A-A05-Selection of Technology for Produced Water Treatment

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Selection of Technology for Produced Water Treatment
  Selección de Tecnología para el Tratamiento del Agua Producida Abstracto La tecnología seleccionada para el maquillaje (MU) y el agua producida (PW) El tratamiento de las instalaciones térmicas (CSS), Steam Flood (SF) y drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD)  juega un papel importante en el CAPEX y OPEX de la planta Este documento resume las ventajas y desventajas de las tecnologías disponibles para el tratamiento de PW y presenta un estudio de caso para establecer la mejor solución para el diseño actual de la planta comercial de Kuwait Oil Company (KOC) para su fase inicial de operación. El tiempo de recolección de datos de diseño para PW del piloto no está disponible para seleccionar la tecnología adecuada para el tratamiento de PW Debido a la falta de un análisis adecuado de PW, se adoptó un enfoque conservador para seleccionar la tecnología de tratamiento PW utilizando el análisis de La formación de agua con alto contenido total de sólidos disueltos (TDS) .Para los altos TDS la tecnología seleccionada fue el sistema de compresión mecánica de vapor (MVC), una unidad con alto CAPEX y OPEX y es totalmente una nueva tecnología para el proceso CSS y SF. Con el estudio de caso, el documento demuestra que, aunque el agua de formación es de alta TDS, pero la cantidad de PW acoplado por barril de crudo podría ser muy baja. Así, con el proceso CSS y SF, el contenido de TDS del agua producida podría reducirse sustancialmente y MVC puede no ser una opción. Los datos de campo mostraron que la cantidad suficiente de agua MU está disponible, la necesidad de reciclar PW puede ser diferida. La tecnología para el tratamiento de PW se seleccionará sobre la base de los datos operativos iniciales. La propuesta aceptada ayudará al proyecto a seleccionar la tecnología apropiada basada en datos apropiados de la planta comercial y puede conducir a un diseño práctico y económico. Introducción Debido a la industrialización global y el crecimiento de la población, la demanda de energía está aumentando que las fuentes de combustible del mundo pueden sostener. Aunque la energía nuclear, el biocombustible, el solar, el viento, las mareas y la energía geotérmica se están desarrollando continuamente, el mundo seguirá dependiendo del carbón y del petróleo convencional hasta que haya un gran avance tecnológico. Sin embargo, la cantidad de aceite convencional se está agotando y en la actualidad el aceite ligero convencional es mucho más bajo en cantidad que el aceite pesado (HO) (API <220). Las reservas de petróleo convencional son alrededor del 30% en todo el mundo, mientras que las reservas de petróleo pesado representan alrededor del 70% de las reservas totales de petróleo. Por lo tanto, se está intentando recuperar este aceite usando varios medios. Problema con HO es su gran viscosidad a partir de decenas de cP a miles de cP y la presión del depósito es bastante baja. Por lo tanto, no fluye por sí mismo y hay una necesidad de reducir la viscosidad y aumentar la presión del depósito. Aunque se están probando las inundaciones de agua, CHOPS, levantamiento artificial, Vapex, THAI, etc., el éxito de la recuperación de HO mediante la inyección de vapor es muy prometedor. Vale la pena mencionar la exitosa extracción de petróleo pesado por CSS y SF en Cold Lake (Canadá), el campo de Baker (EE.UU.), Duri (Indonesia) y el aceite de arena en Canadá por SAGD.  Especificaciones y calidad de vapor de agua de alimentación de caldera (BFW): BFW Especificación: Las plantas térmicas para la recuperación de petróleo pesado como CSS y SF requieren una cantidad considerable de vapor de hasta 3 a 8 barriles de vapor (Cold Water Equivalent también denominado CWE) por cada barril de petróleo para SF. Inicialmente, el vapor generado a partir de agua MU se suministra a partir de fuentes de agua regulares como lago, río, agua de mar o de acuíferos, etc. Pero, el tratamiento de agua dependerá del tipo de caldera utilizada es decir, una vez a través del generador de vapor (OTSG) o caldera de tambor. La especificación típica de BFW se muestra en la Tabla 1. Selección de Calidad de Vapor En todo el mundo, para operaciones CSS y SF, se comprobó que la calidad del 80% (80% en peso de vapor y 20% en peso de agua) o vapor de baja calidad (hasta 55%) era eficaz para la producción de petróleo pesado. Un estudio de Chevron 2 demostró que la calidad del vapor inyectado es específica de campo y se determinará a través de plantas piloto y el uso de vapor al 100% no tiene otra ventaja que la distribución de vapor. Por lo tanto, el uso de la caldera de tambor es casi inexistente en las instalaciones de CSS y SF. La simulación de los depósitos internos por el grupo de desarrollo de petróleo pesado de KOC también demostró que la producción de petróleo del campo KOC HO se regirá por la cantidad de masa inyectada no por la cantidad de calor introducido. Un estudio adicional en el actual FEED 3 demostró que al usar 80% de vapor de calidad, en lugar de 100% de vapor, el costo del combustible podría ser ahorrado en un 10-15%. Por lo tanto, para el proyecto de aceite pesado KOC, se ha seleccionado OTSG que produce un vapor de calidad del 80% para la inyección de vapor.  También hay otros beneficios para el uso de vapor de baja calidad a través de OTSG que incluye una menor emisión de gases de efecto invernadero debido a un menor uso de combustible y un tratamiento BFW menos estricto para OTSG como se muestra en la Tabla 1. Necesidad de Reciclaje de PW Como se mencionó anteriormente, el vapor en el comienzo del proceso proviene únicamente del agua MU. Una vez que la producción de aceite comienza, una parte importante (90- 100%) del condensado de vapor inyectado junto con agua de formación vuelve con el crudo HO. Esta agua se llama PW. Se espera que el vapor inyectado no sea completamente compensado por el PW debido a las pérdidas en el embalse, la pérdida a través de los efluentes, el agua transportada con el petróleo crudo producido y la humedad transportada con el gas producido. Por lo tanto, algunos MU agua siempre será necesario. Si esta agua MU será tratada por separado o junto con PW será dictada por la composición química de MU agua y PW. Como se señala a continuación, hay varios factores que imponen el reciclaje de PW: ã Limitación del suministro de agua a través de la regulación (Canadá)   ã Ley de  Agua Limpia (US) - no hay disposición de efluentes a los ríos, lago o mar que fluyen ã La inyección profunda de agua de efluente no es posible debido a restricciones geológicas   ã La inyección de pozos de efluentes lleva a la contaminación potencial de acu íferos de agua dulce ã Zero Liquid Discharge, ZLD - impuesto por la autoridad local (en muchos lugares en EE.UU. y Canadá) Sin embargo, la composición de la PW dependerá de varios factores como la cantidad de vapor (relación aceite de vapor, SOR) y la calidad (80% o menos) inyectada, la composición del agua de formación, la saturación de agua del reservorio, el tipo de depósito (arenisca o piedra caliza) Tipo), efecto de la temperatura en el agua de la formación y reacción del vapor y del condensado en las rocas de la formación. Dependiendo de la contribución de los factores anteriores, se determinará la calidad del PW y su proceso de tratamiento. Las calidades típicas de PW se muestran en la Tabla 2.  Para SAGD, el SOR es en su mayoría 3.0 y aproximadamente el 90% de vapor vuelve como PW. Como el 100% de vapor se inyecta en SAGD, el sólido presente en el PW proviene principalmente del suelo debido a la reacción o lixiviación. Por lo tanto, la cantidad de TDS es normalmente baja (menos de 12000 ppm) en los casos más reportados. Sin embargo, para CSS / SF la calidad del agua podría ser muy diferente dependiendo del SOR y la reacción del vapor húmedo con el suelo. El contenido de sílice en PW podría ser bastante alto debido a la reacción de agua alcalina presente en el vapor inyectado (80% de calidad, es decir, 80% de vapor y 20% de agua) con un pH de 8-10. El contenido de TDS en el PW también dependerá de la calidad y cantidad de agua de formación que viene con el PW. Para el depósito de piedra caliza, el TDS de la PW se informa que es más alto que el combinado TDS de la formación y agua con el 80% de calidad de vapor. Esto se debe a la reacción del vapor con la piedra caliza del depósito. Criterios de selección del tratamiento PW PW siempre estará asociado con petróleo crudo. La separación del petróleo crudo de PW es bastante estandarizada y no está cubierta en este documento. Por razones de simplicidad, el PW aquí se asume como debidamente desgrasado usando unidades de aguas arriba como Tambor de Liberación de Agua Libre, Tanque de Desnatado, Hidrociclón, Flotación de Gas y Filtro de Eliminación de Aceite, etc. Así, al comparar la especificación BFW (Tabla 1) y el análisis típico de PW (Tabla 2), indica que la idea principal del tratamiento PW es reducir el TDS, la dureza y la sílice. Si el contenido de TDS es alto, la sal puede precipitar dentro del tubo que conduce al fallo del tubo. La dureza es mayormente aportada por carbonato de Ca y Mg o sulfato que sigue la regla de solubilidad inversa, es decir, la solubilidad disminuye con el aumento de temperatura y puede formar una escala dura en el tubo de caldera. Para la sílice, acmite (NaFe2Si2O6) y pectolita (NaHCa2Si3O9) son las escalas más comunes que se encuentran en los tubos del generador de vapor y se verifica que son la principal causa, lo que lleva a un mayor tiempo de inactividad y reparaciones costosas. También reducen la eficiencia térmica del 1% al 15% dependiendo de la cantidad de depósitos que actúan como una capa aislante. Por lo tanto el requisito de calidad BFW es apretado como se muestra en la Tabla 1. PW método de tratamiento seleccionado se basa principalmente en el contenido de TDS de la PW. ã TDS <12000 ppm: Ablandador de Cal / Caliente Caliente (HLS / WLS) junto con la Unidad de Cálculo de Ácido Débil (WAC). La limitación de HLS / WLS es que puede eliminar la sílice que cumple considerablemente con el requisito de OTSG pero no puede producir la calidad BFW requerida para la caldera de tambor. Además, puede reducir la dureza sólo parcialmente y necesita una unidad de Cálculo de Ácido Débil (WAC) para cumplir con la especificación OTSG. ã TDS <55,000 ppm y temperatura normalmente <450C - Osmosis inversa (RO) con pretratamiento es una de las opciones. Pero el límite de temperatura de funcionamiento se impondría por la membrana utilizada.
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