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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

EVALUACIN DEL DESEMPEO DEL INHIBIDOR DE

INCRUSTACIONES NO CONVENCIONAL A BASE DE ALOE

VERA(INTAV) EN DIFERENTES SISTEMAS DE

PRODUCCIN DE LA INDUSTRIA PETROLERA NACIONAL

Presentado ante la Ilustre

Universidad Central de Venezuela

Por el Br. Sosa Daniel A.

Para optar por el Ttulo de

Ingeniero de Petrleo

Caracas, 2012

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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

EVALUACIN DEL DESEMPEO DEL INHIBIDOR DE

INCRUSTACIONES NO CONVENCIONAL A BASE DE ALOE

VERA(INTAV) EN DIFERENTES SISTEMAS DE

PRODUCCIN DE LA INDUSTRIA PETROLERA NACIONAL

TUTOR ACADMICO: Prof. Carlos Gil

TUTOR INDUSTRIAL: MSc. Elluz Torn

Presentado ante la Ilustre

Universidad Central de Venezuela

Por el Br. Sosa Daniel A.

Para optar por el Ttulo de

Ingeniero de Petrleo

Caracas, 2012

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iii

Los abajo firmantes, miembros del Jurado designado por el Consejo de Escuela deIngeniera de Petrleo, para evaluar el Trabajo Especial de Grado presentado por elbachiller Daniel Sosa, titulado:

Evaluacin del desempeo del inhibidor de incrustaciones no convencional abase de Aloe vera(INTAV) en distintos sistemas de produccin de la industria

petrolera nacional

Consideran que el mismo cumple con los requisitos exigidos por el plan de estudiosconducente al Ttulo de Ingeniero de Petrleo, y sin que ello signifique que se hacensolidarios con las ideas expuestas por el autor, lo declaran APROBADO.

______________________________ ____________________________

Prof. Violeta Wills Prof. Ren RojasJurado Jurado

______________________________Prof. Carlos Gil

Tutor Acadmico

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Dedicatoria

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DEDICATORIA

A mam y a pap, por estar sin condiciones.

A mis momentos ms difciles.

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Agradecimientos

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AGRADECIMIENTOS

A Dios y a la Vida, el primero por dejarme vivir, y la segunda por dejarme vivirla. A

Don Bosco y a Mara Auxiliadora, por cuidarme y guiarme.

A la Ilustre Universidad Central de Venezuela, de quien me enamor, en donde

aprend de mi carrera y de tantas otras cosas.

A mi Negra y a Sosa, que no importa lo que pueda decir aqu, que han dicho ms sus

regaos, sus abrazos, nuestros llantos, nuestras risas. Ustedes dos son mi todo, y yo

he intentado serlo todo para ustedes. Ojal cuando lean estos sientan un poco de lo

que yo estoy sintiendo al escribirlo. Les estoy eternamente agradecido, los amo. Este

logro es de todos nosotros.

A Carlos, por soportarme todos estos aos, y sobre todo en estos ltimos das por

acostarse siempre tarde, no tiene idea de cunto me ayud verlo cerca mientras

intentaba avanzar.

A mi familia, sera difcil incluirlos a todos por cuestiones de espacio. Jams olvidar

todo lo que han hecho por m desde que recuerde, por todos los detalles les doy las

gracias, no podra estar ms orgulloso de mis dos apellidos. A mi Abuela Isabel, por

ensearme muy a su manera cosas que solo alguien que ha llevado su vida puede

ensear. Te admiro y respeto, y amo.

A Ana, simplemente por ser mi favorita y todo lo que eso significa.

A las personas que me ayudaron incondicionalmente en Intevep: a Rosa por darme la

oportunidad, a Elluz por ayudarme, comprender y no desistir, sobre todo en ciertos

momentos. A Mara, por estar siempre dispuesta a ayudarme, por su orden ydiligencia.

Al Profesor Carlos Gil, que aunque fue poco nuestro contacto, me ayud sin

problemas, siempre estando a la orden.

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Agradecimientos

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A mis amigos que son mis hermanos: Julia, Michael, Andrs, Samuel, Joey, Juan,

Aleida, Jess, Alexis, Yosi, Jhoushuam, Eynara, Robersy. Por estar siempre.

A mis amigos que conoc en la Universidad: Gloriana, Luis, Juancho, Dayne y Yusi.

Siempre estuvimos juntos, en las buenas y en las que no lo fueron tanto.

A mis mujeres: Reina, por llegar a la alegra, porque aquellos suspiros fueron el

comienzo del a lo loco. A Lul, por ser el prototipo de mujer perfecta, por esa

actitud, por nuestras tardes de caf y galletas. A mi Desa, que lleg de ltima pero

que lleg con todo, que conmigo no te duermes, por todo los que nos queda por hacer

juntos.

A Keith, que ha sabido ser mi apoyo, y se ha apoyado en mi, sin ti este ltimo ao

hubiese sido muchsimo ms difcil. Por todas las cosas que has hecho por m sin yo

pedirlo. Por ser ms. Gracias, te amo!

A Mara porque simplemente es ella conmigo, as como yo con ella. Por estar

enfocados siempre hacia el mismo lugar, por nuestros planes, por nuestro amor que

no es cualquier cosa. Gracias por todo lo que viene.

A Alicia, por todo lo que es, por quererme, por estar siempre tan cerca, es unabendicin tenerte.

A Kathy, por los aos compartidos, por estar incluso cuando no debi. Por ayudarme

de una forma que jams entender. Te quiero.

A Glodi, por ensearme ms que cualquier clase a la que haya asistido. Quierote.

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Resumen

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Sosa T., Daniel A.

EVALUACIN DEL DESEMPEO DEL INHIBIDOR DEINCRUSTACIONES NO CONVENCIONAL A BASE DE ALOE VERA

(INTAV) EN DIFERENTES SISTEMAS DE LA INDUSTRIA PETROLERANACIONAL

Tutor Acadmico: Prof. Carlos Gil. Tutor Industrial: MSc. Elluz Torn. Tesis.Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniera. Escuela de Ingeniera de Petrleo. Ao

2012, 157 p.

Palabras Claves: antiincrustante, incrustaciones, carbonato de calcio, secuestrante desulfuro de hidrgeno, oleoducto, INTAV, Campo San Joaqun, Aloe vera.

Resumen. El presente trabajo investigativo tiene como objetivo evaluar el desempeodel inhibidor de incrustaciones a base de Aloe vera INTAV, con la finalidad deobtener resultados que permitan apalancar la masificacin del producto. Para laevaluacin a escala de laboratorio se cont con agua de produccin de cinco pozosdel Campo Moporo (Divisin Occidente), mientras que de la Divisin Oriente secont con muestras de agua de una Planta de Inyeccin de Agua Salada, ubicada en elCampo San Joaqun, de una Planta de Inyeccin de agua a Yacimiento (costa afuera),perteneciente al Campo Corocoro, y de un oleoducto ubicado en San Tom. Elclculo terico del ndice de saturacin y la interpretacin de la tendencia incrustantede cada agua de produccin revel que el mtodo predictivo que mejor se adapta a laconfiguracin qumica de estas, resulta ser Stiff-Davis; en contraste, el mtodo dePuckorius en ninguno de los casos predijo la tendencia incrustante de alguna de lasmuestras. La evaluacin de la capacidad del INTAV de retener calcio en solucinse llev a cabo realizando ensayos de incrustacin. Los resultados obtenidos de estosdemuestran las propiedades del producto, registrndose porcentajes de retencin decalcio en solucin mximos entre 58 y 98%, logrando el INTAV incluso superar eldesempeo de antiincrustantes comerciales evaluados mediante ensayos deincrustacin. Se realizaron pruebas de compatibilidad entre el INTAV y los aditivosqumicos empleados en algunos de los sistemas seleccionados, concluyndose que lainteraccin entre el antiincrustante a base deAloe vera y el secuestrante de sulfuro dehidrgeno empleado en la Planta de Inyeccin de Agua Salada causa una cada en eldesempeo del antiincrustante, mientras que al evaluar la interaccin entre elINTAV y cinco distintos aditivos qumicos empleados en la Planta de Inyeccin deAgua a Yacimiento (costa afuera), no ocurre una disminucin significativa deldesempeo del inhibidor de incrustaciones. Para la evaluacin del producto en campose seleccion al oleoducto ubicado en San Tome; durante todo el tiempo de prueba (4semanas), el INTAV mostr excelentes resultados, logrando evitar la formacin decarbonato de calcio incluso a la menor dosificacin evaluada. Adicionalmente, seevalu la sinergia entre el inhibidor de incrustaciones no convencional y unantiincrustante comercial, determinndose que este ltimo sufre una cada en sudesempeo debido a la interaccin con el INTAV.

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ndice General

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NDICE GENERAL

NDICE DE FIGURAS... xiiNDICE DE TABLAS. xviiABREVIATURAS Y SMBOLOS. xix

INTRODUCCIN... 1

CAPTULO I. FUNDAMENTOS DE LA INVESTIGACIN... 31.1 Planteamiento del problema. 31.2 Objetivos 6

Objetivo General 6Objetivos Especficos. 6

1.3 Justificacin 7

CAPTULO II. MARCO TERICO. 102.1 Antecedentes.. 102.2 Bases tericas. 17

2.2.1 Aguas de produccin. 172.2.2 Caractersticas de aguas subterrneas 182.2.3 Aseguramiento de flujo. 22

2.2.4 Incrustaciones. 222.2.5 Formacin de incrustaciones. 232.2.6 Mecanismos de nucleacin 242.2.7 Formacin y precipitacin de CaCO3. 262.2.8 Caractersticas del CaCO3.. 272.2.9 Factores que controlan la precipitacin de CaCO3.. 292.2.10 Prediccin de la tendencia de formacin de incrustaciones deCaCO3 32

2.2.11 Remocin de incrustaciones 382.2.12 Inhibicin del fenmeno incrustante.. 392.2.13 Bio-inhibidores de incrustaciones e INTAV. 41

2.2.14Aloe vera

412.2.15 Sulfuro de hidrgeno (H2S) y aditivos secuestrantes. 442.2.16 Otros aditivos qumicos empleados durante la produccin dehidrocarburos 46

CAPTULO III. MARCO METODOLGICO... 49

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ndice General

ix

3.1 Tipo de investigacin 49

3.2 Recopilacin de informacin 493.3 Plan experimental.. 50

3.3.1 Clculo del ndice de saturacin de aguas de diferentessistemas de produccin de la industria petrolera nacional.. 51

3.3.2 Evaluacin del inhibidor de incrustaciones a base de Aloevera (INTAV), a escala laboratorio bajo Norma NACE TM 0374-2007, con aguas de produccin 52

3.3.3 Evaluacin de los inhibidores de incrustacin comercialesempleados en los sistemas seleccionados, a escala laboratorio bajoNorma NACE TM 0374-2007, con aguas de produccin. 563.3.4 Evaluacin de la compatibilidad entre el inhibidor de

incrustaciones INTAV y los productos qumicos aplicados en lossistemas de produccin evaluados.. 57

3.3.5 Evaluacin en campo del inhibidor de incrustacionesINTAV en la lnea de distribucin de PDVSA Gas San Tom

603.3.6 Determinacin de la sinergia del uso simultaneo del INTA yun inhibidor de incrustaciones comercial a escala laboratorio bajonorma NACE TM 0374-2007. 66

3.3.7 Ampliacin del protocolo para la aplicacin y evaluacin delinhibidor de incrustaciones a base de Aloe vera (INTAV) en laindustria petrolera

67

CAPTULO IV. RESULTADOS Y ANLISIS 704.1 Clculo del ndice de saturacin de aguas de produccin de lossistemas a evaluar. 70

4.1.1 Clculo del ndice de saturacin del agua de produccin de losPozos ubicados en el Campo Moporo, Divisin Occidente 70

4.1.2 Clculo del ndice de saturacin del agua de produccin de laPlanta de Inyeccin de Agua Salada, ubicada en el Campo SanJoaqun, Divisin Oriente.. 74

4.1.3 Clculo del ndice de saturacin del agua de produccin delSistema de Inyeccin de Agua a Yacimiento, Campo Corocoro,Costa Afuera, Divisin Oriente. 764.1.4 Clculo del ndice de saturacin del agua de produccin deloleoducto operado por PDVSA Gas, ubicado en San Tom,Divisin Oriente.. 79

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ndice General

x

4.2 Evaluacin del inhibidor de incrustaciones a base de Aloe vera(INTAV), a escala laboratorio bajo norma NACE TM 0374-2007, conaguas de produccin. 82

4.2.1 Evaluacin de la eficiencia del inhibidor de incrustacionesINTAV, empleando aguas de produccin proveniente de pozosubicados en el Campo Moporo, Divisin Occidente 82

4.2.2 Evaluacin de la eficiencia del inhibidor de incrustacionesINTAV, empleando agua de produccin proveniente de la Plantade Inyeccin de Agua Salada (en tierra), Campo San Joaqun,Divisin Oriente. 92

4.2.3 Evaluacin de la eficiencia del inhibidor de incrustacionesINTAV, empleando agua de produccin proveniente de la Plantade Inyeccin de Agua a Yacimiento (costa afuera), Campo

Corocoro, Divisin Oriente 964.2.4 Evaluacin de la eficiencia del inhibidor de incrustacionesINTAV, empleando agua de produccin proveniente de unoleoducto de PDVSA Gas, ubicado en San Tom 98

4.3 Evaluacin de los inhibidores de incrustacin comerciales empleadosen los sistemas de produccin seleccionados, bajo norma NACE TM0374-2007, con aguas de produccin. 103

4.3.1 Evaluacin de la eficiencia del inhibidor de comercialempleando en la Planta de Inyeccin de Agua Salada (en tierra),Campo San Joaqun, Divisin Oriente, empleando agua deproduccin del sistema.. 103

4.3.2 Evaluacin de la eficiencia del inhibidor de comercial usadoen el oleoducto operado por PDVSA Gas, ubicado en San Tom,empleando agua de produccin del sistema..

105

4.4 Evaluacin de compatibilidad entre el inhibidor de incrustacionesINTAV y aditivos empleados en campo.

109

4.4.1 Evaluacin de compatibilidad entre el antiincrustante

INTAV y el secuestrante de H2S empleado en la Planta deInyeccin de Agua Salada (en tierra), ubicada en el campo SanJoaqun..

1094.4.2 Evaluacin de compatibilidad entre el antiincrustanteINTAV y los aditivos empleados en la Planta de Inyeccin deAgua a Yacimiento (costa afuera), ubicada en el campo Corocoro 112

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ndice General

xi

4.5 Evaluacin en campo del inhibidor de incrustaciones a base de Aloevera(INTAV) en oleoducto operado por PDVSA Gas, ubicado en SanTom 114

4.5.1 Revisin de la informacin asociada al oleoducto 114

4.5.2 Inspeccin pre-prueba de campo... 1174.5.3 Parmetros a seguir durante la evaluacin del INTAV. 118

4.5.4 Evaluacin en campo del inhibidor de incrustacionesINTAV 117

4.5.5 Efecto del pH de los inhibidores de incrustaciones comerciale INTAV sobre el agua de produccin del oleoducto.. 129

4.5.6 Evaluacin a escala laboratorio de la velocidad de corrosinen presencia de los inhibidores de incrustaciones comercial eINTAV 130

4.6 Determinacin de la sinergia del uso simultneo del INTAV y uninhibidor de incrustaciones comercial a escala laboratorio bajo normaNACE TM 0374-2007.

1324.7 Ampliacin del protocolo para la aplicacin y evaluacin delinhibidor de incrustaciones a base de Aloe vera (INTAV) en laindustria petrolera. 139

CAPTULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.. 143

CAPTULO VI. REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS..

147

APNDICES 151

Apndice A: Norma NACE TM 0374-2007... 152

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ndice de Figuras

xii

NDICE DE FIGURAS

Figura 2.1. Rol del agua durante la produccin de hidrocarburos ............................. 18

Figura 2.2. Pozo del Estado Barinas afectado por incrustaciones de CaCO3............. 23

Figura 2.3. Proceso de formacin de incrustaciones ................................................ 24

Figura 2.4. Formacin de incrustaciones por nucleacin homognea ....................... 25

Figura 2.5. Formacin de incrustaciones por nucleacin heterognea ...................... 26

Figura 2.6. Distintas morfologas cristalinas para el CaCO3 no hidratado,

obtenidas por Microscopa Electrnica de Barrido. ............................... 28

Figura 2.7. Arreglos cristalinos de las distintas formas deshidratadas de CaCO 3...... 28

Figura 2.8. Solubilidad del CaCO3en funcin de la estabilidad termodinmica) ...... 29

Figura 2.9. Variacin de la solubilidad del CaCO3respecto a la temperatura ........... 31

Figura 2.10. Representacin de los mecanismos de accin de inhibidores de

incrustaciones qumicos ........................................................................ 40

Figura 2.11. Estructura de la hoja deAloe vera....................................................... 42

Figura 2.12. Principales compuestos presentes en la hoja de Aloe vera. ................... 42

Figura 2.13. Modelo molecular propuesto de los polisacridos presentes en el

gel delAloe vera................................................................................... 43

Figura 2.14. Esquema del modelo de la caja de huevo ............................................. 43Figura 3.1. Montaje del equipo usado para la evaluacin de inhibidores de

incrustacin .......................................................................................... 53

Figura 3.2. Montaje del sistema de filtrado .............................................................. 54

Figura 3.3. Equipo necesario para la evaluacin de compatibilidad entre el

secuestrante de H2S y el INTAV ........................................................ 59

Figura 3.4. Dimensiones de probeta de corrosin empleada en los ensayos por

prdida de peso ..................................................................................... 63

Figura 3.5. Equipo empleado para los ensayos de potencial corrosivo ..................... 63

Figura 3.6. Medidas necesarias para calcular el rea expuesta del cupn ................. 66

Figura 4.1. Contenido de calcio en solucin al finalizar ensayos de incrustacin

empleando INTAV, Pozo A ............................................................... 83

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ndice de Figuras

xiii


empleando INTAV, Pozo B ............................................................... 85

Figura 4.3. Espectro EDS para muestra de slidos, Pozo B. Ensayo con 25 ppm

de INTAV .......................................................................................... 86Figura 4.4. Contenido de calcio en solucin al finalizar ensayos de incrustacin

empleando INTAV, Pozo C ............................................................... 87

Figura 4.5. Espectro EDS para muestra de slidos, Pozo C. ..................................... 88


empleando INTAV, Pozo D ............................................................... 89

Figura 4.7. Espectro EDS para muestra de slidos, Pozo D. .................................... 90


empleando INTAV, Pozo E ............................................................... 91


empleando INTAV, Planta de Inyeccin de Agua Salada ................... 93

Figura 4.10. Espectro EDS para muestra de slidos, Planta de Inyeccin de

Agua Salada, Campo San Joaqun. ........................................................ 94

Figura 4.11. Difractogramas obtenidos del anlisis de slidos formados durante

ensayos de incrustacin, Planta de Inyeccin de Agua Salada (en

tierra), Campo San Joaqun. .................................................................. 95

Figura 4.12. Contenido de calcio en solucin al finalizar ensayos de

incrustacin empleando INTAV, Planta de Inyeccin de Agua A

Yacimiento (costa afuera) ..................................................................... 97


incrustacin empleando INTAV, oleoducto PDVSA Gas, San

Tom .................................................................................................... 99

Figura 4.14. Espectro EDS para muestra de slidos, oleoducto, San Tom. ........... 100Figura 4.15. Difractogramas obtenidos del anlisis de slidos formados durante

ensayos de incrustacin, oleoducto, San Tom., .................................. 101

Figura 4.16. Microfotografas de slidos formados durante ensayos de

incrustacin empleando agua del oleoducto ubicado en San Tom. ..... 102

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ndice de Figuras

xiv

Figura 4.17 Contenido de calcio en solucin al finalizar ensayos de

incrustacin empleando inhibidor de incrustaciones comercial,

Planta de Inyeccin de Agua Salada .................................................... 104

Figura 4.18. Espectro EDS para muestra de slidos, Planta de Inyeccin deAgua Salada, antiincrustante comercial ............................................... 105


incrustacin empleando inhibidor comercial, oleoducto operado por

PDVSA Gas, San Tom ...................................................................... 106

Figura 4.20. Espectro EDS para muestra de slidos, oleoducto San Tom,

antiincrustante comercial .................................................................... 107

Figura 4.21. Difractograma obtenido de anlisis de slidos formados durante

ensayos de incrustacin, oleoducto, San Tom. Inhibidor comercial ... 108

Figura 4.22. Microfotografas de slidos formados durante la evaluacin de

antiincrustantes empleando agua del oleoducto, ubicado en San

Tom. ................................................................................................. 108

Figura 4.23. Concentracin de calcio en solucin, prueba de compatibilidad

entre INTAV y secuestrante de H2S comercial empleado en

Planta de Inyeccin de Agua Salada, Campo San Joaqun ................... 110

Figura 4.24 Capacidad de adsorcin, prueba de compatibilidad entre

secuestrante de H2S comercial e INTAVTM......................................... 111

Figura 4.25. Concentracin de calcio en solucin, prueba de compatibilidad

entre INTAV y los aditivos empleados en la Planta de Inyeccin

de Agua a Yacimiento del Campo Corocoro ....................................... 113

Figura 4.26. Esquema del sistema de produccin .................................................. 115

Figura 4.27. Depsitos inorgnicos encontrados en el oleoducto operado por

PDVSA Gas, San Tom ...................................................................... 116Figura 4.28. Difractograma de DRX obtenido del anlisis de slidos presentes

en el oleoducto operado por PDVSA Gas, San Tom .......................... 117

Figura 4.29. Diagrama de los puntos de dosificacin y monitoreo en el sistema

de produccin ..................................................................................... 118

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ndice de Figuras

xv

Figura 4.30. Estado de los cupones fijo y mvil empleados durante la

evaluacin del antiincrustante comercial ............................................. 119

Figura 4.31. Resultados del anlisis de los slidos en la superficie del cupn

fijo empleado para la evaluacin del tratamiento antiincrustantecomercial ........................................................................................... 120


mvil empleado para la evaluacin del tratamiento antiincrustante

comercial. ........................................................................................... 121

Figura 4.33. Montaje de cupn fijo para prueba con INTAV .............................. 122

Figura 4.34. Estado de los cupones mviles al ser retirados cada semana de

prueba ................................................................................................. 123


mvil retirado luego de la primera semana de prueba. ......................... 124


mvil retirado luego de la segunda semana de prueba. ........................ 124


mvil retirado luego de la tercera semana de prueba. .......................... 125


mvil retirado luego de la ltima semana de prueba. ........................... 125

Figura 4.39. Estado del cupn fijo al iniciar y finalizar la prueba de campo ........... 127


fijo retirado la ltima semana de prueba. ............................................. 128

Figura 4.41. Velocidad de corrosin del INTAV e inhibidor comercial de

incrustaciones, en comparacin con el blanco (sin inhibidor) .............. 131

Figura 4.42 Resultados de la evaluacin de la sinergia del uso simultneo de

INTAV e inhibidor de incrustaciones comercial ............................... 133Figura 4.43. Espectros EDS, determinacin de sinergia entre antiincrustante

comercial e INTAV. ........................................................................ 135

Figura 4.44. Difractogramas DRX, determinacin de sinergia entre

antiincrustante comercial e INTAV., ................................................ 136

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ndice de Figuras

xvi

Figura 4.45. Microfotografas MEB, determinacin de sinergia entre

antiincrustante comercial e INTAV. ................................................. 137

Figura 4.46. Protocolo actualizado de aplicacin y evaluacin de INTAV en

campo ................................................................................................. 142
http://c/Users/Daniel/Desktop/TEG%20Daniel%20Sosa%20Proto.docx%23_Toc325645752http://c/Users/Daniel/Desktop/TEG%20Daniel%20Sosa%20Proto.docx%23_Toc325645752http://c/Users/Daniel/Desktop/TEG%20Daniel%20Sosa%20Proto.docx%23_Toc325645752http://c/Users/Daniel/Desktop/TEG%20Daniel%20Sosa%20Proto.docx%23_Toc325645752

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ndice de Tablas

xvii

INDICE DE TABLAS

Tabla 2.1. Clasificacin del agua segn su dureza ................................................... 21

Tabla 2.2 Interpretacin del LSI .............................................................................. 33

Tabla 2.3. Interpretacin del RSI ............................................................................. 34

Tabla 2.4. Resumen de los mtodos predictivos de tendencia incrustante ................ 37

Tabla 3.1 Sistemas seleccionados para evaluacin................................................... 51

Tabla 3.2. Composicin qumica de las salmueras sintticas utilizadas para

realizar ensayos de incrustacin bajo la Norma Nace TM 0374-2007 ...... 52

Tabla 3.3. Evaluacin de compatibilidad por cada sistema de produccin

evaluado ................................................................................................. 57

Tabla 4.1. Caracterizacin extendida del agua de produccin de pozos del

Campo Moporo, Divisin Occidente ....................................................... 71

Tabla 4.2. Temperatura mxima de operacin de los pozos del Campo Moporo ...... 72

Tabla 4.3. ndices de saturacin para el agua de produccin de los pozos del

Campo Moporo, Divisin Occidente ....................................................... 73

Tabla 4.4. Caracterizacin extendida del agua de produccin de la Planta de

Inyeccin de Agua Salada, Campo San Joaqun, Divisin Oriente ........... 74

Tabla 4.5. ndices de saturacin para el agua de produccin de la Planta deInyeccin de Agua Salada, Campo San Joaqun, Divisin Oriente ........... 75

Tabla 4.6. Caracterizacin extendida de la mezcla de aguas de produccin y

mar empleada de la Planta de Inyeccin de Agua a Yacimiento,

Campo Corocoro, Costa Afuera, Divisin Oriente ................................... 77

Tabla 4.7. ndices de Saturacin para la mezcla de aguas de produccin y de

mar empleada en la Planta de Inyeccin de Agua a Yacimiento,

Campo Corocoro, Costa Afuera, Divisin Oriente ................................... 78

Tabla 4.8. Caracterizacin extendida del agua de produccin del oleoducto

operado por PDVSA Gas San Tom, Divisin Oriente ............................ 80

Tabla 4.9. ndices de saturacin para el agua de produccin de la lnea de

distribucin de crudo operada por PDVSA Gas, San Tom ..................... 81

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ndice de Tablas

xviii

Tabla 4.10 Aditivos empleados en la Planta de Inyeccin de Agua a

Yacimiento (costa afuera), Campo Corocoro ......................................... 112

Tabla 4.11. Efecto del pH del inhibidor comercial e INTAV sobre el agua de

produccin del oleoducto ................................................................ ...... 129Tabla 4.12 Prdida de peso y velocidad de corrosin de los cupones evaluados ..... 130

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Abreviaturas y Smbolos

xix

ABREVIATURAS Y SMBOLOS

A rea

BBPD Barriles Brutos Por Da

BNPD Barriles de Petrleo Por Da

CA Capacidad de Adsorcin

Densidad de Material

DRX Difraccin de Rayos X

EDS Espectroscopa de Energa Dispersiva

RSI ndice de estabilidad de Ryznar

PSI ndice de incrustacin de Puckorius

LSI ndice de saturacin de Langelier

MEB Microscopa Electrnica de Barrido

mpy Mili pulgadas por ao

nads Moles adsorbidos

ppm Parte por milln

PM Peso molecular

TDS Slidos totales disueltost Tiempo

v Velocidad de corrosin

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Introduccin

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INTRODUCCIN

En la actualidad es notable el consumo mundial de combustibles fsiles. En el ao

2011 el consumo de petrleo fue de 84,4 millones de barriles por da, lo querepresenta 2,65% ms respecto al 2010, mientras que el consumo de gas natural, para

el mismo ao, fue de 3330,82 billones de metros cbicos, que representa un

incremento de 4,6% respecto al 2010 (British Petroleum, 2012). Las proyecciones

muestran la misma tendencia en el incremento de la produccin de hidrocarburos,

tenindose que para el 2035 la produccin de petrleo y gas natural, respecto al 2010,

aumentar en un 30,3% y 34,4% respectivamente (Energy Information

Administration, 2011). Esto supone un crecimiento simultneo de la produccin dehidrocarburos para satisfacer en lo posible la creciente demanda de este tipo de

combustibles.

Para lograr las tasas de produccin de crudo y gas necesarias se explotan yacimientos

que de manera espontanea o por recuperacin mejorada producen a altas tasas de

agua y sedimentos, y el problema es que cada vez que un pozo de gas o de petrleo

produce agua, o que se utiliza inyeccin de agua para mejorar la recuperacin, se

pueden formar incrustaciones (Crabtree, et al, 1999), lo que puede conducir a laproduccin diferida de hidrocarburos y altos costos por mantenimiento y reparacin

de instalaciones.

PDVSA Intevep est orientada a generar soluciones tecnolgicas integrales, con

especial nfasis en las actividades de Exploracin, Produccin, Refinacin e

Industrializacin de Hidrocarburos, en tal sentido ha desarrollado una tecnologa que

permite la inhibicin del fenmeno de incrustaciones a travs de un producto qumico

denominado INTAV, formulado a partir deAloe vera (Viloria, et al, 2007, 2010), loque representa una solucin innovadora ante la problemtica por precipitacin de

compuestos inorgnicos y una manera de remediar la dependencia de productos

provenientes del extranjero, adems, tomando en cuenta factores no solo tcnicos sino

tambin ecolgicos, el producto propuesto representa una opcin biodegradable con

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Introduccin

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poca afectacin al medio ambiente. Bajo este escenario, el siguiente trabajo est

enfocado a evaluar la eficiencia del inhibidor de incrustaciones INTAV en distintos

sistemas de produccin de la industria petrolera nacional, comprobando mediante

pruebas de laboratorio su eficiencia de inhibicin del fenmeno de incrustaciones, ascomo la compatibilidad del aditivo con los dems productos qumicos de uso

frecuentes en el campo, y, finalmente, poniendo a prueba al inhibidor de

incrustaciones bajo condiciones reales de operacin en una prueba de campo, todo

esto con la finalidad de ampliar el rango de aplicacin del INTAV, e impulsar la

posible masificacin del producto.

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Fundamentos de la Investigacin

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CAPTULO I

FUNDAMENTOS DE LA INVESTIGACIN

En este captulo se presentan las bases conceptuales en que se fundamenta la

realizacin de este trabajo investigativo, detallando el planteamiento del problema, el

objetivo general, y los objetivos especficos que se pretenden alcanzar, as como la

justificacin del presente Trabajo Especial de Grado.

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

En la industria petrolera los procesos que conllevan a la produccin de gas y petrleo

estn asociados a la produccin simultnea de agua, que estar sometida a distintas

condiciones termodinmicas, cinticas, e hidrodinmicas en su recorrido desde el

yacimiento hasta el cabezal del pozo, y posteriormente, al pasar por las distintas

instalaciones en superficie, puede llegar a originar variaciones del pH y saturacin

inica de la fase acuosa producida. Tales cambios pueden inducir la formacin de

ciertos componentes inorgnicos como carbonatos de calcio y sulfatos de calcio y

bario, entre otros, que, al sobrepasar un cierto lmite de saturacin, precipitan y se

depositan en equipos e instalaciones de produccin, generando lo que se conoce como

incrustaciones.

Las incrustaciones contribuyen al desgaste y corrosin de los equipos y a la

restriccin de flujo, resultando en la disminucin de produccin de gas y petrleo,

pudiendo llegar a niveles crticos donde es necesario extraer equipos desde el fondo

del pozo para su reemplazo, reperforacin de los intervalos productivos, uso de

fresadora para la limpieza de pozos con problemas, simulacin de la formacin

petrolfera obstruida, acidificacin matricial, y otros trabajos de reparacin que

generan altos desembolsos y prdidas a la industria por produccin diferida

(Moghadasi, et al, 2003). Igualmente ocurre con los equipos e instalaciones de

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superficie que al verse afectados por la presencia de incrustaciones ameritan

acondicionamiento o reemplazo.

En los casos donde la formacin de incrustaciones ha tenido lugar, se solventa la

situacin por mtodos qumicos, mediante disoluciones cidas, y por mtodos fsicos,

mediante equipos mecnicos. De los tratamientos anteriormente citados, los qumicos

suelen tener problemas desde el punto de vista operativo mientras que los fsicos

resultan sumamente costosos (Carrasquero, 2008).

Actualmente, uno de los mtodos ms empleados en la industria petrolera para

mitigar esta problemtica, es el uso de agentes qumicos denominados inhibidores. La

funcin de este tipo de aditivos es mantener en solucin los compuestos de material

inorgnico presentes en las aguas de sistemas de produccin, siendo al mismo tiempo

compatibles con los dems aditivos usados en campo para el aseguramiento de flujo

(desemulsificantes, inhibidores de corrosin y dispersantes de asfltenos, entre otros).

Los antiincrustantes pueden actuar mediante varios mecanismos como, inhibicin de

crecimiento, dispersin, y cambios de morfologa cristalina (Castillo, 2008).

Generalmente, los inhibidores de incrustacin estn formulados a partir de fosfatos y

fosfonatos o de polmeros como el cido poliacrlico y el cido polimaleico. De estos

compuestos, los primeros han sido severamente prohibidos debido a los altos niveles

de ecotoxicidad que presentan, mientras que los segundos fallan en alcanzar los

mnimos requerimientos de biodegradacin (Holt, et al, 2009), convirtindolos en

opciones poco atractivas desde el punto de vista ecolgico.

En la bsqueda de una solucin a la problemtica originada a raz de la precipitacin

de material inorgnico en sistemas de produccin de hidrocarburos, que adems est

acorde con los principios de la qumica verde, PDVSA Intevep desarroll un

inhibidor de incrustaciones a base de Aloe veradenominado INTAV (Viloria, et al,

2007, 2010). Este inhibidor ha sido evaluado en pruebas de laboratorio y campo,

resultando ser efectivo en la prevencin de la formacin de incrustaciones incluso con

una dosificacin menor a las usadas con los inhibidores comerciales (Carrasquero,

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2008; Castillo, 2008), adems, el producto ha mostrado una alta compatibilidad con

los aditivos comnmente empleados a nivel de campo (Luongo 2009; Nadales, 2010;

Lemoine, 2011), Adicionalmente, la formulacin del INTAV est basada en materia

prima de origen natural, confirindole al producto final caractersticas debiodegradacin, que lo hacen ambientalmente amigable.

En este Trabajo Especial de Grado se evaluar a escala laboratorio el desempeo del

inhibidor de incrustaciones INTAVhaciendo uso de aguas de distintos sistemas de

produccin de la industria nacional de los hidrocarburos. En uno de estos sistemas se

someter al producto a condiciones reales de operacin en una prueba de campo, con

la finalidad de comprobar sus propiedades inhibidoras del fenmeno de

incrustaciones en un escenario con caractersticas y propiedades distintas a las que se

han evaluado anteriormente, ampliando as su rango de aplicacin y permitiendo de

esta forma impulsar la posible masificacin del producto, en pro de la independencia

tecnolgica de la industria de los hidrocarburos en el aspecto de control de

incrustaciones, y el consecuente aseguramiento del flujo de los volmenes de gas y

petrleo producidos.

El caso de estudio propuesto consiste en la aplicacin del inhibidor de incrustaciones

INTAV en una de lnea de flujo de transporte de crudo operada por PDVSA Gas

San Tom, ubicada en el Distrito San Tom, en el Estado Anzotegui. En este sistema

se han presentado grandes inconvenientes por la presencia de incrustaciones de

carbonato de calcio, requiriendo el reemplazo de una lnea de flujo de 3,5 km.,

generando con ello egresos por el orden de los 2,5 millones de Bolvares (actuales), y

gastos asociados al transporte de la produccin diferida durante el tiempo de

reemplazo de la lnea

Con la finalidad de facilitar la evaluacin y aplicacin del antiincrustante a base de

Aloe vera en instalaciones de la industria petrolera, en PDVSA Intevep fue

desarrollado un protocolo para la aplicacin de este producto (Torn, 2010). Sin

embargo, se requiere ampliar el alcance de este documento, incluyendo etapas que no

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han sido consideradas en estudios anteriores y que permitan una mejor evaluacin del

desempeo del producto a nivel de campo.

1.2 OBJETIVOS

Objetivo General

Evaluar el desempeo del inhibidor de incrustaciones no convencional a base de Aloe

vera (INTAV) en diferentes sistemas de produccin de la industria petrolera

nacional.

Objetivos Especficos

1. Calcular el ndice de saturacin de aguas de diferentes sistemas de produccin de la

industria petrolera nacional, para determinar la capacidad del agua de generar

incrustaciones.

2. Evaluar a escala laboratorio bajo norma NACE TM -2007, con aguas de

produccin de diferentes sistemas de la industria petrolera nacional, el desempeo del

inhibidor de incrustaciones a base deAloe vera(INTAV).

3. Evaluar a escala laboratorio bajo norma NACE TM 0374-2007, con aguas de

produccin de diferentes sistemas de la industria petrolera nacional, el desempeo del

inhibidor de incrustaciones comercial empleado en tales sistemas.

4. Evaluar la compatibilidad entre el inhibidor de incrustaciones INTAV y los

productos qumicos aplicados en los diferentes sistemas de la industria petrolera

nacional evaluados.

5. Realizar una prueba de campo en la lnea de distribucin PDVSA Gas San Tomcon el inhibidor de incrustaciones a baseAloe vera(INTAV).

6. Determinar la sinergia del uso simultaneo del INTAV y un inhibidor de

incrustaciones comercial a escala laboratorio bajo norma NACE TM 0374-2007.

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7. Ampliar el protocolo para la aplicacin y evaluacin del inhibidor de

incrustaciones a base deAloe vera(INTAV) en la industria petrolera.

1.3 JUSTIFICACIN

La comercializacin de los hidrocarburos depende en buena parte de los volmenes

de petrleo y gas que puedan ser producidos en un determinado contexto. Por

requerimientos contractuales y de consumo interno nacional, estos volmenes

deberan generar tasas de produccin estables y controlables. Entre los factores que

influyen en la estabilidad de las tasas de produccin se encuentra el aseguramiento

del flujo de los hidrocarburos producidos. Este flujo puede restringirse debido a la

presencia de incrustaciones en instalaciones y equipos de sistemas de produccin,

pudiendo verse afectada la capacidad de completar los volmenes de gas y petrleo

previstos y necesarios. Por esta razn se presenta la necesidad de emplear un mtodo

efectivo, tcnicamente aplicable, y econmicamente viable, que permita mitigar los

efectos de la presencia de las incrustaciones en sistemas de produccin de

hidrocarburos.

La solucin idnea consiste en prever la posibilidad de que ocurra la problemtica.

Uno de los mtodos empleados consiste en determinar tericamente la tendencia

incrustante de las aguas de produccin de un sistema, a travs del clculo del ndice

de saturacin por medio de modelos matemticos desarrollados para este fin (Cavano,

2005). Cuando se determina la posibilidad de formacin de incrustaciones en un

sistema de produccin, se pueden tomar acciones para evitar el fenmeno y no

incurrir en gastos por conceptos de reacondicionamiento y reemplazo de los equipos e

instalaciones afectadas por la presencia de material incrustante.

Bajo este concepto, la inhibicin qumica del fenmeno resulta ser una de las

alternativas ms factibles en la prevencin de la formacin de incrustaciones. En este

sentido, PDVSA Intevep ha desarrollado un inhibidor de incrustaciones eficiente y

ambientalmente amigable, denominado INTAV (Viloria, et al, 2007, 2010).

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Este producto ha mostrado un alto desempeo en la inhibicin del fenmeno de

incrustacin, en pruebas de laboratorio y campo (Carrasquero, 2008; Castillo, 2008).

Sin embargo, el desarrollo del antiincrustante INTAV se considera una tecnologa

de uso reciente, por lo que an es necesaria la profundizacin del estudio del productocon la finalidad de determinar su desempeo en distintos sistemas de produccin de la

industria petrolera nacional, ampliando as el rango de aplicabilidad del

antiincrustante en pro de la masificacin del mismo.

La determinacin del desempeo del INTAV como inhibidor de incrustaciones,

contempla la evaluacin del producto, primero, a escala de laboratorio, ya que por

tratarse de una tecnologa relativamente nueva no se tiene la completa certeza de las

propiedades y limitaciones del producto al ser aplicado bajo ciertas condiciones. A

nivel de laboratorio se puede determinar controladamente la eficiencia del

antiincrustante, y compararla con las eficiencias alcanzadas por inhibidores de

incrustacin comerciales evaluados bajo las mismas condiciones. Adicionalmente, se

puede estudiar la compatibilidad del antiincrustante a base de Aloe vera con los

dems aditivos usados en campo para el aseguramiento de flujo.

Los resultados obtenidos a escala de laboratorio permiten aprobar el uso del inhibidor

de incrustaciones INTAV en la segunda etapa de estudio, que corresponde a la

evaluacin del producto bajo condiciones reales de operacin a nivel de campo. La

evaluacin en campo se hace necesaria debido a que de esta manera se somete al

producto a condiciones de operacin reales que distan enormemente de aquellas en

que se realizaron las pruebas de laboratorio.

Como caso de estudio, se propone la evaluacin del desempeo del inhibidor de

incrustaciones INTAV en una lnea de distribucin de crudo ubicada en San Tom,

lo cual representa un tipo de sistema de produccin donde no ha sido probado el

producto. La presencia de material incrustante en este tipo de instalaciones genera

altos gastos debido a los trabajos de limpieza y reacondicionamiento que deben

hacerse para reactivar la circulacin normal en la lnea, de fallar estas opciones, la

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nica solucin posible es el reemplazo parcial o total del oleoducto, lo que representa

una opcin an ms costosa que, adems, hay que aadirle los gastos por concepto

del transporte alternativo de la produccin durante el tiempo de construccin de la

nueva lnea.

La prueba de campo permite precisar el desempeo del inhibidor bajo las condiciones

de operacin del sistema. Los resultados obtenidos de esta evaluacin permitirn

validar el uso del INTAV como tratamiento antiincrustante en sistemas de

produccin similares.

El tratamiento antiincrustante alternativo (INTAV) en ocasiones representa un

reemplazo a tratamientos comerciales de inhibicin de incrustaciones. Durante el

proceso de sustituir un antiincrustante por otro es posible que ambos estn en

contacto directo interactuando en el mismo medio (dependiendo de la tcnica de

aplicacin del aditivo), este tipo de situacin, y los efectos que se derivan de la

misma, no han sido evaluados anteriormente, an cuando esto podra representar una

potencial problemtica debido a la interferencia de las funciones de los

antiincrustantes por incompatibilidad. Por este motivo, se propone en este trabajo

investigativo la evaluacin de este fenmeno para determinar cmo se ve afectado el

desempeo del INTAV en presencia de un inhibidor de incrustaciones comercial, y

viceversa.

La evaluacin del antiincrustante INTAV, representa un proceso complejo en donde

debe considerarse, organizar y jerarquizar las distintas etapas que permitan

determinar, de manera eficiente y certera, el desempeo del antiincrustante a nivel de

campo. Una evaluacin ineficiente del producto podra generar una interpretacin

errnea de las propiedades del inhibidor. Debido a esto, se plantea la actualizacin del

protocolo para la aplicacin del inhibidor de incrustaciones a base de Aloe vera en

sistemas de produccin de la industria del gas y petrleo, con la finalidad de

estandarizar y validar los procesos de aplicacin y evaluacin del producto en campo.

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Marco Terico

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CAPTULO II

MARCO TERICO

En este captulo se presentan los antecedentes relativos a trabajos e investigaciones

previas relacionadas con el tema del presente Trabajo Especial de Grado, as como las

bases tericas que respaldan la investigacin.

2.1 ANTECEDENTES

Se dispone de una serie de trabajos previos sobre el tratamiento de la problemtica deincrustaciones y el uso de inhibidores no convencionales para su control.

Nadales, R. (2011)Propuesta de tratamiento qumico multifuncional basado

en qumica verde caso Costa Afuera, Venezuela. Trabajo Especial de Grado.

Universidad Central de Venezuela.

En este trabajo se llev a cabo una prueba de campo a escala piloto en un pozo

ubicado en el oriente del pas, empleando INTAV grado industrial, logrndose

inhibir la precipitacin de carbonato de calcio durante el tiempo de duracin de la

prueba (30 das) incluso a menores dosis que las empleadas comnmente para el

tratamiento con antiincrustante comercial. Igualmente se evalu el desempeo del

INTAV como inhibidor de hidratos en un sistema que permite la formacin de

hidratos de Tetrahidrofurano (THF), el producto present buenas propiedades para la

inhibicin de los hidratos al ser aplicado en concentraciones de 15% v/v. Al evaluar

el potencial corrosivo del INTAV grado industrial, se observ la disminucin de la

velocidad de corrosin desde 18 mpy (blanco) hasta 6,8 mpy, este efecto fue atribuido

a la presencia de antraquinonas y resinas en la nueva formulacin. Se concluy que el

INTAV industrial es efectivo al ser aplicado como tratamiento qumico

multifuncional en la prevencin de la formacin de incrustaciones, hidratos y

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Marco Terico

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corrosin, a una concentracin de 15% v/v. Este Trabajo Especial de Grado aporta los

primeros resultados del uso del INTAV grado industrial.

Torn, E. (2010) Factibilidad tcnica de la manufactura, formulacin y

aplicacin de un nuevo proceso industrial, del inhibidor de incrustaciones no

convencional a base de polisacridos naturales. Trabajo Especial de Grado.


Antes de presentarse este trabajo, PDVSA Intevep posea la patente de un inhibidor

de incrustaciones de materia prima grado alimenticio, que a pesar de haber resultado

ser eficiente, su elaboracin implicaba costos poco rentables para la industria. Torn

presenta en este estudio la factibilidad tcnica de un nuevo proceso industrial para la

formulacin, manufactura y aplicacin de un inhibidor de incrustaciones no

convencional a base de polisacridos de grado industrial que considera el uso del gel,

de la hoja entera y del acbar del Aloe vera. Para la obtencin de la materia prima se

desarrollaron tres nuevos esquemas de proceso, uno convencional (escenario 1), otro

considerando un tratamiento trmico (escenario 2), y otro usando un tratamiento

enzimtico (escenario 3). Por cada escenario se obtuvieron dos tipos de productos,

una presentacin en polvo, y otra concentrada, de ellos, los ms eficientes fueron los

productos en polvo del escenario 1 y los dos productos del escenario 3 con eficiencias

de 77, 87, 88% respectivamente. Adems, se hicieron pruebas a escala banco

simulando condiciones operacionales de campo, empleando agua de produccin de

dos campos ubicados uno en estado Barinas y otro en Monagas, bajo estas

condiciones se obtuvo que la mayor eficiencia corresponde, en ambos casos, al

producto concentrado (hoja entera) del escenario 3 con 90 y 92% respectivamente,

seleccionndose entonces este escenario como la formulacin ptima. El nuevo

proceso de produccin del producto logr acortar hasta 5 etapas del procesoconvencional. Este trabajo investigativo permiti obtener las caractersticas y

propiedades que del INTAV grado industrial.

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Marco Terico

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Villafae, C. (2010)Estudio de las aguas de formacin y produccin: Gestin

del riesgo por la problemtica de incrustaciones. Trabajo Especial de Grado.


Este trabajo busca profundizar en los conocimientos sobre aguas de produccin

seleccionadas de diferentes campos que han presentado antecedentes de formacin de

incrustaciones. Se busca determinar comportamientos y caractersticas incrustantes en

las aguas de produccin, y, partiendo de esta informacin, generar acciones que

mitiguen la problemtica asociada al fenmeno de incrustaciones. Tambin se

propone la estructura de un Sistema de Gestin del Riesgo de Incrustaciones. Se

seleccionaron once campos como reas de estudio: Ta Juana, Punta Bentez, Pez-

Mingo, Sinco, Hato, El Furrial, Santa Rosa, Santa Ana, Junn, Carabobo y Ayacucho.

Se gener una Matriz de Criticidad e igualmente Mapas TIA (mapa de tendencia

incrustante de las aguas de produccin y formacin) de tres campos productores de

petrleo que fueron identificados como zonas con antecedentes de precipitacin y

taponamiento por carbonato de calcio: Pez Mingo y Sinco pertenecientes a la

Divisin Centro Sur de PDVSA y El Furrial ubicado en la Divisin Oriente. En el

trabajo tambin se present un estudio a nivel de campo en El Furrial, donde se

propuso la aplicacin de las herramientas que conforman el Sistema de Gestin del

Riesgo de Incrustaciones diseado por el autor. Este trabajo muestra la importancia

del estudio qumico de las aguas de produccin de sistemas de produccin de

hidrocarburos, y la consecuente interpretacin de la tendencia incrustante de las

mismas.

Castillo, L. (2008)Escalamiento tecnolgico de un inhibidor de incrustaciones

a base de gel de Aloe vera para el aseguramiento de flujo en la industria del

crudo y gas natural. Trabajo Especial de Grado. Universidad Central de Venezuela

En este Trabajo Especial de Grado se estudian las caractersticas fsicas y qumicas de

diferentes geles de Aloe vera para identificar el rango de aplicacin en que tales

compuestos pueden ser usados como inhibidores del fenmeno de incrustaciones. Se

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Marco Terico

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vera de 1X y 200X, e inhibidores comerciales, resultando que la mayor eficiencia

reportada fue de 79% usando el inhibidor de Aloe vera 200X, por lo cual se

seleccion este ltimo para su evaluacin en campo. Tal prueba se llev a cabo en el

Oriente del pas. A partir de los resultados obtenidos de esta investigacin, seconcluye el desempeo del inhibidor de incrustaciones a base de Aloe verasegn su

nivel de deshidratacin.

Viloria, A., Inventor; Castillo, L., Inventor; Garca, J., Inventor; Biomorgi, J.,

Inventor. Intevep, S.A., Beneficiario. (2007) Aloe derived scale inhibitor.Estados

Unidos, patente No.: US 2007/0281866 A1.

Se presenta un mtodo para inhibicin de incrustaciones en un sistema lquido de

hidrocarburos. Se propone un inhibidor derivado del Aloe vera y las proporciones

efectivas de mezcla con el sistema lquido a fin de evitar el fenmeno de

incrustaciones. La formulacin del producto consiste en gel de Aloedisuelto en agua

en concentraciones entre 5 y 50% wt/wt, incluyendo polisacridos que tienen una

estructura de cadena de hidrocarbonada y grupos funcionales alcohlico y carboxlico

que interactan con iones divalentes. La patente detalla las caractersticas del

INTAV grado alimenticio.

Mata, C. (2007) Polisacridos naturales como agentes anti-incrustantes.

Trabajo Especial de Grado. Universidad Simn Bolvar.

En este Trabajo Especial de Grado se estudiaron las caractersticas fisicoqumicas de

diferentes geles de Aloe veracon el fin de identificar el rango de aplicacin de tales

compuestos como inhibidores de incrustaciones. Se determin el nivel de criticidad

del fenmeno en aguas de produccin con tendencia incrustante provenientes de los

Distritos de Produccin de PDVSA Occidente, Oriente y Centro-Sur. Se evaluaroninhibidores basados en geles de Aloe veracon diferentes grados de procesamiento y

se compararon con productos sintticos de uso comn en la prevencin de

incrustaciones. Se determin que el gel de Aloe vera 200X (gel deshidratado 200

veces su peso) presenta una estabilidad trmica hasta 100 C y una eficiencia para

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Marco Terico

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inhibir la formacin de carbonato de calcio mayor que cualquiera de los inhibidores

comerciales evaluados. La eficiencia del inhibidor se ve afectada al aumentar el nivel

de saturacin de calcio en el agua, y la temperatura. Se determin que el mecanismo

de inhibicin viene asociado a la modificacin morfolgica de los cristales decarbonato de calcio, hacindolos menos incrustantes. Este trabajo investigativo

muestra los primeros avances en el desarrollo del inhibidor de incrustaciones a base

del gel delAloe vera y sus propiedades

Castillo L. (2005) Estudio de la factibilidad tcnica de aplicacin de

biopolmeros y efecto de las nanopartculas en el tratamiento de incrustaciones y

corrosin en la industria del gas. Trabajo Especial de Grado. Universidad Central

de Venezuela.

La investigacin tuvo como objetivo determinar la factibilidad tcnica de utilizar un

biopolmero para prevenir los fenmenos de corrosin e incrustaciones en la industria

del gas natural, adems de evaluar la sinergia de la aplicacin con nanopartculas

utilizadas en el endulzamiento del gas. En el trabajo se realiz la caracterizacin del

biopolmero mediante anlisis elemental infrarrojo, se busc un solvente apropiado

para aplicarlo y se estudi su estabilidad trmica y qumica, adems, se determin su

peso molecular promedio y una concentracin crtica (C*) por medio del estudio del

comportamiento reolgico. Se concluy que el biopolmero no fue corrosivo a las

condiciones estudiadas aunque se presentaron daos al metal asociados a corrosin

localizada. Como inhibidor de incrustaciones, el biopolmero demostr una eficiencia

del 80%, en comparacin a la de inhibidores comerciales que presentaron eficiencias

entre 15% y 38% al ser sometidos a iguales condiciones de ensayo. Se concluy

tambin que el mecanismo de inhibicin de formacin de carbonato de calcio es la

adsorcin y aglomeracin del material polimrico en la superficie del ncleo delcristal. Se demostr que el efecto de inhibicin no se vea afectado por la presencia de

nanopartculas usadas para el endulzamiento del gas. Este trabajo aporta resultados de

la aplicacin del inhibidor a base de Aloe vera en sistemas de produccin de gas

natural.

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Marco Terico

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Duplat, S.; Mndez, M.; Torres, L.; Martnez, I. (2002). Evaluacin de la

problemtica de formacin de incrustaciones en la UEY Furrial (Campo Furrial

Este y Planta Deshidratacin Jusepn). Informe Tcnico PDVSA - Intevep.

En el informe se presenta una evaluacin de la tendencia incrustante del agua de

diversos pozos pertenecientes a cinco diferentes yacimientos (Naricual Superior,

Medio, Medio/Superior, Inferior y Cretaceo) del campo Furrial Este. Se jerarquizaron

en una matriz de criticidad los pozos segn su frecuencia de falla y tendencia

incrustante, y se seleccionaron pozos candidatos a pruebas de campo con mtodos

anti-incrustantes qumicos y/o fsicos. Se evalu tambin, mediante un ensayo de

campo, la tendencia incrustante del agua producto de la deshidratacin del crudo en

una planta de Jusepn, encontrndose depsitos de CaCO3y poca tendencia corrosiva

del agua. Este trabajo investigativo aport el protocolo de evaluacin de la

problemtica que surge a partir de la presencia de material incrustante en un sistema

de produccin de hidrocarburos real.

Duplat, S.; Mndez, M. (2002). Mtodos de control y remocin de

incrustaciones de carbonato de calcio en instalaciones petroleras. Informe

Tcnico PDVSAIntevep

En el informe se presenta una evaluacin comparativa de los mtodos disponibles

para evitar la formacin de incrustaciones de calcita y eliminar depsitos incrustantes

ya existentes. Se presentan las ventajas de mtodos fsicos (tratamiento magntico del

agua, recubrimientos internos polimricos y control de presin y/o temperatura),

mtodos qumicos (limpieza cida y agentes quelantes), y mtodos mecnicos

(hidrojet, herramientas comunes de limpieza). Se estudi un caso especfico en El

Furrial y se propusieron pruebas de campo aplicando Tratamiento Magntico del agua

e inhibicin de incrustaciones. El trabajo aporta las primeras nociones sobre la

presencia de incrustaciones en sistemas de produccin de hidrocarburos, y muestra

las distintas alternativas con las que se cuenta para solventar la problemtica.

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Marco Terico

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2.2 BASES TERICAS

2.2.1 Aguas de produccin

El agua se encuentra en todos los campos de produccin de hidrocarburos, y es el

fluido ms abundante en estos (Bailey, et al, 2000). En la mayora de los campos

maduros los volmenes de produccin de agua son enormes; en general se estima que

por cada barril de petrleo se generan como mnimo tres barriles de agua (Arnold, et

al, 2004).

El agua desempea diferentes roles durante el proceso de produccin de

hidrocarburos (Figura 2.1). Durante la produccin en hoyo (etapa 1) puede tenerse la

presencia de agua buena que impulsa la produccin de los hidrocarburos y es

producida a una tasa inferior al lmite econmico de la relacin agua/petrleo. En la

misma etapa puede tenerse agua catalogada como mala la cual no aporta a la

produccin de petrleo, o bien el volumen producido de este no es suficiente para

compensar el costo asociado con el manejo de esta agua. En superficie (etapas 2 y 3)

el agua proveniente de la formacin se separa del gas y el petrleo, y se somete a

tratamientos qumicos, parte del agua tratada ser desechada, mientras que una

porcin pasar a la etapa de reinyeccin (etapa 4), contribuyendo al barrido del

petrleo del yacimiento.

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Marco Terico

18

Figura 2.1. Rol del agua durante la produccin de hidrocarburos (Arnold, et al, 2004)

Las tcnicas modernas de evaluacin de campos, combinadas con el manejo del ciclo

del agua, permiten mejorar la rentabilidad, la productividad y el factor de

recuperacin de hidrocarburos del campo petrolero. Pero segn se va incrementando

la cantidad de agua asociada al crudo, se presentan mayores problemas en el manejo

de los fluidos, siendo el ms recurrente y el de mayor impacto en las operaciones, la

formacin y deposicin de slidos inorgnicos (Castillo, 2008).

2.2.2 Caractersticas del agua subterrnea

La composicin qumica del agua subterrnea natural se define a partir de los anlisis

de las muestras recogidas adecuadamente y se cuantifica por medio de laconcentracin de cada constituyente analizado. Aunque son ms de 50 los

constituyentes y propiedades del agua subterrnea natural que pueden encontrarse

cuantificados en anlisis qumicos, por lo general, slo se determinan entre 10 y 20

parmetros fundamentales (Porras, 1985).

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Aunque la composicin media del agua subterrnea suele considerarse invariable en

un acufero o porcin del mismo, no debe olvidarse que las interacciones medio-agua,

que determinan dicha composicin, son procesos dinmicos que se desarrollan a

ritmo diverso, tanto en el espacio como en el tiempo. En consecuencia, lacomposicin del agua subterrnea debe contemplarse con la perspectiva de su posible

variacin espacio-temporal. Una composicin qumica concreta, por lo tanto, no

queda completamente definida si no se refiere a un lugar y momento determinados.

A pesar de la gran variedad de los elementos presentes en el agua subterrnea y la de

sus concentraciones, estos han sido clasificados por su frecuencia de aparicin y valor

de concentracin decrecientes. A continuacin se presenta la clasificacin:

Constituyentes mayoritarios

Aniones: HCO3-, Cl-, SO4

-2, NO3-.

Cationes: Ca+2, Mg+2, Na+, K+, NH4+.

Otros: CO2, O2, SiO4H4 SiO2.

Constituyentes minoritarios

Aniones: F-, S-2, SH-, Br-, NO2-, PO4

-3, BO3-.

Cationes: Mn+2, Fe+2, Li+, Sr+2, Zn+2.

Constituyentes traza

Al+3, Ti+4, Co+2, Cu+2, Pb+2, Ni+2, Cr+3, etc.

Adicionalmente, el agua contiene naturalmente concentraciones de slidos disueltos y

slidos suspendidos. Las concentraciones de slidos disueltos en aguas subterrneas

comnmente son menores a 5000 mg/L, aunque algunas salmueras naturales pueden

tener concentraciones de hasta 300 mil mg/L. Los slidos disueltos pueden estar

constituidos por material inorgnico de morfologa cristalina, que tiende a aumentar

de tamao siguiendo un proceso llamado nucleacin (Cavano, 2005).

El agua subterrnea, como consecuencia de su composicin qumica y de acciones

externas, presenta una serie de propiedades o caractersticas fisicoqumicas: color,

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Marco Terico

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turbidez, sabor, alcalinidad, dureza, etc. Estas propiedades varan en el espacio y en el

tiempo.

A continuacin se describen las caractersticas fisicoqumicas ms representativas de

las aguas de produccin.

Temperatura.A efectos prcticos puede considerarse que en los acuferos existe

una zona neutra, de temperatura constante, por encima de la cual la influencia

trmica ms significativa es la de las variaciones diarias o estacionales de la

temperatura ambiente. Por debajo de esta zona, el factor preponderante es el gradiente

geotrmica o variacin de la temperatura con la profundidad qu, en reas

continentales, se considera normal cuando es de 3C/100 m.

En general, la temperatura de las aguas subterrneas es muy poco variable. Sin

embargo, ste es un parmetro importante en lo que se refiere al control de las

reacciones qumicas que ocurren en el sistema acuoso, en particular cuando entre

reas diferentes del acufero existen notables diferencias de temperatura que pueden

influir en la solubilidad de determinadas substancias como el carbonato de calcio.

pH.Las molculas de agua se disocian parcialmente segn la Ecuacin 1:

2 + + (1)

Reaccin para la que se cumple que

+

2= (2)

Siendo K una constante que depende de la temperatura y las actividades o fracciones

molares que realmente intervienen en la reaccin. Ya que [H+] y [OH-] son muy

pequeas en relacin con [H2O], puede tomarse [H+] [OH-] = K H2O= 10

-14 (a 25

C).

Se define pH = - log [H+]. El valor del pH define la acidez de un agua, siendo para

aguas neutras pH = 7, para aguas cidas pH < 7, y para aguas bsicas pH > 7.

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Por regla general, el pH de las aguas naturales se mantiene entre 6,5 y 8, aunque

excepcionalmente puede variar entre 3 y 11.

El pH juega un papel importante en muchos procesos qumicos y biolgicos de las

aguas subterrneas naturales (equilibrio carbonatado, procesos redox, etc.).

Dureza.La dureza de un agua mide la capacidad de sta para consumir jabn o

producir incrustaciones. Aunque en la reaccin con jabn para producir compuestos

insolubles pueden intervenir Ca, Mg, Fe, Mn, Cu, Ba, Zn, etc., comnmente la dureza

se define en trminos de contenido de Ca y Mg (dureza total).

La dureza suele expresarse en mg/L (ppm) CaCO3. En aguas subterrneas naturales

este parmetro vara entre 10 y 300 mg/L CaCO3pudiendo llegar a 2000 o ms. En la

Tabla 2.1 se presenta la clasificacin que se hace del agua segn su dureza.

Tabla 2.1. Clasificacin del agua segn su dureza

Rango de dureza(mg/l de CaCO3)

Descripcin

0-50 Extremadamente suave50-100 Muy suave100-150 De suave a moderadamente dura

150-300 Dura>300 Muy dura

Las aguas duras son, por lo general, incrustantes en tanto que las blandas suelen ser

corrosivas.

Alcalinidad.Este parmetro determina la capacidad del agua de neutralizar cidos.

En la mayora de las aguas naturales la alcalinidad es producida prcticamente por los

iones carbonato y bicarbonato, por lo que el parmetro generalmente representa una

medida de la concentracin de ambos iones en el agua.

La alcalinidad suele expresarse, al igual que la dureza, en mg/L (ppm) de CaCO3.

Para las aguas subterrneas, el valor de este parmetro est comnmente contenido

entre 100 y 300 mg/L (ppm) de CaCO3.

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Marco Terico

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2.2.3 Aseguramiento de flujo

Dentro de los procesos de produccin de hidrocarburos, el aseguramiento del flujo es

la operacin cuya finalidad consiste en generar un flujo confiable, manejable y

rentable de los fluidos producidos desde el yacimiento hasta el punto de venta. Para

lograr esto se utiliza el conocimiento de las propiedades de los fluidos y el anlisis

trmico-hidrulico del sistema lo cual permite desarrollar estrategias de prevencin y

control de depsitos slidos como incrustaciones, asfltenos, hidratos, parafina,

arena, agua, corrosin, etc., que podran afectar la trayectoria del fluido.

El aseguramiento de flujo es un trmino acuado en la dcada de los noventa por la

petrolera Petrobras. El trmino en portugus fue Garanta de Fluxo, que se traduce

literalmente a Garantizar el Flujo. (Bai, y Bay, 2005).

El presente Trabajo Especial de Grado se centra en la problemtica asociada a la

presencia de material incrustante, por lo que a continuacin se realiza una descripcin

detallada de este fenmeno.

2.2.4 Incrustaciones

Las incrustaciones se definen como un depsito secundario de compuestos qumicosinorgnicos, causado por la presencia o flujo de fluidos en un sistema al menos

parcialmente hecho por el hombre. La generacin de incrustaciones se debe a los

cambios en las condiciones termodinmicas, cinticas e hidrodinmicas en que fueron

encontrados y producidos los fluidos nativos de la formacin (Vetter, 1976).

Adicionalmente, la inyeccin de agua como mecanismo de recuperacin mejorada

causa la reaccin qumica entre el agua inyectada y los slidos y fluidos del

yacimiento, pudiendo dar paso a la formacin de incrustaciones debido a problemas

de compatibilidad entre las fases mezcladas (Vetter, et al, 1982).

La principal causa de formacin de incrustaciones es la sobresaturacin inica en el

agua, especialmente de iones de calcio (Ca+2) y magnesio (Mg+2), los cuales estn

disueltos en la fase acuosa. Los cationes (Ca+2) reaccionan con los aniones

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bicarbonato (HCO3-) y carbonato (CO3

-), tambin en solucin, y que tienen su origen

en el dixido de carbono (CO2) disuelto naturalmente en el agua. De esta manera se

produce un proceso de cristalizacin el cual da origen a precipitados de carbonato de

calcio (CaCO3) (Figura 2.2), los cuales son responsables del tipo ms comn deincrustaciones (He, 1999; Nalco, 2004).

Figura 2.2. Pozo del Estado Barinas afectado por incrustaciones de CaCO3

Adems del carbonato de calcio (CaCO3), existen otros compuestos de naturaleza

incrustante como lo son el sulfato de calcio (CaSO4), el sulfato de estroncio (SrSO4),y el sulfato de bario (BaSO4).

2.2.5 Formacin de incrustaciones

La formacin de incrustaciones comienza cuando es perturbado el estado de cualquier

fluido natural de forma tal que se exceda el lmite de solubilidad de uno o ms de sus

componentes (Crabtree, et al, 1999). El proceso total de la formacin de

incrustaciones puede ser descrito por una serie de pasos, tal como se muestra en la

Figura 2.3.

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Figura 2.3. Proceso de formacin de incrustaciones (Nalco, 2004)

Como se observa en la Figura 2.4, en primer lugar, las especies catinicas y

aninicas, disueltas en el agua, chocan dando origen a la formacin de pares inicos

en solucin. Luego, estos pares inicos pasan a constituir microagregados, y algunos

de estos agregados se convierten en centro de nucleacin para la cristalinizacin. An

en solucin, se forman microcristales, los cuales se aglomeran y fusionan,

aumentando de tamao y formando macrocristales. Estos macrocristales continan

creciendo a travs de la adsorcin sobre ellos de ms iones en solucin hasta queeventualmente forman una pelcula en una superficie, la cual crece hasta formar un

depsito con caractersticas incrustantes.

2.2.6 Mecanismos de nucleacin

Nucleacin homognea

El primer desarrollo de incrustaciones dentro de un fluido inicamente saturado se

denomina nucleacin homognea (Crabtree, et al, 1999), este proceso consiste en laformacin de grupos de tomos inestables (Figura 2.4), que forman pequeos

cristales, provocados por fluctuaciones locales en el equilibrio de la concentracin de

iones en las soluciones sobresaturadas. Luego de esto, los cristales aumentan de

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tamao debido a la adsorcin de iones sobre las imperfecciones de las superficies de

estos.

Figura 2.4. Formacin de incrustaciones por nucleacin homognea (Crabtree, et al, 1999)

La energa libre superficial del cristal disminuye rpidamente a medida que esteaumenta de radio, una vez superado un cierto radio crtico, esta reduccin de la

energa libre superficial aporta la energa necesaria para que el cristal crezca. Esto

implica que los cristales grandes tienden a un continuo crecimiento, mientras que los

cristales pequeos se pueden redisolver.

Nucleacin heterognea

El crecimiento cristalino tambin puede iniciarse sobre una superficie preexistente

lmite de fluidos, lo cual se denomina nucleacin heterognea (Figura 2.5). Los sitios

en que se produce la nucleacin heterognea incluyen los defectos en la superficie,

como las asperezas en la superficie de los tubos o caoneos en las tuberas de

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produccin, o incluso en las juntas y las costuras de las tuberas de produccin y en

los tubos de conduccin

Figura 2.5. Formacin de incrustaciones por nucleacin heterognea (Crabtree, et al, 1999).

2.2.7 Formacin y precipitacin del CaCO3

Los depsitos de carbonato de calcio resultan de la precipitacin del compuesto deacuerdo a la siguiente ecuacin de equilibrio:

+2( ) + 32

( ) 3() (3)

La mayora de los yacimientos de hidrocarburos contienen cementos de carbonato

mineral y dixido de carbono. Cuando el dixido de carbono est en contacto con

agua, se disuelve y forma cido carbnico de acuerdo a la Ecuacin 4.

2() + 2() 23() (4)

La ionizacin del cido carbnico se ilustra en las siguientes ecuaciones:

23( ) +( ) + 3( ) K3 = 4,54 x 10

-7 (5)

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27

3( ) 3

2( ) +

+( ) K4= 5,61 x 10

-11 (6)

De las ecuaciones anteriores, se puede observar que el cido carbnico se ioniza

formando el ion hidrgeno e ion bicarbonato. Dado que la segunda constante deionizacin del cido carbnico (K4) es mucho menor que la primera constante, los

iones bicarbonato superan vastamente en nmero a los iones carbonato presentes bajo

circunstancias normales. Se cree que el carbonato de calcio disuelto no existe en

forma de iones calcio y carbonato en solucin, sino como iones calcio e iones

bicarbonato. Por esto, la precipitacin de carbonato de calcio puede ser expresada por

la siguiente ecuacin:

+2

( ) + 23( ) 2() + 2() + 3() (7)

2.2.8 Caractersticas del CaCO3

Dependiendo del medio en el que se dan las reacciones que conllevan a la formacin

del carbonato de calcio, este puede precipitar adquiriendo diferentes estructuras,

tenindose al menos 6 tipos de distintas morfologas para el compuesto (Mukkamala,

et al, 2006), clasificadas como:

HidratadosAmorfo (CaCO3 : CaCO3)

Ikaita (CaCO3 6H2O)

Monohidratado (CaCO3 H2O)

No hidratados

Vaterita

Aragonita

Calcita

En la Figura 2.6 se muestran las distintas morfologas de las especies no hidratadas de

carbonato de calcio.

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Figura 2.6. Distintas morfologas cristalinas para el CaCO3no hidratado, obtenidas por Microscopa

Electrnica de Barrido. a) calcita, b) aragonita, c) vaterita. (Mukkamala, 2006).

Los arreglos cristalinos de las distintas morfologas de carbonato de calcio

deshidratados se detallan en la Figura 2.7.

Figura 2.7. Arreglos cristalinos de las distintas formas deshidratadas de CaCO3(Castillo, 2008).

El tipo de morfologa le confiere al carbonato de calcio distintos niveles de

estabilidad. La calcita, aragonita y vaterita son tipos de carbonato de calcio

frecuentemente encontrados en operaciones de produccin de hidrocarburos, sin

embargo, la calcita tiene la mayor estabilidad bajo las condiciones de campo, y por lo

tanto es la morfologa ms comn encontrada del carbonato de calcio (Moghadasi,

2004).

En la Figura 2.8 se detallan los grados de estabilidad segn las distintas formas en

que puede encontrarse el carbonato de calcio.

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Figura 2.8. Solubilidad del CaCO3en funcin de la estabilidad termodinmica (Castillo, 2008)

2.2.9 Factores que controlan la precipitacin de CaCO3

La solubilidad del carbonato de calcio se ve afectada por distintos parmetros, estos

son:

Concentracin de Ca+2y HCO3-. Cuando las dos especies inicas se encuentran

en el medio en una concentracin tal que sobrepasan el producto de solubilidad

(Ks=10-8mol/L a 20 C) del compuesto (CaCO3), este comienza a precipitar, debido a

que se excede la capacidad del agua de mantener dichos iones en solucin.

Al disminuir la concentracin de alguna de las especies que forman el carbonato de

calcio (Ca+2 y HCO3-) se altera el equilibrio qumico presentado en la Ecuacin 5,

causando la disolucin del carbonato de calcio a fin de restablecer dicho equilibrio(Duplant y Mndez, 2002).

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30

pH: Como se muestra en la Ecuacin 8, la formacin del carbonato de calcio

depende de la concentracin de protones (H+) en el medio.

3() ++(

) +2(

) +3

( ) (8)

Cuando se aumenta la concentracin de H+en el sistema, la reaccin qumica busca

de nuevo el equilibrio y se desplaza hacia la formacin de iones calcio (Ca+2) y

bicarbonato (HCO3-), disolviendo el CaCO3. As, una disminucin del pH del sistema

conduce a la disolucin del carbonato de calcio, mientras que un aumento del pH del

sistema favorecer la precipitacin de esta sal (Duplant y Mndez, 2002).

Temperatura. La formacin de incrustaciones de carbonato de calcio se ve

favorecida con el aumento de la temperatura. Esta afecta tanto la solubilidad de gases

en solucin como la velocidad de la reaccin. En general, a mayor temperatura mayor

velocidad de reaccin. La solubilidad de muchos compuestos incrementa con la

temperatura; sin embargo, para el carbonato de calcio esta relacin es inversa y se ve

favorecida la formacin de incrustaciones con el aumento de la temperatura.

Cuando aumenta la temperatura, la solubilidad de gases cidos tales como el dixido

de carbono (CO2) y el sulfuro de hidrgeno (H2S) disminuye, por lo que ocurre una

desorcin de estos gases del medio acuoso, originando un incremento en el pH del

medio, favoreciendo la formacin de incrustaciones de carbonato de calcio (Duplant

y Mndez, 2002).

En la Figura 2.9 se observa la disminucin de la solubilidad del carbonato de calcio

con la temperatura.

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Figura 2.9. Variacin de la solubilidad del CaCO3respecto a la temperatura (Mata, 2007)

Presin.La solubilidad de un gas en un lquido depende directamente de su presin

parcial. Al aumentar la presin aumenta la solubilidad de gases como el CO2 en el

medio acuoso, provocando una disminucin del pH y por consecuencia, una

disminucin en la precipitacin del carbonato de calcio.

Las cadas de presin son una de las principales causas de la deposicin de CaCO3en

instalaciones de produccin. Estas cadas pueden generarse a travs de vlvulas,accesorios y deformaciones geomtricas, induciendo turbulencia en el agua, lo cual

ayuda a superar los efectos de sobresaturacin e iniciar la precipitacin (Duplant y

Mndez, 2002).

Concentracin de dixido de carbono.El dixido de carbono (CO2) influye en la

solubilidad del carbonato de calcio debido a la reaccin de ste con el agua y el

CaCO3para formar iones bicarbonatos de calcio, que son compuestos solubles en el

agua. Al incrementar la concentracin de dixido de carbono se favorece laformacin del bicarbonato de calcio, y por ende, disminuye la deposicin del

carbonato de calcio.

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2.2.10 Prediccin de la tendencia de formacin de incrustaciones de CaCO 3

Para un agua determinada, la tendencia de formar carbonato de calcio se puede

predecir de clculos que involucran dureza del agua, alcalinidad total, slidos

disueltos totales, pH, y temperatura. Los indicadores comnmente usados son el

ndice de Saturacin de Langelier (LSI), el ndice de Estabilidad de Ryznar (RSI),

ndice de Incrustacin de Puckorius (PSI), y el ndice de Saturacin de Stiff-Davis.

A pesar de que estos indicadores de saturacin son ampliamente usados para

determinar lmites operativos y requerimientos de tratamiento antiincrustante, estos

no pueden considerarse definitivos. Los mtodos predictivos proveen aproximaciones

tiles de tendencia de formacin de carbonato de calcio, pero no pueden reemplazar

enteramente un monitoreo constante del desempeo y estado de equipos e

instalaciones.

Los ndices de saturacin estn diseados nicamente para predecir la tendencia

incrustante del agua y no corrosividad. Los distintos modelos predictivos no fueron

ideados como medida de la tendencia corrosiva sobre acero al carbono u otros

metales, de hecho, estos le dan poca atencin a los contenidos de cloruro y sulfato,

especies que se reconocen como las de mayor contribucin en la formacin decorrosin (Cavano, 2005).

ndice de saturacin de Langelier (LSI)

La utilizacin del mtodo permite predecir si el agua fresca saturada con oxigeno

disuelto forma incrustaciones de carbonato de calcio. El ndice de saturacin de

Langelier surge de relacionar el pH real del agua con el pH de la misma saturada con

carbonato de calcio, obtenido este ultimo a partir de dos constantes empricas y las

concentraciones de calcio, bicarbonatos y carbonatos del agua.

El rango de clculo es 0-800 ppm de slidos totales disueltos (TDS), y temperaturas

entre 0-90 C.

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La ecuacin emprica de este ndice se expresa en la Ecuacin 9.

= (9)

Donde:

- pH: valor real del pH del agua

- pHs: pH al cual el agua estara saturada con CaCO3

= + + (10)

= log1

+2/ (11)

= log 1 / (12)

- Alk M: Alcalinidad Total = CO3-2 + HCO3-, equivalentes en mg/L CaCO3

- Ct: Constante, la cual es funcin TDS y la temperatura

La interpretacin del LSI se presenta en la Tabla 2.2 (Cavano, 2005)

Tabla 2.2 Interpretacin del LSI

Caso InterpretacinLSI > 0 Se prev la formacin de incrustaciones

LSI = 0El agua est en estado esencialmente neutro. No seanticipa la formacin de incrustaciones

LSI < 0 Se anticipa remocin de incrustaciones

El ndice de Saturacin de Langelier es ms til para predecir la tendencia incrustante

de sistemas a gran escala (en los cuales la velocidad del flujo es lenta), tal como un

embalse o instalacin de tratamiento de agua (Castillo, 2008).

ndice de estabilidad de Ryznar (RSI)

En 1944, J. Ryznar desarroll una ecuacin emprica para calcular el ndice de

estabilidad de un agua dulce a presin atmosfrica (Ecuacin 13). Este ndice no

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solamente indica la tendencia incrustante del agua, sino que tambin da una

estimacin semi-cuantitativa de la cantidad de incrustacin que se formar.

= 2 (13)Donde:

- pH: valor real del pH del agua

- pHs: pH al cual el agua estara saturada con CaCO3

El valor de pHs se calcula aplicando las Ecuaciones 10, 11 y 12.

Los valores del ndice de Ryznar siempre son positivos y se pueden interpretar de

acuerdo a los criterios mostrados en la Tabla 2.3 (Cavano, 2005).

Tabla 2.3. Interpretacin del RSI

Caso Interpretacin

RSI < 6 Se anticipa la formacin de incrustaciones

RSI = 6Agua esencialmente neutra, se puede presentarbaja formacin de incrustaciones

RSI > 6 Se espera remocin de incrustaciones

RSI > 8,5 Remocin agresiva de incrustaciones

El ndice de estabilidad de Ryznar se adapta a sistemas de agua dulce a gran escala, a

presin atmosfrica (Castillo, 2008).

ndice de incrustacin de Puckorius (PSI)

Este mtodo introduce dos parmetros crticos que otros mtodos no consideran: la

capacidad tampn del agua, y la cantidad mxima de precipitado que se puede formaral traer el agua al equilibrio.

La capacidad tampn se refiere a la facultad que presenta el agua en mantener

constante el nivel de pH al aadirse cidos o bases. Un tampn o buffer, por lo

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general, radica en sales solubles en agua que son producto resultante de la reaccin

entre un cido dbil y una base fuerte, como el carbonato de calcio.

El ndice de incrustacin de Puckorius procura cuantificar la relacin entre el estado

de la saturacin y la formacin de incrustacin, incorporando un estimado de la

capacidad tampn del agua dentro del ndice.

El PSI es calculado de una forma similar al RSI. Puckorius utiliza un equilibrio pH

ms que un sistema real pH para explicar los efectos tampn (Ecuacin 14).

= 2 (14)

Donde:

- pHs : pH al cual el agua estara saturada con CaCO3

- pHeq : 1,465 x log10 [Alcalinidad] + 4,54; 1,465 y 4,54 son constante empricas

que permiten determinar el pH de equilibrio de un sistema

- Alcalinidad = [HCO3-] + 2 [CO3-2] + [OH-], equivalentes en mg/L CaCO3

Convenientemente, el ndice de Incrustacin de Puckorius usa el mismo sistema

numrico (e interpretacin general) del ndice de Estabilidad de Ryznar. (Cavano,2005). Tal interpretacin se presenta en la Tabla 2.3.

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