el Objetivo global, se plantearon los siguientes Objetivos
Específicos:
1. Caracterización físico-química de las Aguas de Formación de los Pozos
Petroleros que recibe la Batería de separación de “Daniel Central”.
2. Estudio del proceso de disposición actual de las aguas de formación
mediante reinyección en pozos.
3. Evaluación de la viabilidad de la recuperación de las aguas de formación
mediante un proceso de Osmosis Inversa.
1.4 Metodología empleada
Se trabajó en 3 líneas de acción:
a) El estudio de las aguas de formación: mediante la recolección de
información y de muestras, se identificarán los componentes
principales y se evaluarán en función de las normativas ambientales.
b) Se montará una experiencia de Laboratorio orientada a conocer cómo
opera un sistema de purificación de agua mediante Osmosis Inversa
c) Se estudiará el proceso que actualmente emplea ENAP para disponer
las aguas de formación resultantes de la extracción de petróleo, y se
comparará a través de sus costos, con lo que significaría implementar
un sistema de tratamiento y recuperación de aguas mediante
Osmosis Inversa.
CAPITULO II
AGUAS DE FORMACION
Cada vez se está prestando mayor atención a las problemáticas
ambientales; debido a una creciente conciencia pública y a preocupaciones y
presiones gubernamentales, las empresas deben demostrar su compromiso
para con el ambiente y la comunidad regional, mediante la adopción de
políticas ambientales corporativas y a la actuación concreta en el campo. La
Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) ha creado un plan estratégico de
remediación de los pasivos ambientales que consiste en catastrar y reducir
en forma inmediata el número de fosas de desechos de acuerdo a su
catalogación ambiental.
El mayor producto de desperdicio en la producción de petróleo y gas, y
durante la vida de casi todos los pozos y yacimientos es el agua. Este
subproducto es conocido como salmuera de yacimiento petrolífero, agua
salada o salobre, agua producida, agua de formación, etc. La producción de
agua históricamente, ha promediado seis veces la producción de petróleo
durante la vida de todos los pozos petroleros. Esta agua contiene grandes
cantidades de sales disueltas, sólidos en suspensión, metales pesados e
hidrocarburos dispersos y disueltos.
El agua de formación puede ser tratada y eliminada mediante una
variedad de métodos; uno de ellos es la Osmosis Inversa el que a nivel
mundial ha tenido excelentes resultados.
2.1 MARCO TEORICO
2.1.1 Fuentes del agua de formación
2.1.1.1 Orígenes de los hidrocarburos
Los hidrocarburos son sustancias que ocurren naturalmente, que se
componen de una mezcla compleja de compuestos de carbono e hidrógeno,
que pueden ser gas, líquido o sólido, dependiendo de la composición, la
presión y la temperatura.
Las teorías actuales sostienen el origen orgánico del petróleo. La materia
orgánica, derivada de plantas y animales microscópicos de mares antiguos,
fue depositada en sedimentos de grano fino bajo condiciones de escaso
oxígeno. Esta mezcla (la materia prima orgánica del petróleo) se denomina
kerógeno. Con el soterramiento y el transcurso del tiempo, se convierte el
kerógeno en petróleo, debido a los efectos de la temperatura y la presión.
Estos efectos influyen también a los sedimentos de deposición y resultan en
la formación de rocas petrolíferas que típicamente son lutitas oscuras,
orgánicamente ricas.
El escenario principal para que las condiciones deficientes en oxígeno se
mantengan por cierto tiempo, se halla en el fondo de un cuerpo de agua. En
la mayoría de estos casos, para que el cuerpo de agua sea lo
suficientemente amplio como para engendrar cantidades económicas de
petróleo, éste ha sido un mar de agua salada.
2.1.1.2 Migración del petróleo
El soterramiento, la temperatura y la presión, a través de un tiempo
considerable, resultan en la generación del petróleo en las rocas petrolíferas.
La cantidad de petróleo generado es extremadamente pequeña con relación
al volumen total de la roca petrolífera. La compresión continua de estas
rocas petrolíferas dio lugar a temperaturas y presiones suficientes como para
causar la migración primaria de petróleo y de gas desde las rocas
petrolíferas a rocas adyacentes porosas y permeables.
Estas rocas adyacentes a las rocas petrolíferas tienen los espacios de
sus poros llenos de agua con niveles variables de salinidad. Luego de esta
migración primaria ocurrió una secundaria, en la que el petróleo y el gas
migraron a través del agua y se concentraron en depósitos que hoy
contienen petróleo y gas. Esta concentración es el resultado de la
segregación por gravedad entre el petróleo y el agua, que normalmente
resulta en el desplazamiento del agua del depósito. Es importante notar que
el petróleo segregado permanece en contacto con la capa de agua o napa
freática y, en muchos casos, sostiene la presión de la misma.
La migración primaria es el movimiento desde la roca madre al interior del
reservorio portador, y la migración secundaria es el movimiento subsiguiente
a través del reservorio portador hasta el punto de acumulación y
concentración de los hidrocarburos.
2.1.1.3 Acumulación y entrampamiento del petróleo
Los hidrocarburos fluirán o migrarán a través de las rocas hasta
encontrarse con una trampa. Esto impide cualquier movimiento adicional
debido a lechos recipientes, estratos impermeables de cobertura o barreras.
Las trampas requieren tanto una roca de depósito con permeabilidad y
porosidad como también un sello. Las rocas densas, no porosas e
impermeables, constituyen buenos sellos, por ejemplo, sal, lutitas.
2.1.1.4 Propiedades de los yacimientos
Las tres propiedades más importantes son:
a) Porosidad: Esta es la medida de los poros (agujeros) en la roca.
Cuanto más alta la porosidad, mayor será la cantidad de
hidrocarburos que podrá contener el yacimiento.
b) Saturación: Esta es una medida de cuánto petróleo, gas y agua hay
en los poros. Debe notarse que toda roca almacena algo de agua
entre los poros, como resultado de la forma en que fueron
depositadas. En la mayoría de los casos, no fluirán cantidades
apreciables de agua al pozo si la saturación de agua es menor de
20% aproximadamente.
c) Permeabilidad: Esta es una medida de la capacidad de fluidos
(petróleo, gas y agua) para fluir a través del yacimiento. Rocas con
buena permeabilidad tienen buena interconexión entre los poros.
2.1.1.5 Exploración y producción
El proceso de segregación por gravedad al que han sido sometidos todos
los petróleos resulta en la estratificación de los fluidos en el yacimiento. La
capa superior es de gas (si hay gas libre presente) sobre petróleo, siendo la
capa inferior de agua. El contacto entre dos capas cualesquiera, puede ser
repentino o podrá extenderse a través de una extensa zona de transición. El
geólogo de exploración busca petróleo y gas: sus probabilidades de
encontrar petróleo y gas en cualquier yacimiento dado aumentan
sustancialmente si el pozo que perfora penetra el yacimiento en el punto
más alto posible. En la mayoría de los casos la forma y tamaño del
yacimiento se definen con el empleo de rasgos superficiales, la sísmica,
planimetría del subsuelo con control, etc., y el pozo de exploración es
ubicado en el punto más alto postulado del yacimiento. En muchos casos, el
punto más alto no es penetrado, pero el primer pozo estará cerca de este
punto. Los pozos subsiguientes (en escalón o de desarrollo) generalmente
se apartan de este descubrimiento en un intento de determinar el tamaño
actual del yacimiento, tal como se define por los contactos con los distintos
fluidos.
Una vez definido el depósito o campo petrolífero, se procede al
desarrollo, perforando pozos de acuerdo a un esquema establecido que trata
de obtener la máxima recuperación de petróleo y la mínima producción de
agua y un mínimo de pozos requeridos. Este desarrollo tiende a quedarse
relativamente cerca del punto más alto y apartado de los contactos de
agua/petróleo.
2.1.1.6 Operaciones de producción
Las ganancias en el petróleo y el gas se encuentran en las operaciones
de producción. La producción a menudo comienza inmediatamente de
haberse perforado el pozo inicial de exploración y continúa a lo largo del
desarrollo del campo.
La producción requiere básicamente que los fluidos que entran en el
agujero del pozo puedan fluir hasta la superficie, donde son procesados y
separados, y transportados al mercado. La mayoría produce algo de agua
pero generalmente las cantidades son, al menos en un principio, muy
pequeñas. Son lo suficientemente pequeñas como para estar por debajo de
los límites de refinería o de transporte, hasta 0.5% S&AB. Este “Sedimento y
Agua Básicos” es el agua inicial producida por el pozo.
A medida que la producción continúa durante un tiempo, la presión en el
yacimiento en la vecindad inmediata de los pozos productores disminuye. Se
produce movimiento de fluido dentro del yacimiento y el contacto
petróleo/agua establecido es perturbado.
Si la tasa de disminución de presión fuese infinitamente pequeña, se
podría esperar el ascenso del contacto a una velocidad uniforme y de una
manera uniforme. El yacimiento estaría siempre en equilibrio.
Lamentablemente, la economía determina las tasas de producción, y éstas
son considerablemente mayores que las infinitamente pequeñas necesarias
para mantener el equilibrio. Hay movimiento de fluido en el yacimiento y los
contactos de agua/petróleo cambian. Estos cambios varían desde un
movimiento relativamente parejo y constante hasta la digitación del agua,
que es más móvil, hacia las zonas de baja presión creadas por los vacíos de
los pozos productores. Los movimientos del agua y de los contactos son una
función de los parámetros del yacimiento, particularmente la transmisibilidad
y las tasas de recogimiento.
Eventualmente el agua que se mueve en el yacimiento alcanzará al
agujero del pozo y comenzará a ser producida. Si no hay equipo en la
superficie para el manejo y tratamiento de esta mezcla y si hay otros pozos
en el depósito con capacidad de sobra, estos pozos que producen agua,
simplemente serán cerrados y (temporalmente) olvidados. A medida que
suba la demanda y merme la producción de los otros pozos o éstos
comiencen a producir agua, vuelven a necesitarse estos pozos y deben
proveerse equipos para separar el agua del petróleo y para eliminar el agua.
En áreas o yacimientos donde no hay capacidad sobrante y donde toda la
producción disponible puede ser vendida, se deben proveer equipos
inmediatamente para separar el agua y el petróleo, eliminar el agua y
permitir que continúe la producción de petróleo.
El agua también se inyecta intencionalmente en muchos yacimientos para
planes de mantenimiento de presión o proyectos de recuperación
secundaria. En un proyecto de mantenimiento de presión el agua se inyecta
a la fase acuosa o capa freática del yacimiento para que no disminuya la
presión general del depósito. Esto es ventajoso si el petróleo del depósito
tiene grandes cantidades de gas disuelto que podría escaparse si se
permitiese que la presión baje a menos del punto de burbujeo y si las
propiedades del yacimiento son bastante homogéneas. Las recuperaciones
de petróleo pueden aumentarse hasta el 40% utilizando el mantenimiento de
presión.
En una inundación de agua, se inyecta el agua mediante un sistema de
pozos ubicados entre los pozos productores. El agua mantiene la presión
pero además barre el petróleo de los poros del yacimiento hacia el pozo. La
recuperación del petróleo depende de los volúmenes barridos – la cantidad
de agua que pasa por cada espacio de poro – y altas recuperaciones del
orden del 60% son obtenibles al pasar de diez a veinte volúmenes de agua
por el espacio de cada poro. Con estos volúmenes de barrido se producen
grandes cantidades de agua en cada productor, que normalmente son
recirculados al yacimiento.
La cantidad de agua que se puede tolerar de cualquier productor varía
considerablemente. En una inundación de agua, donde hay separación en el
sitio, y se inyectan grandes volúmenes, el límite máximo económico muy
bien podría ser de 50:1, por ejemplo, 50 barriles de agua producida y
eliminada por cada barril de petróleo. En otros casos donde la eliminación de
agua es limitada y costosa y las regalías sobre el petróleo son altas, los
límites económicos serán mucho más bajos, quizás tan poco como de 2 ó
3:1.
En resumen, todos los pozos producen algo de agua, variando las
cantidades entre muy pequeñas inicialmente hasta varias veces el volumen
de petróleo en etapas posteriores de la vida del depósito. En la mayoría de
los casos la producción de agua es inevitable en la vida del pozo, y puede
anticiparse que los volúmenes aumenten dramáticamente una vez que
ocurra la irrupción del agua y luego cada vez más lentamente hasta alcanzar
el límite económico.
Los pozos de gas también producen agua, aunque en cantidades
generalmente bastante menores que en los pozos petroleros. El gas también
es comprimible y los yacimientos de gas no se prestan a la inyección de
agua. Se pueden anticipar volúmenes en una escala de 0.5 a 5 barriles por
millón de pies cúbicos y pueden crear problemas severos en el manejo,
particularmente los hidratos, aún a volúmenes bajos. Esta agua a menudo
son extraídas del gas en el sitio de emplazamiento del pozo utilizando
deshidratadores, y luego evaporadas durante el ciclo de regeneración del
equipo.
2.1.2 Análisis del agua de formación
Al Agua se la ha llamado el solvente universal, ya que hasta cierto punto
disolverá a casi todos los compuestos orgánicos. La mayoría de los
problemas con el agua de formación o agua producida se originan en este
hecho. Las aguas producidas han estado presentes en la capa freática
asociada al petróleo y el gas que se producen durante cientos de millones de
años. Ha tenido amplio contacto con las varias formaciones rocosas y ha
disuelto exitosamente a ciertos compuestos. Para determinar el tratamiento
óptimo previo al método de eliminación elegido y, ciertamente para
determinar el método de eliminación a emplear, se requiere un análisis
preciso del agua de formación. El análisis es nuestro medio primario para
detectar o determinar problemas actuales y potenciales, por lo que debería
realizarse en forma rutinaria para todas las aguas de formación.
2.1.2.1 Procedimientos de muestreo
Un buen análisis carece de valor si el agua que se analiza no es
representativa del agua del sistema. Es difícil recalcar demasiado la
importancia de un muestreo representativo, y para eso deben considerarse
varios factores importantes al momento de tomar las muestras:
a) Plan de muestreo I. Parámetros a analizar: Este es un factor muy importante en lo que se
relaciona al análisis del agua de formación ya que el objetivo es
especificar el contenido químico y biológico (en caso de existir) que se
encuentra presente en este tipo de aguas.
II. Botellas de muestras: Para este Punto se deben considerar varios
aspectos en lo que se refiere a las botellas estas deben ser de vidrio
debido a los posibles constituyentes como los aceites y otras materias
orgánicas que fácilmente se adhieren a las paredes de un envase
plástico, y hasta podrán ser absorbidos por ésta, lo que perjudicaría el
resultado de los análisis. Por otro lado los envases deben ser
etiquetados, la etiqueta debe ir en el envase y no en la tapa y debe
contener datos de ubicación, punto de muestreo, fecha y hora,
también es importante el uso de marcadores permanentes sobre el
envase mismo.
III. Condiciones para la extracción de muestras y volúmenes de
muestras: Para la toma de muestras Se deben considerar tres puntos
en los cuales se tomará la muestra para cada punto se tomarán las
siguientes consideraciones: Como condiciones de muestreo es
importante considerar el espacio físico donde se muestreará que
exista un buen acceso a la toma de muestras con el fin de evitar
cualquier tipo de inconveniente, el otro aspecto a considerar es el
volumen de muestra , el volumen mínimo de muestra es de 500 ml,
pero lo más conveniente es tomar 1 L de muestra y destinarlo para
cada análisis con el fin de evitar falta de muestra en el momento de
realizar los análisis previos. Con respecto a la preservación de las
muestras se debe tener en cuenta dependiendo el tipo de análisis a
realizar las precauciones que se deben tener para evitar la
descomposición de la muestra. Finalmente se deberá considerar el
tiempo máximo entre la toma de muestra y el análisis, esto va a
depender del tipo de análisis a realizar.
IV. Resultados de los análisis: Finalmente se estudiarán los resultados
obtenidos de los análisis comparándolos con los Límites Máximos
Permitidos según lo establecido en el Decreto Supremo 90 y se
realizarán las conclusiones pertinentes con respecto a la disposición
de éstas aguas.
b) Otras sugerencias para el muestreo Tomar Muestras desde el cabezal del pozo si es posible.
Si se toman muestras de un tanque, muestree a varios niveles
de la columna de fluido. Esto podrá requerir equipo especial, tal
como un “muestreador”.
Tomar muestras cuando el sistema funcione normalmente. A
menudo es más conveniente muestrear cuando el sistema está
parado, pero estas muestras no serán representativas.
También es aconsejable controlar corriente arriba del punto de
muestreo, para asegurar que no esté sucediendo, ni que haya
sucedido recientemente, nada fuera de lo normal.
Si se muestrean aguas de superficie como fuente de aguas de
inundación del yacimiento o para determinar contaminantes, se
debe recordar que la composición del agua puede cambiar
considerablemente con la época del año. Esto es
especialmente importante cuando se mide la turbidez, el
contenido de oxígeno disuelto y la población microbiológica.
El agua producida puede cambiar considerablemente con el
transcurso del tiempo. A veces se agregan aguas residuales o
de purgación de la planta, y el agua puede mostrar un cambio
cíclico en su composición debido a la regeneración del
intercambio de iones o al cicleo de purgación. Se recomienda
mucho las conversaciones con el personal operativo.
2.1.2.2 Análisis cuantitativo de las aguas de formación
Los análisis de aguas se llevan a cabo en un laboratorio en forma
rutinaria por químicos analíticos expertos. Estos tienen la capacidad de
realizar mediciones muy exactas en las muestras recibidas.
Lamentablemente, algunas propiedades del agua pueden cambiar muy
rápidamente después del muestreo; típicamente el pH, la temperatura, el
contenido de gas disuelto, los sólidos en suspensión y la población bacterial.
Muchas de las propiedades que son de mayor preocupación solo pueden
determinarse con mediciones “in situ” (en el campo). Un análisis completo
por lo tanto involucra mediciones tanto “in situ” como en el laboratorio.
Es importante que cualquiera que esté involucrado en proyectos de
aguas producidas tenga conocimiento de:
Los componentes del sistema de agua producida de mayor
importancia para los métodos de eliminación en uso.
El significado de cada uno.
Los métodos analíticos que típicamente se utilizan para medir las
concentraciones de cada componente, y las ventajas y desventajas
de cada método.
a) Los componentes primarios Los componentes de las aguas producidas o de formación dependen
del agua específica que se produce, y los componentes que se muestran
en un análisis, a menudo dependen de la razón por la cual se realiza el
análisis del agua. La mayoría de los componentes han sido estudiados
en forma extensa e individualmente en varias oportunidades por muchas
razones. Estos estudios han sido resumidos y son descritos con bastante
detalle. Por ejemplo, la preocupación con aguas de inyección tiende a
realzar aquellos cationes que son propensos a formar sales o
compuestos insolubles y que llevan a la obturación del sistema, mientras
que el agua que se elimina al océano se analiza fundamentalmente para
determinar el contenido de aceite y grasa.
Los componentes normales y las propiedades de los mismos que se
miden en el laboratorio son:
Tabla 2.1: Componentes y propiedades a medir en aguas de formación
CATIONES ANIONES OTRAS PROPIEDADES
Calcio (Ca++) Cloruro (Cl-) pH
Magnesio (Mg++) Carbonato (CO-3) Sólidos en suspensión - cantidad, tamaño, forma, composición química.
Sodio (Na+) Bicarbonato (HCO-3) Turbidez Hierro (Fe+++) Sulfato (SO-4) Temperatura Bario (Ba++) Peso específico Estroncio (Sr+++) Oxígeno disuelto Radio (Ra+++) Anhídrido carbónico disuelto
H2S Conteo bacteriano Contenido de petróleo
Además se acostumbra medir a los sólidos disueltos totales (SSDDT)
que es simplemente la suma de las concentraciones de todos los iones
individuales.
b) Significado de los componentes y sus propiedades Es muy importante conocer e identificar las características y como
interactúan los componentes químicos con otros en las aguas de
formación con ese fin a continuación se indican detalladamente las
características de cada componente presente, tanto para Cationes,
Aniones y para otras propiedades.
Cationes
Calcio (Ca++): Los iones son unos de los componentes principales de
las salmueras de yacimientos petrolíferos. El ión calcio se combina
fácilmente con bicarbonatos (HCO-3), carbonatos (CO-3) y sulfatos
(SO-4), para formar precipitados insolubles.
Magnesio (Mg++): Los iones se presentan solamente en bajas
concentraciones y también forman costras. Normalmente se ve como
un componente del sarro del carbonato de calcio.
Sodio (Na+): Es el catión principal que se presenta en las salmueras
de yacimientos petrolíferos. Generalmente se halla en
concentraciones que exceden 35.000 partes por millón (ppm). El
sodio generalmente no presenta problemas en el manejo, pero vuelve
al agua no apta para el consumo humano o de animales, y es a
menudo fatal para la vida vegetal.
Hierro (Fe+++): Naturalmente se halla en concentraciones muy bajas.
Su presencia muchas veces indica problemas de corrosión. El hierro
también se combina con los sulfatos (SO-4) y materias orgánicas para
formar un lodo de hierro, y es particularmente susceptible de formar
lodos si hay ácidos presentes.
Bario (Ba++): Es uno de los metales pesados, y se puede combinar
con los sulfatos para formar sulfato de bario insoluble (BaSO4). Aún
en cantidades pequeñas puede causar grandes problemas. El bario
es propenso a quedarse en la superficie por un período extenso, y la
descarga en la superficie debe ser evitada en lo posible. Todos los
metales pesados tienden a ser tóxicos para los seres humanos en
cantidades muy pequeñas, y tienden a concentrarse en la población
marina (crustáceos, camarones, etc.).
Estroncio (Sr+++) y radio (Ra+++): Pueden ser radioactivos y pueden
concentrarse en moluscos tales como las ostras. También pueden
formar costras, pero generalmente solo se encuentran como vestigios
en productos de calcio.
Aniones
Cloruros (Cl-): Son casi siempre uno de los componentes principales
de las salmueras. El problema principal del manejo de los cloruros es
que la corrosividad de la salmuera aumenta drásticamente con el
contenido de cloruro. Además el contenido de cloruro es demasiado
elevado para que el agua sea utilizable como agua potable para los
seres humanos o el ganado, y es muchas veces lo suficientemente
elevado como para matar la mayoría de la vegetación.
Carbonatos (CO-3) y bicarbonatos (HCO-3): Estos componentes
pueden formar costras insolubles.
Sulfatos (SO-4): También se caracterizan por formar costras pero
además son la “fuente alimenticia” para las bacterias reductoras de
sulfatos que pueden llevar a la formación de H2S en el yacimiento.
Otras propiedades pH: Es una medida de acidez o alcalinidad. Esto es importante en la
formación de costras – la tendencia de formar costras disminuye con
pH más bajos – y en el efecto del agua sobre la flora y fauna. Un pH
neutro es de 7.0, con aguas naturales que tienen pH que varía entre
6.5 hasta 7.5. Los pH fuera de esta escala conducen a la degradación
de la vegetación y a la mortandad de los peces, aunque se informa
que hay especies de peces que sobreviven en pH del rango de 5 a
8.5.
El pH puede cambiar rápidamente una vez retirada la muestra, y
deberá medirse en el lugar, de ser posible.
Contenido de sólidos en suspensión: Es la cantidad de sólidos que
pueden separarse por filtrado de un volumen dado, y se usa para
estimar la tendencia a taparse de yacimientos de inyección.
Generalmente se usa un filtro con poros de 0.45μ de diámetro.
Total de sólidos disueltos: Es simplemente el residuo de la
evaporación, o la suma de los aniones y cationes de análisis.
Contenido de petróleo: Es la cantidad de petróleo disperso en el agua
producida. Muchas veces se ve como un lustre sobre las aguas donde
es eliminado o derramado, y causa problemas severos. Estos
incluyen la toxicidad para los peces, la reducción de la aireación, la
creación de gustos y olores y la interferencia con las plantas de
tratamiento de agua. Donde se descarga el agua en la superficie
presenta un estorbo estético, y a menudo es tóxico para los
mamíferos marinos, particularmente para las aves. En pozos de
inyección puede causar obstrucciones de emulsión en la formación.
2.1.3 Potencial para problemas ambientales
El agua producida es agua que contiene cantidades variables de sales
disueltas y de gases disueltos (CO, CO2, H2S). También pueden existir
algunos sólidos en suspensión que podrán contener trazas de metales
pesados y, posiblemente, niveles excesivos de radiación de estroncio y
radio. Generalmente, antes del tratamiento, el agua producida contiene
niveles inaceptablemente altos de gotitas de petróleo suspendidas y
emulsificadas dentro de la misma. En la mayoría de los casos las salmueras
de yacimientos petrolíferos no son aptas para el consumo humano ni para el
uso de los animales. El agua de formación también puede aparecer
relativamente clara y a menudo es difícil distinguirla de otras aguas.
2.1.3.1 Volumen
Cuando comienza la producción de agua salobre, los volúmenes iniciales
generalmente son bajos, y muchas veces es tentadora la idea de descargar
el fluido en las cercanías sin ejercer ningún control. Esto es totalmente
inaceptable. Es extremadamente improbable que los volúmenes disminuyan,
excepto bajo circunstancias poco comunes. Si se están produciendo varias
zonas es posible que una reconstrucción de pozo pueda demorar o
postergar la producción de agua, pero en la mayoría de las zonas la
permeabilidad relativa de la roca con el agua asegura que una vez que
ocurre la ruptura la producción de agua no solo continuará sino que
aumentará.
De hecho es bastante normal que la razón agua-petróleo aumente muy
rápidamente inicialmente. Mas allá de este “estallido” inicial la razón agua-
petróleo aumenta en forma cada vez más paulatina, a medida que la
saturación de agua en la vecindad del pozo continúa aumentando.
Eventualmente el costo de alzar, manejar, procesar, y eliminar el agua,
combinado con el nivel disminuido de producción de petróleo, resulta en que
el pozo deje de ser económico de operar. No obstante, se producen
volúmenes considerables de agua durante la vida de un pozo.
2.1.3.2 Parámetros que causan problemas al medio ambiente
El agua de formación o agua producida contiene una variedad amplia de
sales disueltas (como cationes y aniones), sólidos suspendidos y gases.
Algunos son simplemente objetables mientras otros son tóxicos y pueden
generar daños graves.
a) Metales pesados El metal pesado primario en el agua producida es el bario, pero
pueden presentarse vestigios de mercurio, arsénico y selenio. Estos
elementos son extremadamente tóxicos para los seres humanos en
cantidades diminutas, y son concentrados por varios organismos, los
crustáceos particularmente. Las concentraciones máximas deben ser
menores de 1 mg/l.
b) Aceites y grasas
Los aceites y grasas son tóxicos para los peces, reducen la aireación,
producen sabor y son estéticamente inaceptables. Los límites para la
descarga en el océano abierto son de 20 mg/l como límite máximo según
lo establecido en el Decreto Supremo 90. c) Radioactividad Tanto el Radio 226 como el Estroncio 90 son radioactivos y a menudo
se presentan en el agua de formación. Ambos son concentrados por los
mismos organismos que concentran a los otros metales pesados.
d) Concentración salina La mayoría de las aguas producidas contienen concentraciones
salinas muy altas. No son poco comunes niveles de cloruro de 150000 a
180000 ppm (el agua de mar tiene aproximadamente 35000 ppm). A
estos niveles el agua producida es tóxica para casi todas las formas de
vida. A menos que el agua producida sea destinada a volver a la
formación productiva se deberá considerar la dilución, sea por descarga
en aguas de alto volumen y alta corriente (el mar) o por la adición de
agua dulce para reducir el contenido de sal a un nivel aceptable. Debe
notarse que aún cuando se usa la descarga al mar, habrá una zona en la
vecindad inmediata del punto de descarga donde las concentraciones
serán excesivas, y donde se notará una reducción marcada en los
organismos marinos. El área de la zona afectada será una función del
volumen de descarga, la concentración de sales y de la forma de
dispersión.
e) Temperatura Las temperaturas de los yacimientos son una función de la
profundidad. Las temperaturas de las aguas producidas reflejan la
temperatura del yacimiento, la tasa de flujo, la geometría del agujero del
pozo, la temperatura ambiente y el método de procesamiento en la
superficie. En el punto de eliminación las aguas producidas están aún a
temperaturas elevadas. Las descargas dentro de aguas de superficie
elevará su temperatura y este cambio disminuirá los niveles de oxígeno
disuelto causando mortandad de peces, interferirá con la procreación y
propagación de las especies, aumentará las tasas de crecimiento de las
bacterias, de organismos benéficos y perjudiciales, acelerará las
reacciones químicas y conducirá a la eutrofización.
Haciendo referencia a los parámetros mencionados anteriormente, a
continuación se presentan resultados obtenidos por diferentes estudios,
realizados por el Grupo de Estudios Ambientales del Instituto de la
Patagonia (Universidad de Magallanes), y por el Laboratorio de Procesos
Ambientales de la Universidad de Santiago de Chile.
Tabla 2.2: Resumen de estudio Grupo de Estudios Ambientales del Instituto de la Patagonia
PARÁMETROS EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
REFINERÍA Y LOGÍSTICA
LÍMITE
MÁXIMO *
BRP D.C. D.E. DG BRC CL GREG
Oxígeno disuelto
(mg/l)
2.310
1.112
571
937
930
565
420
60
DQO (mg/l) 3.375 1.610 820 1.360 1.343 810 630 --
Aceites y Grasas
(mg/l)
35,9
45,1
2,3
5,5
20,1
13,4
26,7
20
Hidrocarburos
(mg/l)
9,27
4,6
2,3
7,3
5,8
2,6
15
10
Sólidos
Suspendidos
(mg/l)
30,1
16,4
<10
38,7
9,1
14,5
26
100
NitrógenoTOTAL
(mg/l)
2,7 3,7 4,3 4,9 7,2 1,2 40,7 50
pH 7,9 7,3 6,4 6,4 8 7,8 7,7 6 – 9
T (ºC) 21 35 16 15 >50 42 47 30
(*): Límite máximo establecido en la Tabla Nº4 del Decreto Supremo 90
BRP: Batería de Recepción Posesión DC: Daniel Central
DE: Daniel Este DG: Dúngenes
BRC: Batería de Recepción Catalina CL: Clarencia
GREG: Gregorio
Tabla 2.3: Resumen de estudio Laboratorio de Procesos Ambientales de la
Universidad de Santiago de Chile Parámetro Pozo Cullen 107 Pozo Victoria Sur 2
T(ºC) 16,4 16,2
Conductividad (mS/cm) 31 24,9
Oxígeno disuelto (mg/l) 4,4 6,5
Salinidad (%) 1,9 1,5
pH 6,7 5,9
Sulfato (mg/l) 25 33
DQO (mg/l) 715 1.965
Sulfuro (mg/l) 0,1 0,2
Fierro (mg/l) 0,8 3,3
Potasio (mg/l) 0,4 0,4
Sílice (mg/l) 2,6 2
Dureza total (mgCaCO3/l) 7.600 6.750
Dureza cálcica
(mgCaCO3/l)
7.450 6.550
Sólidos totales (mg/l) 30.885 ---
Sólidos totales fijos (mg/l) 20.875 ---
Sólidos volátiles (mg/l) 10.010 ---
Sólidos suspendidos (mg/l) 255 ---
Aceites y Grasas (mg/l) 567,6 ---
2.1.4 Minimización de los caudales de las aguas producidas
El tratamiento y la eliminación de todos los desperdicios, incluyendo el
agua producida, en conformidad con reglamentaciones y guías ambientales
aceptadas, tratan el síntoma pero no contempla necesariamente al origen
del problema.
Por otra parte el tratamiento y la forma de eliminación elegidos, aunque
puedan satisfacer los requisitos para la protección ambiental, pueden no ser
la forma óptima de manejar el desperdicio dentro del cuadro general de
producción considerado. Es mucho efectivo considerar la operación total con
todas sus partes constitutivas e incluir al agua producida como solamente
uno de tales componentes.
El lugar del agua producida dentro de la operación global es un tema que
requiere un entendimiento completo del proceso entero, incluyendo los
mecanismos efectivos de producción del yacimiento, la homogeneidad y/o
estratificación del yacimiento, métodos de producción, tratamientos de
superficie, predicciones de volúmenes y alternativas de eliminación. Este
entendimiento global conducirá a una mejor forma de manejar todos los
desperdicios del proyecto total de producción. Los planes de desarrollo
deberán exigir la aprobación de la dirección del proyecto o de la dirección del
área, y deberán incorporar métodos de reducción de desperdicios tales
como las “4R” (Reducción, Reutilización, Reciclado, Recuperación).
2.1.4.1 Reducción de la cantidad de agua producida La reducción del agua es la opción preferida, producir la menor cantidad
de agua posible. Sin embargo, el agua es producida conjuntamente con el
petróleo y muchas veces es extremadamente difícil reducir la producción de
agua. Existen algunas opciones basadas en cada situación específica.
a) Cierre de pozos productores de agua En las situaciones en que hay un exceso de productividad, se deberá
considerar la forma en que la producción es retirada del yacimiento. Es
posible que se puedan cerrar aquellos pozos que producen las
cantidades más elevadas de agua y mantener los niveles de producción
desde otros pozos (limpios). En estos casos deberá asignarse una
prioridad para asegurar que los niveles aumentados de producción de los
pozos buenos no resulten en daño permanente (por ejemplo, de
conificación de agua) al yacimiento y una reducción de la recuperación
total de petróleo del campo.
Se debe recalcar que, en la mayoría de los casos, el cierre de pozos
sólo reducirá la producción de agua en forma temporal: el aumento de
cuotas, el descenso continuado del nivel del yacimiento y el movimiento
del contacto petróleo/agua resultarán eventualmente en que los pozos
limpios comiencen a producir agua y en la necesidad de producción
aumentada de aquellos pozos que ya tienen una proporción significativa
de agua. Se recomienda muy seriamente a los operadores que usen este
tiempo de respiro o de preaviso para planear cómo alzar, recoger, tratar,
y eliminar la producción de agua prevista.
b) Rehabilitación de pozos productores de agua En algunos campos la rehabilitación de pozos ha eliminado la
producción de agua o por lo menos postergado el ascenso a niveles
altos. Estas rehabilitaciones han tenido el mayor éxito en yacimientos
grandes y homogéneos con un empuje de agua en la base y sin
permeabilidad vertical excesiva. En estos casos, la restricción de la
producción a la parte de la zona más cercana al tope mediante la
perforación controlada, el apretamiento con cemento de las formaciones
inferiores, retrotaponamientos y descensos de nivel restringidos muchas
veces han extendido la producción limpia por varios años.
Aún en estos casos el agua ha llegado inevitablemente a la zona de
producción, resultando en la producción de agua.
En otros casos, algunas rehabilitaciones individuales han sido
exitosas y algunas han fracasado. El éxito depende, en gran parte, de la
causa de la producción de agua. Los fracasos de cemento pueden ser
arreglados, las fajas de alta productividad (permeabilidad) pueden ser
aisladas (en ciertas ocasiones), y cada pozo que produce agua debería
ser investigado para determinar si tiene un problema mecánico que
puede ser aislado, o si la producción de agua es simplemente parte de la
progresión natural de la vida del pozo.
Las rehabilitaciones de pozos son de altísimo costo y tienen, en este
caso, solamente una posibilidad limitada de éxito. Además, aún en el
mejor de los casos solo presentan una solución temporal al problema de
la producción del agua. Cada caso se deberá evaluar en detalle, basado
en sus propios méritos, y se deberá seguir adelante si aparenta tener una
posibilidad razonable de éxito.
c) Agregados a las corrientes de aguas producidas Algunos de los agregados químicos son extremadamente tóxicos, y
pueden cambiar considerablemente las propiedades del agua producida.
Nuevamente, es preciso evaluar el sistema entero de producción y
decidir que productos químicos deberán añadirse, en qué puntos, por qué
y cuáles son las alternativas.
Algunos ejemplos de productos químicos que se añaden al sistema
son:
Destructores de emulsión: empleados para asistir en la recuperación
del petróleo. A menudo son una combinación compleja de
compuestos aniónicos.
Inhibidores de corrosión: pueden ser muy probablemente aminas
solubles en agua que forman películas que pueden ser tóxicas.
Inhibidores de parafina: utilizados con alzado artificial en áreas donde
la deposición de parafina presentará un problema.
Impedidores de costras: utilizados a menudo en áreas de alto corte de
agua para impedir la deposición de costras de carbonatos y sulfatos.
Bactericidas
Desoxigenadotes
Elementos que minimizan los hidratos : generalmente metanol o
glicol.
Se deberá cuidar, luego de una rehabilitación o estimulación, que los
fluidos usados no sean añadidos a la corriente de agua producida. Estos
fluidos podrán incluir ácido (HCl), tanto vivo como gastado, inhibidores de
ácido (muchas veces con base de arsénico), agentes gelatinantes, etc.
2.1.4.2 Reutilización del agua de formación
En términos prácticos, el agua no es un producto de desecho, sino más
bien un subproducto generado por la producción de petróleo. No puede ser
reutilizado en la superficie para la producción del petróleo. En algunos casos
el agua podrá tener usos alternativos, pero éstos han sido limitados
severamente debido a la calidad del agua.
2.1.4.3 Reciclado del Agua de Formación El reciclado puede ser interpretado como la reinyección del agua
producida al yacimiento del cuál fue producida. Donde existen planes de
inundaciones de agua o de mantenimiento de presión sería un uso obvio de
reciclado para el agua.
Operadores de costa afuera han elegido muchas veces usar el agua de
mar como el fluido de inyección, eliminando el agua producida al mar. Han
reconocido que el costo del tratamiento adicional requerido por el agua
producida antes de la inyección puede ser evitado de esta manera, teniendo
muy presente el daño que provocan a este medio.
2.1.4.4 Recuperación del agua producida La recuperación de la energía y de los componentes individuales del
agua producida no es, lamentablemente, factible económicamente en este
momento, aunque la recuperación del calor desperdiciado es practicado en
algunos climas fríos.
2.1.4.5 Residuo
En el caso del agua producida, la mayor parte deberá considerarse como
residuo y deberá ser eliminada luego de ser tratada de una manera que sea
ambientalmente y económicamente aceptable.
2.1.5 Tratamientos requeridos antes de la eliminación
Los requerimientos para el tratamiento de fluidos producidos dependen
de la fuente del fluido, su condición y el método de descarga elegido para la
salmuera. Los tratamientos convencionales incluyen deshidratadores
mecánicos de agua libre, separadores de tres fases y tratadores para quitar
el agua del aceite y establecer una corriente de agua primaria. Se puede
necesitar de algún proceso adicional para cumplir con los requerimientos de
descarga, necesitando tanques desnatadores, interceptores de placas
paralelas, celdas de flotación de gas, conglutinadotes e hidrociclones. Estos
se describen a continuación.
2.1.5.1 Deshidratadores mecánicos y separadores de tres fases.
Para los pozos que producen cantidades moderadas de agua, el crudo y
el agua pueden ser separados del gas en separadores de tres fases. Este
tipo de separación es aplicable donde caídas de presión en el pozo a través
de estranguladores no han emulsificado el agua. La separación del agua y
crudo debe ser neta.
La separación del crudo del agua ocurre en una cámara inicial de
gravedad con salidas separadas para el crudo y el agua. La descarga del
crudo y del agua es controlada por válvulas individuales de flotación.
Estos separadores son útiles para la separación rutinaria del crudo, agua
y gas dentro de sus límites de volumen o para pruebas de pozos individuales
en campos que producen fluidos en tres fases.
Controles de Separadores
Los separadores tienen dos puntos de control principales:
1. Control de Presión
2. Control de Nivel
En un separador de tres fases los flujos de salida son de gas y dos
líquidos. En el campo petrolero una de las fases liquidas generalmente es
agua y la otra petróleo, aunque los mismos principios y recipientes pueden
usarse con glicol, aminas y otras combinaciones líquidas no solubles.
En los recipientes de tres fases hay dos reguladores de nivel, uno para
cada fluido. El control de nivel puede ser más difícil desde que el tiempo de
retención de cada fluido puede ser afectado por el regulador de nivel del
otro, y los volúmenes de cada fluido pueden cambiar dramáticamente con el
tiempo.
2.1.5.2 Tratadores
Una emulsión es una combinación de dos líquidos no miscibles, o de
líquidos que no se mezclan bajo condiciones normales. Uno de los líquidos
es extendido o esparcido a través del otro en forma de gotitas pequeñas.
Estas gotitas pueden ser de todos los tamaños, desde medianamente
grandes hasta muy pequeñas. Una emulsión estable es una que no se
descompone sin alguna forma de tratamiento. Se requieren tres condiciones
para la formación de una emulsión estable:
1. Los líquidos deben ser no miscibles.
2. Deberá haber agitación suficiente como para dispersar uno de los
líquidos en forma de gotitas dentro del otro.
3. Deberá estar presente un agente emulsificador, o emulsificante.
Una emulsión crudo–agua podrá contener desde un vestigio hasta 90%
de agua. Además, una emulsión puede ser dura (difícil de romper) o floja
(fácil de romper). Que una emulsión resulte dura o floja depende de varios
factores que incluyen las propiedades del crudo y del agua, el porcentaje de
cada una hallado en la emulsión, y el tipo y cantidad de emulsificante
presente.
A. Principios básicos de los tratamientos
El tratamiento puede incluir a uno o más de los procedimientos
siguientes:
1. Dejar tiempo de reposo y drenar el agua separada
2. Aplicar calor
3. Aplicar productos químicos
4. Aplicar electricidad
5. Operar varios dispositivos mecánicos, tales como tanques de
decantación, tanques de lavado, deshidratadores mecánicos
6. Añadir diluyentes para reducir la viscosidad.
Los factores involucrados en el tratamiento de emulsiones de agua en
crudo incluyen:
1. Romper las películas que rodean a las gotitas de agua y aglutinarlas
para formar gotas mayores
2. Dejar que precipiten las gotas de agua durante o después de su
aglutinación.
Todas las emulsiones se separan en crudo y gas si se les permite
asentar durante un tiempo limitado. En efecto, gran cantidad del agua de
formación con crudo no se separa sin la ayuda de calor, productos
químicos, u otros recursos. Sin embargo, las partículas pequeñas de
agua en crudo están generalmente rodeadas de una película resistente,
con la apariencia de una envoltura plástica, cuando es estudiada con el
microscopio. Esta película es difícil de romper, y, hasta que se rompe, las
gotitas de agua no se unen en aglutinamiento, por lo menos en un tiempo
razonable. Por lo tanto, el calor, los productos químicos, la electricidad,
los dispositivos mecánicos, y varias combinaciones de todos estos
factores son necesarias generalmente para hacer que la película que
rodea a las gotitas de agua se rompa y aglutine.
Un separador de agua libre (abreviado FWKO) es sencillamente un
recipiente que proporciona un espacio para que el agua libre precipite
fuera de una emulsión. Muchas veces se proporciona material de filtro o
excelsior para quitar películas de petróleo o emulsión que puedan estar
atrapadas en el agua a medida que pasan por el filtro. El agua libre es
sacada automáticamente del fondo de la unidad, y la emulsión o petróleo
sale por arriba y pasa al sistema de tratamiento. De esta manera, toda
agua en estado libre es eliminada; y solo la emulsión es tratada por el
sistema de calefacción o tratamiento.
El agua libre es el agua producida con crudo que precipita dentro de
cinco minutos mientras los fluidos del pozo están estacionarios en un
tanque de sedimentación. El agua libre no forma parte de la emulsión y
puede ser separada fácilmente por la sola fuerza de gravedad. Sacar el
agua libre evita que la planta de calefacción y tratamiento se
sobrecargue.
Por ejemplo, hay que considerar que se necesita alrededor de tres
veces y media más energía calorífica para aumentar la temperatura del
agua que la del crudo. Por lo tanto, si toda o la mayor parte del agua libre
es sacada primero, entonces se puede obtener un ahorro considerable
del combustible necesario para operar el calentador. Un separador de
agua libre es un recipiente usado para sacar cantidades excesivas de
agua libre en las líneas de flujo antes de la planta de tratamiento.
Existen muchos tipos diferentes de separadores de agua libre, desde
las unidades de fabricación casera a las unidades verticales u
horizontales capaces de una operación de dos o tres fases. Un separador
de agua libre de dos fases está diseñado de tal manera que solamente el
agua libre se separa del aceite o emulsión. Un separador de agua libre
de tres fases separa al agua libre y al gas del aceite o emulsión.
B. Aplicación de calor en el tratamiento
Una emulsión no se separa solamente con calor, excepto en casos
poco frecuentes. Generalmente la aplicación de calor es un proceso
auxiliar para acelerar la separación.
Todos los calentadores de emulsión se dividen en uno o dos tipos
generales: directos o indirectos. La mayoría de las plantas de tratamiento
no utilizan calentadores que estén separados de otros recipientes de
tratamiento; el calentador generalmente forma parte integral de un
recipiente de tratamiento en el cual se lleva a cabo el calentamiento y el
tratamiento.
C. Tratamiento químico
Para que un producto químico pueda actuar como separador en una
emulsión de agua en crudo, debe poder desactivar al agente
emulsificador que rodea a las gotitas de aguas dispersas. Los productos
químicos usados para separar emulsiones de agua en crudo se agregan
en cantidades pequeñas en algún momento del sistema de tratamiento.
Tales productos químicos deben ser solubles en aceite y activos en la
superficie (disolverse en el aceite y trabajar sobre las superficies de las
gotitas de agua para que se separen). Los productos químicos
separadores de emulsión son también materiales polares. Los productos
químicos usados para tratar emulsiones opuestas, o sea el crudo en
agua, difieren de aquellos usados para tratar a emulsiones de agua en
crudo por el hecho de ser solubles en agua. Esto significa que se
disuelven en el agua de manera que el producto químico puede tomar
contacto con la superficie de las gotitas de aceite suspendidas en el
agua. El producto químico deberá separar al emulsificante que rodea a
las gotitas de aceite al entrar en contacto con el mismo y hacer que las
gotitas de aceite se adhieran, o coagulen, en glóbulos grandes.
Entonces este aceite coagulado es quitado de la superficie del agua, y
el agua es eliminada.
D. Tratamientos térmicos
Un tratador calentador (también llamado tratador de caudal o de
emulsión) es un dispositivo que combina todas las diferentes piezas de
equipo usadas para tratar a una emulsión en un recipiente. Así, un
tratador calentador es un recipiente en el cual se aplican los efectos de
productos químicos, calor, sedimentación, y, frecuentemente, de la
electricidad, a una emulsión.
El tratador calentador está diseñado para incluir en una unidad
cualesquiera o todos de los siguientes elementos: separador de crudo y
gas, separador de agua libre, calentador, lavado de agua, sección de
filtros, sección de estabilización, intercambiador de calor, y campo
electroestático. Existe un gran número de modificaciones del modelo
básico de tratadores calentadores; es decir, una de las funciones puede
ser puesta de relieve más que otra, dependiendo del servicio para el cual
ha sido diseñado. Por ejemplo, un tratador calentador puede tener mayor
capacidad de agua libre o menor capacidad de calefacción, y puede o no
tener una sección de “heno”, una sección empaquetada con excelsior
(pajilla o paja de madera) que actúa como filtro. Además, cada modelo
puede ser obtenido en diversos tamaños para manejar diferentes
volúmenes de fluídos de pozo. Algunos tratadores están diseñados para
uso en climas excesivamente fríos; otros modelos especialmente para
tratar el aceite espumante. La selección del tratador apropiado para
cualquier serie de condiciones dadas es una compleja decisión de
ingeniería que puede ser tomada solamente luego de conocer una gran
cantidad de factores.
E. Funcionamiento de los estanques de lavado (separadores)
Por regla general los estanques de lavado se componen de cinco
partes principales, cada una de las cuales sirve para uno o más
propósitos específicos.
Figura 2.1: Esquema de Separación (gas, oil, agua)
Los estanques de lavado o de decantación para la separación de las
emulsiones de agua en petróleo, se basan en el principio de la gravedad
diferencial. En otras palabras, siendo el agua más pesada que el
petróleo, se asienta en el fondo de un estanque conteniendo una mezcla
de los dos. Por experiencia, sin embargo, las pequeñas partículas de
agua en las emulsiones generalmente se ven rodeadas por películas de
una materia suficientemente dura y estable como para resistir la ruptura y
evitar que se junten o reúnan las gotas de agua, en un período de tiempo
razonable. Por lo tanto, el calor, los productos químicos, los auxiliares
mecánicos o sus diversas combinaciones, son comúnmente necesarios
para acelerar la separación.
A continuación se discuten las diversas partes del estanque de
lavado. Cada una de ellas sirve para un propósito específico.
1. La línea de entrada es la tubería que conduce la emulsión de agua y
petróleo hasta el tubo separador de gas o tubería conductora.
2. El tubo separador de gas (llamado también tubería conductora) es la
tubería grande por la que pasa la emulsión antes de entrar al
estanque. Puede mostrarse ya sea dentro o fuera y sirve para tres
propósitos principales:
a) Separa el gas de la emulsión, disminuyendo la turbulencia
dentro del estanque. El gas se descarga de la parte superior
del tubo separador de gas al estanque, manteniendo de esa
manera la presión atmosférica.
b) Sirve como estanque de compensación, para evitar que las
emulsiones se introduzcan al estanque por las bocas bajo
presión.
c) Distribuye la emulsión a la sección del agua mediante un
mecanismo esparcidor.
3. El cuerpo del estanque contiene el agua del lavado, o capa de agua,
emulsión de petróleo y capas limpias; y permite tiempo para la
separación del petróleo y del agua.
4. La válvula de descarga de agua controla la cantidad de agua en el
estanque de lavado.
5. La línea de descarga conduce el petróleo limpio desde el estanque de
lavado hasta los estanques de almacenamiento.
En la mayoría de los estanques de lavado hay otras partes para usos
específicos, tales como: deflectores (bafles), líneas de ventilación desde
el estanque, y líneas purgadoras.
Mientras la emulsión entra al tubo conductor de gas desde la boca de
entrada, se sujeta sólo a la presión atmosférica. Ya que se necesita cierta
presión en el equipo de producción aguas arriba del estanque de lavado,
una cantidad de gas se liberará en cuanto la presión se reduzca a la
atmosférica y este gas se eliminará a través del escape de gas. Se
permite solamente al líquido encauzarse por el tubo conductor y que
entre en el agua al fondo.
En teoría, hay dos capas por encima del agua libre en el estanque de
lavado: una emulsión y una capa superior de petróleo limpio. Estas capas
no están claramente definidas, sino que se mezclan entre sí. La emulsión
sube con relativa facilidad por el agua libre y luego penetra en la capa de
emulsión, donde su ascenso es más lento. En esta capa el agua restante
se asienta y el petróleo, siendo más ligero que la emulsión, sube a la
superficie y, saliendo del estanque de lavado por la salida del petróleo,
pasa al estanque de almacenaje.
Si se necesita calor adicional para romper la emulsión, debido a las
corrientes termales en el estanque, el problema se hace más complicado,
especialmente en el caso de petróleo altamente viscoso. El aumento de
temperatura en la fracturación de las emulsiones tiene el efecto especial
de aumentar la gravedad diferencial y de reducir la viscosidad y la fuerza
de la película en la emulsión, dando como resultado una tendencia menor
del petróleo crudo a espumarse. Ya que el calor del estanque se pierde
por radiación termal hacia la atmósfera, la emulsión que se está tratando
estará más caliente y, por lo tanto, más ligera que la que ya está en el
estanque. Por ser más ligera, la emulsión caliente tiende a subir muy
rápidamente a la superficie del estanque y dirigirse directamente hacia la
boca de salida, sin que haya tiempo para que el agua decante por
diferencia de gravedad. El calor también produce corrientes térmicas
adicionales dentro del estanque, que son más complicadas o difíciles de
determinar o explicar.
En cuanto a las corrientes térmicas resultan perjudiciales, se
necesitan más deflectores en el estanque para proporcionar más tiempo
para la decantación. Los deflectores establecen un recorrido de la
corriente hacia la salida, aumentando la duración de la retención, de tal
forma que las gotitas de agua asientan por diferencia de gravedad. El
deflector de espuma detiene la espuma que se forma en el esparcidor,
permitiendo que se disperse completamente antes de pasar por la boca
de salida. La cantidad de calor necesaria depende del tipo de
emulsificación, de la gravedad y de la viscosidad del petróleo. En
general, la cantidad de calor está determinada por tanteo en la ubicación
particular.
La acción de la separación del petróleo y del agua en el estanque de
lavado permite una operación de lavado con agua y suficiente tiempo
para que el agua se asiente por diferencia de gravedad. Ya que todas las
emulsiones no son idénticas, no puede establecerse una norma para la
cantidad de agua libre que debe permanecer en el estanque lavador. El
lavado no tiene efecto apreciable en ciertas emulsiones y una pequeña
cantidad de agua se deberá dejar en el estanque. Otras emulsiones, sin
embargo, se fracturan completamente por lavado y el agua se debe
mantener a un nivel alto en el estanque de lavado. También la duración
de retención depende de la emulsión y no se puede establecer una
norma para la separación. Por lo tanto, el diseño depende del tipo, de la
gravedad y de las características particulares de la emulsión que va a ser
tratada.
2.1.6 Biocidas 2.1.6.1 Bacterias
Se deben añadir biocidas al agua de formación si se desea inyectar
nuevamente a los pozos o recuperarlas con otros fines si hay bacterias en el
agua, ya que varios tipos de bacterias pueden conducir a serios problemas
en el yacimiento y en los sistemas de tuberías.
Las bacterias son extremadamente pequeñas (0,5μm en diámetro) y hay
miles de especies. Pueden configurarse como bastones, esferas o curvas.
Algunas pueden duplicar su población en menos de 20 minutos, abrumando
literalmente un fluido.
Las bacterias pueden aguantar variaciones amplias de temperatura (-10 a
100ºC), de valores de pH (0 a 10,5) y variaciones en las concentraciones de
oxígeno (0 a 100%). En el agua se desarrollan mejor con un pH de 5 – 9,
temperaturas menores de 80ºC y, mientras prefieren el agua dulce, se
adaptan bastante a las salmueras.
En el campo petrolero, las bacterias se clasifican en tres categorías:
1. Aeróbicas - requieren oxígeno para vivir.
2. Anaeróbicas - crecen mejor en ausencia de oxígeno.
3. Facultativas - crecen con o sin oxígeno.
2.1.6.2 Bacterias que causan problemas
Las bacterias que causan problemas más serios son las bacterias
reductoras de sulfatos (SRB). Estas reducen los iones de sulfatos y sulfitos
presentes en muchas aguas de campos petroleros a iones de sulfuros, y
liberan el H2S como subproducto. Pueden surgir cuatro problemas:
1. Las bacterias pueden participar directamente en la reacción de
corrosión, causando picadura severa en la tubería de acero.
2. La generación de H2S puede aumentar mucho la corrosividad general
del agua. Hay también varios casos en que yacimientos enteros
dulces se han vuelto sulfurosos agrios, resultando en problemas
serios. El mecanismo agriante no es bien entendido, pero las
bacterias reductoras de sulfatos son una posibilidad obvia.
3. El H2S puede conducir a la rajadura y ampolladura sulfurosa de los
aceros.
4. La corrosión agria resulta en sulfuro ferroso, un polvillo negro que es
un agente excelente de obturación de yacimientos.
Se reconocen cuatro familias principales de SRB:
Tabla 2.4: Tipos de bacterias
GÉNERO ESPECIE FORMA
Desulphavibrio
Africans Bastón sigmoideo
Desulphuricans Vibrión
Salexigens Vibrión
Desulphotomaculum
Vulgaris Vibrión
Nitrificans Bastón
Orientis Bastón curvado
El SRB requiere nutrientes para crecer. Entre los nutrientes primarios se
hallan el carbono, el nitrógeno y el fósforo (generalmente hallado en
alcoholes, ácidos orgánicos, inhibidores de costras), el hierro disuelto y los
iones de sulfatos o sulfitos.
Otras bacterias que causan problemas serios son las bacterias del hierro
y formadoras de babas. Las bacterias del hierro depositan una lámina de
hidróxido férrico alrededor suyo a medida que crecen, causando la corrosión
y obturación. Cantidades grandes pueden producir hidróxido férrico
suficiente para causar obturación severa del yacimiento. Las formadoras de
babas generan masas de baba densa sobre superficies sólidas y causan
corrosión y obturación similares a las bacterias del hierro.
2.1.6.3 Control químico
Los productos químicos o matan a las bacterias (bactericidas) o retrasan
o inhiben su crecimiento (bacteriostatos). Productos químicos de alcance
más amplio tienen un efecto más general, los biocidas a menudo son
asesinos universales, y los bioestatos retrasan otras formas de vida.
El biocida inorgánico más común es el cloro agregado al agua. Los
bactericidas orgánicos son las aminas, fenoles clorados, aldehídos y los
compuestos de amonio cuaternario. Se recomienda la evaluación de los
distintos productos químicos por un laboratorio como paso inicial en la
selección. En la elección de los productos químicos debe considerarse si
matar o controlar, para reductoras de sulfatos se requiere una matanza total
y se recomienda un bactericida, mientras que un control (bioestato) de las
babas muchas veces es suficiente.
Adicionalmente, muchas bacterias desarrollan una resistencia contra
productos químicos particulares con el transcurso del tiempo. El uso de los
bactericidas (en forma alternada) generalmente resuelve este problema,
pero es prudente hacer evaluaciones de laboratorio anualmente.
2.2 CARACTERIZACIÓN DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN BATERÍA 1 DANIEL CENTRAL
2.2.1 Descripción del lugar Las muestras de agua de formación que se analizaron, fueron extraídas
del estanque de lavado de la Batería 1 de Daniel Central (Foto 1).
Esta planta está ubicada a 219 Km. de la ciudad de Punta Arenas y ahí
se llevan a cabo las operaciones de separación de crudo, agua y gas.
Figura 2.1: Estanque de lavado
2.2.2 Procedimiento de muestreo Equipos y materiales:
- Frascos de vidrio, boca ancha, previamente lavados y enjuagados.
- Pinza metálica con mango de longitud adecuada, capaz de soportar el
frasco de vidrio.
- Guantes de látex sin talco.
- Lápiz de tinta indeleble.
- Cámara fotográfica.
- Hoja de registro de muestreo.
- Termómetro.
- Medidor de pH.
Procedimiento: - Los envases se mantuvieron cerrados hasta el momento del
muestreo.
- Utilizando guantes nuevos y la pinza metálica, se recolectó la muestra
manualmente, sumergiendo el envase muestreador en el agua.
- Los envases se llenaron, sin dejar cámara de aire en el interior.
- Una vez llenados todos los envases, se recolectó agua por última vez
y luego se sumergió al interior del envase muestreador el termómetro
y el medidor de pH. Posteriormente estos datos fueron anotados en la
hoja de registro.
- Cada envase fue rotulado con la siguiente información: fecha y hora
del muestreo, número de envase de la muestra, análisis requerido.
- Las muestras, una vez envasadas y etiquetadas, fueron introducidas
en una hielera para su transporte desde el lugar de toma de muestras
hasta el laboratorio.
2.2.3 Análisis químicos
Los análisis realizados a esta agua fueron los siguientes:
- DQO
- Sólidos suspendidos
- Cloruros
- Aceites y grasas
- Hidrocarburos fijos
- Metales pesados (aluminio total, boro, cobre total, cromo total, hierro
disuelto, mercurio, níquel)
A continuación se describen los procedimientos seguidos para determinar
DQO, sólidos suspendidos y cloruros; análisis que fueron llevados a cabo en
el Laboratorio de Aguas de la Universidad de Magallanes.
2.2.3.1 DQO Análisis basado en la Norma Chilena Oficial NCh 2313/24.
Reactivos:
- Agua para análisis.
- Dicromato de potasio, K2CR2O7.
- Sulfato de mercurio, HgSO4.
- Sulfato de plata, Ag2SO4.
- Ácido sulfúrico 98%, H2SO4.
- Ftalato ácido de potasio, HOOC-C6H4-COOk.
Soluciones:
- Solución de digestión I
- Reactivo ácido sulfúrico-sulfato de plata
- Solución stock de ftalato de potasio
Aparatos:
- Tubos de reacción de vidrio con tapa hermética resistente a altas
temperaturas, lavados previamente con H2SO4 20% y posteriormente
con agua para análisis.
- Estufa de secado para tubos de reacción, regulable a 150ºC ± 2ºC.
- Espectrofotómetro con capacidad de lectura entre 350 nm y 620 nm.
- Cubetas para espectrofotómetro de 1 cm de paso óptico para región
visible.
- Micropipeta graduable de 0 mL a 5 mL con presición de 0,05 mL.
Procedimiento:
a) Para preparar la solución de digestión se debe disolver en
aproximadamente 500 mL de agua para análisis 10,216 g de K2Cr2O7
secado previamente a 103ºC por 2 horas, se agrega 167 mL de
H2SO4 y 33,3 g de HgSO4. Una vez disuelto y enfriado a temperatura
ambiente, se afora a 1 L con agua para análisis.
b) Para preparar el reactivo ácido sulfúrico-sulfato de plata se debe
agregar 10 g de Ag2SO4 a 1 L de H2SO4, luego se debe guardar en
envase ámbar.
c) Para preparar la solución stock de ftalato de potasio se debe moler y
secar el ftalato ácido de potasio a 120ºC hasta peso constante. Se
disuelven 4,25 g en agua para análisis y se diluye a 1 L.
d) En la confección de la curva de calibración se consideraron los
valores 0; 250; 500; 750; 1000 mg/L de DQO.
- Se prepararon tubos de reacción con 3 mL de solución de digestión I
y 7 mL de reactivo ácido sulfúrico-sulfato de plata.
- Luego se tomaron 5 tubos con los reactivos, y se agregó
sucesivamente 0; 0,25; 0,5; 0,75 y 1,0 mL de solución stock de ftalato
ácido de potasio y respectivamente a cada tubo se adicionó la
cantidad de agua para análisis necesaria para completar los 5 mL y
se siguió lo descrito en el proceso de digestión (letra e).
e) Proceso de digestión:
- En el caso de la muestra, se introdujo escurriendo por la pared interior
de un tubo con reactivos 5 mL de muestra previamente
homogeneizada.
- Luego se cerraron los tubos con su tapa y se mezcló el contenido
invirtiendo varias veces.
- Posteriormente se colocaron los tubos en una estufa o digestor y se
calentaron a 150ºC por 2 horas. Transcurridas las 2 horas se retiraron
los tubos del digestor y se dejaron enfriar a temperatura ambiente.
- Para medir la absorbancia se transfirió una porción de la solución a
una cubeta de medición, cuidando de no traspasar material sólido que
pueda haberse acumulado en el fondo del tubo. La absorbancia se
midió a 600 nm, contra un blanco de reactivo.
- Se confeccionó un gráfico de absorbancia versus DQO, de acuerdo a
las lecturas obtenidas con los estándares.
2.2.3.2 Sólidos suspendidos Análisis basado en la Norma Chilena Oficial NCh2313/3.
Aparatos:
- Estufa de secado, regulable a 104ºC ± 1ºC.
- Aparato para filtración: crisol Gooch, de 25 mL a 40 mL de capacidad.
- Filtros de fibra de vidrio.
- Balanza analítica.
- Desecador.
- Plancha de aluminio o acero inoxidable.
- Pinzas.
- Probeta.
Procedimiento:
a) Se colocó el filtro en el aparato de filtración, se aplicó vacío y se lavó
con tres porciones sucesivas de 20 mL de agua destilada. Se
continuó la succión para remover totalmente el agua. El agua de
lavado se descartó.
b) Con las pinzas se sacó el filtro del aparato de filtración y se colocó
sobre la plancha de aluminio. Luego se llevó a la estufa y se secó a
103ºC-105ºC. se enfrío en desecador y se pesó hasta obtener masa
constante.
c) Luego de preparado el filtro se coloca en el aparato de filtración, se
aplicó vacío y se humedeció con una pequeña porción de agua
destilada.
d) Posteriormente se filtró un volumen medido de muestra
homogeneizada, se lavó con tres porciones sucesivas de 10 mL de
agua destilada y se continuó la succión.
e) El filtro se sacó del aparato de filtración utilizando las pinzas y se
colocó sobre la plancha de aluminio.
f) Se secó el filtro por una hora en la estufa a 103ºC-105ºC. luego se
enfrío en el desecador y se pesó hasta obtener masa constante.
2.2.3.3 Cloruros
Análisis basado en la Norma Chilena Oficial NCh2313/32.
Reactivos:
- Agua para análisis.
- Nitrato de plata, AgNO3.
- Cromato de potasio, K2CrO4.
- Cloruro de sodio, NaCl.
- Ácido nítrico 65% m/m, HNO3.
- Carbonato de calcio, CaCO3.
- Amoníaco 25% m/m.
Soluciones:
- Solución estándar de plata, 0,02 mol/L.
- Solución indicadora de cromato de potasio.
- Solución de cloruro estándar, 0,02 mol/L.
Aparatos y equipos:
- Bureta.
- Papel filtro
- pH-metro
Procedimiento:
a) Para preparar la solución estándar de plata 0,02 mol/L, se disolvió
3,3974 g de AgNO3, previamente secado por 2 horas a 105ºC, con
agua para análisis y se diluyó a 1 L en un matraz volumétrico. Esta
solución se estandarizó con solución de cloruro de sodio estándar.
Luego se guardó en envase ámbar.
b) Para preparar la solución indicadora de cromato de potasio se disolvió
10 g de K2CrO4 en agua para análisis y se diluyó a 100 mL.
c) Para preparar la solución de cloruro estándar 0,02 mol/L, se disolvió
con agua para análisis 1,1688 g de NaCl previamente secado por 2
horas a 105ºC, luego se diluyó a 1 L en un matraz volumétrico.
d) Para la titulación se transfirió con una pipeta aforada una alícuota de
muestra previamente filtrada de 100 mL, o un volumen menor de
muestra filtrada y diluida a 100 mL, a un matraz Erlenmeyer. Se midió
el pH de la muestra para verificar que éste estuviera dentro del rango
de 5 a 9,5. se agregó 1 mL de la solución indicadora de cromato.
e) Se tituló la solución agregando un volumen de la solución de plata
hasta justo el punto en que el color de la mezcla se torne café rojizo.
Aceites y grasas e hidrocarburos fijos fueron realizados en el Laboratorio
Ingeniería del Petróleo, de la Empresa Nacional del Petróleo.
Los análisis de metales pesados fueron realizados en el Laboratorio
certificado ALS Environmental.
2.2.4 Resultados
Toma de muestra:
- Hora: 13:23
- Fecha: 28/05/2007
- pH: 7,02
- Tº: 23ºC
Tabla 2.5: Resultados obtenidos de la caracterización de las aguas de formación
PARÁMETRO VALOR LÍMITE MÁXIMO **
Conductividad* (mS/cm) 15,19 --- DQO* (mg/l) 453,33 --- Sólidos suspendidos* (mg/l) 115,5 100 Cloruros* (mg/l) 5800,11 --- Aceites y grasas (mg/l) 527,05 20 Hidrocarburos fijos (mg/l) 465,9 10 Aluminio Total (mg/l) <0,5 1 Boro (mg/l) 14 --- Cobre Total (mg/l) 0,1 1 Cromo Total (mg/l) <0,02 2,5 Hierro Disuelto (mg/l) 0,12 10 Mercurio (mg/l) 0,0094 0,005 Níquel (mg/l) <0,03 2
(*): Estos parámetros deben ser utilizados solo como valores referenciales, ya que
los análisis no fueron realizados en un laboratorio certificado
(**): Límite máximo establecido en la Tabla Nº4 del Decreto Supremo 90.
Los parámetros que superan los límites establecidos en la tabla 4 del
D.S.90, fueron resaltados en rojo.
Como se indica en la tabla 2.5, los valores resaltados con rojo
sobrepasan ampliamente el valor máximo indicado en la Tabla Nº4 del
D.S.90. Por una parte se observa que los Sólidos Suspendidos sobrepasan
sólo un 15% el límite máximo permitido, en el caso de los Aceites y Grasas
superan ampliamente lo establecido por la norma lo mismo ocurre con los
Hidrocarburos fijos. Por otra parte cabe destacar la presencia del mercurio
en esta agua superando el límite máximo. Es por esto que esta agua no
puede ser eliminada de manera directa y necesita la disposición de algún
tratamiento, de modo de remover los contaminantes presentes en altas
concentraciones.
Los valores entregados presentan gran similitud con estudios semejantes
validos realizados por el Grupo de Estudios Ambientales del Instituto de la
Patagonia y por el Laboratorio de Procesos Ambientales de la Universidad
de Santiago de Chile, (tablas 2.2 pág.24 y 2.3 pág.25, respectivamente).
Previo a la Osmosis Inversa deberá someterse el agua de formación a un
filtrado que pueda retener los contaminantes presentes como sólidos
suspendidos, aceites y grasas e hidrocarburos, con el fin de evitar algún
daño a la membrana de Osmosis Inversa.
CAPITULO III
PROCESO DE OSMOSIS INVERSA
El proceso de ósmosis inversa fue propuesto por primera vez por Charles
E. Reid en 1953 para obtener agua potable del agua de mar. La propuesta
de Reid fue sometida a la consideración de la Oficina de Aguas Salinas de
EUA y surgieron algunas objeciones, una de ellas consideraba a la ósmosis
inversa como un proceso impráctico y que en caso de funcionar, sería tan
solo una curiosidad de laboratorio.
La duda más seria a la propuesta de Reid fue cuando se hizo ver que se
carecía por aquel entonces de una membrana adecuada para realizar
eficientemente el proceso de ósmosis inversa. En efecto, al aprobarse el
proyecto Reid se enfrascó en un problema mayúsculo para conseguir la
membrana que tuviera la capacidad de realizar ese proceso. Las dificultades
básicamente eran las siguientes:
a) Carencia de una membrana que resistiera químicamente las soluciones
salinas.
b) Las membranas eran muy poco porosas para permitir el libre tránsito del
solvente (agua pura) y demasiado abiertas para tener un adecuado
coeficiente de reflexión.
c) La saturación de la membrana requería una limpieza periódica o su
sustitución.
La solución del problema de la separación de agua pura a partir de agua
de mar o aguas salobres fue resuelta por el descubrimiento de la membrana
de acetato de celulosa por el mismo Reid y E. J. Breton en 1959.
3.1 MARCO TEORICO
3.1.1 El fenómeno de la osmosis
La osmosis es el fenómeno natural del paso del agua a través de una
membrana semipermeable desde una zona de menor concentración de
solutos a otra más concentrada, debido a la diferencia de potencial químico
entre ambas fases líquidas.
Imaginemos un recipiente con dos zonas, como muestra la Figura 3.1, en
las que existan dos soluciones con los mismos constituyentes pero con
distintas concentraciones.
Supongamos un caso sencillo formado por un solvente como el agua y un
soluto como el azúcar, de manera que la concentración del azúcar en la
zona 2 fuese mayor que en la zona 1 (C2 > C1).
Cuando estas dos soluciones se ponen en contacto ocurre un fenómeno
llamado “difusión” que tiende a igualar la concentración de ambas
soluciones. En virtud de ello, el azúcar se difunde desde la solución
concentrada (C2) hacia la solución diluida (C1), mientras que el agua lo hace
en sentido contrario.
Figura 3.1: Difusión sin Barreras
Figura 3.2: Difusión a través de una Membrana
Supongamos ahora que separamos las dos soluciones, como muestra la
Figura 3.2, con una membrana que sólo permita la difusión a través de uno
de los constituyentes, como por ejemplo el solvente (agua), impidiéndoselo
al soluto (azúcar). A este tipo de membrana se llama “semipermeable”.
En esta situación, el agua se difundiría del compartimento 1 al 2,
produciendo un aumento de nivel en este último, mientras que el soluto no
podría difundirse del 2 al 1 al impedirselo la membrana. A este fenómeno se
le llama “Osmosis”.
La difusión del agua se detendría, como muestra la Figura 3.3, cuando la
presión generada por el aumento de nivel contrarrestase la que tiende a ser
que el agua se difunda y pase a través de la membrana.
Figura 3.3: El Fenómeno de la osmosis
Si la solución 1 fuese de agua pura (C1=0), a la diferencia de alturas que
existiría entre ambos compartimientos cuando se alcanzase el equilibrio, se
le llamaría “Presión Osmótica” (π2) de la solución 2.
Si C1 fuese distinta de cero la diferencia de altura cuando se alcanzase el
equilibrio sería igual a la diferencia de las presiones osmóticas de las dos
soluciones (Δπ=π2-π1).
La presión osmótica del agua pura se considera nula por convenio.
3.1.2 La osmosis inversa
Consideremos de nuevo el sistema anterior pero suponiendo que
ejerciésemos en el compartimento 2 una presión superior a la diferencia de
presiones osmóticas, tal como muestra la Figura 3.4. En tal caso podríamos
comprobar que la difusión del agua ocurriría en sentido inverso y que el
azúcar seguiría sin poder atravesar la membrana. A este fenómeno se le
conoce con el nombre de “osmosis inversa”, y significa aumento del nivel de
agua en el compartimento 1 y aumento de la concentración de soluto en el
compartimento 2.
Desde el punto de vista industrial, el proceso se desarrolla como muestra
de forma simplificada la Figura 3.5.
Una bomba envía la solución a tratar hacia una membrana semi
permeable manteniendo permanentemente una elevada presión en uno de
sus lados, con lo que una parte del solvente y una cantidad muy pequeña de
soluto atraviesan la membrana. Tanto la solución que atraviesa la membrana
como la que es rechazada por ella evacuan en continuo de sus
compartimientos.
El rechazo presenta habitualmente una elevada concentración de
sustancias disueltas, siendo baja la del producto o “permeado”. Una válvula
de regulación situada en la tubería de rechazo controla el porcentaje de
solución que es convertido en producto.
Figura 3.4: Esquema del principio de la osmosis inversa
Figura 3.5: Esquema del proceso industrial de la osmosis inversa
3.1.3 Definiciones y nomenclatura
En el proceso de la osmosis inversa, los conceptos más importantes y
sus nomenclaturas son:
a) Alimentación: es la solución que llega a las membranas de osmosis
inversa. También llamada “solución a tratar”. La nomenclatura que se
utiliza para esta solución es:
• Caudal: Qa
• Concentración: Ca
• Presión hidráulica: Pa
• Presión osmótica: πa
b) Permeado: es la solución que se obtiene al otro lado de la membrana,
después de atravesarla. También se le suele llamar “producto”. La
nomenclatura utilizada es:
• Caudal: Qp
• Concentración: Cp
• Presión hidráulica: Pp
• Presión osmótica: πp
c) Rechazo: es la solución, más concentrada que la alimentación, que n
puede atravesar la membrana. También se le llama “concentrado” o
“salmuera de rechazo”. La nomenclatura utilizada es:
• Caudal: Qr
• Concentración: Cr
• Presión hidráulica: Pr
• Presión osmótica: πr
d) Coeficiente de permeabilidad: es el volumen de solvente (agua) que
atraviesa la membrana por unidad de superficie, unidad de tiempo y
unidad de presión a temperatura y salinidad determinadas constante.
Suele medirse en m3/m2·día·bar, o también en m/d·bar. Se representa
por A.
e) Porcentaje de recuperación (rendimiento): es el cuociente, expresado
en tanto por ciento, entre el caudal de permeado y el caudal de
alimentación que llega a las membranas. Se representa por %
Rendimiento.
% Rendimiento = caudal de permeado x 100 = Qp x 100 [3.1] caudal de aliment. Qa
f) Porcentaje de rechazo de sales: es el cuociente expresado en tanto
por ciento, entre la concentración de la solución de alimentación
menos la del permeado y la concentración de la solución de
alimentación. Se representa por R.
R = 100 x Ca - Cp [3.2] Ca
El rechazo en tanto por uno es:
r = Ca - Cp = 1 - Cp [3.3] Ca Ca
De donde se deduce que:
Cp = (1 – r) x Ca [3.4]
g) Porcentaje de paso de sales: es el cuociente, en tanto por ciento,
entre la concentración de sales en el perneado y en la solución de
alimentación. Se representa por Ps.
Ps = 100 x Cp [3.5] Ca
El paso de sales en tanto por uno es:
p = Cp [3.6] Ca
Sustituyendo valores en la ecuación [3.3] se obtendría:
r = 1 – p [3.7]
Con lo que la ecuación [3.4] quedaría:
Cp = p x Ca [3.8]
h) Factor de concentración: es el número de veces que se concentran
las sales en el rechazo de la osmosis inversa. Su valor es igual al
cuociente entre las concentraciones de sales en el rechazo y en la
solución de alimentación.
Fc = Cr [3.9] Ca
3.1.4 Clasificación de las membranas de osmosis inversa 3.1.4.1 Clasificación según su estructura
Atendiendo a la estructura que presenten en un corte transversal a la
superficie en contacto con la solución a tratar, las membranas pueden ser:
a) Simétricas: se llaman membranas “simétricas” u “homogéneas” a
aquellas cuya sección transversal ofrece una estructura porosa
uniforme a lo largo de todo su espesor, no existiendo zonas de mayor
densidad en una o ambas caras de la membrana. Estas membranas
presentan una elevada permeabilidad al solvente y un bajo rechazo
de sales, por lo que se utilizan en otras técnicas, pero no son aptas
para la OI.
b) Asimétricas: estas membranas presentan en su parte exterior, en la
cara en contacto con la solución de aporte, una capa
extremadamente densa y delgada bajo la cual aparece un lecho
poroso. A la capa densa y delgada se la llama “capa activa” y es la
barrera que permite el paso del solvente e impide el paso del soluto.
El resto de la membrana sólo sirve de soporte a la capa activa,
debiendo al mismo tiempo ofrecer la mínima resistencia posible al
paso del solvente.
Todas las membranas de OI tienen “capa activa” y son por tanto
“asimétricas”.
3.1.4.2 Clasificación según su naturaleza Atendiendo a su naturaleza, las membranas “asimétricas” de OI
pueden ser: a) Integrales: en las membranas “integrales” existe continuidad entre la
capa activa y el lecho poroso soporte siendo ambos del mismo
polímero. Los dos tienen la misma composición química y entre ellos
no hay una clara separación, sino un aumento progresivo de la
porosidad. El principal inconveniente de este tipo de membranas es
que toda mejora de las características de la capa activa viene
acompañada de un peor comportamiento del lecho poroso y
viceversa, al ser ambos del mismo polímero y tener misiones
contrapuestas.
b) Compuestas de capa fina: en este tipo de membranas, la “capa
activa” y el sustrato microporoso que le sirve de soporte son de
materiales diferentes. La membrana consta de tres capas de distintos
materiales que, en orden descendente, son:
• Capa superior: Capa activa.
• Capa intermedia: Lecho poroso soporte de la capa activa.
• Capa inferior: Tejido reforzado responsable de la resistencia
mecánica de la membrana.
La ventaja de este tipo de membranas es que se puede optimizar,
variar el espesor, alterar la porosidad de cada capa por separado. 3.1.4.3 Clasificación según su forma Atendiendo a la forma que presenta la membrana, una vez fabricada, se
puede distinguir los siguientes tipos:
a) Planas: este tipo de membranas, como indica su nombre, presenta
una capa activa plana. Se fabrican en forma de lámina de papel
continuo, cortándose posteriormente para adoptar distintas formas
geométricas en función de la técnica empleada para su posterior
ensamblaje: rectangular, disco, circular, elíptica, oval, etc.
b) Tubulares: las membranas tubulares se construyen en forma de tubo
hueco, de distintas longitudes. La capa activa en este tipo de
membranas suele encontrarse en la superficie interior del tubo. El
resto del espesor presenta, como ya se ha dicho, una estructura
porosa y sirve de soporte a la capa activa. La solución a tratar circula
por el interior, el perneado fluye radialmente del interior hacia el
exterior y el rechazo se obtiene en el otro extremo del tubo. Las
membranas tubulares son mayoritariamente “integrales”, aunque
unos pocos fabricantes suministran membranas “compuestas de
capa fina” tubulares.
c) Fibra hueca: a estas membranas también se las llama “capilares” ya
que su aspecto es el de una fibra de tejer hueca o el de un tubo
capilar hueco del tamaño de un cabello humano. Como todas las
membranas de OI dispone de una película muy densa en su parte
exterior que constituye la “capa activa”. Bajo esta fina película y hacia
el centro del tubo se encuentra la estructura porosa que le sirve de
soporte. La solución a tratar circula por el exterior de la fibra. El
perneado fluye radialmente desde el exterior hacia el interior,
recogiéndose en el extremo de la fibra.
3.1.4.4 Clasificación según la composición química Atendiendo a la composición química de la capa activa, las membranas
pueden clasificarse en dos grandes grupos:
• Orgánicas
• Inorgánicas.
Las distintas alternativas dentro de cada grupo son:
a) Membranas orgánicas: reciben este nombre todas aquellas
membranas cuya capa activa está fabricada a partir de un polímero o
copolímero orgánicos. Aunque existe un gran número de polímeros,
copolímeros y mezclas, tanto naturales como sintéticos con los que
se pueden fabricar membranas, muy pocas de éstas son aptas para
la osmosis inversa. Los compuestos orgánicos que han tenido éxito
en la fabricación de membranas de osmosis inversa son:
• Acetato de celulosa (CA): se obtiene acetilando la celulosa
proveniente de la madera o del algodón. Sus ventajas son: alta
permeabilidad, elevado porcentaje de rechazo de sales, tolerancia
al cloro libre, bajo costo. Sus desventajas: alta sensibilidad a la
hidrólisis, posibilidad de degradación, alto riesgo de disolución de
la membrana, aumento del paso de sales con el tiempo, elevadas
presiones de trabajo.
• Triacetato de celulosa (CTA): el triacetato de celulosa tiene un
mejor comportamiento que el CA frente a la hidrólisis, lo que se
traduce en la posibilidad de trabajar en una gama de pH algo más
amplia. Este polímero, además de los inconvenientes señalados
para el CA, presenta el añadido de tener un caudal de permeado
por unidad de superficie más bajo.
• Poliamidas aromáticas (AP): dentro de este apartado existen dos
polímeros básicos muy similares entre sí desde el punto de vista
químico, y, por tanto, con características de resistencia química
parecidas. Dichos polímeros son: i. Poliamida aromática lineal (LAP): se utiliza para fabricar
membranas integrales tanto planas como de fibra hueca. ii. Poliamida aromática con entrecruzamientos (CAP): se
utiliza para fabricar membranas compuestas de capa fina.
• Poliéter-urea: las membranas con esta formulación son siempre
“compuestas de capa fina”. Este tipo de membranas contiene un
exceso de grupos amina, lo que les confiere una naturaleza
fuertemente catiónica.
• Poliacrilonitrilo: las membranas fabricadas con este polímero se
comportan muy bien ante los disolventes orgánicos. El rechazo de
sustancias orgánicas que presentan es también muy bueno. Son
embargo, desde el punto de vista de sales minerales o de flujo de
permeado, son mucho menos interesantes que las fabricadas con
poliamidas aromáticas.
• Polibencimidazola: las membranas fabricadas con este polímero
presentan una excelente resistencia tanto a pH extremos como a
diferentes productos químicos, lo que permite aplicarlas en
galvanoplastia y otros procesos industriales. La pérdida de caudal y
de rechazo de sales que se produce durante su almacenamiento han
limitado, sin embargo, considerablemente su desarrollo.
• Polipiperacidamidas: estas membranas son mucho más resistentes al
cloro y otros oxidantes que las de poliamida y poliurea. Aunque
presentan un elevado rechazo de iones divalentes, el rechazo de
iones monovalentes es mucho menos, por lo que sólo pueden
utilizarse para casos especiales. Con este polímero puede fabricarse
tanto membranas “integrales” como “compuestas de capa fina”.
• Polifurano sulfonado: aunque estas membranas producen los
máximos rechazos conocidos tanto de sales como de solventes
orgánicos de entre todas las membranas de OI disponibles en el
mercado, son extraordinariamente sensibles a la oxidación, hasta tal
punto que el propio oxígeno del aire que pueda disolver la solución de
aporte las destruye, lo que limita considerablemente su utilización.
Estas membranas son siempre “compuestas de capa fina”.
Las membranas orgánicas presentan dos limitaciones importantes que
reducen su campo de aplicación: su estabilidad química y la resistencia a
la temperatura.
b) Membranas inorgánicas: los cuatro grandes grupos en que se pueden
clasificar las membranas inorgánicas son:
• Cerámicas: las membranas cerámicas han sido, hasta estos
momentos, las más investigadas. De entro los distintos productos
cerámicos, el más utilizado para la fabricación de membranas ha sido
la alúmina.
• Vidrios: utilizando como materias primas, en proporciones adecuadas,
se obtiene una mezcla de dos fases: una de vidrio de silicio casi pura
y otra de ácido bórico rica en borato de silicio. Tratando dicho vidrio
con ácido se disuelve la fase rica en borato de silicio, quedando un
vidrio con una estructura porosa. Variando los parámetros de
fabricación puede controlarse el tamaño de los poros obtenidos. Con
esta técnica puede fabricarse membranas planas, tubulares o
capilares.
Tanto las membranas cerámicas como las de vidrio presentan el
inconveniente de su fragilidad y su escasa resistencia a las vibraciones.
• Fosfacenos: las membranas fabricadas con este polímero pueden
soportar temperaturas de hasta 250ºC en presencia de disolventes o
ácidos y bases fuertes.
• Carbonos: las membranas de esta naturaleza presentan
habitualmente una estructura compuesta. El lecho soporte suele ser
de carbono sinterizado y la capa filtrante de óxidos metálicos a base
de zirconio (ZrO2). Las membranas de este tipo pueden soportar
valores extremos del pH (0-14) y temperaturas hasta 300ºC. Hasta el
momento no existe todavía en el mercado ninguna membrana de
osmosis inversa de esta naturaleza.
3.1.4.5 Clasificación según la carga superficial
A veces los polímeros orgánicos con que se fabrican las membranas de
osmosis inversa tienen, en su estructura molecular, un exceso de grupos
químicos, lo que confiere a la superficie activa de éstas una cierta naturaleza
eléctrica que suele medirse determinando su “potencial Z”. Este parámetro
da una idea de la carga eléctrica existente por unidad de superficie.
Atendiendo a esta naturaleza, las membranas pueden ser:
• Neutras: aquellas que no presentan ninguna carga eléctrica. En estas
membranas su “potencial Z” sería nulo.
• Catiónicas: son aquellas en las que la carga eléctrica sobre su
superficie es positiva. Atendiendo al mayor o menos valor de la carga
eléctrica y, por tanto, del “potencial Z”, las membranas pueden ser
fuerte o débilmente catiónicas.
• Aniónicas: son aquellas en las que la carga eléctrica sobre su
superficie es negativa. Pueden igualmente ser fuerte o débilmente
aniónicas.
La naturaleza y magnitud de la carga eléctrica existente sobre la
superficie de una membrana tiene mucho que ver tanto con su
ensuciamiento como con la aparición y crecimiento de desarrollos biológicos
sobre la misma.
Una membrana catiónica tendrá gran afinidad por los coloides, tanto
orgánicos como minerales, de signo opuesto (aniónicos) que tenderán a
depositarse sobre su superficie. Lo mismo sucederá con las membranas
aniónicas y los coloides catiónicos.
3.1.4.6 Clasificación según la morfología de su superficie Atendiendo al aspecto que presenta la cara exterior de la capa activa, las
membranas pueden ser:
• Lisas: son aquellas cuya cara exterior de la capa activa es lisa.
• Rugosas: son aquellas membranas cuya capa exterior de la superficie
activa es rugosa.
La morfología de la superficie tiene importancia tanto desde el punto de
vista del ensuciamiento como del de la limpieza de las membranas. Una
superficie rugosa, además de ensuciarse más fácilmente, es más difícil de
limpiar.
3.1.4.7 Clasificación según la presión de trabajo
El parámetro fundamental que define las condiciones de operación de
una planta de osmosis inversa es la presión de trabajo. Como dicha presión
debe ser varias veces superior a la presión osmótica de la solución de
aporte, debido, por un lado, a los fenómenos de polarización de la
membrana, y por otro, al aumento de la concentración que se produce a
medida que se va generando permeado, su valor vendrá condicionado por la
salinidad de la solución a tratar. En la actualidad, las membranas de osmosis
inversa disponibles en el mercado pueden encuadrarse en una de las cuatro
categorías siguientes:
• Membranas de muy baja presión: trabajan con presiones
comprendidas entre 5 y 10 bares. Se utilizan para desalar aguas de
baja salinidad (entre 500 y 1500 mg/L) y fabricar agua ultrapura.
• Membranas de baja presión: este tipo de membranas trabajan a una
presión comprendida entre 10 y 20 bares. Se utilizan para desalar
aguas de salinidad media (entre 1500 y 4000 mg/L), así como para
reducir o eliminar de ella ciertos compuestos como nitratos,
sustancias orgánicas, pirógenos, etc.
• Membranas de media presión: la presión de trabajo está comprendida
entre 20 y 40 bares. Estas fueron las primeras membranas que se
comercializaron. En la actualidad sus aplicaciones se han
generalizado utilizándose en múltiples procesos de separación y
concentración.
• Membranas de alta presión: estas membranas se han desarrollado
para poder obtener agua potable a partir del agua del mar. Su presión
de trabajo, debido a la elevada presión osmótica del agua de mar (20-
27 bares), está comprendida entre 50 y 80 bares. La meta de los
fabricantes de este tipo de membranas no fue solo obtener agua
potable a partir de agua de mar, sino hacerlo en un solo paso.
3.1.4.8 Clasificación según la técnica de fabricación
Atendiendo a la técnica utilizada para su fabricación, las membranas de
osmosis inversa pueden ser:
• De máquina: son aquellas en las que las reacciones entre los distintos
compuestos que intervienen en su formación y la consiguiente
fabricación de la membrana tienen lugar en una máquina destinada a
tal fin.
• Dinámicas: estas membranas se fabrican “in situ”, esto es, en la
instalación donde van a utilizarse. Para ello se filtra a través de un
soporte poroso una solución que contiene determinadas sustancias
coloidales o disueltas.
Para conocer acerca de la operación de un sistema de purificación de
aguas salobres mediante membranas de osmosis inversa, se instaló un
equipo doméstico en laboratorio y se diseñó una experiencia. Los detalles se
presentan en Anexo 2
Actualmente existe una Unidad de Osmosis Inversa en Planta Cullen,
Enap Magallanes, la cual entró en funcionamiento aproximadamente en el
año 2005. Ésta Unidad está enfocada a tratar agua proveniente de napas
subterráneas con el fin de utilizarla como agua de procesos.
El rendimiento de la Unidad es de 66% de eficiencia, es decir, 66% de
permeado y la diferencia de concentrado o rechazo. La planta de Osmosis
Inversa procesa aproximadamente 210 m3/día.
Finalmente, este rendimiento se usará como referencia en el diseño de la
Unidad de Osmosis Inversa para tratar Agua de Formación.
CAPITULO IV
EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA RECUPERACIÓN DE AGUAS DE FORMACIÓN MEDIANTE OSMOSIS INVERSA
Se analiza a continuación la viabilidad de implementar un proceso de
recuperación de las aguas de formación mediante osmosis inversa,
comparando sus costos de operación con los del sistema actual en uso:
reinyección de aguas de formación a pozos existentes.
La metodología de evaluación empleada es un análisis comparativo de
costos medios totales de operación de la situación actual (sin proyecto) con
la situación de proyecto (proceso de osmosis inversa).
4.1 DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL Es sabido que las aguas de formación petroleras son un problema para
las industrias que se dedican a la extracción de crudo y gas, ya que la
eliminación de estas aguas es muy difícil debido a la cantidad de
contaminantes que estas traen consigo, lo que constituye una fuente de
polución que la empresa debe eliminar (pasivo ambiental).
En la Batería 1 de Daniel Central se extraen alrededor de 180 m3 diarios
de aguas de formación (según información entregada por ENAP). Estas son
enviadas al estanque de lavado donde por medio de la gravedad se separa
el agua del crudo remanente. Al tener el crudo una densidad menor a la del
agua éste queda en la parte superior del estanque y por rebalse se va
almacenando en los estanques de almacenamiento.
La eliminación de estas aguas es a través de un proceso de re inyección
a pozos ya existentes.
4.1.1 Descripción del sistema de re-inyección
Figura N°4.1: Diagrama de Reinyección
Los productos obtenidos de un yacimiento son: petróleo, gas y agua.
Estos, según el diagrama mostrado en la figura 4.1, son separados pasando
por varias etapas de proceso. El producto global (gas, agua, petróleo) entra
a un separador, el que por una parte envía el gas a un absorbedor para
eliminar el agua que pueda seguir arrastrando, luego del proceso de
separación. Luego se envía a un compresor que proporciona la presión
necesaria para la realización del trabajo en la planta de proceso. Por otra
parte el agua más el petróleo se envía a un estanque de lavado en el que se
extrae el agua del petróleo mediante gravedad y aplicación de calor.
El petróleo separado es llevado a un estanque de almacenamiento para
finalmente ser enviado a través de oleoductos a la refinería.
Las aguas de formación producidas son almacenadas en un estanque
desde donde son enviadas a través de un sistema de tuberías de 10’’ a una
bomba encargada de proporcionar la presión necesaria para reincorporar el
agua de formación a los pozos petroleros. Con una bomba dosificadora se
añaden los distintos aditivos necesarios para reducir la corrosión de las
líneas de reinyección (inhibidor de corrosión) y además para evitar el
crecimiento de bacterias sulfato-reductoras (biocida). 4.1.2 Costo de operación del sistema (situación sin proyecto)
4.1.2.1 Equipos e instalaciones
Se calculará el Costo Anual Equivalente, CAE, del sistema para efectos
de compararlo con la alternativa propuesta.
Para ello, al costo inicial de cada equipo, se le resta el Valor Residual al
cabo de 10 años de uso y luego se analiza, utilizando un criterio de 10% de
tasa de descuento y 10 años como horizonte de evaluación, así se obtiene el
Costo Actual Neto, CAN (factor de descuento utilizado igual a 0,385543).
Para calcular el CAE se utilizó un factor de recuperación del capital del 10%
a 10 años, igual a 0,162745. Un resumen de los costos es:
Tabla 4.1: Costos anuales
Equipos Inversión Valor residual 10 años CAN (10%) CAE (10%)
Bomba1 $ 5.000.000 $ 1.500.000 $ 4.421.686 $ 719.607
Estanque2 $ 2.000.000 $ 600.000 $ 1.902.353 $ 309.598
Línea3 $ 2.000.000 $ 600.000 $ 1.768.674 $ 287.843
2 Bombas dosificadoras4 $ 40.000 0 0 $ 6.510
1: Bomba reciprocante reinyectora de 70 HP. Precio referencia consultado a experto. 2: Estanque de fibra de vidrio con capacidad de 250 m3. Precio de referencia www.aquamarket.cl 3: Línea de 10’’ de acero inoxidable. Longitud variable de acuerdo a la distancia de cada pozo. Precio promedio de referencia www.aguamarket.cl 4: Bombas dosificadoras de 0,5 HP cada una. Precio de referencia Sodimac. 4.1.2.2 Insumos y energía eléctrica Insumos
Con respecto a los insumos se realizó una estimación de costos de los
aditivos, tomando como referencia los aditivos usados en el proceso de
osmosis inversa, ya que cumplen la misma función.
Tabla 4.2: Costos insumos
* Aditivos: inhibidor de corrosión, biocidas. Precios estimados según información proporcionada por la Empresa Nacional del Petróleo. Energía eléctrica
Insumo Costo miles $/año
Aditivos * $ 15.927
Repuestos para dos años de operación $ 5.614
A continuación se detallan los costos relacionados con el consumo de
energía eléctrica asociados a los equipos utilizados en este proceso.
Se considera el costo de la energía a razón de 55 US$/MWh (valor de
autogeneración de ENAP-Cabo Negro, con equipos a gas natural).
Tabla 4.3: Costos consumo de energía eléctrica
Equipos Potencia [HP]
Nº
hrs/día
Nº días/año
Consumo eléctrico [KWh/día]
Costo miles$/año
Bomba 70 18 330 945 $ 8.500
2 bombas 1 18 330 13,5 $ 121
A continuación se presenta un resumen de los costos, referentes al CAN,
CAE e insumos utilizados en el proceso, para así poder determinar el costo
real de eliminación de 1 m3 de agua contaminada:
Tabla 4.4: Costo total de reinyección a pozo
Costo Presente Equipos miles $ 7.959
Costo Anual Equivalente Equipos miles $ 6.499
Costo Anual Operación miles $ 24.548
Costo Total Anual miles $ 31.047
Producción Anual Agua, m3 59.400
Costo Unitario $ 523
Por lo tanto, el costo de reinyectar 1 m3 de agua tiene un valor de $523.
4.2 Sistema de manejo propuesto: Recuperación de aguas de formación mediante osmosis inversa (situación con proyecto)
4.2.1 Descripción del proceso de osmosis inversa. La idea fundamental de este proceso es la purificación de aguas, en este
caso, agua de formación. El diagrama ejemplificado en la figura 4.2 explica
las etapas para que se lleve a cabo este proceso identificando como etapa
principal el paso por las membranas, éstas de son las que cumplen la
finalidad de este proceso, eliminar los contaminantes presentes en esta
agua.
Figura 4.2: Diagrama del proceso de osmosis inversa.
Como primera parte se almacena agua de formación en un TK (tanque de
almacenamiento) la que luego es impulsada por una bomba y enviada por
ductos a la unidad de osmosis inversa. Previo a esto, mediante bombas
dosificadoras de 0,5 HP, se inyectan los siguientes aditivos químicos al
agua: hipoclorito de sodio (cloro) el que trabaja contra las bacterias
presentes, las cuales actúan de manera perjudicial contra las membranas,
otro aditivo importante es el anti-incrustante que también trabaja a favor de
las membranas de la unidad de osmosis, luego de esto se le realiza un
control de temperatura el cual es fundamental para la eficiencia de las
membranas. Seguido a esto pasa por un filtro el que retiene las impurezas
presentes. Posteriormente se realiza un control de pH y de esta manera el
agua ya está en condiciones de entrar a la unidad de osmosis inversa.
Impulsada por una bomba de 15 HP que genera la presión necesaria para
que el agua circule por las membranas que van eliminando los
contaminantes presentes.
Luego de este proceso se obtiene agua purificada que es llamada
permeado o producto, además del rechazo o concentrado.
Por una parte el permeado pasa mediante ductos por un medidor de
caudal, seguido a esto se le realiza un control de conductividad de esta
manera se verifica la eficiencia del proceso, luego se le adiciona ADJ 5050
aditivo químico que actúa como inhibidor de corrosión. Realizando un control
de pH, finalmente es llevado a un estanque de almacenamiento denominado
“TK agua tratada”.
Por otra parte el rechazo es enviado a un estanque denominado “TK
concentrado”.
4.2.2 Costo de operación del sistema de osmosis inversa (situación con proyecto) Se calculará el Costo Anual Equivalente, CAE, del sistema para efectos
de compararlo con la alternativa propuesta.
Para ello, al costo inicial de cada equipo, se le resta el Valor Residual al
cabo de 10 años de uso y luego se analiza, utilizando un criterio de 10% de
tasa de descuento y 10 años como horizonte de evaluación, así se obtiene el
Costo Actual Neto, CAN (factor de descuento utilizado igual a 0,385543).
Para calcular el CAE se utilizó un factor de recuperación del capital del 10%
a 10 años, igual a 0,162745. Un resumen de los costos es:
Tabla 4.5: Costos anuales
Equipos Inversión Valor residual 10 años
CAN (10%)
CAE (10%)
Unidad de OI1 $ 24.022.768 $ 7.206.830 $ 21.244.225 $3.457.391
Edificio2 $ 10.000.000 0 $ 7.686.742 $1.250.979
Línea3 $ 2.000.000 $ 6.000.000 $ 1.768.674 $ 287.843
Estanque permeado4 $ 2.000.000 $ 600.000 $ 1.768.674 $ 287.843
Estanque rechazo5 $ 2.000.000 $ 600.000 $ 1.768.674 $ 287.843
3 bombas dosificadoras6 $ 60.000 0 0 $ 9.765
Total 40.082.768
1: Unidad de Osmosis Inversa, marca General Electric. Precio de referencia Unidad
de Osmosis Inversa instalada en Planta Cullen, ENAP-Magallanes. 2: Valor estimado según referencia empresa constructora. 3: Línea de 10’’ de acero inoxidable. Longitud variable de acuerdo a la distancia de cada pozo. Precio promedio de referencia www.aguamarket.cl 4 y 5: Estanque de fibra de vidrio con capacidad de 250 m3. Precio de referencia www.aquamarket.cl 6: Bombas dosificadoras de 0,5 HP cada una. Precio de referencia Sodimac.
4.2.2.1 Insumos y energía eléctrica Insumos
En este caso con respecto a los insumos nos basamos en los que hoy en
día utiliza la planta de osmosis inversa instalada en la planta de Cullen
(ENAP), la cual procesa aproximadamente 210 m3/día. Los costos de los
insumos se resumen en la siguiente tabla:
Tabla 4.6: Costos insumos
1: Aditivos: Hypersperse MSI310 (antiincrustante para membranas), hipoclorito de sodio (elimina bacterias), Control IS3020 (declorador). Precio de referencia Unidad de Osmosis Inversa instalada en Planta Cullen, ENAP-Magallanes. 2: Filtros de 1 micrón para eliminar partículas sólidas antes de entrar a las membranas. Energía eléctrica
A continuación se detallan los costos relacionados con el consumo de
energía eléctrica asociados a los equipos utilizados en este proceso.
Se considera el costo de la energía a razón de 55 US$/MWh (valor de
autogeneración de ENAP-Cabo Negro, con equipos a gas natural).
Insumo Costo miles $/año
Aditivos1 $ 15.927
Filtros2 $ 1.650
Tabla 4.7: Costos consumo de energía eléctrica
Equipos Potencia [HP]
Nº Hrs/dia
Nº días/año
Consumo eléctrico
[KWh/dia]
Costo miles
$/año
Bomba 15 18 330 202,5 $ 1.822
3 bombas dosificadoras 1,5 18 330 20,25 $ 182
A continuación se presenta un resumen de los costos, referentes al CAN,
CAE e insumos utilizados en el proceso, para así poder determinar el costo
real de purificación de 1 m3 de agua contaminada:
Tabla 4.8: Costo unitario para cada m3 de agua recuperado
Costo Presente Equipos miles $ 34.496
Costo Anual Equivalente Equipos miles $ 5.624
Costo Anual Operación miles $ 19.580
Costo Total Anual miles $ 25.204
Producción Anual Agua, m3 59.400
Costo Unitario Agua Recuperada $/m3 424
Por lo tanto, el costo directo de tratar 1 m3 de agua mediante un proceso
de osmosis inversa, tiene un valor de $424.
A este valor hay que sumarle el costo de eliminar la fracción (45%) de
rechazo de la alimentación.
4.2.3 Análisis de rentabilidad de la recuperación de las aguas de formación mediante un proceso de osmosis inversa
Tomando como volumen promedio de alimentación al sistema de osmosis
inversa 180 m3/día (valor de referencia Batería 1 Daniel, ENAP) y asumiendo
que el rendimiento de las membranas es de un 55%, se tiene:
- Volumen permeado: 99 m3/día
- Volumen rechazo: 81 m3/día
Figura 4.3: Diagrama de flujo del proceso de osmosis inversa
El permeado obtenido sale en condiciones aptas para ser usado como
agua de riego y deberá transportarse en camión aljibe hasta el punto de
venta y uso. El costo de transporte se estimó en $218.000/día (cotización en
SALFA, de prestación de servicios).
Alimentación 180 m3/día
Sistema O.I. η = 55%
Rechazo 81 m3/día
Permeado 99 m3/día
Por otra parte el rechazo deberá ser eliminado mediante reinyección a
pozos petroleros ya existentes. El costo de procesar y eliminar este volumen
de 81 m3/día se calcula en $656/m3, de acuerdo a la tabla siguiente:
Tabla 4.9: Costo total de reinyección de 81m3/día a pozo
Costo Presente Equipos miles $ 7.959
Costo Anual Equivalente Equipos miles $ 6.499
Costo Anual Operación miles $ 11.047
Costo Total Anual miles $ 17.546
Producción Anual Agua, m3 26.730
Costo Unitario $/m3día 656
Por lo tanto, el costo total diario es:
Tabla 4.10: Costos totales diarios del proyecto
Costos Volumen [m3/día]
Costo unitario [$/m3] Costo [$/día]
Alimentación 180 424 76.320
Reinyección del rechazo 81 656 53.136
Camión aljibe 218.000
Costo Total $/día 347.456
Como valor referencial de comercialización del agua recuperada, se
usará el costo de extracción de agua de un pozo de 25 m de profundidad,
ubicado a unos 100 Km de Punta Arenas y utilizando una bomba de 5 Kw
que funciona con Diesel, lo cual supondría un costo de 10 $/L (Fuente:
www.sondajesluksic.com), es decir, 10.000 $/m3.
Por lo tanto los ingresos por venta de agua de riego serán:
Tabla 4.11: Ingresos totales diarios del proyecto
INGRESOS VOLUMEN [M3/DÍA]
VALOR UNITARIO [$/M3] VALOR [$/DIA]
Venta de permeado 99 10.000 990.000
Total ingresos 990.000
Tabla 4.12: Utilidades
Análisis de sensibilidad
a) Suponiendo que la producción de aguas de formación se reduce en un
50%, es decir, de 180 a 90 m3/día, el costo unitario de reinyección.
Si el volumen de alimentación se reduce a 90 m3/día, y considerando que
el rendimiento de la membrana es de 55%, se tienen los siguientes
volúmenes de permeado y rechazo:
- Volumen permeado: 49,5 m3/día
- Volumen rechazo: 40,5 m3/día
Total costos $ 388.442/día
Total ingresos $ 990.000/día
Utilidades $ 601.558/día
Tabla 4.13: Costo unitario para cada m3 de agua recuperado, alimentación 90 m3/día
Costo Presente Equipos miles $ 34.496
Costo Anual Equivalente Equipos miles $ 5.624
Costo Anual Operación miles $ 9.790
Costo Total Anual miles $ 15.414
Producción Anual Agua, m3 29.700
Costo Unitario m3/día 519
Tabla 4.14: Costo total de reinyección de 40,5 m3/día a pozo
Costo Presente Equipos miles $ 7.959
Costo Anual Equivalente Equipos miles $ 6.499
Costo Anual Operación miles $ 5.523
Costo Total Anual miles $ 12.022
Producción Anual Agua, m3 13.365
Costo Unitario $/m3 900
Tabla 4.15: Costos totales diarios del proyecto con un 50% de producción de agua de formación
COSTOS VOLUMEN [M3/DÍA]
VALOR UNITARIO [$/M3] VALOR [$/DIA]
Alimentación 90 519 46.710
Reinyección del rechazo 40,5 900 36.450
Camión aljibe 134.000
Costo Total 217.160
Tabla 4.16: Ingresos totales diarios del proyecto
INGRESOS VOLUMEN [M3/DÍA]
VALOR UNITARIO [$/M3] VALOR [$/DIA]
Venta de permeado 49,5 10.000 495.000
Total ingresos 495.000
Tabla 4.17: Utilidades
Si la producción de agua de formación se reduce a la mitad de lo que se
produce en la actualidad, también se reduce la cantidad de agua recuperada
mediante osmosis inversa, por lo tanto, se reducen los ingresos por venta de
agua para riego. Pero aun con esta situación, los ingresos obtenidos
alcanzan para cubrir ampliamente los costos totales del sistema propuesto
(recuperación de un porcentaje del agua de formación producida y
eliminación del rechazo mediante reinyección).
Total costos $ 217.160/día
Total ingresos $ 495.000/día
Utilidades $ 277.840/día
b) Suponiendo que el costo de comercialización del agua recuperada se
reduce a un 50% de lo estimado anteriormente, es decir, de $10.000/m3 a
$5.000/m3, y con una producción de agua de formación de 180 m3/día.
Tabla 4.18: Costos totales diarios del proyecto
Costos Volumen [m3/día]
Costo unitario [$/m3] Costo [$/día]
Alimentación 180 424 76.320
Reinyección del rechazo 81 656 53.136
Camión aljibe 218.000
Costo Total $/día 347.456
Tabla 4.19: Ingresos totales diarios del proyecto con un 50% del valor de
comercialización
INGRESOS VOLUMEN [M3/DÍA]
VALOR UNITARIO [$/M3] VALOR [$/DIA]
Venta de permeado 99 5.000 495.000
Total ingresos 495.000
Tabla 4.20: Utilidades con un 50% del valor de comercialización
Total costos $ 347.456/día
Total ingresos $ 495.000/día
Utilidades $ 147.544/día
Aún reduciendo el valor de comercialización del agua recuperada a la
mitad del valor de referencia, los ingresos cubren el costo total de
tratamiento del agua de formación mediante osmosis inversa y además la
eliminación del rechazo mediante reinyección..
El análisis anterior muestra que el costo de aplicar un proceso de
osmosis inversa para el tratamiento y recuperación de una fracción del 55%
de las aguas de formación, puede ser económicamente viable dependiendo
del precio al que podría comercializarse el agua recuperada como
permeado. El volumen de permeado a ser producido en la Batería 1 Daniel
puede ser de unos 100 m3 diarios, el que resulta muy interesante para la
realización de actividades productivas en el área agrícola que actualmente
se realiza de modo muy limitado por la escasez de aguas superficiales en la
zona mas oriental de la Región de Magallanes continental. Además,
considerando el auge de las actividades asociadas a la exploración de gas
en el sector – contratos especiales de operaciones de exploración de ENAP
con empresas extranjeras - es probable que se establezca una demanda
creciente por agua para uso sanitario y para riego.
CONCLUSIONES De la caracterización de las aguas de formación de la Batería 1 Daniel
Central se puede apreciar que los principales componentes son: cloruros,
sólidos suspendidos, aceites y grasas, hidrocarburos fijos y mercurio, siendo
los 4 últimos los más problemáticos ya que debido a su alta concentración es
que no es posible eliminar estas aguas de manera directa al Estrecho de
Magallanes, ya que no cumplen con la normativa vigente relacionada con la
disposición de residuos líquidos, y hace necesario un tratamiento previo a
esta eliminación. La calidad de estas aguas es apta para ser procesada
mediante osmosis inversa, previa filtración para eliminar aceites y grasas e
hidrocarburos.
Del estudio experimental de un pequeño equipo de osmosis inversa de
uso doméstico se puede comprobar que el proceso es relativamente simple
y que puede ser implementado sin mayores dificultades para una aplicación
de recuperación de aguas de formación.
Un sistema de tratamiento mediante Osmosis Inversa de 180 m3/día de
capacidad, con una inversión de unos $40 millones, puede recuperar el 55%
de la alimentación como permeado a costo de $424/m3. Con la venta del
permeado como agua de riego a un precio de venta equivalente al costo de
bombear agua de pozo, es posible rentabilizar el proyecto
Los resultados de este estudio a nivel preliminar recomiendan la
realización de un estudio de mayor profundidad enfocado a 2 objetivos
siguientes:
a) La implementación de un sistema piloto para verificar el
rendimiento del equipo y pureza de productos y los costos
detallados en su implementación, y
b) Estudiar el mercado de aplicación del producto y su real
valorización.
En una fase siguiente se recomienda realizar estudios para estudiar la
factibilidad de utilizar la abundante energía del viento y emplear electricidad
eólica para operar la unidad de osmosis inversa a costos mínimos de
operación. Ello, además, abriría probabilidades concretas para la purificación
de aguas de formación petrolera y, posiblemente, de agua de mar, a costos
razonables.
1
BIBLIOGRAFÍA
- American Water Works Association Research Fundation, Lyonaise des
Eaux & Water Research Commission of South Africa. (1998).
Tratamiento del agua por procesos de membrana: Principios, procesos y
aplicaciones. España. McGraw-Hill
- Arboleda Valencia, Jorge. [s.f]. Teoría y práctica de la purificación del
agua.(3era Ed.). Bogotá, Colombia. McGraw-Hill Interamericana, S.A.
- ARPEL, Comité Ambiental Secretaría General [s.f]. Guía para la
disposición y el tratamiento de agua producida. Biblioteca Técnica,
Empresa Nacional del Petróleo, Magallanes.
- Decreto Supremo 90 de 2000 del Ministerio Secretaría General de la
Presidencia.
- Fariñas Iglesias, Manuel. (1999) Osmosis Inversa: Fundamentos,
tecnología y aplicaciones. España. . McGraw-Hill
- Tratamiento de Crudo. (1981). Biblioteca Técnica, Empresa Nacional del
Petróleo, Magallanes.
- Norma Chilena Oficial NCh 2313/3: Determinación de Sólidos
Suspendidos.
- Norma Chilena Oficial NCh 2313/24: Determinación de la Demanda
Química de Oxígeno (DQO.)
2
- Norma Chilena Oficial NCh2313/32: Determinación de cloruros.
3
ANEXO 1 MEMORIA DE CÁLCULO DE LA CARACTERIZACIÓN DE LAS AGUAS DE
FORMACIÓN
A continuación se muestra un ejemplo de cómo se calculó la concentración
de algunos de los contaminantes presentes en las aguas. Sólo se presentan
ejemplos de aquellos análisis que se llevaron a cabo en el Laboratorio de Aguas
de la Universidad de Magallanes.
Como ejemplo para DQO, sólidos suspendidos y cloruros se utilizarán los
datos obtenidos en los análisis realizados a las aguas de formación.
DQO:
Para calcular la Demanda Química de Oxígeno (DQO), primero debe
hacerse una curva de calibración con una solución de sulfato de cobre.
Grafico Absorbancia vs DQO
y = 0,0003xR2 = 0,9917
00,05
0,10,15
0,20,25
0,30,35
0 200 400 600 800 1000 1200
mg/L de DQO
Abs
orba
ncia
(600
nm
)
Luego de obtenida la curva y con el valor de la absorbancia de la muestra,
se puede obtener la concentración de DQO.
Con una absorbancia de 0,136 se obtienen 553,33 mg/L de DQO.
4
Sólidos suspendidos:
Sólidos suspendidos totales, mg/L = (A - B) · 1000
V
en que:
A = masa del filtro más el residuo seco, mg
B = masa del filtro, mg
V = volumen de muestra utilizado, mL
Sólidos suspendidos totales, mg/L = (0,1079 - 0,0962) · 1000 = 0,117
100
Cloruros:
Cloruro, mg/L = (Vs - Vb) · C · f
Va · d
en que:
Va = volumen, en mL, de la muestra;
Vb = volumen, en mL, de la solución de plata gastado en la titulación del
blanco;
Vs = volumen, en mL, de la solución de plata gastado en la titulación de
la muestra;
C = concentración real de la solución de plata, expresada en moles de
AgNO3 por L;
d = dilución de la muestra
f = factor de conversión = 35 453 mg/mol
5
Cloruro, mg/L = (40,8 - 0,1) · 0,02 · 35453 = 5800,11
50 · (10/100)
6
ANEXO 2 EXPERIENCIA DE LABORATORIO CON EQUIPO DE OSMOSIS INVERSA
Purificación de agua salobre mediante osmosis inversa
Para la recuperación de aguas salobres o contaminadas existen diversos
métodos de purificación dependiendo de la energía que se vaya a utilizar. Por
ejemplo, en países donde la energía es barata, se opta por tratamientos como
la evaporación de aguas salobres, en otros países ricos en aguas subterráneas
se opta por el proceso de intercambio iónico. Con el desarrollo masivo en el
campo de la desalación de aguas salobres, sobre todo en el campo industrial,
reemplazando o complementando a los métodos anteriormente mencionados
existe el proceso de Osmosis Inversa el cual se ha transformado en algunos
países en la única opción factible debido a los bajos costos y a los eficientes
resultados.
En esta práctica la idea principal es conocer y familiarizarse con un equipo
doméstico de Osmosis Inversa, además de entender el proceso y verificar las
condiciones en las que opera esta técnica, la cuál es solución para muchos de
los problemas sobre abastecimientos de aguas y tratamientos de efluentes que
hoy aquejan a poblaciones e industrias de todas partes del mundo.
7
Objetivos
Los objetivos a cumplir en esta práctica aplicando el Proceso de Osmosis
Inversa son los siguientes:
Conocer en la práctica el proceso de osmosis inversa en un equipo
piloto: Equipo de Osmosis Inversa Vigaflow, modelo 110-RO102A, que
contiene 1 membrana operando y que está provisto de una bomba, para
generar la presión necesaria para efectuar el proceso.
Operar el equipo separando moléculas de cloruro de sodio disueltas en
agua destilada. Esta separación se realizará con una membrana
fabricada en TFC, con poros de tamaño 0,00014 micrómetros absolutos.
Evaluar la concentración de cloruro de sodio de la solución inicial a
separar, de la solución correspondiente a la fracción de menor
concentración (permeado) y de la solución correspondiente a la fracción
de mayor concentración (rechazo), a través de la concentración de
cloruros.
Determinar el rendimiento del equipo en la operación realizada. Este se
define como la razón entre el volumen inicial de la solución a purificar y el
volumen de concentrado obtenido después de un período de tiempo
determinado.
Reactivos y equipos Reactivos:
- Agua destilada
- NaCl
8
Equipos:
- Equipo de Osmosis Inversa Vigaflow, modelo 110-RO102A.
- Bomba de potencia 0,5 HP.
- Tanque de almacenamiento
- Estanque de alimentación
- Probeta de 2 L.
- Cubeta receptora.
Figura 5.1: Equipo de osmosis inversa implementado en el laboratorio.
9
El agua al ingresar al equipo de osmosis inversa, pasa a través de los
siguientes pasos (ver Figura 3.7):
1. Pre-filtro de 5µm: filtra toda partícula mayor a 5micrómetros o 0,005
milímetros.
2. Pre-filtro de carbón activado: elimina algunas sustancias químicas tales
como las que generan olores, cloro, pesticidas, fertilizantes, etc. Protege
a la membrana de ser dañada por sustancias químicas.
3. Pre-filtro de 1µm: retiene las partículas hasta 1 micrómetro o 0,001
milímetro. Protege y extiende la duración de la membrana de osmosis
inversa.
4. Membrana de osmosis inversa: es el corazón del sistema de osmosis
inversa. El diámetro de los poros de la membrana es tan pequeño que
solo tienen 0,00014 micrómetros absolutos. A modo de comparación las
bacterias miden en promedio entre 0,1 y 1 micrómetro y los virus solo
0,01 micrómetros. La membrana es una membrana de osmosis inversa
de uso domiciliario, de baja presión y alto rechazo (80% concentrado /
20% permeado), fabricada en TFC (thin film composite), tiene una
capacidad de 378,5 litros por día si se usa con agua a 25ºC. Las
dimensiones de la membrana son 1,8”x12” y la marca es Osmonics de
General Electric.
5. Post-filtro de carbón: este último filtro elimina compuestos volátiles y
olores.
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Figura 5.2: Partes del equipo de osmosis inversa.
Procedimiento - Preparar 7 L de solución de NaCl de molaridad 0,05 M.
- Llenar el estanque de alimentación con la solución preparada.
- Encender la bomba, y se dejar funcionando hasta obtener un volumen
representativo de permeado y concentrado.
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- Recibir el rechazo en una cubeta receptora, mientras que el permeado se
almacenará en el tanque de almacenamiento. Luego medir ambos volúmenes
con una probeta.
- Repetir este procedimiento dos veces, variando la concentración de la
alimentación a 0,1 M y 0,2 M, obteniéndose así tres corridas de datos.
Análisis químicos Determinación de cloruros Análisis basado en la Norma Chilena Oficial NCh2313/32.
