Este documento resume un proyecto de investigación sobre el análisis y tratamiento de aguas de formación en pozos petroleros. Describe las aguas de formación, sus métodos de separación del petróleo crudo, y los análisis de laboratorio realizados incluyendo pH, alcalinidad, dureza, cloruros, sulfatos y hierro. El objetivo es conocer las propiedades de estas aguas para su posterior tratamiento y cumplir con la normativa sobre aguas residuales.

1. TRABAJO INVESTIGATIVO “AGUAS DE FORMACIÓN”
DANIEL ARAMBURO
HAROLD ALDANA
Investigación orientada hacia el análisis y tratamiento de aguas de formación en los pozos
petroleros.
PROFESORA
MARIA ISABEL SANABRIA
FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMERICA
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
BOGOTÁ
2011

2. 1. Definición:
Como agua de formación se conoce en la industria Petrolera generalmente al agua
presente en los yacimientos petroleros, ya sea emulsionada con el crudo o no. Por debajo
de cierta profundidad, todas las rocas porosas están llenas de algún fluido que
generalmente es agua, en estas rocas porosas es donde se asientan los hidrocarburos
después de su formación y posterior desplazamiento. Esta agua ocupa los espacios entre
los sedimentos que quedaron sobre los fondos de océanos y lagos antiguos, y pudo
haberse quedado allí desde la desaparición de estos o simplemente haber fluido hasta allí
como agua de infiltración en sistemas hidrogeológicos. Tal agua encerrada llamada
comúnmente agua de formación, se encuentra generalmente con el petróleo en muchos
yacimientos productivos. Esta agua ha disuelto materias minerales adicionales, ha dejado
algunas en las rocas, o ha sido diluida durante los largos períodos del tiempo geológico
que ha estado en las rocas. Lo anterior se debe a que el agua que está en la formación se
halla a la presión y temperatura de la misma, y al ser el agua un disolvente universal, con
el tiempo que ha permanecido en esas condiciones, disuelve las sales y mantiene los
diferentes iones que la conforman en un equilibrio químico.
Las características de las aguas de formación, dependen de la naturaleza química de las
formaciones geológicas por las que ha atravesado. Contienen principalmente sales
minerales, combinaciones orgánicas, gases disueltos, entre otros.
Cuando se inicia la explotación del petróleo por medio de pozos productores, el agua de
formación empieza a salir junto con el petróleo hacia la superficie, cambiando sus
condiciones de presión y temperatura. Al ser la presión y la temperatura cada vez menor,
esta agua de formación que se hallaba a condiciones de yacimiento se convierte en
sobresaturada a lo largo de la tubería de producción y en la superficie. Además, dichas
condiciones de presión y temperatura, y los choques con las paredes de la tubería en la
extracción (flujo turbulento), actúan como un emulsificante entre el agua de formación y el
aceite de petróleo; como consecuencia de esto, se forma una emulsión inversa de agua
en aceite (W/O).
Lo anterior nos lleva a que en un pozo petrolero encontramos las aguas de formación de
dos formas fundamentalmente, agua libre o fuera de emulsión, y en emulsión con el
crudo.
2. Métodos de separación del agua de formación del petróleo crudo.
 Rompimiento de emulsiones: Para promover el rompimiento de una emulsión de
crudo es necesario desplazar el emulsificante y su película, para poder generar la
coalescencia de las gotas de agua y suministrar un medio y un periodo de
asentamiento no perturbado de las gotas de agua que se han conglomerado.
Existen varios métodos para generar el rompimiento de las emulsiones en el
campo petrolero y se suelen emplear conjuntamente.
Estos métodos son los siguientes:
 Químico.
Se utilizan compuestos químicos desemulsificantes o rompedores, y el
principal efecto que estos producen sobre las emulsiones es causar una
reducción notable de la tensión superficial entre los líquidos en contacto,

3. permitiendo que las disminuidas gotas de la fase dispersa se junten y
decanten. El fenómeno en el cual las partículas más pequeñas de la fase
dispersa se juntan para formar partículas más grandes se denomina
coalescencia.
 Térmico.
Los efectos del calentamiento en la emulsión son: debilitamiento de la película
que rodea la gota de agua, variación en la densidad relativa del crudo y agua,
variación en la viscosidad del crudo, y el aumento del movimiento browniano
que poseen las partículas pequeñas en suspensión de la fase dispersa,
produciendo con esto mayor choque entre estas partículas. Produce además
una expansión de las gotas de agua que provoca que la película del agente
emulsificante se rompa.
 Mecánico.
Se utilizan instrumentos como el tricanter, que separa las fases liquidas
pesada y ligera (aceite y agua) y los sólidos disueltos en la emulsión.
 Decantación o Asentamiento.
Después de la adición del tratamiento químico es necesario permitir que este
actúe, el tiempo de retención es el tiempo necesario para que los demulsificantes
hagan su trabajo y se lleve a cabo la separación de las fases por decantación
debido a la diferencia de densidades de las mismas, para ello se cuenta con dos
facilidades.
 Tanques de decantación o asentamiento:
Se utilizan para la separación de emulsiones de agua en petróleo y el principio
se basa en la gravedad diferencial (por densidades), son los tanques donde el
crudo con demulsificante se deja reposar un tiempo adecuado (tiempo de
retención hidráulica) para lograr la caída de las partículas de agua al fondo.
Este sistema simplemente permite que el aceite y el agua se separen por
gravedad. El aceite se extrae entonces por la parte superior y el agua se extrae
por debajo
 Gun Barrel:
La emulsión se adiciona en la porción de agua que ya se ha separado; el
aceite liquido se retira por la salida cerca de la parte superior o rebose y los
extremos livianos y el gas también se recuperan.
Es muy útil ya que permite desalar el crudo por medio del lavado, ya que el
crudo pasa por agua y el agua arrastra todos los iones disueltos en ella.
3. Análisis de laboratorio realizados a aguas de formación.
El objetivo de llevar a cabo pruebas de laboratorio a las aguas de formación es el de
conocer las propiedades fisicoquímicas de las mismas para su posterior tratamiento

4. en las piscinas dispuestas para esto, y así cumplir con la reglamentación vigente para
aguas residuales.
 pH:
Es la medida de la relativa acidez o alcalinidad de un agua. Es un factor muy
importante en muchos procesos y tiene mucha influencia en la tendencia
incrustante o corrosiva de un agua. El pH es extremadamente importante debido a
que si el pH es bajo (más ácido) la corrosividad aumentara. Muchas aguas de
formación tienen un pH entre 4 y 8. H2S y CO2 son gases “ácidos” y que tienden a
bajar el pH del agua (hacerla más ácida) cuando se disuelven en el agua.
Esta prueba se realiza mediante el Método electrométrico, utilizando un pHmetro
electrónico y tomando la lectura del pH arrojada por este.
 Alcalinidad:
Se define como la cantidad de iones en el agua que reaccionarán para neutralizar
a los iones hidrógeno, también puede ser definida como una medida de la
capacidad del agua para neutralizar ácidos o la capacidad del agua para aceptar
protones.
La alcalinidad puede ser causada por diferentes iones, pero usualmente se
atribuye a los iones bicarbonato, carbonato e hidróxido. La prueba se basa en la
determinación del contenido alcalino de una muestra por titulación con una
solución estándar de ácido sulfúrico, utilizando fenolftaleína como indicador
alcalino y metil naranja como indicador ácido.
 Dureza:
Es la suma de todos los cationes metálicos que no sean Sodio y Potasio,
presentes en el agua en forma de: Carbonato, Bicarbonato, Sulfato y Cloruro,
expresados como Carbonato de Calcio. Debido a que los mayores componentes
son los cationes Calcio y Magnesio, generalmente toda la dureza se considera
debida a estos dos iones.
La dureza es un término que se utilizaba para calificar a aquellas aguas que
generalmente requerían cantidades considerables de jabón para producir espuma.
La dureza es causada por los cationes divalentes metálicos que son capaces de
reaccionar con el jabón para formar precipitados y con ciertos aniones presentes
en el agua para formar costras.
La dureza es la solución tanto de sales de calcio como de magnesio en forma de
cationes y aniones, generalmente la dureza se ha expresado en función del
carbonato de calcio (CaCO3)
 DUREZA TOTAL: La prueba está basada en la determinación del contenido de
Calcio y Magnesio en una muestra de agua por titulación con un agente
secuestrante (ácido etilendiaminotetraacético), en presencia de un agente
orgánico sensible a los iones de Calcio y Magnesio.
 DUREZA DE CALCIO: Calcio (Ca+2
): Es el mayor constituyente del agua de
formación, en ocasiones dichas concentraciones pueden llegar a tener valores
tan altos de 30000 mg/l.

5. Este catión en determinadas condiciones de presión y temperatura, se
combinan con facilidad con los aniones carbonato, bicarbonato y sulfato para
precipitar como escala adherente o generar sólidos suspendidos.
La prueba está basada en la determinación del contenido de calcio por la
titulación de la muestra con un agente secuestrante (ácido
etilendiaminotetraacético), en presencia de un agente orgánico sensible a los
iones de calcio e insensible a los de magnesio.
 Magnesio (Mg+2
): Está presente en concentraciones menores a los iones calcio
tiene la tendencia de precipitar en compañía del calcio y ser parte de la escala.
El magnesio tiene la habilidad de formar compuestos insolubles que
permanecen en suspensión.
DUREZA DE MAGNESIO = DUREZA TOTAL – DUREZA DE CALCIO
Se da en mg/L
Interpretación de la Dureza:
Dureza como CaCO3 Interpretación
0-75 agua suave
75-150 agua poco dura
150-300 agua dura
> 300 agua muy dura
______________________________________
En agua potable el límite maximo permisible es de 300 mg/L de dureza
 Cloruros:
Es el ion más predominante en el agua de formación, que caracteriza a la misma,
su mayor fuente es el cloruro de sodio (NaCl) por lo que la concentración de
cloruros es la medida de la salinidad del agua. Se considera perjudicial si supera
las 5000 ppm de concentración, por la corrosión salina que está en relación directa
con la concentración.
Su presencia en el agua procede de la disolución de suelos y rocas que los
contienen y que están en contacto con el agua. La prueba está basada en la
titulación de un agua, que contiene Ion cloruro, con una solución estándar de
Nitrato de Plata, utilizando Cromato de Potasio como indicador. En este caso el
Cromato de Potasio es un indicador químico, ya que cuando los iones cloruro han
reaccionado totalmente con el Nitrato de plata, el Cromato de Potasio es quien
empieza a reaccionar con el agente titulante, generando una coloración rojiza
propia del cromato de Plata Ag2CrO4 las reacciones que tienen lugar en esta
titulación son:
Para cuando existen Iones Cloruro en el agua. Y:

6. De modo que podemos saber el momento en que la totalidad de los iones Cloruro
en solución han reaccionado, justo cuando se nota la coloración rojiza, así, y
mediante balance de masa, podemos conocer la concentración de cloruros en
solución.
 Sulfatos:
Es el alimento de las bacterias sulfato reductoras, este anión tiene tendencia a
reaccionar con los cationes estroncio, bario o calcio y en ocasiones llega a formar
incrustaciones insolubles.
Las aguas lo adquieren por oxidación de los sulfuros o dilución del yeso y de la
anhidrita. El método está basado en la precipitación del Sulfato por Cloruro de
Bario en presencia de una solución alcohólica. Tan pronto como el sulfato ha sido
completamente precipitado, posterior adición de Cloruro de Bario, reaccionará con
el indicador THQ (tetrahidroxiquinona) produciéndose un cambio de coloración de
amarillo a rosado – rojizo. Este caso es similar a la titulación para los cloruros, en
esta ocasión, la THQ (tetrahidroxiquinona), actúa como un indicador químico, ya
que al reaccionar todos los iones sulfato con el Cloruro de Bario, el indicador es el
que empieza a reaccionar para formar el compuesto con coloración característica
rozado-rojizo
Para cuando existen Iones Sulfato en el agua
 Hierro Total:
El contenido de hierro disuelto generalmente es bajísimo en el agua de formación,
valores altos son sinónimo de corrosión. Puede estar disuelto en forma férrica o
ferrosa (Fe+3 ó Fe+2); o pueden estar en suspensión como precipitado de hierro.
El conteo de hierro es usado para detectar o monitorear el grado de corrosión.
Bastante común en aguas de pozos profundos y por consiguiente, en aguas de
campos petrolíferos. En el agua puede encontrarse en tres formas: Insoluble,
Soluble y Solución Coloidal. Comúnmente se encuentra presente como
bicarbonato ferroso soluble e incoloro.
El análisis se lleva a cabo mediante el kit Merck de ensayo colorimétrico, que
según la coloración, determina la cantidad de hierro en solución.
 Gravedad especifica:
Razón entre el peso del volumen de una sustancia y el peso de igual volumen de
otra sustancia tomada como estándar. La gravedad específica se utilizará para
convertir los mg/lt a ppm. La gravedad se determina utilizando el picnómetro.
 Conductividad:
La conductividad específica se usa comúnmente para indicar la concentración total
de los constituyentes ionizados de un agua natural asi:
Total de sólidos disueltos = 1.7 * Conductividad [S]
 Oxigeno disuelto:
La determinación está basada en la absorción de Oxígeno por un precipitado
floculento de Hidróxido Manganoso, formado por la reacción entre el sulfato
manganoso y el yoduro de potasio alcalino. El oxígeno reacciona con el hidróxido
manganoso para formar hidróxido manganeso. La adición de ácido sulfúrico libera
una cierta cantidad de Yodo, en proporción directa a la cantidad de oxígeno

7. adsorbida. El yodo libre se titula con una solución de Tiosulfato de Sodio en
presencia de almidón como indicador. La desaparición de la coloración azul
(Reacción del Yodo con el Almidón) se toma como Punto Final de la titulación.
 Sulfuro de Hidrógeno:
El sulfato presente en el agua puede ser reducido a sulfuros (S-2) y a sulfuro de
hidrógeno (H2S) por las bacterias en condiciones anaeróbicas, de acuerdo con las
siguientes ecuaciones:
El H2S se formará con el H producido por la superficie del metal corroído. La
prueba está basada en la adición de una solución estándar de Yodo a una muestra
que contiene Sulfuro de Hidrógeno. El Yodo es reducido en proporción a la
cantidad de H2S presente en la muestra y el Yodo residual se titula con una
solución estándar de Tiosulfato de Sodio, en presencia de almidón como indicador.
 Dióxido de Carbono Libre:
La prueba que está basada en la titulación de una muestra de agua con una
solución estándar de Carbonato de Sodio en presencia de fenolftaleína como
indicador.
El CO2 libre reacciona con el Na2CO3 para formar HCO3- , el cual es incoloro a la
fenolftaleína. Cualquier exceso de Na2CO3 desarrollará coloración rosada tenue,
la cual se toma como punto final de la titulación.
 Otras propiedades posibles de analizar:
 ANIONES:
 Carbonato (CO3): Está prácticamente en toda agua de formación, sobre
todo si tiene un pH elevado, reacciona con algunos cationes para formar
precipitados insolubles.
 Bicarbonato (HCO3): Se encuentra en la mayoría de las aguas de
formación en ocasiones su concentración alcanza las 800 ppm, lo cual es
bastante perjudicial ya que pueden reaccionar fácilmente con los cationes
bario, estroncio, magnesio o calcio para formar precipitados insolubles.
 CATIONES
 Sodio (Na+1
): Este junto con el anión cloruro, son los iones mas
encontrados y que se caracterizan por ser los de mayor cantidad dentro del
agua de formación. Se considera únicamente problemático al precipitarse
como cloruro de sodio en grandes cantidades, esto ocurre cuando se tiene
agua extremadamente salada.
 Bario (Ba+2
): Es un elemento no tan común, pero que a pesar de
encontrarlo en mínimas cantidades ocasiona problemas bien serios, por la
tendencia a formar sulfato de bario, un precipitado extremadamente
insoluble.

8.  Estroncio (Sr): Puede combinarse con el sulfato y formar precipitados
insolubles de sulfato de estroncio. Aunque es más soluble que el sulfato de
bario, se encuentra a menudo mezclado con el sulfato de bario.
 TURBIDEZ:
La turbidez en el agua es causada por la materia sólida formada en su mayor
parte por sólidos suspendidos y materia coloidal, tales como arcillas, materia
orgánica e inorgánica finamente dividida, plancton y otros organismos
microscópicos. Uno de los métodos analíticos empleados para la medición de
turbidez es el de interferencia luminosa (turbidímetro), en cuyo caso la unidad
de turbidez se denomina NTU.
 BACTERIAS SULFATOREDUCTORAS:
Las bacterias pueden contribuir a la corrosión y taponamiento de líneas ya que
son capaces de:
 Generar sulfuro de hidrógeno, incrementando así la corrosividad del
agua.
 Producen ácidos orgánicos que inician o aceleran la corrosión sobre la
superficie del metal debajo del asentamiento de las colonias.
 Producen enzimas que pueden incrementar la velocidad de corrosión
por participación directa en los procesos de corrosión electroquímica.
 Oxidan el hierro soluble en agua causando precipitados y formación de
depósitos que aceleran la corrosión a través de las formación de celdas
de concentración.
4. Tratamientos Realizados a aguas de formación.
 CLARIFICACIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN
 Remoción de crudo:
La presencia de crudo puede causar muchos problemas en los sistemas de
inyección y reinyección de agua de formación, por lo tanto deben minimizarse.
El primer paso para evitar que el crudo sea arrastrado con el agua es
asegurarse de que el proceso de separación agua–crudo funcione
apropiadamente y que el demulsificante esté haciendo su trabajo.
Los desnatadores o “skim tanks” son los más simples y ampliamente usados
para remover el aceite dispersado en el agua. Son recipientes que proveen
tiempo de retención para que el aceite libre pueda subir a la superficie donde
se remueve y se colecta. Los tanques desnatadores son utilizados como un
separador primario de aceite contenido en el agua y a menudo se utiliza, aguas
arriba otros equipos de remoción de aceite de mayor eficiencia.
 Sedimentación:
Este término se refiere a la remoción de materia suspendida sin ayuda de
coagulantes sino únicamente por asentamiento gravitacional.
Usualmente la eliminación que se logra es solo parcial, dependiendo de la
materia que se trate, temperatura del agua y la amplitud de los tiempos de
retención.

9. Como el tamaño de las partículas varía en un alto margen, desde material
relativamente grueso hasta materia coloidal, es evidente entonces que no hay
una línea de demarcación perfecta entre los términos de sedimento y turbidez.
Este término también puede referirse a aquellas partículas que después que la
muestra se agite se asienten tan rápido que no pueda ser determinada como
turbidez.
 Tratamiento químico en las piscinas de tratamiento de aguas:
5. Legislación vigente para el manejo de aguas
 Decreto 3930-2010:
Establece las disposiciones relacionadas con los usos del recurso hídrico, el
ordenamiento del Recurso Hídrico y los vertimientos al recurso hídrico, al suelo y a
los alcantarillados.
 CAPITULO IV, De la destinación genérica de las aguas superficiales,
subterráneas y marinas
Artículo 16. Uso industrial. Se entiende por uso industrial del agua, su
utilización en actividades tales como:
- Procesos manufactureros de transformación o explotación, así como
aquellos conexos y complementarios.
- Generación de energía.
- Minería.
- Hidrocarburos.
- Fabricación o procesamiento de drogas, medicamentos, cosméticos,
aditivos y productos similares.
- Elaboración de alimentos en general y en especial los destinados a su
comercialización o distribución.
 CAPÍTULO VI, De los vertimientos.
Artículo 24. Prohibiciones. No se admite vertimientos:
- En las cabeceras de las fuentes de agua.
- En acuíferos.
- En los cuerpos de aguas o aguas costeras, destinadas para recreación y
usos afines que impliquen contacto primario, que no permita el
cumplimiento del criterio de calidad para este uso.
- En un sector aguas arriba de las bocatomas para agua potable, en
extensión que determinará, en cada caso, la autoridad ambiental
competente.
- En calles, calzadas y canales o sistemas de alcantarillados para aguas
lluvias, cuando quiera que existan en forma separada o tengan esta única
destinación.
- No tratados provenientes de embarcaciones, buques, naves u otros medios
de transporte marítimo, fluvial o lacustre, en aguas superficiales dulces, y
marinas.

10. - Sin tratar, provenientes del lavado de vehículos aéreos y terrestres, del
lavado de aplicadores manuales y aéreos, de recipientes, empaques y
envases que contengan o hayan contenido agroquímicos u otras
sustancias tóxicas.
- Que alteren las características existentes en un cuerpo de agua que lo
hacen apto para todos los usos determinados.
- Que ocasionen altos riesgos para la salud o para los recursos
hidrobiológicos.
Artículo 27. De la reinyección de residuos líquidos.
- Solo se permite la reinyección de las aguas provenientes de la exploración
y explotación petrolífera, de gas natural y recursos geotérmicos, siempre y
cuando no se impida el uso actual o potencial del acuífero.
- El Estudio de Impacto Ambiental requerido para el otorgamiento de la
licencia ambiental para las actividades de exploración y explotación
petrolífera, de gas y de recursos geotérmicos, cuando a ello hubiere lugar,
deberá evaluar la reinyección de las aguas provenientes de estas
actividades, previendo la posible afectación al uso actual y potencial del
acuífero.
Artículo 35. Plan de Contingencia para el Manejo de Derrames Hidrocarburos o
Sustancias Nocivas.
- Los usuarios que exploren, exploten, manufacturen, refinen, transformen,
procesen, transporten o almacenen hidrocarburos o sustancias nocivas
para la salud y para los recursos hidrobiológicos, deberán estar provistos
de un plan de contingencia y control de derrames, el cual deberá contar
con la aprobación de la autoridad ambiental competente.
Los parámetros a monitorear con respecto al vertimiento de aguas en la industria
petrolera son:
 DBO5.
 DQO.
 SST.
 SSED.
 Grasas y Aceites.
 Fenoles.
 SAAM.
 Hidrocarburos Totales del Petróleo (HTP).
 BTEX.
 Hidrocarburos Aromáticos Policíclicos (HAP).
 PCB.
 Compuestos Nitrogenados: Nitrógeno Total, Nitrógeno Amoniacal (N-NH3),
Nitratos (N-NO3
-
), Nitritos (N-NO2
-
).

11.  Cloruros (Cl-), Sulfatos (SO4
2-
), Sulfuros (S2-
),Arsénico (As), Bario (Ba),
Cadmio (Cd), Cromo (Cr), Cromo Hexavalente (Cr6+), Mercurio (Hg), Plomo
(Pb), Selenio (Se), Vanadio (V).
 Decreto 4728-2010, "Por el cual se modifica parcialmente el Decreto 3930 de
2010"
 Artículo 3. El artículo 35 del Decreto 3930 de 2010, quedará así:
Artículo 35. Plan de Contingencia para el Manejo de Derrames de
Hidrocarburos o Sustancias Nocivas.
- Los usuarios que exploren, exploten, manufacturen, refinen, transformen,
procesen, transporten o almacenen hidrocarburos o sustancias nocivas
para la salud y para los recursos hidrobiológicos, deberán estar provistos
de un plan de contingencia y control de derrames, el cual deberá contar
con la aprobación de la autoridad ambiental competente.
- Cuando el transporte comprenda la jurisdicción de más de una autoridad
ambiental, le compete el Ministeno de Ambiente, Vivienda y Desarrollo
Territorial definir la autoridad que debe aprobar el Plan de Contingencia".