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.

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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).

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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.

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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

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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

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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

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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

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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

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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 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

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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).

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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.

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> 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.

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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

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