Wasim Azem Al-Khobar, Arabia Saudita John Candler Joanne Galvan Mukesh Kapila M-I SWACO Houston, Texas, EUA

Tecnología para los avances medioambientales

Las nuevas tecnologías ayudan a la industria de E&P a descubrir y producir

Johana Dunlop París, Francia

hidrocarburos de manera más eficiente y más efectiva. Muchos avances

Andrey Fastovets Singapur

en el cuidado del medio ambiente.

tecnológicos recientes también ayudan a la industria a trabajar con más énfasis

Adun Ige Rosharon, Texas Ed Kotochigov Gatwick, Inglaterra Cristina Nicodano M-I SWACO Aberdeen, Escocia Ian Sealy Sugar Land, Texas Paul Sims Clamart, Francia Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Verano de 2011: 23, no. 2. Copyright © 2011 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Diana Andrade, Aberdeen; Kamel Bennaceur, París; Kayli Clements, M-I SWACO, Houston; Harald Fosshagen, M-I SWACO, Fyllingsdalen, Noruega; Paul Handgraaf, Thermtech, Bergen, Noruega; David Harrison y Theresa Winters, Sugar Land; Tony McGlue, Gatwick, Inglaterra; y Rene Vollebregt, Barendrecht, Países Bajos. La imagen de apertura (AS17-148-22727_2 de http://eol.jsc. nasa.gov/scripts/sseop/photo.pl?mission=AS17&roll=148& frame=22727) es cortesía del Laboratorio de Ciencias de la Tierra y Análisis de Imágenes del Centro Espacial Johnson de la NASA en Houston. CleanPhase, ClearPhase, EcoLibrium, EverGreen, FlexSTONE, FUTUR, IRMA, Maximus, Monowing, PhaseTester, ProMotor, Q-Marine, Q-Marine Solid, REDA, SmartWeir, SpeedStar 519 SWD y WhaleWatcher son marcas de Schlumberger. AQUALIBRIUM, CLEANCUT, ISO-PUMP, RECLAIM y HAMMERMILL son marcas de M-I l.l.c. RPA y TORR son marcas de ProSep Inc. TCC es una marca de Thermtech. X-BOW es una marca del Ulstein Group.

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El manejo de los recursos de la Tierra es vital en nuestros días. Las prácticas que no apuntan a mantener el ambiente natural —ya sea de manera deliberada o bien en forma no intencional— se han vuelto inaceptables. Las compañías que operan en diversas industrias han desarrollado nuevas tecnologías para mitigar los impactos sobre el medio ambiente. Muchos miran con recelo a la industria del petróleo y el gas, especialmente en cuanto al manejo de los impactos ambientales. La imagen hollywoodense de los descubrimientos petroleros signados por explosiones de pozos ha quedado grabada en las mentes de mucha gente, y muchos episodios, tales como el desastre de Macondo en el Golfo de México, aunque esporádicos, renuevan esas impresiones. No obstante, la industria del petróleo y el gas ha logrado avances significativos en el mejoramiento del manejo del medio ambiente, y el ritmo de los desarrollos “verdes” se ha incrementado de manera sorprendente en los últimos años. La industria ha encontrado formas de reducir la necesidad de recursos a través del uso más eficiente de esos recursos. Mediante la adopción de químicos más benignos, el estampado de huellas superficiales más pequeñas y la disminución de las emisiones, las compañías están reduciendo los impactos adversos sobre el ecosistema. A lo largo de todo el proceso de exploración y producción de hidrocarburos, las acciones de la industria han reducido los volúmenes de materiales de

desecho, tales como los líquidos o los recortes de perforación, y han descubierto nuevas alternativas para procesar y eliminar los materiales que sí se utilizan. Si bien no existe una tecnología única que resuelva todos los problemas ambientales, hasta las mejoras pequeñas ayudan a reducir el impacto producido sobre el medio ambiente. El desarrollo de nuevos productos y servicios puede ser impulsado tanto por el deseo de satisfacer o exceder los límites de cumplimiento como por el deseo de poner fin o reducir los impactos ambientales negativos; pero en muchos casos, las características fundamentales del desempeño — tales como los niveles de ruido de un cable sísmico marino— también son mejoradas en el proceso. Mediante la incorporación de una visión holística del objetivo de una tecnología y su impacto ambiental, los ingenieros que aplican los principios fundamentales de la ciencia y la ingeniería a menudo descubren mejores soluciones. Por ejemplo, en lugar de construir una gran planta centralizada de tratamiento de aguas residuales para tratar el agua del flujo de retorno (contraflujo) en las extensiones productivas (plays) de lutita, M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, examinó la huella de toda la operación y advirtió que el impacto producido por el transporte de los camiones hacia y desde la planta centralizada podía evitarse. Esto llevó a la compañía a desarrollar tecnologías de reciclaje de agua en sitio.

Oilfield Review

Como compañía de servicios de campos petroleros, Schlumberger ha desarrollado muchos productos y servicios que ayudan a mitigar el impacto ambiental en las actividades de E&P. Las compañías operadoras y otros protagonistas de la industria dan cuenta de actividades similares. Este artículo realiza un seguimiento del ciclo de exploración y producción para destacar algunas tecnologías y prácticas que han logrado avances importantes en materia de mitigación del impacto ambiental.

Volumen 23, no. 2

La exploración en el medio ambiente Habitualmente, la primera actividad de E&P operacionalmente intensiva que se desarrolla en un área prospectiva es Review una evaluación sísmica. Hoy en Oilfield día, el compromiso SUMMERde11las compañías geofísicas ENVIRONMENT Fig. Opener con el medio ambiente constituye un rasgo clave ORSUM11-ENVRMT Opener tanto de los levantamientos marinos como de los levantamientos terrestres.1 La huella ambiental de los levantamientos sísmicos marinos puede clasificarse según cuatro categorías de emisiones: acústicas, de fluidos, gaseosas

y de sólidos. Estas fuentes pueden provenir de la embarcación propiamente dicha o del proceso de adquisición. Mediante el abordaje de cada uno de estos puntos, la industria puede eliminar o mitigar su impacto.2 Det Norske Veritas (DNV), una 1. Gibson D y Rice S: “Fomento de la responsabilidad ambiental en operaciones sísmicas,” Oilfield Review 15, no. 2 (Otoño de 2003): 10–21. 2. Fontana PM y Zickerman P: “Mitigating the Environmental Footprint of Towed Streamer Seismic Surveys,” First Break 28, no. 12 (Diciembre de 2010): 57–63.

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> Adquisición sísmica. Durante la ejecución de un levantamiento sísmico, una embarcación remolca un amplio arreglo de cables sísmicos. Durante un levantamiento sísmico con cobertura azimutal amplia, varias embarcaciones operan en conjunto (inserto). Cada embarcación remolca diez cables de 8 km de longitud. La embarcación Magellan de WesternGeco, exhibida en el inserto del fondo, incluye el diseño X-BOW que es más eficiente en cuanto al consumo de combustible durante los desplazamientos.

fundación independiente cuya misión es la protección de la vida, los bienes y el medio ambiente, ha desarrollado una class notation (regla de construcción) de DISEÑO LIMPIO cuyas estipulaciones reducen el impacto ambiental que ocasionan las embarOilfield Review caciones debido a las emisiones atmosféricas, los verSUMMER 11 3 tidos en el mar y el daño accidental de sus cascos. En ENVIRONMENT Fig. 1A los años 2009 y 2010, WesternGeco introdujo ORSUM11-ENVRMTseis 1A embarcaciones nuevas de DISEÑO LIMPIO DNV, lo que le significó contar con la flota de embarcaciones sísmicas más grande de este tipo. Además, a pesar de su costo sustancialmente más elevado, WesternGeco utiliza gasoil marino (MGO) de alta calidad, porque presenta claras ventajas ambientales respecto del aceite combustible pesado (HFO) utilizado en muchas otras embarcaciones sísmicas. Una embarcación para adquisición sísmica que utiliza HFO emite aproximadamente 9% más gases de efecto invernadero que las embarcaciones que emplean MGO y alrededor de 800% más óxidos de azufre, que son los contribuyentes principales de la lluvia ácida. La nueva legislación de la Organización Marítima Internacional introdujo requisitos mucho más estrictos en relación con el contenido de azufre de los combustibles.

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WesternGeco maneja el consumo de los combustibles marinos de manera de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero a través de la tecnología de última generación de diseño de rutas. Durante los desplazamientos entre los levantamientos, los ruteadores toman en cuenta los regímenes de las corrientes oceánicas estacionales y regionales y las condiciones climáticas. Otras medidas apuntan a mantener la eficiencia hidrodinámica a través del pulido de los propulsores de las embarcaciones para optimizar la propulsión, la pintura de los cascos para impedir que los animales marinos se adhieran a éstos, y el manejo proactivo de los inventarios para reducir el peso a bordo. Una embarcación moderna para levantamiento sísmico 3D puede desplegar 12 o más cables sísmicos marinos, de hasta 8 km [5 mi] de largo cada uno (arriba). Para mantener la separación entre los cables sísmicos marinos, se despliegan divergentes Oilfield Review por delante del tendido sísmico; el empleo de los SUMMER 11 deflectores Monowing incrementa ENVIRONMENT Fig. 1Asignificativamente la eficiencia energética de las1Aoperaciones. ORSUM11-ENVRMT Una embarcación provista de esta tecnología consume entre 6 000 y 8 000 L [1 600 y 2 100 galones] menos de combustible que una embarcación

con tecnología de divergencia convencional.4 Por otro lado, los cables sísmicos de avanzada utilizados con la plataforma Q-Marine han reducido el arrastre —debido, en gran parte, a que poseen menor diámetro que los cables sísmicos convencionales— lo que también contribuye a la reducción del consumo de combustible. Un levantamiento sísmico puede incluir aproximadamente 30 000 sensores, utilizando la tecnología de sensores unitarios Q-Marine. Estos sensores se encuentran encerrados en una funda resistente de poliuretano impermeable que brinda protección contra el ambiente marino y los esfuerzos soportados durante las operaciones de despliegue y recuperación. Para mantener la flotabilidad neutral, entre 6 y 8 m [20 y 26 pies] por debajo de la superficie del agua, los cables sísmicos se rellenan con un fluido a base de kerosén. En ocasiones, los cables sísmicos se dañan durante el uso, por lo general, como resultado de las mordidas de los tiburones, la interacción con el equipamiento pesquero comercial y el choque de los cables con objetos sumergidos. La duración promedio de la funda de un cable sísmico es de aproximadamente tres años.

Oilfield Review

En el año 1991, el centro de manufactura de WesternGeco en Bergen, Noruega, descubrió un nuevo proveedor de las fundas plásticas que reciclaba las fundas cuando su deterioro hacía imposible la reparación. La mayoría de las fundas dañadas pueden ser remanufacturadas una vez para volver a desempeñar su función original, lo que les otorga una vida promedio adicional de tres años como cable sísmico. La segunda vez que se envía una funda para reciclado, en general puede convertirse para ser utilizada en otras aplicaciones como defensa de embarcaciones o desembarcaderos. Esta utilización con distintos fines extiende la duración máxima del material un período adicional de 8 a 10 años, lo que concede al poliuretano una vida útil de 16 años. Una de las consecuencias potenciales del daño por pinchaduras ocasionado a la funda de un cable sísmico marino es la posibilidad de que el fluido de lastre se derrame en el océano. Si bien la formulación química de este fluido posibilita una evaporación rápida y una mínima exposición al medio ambiente, todos los incidentes de derrames son notificados de inmediato a los organismos reguladores correspondientes. Los cables sísmicos sin fluidos se caracterizan por no generar derrames y por la eliminación del ruido producido por las ondas de bombeo; ondas de presión asociadas con la oscilación longitudinal del fluido a lo largo de un tubo. El sistema de cables sísmicos Q-Marine Solid, desarrollado por WesternGeco,

no pierde fluido si se perfora la funda. Además de esta ventaja ambiental, el sistema sólido exhibe claras ventajas operacionales: • La presión consistente y la flotabilidad del cable mejoran el desempeño acústico. • El sistema es menos susceptible al ingreso de agua y los problemas eléctricos si se pincha. En consecuencia, se reducen el tiempo técnico inactivo y las operaciones de reparación con embarcaciones pequeñas, lo que a su vez reduce la exposición de la brigada de campo a diversos peligros. • Las propiedades del gel sólido contribuyen a facilitar la construcción del cable. El material del cable sísmico sólido es un gel patentado desarrollado por WesternGeco y el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, para uso específico en cables sísmicos. El gel ha sido extensivamente probado y calificado para ser utilizado en las áreas ambientales más sensibles, incluido el Ártico. Es líquido cuando se calienta, pero se convierte en gel al enfriarse hasta alcanzar la temperatura ambiente. Por otra parte, el gel es autorreparable y robusto cuando es sometido a los esfuerzos inducidos en el momento en que las brigadas sísmicas despliegan y recuperan los cables (abajo). Además, es químicamente estable y no atrapa aire durante los procesos de manufactura o reparación. En comparación con otros cables sísmicos rellenos de sólidos, estos atributos mejoran su respuesta al ruido.

Cuando se despliegan, los cables sísmicos Q-Marine Solid arrojan resultados consistentes con los altos estándares de la tecnología Q-Marine. La tecnología de registración sísmica con sensores unitarios y la atenuación del ruido que se logra con los datos de esos sensores unitarios, o la técnica de formación de grupos digitales, utilizada con el sistema Q-Marine Solid, posibilitan un destacado desempeño de la relación señal-ruido. La tecnología Q-Marine también se ha expandido a otra área: la detección de los mamíferos marinos que se encuentran en las proximidades. La tecnología de adquisición sísmica marina utiliza cañones de aire para emitir una señal acústica; pero para la vida marina, los cañones de aire son simplemente una fuente de ruido. En muchos lugares del mundo, se han establecido regulaciones para minimizar la perturbación de la vida marina durante los levantamientos sísmicos. En las embarcaciones se colocan observadores dedicados para localizar a los mamíferos marinos. No obstante, los observadores humanos sólo pueden ver a los animales si éstos salen a la superficie, lo que se produce a intervalos irregulares. Este comportamiento dificulta su localización. Por otro lado, la efectividad de los observadores es limitada por las condiciones climáticas y la luz del día, y éstos sólo pueden proporcionar una estimación inexacta de la distancia existente hasta el punto de avistamiento. Para abordar estos desafíos, WesternGeco desarrolló una técnica de detección de los cetáceos, que se integra en el sistema de adquisición sísmica.5 La tecnología de monitoreo acústico pasivo WhaleWatcher permite la observación remota durante las operaciones sísmicas. Los cetáceos utilizan estallidos de alta frecuencia para la ecolocalización y un rango de frecuencia intermedia a baja para la comunicación. Estos sonidos se superponen al rango de sensibilidad de los hidrófonos y de los sensores del sistema de posicionamiento IRMA —que utiliza la técnica de medición de distancias intrínsecas por procedimientos de acústica modulada— localizado a lo largo de los 3. Manejo de riesgos - DNV: “CLEAN-DESIGN,” http://www.dnv.com/industry/maritime/servicessolutions/ classification/notations/additional/clean-design.asp (Se accedió el 7 de junio de 2011). 4. WesternGeco: “Environmental Excellence in Marine Operations,” http://www.westerngeco.com/services/ marine/ecomarine.aspx (Se accedió el 7 de junio de 2011). 5. Groenaas HSG, Frivik SA, Melboe AS y Svendsen M: “A Novel Marine Mammal Monitoring System Utilizing the Seismic Streamer Spread,” artículo D047, presentado la 73a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Viena, Austria, 23 al 26 de mayo de 2011.

> Cable sísmico marino con relleno sólido. Un miembro de la brigada sísmica a bordo de una embarcación sísmica marina de WesternGeco despliega un cable Q-Marine Solid.

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cables sísmicos. El análisis de frecuencia de estos datos identifica los llamados característicos de diversas especies (abajo). La distancia y el azimut de un animal pueden determinarse con precisión gracias al amplio tendido areal de los arreglos de detectores de una operación sísmica. El análisis de señales es posibilitado por la configuración de los sensores unitarios del sistema de adquisición sísmica de receptor puntual Q-Marine. Las localizaciones de los mamíferos son presentadas en tiempo real en pantallas de navegación colocadas en toda la embarcación, lo que constituye una forma de detección y rastreo continuo y confiable de los cetáceos durante los períodos de visibilidad limitada. Cuando los animales marinos se acercan a la zona de exclusión existente alrede-

dor de la fuente sísmica —habitualmente 500 m [1 640 pies]— los observadores de los mamíferos marinos pueden utilizar la información proveniente del sistema WhaleWatcher para tomar las decisiones operacionales necesarias, que incluyen hasta la interrupción de la operación. En tierra firme, el impacto del proceso de adquisición sísmica en el largo plazo a menudo se produce sobre la vegetación. Este impacto puede aliviarse mediante el empleo de cuchillas para malezas —en lugar de topadoras— que no perturban las raíces, lo que permite un retorno más rápido de la vegetación. Por otra parte, deben protegerse las dunas frágiles de los desiertos, y en la región del Ártico se deben adoptar recaudos especiales para evitar el daño del permafrost.6

2,5

Llamado de una ballena

Amplitud, Pa

2,0

1,5

1,0

0,5

0

50

100

150

Frecuen

cia, Hz

200

250

0

50

100

150

200

ados

ut, gr

Azim

GPS

Hidrófono sísmico Hidrófono IRMA

Triangulación, correlación e inversión

> Detección de una ballena. Las especies cetáceas poseen un carácter único de las frecuencias de sus llamados, tal es el caso del llamado de una ballena (extremo superior). Durante la adquisición sísmica, las señales acústicas provenientes tanto de los arreglos sísmicos como de los arreglos de posicionamiento IRMA, son analizadas permanentemente para controlar la correlación con estos espectros acústicos. Mediante la utilización de técnicas de formación de haces, que crean una interferencia constructiva de los arreglos alineados con el azimut de la señal y una interferencia destructiva en otros lugares, el sistema WhaleWatcher triangula los sonidos para obtener el rumbo y la distancia existente hasta el animal. En este caso, se detectó una ballena a 5 km [3 mi] de distancia de la embarcación y a una profundidad de 30 m [98 pies], en donde la profundidad del lecho marino era de 250 m [820 pies].

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En éstos y otros ambientes frágiles, se requieren procesos cuidadosos de planeación para minimizar el potencial de daño. Recientemente, se llevó a cabo un levantamiento sísmico terrestre altamente restrictivo en la Isla Barrow, una reserva natural situada a una distancia de 50 km [31 mi] en el área marina de Australia Occidental. Esta reserva aloja diversas especies de animales, que no se encuentran en ningún otro lugar. La isla y las aguas que la circundan, incluidos los arrecifes de coral, son importantes sitios de anidación y desove. Además, se asienta sobre los campos de gas de Greater Gorgon. Ese gas será convertido en gas natural licuado para ser llevado al mercado y generará CO2 en el proceso. El proyecto Gorgon, operado por Chevron, consiste en la inyección del CO2 generado en un yacimiento salino situado bien por debajo de la isla. El plan de monitoreo de este proyecto de almacenamiento de carbono incluye levantamientos sísmicos 4D.7 Si bien el levantamiento de referencia realizado en el año 2009 cubría 135 km2 [52 mi2], el permiso del gobierno permitía el uso de sólo 25 ha [0,25 km2 o 0,1 mi2] de superficie por la huella del proceso de adquisición; esto implica un área que es un factor de 10 más pequeña que el área habitual para un levantamiento de estas dimensiones. WesternGeco trabajó con el operador para movilizar los equipos sísmicos y llevar a cabo el levantamiento. Todo el equipo fue fumigado antes de ser despachado a la isla para evitar la introducción inadvertida de especies exóticas. Un helicóptero movilizó los equipos hasta las localizaciones de los pozos de explosión en la isla, y la cuadrilla a cargo del levantamiento caminó hasta los 13 284 puntos de recepción y cubrió en total unos 42 000 km [26 000 mi] para desplegar, a mano, aproximadamente 200 000 kg [440 000 lbm] de equipos sísmicos. Los equipos de perforación para los pozos de explosión y otros equipos se colocaron sobre pilotes para minimizar la perturbación de la vegetación. El levantamiento fue ejecutado con éxito y logró un excelente registro de seguridad. Durante su ejecución, la brigada generó menos impacto ambiental que el autorizado por el permiso; perturbó menos de 19 ha [0,19 km2 o 0,07 mi2] de vegetación.8 Operaciones de perforación con menos impacto ambiental La industria de E&P también ha tenido éxito en la reducción de la huella de las actividades desarrolladas durante la perforación, la siguiente actividad más importante del ciclo de desarrollo de campos petroleros. A través de la aplicación de tecnologías de avanzada y prácticas innovadoras, las compañías están adoptando medidas proactivas para minimizar los impactos ambientales pro-

Oilfield Review

Oilfield Review SUMMER 11

ducidos por las operaciones de perforación. El más importante de estos avances es el reconocimiento, por parte de los operadores, de que el objetivo del descubrimiento y la producción eficientes de los recursos de petróleo y gas es complementario al de la reducción de la huella ambiental. Los avances permanentes logrados en los fluidos de perforación y en las técnicas de manejo de residuos, han generado más opciones para minimizar o reciclar los residuos y reducir los impactos producidos en sitio y fuera de sitio. Los programas adicionales para encarar la protección de la biodiversidad y prevenir la migración de las especies invasivas también sustentan el objetivo de minimizar la huella dejada por las operaciones de exploración y producción. Dado que los fluidos de perforación y los recortes de perforación habitualmente representan el volumen más grande de residuos de perforación, por mucho tiempo han sido el centro de atención de las gestiones de manejo de residuos. Los fluidos de perforación y los equipos de control de sólidos se coordinan para remover los sólidos de perforación del pozo de manera eficiente. A medida que el fluido de perforación se carga con finos de los recortes su eficacia disminuye, de manera que se debe reducir la cantidad de finos presentes en el fluido de perforación o bien eliminar el fluido y reemplazarlo, lo que en cualquiera de ambos casos incrementa en última instancia el volumen de material de desecho generado. Con el fin de reducir la fuente de residuos, se utilizan fluidos de perforación de alto desempeño que reducen la degradación de los recortes en su recorrido hacia la superficie y, al mismo tiempo, incrementan la velocidad de penetración y reducen el tiempo no productivo y los derrumbes del pozo. El reciclado es otro procedimiento importante de manejo de los desechos de los recortes de perforación y el exceso de fluidos de perforación. Los equipos habituales de control de sólidos no pueden remover estos sólidos finos. En el pasado, existían dos opciones: eliminar el fluido cargado de finos o diluir el fluido usado con fluido base adicional. La nueva tecnología de recuperación diseñada en cambio para reutilizar el agua de los lodos a base de agua (WBM) después de haber eliminado los finos puede traducirse en sistemas de circuito cerrado y en la eliminación del almacenamiento del lodo en piletas. En base al éxito de la manipulación de los sólidos finos en los lodos WBM, M-I SWACO desarrolló la unidad de tratamiento RECLAIM. Esta unidad utiliza un proceso de remoción de sólidos mejorado químicamente para remover la mayor parte de los finos de los fluidos no acuosos.9 El proceso utiliza surfactantes para diluir la emulsión del

Volumen 23, no. 2

Vista final

Vista lateral

Salida de vapor

Salida de vapor

Rotor Admisión de recortes

Rotación Capa de recortes

Salida de sólidos

Salida de sólidos

> Molino térmico. El sistema TCC HAMMERMILL remueve los líquidos contaminantes del material sólido mediante la generación de calor por fricción. Los recortes, u otros residuos, se cargan en un molino de proceso. Una serie de brazos de rotación rápida (rotores) presiona el material contra la pared interna del molino. Los martillos de los extremos de los brazos calientan el residuo por fricción. El residuo es la parte más caliente del sistema. El petróleo y el agua se evaporan en pocos segundos y se evacúan en las celdas de condensación, donde se captan los líquidos. El material sólido, que permanece en el molino varios minutos, se encuentra limpio en el momento en que sale del molino de procesamiento.

fluido de perforación, lo que permite que los agen- limpiar la tierra y los barros provenientes del fondo tes floculantes aglomeren los sólidos finos para de los tanques de almacenamiento. El nivel de formar cuerpos más grandes. Esos cuerpos son aceite en los recortes después del tratamiento es removidos utilizando técnicas centrífugas con- inferior al 1% del total de hidrocarburos utilizados. Otro procedimiento de reciclado y reutilización vencionales. El proceso RECLAIM permite la reutilización del fluido base, lo que hace posible el para el lodo WBM y el lodo de base sintética conlogro tanto de los objetivos económicos como de siste en convertir los recortes en mejoradores del suelo a través de técnicas de acondicionamiento los objetivos ambientales. Otro procedimiento de recuperación de flui- del suelo y del proceso de biorremediación.10 dos implica la utilización de la tecnología térmica Esta tecnología ha sido aplicada en diversas locapara tratar el fluido de perforación y los sólidos lizaciones, utilizando una diversidad de técnicas, impregnados para remover y reciclar el fluido tales como las técnicas de cultivo, la producción base. Mediante la remoción del fluido base de los de abono a partir de desechos y la vermicultura recortes, la tecnología térmica reduce los Oilfield impac- Review (lumbricultura).11 SUMMER 11 tos potenciales de los recortes sobre el medio Las opciones de tratamiento y eliminación ENVIRONMENT Fig. 4 ambiente. El sistema TCC HAMMERMILL eva- responsables4 operan en concierto con otras estraORSUM11-ENVRMT pora las capas de aceite de los sólidos sin degra- tegias de manejo de residuos. Dichas opciones de dar la fracción orgánica del fluido de perforación. eliminación con frecuencia requieren el transEl molino de proceso del sistema es una porte eficiente y seguro hasta las plantas centralicámara en forma cilíndrica de aproximadamente   6. Bishop A, Bremner C, Laake A, Strobbia C, Parno P y Utskot G: “El potencial petrolero del Ártico: Desafíos y 1 m [3,3 pies] de largo y de diámetro. Un eje de soluciones,” Oilfield Review 22, no. 4 (Junio de 2011): rotación con una serie de brazos de martillo genera 36–50. calor por fricción en el material sólido (arriba).   7. Scott KC, Parker DJ, Cairns A y Clulow B: “Setting New Environmental, Regulatory and Safety Boundaries: Antes de iniciar la limpieza, el operador de proThe 2009 Gorgon CO2 3D Seismic Baseline Survey, ceso carga arena en la cámara y energiza el eje de Barrow Island, Western Australia,” artículo SPE 132931, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo rotación. Las cabezas de martillo presionan las pary el Gas de la Región del Pacífico Asiático de la SPE, tículas contra la pared interna de la cámara, donde Brisbane, Queensland, Australia, 18 al 20 de octubre de 2010. se calientan como consecuencia de la fricción. Una vez que la arena se calienta, se inyectan los   8. Scott et al, referencia 7.   9. Geehan T, Gilmour A y Guo Q: “Tecnología de avanzada recortes de perforación. Los fluidos presentes en en el manejo de residuos de perforación,” Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera de 2007): 60–74. los recortes se evaporan y se evacúan en las celdas 10. Los mejoradores de suelos son aditivos, tales como los de condensación para su recuperación. fertilizantes o los abonos compuestos, que utilizan los agricultores para mejorar la calidad del suelo y lograr Después del tratamiento, los recortes se mejores cosechas. encuentran suficientemente limpios para ser eli11. La técnica de la vermicultura (lumbricultura) es el uso minados o utilizados como relleno para obras de de diversas especies de gusanos para descomponer los desechos orgánicos. construcción. Además de limpiar los recortes de perforación, el sistema TCC HAMMERMILL puede

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Clasificación de los aditivos Verde

Número de aditivos

100

Amarillo

Rojo

Negro

75 50 25 0

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Año

> Avance del proceso de reemplazo de los químicos. Para las operaciones de E&P del sector noruego del Mar del Norte, los químicos se clasifican con color verde (plantean poco o ningún riesgo ambiental), amarillo (aceptables), rojo (en general no se permite su vertido en el mar) y negro (prohibidos). Desde el año 2000, el número de químicos clasificados con color rojo y negro, utilizados en las operaciones de Schlumberger, ha declinado significativamente debido a los esfuerzos constantes para utilizar materiales menos contaminantes. Los aditivos restantes de la categoría correspondiente al color rojo se utilizan para prevenir la falla del cemento; fraguados en el cemento, el riesgo de que ingresen en el ambiente marino es mínimo. El leve incremento del número de aditivos correspondientes al color negro, registrado en el año 2010, se debió a una reclasificación de los químicos; actualmente, se están buscando reemplazos que harán que estos aditivos reingresen en las categorías de menor riesgo. (Los datos de situación corresponden al comienzo de cada año indicado.)

zadas de manejo de residuos. El sistema de producto también reduce el potencial de los riesmanipulación de recortes CLEANCUT mantiene gos asociados para la salud ocupacional. La primera prioridad de la química verde es la corriente de flujo de sólidos aislada del medio ambiente durante las transferencias y el almace- apuntar como objetivo a los componentes que son namiento. Los recortes de perforación son transferi- peligrosos para el medio ambiente y que, cuando se dos neumáticamente desde las zarandas vibratorias utilizan, se vierten en el medio ambiente. La segunda (temblorinas) hasta los recipientes de almacena- prioridad consiste en alcanzar un desempeño miento y transferencia a presión ISO-PUMP. El des- ambiental elevado en las áreas de biodegradabilidad, pacho de los recortes desde las áreas marinas bioacumulación y bioconcentración, y toxicidad. La biodegradabilidad es una medida del grado hasta la costa para su tratamiento y eliminación puede ser costoso, de modo que las compañías en que una sustancia orgánica será descomhan recurrido a la inyección de los recortes en las puesta por la acción de los organismos vivientes. formaciones consideradas aptas en cuanto a La bioacumulación es un término general utilicapacidad de almacenamiento y contención, o en zado para aludir a la acumulación de químicos orgánicos en los organismos —tales como los los límites de los campos de petróleo o gas.12 Además de las tecnologías de mejoramiento peces— a través de su respiración, la ingesta de que manipulan los residuos de perforación con alimentos, el contacto con la piel u otros medios. La bioconcentración se refiere a la asimilación menos impacto sobre el medio ambiente, Oilfield la Review SUMMER industria está mejorando la calidad ambiental de 11de sustancias en el organismo a partir del agua ENVIRONMENT Fig. 5 La toxicidad es el grado en que una solamente. los fluidos propiamente dichos, que contienen ORSUM11-ENVRMT 5 una amplia diversidad de químicos, cada uno de sustancia puede causar efectos perjudiciales en los cuales satisface un objetivo específico dentro una especie. Los desarrollos registrados en materia de quíde la composición de los fluidos de perforación. En los últimos años, muchos fluidos utilizados en mica verde han sido empleados a escala global las operaciones de perforación y a lo largo de toda durante muchos años, y los descubrimientos la vida productiva de un pozo, han sido reemplaza- correspondientes a una disciplina para satisfacer dos por otros que son más eficientes y a la vez un objetivo de desempeño específico son compartidos rápidamente con otras áreas. A mediados reducen los impactos sobre el medio ambiente. de la década de 1980, la Agencia de Protección Ambiental de EUA agregó un límite de toxicidad La química verde La química verde se basa en una filosofía que aguda por el vertido de fluidos de perforación a enfatiza el diseño de productos y procesos que base de agua. El nuevo límite, más bajo, generó reemplazan los químicos que plantean más peli- una rápida progresión de inhibidores de lutitas y gros por otros cuya peligrosidad es más baja y lubricantes; éstos reemplazaron a los productos ejecutan la misma función. En muchos casos, el tradicionales que no satisfacían el nuevo límite mejoramiento del desempeño ambiental de un de toxicidad.

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En el Mar del Norte, una porción significativa del negocio de E&P se encuentra estructurada en torno a los químicos que son inherentemente benignos para el medio ambiente. Éste fue el resultado de la ejecución de una evaluación ambiental, como primer paso del proceso de desarrollo de productos. Además de sus propios desarrollos, Schlumberger trabaja en estrecha colaboración con todos los grandes proveedores de químicos para el desarrollo de químicos más verdes. Como usuario más que como fabricante de químicos, Schlumberger se propuso cambiar por químicos que no sólo responden a altos estándares ambientales, sino que además exhiben un desempeño equivalente o superior al de los productos a los que reemplazan (izquierda). Si bien existe una concepción popular según la cual los productos químicos mejorados desde el punto de vista ambiental no funcionan tan bien como los productos a los que reemplazan, la línea de químicos para campos petroleros EcoLibrium, que fue el resultado de esta gestión, mantiene estándares de desempeño elevados. Manipulación de los fluidos de limpieza Después que un operador perfora y termina un pozo nuevo, quedan detritos y fluidos en el pozo, en los disparos y en la formación productiva. Los detritos y los fluidos a menudo son removidos, haciendo producir temporariamente el pozo. La tasa de flujo de los fluidos y los gases producidos puede ser medida al mismo tiempo para determinar las características del pozo y del yacimiento en términos de producción y reservas, respectivamente. Los materiales producidos durante este proceso pueden contener grandes volúmenes de salmuera, petróleo y gas, que deben ser tratados para minimizar el impacto que producen sobre el medio ambiente. Habitualmente, los pozos de exploración y evaluación no tienen acceso a una infraestructura permanente para la eliminación de estos materiales, de manera que se requieren sistemas portátiles. Ahora, es posible combinar diversas tecnologías en un sistema adaptable a las necesidades del cliente, que puede ser utilizado tanto para la limpieza como para las pruebas de pozos. El núcleo del sistema es un separador de pruebas de pozos CleanPhase. Este separador puede manipular el gran volumen de flujo de la fase acuosa durante el período de limpieza o el gran volumen de flujo de la fase petróleo durante el período de pruebas de yacimientos, mediante la optimización de la altura de la capa de petróleo con la tecnología de separación de fases SmartWeir.13 Por otro lado, una unidad portátil PhaseTester permite evaluar de manera precisa y continua el flujo simultáneo de agua,

Oilfield Review

12. Geehan et al, referencia 9. 13. Sims P: “El separador de próxima generación: Un cambio de reglas,” Oilfield Review 22, no. 3 (Marzo de 2010): 52–56. 14. Hollaender F, Filas JG, Bennett CO y Gringarten AC: “Use of Downhole Production/Reinjection for Zero-Emission Well Testing: Challenges and Rewards,” artículo SPE 77620, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002. 15. Arnold R, Burnett DB, Elphick J, Feeley TJ III, Galbrun M, Hightower M, Jiang Z, Khan M, Lavery M, Luffey F y Verbeek P: “Manejo de la producción de agua: De residuo a recurso,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 30–45. 16. Bary A, Crotogino F, Prevedel B, Berger H, Brown K, Frantz J, Sawyer W, Henzell M, Mohmeyer K-U, Ren N-K, Stiles K y Xiong H: “Almacenamiento subterráneo de gas natural,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 2–19. Brown K, Chandler KW, Hopper JM, Thronson L, Hawkins J, Manai T, Onderka V, Wallbrecht J y Zangl G: “Tecnología de pozos inteligentes en el almacenamiento subterráneo de gas,” Oilfield Review 20, no. 1 (Verano de 2008): 4–19.

Volumen 23, no. 2

Salidas de petróleo

Admisión de la mezcla prefiltrada de agua y petróleo

Capas RPA

Petróleo en agua en la admisión, ppm

petróleo y gas durante los períodos de limpieza y pruebas de pozos. Cuando es posible reinyectar los fluidos, ya sea en la misma formación o bien en otra, se puede evaluar la tasa de producción del pozo sin efectuar vertidos en el medio ambiente.14 El agua producida puede ser tratada en forma posterior para satisfacer las normas sobre vertidos, mediante la utilización de una unidad móvil de tratamiento de vertidos de pruebas ClearPhase (derecha).15 Este sistema de tratamiento posibilita la reducción del petróleo en agua, de 20 000 partes por millón (ppm) en volumen a menos de 20 ppm, aún con tasas de flujo de 5 000 bbl/d [794 m3/d]. Esto permite satisfacer o exceder los requerimientos de vertido de agua de la mayoría de los países en los que operan las compañías petroleras. Si las regulaciones locales exigen niveles superiores a la capacidad de la unidad, con las tasas de flujo esperadas, el efluente puede ser enviado a una segunda unidad de tratamiento para satisfacer el estándar ambiental. Los medios coalescentes utilizados en el interior de la unidad ClearPhase son reutilizables, de modo que no existe ningún subproducto —tal como los filtros— del proceso de tratamiento del agua. A menudo durante los períodos de limpieza y pruebas, el petróleo y el gas deben ser quemados en antorcha durante un lapso breve cuando no existe acceso a una línea de producción. El diseño del quemador puede minimizar el impacto ambiental generado durante la quema en antorcha, a través de la combustión completa de los hidrocarburos y la eliminación del decaimiento radioactivo y del humo. Por ejemplo, el quemador de efluentes EverGreen es un quemador de petróleo de un solo cabezal y 12 boquillas, utilizado para operaciones marinas y terrestres de pruebas de pozos y limpieza con mínimo impacto ambiental. La combustión completa se produce porque el arreglo de boquillas

Enviar a la segunda etapa

20 000

14

12 000

14

20

8 000

12

13

5 000

Salida de agua tratada

En el límite, precaución A 20 ppm del límite 19

Unidad ClearPhase. El agua con petróleo residual ingresa en la unidad de tratamiento ClearPhase (extremo superior) después de salir de un separador de prueba trifásico. El agua atraviesa una serie de capas de absorbente de petróleo reutilizable RPA, que utilizan la tecnología de separación de petróleo TORR —con la licencia de ProSep Inc.— para aglutinar las gotitas de petróleo en el agua. Dentro de las capas, el petróleo forma gotas más grandes, que son separadas aguas abajo de la capa RPA a medida que el flujo atraviesa el recipiente. Estas gotas de petróleo más grandes se separan más fácilmente del agua y flotan hacia la parte superior de la cámara de decantación siguiente. El agua pasa por cinco capas RPA, cada una de las cuales remueve más petróleo. La capacidad de la unidad para tratar el agua depende del volumen de petróleo inicialmente presente en el agua y de la tasa de flujo (tabla, extremo inferior). Los números de los casilleros indican la concentración promedio de petróleo en agua (ppm en volumen), en la salida.

optimiza la entrada de aire para que llegue al hacia otras formaciones, especialmente en direccentro de la llama. El aire adyacente ingerido ción hacia los acuíferos de agua dulce situados a provee 60 veces más oxígeno para facilitar la com- cientos, o más comúnmente miles, de pies por bustión, con respecto al oxígeno provisto por el encima de las formaciones productivas. Si bien la aire comprimido que alimenta un quemador con- cementación de pozos es una práctica estándar vencional. El cabezal cuenta además con una vál- de la industria, las compañías de servicios contivula de aislamiento automática que previene el nuamente desarrollan nuevos cementos y práctiderrame de petróleo al comienzo y al final de la ope- cas de cementación para mejorar el aislamiento Oilfield Review zonal. Esto se cumple especialmente en los pozos ración de quema. El quemador EverGreen quema en forma eficiente todo tipo de petróleo,SUMMER incluidos 11de almacenamiento de gas. ENVIRONMENT Fig. 6 La demanda del gas natural como recurso se los petróleos más pesados y más parafínicos. ORSUM11-ENVRMT 6 Además, puede operar efectivamente con cortes está incrementando, debido en parte a que su de agua de hasta 25%, lo que lo hace ideal para combustión produce menos CO2 que la combuslas operaciones de limpieza. tión de otros combustibles fósiles. No obstante, el gas es más difícil de almacenar que el petróleo Producción eficiente debido a su menor densidad. El gran volumen Una parte importante de cualquier pozo es el necesario para el almacenamiento del gas se revestimiento de cemento que rodea el exterior encuentra disponible en el subsuelo, en yacimiende la tubería de revestimiento. El relleno del tos agotados localizados en las proximidades de espacio que rodea la tubería de revestimiento con los centros de consumo de este combustible.16 cemento crea una barrera, no sólo entre el pozo y Los pozos sirven tanto para inyección como para las formaciones adyacentes, sino también entre producción, de modo que oscilan entre períodos los estratos del subsuelo. El revestimiento de de alta presión y períodos de baja presión, al cemento impide que los hidrocarburos y el agua igual que la formación de almacenamiento. salina migren a lo largo del pozo en dirección Además, la vida útil de una unidad de almacena-

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92 días

457 días

61 días

890 días

1 400

Producción total, m3/d

1 200 1 000 800 600 400 200 0

Ago. 2004

Feb. 2005

Sep. 2005

Mar. 2006

Oct. 2006

Abr. 2007

Nov. 2007

Jun. 2008

Dic. 2008

Jul. 2009

Fecha

> Mejoramiento del volumen extraído en Nizhnevartovsk. Un sistema ESP de otro proveedor fue reemplazado varias veces, después de 92, 457 y 61 días de operación. La unidad REDA Maximus, instalada (punto rojo) luego de la tercera falla, produjo niveles significativamente más elevados de fluidos. Después de operar 890 días, la unidad fue extraída para ejecutar una operación de mantenimiento programada. La inspección indicó un mínimo desgaste, de modo que la unidad fue sometida a mantenimiento y luego fue devuelta para operar en otro pozo del mismo campo.

miento de gas puede ser mucho más larga que la flujo de retorno. Después de someter diversos de un campo que produce gas. Por consiguiente, tipos de equipos a pruebas piloto, M-I SWACO el cemento que rodea el pozo debe poder tolerar diseñó un sistema que satisfizo las especificaciolos ciclos de presión y temperatura extremas, y nes del operador para el acondicionamiento del debe hacerlo durante mucho tiempo. La tecnolo- agua. El equipo emplazado en dos localizaciones gía de cemento fraguado activo FUTUR propor- del campo trató aproximadamente 1 800 000 bbl ciona una solución más segura que los cementos [286 000 m3] de agua durante su desarrollo y, en convencionales.17 La mezcla FUTUR incluye un consecuencia, no fue necesario obtener esta agua componente que, si se expone a los hidrocarbu- de los suministros locales. Una vez que los pozos son puestos en producros, genera un sellador autorreparable que se dilata para cerrar los vacíos o los trayectos de ción, las compañías se esfuerzan por ejecutar flujo presentes en el cemento, lo que garantiza la operaciones eficientes que mejoren los aspectos económicos; en muchos casos, existe una ventaja integridad del revestimiento de cemento. Oilfield Review En muchas formaciones, es necesariaSUMMER la ejecu- 11ambiental adicional. Por ejemplo, muchos pozos Fig. 7 alguna forma de sistema de levantación de tratamientos de fracturamientoENVIRONMENT para que requieren ORSUM11-ENVRMT 7 los pozos produzcan petróleo o gas de manera miento artificial para llevar los líquidos a la superfieconómica. Una de estas formaciones es la lutita cie, porque la presión de la formación ha declinado, Marcellus, en EUA, que corresponde a una exten- el corte de agua se ha incrementado o han sucesión productiva de gas no convencional. Para los dido ambas cosas. El mejoramiento de la eficientratamientos de fracturamiento se utilizan grandes cia y la extensión de la vida útil de los sistemas de cantidades de agua, que en su mayor parte refluye a bombeo eléctrico sumergibles (ESP) reduce tanto la superficie una vez concluida la operación. Para el la cantidad de energía necesaria para llevar los fracturamiento de cinco pozos por semana en la líquidos a la superficie como la frecuencia de las lutita Marcellus, un operador utilizó un promedio reparaciones de pozos, lo que minimiza el impacto de 150 000 bbl [24 000 m3] de agua para cada ope- negativo sobre el medio ambiente. Por ejemplo, un pozo de la región de ración. La compañía recuperó aproximadamente 125 000 bbl [20 000 m3] de agua por semana de Nizhnevartovsk en Rusia estaba produciendo apeestas operaciones. El operador se comprometió a nas 650 m3/d [4 100 bbl/d] —mucho menos que su reutilizar esta agua para conservar los recursos potencial de flujo— con un sistema ESP de otro de agua dulce y reducir el tránsito local de camio- proveedor. El pozo experimentaba fallas del sisnes de transporte de agua hacia y desde las loca- tema ESP y reparaciones frecuentes. La bomba lizaciones de los pozos. fue reemplazada por un sistema ESP REDA M-I SWACO proporcionó a este operador el Maximus con una unidad integrada ProMotor servicio de manejo de agua AQUALIBRIUM para (arriba). La unidad ProMotor se monta y se aproremover los sólidos suspendidos de los fluidos del visiona en fábrica con un aceite de alta capacidad

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dieléctrica, lo que implica para el operador el ahorro del tiempo necesario para instalar un sistema ESP en la localización del pozo y elimina cualquier error potencial generado por la intervención humana en la misma. Por otro lado, el aprovisionamiento de los motores Maximus, los protectores y las unidades integradas ProMotor en fábrica, mejora la confiabilidad del sistema y simplifica la instalación del sistema ESP. Esto resulta ventajoso en las condiciones climáticas de frío extremo comunes en los inviernos siberianos o en cualquier otra condición ambiente adversa que pueda perjudicar la calidad de la instalación. La unidad ProMotor fue desplegada con una bomba de compresión REDA de alta eficiencia, blindada en la fábrica. Este diseño novedoso prolonga la longevidad de la bomba mediante la transferencia de todo el empuje axial desarrollado por las etapas de bombeo a una carcasa protectora de gran capacidad de carga y, a diferencia del diseño de compresión convencional, no requiere la instalación de los ejes durante el montaje en la localización del pozo. La producción del pozo se incrementó hasta alcanzar 1 100 m3/d [6 900 bbl/d], lo cual representa un incremento del 70% con respecto a los resultados obtenidos con la bomba utilizada previamente. Luego de 890 días de producción estable, la unidad fue sometida a una operación de mantenimiento programada, pero exhibió un mínimo desgaste en el motor y en la bomba. Subsiguientemente, fue puesta a nuevo, se aprovisionó con aceite sin usar, y se instaló en otro pozo del campo. El incremento de la producción y la extensión de la vida útil de este sistema ESP significan la obtención de más energía con menos exposición ambiental que con el empleo del sistema de bombeo previo. 17. Para obtener más información sobre el cemento FUTUR, consulte: Bellabarba M, Bulte-Loyer H, Froelich B, Le Roy-Delage S, van Kuijk R, Zeroug S, Guillot D, Moroni N, Pastor S y Zanchi A: “Aseguramiento del aislamiento zonal más allá de la vida productiva del pozo,” Oilfield Review 20, no. 1 (Verano de 2008): 20–33. 18. El factor de potencia es la relación entre la potencia real utilizada por un dispositivo de corriente alterna y la potencia aparente, que es el producto de la corriente por la tensión del circuito. Las cargas reactivas del circuito afectan el nivel de potencia no productiva del sistema. 19. Barclay I, Pellenbarg J, Tettero F, Pfeiffer J, Slater H, Staal T, Stiles D, Tilling G y Whitney C: “El principio del fin: Revisión de las prácticas de abandono y desmantelamiento,” Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002): 28–41. 20. Abbas R, Cunningham E, Munk T, Bjelland B, Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies D, Labat C y Moussa O: “Soluciones de largo plazo para el aislamiento zonal,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 18–31. 21. Para obtener más información sobre la energía geotérmica, consulte: Beasley C, du Castel B, Zimmerman T, Lestz R, Yoshioka K, Long A, Lutz SJ, Riedel K, Sheppard M y Sood S: “Aprovechamiento del calor de la Tierra,” Oilfield Review 21, no. 4 (Junio de 2010): 4–13. 22. Beasley et al, referencia 21.

Oilfield Review

Intercambiador de calor

Monitoreo central

Depósito de agua complementaria Enfriamiento Generación de energía Distribución del calor

Pozo de inyección

4 000 a 6

Sedimen tos

Pozo de producción

Rocas cri

stalinas

000 m da stimula Zona e turas c a fr con cas li hidráu

0a

50 00

10 m

500 a

1 000

m

> Un sistema geotérmico diseñado para funcionar con rocas secas calientes. El calor se obtiene del subsuelo mediante la perforación de una sección de rocas cristalinas profundas. El agua inyectada en un pozo (azul) fractura el yacimiento profundo. En la zona fracturada se perforan pozos de producción (rojo). El agua inyectada absorbe el calor a medida que fluye desde el pozo de inyección hasta los pozos de producción. El calor se recupera en la superficie, y después del tratamiento, el agua se reinyecta en un ciclo continuo.

La eficiencia de los pozos con sistemas de agua dulce.19 Esto se logra mediante el relleno levantamiento artificial también ha sido abor- del pozo con cemento. Por ejemplo, el cemento dada mediante el desarrollo de un variador de FlexSTONE representa una solución para el aisvelocidad, que ajusta la velocidad de bombeo a lamiento zonal a largo plazo.20 Está diseñado para la productividad del yacimiento. El variador de resistir el agrietamiento bajo las condiciones de velocidad de baja tensión (LVD) SpeedStar 519 esfuerzos cambiantes de un campo, tales como SWD utiliza un filtro integral de salida de ondas las condiciones que tienen lugar cuando las presenoidales. Este sistema ayuda al motor a operar siones de poro se equilibran después de que la de manera más eficiente, con una temperatura producción llega a su fin. Además, puede ser más baja y con menos vibraciones, lo que se tra- diseñado para expandirse cuando fragua, lo que duce en una vida útil más larga para el sistema de elimina la contracción volumétrica que puede fondo de pozo. El factor de potencia de entrada conducir a la pérdida de aislamiento. próximo a 1 también asegura mayor eficiencia La localización del pozo requiere además la que un LVD común.18 La mayor eficiencia, y por ejecución de operaciones de remediación para AUT09–RVF–10 consiguiente la reducción del costo de produc- devolverlo a su estado natural. En las áreas marición, ayuda a extender la vida productiva de los nas, las regulaciones de ciertas localizaciones, pozos; con la producción de recursos energéticos tales como el sector estadounidense del Golfo de adicionales y sin el costo y el impacto ambiental México, permiten el derrumbe de las plataformas para crear hábitats arrecifales artificiales para la que implica la perforación de más pozos. Al final de su vida productiva, un campo se vida marina. En otras localizaciones, tales como desmantela. Las regulaciones locales varían en el Mar del Norte, las regulaciones requieren que los distintos lugares del mundo, pero el principio las plataformas sean removidas y desmanteladas es evitar que un pozo constituya una vía de conta- al final de la vida productiva del campo. minación de la superficie o de los acuíferos de

Volumen 23, no. 2

El panorama de la energía futura Existen numerosas gestiones en curso para desarrollar fuentes de energía renovable, tales como la energía solar y eólica y los combustibles derivados de la biomasa. No obstante, el lapso de tiempo que requieren estas tecnologías para la generación de energía suficiente para satisfacer la demanda mundial se extiende varias décadas en el futuro. Mientras tanto, los combustibles fósiles seguirán siendo las fuentes de energía primaria. Los gases de efecto invernadero, especialmente el dióxido de carbono, generados a partir de la utilización de combustibles fósiles, seguirán necesitando ser captados y almacenados. Los yacimientos de hidrocarburos agotados y los acuíferos salinos profundos se encuentran entre los medios de almacenamiento más probables. Las tecnologías para inyectar dióxido de carbono en estas formaciones, así como los métodos de monitoreo implementados para garantizar que no migre, son bien conocidos en la industria de E&P. Para la producción de una enorme fuente de energía potencial —la energía geotérmica— se necesitan tecnologías similares a las utilizadas en las operaciones de E&P. Las fuentes de agua caliente ya son un recurso energético valioso en muchas partes del mundo.21 Existen actividades de investigación en curso para superar los obstáculos técnicos que aún persisten en relación con otra fuente de energía geotérmica: las rocas profundas, calientes y secas. Este recurso también requiere los métodos utilizados normalmente en el campo petrolero (izquierda). Los pozos profundos son perforados, las rocas son fracturadas, y el agua es inyectada y producida. Luego, el calor proveniente del agua se recolecta, y el agua se trata y se reinyecta.22 La continuidad de las actividades de investigación y la comprensión de los impactos ambientales potenciales, resultantes de las prácticas de E&P, son cruciales para el avance y el desarrollo de nuevas tecnologías. Se han registrado muchos avances significativos para eliminar el empleo de componentes peligrosos conocidos y reducir el impacto general sobre el medio ambiente. Los ingenieros de E&P se están esforzando para lograr los objetivos ambientales, utilizando las tecnologías básicas, y seguirán descubriendo formas de recuperar y reutilizar los subproductos. La continuidad del éxito de la industria de E&P como camino del desarrollo energético dependerá del compromiso permanente de la industria con los principios de reducción de la huella ambiental y minimización de los residuos. —MAA

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