Optimum time of hydraulic retention for the anaerobic treatment of light oil production wastewater

Nancy Rincón¹, Elsa Chacín¹, Julio Marín¹, Janett Moscoso¹, Lauren Fernández¹, Michel Torrijos², René Moletta² y Nola Fernández¹

1 Departamento de Ingeniería Sanitaria y Ambiental (DISA), Escuela de Ingeniería Civil, Facultad de Ingeniería, La Universidad del Zulia, Apartado Postal 526. Maracaibo 4001-A, Venezuela. E-mail: ncrincon@luz.ve. Fax: +58-261-7598743.

2 Laboratoire de Biotechnologie de l’Environnement (LBE), INRA, Narbonne, France.

Abstract

    UASB reactor of 4 l was used under mesofilic conditions to degradate oil production wastewater from the light oil of Venezuelan industry. Several hydraulic retention times were used to change the organic load on the system. The carried out analysis during the experimentation were: organic matter removal as COD total phenol removal, methane production and volatile fatty acid (VFA) production. The investigation demonstrated that the optimum retention time for the treatment system for this type of wastewater was found to be 15 h, corresponding this to an organic load of 2 KgCOD/m³d, condition in which de COD removal and methane percentage were over 80% and the total phenol removal of 60%. For a retention time under 10 h, an inhibition from the methanogenic bacteria was observed, due to the high concentration on VFA, which limits the organic matter transformation present on the crude light oil wastewater to methane.

Key words Hydraulic retention time, anaerobic, production wastewater, UASB, light oil.

Tiempo de retención hidráulico óptimo para el tratamiento anaerobio de aguas de producción de petróleo liviano

Resumen

    Un reactor de manto de lodo con flujo ascendente (UASB) de 4 l bajo condiciones mesofílicas fue utilizado para degradar óptimamente el agua de producción proveniente de la extracción de petróleo liviano (APPL) de la industria petrolera venezolana. Se utilizaron diferentes tiempos de retención hidráulicos (TRH), modificando así la carga orgánica en el sistema de tratamiento. Los parámetros analizados durante el estudio fueron: remoción de materia orgánica medida como DQO, remoción de fenoles totales, producción de metano y la evolución de la producción de los ácidos grasos volátiles (AGV). El estudio mostró que el TRH óptimo para el sistema de tratamiento, utilizando este tipo de aguas, se encuentra en 15 h, correspondiendo una carga orgánica de 2 KgDQO/m³d, condición en la cual la remoción deDQO y porcentaje de metano fueron superiores a 80% y la remoción de fenoles totales de 60%. Para un TRH menor a 10 h, la inhibición de las bacterias metanogénicas fue evidente debido a la alta concentración de los AGV lo cual limita la transformación de la materia orgánica presente en el APPL a metano.

Palabras clave: Tiempo de retención hidráulico, anaerobio, aguas de producción, UASB, petróleo liviano.

Recibido el 04 de Diciembre de 2001

En forma revisada el 18 de Junio de 2002

Introducción

    El petróleo bruto extraído del subsuelo está en emulsión con agua. Las dos fases son separadas por tratamiento físico-químico y el agua recuperada corresponde a las aguas de producción [1]. En la parte occidental de Venezuela, específicamente en el patio de tanques Ulé, Tía Juana, la producción de las mismas se encuentra en el orden de los 305 mil barriles de aguas diarios (MBAD) para el año 2001 y está estimado que aumente a 480 mil barriles de aguas diarios (MBAD) para el año 2010; el agua de producción proveniente de la extracción de petróleo liviano representa aproximadamente el 20%. Esta situación trae como consecuencia que tanto el sistema de tratamiento existente (fisicoquímico), como el sistema de inyección en los pozos petroleros ubicados en el lago de Maracaibo colapse, en los próximos 2 años [2]. La calidad obtenida en los efluentes de las aguas de producción luego del tratamiento existente en el patio de tanques Ulé, no permite la disposición de dichos efluentes al ambiente, por no cumplir con las normas venezolanas de disposición en cuerpos de aguas [3]. Esta situación hace imprescindible la evaluación de alternativas adicionales para el tratamiento de las aguas de producción y su disposición final.

    Así, el tratamiento anaerobio surge como una alternativa para el tratamiento de las aguas de producción. En este proceso microorganismos anaerobios transforman la materia orgánica a biomasa y compuestos en su mayoría volátiles: CO₂, CH₄, H₂S, N₂, H₂, y es utilizado con éxito para el tratamiento de aguas residuales de diferentes orígenes: aguas residuales urbanas, aguas residuales industriales y aguas residuales agroalimentarias [4]. La digestión anaerobia se ha convertido en una tecnología atractiva para el tratamiento de aguas residuales dado su bajo costo comparada con los sistemas de tratamiento biológicos aerobios y los tratamientos fisicoquímicos [5]. Los primeros estudios sobre el tratamiento anaerobio de aguas residuales de efluentes provenientes de las industrias químicas y petroquímicas se realizaron en los años 70, demostrándose una alta eficiencia para la degradación de una gran cantidad de compuestos químicos que se pensaban "a priori" resistentes a la biodegradabilidad anaerobia, actualmente existen al menos 63 reactores a escala real tratando desechos de este tipo alrededor del mundo [6]. La biodegradabilidad anaerobia del agua de producción proveniente de la extracción de petróleo liviano se ha comprobado en un trabajo anterior [7]. En esta investigación se estudió la eficiencia de un reactor de lecho de lodo con flujo ascendente (UASB) bajo condiciones mesofilicas en la degradación anaerobia de la materia orgánica presente en el agua de producción proveniente de la extracción de petróleo liviano venezolano.

Materiales y Métodos

Área de estudio y toma de muestras

    Venezuela está ubicada al norte de América del Sur, limitando al norte con el Mar Caribe, al sur con Brasil, al este con Guyana y al oeste con Colombia. Su actividad económica más importante es la producción de petróleo, a cargo fundamentalmente de la empresa estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA). La capacidad de producción total de PDVSA es de 3,5 millones de barriles diarios (MMBD) de crudo y condensado y 6,4 millardos de pies cúbicos de gas por día (MMMPCD). La producción de crudo y gas proviene de unos 2.540 yacimientos. Para ejecutar sus actividades de explotación, manejo, transporte y entrega de crudos, se divide administrativamente en tres grandes áreas: Occidente, Oriente y Sur (Figura 1). En el occidente del país los yacimientos petrolíferos estuvieron ubicados inicialmente en tierra, pero cercanos a la costa del Lago de Maracaibo, indujeron la posibilidad de extenderse hacia las aguas llanas por las décadas de los años 20 y 30. De aguas llanas y protegidas, el taladro fue ubicado a mayores distancias de la costa, en aguas más profundas. Estas operaciones pioneras en el Lago de Maracaibo, así como también en el Mar Caspio y el Golfo de México, constituyeron la escuela de las futuras operaciones costa fuera. Occidente maneja hoy por gestión directa la explotación en los distritos operacionales Maracaibo, Tía Juana y Lagunillas [8].

    En el distrito Tía Juana se encuentra ubicado el patio de tanques Ulé (Figura 1), el cual produce 305 mil barriles de aguas de producción diarios (MBAD) provenientes de las segregaciones Tía Juana Mediano (TM), Tía Juana Liviano (TJL), Urdaneta (UD) y las deshidratadas en los patios de Punta Gorda (Rosa Mediano-RM), Shell Ulé, F-6/H-7 y Terminal Lacustre La Salina (TLLS) [2]. La contribución actual de Tía Juana Liviano es de 31,1 mil barriles de agua diarios (MBAD) y la proyección para el año 2010 está estimada en 101,3 mil barriles de aguas diarios (MBAD).

    Las muestras de aguas de producción provenientes de la extracción de petróleo liviano (Tía Juana Liviano) fueron recolectadas de forma aleatoria-simple a la salida de los tanques de deshidratación del patio Ulé (Tía Juana) durante el período comprendido entre Enero 2001 y Noviembre 2001, dependiendo de la generación de agua en el proceso de separación crudo-agua durante el día. Estas muestras fueron transportadas al laboratorio en envases plásticos de 22 L de capacidad, donde fueron refrigeradas (4°C) hasta el momento de la alimentación del reactor UASB. Para satisfacer la demanda de efluente requerido para los ensayos experimentales, debida a la operación a flujo continuo del reactor UASB, se hizo necesario realizar muestreos cada 15 d.

Condiciones de funcionamiento del sistema anaerobio

    Un reactor de manto de lodo con flujo ascendente (UASB) de 4 l, 0,098 m de diámetro, 0,67mde altura total y 0,53mde altura de agua, fue inoculado con 30% de lodo granular proveniente de un reactor UASB que trata aguas residuales de una cervecería de la localidad. El mismo contenía 170 g/L de sólidos suspendidos totales (SST) y la temperatura del sistema fue mantenida en 37 ± 1°C. Un esquema del sistema experimental utilizado en este estudio, se presenta en la Figura 2.

    Inicialmente, el reactor se alimentó con agua residual sintética que contenía glucosa como única fuente de carbono (1 g/L) y nutrientes [9], con el objeto de activar metabólicamente los microorganismos presentes en el lodo anaerobio (etapa de aclimatación).

    Posteriormente, el reactor fue operado durante 275 días y el tiempo de retención hidráulico (TRH) fue variado de 38 a 5 h con el fin de encontrar el TRH óptimo para el funcionamiento del sistema anaerobio degradando el agua de producción de petróleo liviano. La variación del TRH se consiguió modificando el caudal de entrada al reactor con la utilización de una bomba peristáltica marca Masterflex modelo 77201-60.

    En las APPL se realizaron las determinaciones de nitrógeno total Kjeldahl (NTK) (método macro Kjeldahl) y ortofosfatos (método de cloruro estañoso) [10]. Para evaluar el comportamiento del reactor UASB se midió continuamente a la entrada y salida del sistema de tratamiento los siguientes parámetros: pH, alcalinidad, demanda química de oxígeno (DQO), concentración de fenoles totales, volumen de biogás, porcentaje de metano en el biogás y ácidos grasos volátiles (AGV), empleando los métodos estándar [10]. El volumen de biogás fue medido por desplazamiento de agua. El gas fue colectado en un recipiente plástico, con una escala graduada conteniendo agua acidificada con ácido sulfúrico 0,1 N, con la finalidad de reducir la solubilidad del CO₂ [11]. Todos los volúmenes producidos fueron ajustados a condiciones estándar de temperatura y presión (273 K/760 mmHg). El porcentaje de metano fue medido utilizando un cromatógrafo Perkin Elmer Autosystem XL, con detector de ionización a la llama (FID), columna empacada 20% TCEP PAWS80/100 y nitrógeno como gas de arrastre, la temperatura de la columna fue 150°C, la del inyector 200°C y la del detector 160ºC. El volumen de inyección fue de 1,0 mL. La curva de calibración para metano se realizó bajo las mismas condiciones de presión y volumen del experimento. Los ácidos grasos fueron medidos utilizando un cromatógrafo Perkin Elmer Autosystem, con detector de ionización a la llama (FID), columna capilar FFAP de 15 m con 0,32 mm de diámetro interno, y nitrógeno como gas de arrastre. La temperatura del detector fue 210°C, la del inyector 150°C y el horno funcionó con un programa de temperatura de 105°C hasta 190°C con una rampa de 45ºC/min. El volumen de inyección fue de 0,3 µL.

Resultados y Discusión

    La caracterización inicial del agua de producción de petróleo liviano se presenta en la Tabla 1.

    Durante la etapa de aclimatación (glucosa como sustrato), el sistema anaerobio mostró un alto grado de biodegrabadilidad, evidenciado por el alto porcentaje de remoción de DQO (>85%). Posteriormente, el reactor se alimentó con las APPL con un tiempo de retención hidráulico de 38 h, correspondiente a una carga orgánica de 0,75 KgDQO/m³d. Esta baja carga orgánica se utilizó con el objeto de adaptar el lodo anaerobio al nuevo sustrato, obteniéndose una remoción de materia orgánica, medida como DQO, entre 68 y 90%. Es de hacer notar, que a pesar que el nuevo sustrato era completamente diferente al de la etapa de aclimatación, las bacterias no mostraron ningún efecto inhibitorio a las nuevas condiciones, posiblemente debido a que los sistemas enzimáticos necesarios para degradar el mencionado efluente ya se encontraban desarrollados dentro de las células de las bacterias anaerobias [12].

    Posteriormente, el tiempo de retención hidráulico (TRH) fue disminuido progresivamente de 38 a 5 h en intervalos de aproximadamente 20%, con el objeto de encontrar el mejor funcionamiento del reactor en el menor tiempo posible (Tabla 2). Durante este período, la concentración de la DQO soluble a la salida del reactor estuvo comprendida entre 970 y 120 mg/L (Figura 3). Sin embargo, los mejores porcentajes de remoción de DQO para los tiempos de retención hidráulicos evaluados se encontraron por encima de 15 h. Por otro lado, para los TRH entre 8 y 14 h la remoción de materia orgánica disminuyó entre 78 y 50%, respectivamente, y para un TRH menor a 8 h el sistema solo logró disminuir un 20% de la DQO (Figura 4).

    La evolución de los ácidos grasos volátiles y el volumen de metano fue seguida durante la experimentación. Para los TRH superiores a 10 h, el porcentaje de metano encontrado en el sistema estuvo entre 75 y 90% (Figura 5), de igual manera las concentraciones de los ácidos grasos volátiles (AGV) (ácido acético, ácido propiónico y ácido butírico) a la salida del sistema se encontraron por debajo de 80 mg/L (Figura 6), para este mismo período el porcentaje de remoción deDQOfue superior al 70%. De estos resultados puede inferirse que la materia orgánica presente en el APPL se transformó principalmente a metano.

    Por otra parte, para los TRH menores a 10 h, se observó un aumento en la producción de los AGV (ácido acético hasta 540 mg/L) (Figura 6), el porcentaje de metano bajó a concentraciones de 24-30% (Figura 5) y la remoción de DQO hasta 20% (Figura 4). Estos valores evidencian una inhibición de los microorganismos anaerobios, principalmente las bacterias metanogénicas, dada la acumulación de los ácidos grasos volátiles, y en especial el ácido acético a la salida del sistema de tratamiento [13]. El colapso del sistema anaerobio fue debido a que un TRH de 10 h o menor, no permitió la transformación de los ácidos grasos volátiles producidos en el sistema de tratamiento, durante la degradación de la materia orgánica a metano.

    Es importante resaltar que el tratamiento aplicado a las aguas de producción provenientes de la extracción de petróleo liviano, no requirió de un tratamiento preliminar ni de la adición de reactivos químicos para lograr el funcionamiento eficiente del sistema anaerobio.

    El pH y la alcalinidad a la salida del reactor estuvieron entre 7,6-8,0 y 2500-2800 mgCa-CO₃/L, respectivamente, coincidiendo con los parámetros recomendados para el funcionamiento de los reactores anaerobios [14, 15].

    La concentración de fenoles totales en las APPL varió de 14,59 a 28,39 mg/L, según varió la concentración de DQO (Figura 7). Para los TRH de 33 a 15 h, el porcentaje de remoción de fenoles fue de 55 a 72% (Figura 8), para los TRH entre 10 y 15 h la remoción de fenoles obtenida fue de 59 y 45% y para los TRH menores a 10 h, la remoción se encontró entre 25 y 10%. Lo cual evidencia que el TRH afectó la degradación de los fenoles, bajo las condiciones experimentales del presente estudio.

    La degradación del fenol ha sido comprobada por estudios anteriores [16-20]. Grosso et al., 1995, empleando un tratamiento biológico aerobio, encontró una remoción de fenoles superior a 95% en aguas de deshidratación de emulsiones inversas de hidrocarburos pesados, aguas de producción y aguas agrias y residuales de la refinería de Barrancabermeja, Colombia, tanto a escala piloto como en pruebas de laboratorio con tiempos de retención hidráulico de 24 h [21].

    Con la finalidad de conocer la relación entre los diferentes parámetros evaluados durante la biodegradación anaeróbica de las APPL y los diferentes tiempos de retención hidráulicos ensayados, se estableció un estudio de regresión múltiple utilizando el paquete estadístico STATISTICA para Windows Release 4.3 Statsoft, Inc 1993 (Tabla 3).

    De acuerdo con el estudio de regresión múltiple, el TRH aplicado mostró correlación significativa con la DQO de salida (r = –0,49), la remoción de la DQO (r = –0,53), la producción de biogás (r = –0,84) y la proporción de metano (r = 0,57), con lo cual se establece que la biodegradación anaeróbica de las APPL está influenciada con el TRH aplicado en los reactores UASB.

Conclusiones

    El TRH óptimo en el sistema UASB tratando las aguas de producción provenientes de la extracción de petróleo liviano en condiciones mesofílicas fue 15 h, debido a que con ese tiempo se encontraron los mayores porcentajes de remoción tanto de la materia orgánica medida como DQO (mayor a 80%) como de fenoles (60%), además, porcentajes de metano en el biogás superiores a 80% y concentraciones muy bajas de ácidos grasos volátiles (menores 80 mg/L). Por otra parte, para los TRH menores a 10 h el sistema UASB no permitió que las bacterias metanogénicas transformaran los ácidos grasos volátiles producidos durante la degradación de la materia orgánica contenida en dicho sustrato, provocando así la inhibición del sistema de tratamiento.

    Por otra parte, se recomienda una evaluación experimental durante un período de tiempo largo (>9 meses) bajo las condiciones óptimas encontradas en este trabajo, con la finalidad de confirmar que no existe intoxicación por acumulación de toxinas en el reactor.

Reconocimiento

    Este trabajo fue financiado por el Consejo de Desarrollo Científico y Humanístico de La Universidad del Zulia (CONDES).

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