Manejo de la producción de agua: De residuo a

Richard Arnold
Universidad Estatal de Nuevo Mé
xico
Centro de Investigació
n Agrícola
Farmington, Nuevo Mé
xico, EUA
David B. Burnett
Universidad A&M de Texas
College Station, Texas, EUA
Manejo de la producción
de agua: De residuo a recurso
En los campos maduros, el agua suele percibirse como un mal necesario. Si bien el
agua a menudo impulsa la producción primaria e interviene en la producción secunda-
Jon Elphick
Cambridge, Inglaterra
Thomas J. Feeley, III
Departamento de Energía de EUA
Laboratorio Nacional de
Tecnología Energé
tica
Pittsburgh, Pensilvania, EUA
ria, el exceso de agua producida representa un pasivo y un costo significativos para las
compañías productoras de petróleo y gas. Hoy en día, el mejoramiento de las técnicas
de manejo de la producción de agua permite minimizar el volumen de agua llevado a la
superficie, convirtiendo el excedente de agua producida de residuo en recurso.
Michel Galbrun
Río de Janeiro, Brasil
Mike Hightower
Laboratorios Nacionales Sandia
Albuquerque, Nuevo Mé
xico
Zhizhuang Jiang
ConocoPhillips Inc.
Shekou, China
Moin Khan
Houston, Texas
Matt Lavery
Compañ
aí de Servicios
Públicos de Nuevo Mé
xico
(PNM)
Albuquerque, Nuevo Mé
xico
Fred Luffey
ChevronTexaco
Bakersfield, California, EUA
Paul Verbeek
Shell International Exploration and Production
La Haya, Países Bajos
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece al personal de investigación y a las compañías
petroleras socias que trabajan con Richard Arnold,
Universidad Estatal de Nuevo México, Farmington, Nuevo
México, EUA; Michael DiFilippo, Berkeley, California, EUA;
Francois Groff, Houston, Texas; Greg Hardy, ChevronTexaco,
Bakersfield, California; Amy Miller, PNM, Albuquerque,
Nuevo México; Sun Jian Ming, Shekou, China; y Wynand
Hoogerbrugge, Gatwick, Inglaterra.
adnVISION, arcVISION, CHFR (Resistividad de la Formación
en Pozo Entubado), ELANPlus, INFORM (Modelado Directo
Integrado), NODAL, OFM, PowerDrive, PowerPulse y
WaterCASE son marcas de Schlumberger. TORR y RPA son
marcas de EARTH (Canadá) Corporation. Solar Dew es una
marca registrada de Solar Dew B.V.
30
Oilfield Review
El agua es sometida
a tratamiento antes
de su reinyección o
eliminación.
El petróleo
es separado
del agua.
óleo
y
Petróleo y agua
agua
El agua impulsa
la producción
de petróleo.
Petr
La mayoría de los campos petroleros maduros
tienen algo en común: el agua producida, y en
grandes cantidades. Globalmente, con cada
barril de petróleo se generan como mínimo tres
barriles de agua. Si bien es difícil obtener cifras
exactas, los datos compilados en 1999 indican
que ese año la industria de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) producía
más de 33.4 millones de m3 [210 millones de
barriles] de agua por día.1 En EUA, el agua producida constituye un 98% de todos los residuos
generados por la industria de E&P; en promedio,
en ese país, con cada barril de petróleo se produce 1.6 m3 [10 bbl] de agua.2
Aunque se disponga de las mejores técnicas
de manejo de campo, tarde o temprano la producción de agua puede aumentar al punto de
representar más del 90% del volumen de líquidos
que se lleva a la superficie. Los sistemas de tratamiento de superficie se sobrecargan, lo que
afecta la eficacia y la productividad. Finalmente,
el costo que implica el tratamiento del agua producida impide la rentabilidad del campo.
Las técnicas de evaluación de campos
modernas, combinadas con el manejo del ciclo
del agua, permiten mejorar la rentabilidad, la
productividad y el factor de recuperación de
hidrocarburos del campo petrolero (derecha).
Un método holístico de manejo de la producción
de agua en un campo petrolero maduro comprende el análisis de los yacimientos, la
evaluación de los pozos de producción e inyección, la evaluación de las técnicas de inyección o
barrido, el análisis de los sistemas de superficie
y la implementación de un plan para el aprovechamiento del exceso de agua producida.
Al igual que el petróleo y el gas, el agua dulce
es un recurso limitado. Alguna vez aludido como
el Gran Desierto Americano, a pesar de su creciente sequedad, el sector occidental de EUA hoy
tiene que sustentar las demandas cada vez mayores de agua para uso agrícola e industrial y para
consumo personal (derecha). Además, la población del oeste de Estados Unidos es 10 veces
mayor de lo que era hace 100 años.3 Una respuesta
Ag
Una parte del
agua producida
es reinyectada
con fines de
inundación
artificial.
ua
> El rol del agua en el proceso de producción de petróleo. Las arenas petrolíferas son barridas por el agua, desplazando al petróleo y generando su flujo. No
obstante, el agua se convierte en problema cuando el volumen de petróleo producido que se lleva a la superficie disminuye y los sistemas de tratamiento del
agua en superficie se sobrecargan. Al generarse en la superficie más agua que
la necesaria para el proceso de reinyección, el tratamiento y la eliminación de
este exceso de agua producida se suma a los costos de producción de petróleo.
AH
H
A
H
H
AH
AH
H
H
AH
H
1. Veil JA, Puder M, Elcock D y Redweik R Jr: “A White
Paper Describing Produced Water from Production of
Crude Oil, Natural Gas, and Coal Bed Methane,”
http://www.ead.anl.gov/pub/dsp_detail.cfmPrintVersion=t
rue&PubID=1715 (se accedió el 16 de abril de 2004).
2. Khatib Z y Verbeek P: “Water to Value–Produced Water
Management for Sustainable Field Development of
Mature and Green Fields,” artículo de la SPE 73853, presentado en la Conferencia Internacional sobre Salud,
Seguridad y Medio Ambiente en la Exploración y Producción de Petróleo y Gas de la SPE, Kuala Lumpur, Malasia,
20 al 22 de marzo de 2002.
3. Burnett DB y Veil JA: “Decision and Risk Analysis Study
of the Injection of Desalination By-Products into Oil- and
Gas-Producing Zones,” artículo de la SPE 86526, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre
Control del Daño de la Formación de la SPE, Lafayette,
Luisiana, EUA, 18 al 20 de febrero de 2004.
Otoño de 2004
Intensidad de la sequía
Anormalmente seco
Sequía-Moderada
Sequía-Severa
Sequía-Extrema
Sequía-Excepcional
Tipos de impacto
provocados por la sequía
(Símbolo) Delinea los impactos dominantes
A = Agrícolas (cultivos, pastizales, praderas)
H = Hidrológicos (agua)
> Se avecinan tiempos más secos para ciertas regiones de EUA. Gran parte del sector occidental de
EUA está experimentando condiciones de sequía extremas (naranja oscuro). El impacto hidrológico
asociado, o la falta de agua, se indican en la mayoría de las zonas de sequía (H). El Monitor de Sequía
de EUA es una asociación entre el Centro Nacional de Mitigación de la Sequía (NDMC), el Departamento de Agricultura de los Estados Unidos, y la Administración Oceánica y Atmosférica Nacional.
(El mapa es cortesía del NDMC y de la Universidad de Nebraska en Lincoln, EUA).
31
parcial a la escasez de agua dulce que amenaza
a los Estados Unidos y otros países puede encontrarse en la reutilización del agua producida.
Las técnicas modernas de evaluación, remediación y manejo de campos maduros ofrecen
soluciones potenciales tanto para la industria de
E&P como para aquellas regiones del mundo
donde el acceso al agua es cada vez más limitado.
En este artículo, se analiza la problemática del
agua producida desde dos perspectivas diferentes.
Primero, se exploran algunos ejemplos que muestran cómo los operadores están manejando la
producción de agua en campos maduros. Luego,
se describe cómo las compañías de E&P, los
investigadores y los organismos gubernamentales
se están enfocando en los usos alternativos del
excedente de agua producida.
Petróleo móvil producido, %
100
90
80
70
60
0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
Volúmenes porales de agua inyectada
4.0
4.5
5.0
> Utilización del agua para estimular la recuperación de petróleo. En el manejo
de un campo petrolero maduro, la proporción de petróleo móvil producido es a
menudo una función de la cantidad procesada de agua. Por lo tanto, el factor
de recuperación de petróleo depende del volumen de agua inyectada en el
sistema. Los regímenes de inyección para lograr una eficiencia de producción
óptima varían y deben ser ajustados caso por caso.
Tratamiento para eliminar
sólidos y otros contaminantes,
tales como el ácido sulfhídrico
Gas
Separación
Petróleo
Tratamiento
del agua
Agua
Sistema de
inyección
de agua
Reutilización o
eliminación de
residuos
Optimización de las instalaciones
• Separación
• Tratamiento del agua
• Tratamiento del gas
Aislamiento del agua no deseada
• Aislamiento del agua no deseada
• Mejoramiento del perfil de producción
• Optimización del levantamiento
Petróleo
Medio ambiente
• Vigilancia rutinaria y control
de la calidad del agua
• Descarga
Manejo del yacimiento
• Barrido areal y vertical
• Volumen de reemplazo
Acuífero
Desempeño del inyector
• Calidad del agua
• Mecanismo de inyección
• Perfil de inyección
Agua
> La complejidad del sistema de agua en un campo maduro. El agua forma parte integrante, y a menudo necesaria, del proceso de producción. Durante la producción, el petróleo es barrido del yacimiento
y es reemplazado por agua natural o inyectada. Este proceso raramente es uniforme. La heterogeneidad de la formación puede conducir a la incursión prematura de agua y a problemas relacionados con
el agua de fondo de pozo. Los pozos de producción e inyección son vigilados rutinariamente y manejados para minimizar la relación agua/petróleo, maximizar la eficiencia de barrido vertical y optimizar la
producción de petróleo. Los sistemas de superficie pueden ser complejos y deben ser diseñados para
manejar y tratar los volúmenes de agua que entran y salen del sistema de producción. La calidad del
agua descargada al medio ambiente, eliminada por métodos convencionales o desviada para ser reutilizada como agua de inyección del yacimiento y para otras aplicaciones alternativas, es controlada
y vigilada rutinariamente.
32
Manejo del sistema de agua
Virtualmente todo yacimiento de petróleo es
barrido por el agua, ya sea como consecuencia de
la presión normal del acuífero o a través de métodos de inyección de agua. El movimiento del agua
estimula el desplazamiento del petróleo y afecta
el barrido vertical y areal, determinando de ese
modo el factor de recuperación de petróleo de un
campo (izquierda). Si bien el agua a menudo se
considera un problema, el agua buena es crítica
para el proceso de producción de petróleo.4 El
agua mala, por el contrario, es agua que aporta
poco valor a la operación de producción, si bien
es probable que en algún momento futuro
encuentre el camino para su reutilización fuera
del ambiente de E&P.
El primer paso en lo que respecta al manejo
del agua es la evaluación y el diagnóstico del sistema de agua. Debido a la complejidad de este
sistema, la definición del problema suele ser la
parte más complicada del proceso (izquierda).5
Hoy en día, los ingenieros y geocientíficos aplican un proceso de pasos múltiples, sustentado
por un sofisticado arreglo de técnicas y herramientas utilizadas para diagnosticar los
problemas relacionados con la presencia de
agua. El proceso suele comenzar con la recolección de información de yacimientos, historia de
producción e instalaciones de superficie (próxima página, extremo superior). Utilizando los
datos obtenidos previamente, los ingenieros evalúan el sistema de producción actual para
identificar obstáculos económicos y adquirir un
conocimiento inicial de los mecanismos de flujo
de agua presentes en el yacimiento, los pozos y
el sistema de superficie.
Luego, los ingenieros y especialistas de la
compañía operadora y las compañías de servicios trabajan en conjunto para determinar si se
necesita algún dato nuevo para evaluar correctamente el sistema de producción. Por ejemplo,
las pruebas de flujo de los pozos de producción e
inyección, los perfiles de flujo de fluido de fondo
de pozo, los registros geofísicos de pozo y los
levantamientos entre pozos, y la utilización de
sísmica de repetición permiten definir los movimientos del petróleo y el agua dentro del
yacimiento (véase “El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de
repetición,” página 6). A veces se utilizan los
Oilfield Review
datos de la evaluación electromagnética entre
pozos para obtener los niveles de saturación de
agua del yacimiento. La dinámica de flujo en los
sistemas de fondo de pozo y de superficie puede
ser evaluada con medidores de flujo polifásicos,
lo que contribuye a la caracterización completa
del sistema de agua.
La compartimentalización del yacimiento, la
incursión de agua, la eficiencia de barrido y el
volumen de reemplazo son definidos utilizando
herramientas tales como el programa de análisis
de pozos y de yacimientos OFM.6 El programa
OFM despliega la historia de producción junto
con otros datos de pozos y de yacimientos. El
cuidadoso análisis de los datos a menudo revela
un enorme volumen de información oculta.
Schlumberger utiliza un conjunto de plantillas OFM diseñadas específicamente para el
análisis del agua, lo que agiliza la evaluación del
yacimiento y el diagnóstico de las configuraciones de flujo y los problemas de pozos. 7 Las
técnicas OFM incluyen desde los simples planos
de incursión en tiempo hasta las gráficas de
diagnóstico de la producción y las gráficas de
heterogeneidad que muestran un vistazo de los
pozos problemáticos.8
Una vez identificados los problemas relacionados con el agua, existen herramientas tales
como el programa de análisis del agua producida
WaterCASE que ayuda a los ingenieros a realizar
un análisis ulterior y proponer posibles soluciones (véase “Tipos y soluciones de problemas,”
página 34). Un motor de razonamiento aplicado
a cada caso acciona el programa de computación
WaterCASE, lo que ayuda a los ingenieros a
resolver problemas intricados asociados con el
agua a través de la vinculación de los problemas
identificados con soluciones históricamente exitosas. El sistema examina la información
proveniente de todas las fuentes, incluyendo la
historia de producción, las descripciones de los
yacimientos y los resultados de la adquisición de
registros geofísicos, pero toma en consideración
los datos faltantes. Este aspecto importante permite a los ingenieros realizar el análisis del
sistema de agua sólo con los conjuntos de datos
existentes que a veces son incompletos. Las
soluciones y metodologías propuestas por el programa WaterCASE pueden ayudar a optimizar
todos los elementos del ciclo de agua.
Una vez analizado exhaustivamente cada elemento del sistema de fondo de pozo y de
superficie, los indicadores clave de desempeño
(KPI, por sus siglas en inglés) ayudan a identificar obstáculos (cuellos de botella) y clasificar
oportunidades potenciales por impacto financiero (derecha).
Datos de entrada
Proceso
Resultados
Evaluación del sistema
Mapa de incursión de agua
Diagnóstico del yacimiento
y las instalaciones
Diagnóstico del pozo
Identifica obstáculos
económicos y
oportunidades
Define la mecánica de
flujo e identifica pozos
objetivo para intervenciones
Sísmica 4D
Identificación
de soluciones
Registros
Selección de soluciones
basada en los parámetros
económicos del riesgo
Identifica tipos de
problemas asociados
con el agua
Define todas las
soluciones factibles y
los resultados esperados
Definición de
soluciones óptimas
Desarrollar un diseño
detallado, luego ejecutar
y evaluar
Análisis de datos de producción
Conclusión
Árbol de decisiones de
parámetros económicos del riesgo
> Proceso sistemático para el manejo de la producción de agua. La evaluación del sistema de producción considera el ciclo de agua y producción entero para identificar los obstáculos económicos. El análisis subsiguiente se
centra en los problemas más críticos. Sólo después de completado el análisis de yacimientos e instalaciones, los ingenieros pueden diagnosticar los
pozos para determinar problemas específicos. Luego se identifican todas las
soluciones posibles. Los resultados esperados son determinados mediante la
utilización del análisis o la simulación del sistema de producción NODAL. El
riesgo y la rentabilidad se evalúan para arribar a una solución óptima. El último paso es crítico: el diseño adecuado debe ser seguido de una ejecución
y evaluación adecuadas para validar la solución aplicada.
Indicadores clave de desempeño
Reducir el costo de tratamiento del agua
Reducir el impacto ambiental
Incrementar la productividad de petróleo
Incrementar las reservas
Cuellos de botellas
Costo de tratamiento del agua por barril
Régimen de producción de agua
Régimen de producción de petróleo
Eficiencia de barrido
> Limitaciones para el desempeño. Los indicadores clave de desempeño y los cuellos de botella, o limitaciones, presentes en el sistema de producción están vinculados entre sí y deben ser definidos antes
de implementar un programa de manejo del agua global.
4. El agua buena es definida como el agua producida por
debajo del límite económico de la relación agua/petróleo
(RAP). Contrariamente, el agua mala es el agua producida por encima del límite económico de la relación
agua/petróleo.
5. Para mayor información sobre problemas y soluciones de
control del agua, consulte:
Bailey B, Crabtree M, Tyrie J, Elphick J, Kuchuk F,
Romano C y Roodhart L: “Control del Agua,” Oilfield
Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 32–53.
6. El volumen de reemplazo se produce como resultado de
la producción de petróleo del yacimiento. El petróleo, al
ser extraído, suele ser reemplazado por agua. Los cálculos de volumen de reemplazo se utilizan para asegurar
que se inyecte suficiente agua para mantener la presión
del yacimiento.
7. Las plantillas OFM contienen cálculos predefinidos,
mapas, gráficas de interrelación y gráficas de tendencias
concebidas específicamente como asistencia para el
análisis del agua a nivel del yacimiento y del pozo.
8. Chan KS: “Water Control Diagnostic Plots,” artículo de la
SPE 30775, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de
octubre de 1995.
(continúa en la página 36)
Otoño de 2004
33
Tipos y soluciones de problemas
Diez tipos específicos de problemas asociados
con el agua se muestran por grado de complejidad. El corte de agua elevado puede ser el
resultado de uno o más tipos de problemas. La
información ya disponible debería utilizarse primero para diagnosticar los problemas
relacionados con el exceso de agua producida.
La resolución de los problemas menos complejos en primer término permite mitigar el riesgo
y reducir el tiempo requerido para la recuperación de la inversión.
(1) Fuga en la tubería de producción, la
tubería de revestimiento o el empacador. Los
registros de producción, tales como los registros de temperatura e inyectividad, pueden
ser suficientes para diagnosticar estos problemas. Las soluciones habitualmente incluyen la
inyección forzada de fluidos de aislamiento y
el aislamiento mecánico.
(2) Flujo detrás de la tubería de revestimiento. Las fallas en la cementación primaria
o la creación de un espacio intersticial debido
a la producción de arena puede hacer que el
agua fluya detrás de la tubería de revesti1. Fuga en la tubería de producción,
la tubería de revestimiento o el empacador
Petróleo
Agua
Simple
2. Flujo detrás de la tubería de revestimiento
1. Fuga en la tubería de producción, la tubería
de revestimiento o el empacador
Petróleo
2. Flujo detrás de la tubería de revestimiento
3. Contacto agua/petróleo desplazado
en sentido ascendente
Agua
4. Capa de alta permeabilidad sin flujo transversal
5. Fisuras entre inyector y productor
6. Fisuras o fracturas desde una capa de agua
3. Contacto agua/petróleo
desplazado en sentido ascendente
7. Conificación o formación de cúspide
8. Barrido areal pobre
Petróleo
9. Capa segregada por gravedad
Water
10. Capa de alta permeabilidad con flujo transversal
Complejo
34
Agua
miento en el espacio anular. Los registros de
temperatura o de activación de oxígeno permiten detectar el flujo de agua detrás de la
tubería de revestimiento. Los fluidos de aislamiento pueden proporcionar una solución.
(3) Contacto agua/petróleo (CAP) desplazado en sentido ascendente. Habitualmente,
este fenómeno está asociado con la presencia
de permeabilidad vertical limitada, generalmente inferior a 1 mD. Con permeabilidades
verticales más altas, el fenómeno de conificación (7) es más probable. En los pozos
verticales, el problema puede resolverse
mediante el aislamiento mecánico de la parte
inferior del pozo. En los pozos horizontales, no
existe ninguna solución en la zona vecina al
pozo y es probable que se requiera un pozo de
re-entrada.
(4) Capa de alta permeabilidad sin flujo
transversal. La presencia de una barrera de
lutitas por encima y por debajo de la capa productora suele ser la causa de esta condición.
La ausencia de flujo transversal facilita la
resolución de este problema mediante la aplicación de fluidos de aislamiento rígidos o de
aislamiento mecánico ya sea en el pozo inyector o en el pozo productor.
(5) Fisuras entre el pozo inyector y el pozo
productor. En formaciones fisuradas naturalmente, el agua puede incursionar
rápidamente en los pozos de producción. El
problema puede ser confirmado a través de
pruebas de presiones transitorias y trazadores
entre pozos. La aplicación de un fluido de aislamiento en el pozo inyector de agua puede
ser efectiva sin afectar adversamente las fisuras que contribuyen a la producción de
petróleo.
(6) Fisuras o fracturas y una capa de agua
subyacente (conificación 2D). Se produce
agua desde una zona de agua subyacente a
través de fisuras naturales. Un problema similar ocurre cuando las fracturas hidráulicas
penetran verticalmente en una capa de agua.
La aplicación de fluidos de aislamiento puede
resultar efectiva para este problema.
(7) Conificación o formación de cúspide.
La producción acarrea agua hacia arriba, en
dirección al pozo. Una capa de gel colocada
Oilfield Review
por encima del cono puede resultar efectiva en
lo que respecta a retardar el proceso de conificación. No obstante, para lograr efectividad, se
requiere habitualmente un radio de colocación
del gel de 15 m [50 pies] como mínimo, lo que
a menudo limita la viabilidad económica del
tratamiento. Como alternativa con respecto a
la colocación de gel, se puede perforar un
nuevo pozo lateral cerca del tope de la formación, aumentando la distancia desde el
4. Capa de alta permeabilidad sin flujo transversal
Inyector
Productor
5. Fisuras entre el pozo inyector y el pozo productor
Productor
Inyector
6. Fisuras o fracturas y una capa de agua subyacente
Petróleo
Agua
Otoño de 2004
contacto agua/petróleo y reduciendo la caída
de presión, elementos ambos que reducen el
efecto de conificación. La aplicación de una
técnica de producción de drenaje dual también puede ser un tratamiento efectivo.1
(8) Barrido areal pobre. Este problema
suele estar asociado con la heterogeneidad de
la permeabilidad areal pobre o con la anisotropía; resulta particularmente severo en
ambientes con canales de arena. Una solución
es desviar el agua inyectada fuera del espacio
poral ya barrido. Otra forma de acceder al
petróleo no barrido es agregando tramos laterales de drenaje a los pozos existentes o
mediante la perforación de pozos de relleno.
(9) Capa segregada por gravedad. En capas
prospectivas potentes, con buena permeabilidad vertical, el agua, proveniente de un
acuífero o bien de un proyecto de inyección de
agua, es segregada por gravedad y barre solamente la parte inferior de la formación. El
aislamiento de los disparos inferiores en los
pozos de inyección o producción a menudo
sólo tiene efectos marginales; en última instancia predomina la segregación por gravedad.
Si se produce esta situación, los pozos de producción experimentarán conificación. Es
improbable que los tratamientos con gel proporcionen resultados duraderos. Para acceder
al petróleo no barrido puede resultar efectiva
la perforación de pozos de drenaje laterales
adicionales. Los fluidos de inundación viscosos
energizados, la inyección de gas o la utilización alternada de ambas técnicas también
puede mejorar la eficiencia de barrido vertical.
(10) Capa de alta permeabilidad con flujo
transversal. A diferencia del caso sin flujo
transversal (4), la presencia de flujo transversal impide la implementación de soluciones
que modifican los perfiles de producción o de
inyección sólo en la zona vecina al pozo. La
utilización de gel de penetración profunda
puede proporcionar una solución parcial.
1. Un drenaje dual consiste en disparar por encima y por
debajo del contacto agua/petróleo. De este modo,
tanto la zona de petróleo como la zona de agua son
explotadas a través de terminaciones independientes
con la misma presión de flujo. A pesar de que el petróleo producido a menudo contiene muy poca agua, se
producen grandes volúmenes de agua.
7. Conificación o formación de cúspide
Capa de gel
Agua
8. Barrido areal pobre
Acuífero
9. Capa segregada por gravedad
Pozo inyector
Pozo productor
Agua
10. Capa de alta permeabilidad con flujo transversal
Pozo inyector
Pozo productor
Agua
35
WORe = Vo/Cw
= 20 US$/barril de petróleo/0.7US$/barril de agua
= 28.6 barriles de agua/barril de petróleo
Corte de agua = WOR/(1+WOR)
= 28.6/(1+28.6)
= 96.6% en el límite económico
> Límite económico. El corte de agua en el límite
económico puede ser determinado a partir de Vo,
el valor de un barril de petróleo después de deducir los impuestos y el costo de levantamiento, excluyendo el tratamiento del agua, y Cw, el costo
de manejo del agua producida. En este caso, se
asume que los valores son 20 US$/barril de petróleo para Vo y 0.7 US$/barril de agua para Cw. Utilizando estos valores, el límite económico de la
relación agua/petróleo, WORe, es 28.6, y para el
corte de agua es 96.6%.
Las soluciones de manejo de la producción de
agua se centran en última instancia en la economía y el costo directo del manejo del agua. Los
costos relacionados con el tratamiento y la eliminación del agua en la superficie varían
significativamente, pero prevalecen las estimaciones que oscilan entre US$ 0.10 y US$ 2.00 por
barril. Considerando un costo de eliminación de
agua nominal de US$ 0.50 por barril, la inversión
que debería realizar la industria de E&P para
manejar 210 millones de barriles de agua por día
estaría en el orden de US$ 38,300 millones por año.
En los campos maduros, la rentabilidad se
basa en el límite económico de la relación
agua/petróleo (arriba). Hacer producir un pozo
con un corte de agua por encima del límite económico genera un flujo de caja negativo. Si los
costos de tratamiento del agua aumentan, el
límite económico del corte de agua disminuye.
Pude suceder que para mantener la rentabilidad
deba abandonarse el pozo con la consiguiente
pérdida de reservas.
La reducción del costo de manejo del agua y
el mejoramiento de la producción en los campos
maduros no siempre son directos. El equilibrio
del sistema de producción completo—pozos
inyectores, pozos de producción y el sistema de
manejo del agua—es esencial para maximizar el
desempeño del campo.
Agua en la superficie
La evaluación del sistema de superficie constituye
un paso crítico del proceso de manejo del agua.
Los activos deben considerarse como sistemas
completos; la identificación de oportunidades
relacionadas con los yacimientos sin la determinación simultánea de los cuellos de botella
36
potenciales presentes en la capacidad de tratamiento de superficie puede resultar infructuosa.
La eficacia del sistema de un campo maduro
a menudo está relacionada con su capacidad de
control del agua producida. Con frecuencia, el
diseño de superficie inicial no da cuenta del
incremento que se produce en el corte de agua
con el tiempo. A medida que el campo madura,
el corte de agua aumenta y su sistema de tratamiento en superficie se sobrecarga. Se trate de
separación, transmisión o eliminación, una tasa
de agua elevada reduce la capacidad de tratamiento del petróleo y amenaza la viabilidad
económica del campo.
A menudo resulta costoso o complejo rectificar las restricciones, o cuellos de botella,
producidos en los sistemas de superficie. A fines
de la década de 1990, los ingenieros de Petrobras
pronosticaron que la producción de petróleo proveniente de la porción sur de la Cuenca de
Campos, en el área marina de Brasil, exhibiría un
incremento significativo del corte de agua
durante la década siguiente. La resolución del
incipiente problema de tratamiento del agua
planteaba significativos desafíos técnicos, pero la
rentabilidad de la Cuenca de Campos demandaba una solución temprana del mismo.
El oleoducto de exportación de 90 km
[56 millas] de extensión y 24 pulgadas de diámetro había sido diseñado para transportar 28,600
m3 [180,000 bbl] de petróleo crudo desde la plataforma de producción central hasta una
refinería costera. Las instalaciones marinas de
manejo de la producción de agua, en las plataformas de producción central y satélites, eran
limitadas. A medida que el corte de agua se
aproximaba al 45%, resultaba imposible mantener los objetivos y la calidad de la producción de
petróleo a través del oleoducto. Como medida
provisoria, Petrobras comenzó a complementar
el oleoducto de exportación con petroleros
transbordadores, transportando el petróleo cargado de agua a la costa.
Los ingenieros de Petrobras y Schlumberger
evaluaron diferentes opciones para reducir la
producción de agua, que incluyeron la intervención de fondo de pozo, el mejoramiento de los
sistemas de manejo en superficie, o una combinación de ambas alternativas. Finalmente, se
decidió incrementar la capacidad de las instalaciones de tratamiento en superficie. De este
modo se evitaban los cuellos de botella del oleoducto, separando el agua del petróleo en el área
marina.
> Deshidratación en áreas marinas. La plataforma semisumergible de deshidratación Sedco 135D puede
procesar hasta 27,000 m3/d [169,000 B/D] de líquidos producidos. Se procesan volúmenes de petróleo
de hasta 17,000 m3/d [107,000 B/D], reduciendo la concentración de sedimentos básicos y agua (BS&W,
por sus siglas en inglés) por debajo del 0.6%. Se tratan volúmenes de agua producida asociada de
hasta 10,000 m3/d [63,000 B/D], lo que reduce el contenido total de petróleo y grasa (TOG, por sus siglas
en inglés) del agua descargada a menos de 20 ppm.
Oilfield Review
Salida del
petróleo
Entrada de la
mezcla de
petróleo-agua
prefiltrada
Salida del agua
tratada <20 ppm
de petróleo
Grandes gotas
de petróleo
aglutinadas
Sección
Capa
Sección
del tanque 1 RPA 1 del tanque 2
> Una imagen mucho más clara. Las diminutas
gotitas de petróleo dispersado provocan la turbidez, u opacidad, del agua de entrada observada
en el frasco que lleva el rótulo INLET. Después de
atravesar sólo una capa de coalescencia, se elimina una porción significativa del petróleo, como
lo indica la claridad del fluido contenido en el
frasco que lleva el rótulo BED 1.
Trabajando en conjunto con Schlumberger, la
plataforma semisumergible Sedco 135D fue
convertida en una instalación flotante de deshidratación (página anterior, abajo). Conectada a
la plataforma de producción central, la instalación puede procesar 27,000 m3/d [169,000 B/D]
de crudo con alto corte de agua.
El crudo cargado de agua es procesado para
eliminar el agua del petróleo y reducir la concentración de petróleo en el agua producida por
debajo de 20 partes por millón (ppm). En primer
lugar, un desgasificador elimina los gases disueltos y estabiliza el crudo. Luego, un coalescente
electrostático reduce el contenido de sedimentos básicos y agua (BS&W, por sus siglas en
inglés) de la fase de petróleo a menos del 1% y
reduce el contenido de petróleo de la fase de
agua a menos de 1000 ppm. Este agua producida
ingresa en un tanque compensador de agua y
luego en un hidrociclón, reduciendo aún más el
contenido de petróleo hasta un nivel inferior a
40 ppm. Por último, un tubo rociador, que es un
dispositivo de flotación por gas inducido, reduce
el contenido de petróleo a menos de 20 ppm.9
Los esfuerzos de deshidratación implementados en la Cuenca de Campos produjeron un
aumento inmediato de 9530 m3/d [60,000 B/D]
de la capacidad de transporte del petróleo a la
costa a través del oleoducto de exportación.
Cuando los ingenieros y los operadores optimizaron el sistema de eliminación de agua en la
plataforma 135D, la producción de petróleo
aumentó en 3180 m3/d [20,000 B/D].
La optimización de la eliminación del petróleo del agua producida tiene dos efectos
Otoño de 2004
Sección
Capa
RPA del tanque 3
> Separación de petróleo a través de un proceso de coalescencia. En la unidad de tratamiento de agua liviana (LWTU, por sus siglas en inglés) ingresan
mezclas de hasta un 3% de petróleo en agua. La solución atraviesa la Capa
RPA 1, donde las diminutas gotas de petróleo son separadas del flujo por el
RPA (absorbente de petróleo reutilizable). Una vez que la capa RPA es cargada con petróleo, el flujo de fluido continuo a través de la capa fuerza las
pequeñas gotas de petróleo fuera de la capa para que ingresen en el Tanque
2. Las gotas de petróleo aglutinadas son grandes y flotan hacia la superficie,
donde el petróleo es recolectado y eliminado. El proceso continúa a través
de las sucesivas series de capas, reduciendo finalmente el contenido de
petróleo a menos de 20 ppm.
Mejoras en la tecnología
de tratamiento del agua
Un nuevo proceso de limpieza del agua producida
está siendo probado en el campo en estos momentos con resultados prometedores. La unidad de
tratamiento de agua liviana (LWTU, por sus siglas
en inglés) utiliza técnicas de coalescencia y separación para reducir la cantidad de petróleo en
agua a niveles inferiores a 20 ppm con velocidades de flujo de hasta 477 m3/d [3000 B/D].
La LWTU se basa en la tecnología de Recuperación y Remediación Total de Petróleo TORR
desarrollada por EARTH (Canadá), proceso en el
cual el agua cargada de petróleo circula a través
de una sucesión de capas de coalescencia cargadas con material RPA (absorbente de petróleo
reutilizable) (arriba).10 Las gotitas de petróleo
dispersadas, cuyo tamaño varía hasta un mínimo
de 2 micrones, se adhieren a la superficie del
material RPA oleofílico donde coalescen y rellenan los espacios intersticiales.
A medida que el flujo continúa, las capas
RPA se saturan consecutivamente con petróleo.
El flujo continuo de fluido a través de las capas
comienza a separar el petróleo fusionado de las
superficies RPA saturadas, formándose gotas
grandes de varios milímetros de diámetro. El sistema forma un estado de equilibrio constante en
cada capa, entre la emulsión que coalesce sobre
la superficie RPA saturada y el flujo que separa
las grandes gotas de petróleo en la sección
siguiente del tanque.
El comportamiento de las gotas de petróleo
más grandes se rige por la ley de Stokes: cuanto
más grande es el diámetro de la gotita de petróleo, mayor es la tendencia de éste a separarse y
flotar. Las gotas de petróleo más grandes se agregan en el espacio entre capas superior, donde
forman una capa libre de petróleo que es purgada
desde el recipiente LWTU (arriba, a la izquierda).
A lo largo de la unidad se encuentran espaciadas
varias capas RPA; cada capa sucesiva intercepta
gotas de petróleo cada vez más pequeñas no eliminadas en las etapas previas del proceso.
En agosto de 2002, los ingenieros probaron
en el campo una unidad piloto de 120 m 3 /d
[750 B/D], en una concesión de producción
situada en el Oeste de Texas, EUA. El agua de
producción proveniente de un separador de
petróleo y gas de campo implicaba un volumen
de 5320 m3 [33,500 bbl] de agua que se enviaba
a la unidad LWTU. A un gasto o tasa de flujo promedio de 107 m3/d [670 B/D], la concentración
de petróleo se redujo de 300 a 10 ppm.
9. El proceso de flotación por gas inducido es un proceso
en el cual se dispersan burbujas de gas de tamaño determinado, uniformemente a través de toda el agua
producida. Estas burbujas de gas interactúan con el
petróleo arrastrado y los sólidos suspendidos haciendo
que se separen y se acumulen en la superficie para su
eliminación.
10. Le Foll P, Khan M, Akkawi EI y Parent J-P: “Field Trials for
a Novel Water Deoiling Process for the Upstream Oil and
Gas Industry,” artículo de la SPE 86672, presentado en la
7a Conferencia Internacional sobre Salud, Seguridad y
Medio Ambiente en la Exploración y Producción de
Petróleo y Gas de la SPE, Calgary, Alberta, Canadá, 29 al
31 de marzo de 2004.
fundamentales: mayor recuperación de petróleo
y envío de un agua producida más limpia para su
eliminación o reutilización.
37
LWTU, 25,000 B/D
LWTU, 5,000 B/D
> Unidad de tratamiento de agua liviana (LWTU, por sus siglas en inglés). Recientemente se realizaron pruebas de campo en el Mar del Norte con esta LWTU
cuya capacidad de tratamiento es de 795 m3/d [5,000 B/D] (izquierda). La unidad, de 7.3 m [24 pies] de largo, pesa 15 toneladas [13.6 toneladas métricas]
cuando está seca. Se ha construido una unidad más grande que será desplegada en julio de 2004 en la Cuenca de Campos, en el área marina de Brasil,
en la unidad de deshidratación Sedco 135D (derecha). La unidad más grande posee una capacidad de procesamiento de 3970 m3/d [25,000 B/D]; tiene una
longitud de 10 m [34 pies] y pesa aproximadamente 32 toneladas [29 toneladas métricas].
Más recientemente, una prueba realizada en
el Mar del Norte con una unidad prototipo más
grande redujo la concentración de petróleo de
200 a 300 ppm en la entrada, a un promedio de
19 ppm en la salida (arriba). Los técnicos procesaron un total de 95 m3 [600 bbl] de mezcla de
agua-petróleo a un régimen de 3000 B/D. Para
julio de 2004, está prevista la instalación de una
unidad de 3970 m3/d [25,000 B/D] en la plataforma de deshidratación de crudo Sedco 135D.
producción pero la heterogeneidad de la permeabilidad condujo a la incursión temprana de
agua en muchos de los pozos.
El corte de agua promedio del campo
aumentó al 84%. El volumen total de producción
de líquidos es de 87,400 m 3/d [550,000 B/D],
38
Agua
Agua en base al registro
adquirido en pozo entubado
0.5
Agotamiento
Rayos gamma
0
Profundidad
medida, m
API
mD
3
m /m
Petróleo
0
Calcita
Ortoclasa
Hidrocarburo desplazado
Cuarzo
Agua
Agua ligada
0
Saturación de agua
200
Permeabilidad
10,000
m3/m3
3
Agotamiento
Saturación de agua CHFR
1
Agua en el pozo
A la vez que las nuevas tecnologías de tratamiento del agua, tales como la LWTU, ayudan a
los operadores a controlar el agua en la superficie, los ingenieros están utilizando novedosas
técnicas de adquisición de registros para ver lo
que hay detrás de la tubería de revestimiento,
identificando fuentes de agua y reservas pasadas
por alto.11
En los campos petroleros maduros ubicados
en el área marina del Sur del Mar de China,
unos 130 km [78 millas] al sudeste de Hong
Kong, la compañía China National Offshore Oil
Corporation y sus socios están utilizando tecnología de adquisición de registros detrás de la
tubería de revestimiento para minimizar el agua
producida y mejorar la recuperación de petróleo.
Descubiertos en 1984 y con producción
comercial desde 1994, los pozos del área producen de 44 arenas apiladas de la Formación XH
del Mioceno.12 La permeabilidad de las areniscas
habitualmente es superior a 1 Darcy, y el yacimiento tiene un fuerte desplazamiento por
empuje de agua del acuífero. A pesar de los 10
años de producción, la presión del acuífero se
redujo en apenas unas pocas lpc. Esto proporcionó un excelente soporte de la presión de
valor que se aproxima a la capacidad de tratamiento de superficie máxima. Las bombas
eléctricas de superficie (ESP, por sus siglas en
0.1 1
Saturación de agua a
agujero descubierto
m3/m3
0 1
Petróleo
Ilita
Análisis de fluidos ELAN
Análisis volumétrico
m3/m3
0 1
vol/vol
0
X090
X100
> Datos de registros adquiridos en pozo entubado que muestran el petróleo en sitio. Los datos de la
herramienta de Resistividad de la Formación en Pozo Entubado CHFR permitieron identificar un volumen significativo de zona productiva pasada por alto detrás de la tubería de revestimiento. Las áreas
sombreadas en color verde, en los Carriles 3 y 4, indican el petróleo en sitio. El sombreado azul claro
y azul oscuro en los Carriles 2 y 3 muestra un nivel mínimo de agua en el área superior del yacimiento,
lo que indica un agotamiento de poca importancia.
Oilfield Review
11. Muchos de los conceptos básicos del tratamiento del
agua fueron analizados en Bailey et al, referencia 5.
12. Luo D, Jiang Z, Gutierrez J, Schwab K y Spotkaeff M:
“Optimizing Oil Recovery of XJG Fields in South China
Sea,” artículo de la SPE 84861, presentado en la Conferencia Internacional sobre Recuperación Mejorada de
Petróleo de la Región del Pacífico Asiático de la SPE,
Kuala Lumpur, Malasia, 20 al 21 de octubre de 2003.
13. Para mayor información sobre agua producida como un
subproducto de la producción de hidrocarburos, consulte: Veil et al, referencia 1.
Otoño de 2004
general, los pozos desviados ayudaron a lograr un
incremento del 28% en la producción de petróleo
del campo reduciendo al mismo tiempo la producción de agua en más de 2700 m3/d [17,000
B/D]. El operador eliminó así la necesidad de
efectuar grandes erogaciones para llevar a cabo
un mejoramiento de las instalaciones, y continúa
disfrutando de la reducción de los costos asociados con el tratamiento del agua producida.
De residuo a recurso
A pesar de los avances logrados por los operadores y las compañías de servicios en lo que
respecta al manejo del agua, en la superficie y
en el fondo del pozo, el agua producida continúa
siendo un subproducto necesario, aunque
tedioso, de la producción de petróleo y gas.13
Rayos Gamma arcVISION
Rayos Gamma Modelado
Resistividad arcVISION 34 pulgadas
Resistividad Modelada 34 pulgadas
Densidad del Cuadrante Inferior arcVISION
Densidad del Cuadrante Inferior Modelada
Porosidad-Neutrón arcVISION
Porosidad-Neutrón Modelado
200
160
120
80
40
0
Trayectoria
1,000
100
2.95
2.75
2.55
2.35
2.15
1.95
0.45
0.33
0.21
0.09
-0.03
-0.15
41.34
63.72
66.76
68.73
70.90
74.79
81.21
95.96
107.78
123.28
132.09
140.16
146.16
153.78
160.07
X925
X930
X935
X940
Rayos Gamma, API
Densidad
10
Neutrón
Resistividad
Rayos Gamma
sada arcVISION, la herramienta de DensidadNeutrón Azimutal adnVISION, el sistema de
perforación rotativa direccional PowerDrive y el
sistema de telemetría MWD PowerPulse, ayudó a
los perforadores a posicionar el pozo dentro de
una ventana de 1 m [3 pies] a lo largo del 98% de
su trayectoria (abajo).
El pozo de re-entrada X13 fue terminado
utilizando cedazos expansibles de 61⁄2 pulgadas. Se
colocó una bomba eléctrica sumergible en la parte
inferior de la terminación superior de 31⁄2 pulgadas
para asistir el levantamiento. Antes de la intervención, el pozo X13 producía más de un 90% de agua.
La producción inicial después de la perforación
del pozo de re-entrada fue de 556 m3/d [3500
B/D], con un 2% de corte de agua solamente.
Una vez estabilizada, la producción se duplicó
hasta alcanzar 1112 m3/d [7000 B/D], manteniendo al mismo tiempo un corte de agua bajo.
A raíz del éxito de la intervención del pozo
X13 a los fines del control del agua producida, se
procedió a la desviación de muchos otros pozos
obteniéndose índices de éxito similares. En
Profundidad vertical verdadera, m
inglés) intervienen en las operaciones de levantamiento de la producción pero el alto corte de
agua aumenta su complejidad. Dado que la
mayor parte de las bocas (slots) de las plataformas disponibles han sido utilizadas, no se puede
emplear perforación de pozos de relleno para
mejorar la recuperación de petróleo. Los regímenes de producción inferiores a los esperados
llevaron a los ingenieros a interesarse en una
solución que radica en el manejo del agua.
Los ingenieros de yacimientos, perforación y
compañías de servicios iniciaron el proceso de
evaluación de campos y sistemas para formular
un plan de manejo del agua. Considerando la rentabilidad de los diversos enfoques, optaron por la
intervención de fondo de pozo como técnica para
mejorar la recuperación de hidrocarburos.
Los estudios de evaluación y modelado de
yacimientos basados en los datos sísmicos, la
evaluación de registros y la historia de producción, ayudaron a identificar las reservas
remanentes de los campos. Los ingenieros establecieron la fidelidad de la herramienta de
Resistividad de la Formación en Pozo Entubado
CHFR y la correlacionaron con los registros de
resistividad originales adquiridos a agujero descubierto (página anterior, abajo).
Los datos de registros de resistividad adquiridos detrás de la tubería de revestimiento,
procesados con el programa avanzado de análisis de registros multiminerales ELANPlus,
permitieron establecer prometedoras zonas
petrolíferas. Comparando los datos de los registros originales con los datos nuevos de los
registros CHFR, los ingenieros observaron poco
cambio de la resistividad desde el inicio de la
producción y determinaron que la arena XH1
aún contenía petróleo recuperable.
El pozo X13, un pozo que penetra la arena
XH1, fue seleccionado para la intervención. Utilizando una combinación de herramientas de
perforación direccional en tiempo real, los perforadores desviaron el pozo, atravesando la arena
XH1 a lo largo de un agujero de 300 m [984 pies],
con un ángulo de desviación de aproximadamente 90 grados, a 3 m [10 pies] de distancia del
tope de la arena. La combinación del programa
de Modelado Directo Integrado INFORM, la
herramienta de Resistividad de Arreglo Compen-
X945
50
150
250
350
Deriva a lo largo de la sección, m
450
550
> Perforación direccional a lo largo de la roca de cubierta del yacimiento. Las herramientas de adquisición de mediciones durante la perforación (MWD, por sus siglas en inglés) y de adquisición de registros durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) permitieron a los ingenieros colocar el pozo
a metros de la roca de cubierta del yacimiento, maximizando el contacto del petróleo y minimizando
la producción de agua. Los perforadores encontraron una falla con un desplazamiento horizontal de
aproximadamente 360 metros [1180 pies] que hacía que el pozo interceptara brevemente la sección
de lutitas sobreyacentes (marrón oscuro). La respuesta LWD a las lutitas se observa claramente en
los datos de los registros de rayos gamma, resistividad y densidad (tres carriles superiores).
39
> Supervivencia de especies herbáceas en un ambiente riguroso. Plantado
a mediados del año 2002, el triguillo crestado Hy-Crest se muestra promisorio luego de un año de crecimiento en el clima árido. Se colocan jaulas
(centro) sobre ciertas secciones de hierbas para aislar la vegetación nueva
y permitir que los científicos puedan diferenciar el daño producido por pastoreo de otras causas de pérdida de hierbas.
En los campos maduros de todo el mundo, los
operadores eliminan entre el 30% y el 40% del
agua producida. Dado el incremento de la
demanda de agua utilizable registrado en ciertas
zonas, los ingenieros y científicos están tratando
de descubrir formas de transformar este pasivo
económico en un recurso viable.
El curso a seguir para la conversión de residuo a recurso a menudo depende de la química
del agua y del nivel de contaminantes. La calidad del agua producida varía con la geología, la
geografía, las técnicas de producción y el tipo de
hidrocarburo producido. El agua puede contener
petróleo disperso, hidrocarburos livianos, metales, sales y una amplia variedad de otros
materiales orgánicos e inorgánicos.
Como sucede con el agua producida, aproximadamente un 97% del agua de nuestro planeta
es agua salada.14 Sólo un 3% del agua disponible
es dulce—un 2% se encuentra inmovilizada en
los mantos de hielo polar de la Tierra, quedando
sólo un 1% para consumo de la vida vegetal y animal. Si bien el agua es un recurso renovable, en
ciertas zonas, la demanda agrícola, el crecimiento de la población y los cambios climáticos
han hecho que el agua dulce se consuma con
más rapidez de la que se repone el recurso.
La Organización Mundial de la Salud y otros
organismos indican que hoy más de 400 millones
de personas sufren escasez severa de agua y que
para el año 2050 este problema podrá extenderse a 4 mil millones de habitantes. En 1995, el
Servicio de Levantamiento Geológico de los
Estados Unidos informó que 17 estados del oeste
40
> Tratamiento del agua en el campo. La unidad de tratamiento de agua móvil de Texas A&M está diseñada para evaluar los métodos de tratamiento
para las salmueras de campos petroleros. El agua producida es acondicionada, o pretratada, antes de la filtración por ósmosis inversa. La capacidad
de admisión es de aproximadamente 15 galones por minuto (gal/min) [57 L/min].
Según las características de la salmuera y el tipo de filtro utilizado, la producción de agua dulce oscila entre 1 y 5 gal/min [4 y 19 L/min].
sustentan 10 veces más habitantes que hace 100
años. En los próximos 50 años, está previsto que
la demanda de agua dulce en EUA aumente un
100%, superando potencialmente el abastecimiento de agua subterránea en ciertas zonas.15
La utilización del agua en la agricultura representa como mínimo dos tercios de su consumo
global. Ya se está registrando, o está previsto que
se registre, falta de agua para irrigación en las
grandes regiones graneras del mundo.16
De los más de 210 millones de barriles de
agua producidos diariamente en las operaciones
de petróleo y gas, entre un 30% y un 40% se considera residuo y se elimina. Sometidos a un
tratamiento adecuado, estos 11.7 millones de m3
[73.5 millones de barriles] de agua tienen el
potencial de desempeñar un rol clave en lo que
respecta a aliviar la demanda impuesta sobre los
sistemas naturales de agua dulce.
La disponibilidad sustancial de agua producida, sumada a la necesidad de contar con
alternativas de eliminación menos costosas,
conduce a los investigadores a estudiar la reutilización del agua producida para irrigación, uso
industrial y otras aplicaciones. Con un trata-
miento adecuado, el agua producida podrá ser
utilizada con diversos fines aliviando la presión
ejercida sobre los sistemas de abastecimiento de
agua dulce de nuestro planeta.
14. http://ga.water.usgs.gov/edu/waterdistribution.html
(se accedió el 21 de mayo de 2004).
15. Burnett y Veil, referencia 3.
16. Las Naciones Unidas: “World Water Development
Report–Executive Summary,” http://www.unu.edu/wwf/
watercd/files/pdf/Ex_Summary.pdf (se accedió el 20 de
junio de 2004).
17. Burnett D y Fox WE: “Produced Water: An Oasis for Arid
and Semi-Arid Range Restoration,” http://www.gwpc.org/
Meetings/PW2002/ Papers-Abstracts.htm (se accedió el
26 de mayo de 2004).
18. Ni F, Cavazos T, Hughes MK, Comrie AC y Funkhouser G:
“Cool-Season Precipitation in the Southwestern USA
Since AD 1000: Comparison of Linear and Nonlinear
Techniques for Reconstruction,” International Journal of
Climatology, 22, no. 13 (15 de noviembre de 2002):
1622–1645.
19. http://www.all-llc.com/CBM/pdf/CBMBU/
CBM%20BU%20Screen_Chapter%206%20Case%20
Studies.pdf (se accedió el 5 de mayo de 2004).
20. Burnett y Fox, referencia 17.
Del pozo a la tierra de pastoreo
Aproximadamente un 47% de la superficie
terrestre está compuesta por tierras de pastoreo. Si se deja en su estado natural, la
vegetación nativa de las tierras de pastoreo, fundamentalmente las especies herbáceas, se
maneja a través de procesos naturales. El desplazamiento poblacional hacia estos ecosistemas
de delicado equilibrio ha dejado sus marcas.
Entre otras cosas, el sobrepastoreo, la recreación y la manipulación mecánica de los suelos
marginales ha producido desertificación, proceso por el cual los biosistemas declinan ante la
ausencia de cambios climáticos significativos.17
Si bien puede requerir un tiempo considerable, la desertificación suele invertirse
naturalmente en ausencia de operaciones agrícolas comerciales. Dada la declinación de la
mayor parte de los campos de pastoreo de todo
el mundo, los científicos están explorando dife-
Oilfield Review
rentes métodos de asistencia del proceso de
revitalización natural.
Los estudios de investigación del clima, llevados a cabo por la Universidad de Arizona, Tucson,
EUA, indican que la sequedad del Estado de
Nuevo México, ubicado en el sector sudoeste de
EUA, aumentará en los próximos 30 a 40 años.18
Hoy, los investigadores, los operadores de petróleo y gas y los funcionarios del gobierno están
adoptando medidas para prepararse para los
tiempos más secos que se avecinan.
En la Universidad Estatal de Nuevo México
(NMSU), los científicos están explorando la revegetación de los derechos de paso de las líneas de
conducción y las localizaciones de pozos utilizando hierbas seleccionadas, irrigadas con agua
producida en los pozos de metano de capas de
carbón (CBM, por sus siglas en inglés) locales.
Trabajando en conjunto con varias compañías de exploración y producción y con la
Dirección de Administración de Tierras de EUA,
los investigadores de la NMSU seleccionaron seis
sitios para llevar a cabo experimentos destinados a identificar variedades de hierbas con
capacidad de crecimiento sostenido en el clima
árido de Nuevo México. Estas hierbas serían sustentadas únicamente por las limitadas lluvias
naturales y por irrigación con agua producida en
pozos de metano de capas de carbón.
Durante abril y octubre de 2002, se establecieron parcelas de control de hierbas de
pastoreo utilizando 16 variedades de especies
herbáceas nativas y no nativas con el exclusivo
sustento de las precipitaciones naturales. Luego
de 12 a 15 meses de crecimiento, se evaluaron
los herbajes para determinar las condiciones de
establecimiento o supervivencia. Numerosas
variedades se mostraron promisorias (página
anterior, izquierda).
A fines del verano del año 2003, se inició la
Fase 2 del proyecto con una serie idéntica de
especies herbáceas sembradas en cada sitio.
Durante un período de 4 a 6 semanas posteriores
a la siembra, dos de los nuevos sitios de prueba
fueron irrigados con agua producida en pozos de
metano de capas de carbón (derecha, extremo
inferior). Los volúmenes oscilaban entre 102 m3
[26,880 galones] y 189 m3 [50,000 galones] en
tres o cuatro aplicaciones (derecha, extremo
superior). Si bien la NMSU no preparará los
informes finales hasta más adelante, dentro de
este año, varias especies de hierbas para pastoreo mostraron una buena adaptación a la
irrigación con agua producida en pozos de
metano de capas de carbón.19
En la Universidad de Texas A&M, College
Station, Texas, EUA, un equipo de ingenieros y
especialistas en tierras de pastoreo, suelos,
Otoño de 2004
especies silvestres e irrigación, está adelantando
un paso el proceso de irrigación de tierras de
pastoreo con agua producida. Trabajando en
conjunto con el Instituto de Investigación del
Agua de Texas (TWRI), los ingenieros construye-
ron una unidad móvil prototipo de tratamiento
de agua producida. El agua puede ser tratada en
sitio para eliminar los contaminantes y las sales
disueltas antes de la irrigación de la tierra de
pastoreo (página anterior, derecha).20
> Riego con agua producida proveniente de pozos de metano de capas de carbón. Un tanque de 64 m3
[400 bbl] contiene agua producida para irrigación (extremo superior). Algunas parcelas de pastoreo recibieron agua de irrigación de este tanque en agosto de 2003 (extremo inferior).
Análisis de la química del agua producida
Localización
del pozo
Fecha
pH
Sitio 1
9/17/03
9/19/03
8/12/03
8/20/03
9/16/03
8.0
8.5
8.3
8.4
8.1
Sitio 2
Sólidos disueltos
Relación de
totales, meg/L absorción de sodio
10,682
5,440
4,190
6,980
8,126
122.4
71.1
51.4
105.2
100.8
Conductividad
eléctrica, dS/m
17.4
16.1
11.1
17.6
13.6
> Química del agua producida proveniente de pozos de metano de capas de
carbón. Durante el ciclo de irrigación, se tomaron muestras de agua producida en los Sitios 1 y 2 para su análisis. Si bien la mayoría de las demás propiedades son relativamente estables, en la Columna 4 se observa la variabilidad
de los sólidos disueltos totales (TDS, por sus siglas en inglés).
41
Al pozo para eliminación de agua
Efluente RO
Aguas de lavado por
inversión de corriente
Agua de
salmuera
Membranas RO
Bomba
Agua para uso agrícola
Barros provenientes
del tratamiento previo
> Eliminación de sales y contaminantes. Durante el fenómeno de ósmosis inversa (RO, por sus siglas en inglés), el agua producida prefiltrada es forzada
por la presión a pasar de un área con alta concentración de sales y contaminantes a áreas de bajas concentraciones. Debido a que el proceso es osmótico y la membrana RO no tiene poros verdaderos, la mayor parte de los
contaminantes no puede atravesarla.
> Carrizales que toleran diferentes grados de salinidad en el desierto. Como parte del proceso de tratamiento del agua producida, en el desierto de Omán se siembran carrizos halófitos y otro tipo de vegetación que tolera diferentes grados de salinidad. El desarrollo vegetal provee un proceso de filtración
natural que elimina los metales y otros materiales orgánicos del agua.
21. La organoarcilla (arcilla modificada orgánicamente),
también conocida como organopolisilicato, es habitualmente una arcilla caolinítica o montmorilonítica. Las
estructuras orgánicas están químicamente unidas a la
superficie de la arcilla para facilitar la unión, o la adsorción, de los radicales orgánicos.
22. Burnett D, Fox WE y Theodori GL: “Overview of Texas
A&M’s Program for the Beneficial Use of Oil Field
Produced Water,” http://www.gwpc.org/Meetings/
PW2002/ Papers/David_Burnett_PWC2002.pdf (se accedió el 26 de mayo de 2004).
23. Cogeneración es la producción simultánea de electricidad y calor mediante la utilización de un solo
combustible tal como el gas natural. El calor producido a
42
partir del proceso de generación de electricidad es capturado y utilizado para producir vapor. En el campo Kern
River, la inyección de vapor en la roca yacimiento petrolífera mejora la producción de petróleo.
24. Brost DF: “Water Quality Monitoring at the Kern River
Field,” http://www.gwpc.org/Meetings/PW2002/Papers/
Dale_Brost_PWC2002.pdf (se accedió el 12 de junio de
2004).
25. Verbeek P, Straccia J, Zwijnenberg H, Potter M y Beek A:
“Solar Dew®-The Prospect of Fresh Water in the
Desert,” artículo de la SPE 78551, presentado en la 10a
Exhibición y Conferencia Internacional del Petróleo de
Abu Dhabi, EAU, 13 al 16 de octubre de 2002.
El proceso de conversión del agua producida
en agua para irrigación puede requerir varios
pasos. Primero, la corriente de alimentación de
agua producida es sometida a un proceso de filtración previo al tratamiento para eliminar la
arena y las partículas más grandes. Los hidrociclones y las unidades de microfiltración separan
la mayor parte del petróleo dispersado del agua
producida. Luego, mediante la utilización de
adsorbentes a base de arcillas modificadas orgánicamente se elimina el petróleo remanente.21 El
agua producida, esencialmente libre de petróleo,
pasa luego a través de una unidad de filtración
por ósmosis inversa (RO, por sus siglas en
inglés) reduciendo los sólidos disueltos totales
(TDS, por sus siglas en inglés) a menos de 500
ppm (izquierda). La corriente de salmuera
rechazada, proveniente del proceso RO, es eliminada mediante métodos convencionales, tales
como el método de inyección, en pozos de eliminación de residuos.
La tecnología de tratamiento del agua que
está siendo desarrollada por la Universidad A&M
de Texas puede proveer a los operadores una
alternativa eficaz desde el punto de vista de sus
costos con respecto a la eliminación del agua
producida. Los investigadores estiman que más
de un tercio del agua producida en Texas tiene
un contenido de sólidos disueltos totales inferior
a 20,000 ppm, nivel adecuado para la desalinización por ósmosis inversa y la recuperación de
agua dulce. Las pruebas de campo indican que
el costo de procesamiento del agua con una unidad móvil es de aproximadamente US$ 0.80 por
barril de agua producida, tarifa que suele ser
duplicada por la de las prácticas de eliminación
regional convencionales. Los científicos están
investigando técnicas alternativas para la eliminación de efluentes, que podrían reducir aún
más el costo de desalinización.
Se espera que cada vez más operadores apliquen tecnología de reutilización del agua en los
próximos años. El TWRI estima que para el año
2020, más de un 10% del agua utilizada en Texas
provendrá de fuentes recicladas, representando
un ahorro de hasta 151,000 m3/d [40 millones de
galones por día] de agua dulce.22
La conversión de los residuos de los campos
petroleros en recursos de pastoreo beneficia a
los operadores de petróleo y gas, las comunidades locales y el medio ambiente. Significativos
volúmenes de agua para uso agrícola pueden ser
generados, ayudando a sanear las tierras de pastoreo, sustentando iniciativas ambientales y
conservando los recursos de agua dulce, a la vez
que se ayuda a los operadores a manejar la producción y los costos de eliminación en forma
más efectiva.
Oilfield Review
un programa intensivo de vigilancia rutinaria del
agua para garantizar la calidad de su agua producida.24
En ausencia de irrigación, el Valle de San
Joaquín puede convertirse en un entorno árido y
desolado. Actualmente, el Valle produce una
variedad de cultivos incluyendo uvas, frutas
cítricas, almendras y pistachos. Para complementar el suministro de agua dulce y mantener
las 18,600 hectáreas [46,000 acres] de tierras
fértiles irrigadas, el Distrito de Aguas de Cawelo
maneja las instalaciones de almacenamiento y
transmisión de agua producida, distribuyendo
más de 63,600 m3 [400,000 barriles] diarios de
agua producida como agua de irrigación
(izquierda).
> Transformación del agua producida. Diariamente se producen más de
69,300 m3 [436,00 barriles] de agua por encima del volumen necesario para el
manejo de campo o la producción de energía. Este agua producida tratada
es recibida por el Distrito de Aguas de Cawelo en estanques de retención
[extremo superior] para su posterior distribución a través de canales y líneas
de conducción con fines de irrigación [extremo inferior].
Sustentamiento de la agricultura
A medida que ciertas regiones del mundo experimenten mayor sequedad, los agricultores
deberán esforzarse por producir grandes provisiones de alimentos para sustentar el
crecimiento poblacional. Hoy en día, las modernas técnicas de manejo de tierras, sumadas a los
métodos de irrigación, producen vastas provisiones de alimentos. No obstante, uno de los costos
de la producción de alimentos es el consumo de
grandes volúmenes de agua dulce. Se necesitan
fuentes de agua alternativas tanto para conservar el agua potable como para satisfacer las
crecientes demandas de irrigación agrícola.
El Valle de San Joaquín en California, EUA,
donde se encuentra ubicado el campo petrolero
gigante Kern River, tiene uno de los más grandes
proyectos de reutilización del agua producida.
Todos los días, ChevronTexaco produce 15,900 m3
Otoño de 2004
[100,000 barriles] de petróleo junto con 136,700 m3
[860,000 barriles] de agua de este campo
maduro; con un 90% de corte de agua. De este
volumen de agua, 12,600 m3 [79,000 barriles]
son reutilizados para proyectos de inyección de
agua y las otras cantidades se emplean en operaciones dentro del campo; 54,800 m3 [345,000
barriles] son tratados y suministrados a diversas
plantas de cogeneración de energía eléctrica; y
69,300 m3 [436,000 barriles] son enviados al Distrito de Aguas de Cawelo.23
A menudo se requiere el tratamiento del
agua producida previo a su empleo en la actividad agrícola. No obstante, el agua proveniente
del campo Kern River es de alta calidad y exhibe
un contenido mínimo de sólidos y minerales
disueltos. Los escasos volúmenes de hidrocarburos presentes son eliminados antes de la
utilización. ChevronTexaco tiene implementado
Riego del desierto
En los desiertos de Omán, el agua dulce es un
producto básico que escasea. Los esfuerzos de
Petroleum Development Oman (PDO) se concentran en transformar el agua producida en un
recurso utilizable a través de una combinación
de biotratamiento con agricultura biosalina.
Los campos petroleros maduros producen
grandes volúmenes de agua. Por ejemplo, PDO produce más de 200,000 m3 [53 millones de galones]
diarios de agua del campo petrolero Nimr que se
encuentra ubicado en el sur de Omán. A un costo
que alcanza los 15.00 US$/m3 [2.40 US$ /barril],
el agua producida es reinyectada como residuo
en un acuífero profundo.25
El proyecto “Reverdeciendo el Desierto” de
PDO se inició a fines de la década de 1990. Los
experimentos llevados a cabo en el sur de Omán
probaron convertir el agua producida en un
recurso utilizable en un ambiente desértico y a
un costo inferior al costo de eliminación. En una
situación ideal, el acceso a este recurso de agua
dulce permitiría convertir un ambiente seco e
inhóspito en un entorno de prosperidad económica a través de la agricultura y otros beneficios
asociados. Mediante la selección de cultivos y
plantaciones arbóreas especiales que toleran
diferentes grados de salinidad para la irrigación
con agua producida, es posible el sustentamiento del desarrollo incluso en ambientes
desérticos.
Las técnicas de separación típicas eliminan
el petróleo disperso en el agua hasta lograr una
concentración inferior a 200 ppm. Después de la
separación primaria del agua y el petróleo, el
efluente tiene una salinidad equivalente a sólo
un 25% de la salinidad del agua de mar. Este
agua irriga una capa revestida sembrada con
halofitas, es decir, plantas de tipo carrizo que se
desarrollan bien en ambientes salinos (página
anterior, abajo).
43
Las operaciones de explotación agrícola han
demostrado que los procesos naturales que tienen lugar en los carrizales degradan el petróleo
residual, mientras que las halofitas despojan el
agua de metales pesados. Una vez eliminada la
mayor parte de los contaminantes, sólo las sales
disueltas impiden la utilización del agua para
aplicaciones agrícolas convencionales y otros
tipos de aplicaciones.
La eliminación de las sales disueltas por técnicas comunes, tales como el proceso de ósmosis
inversa, no siempre es eficaz desde el punto de
vista de sus costos. Un novedoso polímero diseñado por Akzo Nobel permitió a Solar Dew B.V.,
trabajando en conjunto con Shell y PDO, desarrollar un concepto alternativo de purificación
de agua basado en la utilización de membranas.
Aprovechando el clima árido y la abundante luz
solar, el agua producida, mayormente libre de
petróleo, pasa a través de unos tubos de polímero especiales fabricados por Solar Dew. La
energía proveniente del sol calienta el agua que
se encuentra dentro de los tubos. Las moléculas
de agua migran hacia el exterior del tubo de
polímero semipermeable, dejando las sales e
impurezas concentradas en su interior.
El agua purificada se evapora y se condensa
sobre la cara inferior de una placa rígida que
cubre el aparato y luego es encauzada hacia los
tanques de retención donde es capturada. A
diferencia de las técnicas más convencionales,
el proceso no requiere presión o energía externa
fuera de la suministrada por el sol (abajo).
Los novedosos procesos de tratamiento de
agua producida que están siendo desarrollados
por PDO explotan los recursos disponibles y
renovables para producir agua utilizable a partir
de residuos, liderando potencialmente el camino
hacia la generación de ambientes más verdes, la
habitabilidad y la sustentabilidad económica
mejorada para muchas regiones petrolíferas áridas del mundo.
Los Laboratorios Nacionales Sandia de EUA
conforman un grupo que está trabajando en la
próxima generación de tecnología de desalinización. El laboratorio funciona como centro de
ingeniería e investigación para el Departamento
de Energía de EUA (DOE, por sus siglas en
inglés). Los Laboratorios Sandia, con sede en
Albuquerque, Nuevo México, están integrados por
más de 8,000 científicos y personal de soporte.
En los últimos años, los Laboratorios Sandia
utilizaron sus conocimientos técnicos especiales
como soporte de las iniciativas federales de reutilización del agua producida. En el año 2002,
trabajando en conjunto con diversos organismos
federales, desarrollaron un Mapa de Ruta
Nacional de Tecnología de Desalinización y Purificación del Agua.26 El mapa de ruta describe
sucintamente los desafíos con que se enfrenta
EUA en términos de abastecimiento de agua y
sugiere áreas de investigación y desarrollo que
pueden conducir a la formulación de soluciones
tecnológicas. El mapa de ruta define los objetivos críticos y la métrica en relación con los
cambios tecnológicos que se requieren para que
> Pruebas de campo del proceso Solar Dew. Los tres colectores de 100 m [328 pies] de largo (derecha)
producen entre 0.8 y 1.5 m3 [211 y 396 galones] de agua dulce por día.
44
> Captura de iones con material zeolítico modificado en la superficie. El modelo molecular
muestra la estructura de la matriz de una zeolita
modificada. El material de tipo malla puede ser
diseñado para formar un filtro selectivo de iones.
Los sitios de carga son diseñados para el intercambio de iones con cationes y aniones específicos, comunes al agua producida. Luego de
atravesar una serie de filtros zeolíticos, los fluidos salobres son desionizados.
las tecnologías de desalinización y reutilización
del agua se vuelvan accesibles y generalizadas.
El tratamiento y la utilización tanto de las aguas
producidas tradicionales como de las aguas producidas provenientes de pozos de metano de
capas de carbón son identificados y abordados
específicamente en el mapa de ruta porque tienen el potencial de enfrentar, al menos en forma
parcial, los desafíos que plantea el abastecimiento de agua en muchas regiones de EUA.
El elemento clave de esta investigación es un
proceso de secuestro de iones. Los materiales
zeolíticos naturales son modificados para crear
una matriz capaz de capturar cationes y aniones
específicos (arriba). En las pruebas iniciales que
utilizan agua producida salobre con un contenido de sólidos disueltos totales de 10,000 ppm,
los materiales zeolíticos modificados en superficie secuestraron una amplia gama de cationes y
aniones incluyendo sodio, calcio, cloro, carbonatos y sulfatos, reduciendo los sólidos disueltos
totales a 2,000 ppm.
En la mayoría de los procesos de desalinización, las sales y otros contaminantes son
eliminados, concentrándose para formar un
material residual. Debido a su estructura única,
el material zeolítico usado puede ser empleado
26. Para mayor información sobre el mapa de ruta, consulte:
http://www.usbr.gov/pmts/water/desalroadmap.html
(se accedió el 22 de junio de 2004).
27. Hutson SS, Barber NL, Kenny JF, Linsey KS, Lumia DS y
Maupin MA: Estimated Use of Water in the United States
in 2000. Reston Virginia, EUA: Servicio de Levantamiento
Geológico de los Estados Unidos, Circular 1268 (2004).
Oilfield Review
como material de construcción o en explanaciones, convirtiendo así otro producto de desecho
en recurso. Actualmente, los Laboratorios Sandia están llevando a cabo estudios de escalado
de costos de ingeniería y procesamiento de
materiales para evaluar en mayor detalle el
potencial de este prometedor material.
Los investigadores de los Laboratorios Sandia continúan estudiando otros tipos de procesos
de desalinización, incluyendo las técnicas de
destilación por contacto directo, de ósmosis
directa y de desalinización de hidratos.
El carbón y el agua
La comunidad global depende en forma sustancial de la energía eléctrica. Las centrales
eléctricas que proveen esta electricidad dependen de las líneas de transmisión, un combustible
tal como el gas natural o el carbón, y el agua para
enfriamiento. Ocupando en el año 2000 un lugar
detrás de la agricultura en lo que respecta a aprovechamiento del agua, la generación de energía
termoeléctrica en los Estados Unidos extrae 738
millones de m3 [195,000 millones de gallones] de
agua por día del ecosistema, volumen que consiste en su mayor parte en agua dulce (abajo).27
Ubicada en el noroeste de Nuevo México, la
Estación Generadora de San Juan (SJGS) de la
Compañía de Servicios Públicos de Nuevo
México (PNM) alimentada con carbón, es una de
las centrales de generación de energía más grandes del estado, produciendo la mayor parte de la
electricidad de PNM y extrayendo una cantidad
significativa de agua dulce de la Cuenca de San
Juan (extremo inferior). Con una generación
total de 1,800 megavatios de potencia, la instalación extrae entre 63,560 y 79,450 m3 [400,000 y
500,000 barriles] de agua de enfriamiento por
día. Con excepción de un 6%, todo este volumen
de agua se evapora en la atmósfera.
Año
1950
1995*
% de cambio
Población de EUA en millones
150.7
267.1
177%
Extracciones de agua dulce
Abastecimiento público
14
40.2
287%
Irrigación
89
134.0
151%
Utilización de energía termoeléctrica
40
190.0
475%
Otros
37
43.8
118%
Total
180
408.0
227%
* Último conjunto de datos completos
> Extracciones de agua diarias en EUA. Entre 1950 y 1995, la población de EUA
prácticamente se duplicó. Durante el mismo período, las extracciones de agua
dulce del ecosistema crecieron a un ritmo más rápido y las extracciones para
la energía termoeléctrica se incrementaron en casi cinco veces. (Adaptado
de Hutson et al, referencia 27).
> Central eléctrica alimentada con carbón en Nuevo México, EUA. La Estación Generadora de San Juan,
ubicada cerca de Farmington, tiene una capacidad de producción de 1,800 megavatios de energía
eléctrica. Para enfriar y condensar el agua utilizada en el proceso de generación termoeléctrica se
necesitan cantidades significativas de agua. En el futuro, el agua producida podrá complementar la
demanda diaria de agua de enfriamiento.
Otoño de 2004
La Cuenca de San Juan tiene además más de
18,000 pozos de petróleo y gas, con una producción acumulada diaria superior a 9,852 m3 [62,000
barriles] de agua, en un área de 8,287 km2 [3200
millas cuadradas]. Un estudio publicado en el año
2004 por el Departamento de Energía, junto con
PNM, examinó el uso potencial del agua producida con fines de enfriamiento en la SJGS.
Los ingenieros llegaron a la conclusión de
que la infraestructura de transmisión del gas
natural en forma de líneas de conducción abandonadas, o de uso limitado, puede enviar hasta
6,800 m3/d [43,000 B/D] de agua producida a la
central de energía; 8 a 11% de la admisión de
agua diaria para fines de enfriamiento en SJGS,
representando un suministro de agua de enfriamiento complementario correspondiente a un
período de entre 10 y 20 años.
Si bien puede ser necesaria cierta adaptación de los sistemas de enfriamiento de las
centrales de energía para la utilización de agua
producida convencional sin tratar y agua producida proveniente de pozos de metano de capas
de carbón, los beneficios pesan más que los costos de modificación.
La SJGS es sólo uno de los casos en que los
organismos gubernamentales y los generadores
de energía trabajan en conjunto para conservar
un recurso vital a través de la conversión de residuos en recursos.
Manejo de los recursos futuros
Los avances registrados en las tecnologías de
manejo del agua están permitiendo a los ingenieros analizar más exhaustivamente, optimizar
y manejar mejor el agua presente en el yacimiento y en la superficie. Al mismo tiempo, los
investigadores de todo el mundo se están esforzando por descubrir usos alternativos para el
exceso de agua producida.
Hoy en día, los operadores y las compañías
de servicios están realizando grandes esfuerzos
por minimizar la cantidad de agua producida
que se lleva a la superficie. A medida que cambien los paradigmas climáticos regionales, la
oferta y la demanda podrán aumentar el valor
del agua producida por la industria de E&P. Lo
que alguna vez fue residuo y pasivo, mañana
puede convertirse en un valioso recurso para
aplicaciones agrícolas, industriales y de otro
tipo. Si bien se dice que el agua y el petróleo no
se mezclan, el futuro de cada recurso se muestra
cada vez más interrelacionado. El manejo de
nuestros recursos líquidos, petróleo y agua por
igual, desempeñará un rol crítico en el desarrollo del futuro.
—DW
45