54. sedimentos en , agua y gas

Estudios y Servicios Petroleros S.R.L
NOTA TECNICA Nº 54
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Sedimentos en Petróleo, Gas y Agua
En general, usamos el término sedimentos para referirnos al material proveniente de
las formaciones productivas y excluimos de esta definición a los productos de corrosión,
incrustaciones no adheridas, material inorgánico de origen bacteriano (sulfuros de hierro)
etcétera. Sin embargo el material proveniente de la formación se encuentra aguas abajo de
los punzados con los materiales citados y podemos decir que la mezcla constituye un nuevo
tipo de sedimento.
Una definición geológica útil mas amplia es la de un material sólido que forma parte
y se deposita en una suspensión (dispersión sólido – liquido). Cualquiera sea el marco en el
que se estudien la palabra sedimento tiene dos definiciones implícitas:
ºDefinicion por Composición.
ºDefinición por tamaño.
Los sedimentos, en cualquiera de las tres fases en que viajen:
•
•
•
•
•
•
•
•
Taponan pozos productores
Obstruyen separadores y tratadores
Aumentan fondos de tanque
Contaminan petróleo de entrega
Erosiónan instalaciones de fondo de pozos
Crean problemas de espumas en PTG
Reducen la calidad del agua de purga si esta se ha de inyectar para wf o a
pozo sumidero
Estabilizar emulsiones de PTC entre otras consecuencias.
En esta nota trataremos un aspecto poco difundido como tal en la bibliografía, esto
es:
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¿Qué es un sedimento?
Como se clasifica un sedimento
Como se transporta un sedimento
Como se remueve un sedimento
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¿Qué es un Sedimento?
Geológicamente un sedimento (que llamaremos genuino si proviene del reservorio)
es un agregado inconsolidado capaz de sedimentar (decantar) cuando se dispersa en un
medio acuoso.
En general los sedimentos profundos no existen en la columna geológica por cuanto
los procesos internos denominados diagenesis se encargan de “soldar” o cementar los
agregados formando sedimentitas. Sin embargo, un deficiente cemento genera un material
sedimentario suelto (inconsolidado) capaz de migrar con los fluidos de reservorio
impulsados por el diferencial de presión reservorio – pozo.
Este es, brevemente expuesto el origen de los sedimentos en reservorio y migración
a la superficie.
Es un error asumir que los únicos sedimentos del reservorio que migran son arcillas,
si exceptuamos los pozos que producen arena (y requieren engravado y/o caño filtro), es
posible también encontrar otro “sedimentos”. Veamos primero la cuestión del tamaño y
luego la de la composición de los sedimentos.
Tamaño del sedimento genuino.
El clasto es la unidad mecánica de los sedimentos. El tamaño de los clastos se define
por su granulometría. Las rocas sedimentarias se clasifican, según su origen en:
•
•
Rocas químicas o evaporitas
Rocas Clásticas
El concepto de granulometría (o tamaño de grano) es valido en las rocas clásticas que
constituyen casi el 70% de las rocas reservorio de Argentina. Vemos en la tabla 1 la
clasificación por tamaño de las rocas clásticas.
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Tabla 1 – Clasificación de Rocas Clásticas
mm.
512
256
128
64
32
18
8
4
Clasto (Sedimento)
Bloque
Canto Rodado
2
1
0,5
0,125
0,062
Arena
0,040
Limo
0,00024
Arcilla
La distancia (desde el Reservorio) a la cual puede viajar un sedimento depende:
1. Del tamaño
2. De la capacidad de transporte del fluido (mayor capacidad a mayor viscosidad)
3. Del caudal del fluido de transporte.
La arena difícilmente viaja más allá de los separadores y baterías. Los limos y las
arcillas son capaces de recorrer largas distancias en el petróleo y el agua de purga. Ambos
son difíciles de remover por cuanto no decantan libremente – en realidad requieren tiempos
antieconómicos para decantar. Los sedimentos son “mojados” por los fluidos con los que
se acumularon y “convivieron” por millones de años. Aunque pueden ser mojables por
petróleo (solo lo son el sulfuro de hierro y el carbón) en general son mojables por agua.
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Nota: Esta es la razón por la cual se dice que “los finos” aumentan con el corte de agua del
pozo productor.
Otros Sedimentos.
Muchos sedimentos no provienen del reservorio. Productos de corrosión – cuyo
tamaño varia con el grado de erosión al que son expuestos y precipitados – sales insolubles
que viajan sin adherirse como carbonatos y sulfatos pueden también abundar y/o superar las
cantidades de sedimentos genuinos. Los sulfuros de hierro (compuestos mojables por
petróleo) son, en general de un tamaño mas pequeño a 0,004 mm (4 micrones), no decantan
y se asocian a ciertos compuestos orgánicos del crudo también de tamaño coloidal (los
asfáltenos).
Composición de los sedimentos.
Los sedimentos genuinos son, en general cuarzo o mineral similares (densidades
cercanas a 2,62 y composiciones silíceas (SiO2).
Los carbonatos tienen densidades de 2,1 y 2,7 (carbonatos de calcio, bario y
estroncio y sulfatos) hasta 4,5 (óxidos de hierro). Los sulfuros tienen muchas
composiciones con variadas relaciones S – Fe y su densidad varia entre: 2,1 y 3,4
Las arcillas: silico aluminatos con sustituciones de hierro, calcio y otros tienen
densidades de 2,1 gr/cm3. Obsérvese que la densidad, propiedad muy importante en la
sedimentación varía con la composición de sedimento que se estudia por DRX (difracción
de rayos X).
Separación de Sedimentos.
La industria petrolera no domina la fase sólida, toda su tecnología esta orientada a
separar gas de liquido (o viceversa) y eventualmente liquido de liquido (agua de petróleo)
aunque con menor efectividad que la primera.
Solamente en perforación, donde por muchos años se han empleado “desanders” y
“desilters” (desarenadores y eliminadores de limo) en serie. Para tratar lo lodos la
instalación de unidades interceptoras (a presión) que separen sólidos de gas o líquidos es un
inconveniente. Otro inconveniente adicional es el de caracterizar la carga del equipo que,
por tratarse de una actividad extractiva tiene variación temporal y espacial. Cuando la arena
del sedimento decanta en el FWKO o separador, los limos (4 a 63 unidades) y las arcillas
(menos de 4 micrones) continúan su recorrido tanto en la fase agua con en la fase petróleo.
Esta última por tener mayor capacidad de transporte (viscosidad) migra a tratamiento en la
PTC y arrastra sedimentos libres en la emulsión (w/o).
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El agua libre, con menor capacidad de transporte que el crudo (viscosidad cercana a
1 cPoise) tiende a migrar con arcillas y algo de limo.
Nota: Composicionalmente el limo contiene solo un porcentaje de arcillas, el resto son
minerales no arcillosos.
La tabla 1 – contiene un análisis de sedimento en petróleo y la tabla 2 de sedimento
en agua de purga. En tabla 3 vemos la composición de la fracción mineral (sedimento) de
una interfase de tanque tratador.
Tabla 1 – Composición DRX de sedimento en petróleo – C. Neuquina
Chabacitaº
Laumontitaº
Sulfato de Calcio
ºSon celoitas (aluminosilicatos de calcio y de sodio). Contenido de sedimento en Crudo:
0,531%
Tabla 2 – Composición DRX de sedimento en Agua de Purga.
Argilominerales 60%
Carbonato de Calcio 20%
Óxidos de Hierro 15%
Otros (halita) 5%
Tabla 3 – Composición de Interfase de Tanque CGSJ (fracción mineral)
Argilo minerales 55%
Cuarzo 30%
Carbonato de Calcio 10%
Otros 5%
Todo lugar del circuito que tenga reposo es un potencial sitio de deposición de sedimentos..
La zona mas critica es un yacimiento de gas es el recorrido reservorio separador de ingreso
de PTG. Los sedimentos genuinos erosionan las películas protectoras de la corrosión. La
tabla 4 contiene el análisis de cuatro depósitos recuperados en sendos intercambiadores de
una PTG.
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Tabla 4 – Análisis de Sedimento recuperado de intercambiadores en PTG C. Noroeste.
Calcita - CaCO3
Magnetita
Halita
Pirita
Arcillas
Otros
Cuarzo
I1
10%
5%
75%
2%
Trazas
8%
----
I2
4%
3%
57%
2%
Trazas
8%
4%
I3
3%
3%
82%
--Trazas
8%
4%
I4
50%
30%
--10%
Trazas
10%
---
.
Si dejamos de lado a las incrustaciones de proceso (ver Nota Técnica Nº 8)
observamos que un 5% de los depósitos son sedimentos genuinos capaces de llegar a los
intercambiadores superando el separador de ingreso a la PTG y otras unidades
interceptoras.
Caracterización de Sedimentos
Los sedimentos pueden caracterizarse como hemos visto por su composición (la
técnica mas expeditiva es DRX) o por su tamaño (análisis de distribución de población por
técnica Coulter o similar).
Cuantitativamente se determinan por gravimetría sobre membrana filtrante como
insolubles en tolueno caliente (sedimentos en petróleo) o filtrando directamente el agua.
El material particulado puede colectarse de las corrientes gaseosas por la técnica de
membrana.
Remoción de Sedimentos
Muchos contratos actuales de compra de petróleo limitan el máximo de sedimentos
sea en forma explicita (sedimentos por filtración y/o extracción) o implícita (contenido de
agua mas sedimentos).
La resolución 622 limita al máximo de 22,5 kg/MM m3 en partículas menores o
iguales a 5 micrones el contenido de sedimentos en gas.
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El limite máximo para los sedimentos en agua de purga esta dado por las
características del reservorio al cual se va a inyectar (ver Nota Técnica Nº 5 y 13).
En tratamiento de crudos no es frecuente instalar unidades interceptadoras de
sedimentos los cuales tienden a acumularse como fondos de tanque y barros.
En tratamiento de gas los demisters de separadores se diseñan para remover de la
corriente gaseosa solo gotas de líquido.
En tratamiento de agua coproducida, las piletas API (piletas sedimentadoras)
actualmente en desuso fueron muy efectivas par remover barros y sedimentos.
Las unidades de flotación y las cualescedoras de placas ambas utilizadas para
remover petróleo en suspensión tienen secciones decantadoras.
Los filtros son los equipos indicadores para remover sedimentos mientras que los
hidrociclones (muy utilizados offshore) son óptimos para remover sedimentos.
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