Mejora en los procesos y operación de los sistemas de tratamientos de crudo en la Batería 3 Lote 8

• Autor: Acaro Girón, Ángel Manuel
• Formato: tesis de grado
• Fecha de Publicación: 2020
• Institución: Universidad Nacional de Piura
• Repositorio: UNP-Institucional
• Lenguaje: español
• OAI Identifier: oai:repositorio.unp.edu.pe:20.500.12676/3089
• Enlace del recurso: https://repositorio.unp.edu.pe/handle/20.500.12676/3089
• Nivel de acceso: acceso abierto
• Materia: incrustación; saturación; corrosión; inhibidores; emulsión; http://purl.org/pe-repo/ocde/ford#2.07.03

La producción de los hidrocarburos de los reservorios del yacimiento Yanayacu del lote 8 están vinculados a los problemas de corrosión, emulsión e incrustaciones. Las incrustaciones son depósitos asociados al agua que se produce junto a los hidrocarburos, las incrustaciones más frecuentes son las de carbonato de calcio, sulfatos de: calcio, bario y estroncio, siendo el carbonato de calcio el que se presenta como problema en la operación. Se evidencio su presencia en ductos en la batería y válvulas, se analizó las variables más influyentes para su formación como presión, temperatura, pH, sales, etc.; las cuales favorecían su precipitación. Posteriormente se caracterizó el agua con el fin de determinar la verdadera tendencia incrustante. La etapa siguiente fue implementar un tratamiento químico con el fin de remover la escama ya formada e inhibir para evitar su posterior aparición. La corrosión es un problema que se presenta en los ductos en la parte interna y externa y en todos los equipos que tienen contacto con el agua de formación, el tipo de corrosión existente es puntual, meza, ampollamiento. Su presencia se identificó en tuberías de subsuelo, superficie, separadores, válvulas, tanques, etc. Se determino que las variables más influyentes en la formación de corrosión son el CO2, agua de formación, NaCl, temperatura y la presión las cuales por contacto forman acido, para este propósito se analizó la composición del agua, se realizó análisis de gases en los separadores encontrándose porcentajes considerables de CO2. Se implemento el tratamiento químico con inhibidores fílmicos para el control interno en las tuberías de subsuelo y superficie, para el control de la corrosión en la parte externa se levanto sobre marcos H todas las tuberías evitando el contacto con el agua superficial, las tuberías sumergidas se controlan con cama de ánodos de sacrificio. El sistema de levantamiento artificial de los fluidos de subsuelo en los pozos es con bombas electro sumergibles que generan una gran turbulencia. En los equipos de separación en la batería existe un gran problema en la separación del petróleo y el agua teniendo que someter a un proceso de desalado antes de la venta en San José de Saramuro con un alto costo. Se identifico las variables más importantes para la formación de la emulsión tomando muestras en la batería y cabeza de pozo, se determinó la agitación que produce la bomba, la presencia de dos líquidos inmiscibles agua y petróleo y agentes emulsionantes. La emulsión existente en cabeza de pozo es intermedia de acuerdo a los análisis del laboratorio. Se licito para la formulación del producto químico más eficiente, añadido a las mejoras en reubicación de los puntos de inyección y rediseño de los gun garrel, separadores se mejoro completamente el tratamiento de crudo bajando de 120 a 6 Lbls de sal por cada mil barriles de petróleo, dejando de pagar los costos de las desaladoras en Saramuro. La evaluación económica del proyecto indica una alta rentabilidad.