48 Oilfield Review

Tecnología para los avances medioambientales

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

hidrocarburos de manera más eficiente y más efectiva. Muchos avances

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

en el cuidado del medio ambiente.

Wasim Azem Al-Khobar, Arabia Saudita

John CandlerJoanne Galvan Mukesh KapilaM-I SWACOHouston, Texas, EUA

Johana DunlopParís, Francia

Andrey Fastovets Singapur

Adun IgeRosharon, Texas

Ed Kotochigov Gatwick, Inglaterra

Cristina NicodanoM-I SWACOAberdeen, Escocia

Ian SealySugar Land, Texas

Paul SimsClamart, 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.

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 ope-ran en diversas industrias han desarrollado nue-vas 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 hollywoo-dense 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 impre-siones. No obstante, la industria del petróleo y el gas ha logrado avances significativos en el mejora-miento 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 efi-ciente 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 produc-ción de hidrocarburos, las acciones de la indus-tria han reducido los volúmenes de materiales de

desecho, tales como los líquidos o los recortes de perforación, y han descubierto nuevas alternati-vas 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 satis-facer 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 ambien-tal, los ingenieros que aplican los principios funda-mentales de la ciencia y la ingeniería a menudo descubren mejores soluciones. Por ejemplo, en lugar de construir una gran planta centralizada de trata-miento 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 produ-cido 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.

Volumen 23, no. 2 49

Como compañía de servicios de campos petro-leros, Schlumberger ha desarrollado muchos pro-ductos y servicios que ayudan a mitigar el impacto ambiental en las actividades de E&P. Las com-pañías 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.

La exploración en el medio ambienteHabitualmente, la primera actividad de E&P ope-racionalmente intensiva que se desarrolla en un área prospectiva es una evaluación sísmica. Hoy en día, el compromiso de las compañías geofísicas con el medio ambiente constituye un rasgo clave tanto de los levantamientos marinos como de los levantamientos terrestres.1

La huella ambiental de los levantamientos sís-micos marinos puede clasificarse según cuatro cate-gorías 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 miti-gar 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.

Oilfield ReviewSUMMER 11 ENVIRONMENT Fig. OpenerORSUM11-ENVRMT Opener

50 Oilfield Review

fundación independiente cuya misión es la protec-ción de la vida, los bienes y el medio ambiente, ha desarrollado una class notation (regla de construc-ción) de DISEÑO LIMPIO cuyas estipulaciones redu-cen el impacto ambiental que ocasionan las embar- caciones debido a las emisiones atmosféricas, los ver-tidos en el mar y el daño accidental de sus cascos.3 En los años 2009 y 2010, WesternGeco introdujo seis 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 ven-tajas ambientales respecto del aceite combustible pesado (HFO) utilizado en muchas otras embarca-ciones sísmicas. Una embarcación para adquisición sísmica que utiliza HFO emite aproximadamente 9% más gases de efecto invernadero que las embar-caciones 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 intro-dujo requisitos mucho más estrictos en relación con el contenido de azufre de los combustibles.

> 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.

Oilfield ReviewSUMMER 11 ENVIRONMENT Fig. 1AORSUM11-ENVRMT 1A

Oilfield ReviewSUMMER 11 ENVIRONMENT Fig. 1AORSUM11-ENVRMT 1A

WesternGeco maneja el consumo de los com-bustibles marinos de manera de reducir las emisio-nes de gases de efecto invernadero a través de la tecnología de última generación de diseño de rutas. Durante los desplazamientos entre los levanta-mientos, los ruteadores toman en cuenta los regí-menes de las corrientes oceánicas estacionales y regionales y las condiciones climáticas. Otras medi-das apuntan a mantener la eficiencia hidrodiná-mica 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 sísmi-cos marinos, de hasta 8 km [5 mi] de largo cada uno (arriba). Para mantener la separación entre los cables sísmicos marinos, se despliegan divergentes por delante del tendido sísmico; el empleo de los deflectores Monowing incrementa significativa-mente la eficiencia energética de las operaciones. Una embarcación provista de esta tecnología consume entre 6 000 y 8 000 L [1 600 y 2 100 galo-nes] menos de combustible que una embarcación

con tecnología de divergencia convencional.4 Por otro lado, los cables sísmicos de avanzada utili-zados con la plataforma Q-Marine han reducido el arrastre —debido, en gran parte, a que poseen menor diámetro que los cables sísmicos convencio-nales— lo que también contribuye a la reducción del consumo de combustible.

Un levantamiento sísmico puede incluir aproxi-madamente 30 000 sensores, utilizando la tecnolo-gía 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 soporta-dos durante las operaciones de despliegue y recu-peración. Para mantener la flotabilidad neutral, entre 6 y 8 m [20 y 26 pies] por debajo de la super-ficie 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 dura-ción promedio de la funda de un cable sísmico es de aproximadamente tres años.

Volumen 23, no. 2 51

En el año 1991, el centro de manufactura de WesternGeco en Bergen, Noruega, descubrió un nuevo proveedor de las fundas plásticas que reci-claba las fundas cuando su deterioro hacía impo-sible 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 apli-caciones como defensa de embarcaciones o desem-barcaderos. 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 derra-mes son notificados de inmediato a los organis-mos reguladores correspondientes. Los cables sísmicos sin fluidos se caracterizan por no gene-rar derrames y por la eliminación del ruido produ-cido 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 sísmi-cos 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: •Lapresiónconsistenteylaflotabilidaddelcable

mejoran el desempeño acústico.•Elsistemaesmenossusceptiblealingresodeagua

y los problemas eléctricos si se pincha. En con-secuencia, se reducen el tiempo técnico inactivo y las operaciones de reparación con embarca-ciones pequeñas, lo que a su vez reduce la expo-sición de la brigada de campo a diversos peligros.

•Las propiedades del gel sólido contribuyen afacilitar 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 pro-bado 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 sís-micas despliegan y recuperan los cables (abajo). Además, es químicamente estable y no atrapa aire durante los procesos de manufactura o repa-ración. 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 senso-res unitarios y la atenuación del ruido que se logra con los datos de esos sensores unitarios, o la técnica de formación de grupos digitales, utili-zada 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 acús-tica; 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 embar-caciones se colocan observadores dedicados para localizar a los mamíferos marinos. No obstante, los observadores humanos sólo pueden ver a los ani-males si éstos salen a la superficie, lo que se pro-duce 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 pro-porcionar una estimación inexacta de la distancia existente hasta el punto de avistamiento.

Para abordar estos desafíos, WesternGeco desa-rrolló 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 eco-localización y un rango de frecuencia intermedia a baja para la comunicación. Estos sonidos se superponen al rango de sensibilidad de los hidró-fonos y de los sensores del sistema de posiciona-miento IRMA —que utiliza la técnica de medición de distancias intrínsecas por procedimientos de acústica modulada— localizado a lo largo de los

> 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.

Oilfield ReviewSUMMER 11 ENVIRONMENT Fig. 1ORSUM11-ENVRMT 1

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.

52 Oilfield Review

cables sísmicos. El análisis de frecuencia de estos datos identifica los llamados característi-cos de diversas especies (abajo).

La distancia y el azimut de un animal pueden determinarse con precisión gracias al amplio ten-dido areal de los arreglos de detectores de una ope-ración 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 navega-ción colocadas en toda la embarcación, lo que cons-tituye 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 prove-niente del sistema WhaleWatcher para tomar las decisiones operacionales necesarias, que inclu-yen 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 per-turban 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

En éstos y otros ambientes frágiles, se requieren procesos cuidadosos de planeación para minimi-zar el potencial de daño.

Recientemente, se llevó a cabo un levanta-miento 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 circun-dan, incluidos los arrecifes de coral, son importan-tes 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 lle-vado al mercado y generará CO2 en el proceso.

El proyecto Gorgon, operado por Chevron, con-siste en la inyección del CO2 generado en un yaci-miento salino situado bien por debajo de la isla. El plan de monitoreo de este proyecto de almace-namiento de carbono incluye levantamientos sís-micos 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 introduc-ción inadvertida de especies exóticas. Un helicóp-tero 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, aproximada-mente 200 000 kg [440 000 lbm] de equipos sísmi-cos. 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 eje-cución, 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 ambientalLa industria de E&P también ha tenido éxito en la reducción de la huella de las actividades desa-rrolladas durante la perforación, la siguiente acti-vidad 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 proacti-vas para minimizar los impactos ambientales pro-

> 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].

Oilfield ReviewSUMMER 11 ENVIRONMENT Fig. 3ORSUM11-ENVRMT 3

Triangulación,correlación e

inversión

Frecuencia, Hz

Llamado de una ballena

0

0

50

50100 100

150

150

200

200

250

0,5

1,0

2,0

1,5

2,5

Azimut, grados

Ampl

itud,

Pa

GPS

Hidrófono sísmicoHidrófono IRMA

Volumen 23, no. 2 53

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 flui-dos de perforación y en las técnicas de manejo de residuos, han generado más opciones para minimi-zar o reciclar los residuos y reducir los impactos producidos en sitio y fuera de sitio. Los programas adicionales para encarar la protección de la biodi-versidad y prevenir la migración de las especies invasivas también sustentan el objetivo de minimi-zar la huella dejada por las operaciones de explo-ración y producción.

Dado que los fluidos de perforación y los recor-tes 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 perfora-ción 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 perfo-ración de alto desempeño que reducen la degra-dación de los recortes en su recorrido hacia la superficie y, al mismo tiempo, incrementan la velo-cidad de penetración y reducen el tiempo no pro-ductivo 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 eli-minado los finos puede traducirse en sistemas de circuito cerrado y en la eliminación del almacena-miento del lodo en piletas.

En base al éxito de la manipulación de los sóli-dos finos en los lodos WBM, M-I SWACO desarrolló la unidad de tratamiento RECLAIM. Esta unidad utiliza un proceso de remoción de sólidos mejo-rado químicamente para remover la mayor parte de los finos de los fluidos no acuosos.9 El proceso utiliza surfactantes para diluir la emulsión del

fluido de perforación, lo que permite que los agen-tes floculantes aglomeren los sólidos finos para formar cuerpos más grandes. Esos cuerpos son removidos utilizando técnicas centrífugas con-vencionales. El proceso RECLAIM permite la reu-tilización del fluido base, lo que hace posible el logro tanto de los objetivos económicos como de los objetivos ambientales.

Otro procedimiento de recuperación de flui-dos implica la utilización de la tecnología térmica para tratar el fluido de perforación y los sólidos impregnados para remover y reciclar el fluido base. Mediante la remoción del fluido base de los recortes, la tecnología térmica reduce los impac-tos potenciales de los recortes sobre el medio ambiente. El sistema TCC HAMMERMILL eva-pora las capas de aceite de los sólidos sin degra-dar la fracción orgánica del fluido de perforación.

El molino de proceso del sistema es una cámara en forma cilíndrica de aproximadamente 1 m [3,3 pies] de largo y de diámetro. Un eje de rotación con una serie de brazos de martillo genera calor por fricción en el material sólido (arriba). Antes de iniciar la limpieza, el operador de pro-ceso carga arena en la cámara y energiza el eje de rotación. Las cabezas de martillo presionan las par-tículas contra la pared interna de la cámara, donde se calientan como consecuencia de la fricción. Una vez que la arena se calienta, se inyectan los recortes de perforación. Los fluidos presentes en los recortes se evaporan y se evacúan en las celdas de condensación para su recuperación.

Después del tratamiento, los recortes se encuentran suficientemente limpios para ser eli-minados o utilizados como relleno para obras de construcción. Además de limpiar los recortes de perforación, el sistema TCC HAMMERMILL puede

limpiar la tierra y los barros provenientes del fondo de los tanques de almacenamiento. El nivel de aceite en los recortes después del tratamiento es inferior al 1% del total de hidrocarburos utilizados.

Otro procedimiento de reciclado y reutilización para el lodo WBM y el lodo de base sintética con-siste en convertir los recortes en mejoradores del suelo a través de técnicas de acondicionamiento del suelo y del proceso de biorremediación.10 Esta tecnología ha sido aplicada en diversas loca-lizaciones, utilizando una diversidad de técnicas, tales como las técnicas de cultivo, la producción de abono a partir de desechos y la vermicultura (lumbricultura).11

Las opciones de tratamiento y eliminación responsables operan en concierto con otras estra-tegias de manejo de residuos. Dichas opciones de eliminación con frecuencia requieren el trans-porte eficiente y seguro hasta las plantas centrali-

>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.

Admisiónde recortes

Capa de recortes

Salida de vapor Salida de vapor

Salida de sólidosSalida de sólidos

Rotación

Rotor

Vista final Vista lateral

Oilfield ReviewSUMMER 11 ENVIRONMENT Fig. 4ORSUM11-ENVRMT 4

6. Bishop A, Bremner C, Laake A, Strobbia C, Parno P y Utskot G: “El potencial petrolero del Ártico: Desafíos y soluciones,” Oilfield Review 22, no. 4 (Junio de 2011): 36–50.

7. Scott KC, Parker DJ, Cairns A y Clulow B: “Setting New Environmental, Regulatory and Safety Boundaries: The 2009 Gorgon CO2 3D Seismic Baseline Survey, Barrow Island, Western Australia,” artículo SPE 132931, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región del Pacífico Asiático de la SPE, Brisbane, Queensland, Australia, 18 al 20 de octubre de 2010.

8. Scott et al, referencia 7. 9. Geehan T, Gilmour A y Guo Q: “Tecnología de avanzada

en el manejo de residuos de perforación,” Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera de 2007): 60–74.

10. Los mejoradores de suelos son aditivos, tales como los fertilizantes o los abonos compuestos, que utilizan los agricultores para mejorar la calidad del suelo y lograr mejores cosechas.

11. La técnica de la vermicultura (lumbricultura) es el uso de diversas especies de gusanos para descomponer los desechos orgánicos.

54 Oilfield Review

zadas de manejo de residuos. El sistema de manipulación de recortes CLEANCUT mantiene la corriente de flujo de sólidos aislada del medio ambiente durante las transferencias y el almace-namiento. Los recortes de perforación son transferi-dos neumáticamente desde las zarandas vibratorias (temblorinas) hasta los recipientes de almacena-miento y transferencia a presión ISO-PUMP. El des-pacho de los recortes desde las áreas marinas hasta la costa para su tratamiento y eliminación puede ser costoso, de modo que las compañías han recurrido a la inyección de los recortes en las formaciones consideradas aptas en cuanto a capacidad de almacenamiento y contención, o en los límites de los campos de petróleo o gas.12

Además de las tecnologías de mejoramiento que manipulan los residuos de perforación con menos impacto sobre el medio ambiente, la industria está mejorando la calidad ambiental de los fluidos propiamente dichos, que contienen una amplia diversidad de químicos, cada uno de los cuales satisface un objetivo específico dentro de la composición de los fluidos de perforación. En los últimos años, muchos fluidos utilizados en las operaciones de perforación y a lo largo de toda la vida productiva de un pozo, han sido reemplaza-dos por otros que son más eficientes y a la vez reducen los impactos sobre el medio ambiente.

La química verdeLa química verde se basa en una filosofía que enfatiza el diseño de productos y procesos que reemplazan los químicos que plantean más peli-gros por otros cuya peligrosidad es más baja y ejecutan la misma función. En muchos casos, el mejoramiento del desempeño ambiental de un

producto también reduce el potencial de los ries-gos asociados para la salud ocupacional.

La primera prioridad de la química verde es apuntar como objetivo a los componentes que son peligrosos para el medio ambiente y que, cuando se utilizan, se vierten en el medio ambiente. La segunda prioridad consiste en alcanzar un desempeño ambiental elevado en las áreas de biodegradabilidad, bioacumulación y bioconcentración, y toxicidad.

La biodegradabilidad es una medida del grado en que una sustancia orgánica será descom-puesta por la acción de los organismos vivientes. La bioacumulación es un término general utili-zado para aludir a la acumulación de químicos orgánicos en los organismos —tales como los peces— a través de su respiración, la ingesta de alimentos, el contacto con la piel u otros medios. La bioconcentración se refiere a la asimilación de sustancias en el organismo a partir del agua solamente. La toxicidad es el grado en que una sustancia puede causar efectos perjudiciales en una especie.

Los desarrollos registrados en materia de quí-mica verde han sido empleados a escala global durante muchos años, y los descubrimientos correspondientes a una disciplina para satisfacer un objetivo de desempeño específico son compar-tidos rápidamente con otras áreas. A mediados de la década de 1980, la Agencia de Protección Ambiental de EUA agregó un límite de toxicidad aguda por el vertido de fluidos de perforación a base de agua. El nuevo límite, más bajo, generó una rápida progresión de inhibidores de lutitas y lubricantes; éstos reemplazaron a los productos tradicionales que no satisfacían el nuevo límite de toxicidad.

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 están-dares ambientales, sino que además exhiben un desempeño equivalente o superior al de los pro-ductos 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 quí-micos para campos petroleros EcoLibrium, que fue el resultado de esta gestión, mantiene están-dares de desempeño elevados.

Manipulación de los fluidos de limpiezaDespués 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 térmi-nos 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 mini-mizar el impacto que producen sobre el medio ambiente. Habitualmente, los pozos de explora-ción y evaluación no tienen acceso a una infraes-tructura permanente para la eliminación de estos materiales, de manera que se requieren sistemas portátiles.

Ahora, es posible combinar diversas tecnolo-gías en un sistema adaptable a las necesidades del cliente, que puede ser utilizado tanto para la lim-pieza 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 separa-ción de fases SmartWeir.13 Por otro lado, una unidad portátil PhaseTester permite evaluar de manera precisa y continua el flujo simultáneo de agua,

> 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.)

Núm

ero

de a

ditiv

os

20000

25

50

75

100

2001 2002 2003

Año

Verde Amarillo Rojo Negro

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Clasificación de los aditivos

Oilfield ReviewSUMMER 11 ENVIRONMENT Fig. 5ORSUM11-ENVRMT 5

Volumen 23, no. 2 55

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 verti-dos, 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 requerimien-tos 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 espe-radas, 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 reutiliza-bles, de modo que no existe ningún subproducto —tal como los filtros— del proceso de trata-miento 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 ambien-tal 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 com-pleta se produce porque el arreglo de boquillas

optimiza la entrada de aire para que llegue al centro de la llama. El aire adyacente ingerido provee 60 veces más oxígeno para facilitar la com-bustión, con respecto al oxígeno provisto por el aire comprimido que alimenta un quemador con-vencional. El cabezal cuenta además con una vál-vula de aislamiento automática que previene el derrame de petróleo al comienzo y al final de la ope-ración de quema. El quemador EverGreen quema en forma eficiente todo tipo de petróleo, incluidos los petróleos más pesados y más parafínicos. Además, puede operar efectivamente con cortes de agua de hasta 25%, lo que lo hace ideal para las operaciones de limpieza.

Producción eficienteUna parte importante de cualquier pozo es el revestimiento de cemento que rodea el exterior de la tubería de revestimiento. El relleno del espacio que rodea la tubería de revestimiento con cemento crea una barrera, no sólo entre el pozo y las formaciones adyacentes, sino también entre los estratos del subsuelo. El revestimiento de cemento impide que los hidrocarburos y el agua salina migren a lo largo del pozo en dirección

hacia otras formaciones, especialmente en direc-ción hacia los acuíferos de agua dulce situados a cientos, o más comúnmente miles, de pies por encima de las formaciones productivas. Si bien la cementación de pozos es una práctica estándar de la industria, las compañías de servicios conti-nuamente desarrollan nuevos cementos y prácti-cas de cementación para mejorar el aislamiento zonal. Esto se cumple especialmente en los pozos de almacenamiento de gas.

La demanda del gas natural como recurso se está incrementando, debido en parte a que su combustión produce menos CO2 que la combus-tión de otros combustibles fósiles. No obstante, el gas es más difícil de almacenar que el petróleo debido a su menor densidad. El gran volumen necesario para el almacenamiento del gas se encuentra disponible en el subsuelo, en yacimien-tos agotados localizados en las proximidades de los centros de consumo de este combustible.16 Los pozos sirven tanto para inyección como para producción, de modo que oscilan entre períodos de alta presión y períodos de baja presión, al igual que la formación de almacenamiento. Además, la vida útil de una unidad de almacena-

> 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.

1420 000

12 000

8 000

1 000 2 500 4 500

5 000

14 20

13 19

13

12

Petró

leo

en a

gua

en la

adm

isió

n, p

pm

Tasa de flujo, bbl/d

Enviar a la segunda etapa

En el límite, precaución

A 20 ppm del límite

12<10

Oilfield ReviewSUMMER 11 ENVIRONMENT Fig. 6ORSUM11-ENVRMT 6

Admisiónde la mezcla

prefiltradade agua y

petróleo

Salidas de petróleo

Capas RPASalida de agua tratada

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.

56 Oilfield Review

miento de gas puede ser mucho más larga que la de un campo que produce gas. Por consiguiente, el cemento que rodea el pozo debe poder tolerar los ciclos de presión y temperatura extremas, y debe hacerlo durante mucho tiempo. La tecnolo-gía de cemento fraguado activo FUTUR propor-ciona una solución más segura que los cementos convencionales.17 La mezcla FUTUR incluye un componente que, si se expone a los hidrocarbu-ros, genera un sellador autorreparable que se dilata para cerrar los vacíos o los trayectos de flujo presentes en el cemento, lo que garantiza la integridad del revestimiento de cemento.

En muchas formaciones, es necesaria la ejecu-ción de tratamientos de fracturamiento para que los pozos produzcan petróleo o gas de manera económica. Una de estas formaciones es la lutita Marcellus, en EUA, que corresponde a una exten-sión productiva de gas no convencional. Para los tratamientos de fracturamiento se utilizan grandes cantidades de agua, que en su mayor parte refluye a la superficie una vez concluida la operación. Para el fracturamiento de cinco pozos por semana en la lutita Marcellus, un operador utilizó un promedio de 150 000 bbl [24 000 m3] de agua para cada ope-ración. La compañía recuperó aproximadamente 125 000 bbl [20 000 m3] de agua por semana de estas operaciones. El operador se comprometió a reutilizar esta agua para conservar los recursos de agua dulce y reducir el tránsito local de camio-nes de transporte de agua hacia y desde las loca-lizaciones de los pozos.

M-I SWACO proporcionó a este operador el servicio de manejo de agua AQUALIBRIUM para remover los sólidos suspendidos de los fluidos del

flujo de retorno. Después de someter diversos tipos de equipos a pruebas piloto, M-I SWACO diseñó un sistema que satisfizo las especificacio-nes del operador para el acondicionamiento del agua. El equipo emplazado en dos localizaciones del campo trató aproximadamente 1 800 000 bbl [286 000 m3] de agua durante su desarrollo y, en consecuencia, no fue necesario obtener esta agua de los suministros locales.

Una vez que los pozos son puestos en produc-ción, las compañías se esfuerzan por ejecutar operaciones eficientes que mejoren los aspectos económicos; en muchos casos, existe una ventaja ambiental adicional. Por ejemplo, muchos pozos requieren alguna forma de sistema de levanta-miento artificial para llevar los líquidos a la superfi-cie, porque la presión de la formación ha declinado, el corte de agua se ha incrementado o han suce-dido ambas cosas. El mejoramiento de la eficien-cia y la extensión de la vida útil de los sistemas de bombeo eléctrico sumergibles (ESP) reduce tanto la cantidad de energía necesaria para llevar los líquidos a la superficie como la frecuencia de las reparaciones de pozos, lo que minimiza el impacto negativo sobre el medio ambiente.

Por ejemplo, un pozo de la región de Nizhnevartovsk en Rusia estaba produciendo ape-nas 650 m3/d [4 100 bbl/d] —mucho menos que su potencial de flujo— con un sistema ESP de otro proveedor. El pozo experimentaba fallas del sis-tema ESP y reparaciones frecuentes. La bomba fue reemplazada por un sistema ESP REDA Maximus con una unidad integrada ProMotor (arriba). La unidad ProMotor se monta y se apro-visiona en fábrica con un aceite de alta capacidad

dieléctrica, lo que implica para el operador el aho-rro 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 aprovisiona-miento 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 per-judicar la calidad de la instalación. La unidad ProMotor fue desplegada con una bomba de com-presión REDA de alta eficiencia, blindada en la fábrica. Este diseño novedoso prolonga la longevi-dad de la bomba mediante la transferencia de todo el empuje axial desarrollado por las etapas de bom-beo a una carcasa protectora de gran capacidad de carga y, a diferencia del diseño de compresión con-vencional, 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 repre-senta un incremento del 70% con respecto a los resultados obtenidos con la bomba utilizada pre-viamente. Luego de 890 días de producción esta-ble, 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 apro-visionó 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 sis-tema 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.

>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.

Oilfield ReviewSUMMER 11 ENVIRONMENT Fig. 7ORSUM11-ENVRMT 7

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

457 días92 días 61 días 890 días

Fecha

Prod

ucci

ón to

tal,

m3 /

d

Ago.2004

Feb.2005

Sep.2005

Mar.2006

Oct.2006

Abr.2007

Nov.2007

Jun.2008

Dic.2008

Jul.2009

Volumen 23, no. 2 57

> 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.

AUT09–RVF–10

500 a 1 000 m

500 a 1 000 m

4 000 a 6 000 m

Roca

s cris

talin

as

Sedi

men

tos

Pozo de producción

Pozo de inyección

Generación de energíaDistribución del calor

Zona estimulada

con fracturas

hidráulicas

Enfriamiento

Depósito de aguacomplementariaIntercambiador

de calorMonitoreocentral

La eficiencia de los pozos con sistemas de levantamiento artificial también ha sido abor-dada mediante el desarrollo de un variador de velocidad, que ajusta la velocidad de bombeo a la productividad del yacimiento. El variador de velocidad de baja tensión (LVD) SpeedStar 519 SWD utiliza un filtro integral de salida de ondas senoidales. Este sistema ayuda al motor a operar de manera más eficiente, con una temperatura más baja y con menos vibraciones, lo que se tra-duce en una vida útil más larga para el sistema de fondo de pozo. El factor de potencia de entrada próximo a 1 también asegura mayor eficiencia que un LVD común.18 La mayor eficiencia, y por consiguiente la reducción del costo de produc-ción, ayuda a extender la vida productiva de los pozos; con la producción de recursos energéticos adicionales y sin el costo y el impacto ambiental que implica la perforación de más pozos.

Al final de su vida productiva, un campo se desmantela. Las regulaciones locales varían en los distintos lugares del mundo, pero el principio es evitar que un pozo constituya una vía de conta-minación de la superficie o de los acuíferos de

agua dulce.19 Esto se logra mediante el relleno del pozo con cemento. Por ejemplo, el cemento FlexSTONE representa una solución para el ais-lamiento zonal a largo plazo.20 Está diseñado para resistir el agrietamiento bajo las condiciones de esfuerzos cambiantes de un campo, tales como las condiciones que tienen lugar cuando las pre-siones de poro se equilibran después de que la producción llega a su fin. Además, puede ser diseñado para expandirse cuando fragua, lo que elimina la contracción volumétrica que puede conducir a la pérdida de aislamiento.

La localización del pozo requiere además la ejecución de operaciones de remediación para devolverlo a su estado natural. En las áreas mari-nas, las regulaciones de ciertas localizaciones, tales como el sector estadounidense del Golfo de México, permiten el derrumbe de las plataformas para crear hábitats arrecifales artificiales para la vida marina. En otras localizaciones, tales como el Mar del Norte, las regulaciones requieren que las plataformas sean removidas y desmanteladas al final de la vida productiva del campo.

El panorama de la energía futuraExisten numerosas gestiones en curso para desa-rrollar 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 obstácu-los 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 prove-niente del agua se recolecta, y el agua se trata y se reinyecta.22

La continuidad de las actividades de investiga-ción y la comprensión de los impactos ambientales potenciales, resultantes de las prácticas de E&P, son cruciales para el avance y el desarrollo de nue-vas tecnologías. Se han registrado muchos avances significativos para eliminar el empleo de compo-nentes peligrosos conocidos y reducir el impacto general sobre el medio ambiente. Los ingenieros de E&P se están esforzando para lograr los objeti-vos ambientales, utilizando las tecnologías bási-cas, 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