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Manejo de la producción de agua: De residuo a recurso

Richard ArnoldUniversidad Estatal de Nuevo MéxicoCentro de Investigación AgrícolaFarmington, Nuevo México, EUA

David B. BurnettUniversidad A&M de TexasCollege Station, Texas, EUA

Jon ElphickCambridge, Inglaterra

Thomas J. Feeley, IIIDepartamento de Energía de EUALaboratorio Nacional de Tecnología EnergéticaPittsburgh, Pensilvania, EUA

Michel GalbrunRío de Janeiro, Brasil

Mike HightowerLaboratorios Nacionales SandiaAlbuquerque, Nuevo México

Zhizhuang JiangConocoPhillips Inc.Shekou, China

Moin KhanHouston, Texas

Matt LaveryCompañía de Servicios Públicos de Nuevo México(PNM)Albuquerque, Nuevo México

Fred LuffeyChevronTexacoBakersfield, California, EUA

Paul VerbeekShell International Exploration and ProductionLa Haya, Países Bajos

En los campos maduros, el agua suele percibirse como un mal necesario. Si bien el

agua a menudo impulsa la producción primaria e interviene en la producción secunda-

ria, el exceso de agua producida representa un pasivo y un costo significativos para las

compañías productoras de petróleo y gas. Hoy en día, el mejoramiento de las técnicas

de manejo de la producción de agua permite minimizar el volumen de agua llevado a la

superficie, convirtiendo el excedente de agua producida de residuo en recurso.

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece al personal de investigación y a las compañíaspetroleras socias que trabajan con Richard Arnold, Universidad Estatal de Nuevo México, Farmington, NuevoMéxico, EUA; Michael DiFilippo, Berkeley, California, EUA;Francois Groff, Houston, Texas; Greg Hardy, ChevronTexaco,Bakersfield, California; Amy Miller, PNM, Albuquerque,Nuevo México; Sun Jian Ming, Shekou, China; y WynandHoogerbrugge, Gatwick, Inglaterra.adnVISION, arcVISION, CHFR (Resistividad de la Formaciónen Pozo Entubado), ELANPlus, INFORM (Modelado DirectoIntegrado), NODAL, OFM, PowerDrive, PowerPulse y WaterCASE son marcas de Schlumberger. TORR y RPA sonmarcas de EARTH (Canadá) Corporation. Solar Dew es unamarca registrada de Solar Dew B.V.

H

Tipos de impacto provocados por la sequía

(Símbolo) Delinea los impactos dominantesA = Agrícolas (cultivos, pastizales, praderas)H = Hidrológicos (agua)

Intensidad de la sequía

Anormalmente secoSequía-ModeradaSequía-SeveraSequía-ExtremaSequía-Excepcional

AH

AHH

AH

H

H

H

AH

HA

Otoño de 2004 31

La mayoría de los campos petroleros madurostienen algo en común: el agua producida, y engrandes cantidades. Globalmente, con cadabarril de petróleo se generan como mínimo tresbarriles de agua. Si bien es difícil obtener cifrasexactas, los datos compilados en 1999 indicanque ese año la industria de exploración y pro-ducción (E&P, por sus siglas en inglés) producíamás de 33.4 millones de m3 [210 millones debarriles] de agua por día.1 En EUA, el agua pro-ducida constituye un 98% de todos los residuosgenerados por la industria de E&P; en promedio,en ese país, con cada barril de petróleo se pro-duce 1.6 m3 [10 bbl] de agua.2

Aunque se disponga de las mejores técnicasde manejo de campo, tarde o temprano la pro-ducción de agua puede aumentar al punto derepresentar más del 90% del volumen de líquidosque se lleva a la superficie. Los sistemas de tra-tamiento de superficie se sobrecargan, lo queafecta la eficacia y la productividad. Finalmente,el costo que implica el tratamiento del agua pro-ducida impide la rentabilidad del campo.

Las técnicas de evaluación de camposmodernas, combinadas con el manejo del ciclodel agua, permiten mejorar la rentabilidad, laproductividad y el factor de recuperación dehidrocarburos del campo petrolero (derecha).Un método holístico de manejo de la producciónde agua en un campo petrolero maduro com-prende el análisis de los yacimientos, laevaluación de los pozos de producción e inyec-ción, la evaluación de las técnicas de inyección obarrido, el análisis de los sistemas de superficiey la implementación de un plan para el aprove-chamiento del exceso de agua producida.

Al igual que el petróleo y el gas, el agua dulcees un recurso limitado. Alguna vez aludido comoel Gran Desierto Americano, a pesar de su cre-ciente sequedad, el sector occidental de EUA hoytiene que sustentar las demandas cada vez mayo-res de agua para uso agrícola e industrial y paraconsumo personal (derecha). Además, la pobla-ción del oeste de Estados Unidos es 10 vecesmayor de lo que era hace 100 años.3 Una respuesta

> Se avecinan tiempos más secos para ciertas regiones de EUA. Gran parte del sector occidental deEUA está experimentando condiciones de sequía extremas (naranja oscuro). El impacto hidrológicoasociado, o la falta de agua, se indican en la mayoría de las zonas de sequía (H). El Monitor de Sequíade EUA es una asociación entre el Centro Nacional de Mitigación de la Sequía (NDMC), el Departa-mento de Agricultura de los Estados Unidos, y la Administración Oceánica y Atmosférica Nacional.(El mapa es cortesía del NDMC y de la Universidad de Nebraska en Lincoln, EUA).

El agua impulsala producciónde petróleo.

El agua es sometidaa tratamiento antesde su reinyección o

eliminación.

Una parte delagua producida es reinyectadacon fines de inundación

artificial.

El petróleoes separado

del agua.

Petró

leo

yag

ua

Petró

leoy a

gua

Agua

> El rol del agua en el proceso de producción de petróleo. Las arenas petrolífe-ras son barridas por el agua, desplazando al petróleo y generando su flujo. Noobstante, el agua se convierte en problema cuando el volumen de petróleo pro-ducido que se lleva a la superficie disminuye y los sistemas de tratamiento delagua en superficie se sobrecargan. Al generarse en la superficie más agua quela necesaria para el proceso de reinyección, el tratamiento y la eliminación deeste exceso de agua producida se suma a los costos de producción de petróleo.

1. Veil JA, Puder M, Elcock D y Redweik R Jr: “A WhitePaper Describing Produced Water from Production ofCrude Oil, Natural Gas, and Coal Bed Methane,”http://www.ead.anl.gov/pub/dsp_detail.cfmPrintVersion=true&PubID=1715 (se accedió el 16 de abril de 2004).

2. Khatib Z y Verbeek P: “Water to Value–Produced WaterManagement for Sustainable Field Development ofMature and Green Fields,” artículo de la SPE 73853, pre-sentado en la Conferencia Internacional sobre Salud,Seguridad y Medio Ambiente en la Exploración y Produc-ción de Petróleo y Gas de la SPE, Kuala Lumpur, Malasia,20 al 22 de marzo de 2002.

3. Burnett DB y Veil JA: “Decision and Risk Analysis Studyof the Injection of Desalination By-Products into Oil- andGas-Producing Zones,” artículo de la SPE 86526, presen-tado en el Simposio y Exhibición Internacional sobreControl del Daño de la Formación de la SPE, Lafayette,Luisiana, EUA, 18 al 20 de febrero de 2004.

Optimización de las instalaciones• Separación• Tratamiento del agua• Tratamiento del gas

Medio ambiente• Vigilancia rutinaria y control de la calidad del agua• Descarga

Separación Petróleo

Tratamiento para eliminar sólidos y otros contaminantes, tales como el ácido sulfhídrico

Reutilización oeliminación de

residuos

Gas

Agua

Tratamientodel agua

Desempeño del inyector• Calidad del agua• Mecanismo de inyección• Perfil de inyección

Manejo del yacimiento• Barrido areal y vertical• Volumen de reemplazo

Aislamiento del agua no deseada• Aislamiento del agua no deseada• Mejoramiento del perfil de producción• Optimización del levantamiento

Agua

Petróleo

Sistema de inyecciónde agua

Acuífero

> La complejidad del sistema de agua en un campo maduro. El agua forma parte integrante, y a menu-do necesaria, del proceso de producción. Durante la producción, el petróleo es barrido del yacimientoy es reemplazado por agua natural o inyectada. Este proceso raramente es uniforme. La heterogenei-dad de la formación puede conducir a la incursión prematura de agua y a problemas relacionados conel agua de fondo de pozo. Los pozos de producción e inyección son vigilados rutinariamente y maneja-dos para minimizar la relación agua/petróleo, maximizar la eficiencia de barrido vertical y optimizar laproducción de petróleo. Los sistemas de superficie pueden ser complejos y deben ser diseñados paramanejar y tratar los volúmenes de agua que entran y salen del sistema de producción. La calidad delagua descargada al medio ambiente, eliminada por métodos convencionales o desviada para ser reu-tilizada como agua de inyección del yacimiento y para otras aplicaciones alternativas, es controladay vigilada rutinariamente.

parcial a la escasez de agua dulce que amenazaa los Estados Unidos y otros países puede encon-trarse en la reutilización del agua producida.

Las técnicas modernas de evaluación, reme-diación y manejo de campos maduros ofrecen

soluciones potenciales tanto para la industria deE&P como para aquellas regiones del mundodonde el acceso al agua es cada vez más limitado.En este artículo, se analiza la problemática delagua producida desde dos perspectivas diferentes.

Primero, se exploran algunos ejemplos que mues-tran cómo los operadores están manejando laproducción de agua en campos maduros. Luego,se describe cómo las compañías de E&P, losinvestigadores y los organismos gubernamentalesse están enfocando en los usos alternativos delexcedente de agua producida.

Manejo del sistema de aguaVirtualmente todo yacimiento de petróleo esbarrido por el agua, ya sea como consecuencia dela presión normal del acuífero o a través de méto-dos de inyección de agua. El movimiento del aguaestimula el desplazamiento del petróleo y afectael barrido vertical y areal, determinando de esemodo el factor de recuperación de petróleo de uncampo (izquierda). Si bien el agua a menudo seconsidera un problema, el agua buena es críticapara el proceso de producción de petróleo.4 Elagua mala, por el contrario, es agua que aportapoco valor a la operación de producción, si bienes probable que en algún momento futuroencuentre el camino para su reutilización fueradel ambiente de E&P.

El primer paso en lo que respecta al manejodel agua es la evaluación y el diagnóstico del sis-tema de agua. Debido a la complejidad de estesistema, la definición del problema suele ser laparte más complicada del proceso (izquierda).5

Hoy en día, los ingenieros y geocientíficos apli-can un proceso de pasos múltiples, sustentadopor un sofisticado arreglo de técnicas y herra-mientas utilizadas para diagnosticar losproblemas relacionados con la presencia deagua. El proceso suele comenzar con la recolec-ción de información de yacimientos, historia deproducción e instalaciones de superficie (pró-xima página, extremo superior). Utilizando losdatos obtenidos previamente, los ingenieros eva-lúan el sistema de producción actual paraidentificar obstáculos económicos y adquirir unconocimiento inicial de los mecanismos de flujode agua presentes en el yacimiento, los pozos yel sistema de superficie.

Luego, los ingenieros y especialistas de lacompañía operadora y las compañías de servi-cios trabajan en conjunto para determinar si senecesita algún dato nuevo para evaluar correcta-mente el sistema de producción. Por ejemplo,las pruebas de flujo de los pozos de producción einyección, los perfiles de flujo de fluido de fondode pozo, los registros geofísicos de pozo y loslevantamientos entre pozos, y la utilización desísmica de repetición permiten definir los movi-mientos del petróleo y el agua dentro delyacimiento (véase “El tiempo lo dirá: Contribu-ciones clave a partir de datos sísmicos derepetición,” página 6). A veces se utilizan los

32 Oilfield Review

600.50 1.51.0 2.5

Volúmenes porales de agua inyectada2.0 3.53.0 4.0 5.04.5

70

80

Petró

leo

móv

il pr

oduc

ido,

% 90

100

> Utilización del agua para estimular la recuperación de petróleo. En el manejode un campo petrolero maduro, la proporción de petróleo móvil producido es amenudo una función de la cantidad procesada de agua. Por lo tanto, el factorde recuperación de petróleo depende del volumen de agua inyectada en elsistema. Los regímenes de inyección para lograr una eficiencia de producciónóptima varían y deben ser ajustados caso por caso.

Otoño de 2004 33

datos de la evaluación electromagnética entrepozos para obtener los niveles de saturación deagua del yacimiento. La dinámica de flujo en lossistemas de fondo de pozo y de superficie puedeser evaluada con medidores de flujo polifásicos,lo que contribuye a la caracterización completadel sistema de agua.

La compartimentalización del yacimiento, laincursión de agua, la eficiencia de barrido y elvolumen de reemplazo son definidos utilizandoherramientas tales como el programa de análisisde pozos y de yacimientos OFM.6 El programaOFM despliega la historia de producción juntocon otros datos de pozos y de yacimientos. Elcuidadoso análisis de los datos a menudo revelaun enorme volumen de información oculta.

Schlumberger utiliza un conjunto de planti-llas OFM diseñadas específicamente para elanálisis del agua, lo que agiliza la evaluación delyacimiento y el diagnóstico de las configuracio-nes de flujo y los problemas de pozos.7 Lastécnicas OFM incluyen desde los simples planosde incursión en tiempo hasta las gráficas dediagnóstico de la producción y las gráficas deheterogeneidad que muestran un vistazo de lospozos problemáticos.8

Una vez identificados los problemas relacio-nados con el agua, existen herramientas talescomo el programa de análisis del agua producidaWaterCASE que ayuda a los ingenieros a realizarun análisis ulterior y proponer posibles solucio-nes (véase “Tipos y soluciones de problemas,”página 34). Un motor de razonamiento aplicadoa cada caso acciona el programa de computaciónWaterCASE, lo que ayuda a los ingenieros aresolver problemas intricados asociados con elagua a través de la vinculación de los problemasidentificados con soluciones históricamente exi-tosas. El sistema examina la informaciónproveniente de todas las fuentes, incluyendo lahistoria de producción, las descripciones de losyacimientos y los resultados de la adquisición deregistros geofísicos, pero toma en consideraciónlos datos faltantes. Este aspecto importante per-mite a los ingenieros realizar el análisis delsistema de agua sólo con los conjuntos de datosexistentes que a veces son incompletos. Lassoluciones y metodologías propuestas por el pro-grama WaterCASE pueden ayudar a optimizartodos los elementos del ciclo de agua.

Una vez analizado exhaustivamente cada ele-mento del sistema de fondo de pozo y desuperficie, los indicadores clave de desempeño(KPI, por sus siglas en inglés) ayudan a identifi-car obstáculos (cuellos de botella) y clasificaroportunidades potenciales por impacto finan-ciero (derecha).

4. El agua buena es definida como el agua producida pordebajo del límite económico de la relación agua/petróleo(RAP). Contrariamente, el agua mala es el agua produ-cida por encima del límite económico de la relaciónagua/petróleo.

5. Para mayor información sobre problemas y soluciones decontrol del agua, consulte:Bailey B, Crabtree M, Tyrie J, Elphick J, Kuchuk F,Romano C y Roodhart L: “Control del Agua,” OilfieldReview 12, no. 1 (Verano de 2000): 32–53.

6. El volumen de reemplazo se produce como resultado dela producción de petróleo del yacimiento. El petróleo, al

Evaluación del sistema

Proceso ResultadosDatos de entrada

Mapa de incursión de agua

Sísmica 4D

Árbol de decisiones de parámetros económicos del riesgo

Análisis de datos de producción

Registros

Identifica obstáculoseconómicos y oportunidadesDiagnóstico del yacimiento

y las instalaciones

Define la mecánica de flujo e identifica pozos

objetivo para intervencionesDiagnóstico del pozo

Identifica tipos de problemas asociados

con el aguaIdentificaciónde soluciones

Define todas las soluciones factibles y

los resultados esperadosSelección de soluciones basada en los parámetros

económicos del riesgoDefinición de

soluciones óptimasDesarrollar un diseño

detallado, luego ejecutar y evaluar

Conclusión

> Proceso sistemático para el manejo de la producción de agua. La evalua-ción del sistema de producción considera el ciclo de agua y producción en-tero para identificar los obstáculos económicos. El análisis subsiguiente secentra en los problemas más críticos. Sólo después de completado el aná-lisis de yacimientos e instalaciones, los ingenieros pueden diagnosticar lospozos para determinar problemas específicos. Luego se identifican todas lassoluciones posibles. Los resultados esperados son determinados mediante lautilización del análisis o la simulación del sistema de producción NODAL. Elriesgo y la rentabilidad se evalúan para arribar a una solución óptima. El úl-timo paso es crítico: el diseño adecuado debe ser seguido de una ejecucióny evaluación adecuadas para validar la solución aplicada.

Indicadores clave de desempeño Cuellos de botellas

Reducir el costo de tratamiento del agua

Reducir el impacto ambiental

Incrementar la productividad de petróleo

Incrementar las reservas

Costo de tratamiento del agua por barril

Régimen de producción de agua

Régimen de producción de petróleo

Eficiencia de barrido

> Limitaciones para el desempeño. Los indicadores clave de desempeño y los cuellos de botella, o limi-taciones, presentes en el sistema de producción están vinculados entre sí y deben ser definidos antesde implementar un programa de manejo del agua global.

ser extraído, suele ser reemplazado por agua. Los cálcu-los de volumen de reemplazo se utilizan para asegurarque se inyecte suficiente agua para mantener la presióndel yacimiento.

7. Las plantillas OFM contienen cálculos predefinidos,mapas, gráficas de interrelación y gráficas de tendenciasconcebidas específicamente como asistencia para elanálisis del agua a nivel del yacimiento y del pozo.

8. Chan KS: “Water Control Diagnostic Plots,” artículo de laSPE 30775, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 deoctubre de 1995.

(continúa en la página 36)

34 Oilfield Review

Diez tipos específicos de problemas asociadoscon el agua se muestran por grado de compleji-dad. El corte de agua elevado puede ser elresultado de uno o más tipos de problemas. Lainformación ya disponible debería utilizarse pri-mero para diagnosticar los problemasrelacionados con el exceso de agua producida.La resolución de los problemas menos comple-jos en primer término permite mitigar el riesgoy reducir el tiempo requerido para la recupera-ción de la inversión.

(1) Fuga en la tubería de producción, latubería de revestimiento o el empacador. Losregistros de producción, tales como los regis-tros de temperatura e inyectividad, puedenser suficientes para diagnosticar estos proble-mas. Las soluciones habitualmente incluyen lainyección forzada de fluidos de aislamiento yel aislamiento mecánico.

(2) Flujo detrás de la tubería de revesti-miento. Las fallas en la cementación primariao la creación de un espacio intersticial debidoa la producción de arena puede hacer que elagua fluya detrás de la tubería de revesti-

miento en el espacio anular. Los registros detemperatura o de activación de oxígeno per-miten detectar el flujo de agua detrás de latubería de revestimiento. Los fluidos de aisla-miento pueden proporcionar una solución.

(3) Contacto agua/petróleo (CAP) despla-zado en sentido ascendente. Habitualmente,este fenómeno está asociado con la presenciade permeabilidad vertical limitada, general-mente inferior a 1 mD. Con permeabilidadesverticales más altas, el fenómeno de conifica-ción (7) es más probable. En los pozosverticales, el problema puede resolversemediante el aislamiento mecánico de la parteinferior del pozo. En los pozos horizontales, noexiste ninguna solución en la zona vecina alpozo y es probable que se requiera un pozo dere-entrada.

(4) Capa de alta permeabilidad sin flujotransversal. La presencia de una barrera delutitas por encima y por debajo de la capa pro-ductora suele ser la causa de esta condición.La ausencia de flujo transversal facilita laresolución de este problema mediante la apli-cación de fluidos de aislamiento rígidos o deaislamiento mecánico ya sea en el pozo inyec-tor o en el pozo productor.

(5) Fisuras entre el pozo inyector y el pozoproductor. En formaciones fisuradas natural-mente, el agua puede incursionarrápidamente en los pozos de producción. Elproblema puede ser confirmado a través depruebas de presiones transitorias y trazadoresentre pozos. La aplicación de un fluido de ais-lamiento en el pozo inyector de agua puedeser efectiva sin afectar adversamente las fisu-ras que contribuyen a la producción depetróleo.

(6) Fisuras o fracturas y una capa de aguasubyacente (conificación 2D). Se produceagua desde una zona de agua subyacente através de fisuras naturales. Un problema simi-lar ocurre cuando las fracturas hidráulicaspenetran verticalmente en una capa de agua.La aplicación de fluidos de aislamiento puederesultar efectiva para este problema.

(7) Conificación o formación de cúspide.La producción acarrea agua hacia arriba, endirección al pozo. Una capa de gel colocada

Tipos y soluciones de problemas

1. Fuga en la tubería de producción,la tubería de revestimiento o el empacador

Petróleo

Agua

2. Flujo detrás de la tubería de revestimiento

Petróleo

Agua

3. Contacto agua/petróleodesplazado en sentido ascendente

Water

Petróleo

Agua

1. Fuga en la tubería de producción, la tuberíade revestimiento o el empacador

Simple

Complejo

2. Flujo detrás de la tubería de revestimiento

3. Contacto agua/petróleo desplazado en sentido ascendente

4. Capa de alta permeabilidad sin flujo transversal

5. Fisuras entre inyector y productor

6. Fisuras o fracturas desde una capa de agua

7. Conificación o formación de cúspide

8. Barrido areal pobre

9. Capa segregada por gravedad

10. Capa de alta permeabilidad con flujo transversal

Otoño de 2004 35

1. Un drenaje dual consiste en disparar por encima y pordebajo del contacto agua/petróleo. De este modo,tanto la zona de petróleo como la zona de agua sonexplotadas a través de terminaciones independientescon la misma presión de flujo. A pesar de que el petró-leo producido a menudo contiene muy poca agua, seproducen grandes volúmenes de agua.

por encima del cono puede resultar efectiva enlo que respecta a retardar el proceso de conifi-cación. No obstante, para lograr efectividad, serequiere habitualmente un radio de colocacióndel gel de 15 m [50 pies] como mínimo, lo quea menudo limita la viabilidad económica deltratamiento. Como alternativa con respecto ala colocación de gel, se puede perforar unnuevo pozo lateral cerca del tope de la forma-ción, aumentando la distancia desde el

contacto agua/petróleo y reduciendo la caídade presión, elementos ambos que reducen elefecto de conificación. La aplicación de unatécnica de producción de drenaje dual tam-bién puede ser un tratamiento efectivo.1

(8) Barrido areal pobre. Este problemasuele estar asociado con la heterogeneidad dela permeabilidad areal pobre o con la aniso-tropía; resulta particularmente severo enambientes con canales de arena. Una soluciónes desviar el agua inyectada fuera del espacioporal ya barrido. Otra forma de acceder alpetróleo no barrido es agregando tramos late-rales de drenaje a los pozos existentes omediante la perforación de pozos de relleno.

(9) Capa segregada por gravedad. En capasprospectivas potentes, con buena permeabili-dad vertical, el agua, proveniente de unacuífero o bien de un proyecto de inyección deagua, es segregada por gravedad y barre sola-mente la parte inferior de la formación. Elaislamiento de los disparos inferiores en lospozos de inyección o producción a menudosólo tiene efectos marginales; en última ins-tancia predomina la segregación por gravedad.Si se produce esta situación, los pozos de pro-ducción experimentarán conificación. Esimprobable que los tratamientos con gel pro-porcionen resultados duraderos. Para accederal petróleo no barrido puede resultar efectivala perforación de pozos de drenaje lateralesadicionales. Los fluidos de inundación viscososenergizados, la inyección de gas o la utiliza-ción alternada de ambas técnicas tambiénpuede mejorar la eficiencia de barrido vertical.

(10) Capa de alta permeabilidad con flujotransversal. A diferencia del caso sin flujotransversal (4), la presencia de flujo transver-sal impide la implementación de solucionesque modifican los perfiles de producción o deinyección sólo en la zona vecina al pozo. Lautilización de gel de penetración profundapuede proporcionar una solución parcial.

4. Capa de alta permeabilidad sin flujo transversal

Inyector Productor

5. Fisuras entre el pozo inyector y el pozo productor

Inyector

Productor

6. Fisuras o fracturas y una capa de agua subyacente

Petróleo

Agua

7. Conificación o formación de cúspide

Agua

Capa de gel

8. Barrido areal pobre

Acuífero

9. Capa segregada por gravedad

Pozo productorPozo inyector

Agua

10. Capa de alta permeabilidad con flujo transversal

Pozo productorPozo inyector

Agua

WORe = Vo/Cw

= 20 US$/barril de petróleo/0.7US$/barril de agua= 28.6 barriles de agua/barril de petróleo

Corte de agua = WOR/(1+WOR)

= 28.6/(1+28.6)= 96.6% en el límite económico

Las soluciones de manejo de la producción deagua se centran en última instancia en la econo-mía y el costo directo del manejo del agua. Loscostos relacionados con el tratamiento y la eli-minación del agua en la superficie varíansignificativamente, pero prevalecen las estima-ciones que oscilan entre US$ 0.10 y US$ 2.00 porbarril. Considerando un costo de eliminación deagua nominal de US$ 0.50 por barril, la inversiónque debería realizar la industria de E&P paramanejar 210 millones de barriles de agua por díaestaría en el orden de US$ 38,300 millones por año.

En los campos maduros, la rentabilidad sebasa en el límite económico de la relaciónagua/petróleo (arriba). Hacer producir un pozocon un corte de agua por encima del límite eco-nómico genera un flujo de caja negativo. Si loscostos de tratamiento del agua aumentan, ellímite económico del corte de agua disminuye.Pude suceder que para mantener la rentabilidaddeba abandonarse el pozo con la consiguientepérdida de reservas.

La reducción del costo de manejo del agua yel mejoramiento de la producción en los camposmaduros no siempre son directos. El equilibriodel sistema de producción completo—pozosinyectores, pozos de producción y el sistema demanejo del agua—es esencial para maximizar eldesempeño del campo.

Agua en la superficieLa evaluación del sistema de superficie constituyeun paso crítico del proceso de manejo del agua.Los activos deben considerarse como sistemascompletos; la identificación de oportunidadesrelacionadas con los yacimientos sin la deter-minación simultánea de los cuellos de botella

potenciales presentes en la capacidad de trata-miento de superficie puede resultar infructuosa.

La eficacia del sistema de un campo maduroa menudo está relacionada con su capacidad decontrol del agua producida. Con frecuencia, eldiseño de superficie inicial no da cuenta delincremento que se produce en el corte de aguacon el tiempo. A medida que el campo madura,el corte de agua aumenta y su sistema de trata-miento en superficie se sobrecarga. Se trate deseparación, transmisión o eliminación, una tasade agua elevada reduce la capacidad de trata-miento del petróleo y amenaza la viabilidadeconómica del campo.

A menudo resulta costoso o complejo recti-ficar las restricciones, o cuellos de botella,producidos en los sistemas de superficie. A finesde la década de 1990, los ingenieros de Petrobraspronosticaron que la producción de petróleo pro-veniente de la porción sur de la Cuenca deCampos, en el área marina de Brasil, exhibiría unincremento significativo del corte de aguadurante la década siguiente. La resolución delincipiente problema de tratamiento del aguaplanteaba significativos desafíos técnicos, pero larentabilidad de la Cuenca de Campos deman-daba una solución temprana del mismo.

El oleoducto de exportación de 90 km[56 millas] de extensión y 24 pulgadas de diáme-tro había sido diseñado para transportar 28,600m3 [180,000 bbl] de petróleo crudo desde la pla-taforma de producción central hasta unarefinería costera. Las instalaciones marinas demanejo de la producción de agua, en las plata-formas de producción central y satélites, eranlimitadas. A medida que el corte de agua seaproximaba al 45%, resultaba imposible mante-ner los objetivos y la calidad de la producción depetróleo a través del oleoducto. Como medidaprovisoria, Petrobras comenzó a complementarel oleoducto de exportación con petrolerostransbordadores, transportando el petróleo car-gado de agua a la costa.

Los ingenieros de Petrobras y Schlumbergerevaluaron diferentes opciones para reducir laproducción de agua, que incluyeron la interven-ción de fondo de pozo, el mejoramiento de lossistemas de manejo en superficie, o una combi-nación de ambas alternativas. Finalmente, sedecidió incrementar la capacidad de las instala-ciones de tratamiento en superficie. De estemodo se evitaban los cuellos de botella del oleo-ducto, separando el agua del petróleo en el áreamarina.

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> Límite económico. El corte de agua en el límiteeconómico puede ser determinado a partir de Vo,el valor de un barril de petróleo después de dedu-cir los impuestos y el costo de levantamiento, ex-cluyendo el tratamiento del agua, y Cw, el costode manejo del agua producida. En este caso, seasume que los valores son 20 US$/barril de petró-leo para Vo y 0.7 US$/barril de agua para Cw. Uti-lizando estos valores, el límite económico de larelación agua/petróleo, WORe, es 28.6, y para elcorte de agua es 96.6%.

> Deshidratación en áreas marinas. La plataforma semisumergible de deshidratación Sedco 135D puedeprocesar hasta 27,000 m3/d [169,000 B/D] de líquidos producidos. Se procesan volúmenes de petróleode hasta 17,000 m3/d [107,000 B/D], reduciendo la concentración de sedimentos básicos y agua (BS&W,por sus siglas en inglés) por debajo del 0.6%. Se tratan volúmenes de agua producida asociada dehasta 10,000 m3/d [63,000 B/D], lo que reduce el contenido total de petróleo y grasa (TOG, por sus siglasen inglés) del agua descargada a menos de 20 ppm.

Otoño de 2004 37

Trabajando en conjunto con Schlumberger, laplataforma semisumergible Sedco 135D fueconvertida en una instalación flotante de deshi-dratación (página anterior, abajo). Conectada ala plataforma de producción central, la instala-ción puede procesar 27,000 m3/d [169,000 B/D]de crudo con alto corte de agua.

El crudo cargado de agua es procesado paraeliminar el agua del petróleo y reducir la con-centración de petróleo en el agua producida pordebajo de 20 partes por millón (ppm). En primerlugar, un desgasificador elimina los gases disuel-tos y estabiliza el crudo. Luego, un coalescenteelectrostático reduce el contenido de sedimen-tos básicos y agua (BS&W, por sus siglas eninglés) de la fase de petróleo a menos del 1% yreduce el contenido de petróleo de la fase deagua a menos de 1000 ppm. Este agua producidaingresa en un tanque compensador de agua yluego en un hidrociclón, reduciendo aún más elcontenido de petróleo hasta un nivel inferior a40 ppm. Por último, un tubo rociador, que es undispositivo de flotación por gas inducido, reduceel contenido de petróleo a menos de 20 ppm.9

Los esfuerzos de deshidratación implementa-dos en la Cuenca de Campos produjeron unaumento inmediato de 9530 m3/d [60,000 B/D]de la capacidad de transporte del petróleo a lacosta a través del oleoducto de exportación.Cuando los ingenieros y los operadores optimiza-ron el sistema de eliminación de agua en laplataforma 135D, la producción de petróleoaumentó en 3180 m3/d [20,000 B/D].

La optimización de la eliminación del pe-tróleo del agua producida tiene dos efectos

fundamentales: mayor recuperación de petróleoy envío de un agua producida más limpia para sueliminación o reutilización.

Mejoras en la tecnología de tratamiento del aguaUn nuevo proceso de limpieza del agua producidaestá siendo probado en el campo en estos momen-tos con resultados prometedores. La unidad detratamiento de agua liviana (LWTU, por sus siglasen inglés) utiliza técnicas de coalescencia y sepa-ración para reducir la cantidad de petróleo enagua a niveles inferiores a 20 ppm con velocida-des de flujo de hasta 477 m3/d [3000 B/D].

La LWTU se basa en la tecnología de Recupe-ración y Remediación Total de Petróleo TORRdesarrollada por EARTH (Canadá), proceso en elcual el agua cargada de petróleo circula a travésde una sucesión de capas de coalescencia carga-das con material RPA (absorbente de petróleoreutilizable) (arriba).10 Las gotitas de petróleodispersadas, cuyo tamaño varía hasta un mínimode 2 micrones, se adhieren a la superficie delmaterial RPA oleofílico donde coalescen y relle-nan los espacios intersticiales.

A medida que el flujo continúa, las capasRPA se saturan consecutivamente con petróleo.El flujo continuo de fluido a través de las capascomienza a separar el petróleo fusionado de las

superficies RPA saturadas, formándose gotasgrandes de varios milímetros de diámetro. El sis-tema forma un estado de equilibrio constante encada capa, entre la emulsión que coalesce sobrela superficie RPA saturada y el flujo que separalas grandes gotas de petróleo en la secciónsiguiente del tanque.

El comportamiento de las gotas de petróleomás grandes se rige por la ley de Stokes: cuantomás grande es el diámetro de la gotita de petró-leo, mayor es la tendencia de éste a separarse yflotar. Las gotas de petróleo más grandes se agre-gan en el espacio entre capas superior, dondeforman una capa libre de petróleo que es purgadadesde el recipiente LWTU (arriba, a la izquierda).A lo largo de la unidad se encuentran espaciadasvarias capas RPA; cada capa sucesiva interceptagotas de petróleo cada vez más pequeñas no eli-minadas en las etapas previas del proceso.

En agosto de 2002, los ingenieros probaronen el campo una unidad piloto de 120 m3/d[750 B/D], en una concesión de producciónsituada en el Oeste de Texas, EUA. El agua deproducción proveniente de un separador depetróleo y gas de campo implicaba un volumende 5320 m3 [33,500 bbl] de agua que se enviabaa la unidad LWTU. A un gasto o tasa de flujo pro-medio de 107 m3/d [670 B/D], la concentraciónde petróleo se redujo de 300 a 10 ppm.

9. El proceso de flotación por gas inducido es un procesoen el cual se dispersan burbujas de gas de tamaño deter-minado, uniformemente a través de toda el aguaproducida. Estas burbujas de gas interactúan con elpetróleo arrastrado y los sólidos suspendidos haciendoque se separen y se acumulen en la superficie para sueliminación.

Seccióndel tanque 1

CapaRPA 1

CapaRPA

Seccióndel tanque 2

Salida del agua tratada <20 ppm de petróleo

Salida del petróleo

Grandes gotas de petróleoaglutinadas

Entrada de la mezcla de petróleo-aguaprefiltrada

Seccióndel tanque 3

> Separación de petróleo a través de un proceso de coalescencia. En la uni-dad de tratamiento de agua liviana (LWTU, por sus siglas en inglés) ingresanmezclas de hasta un 3% de petróleo en agua. La solución atraviesa la CapaRPA 1, donde las diminutas gotas de petróleo son separadas del flujo por elRPA (absorbente de petróleo reutilizable). Una vez que la capa RPA es car-gada con petróleo, el flujo de fluido continuo a través de la capa fuerza laspequeñas gotas de petróleo fuera de la capa para que ingresen en el Tanque2. Las gotas de petróleo aglutinadas son grandes y flotan hacia la superficie,donde el petróleo es recolectado y eliminado. El proceso continúa a travésde las sucesivas series de capas, reduciendo finalmente el contenido depetróleo a menos de 20 ppm.

> Una imagen mucho más clara. Las diminutasgotitas de petróleo dispersado provocan la turbi-dez, u opacidad, del agua de entrada observadaen el frasco que lleva el rótulo INLET. Después deatravesar sólo una capa de coalescencia, se eli-mina una porción significativa del petróleo, comolo indica la claridad del fluido contenido en elfrasco que lleva el rótulo BED 1.

10. Le Foll P, Khan M, Akkawi EI y Parent J-P: “Field Trials fora Novel Water Deoiling Process for the Upstream Oil andGas Industry,” artículo de la SPE 86672, presentado en la7a Conferencia Internacional sobre Salud, Seguridad yMedio Ambiente en la Exploración y Producción dePetróleo y Gas de la SPE, Calgary, Alberta, Canadá, 29 al31 de marzo de 2004.

Más recientemente, una prueba realizada enel Mar del Norte con una unidad prototipo másgrande redujo la concentración de petróleo de200 a 300 ppm en la entrada, a un promedio de19 ppm en la salida (arriba). Los técnicos proce-saron un total de 95 m3 [600 bbl] de mezcla deagua-petróleo a un régimen de 3000 B/D. Parajulio de 2004, está prevista la instalación de unaunidad de 3970 m3/d [25,000 B/D] en la plata-forma de deshidratación de crudo Sedco 135D.

Agua en el pozoA la vez que las nuevas tecnologías de trata-miento del agua, tales como la LWTU, ayudan alos operadores a controlar el agua en la superfi-cie, los ingenieros están utilizando novedosastécnicas de adquisición de registros para ver loque hay detrás de la tubería de revestimiento,identificando fuentes de agua y reservas pasadaspor alto.11

En los campos petroleros maduros ubicadosen el área marina del Sur del Mar de China,unos 130 km [78 millas] al sudeste de HongKong, la compañía China National Offshore OilCorporation y sus socios están utilizando tecno-logía de adquisición de registros detrás de latubería de revestimiento para minimizar el aguaproducida y mejorar la recuperación de petróleo.

Descubiertos en 1984 y con produccióncomercial desde 1994, los pozos del área produ-cen de 44 arenas apiladas de la Formación XHdel Mioceno.12 La permeabilidad de las areniscashabitualmente es superior a 1 Darcy, y el yaci-miento tiene un fuerte desplazamiento porempuje de agua del acuífero. A pesar de los 10años de producción, la presión del acuífero seredujo en apenas unas pocas lpc. Esto propor-cionó un excelente soporte de la presión de

valor que se aproxima a la capacidad de trata-miento de superficie máxima. Las bombaseléctricas de superficie (ESP, por sus siglas en

38 Oilfield Review

Profundidadmedida, m

Permeabilidad

mD10,000 0.1

X100

X090

Saturación de agua aagujero descubierto

m3/m31 0

m3/m31 0

Análisis de fluidos ELAN

m3/m31 0

Análisis volumétrico

vol/vol1 0

Saturación de agua CHFR

Saturación de aguaRayos gamma

API0 200

Agua en base al registroadquirido en pozo entubado

m3/m30.5 0

Agotamiento

Petróleo

Agua

Hidrocarburo desplazado

Ilita

Agua ligada

Cuarzo

Ortoclasa

Calcita

Petróleo

Agua

Agotamiento

> Datos de registros adquiridos en pozo entubado que muestran el petróleo en sitio. Los datos de laherramienta de Resistividad de la Formación en Pozo Entubado CHFR permitieron identificar un volu-men significativo de zona productiva pasada por alto detrás de la tubería de revestimiento. Las áreassombreadas en color verde, en los Carriles 3 y 4, indican el petróleo en sitio. El sombreado azul claroy azul oscuro en los Carriles 2 y 3 muestra un nivel mínimo de agua en el área superior del yacimiento,lo que indica un agotamiento de poca importancia.

LWTU, 5,000 B/D

LWTU, 25,000 B/D

> Unidad de tratamiento de agua liviana (LWTU, por sus siglas en inglés). Recientemente se realizaron pruebas de campo en el Mar del Norte con esta LWTUcuya capacidad de tratamiento es de 795 m3/d [5,000 B/D] (izquierda). La unidad, de 7.3 m [24 pies] de largo, pesa 15 toneladas [13.6 toneladas métricas]cuando está seca. Se ha construido una unidad más grande que será desplegada en julio de 2004 en la Cuenca de Campos, en el área marina de Brasil,en la unidad de deshidratación Sedco 135D (derecha). La unidad más grande posee una capacidad de procesamiento de 3970 m3/d [25,000 B/D]; tiene unalongitud de 10 m [34 pies] y pesa aproximadamente 32 toneladas [29 toneladas métricas].

producción pero la heterogeneidad de la perme-abilidad condujo a la incursión temprana deagua en muchos de los pozos.

El corte de agua promedio del campoaumentó al 84%. El volumen total de producciónde líquidos es de 87,400 m3/d [550,000 B/D],

200160120

Rayo

s Ga

mm

a

80400

2.952.752.55

Dens

idad

2.352.151.95

0.450.330.21

Neu

trón

Rayo

s Ga

mm

a, A

PI

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

50 150 250Deriva a lo largo de la sección, m

350 450 550

0.09-0.03-0.15

X925

X930

X935

X940

X945

1,000

100

10Resi

stiv

idad

41.3463.7266.7668.7370.9074.7981.2195.96107.78123.28132.09140.16146.16153.78160.07

Rayos Gamma arcVISIONRayos Gamma Modelado

Resistividad arcVISION 34 pulgadasResistividad Modelada 34 pulgadas

Densidad del Cuadrante Inferior arcVISIONDensidad del Cuadrante Inferior Modelada

Porosidad-Neutrón arcVISIONPorosidad-Neutrón Modelado

Trayectoria

> Perforación direccional a lo largo de la roca de cubierta del yacimiento. Las herramientas de adqui-sición de mediciones durante la perforación (MWD, por sus siglas en inglés) y de adquisición de regis-tros durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) permitieron a los ingenieros colocar el pozoa metros de la roca de cubierta del yacimiento, maximizando el contacto del petróleo y minimizandola producción de agua. Los perforadores encontraron una falla con un desplazamiento horizontal deaproximadamente 360 metros [1180 pies] que hacía que el pozo interceptara brevemente la secciónde lutitas sobreyacentes (marrón oscuro). La respuesta LWD a las lutitas se observa claramente enlos datos de los registros de rayos gamma, resistividad y densidad (tres carriles superiores).

Otoño de 2004 39

inglés) intervienen en las operaciones de levan-tamiento de la producción pero el alto corte deagua aumenta su complejidad. Dado que lamayor parte de las bocas (slots) de las platafor-mas disponibles han sido utilizadas, no se puedeemplear perforación de pozos de relleno paramejorar la recuperación de petróleo. Los regíme-nes de producción inferiores a los esperadosllevaron a los ingenieros a interesarse en unasolución que radica en el manejo del agua.

Los ingenieros de yacimientos, perforación ycompañías de servicios iniciaron el proceso deevaluación de campos y sistemas para formularun plan de manejo del agua. Considerando la ren-tabilidad de los diversos enfoques, optaron por laintervención de fondo de pozo como técnica paramejorar la recuperación de hidrocarburos.

Los estudios de evaluación y modelado deyacimientos basados en los datos sísmicos, laevaluación de registros y la historia de pro-ducción, ayudaron a identificar las reservasremanentes de los campos. Los ingenieros esta-blecieron la fidelidad de la herramienta deResistividad de la Formación en Pozo EntubadoCHFR y la correlacionaron con los registros deresistividad originales adquiridos a agujero des-cubierto (página anterior, abajo).

Los datos de registros de resistividad adqui-ridos detrás de la tubería de revestimiento,procesados con el programa avanzado de análi-sis de registros multiminerales ELANPlus,permitieron establecer prometedoras zonaspetrolíferas. Comparando los datos de los regis-tros originales con los datos nuevos de losregistros CHFR, los ingenieros observaron pococambio de la resistividad desde el inicio de laproducción y determinaron que la arena XH1aún contenía petróleo recuperable.

El pozo X13, un pozo que penetra la arenaXH1, fue seleccionado para la intervención. Utili-zando una combinación de herramientas deperforación direccional en tiempo real, los perfo-radores desviaron el pozo, atravesando la arenaXH1 a lo largo de un agujero de 300 m [984 pies],con un ángulo de desviación de aproximada-mente 90 grados, a 3 m [10 pies] de distancia deltope de la arena. La combinación del programade Modelado Directo Integrado INFORM, laherramienta de Resistividad de Arreglo Compen-

sada arcVISION, la herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal adnVISION, el sistema deperforación rotativa direccional PowerDrive y elsistema de telemetría MWD PowerPulse, ayudó alos perforadores a posicionar el pozo dentro deuna ventana de 1 m [3 pies] a lo largo del 98% desu trayectoria (abajo).

El pozo de re-entrada X13 fue terminadoutilizando cedazos expansibles de 61⁄2 pulgadas. Secolocó una bomba eléctrica sumergible en la parteinferior de la terminación superior de 31⁄2 pulgadaspara asistir el levantamiento. Antes de la interven-ción, el pozo X13 producía más de un 90% de agua.La producción inicial después de la perforacióndel pozo de re-entrada fue de 556 m3/d [3500B/D], con un 2% de corte de agua solamente.Una vez estabilizada, la producción se duplicóhasta alcanzar 1112 m3/d [7000 B/D], mante-niendo al mismo tiempo un corte de agua bajo.

A raíz del éxito de la intervención del pozoX13 a los fines del control del agua producida, seprocedió a la desviación de muchos otros pozosobteniéndose índices de éxito similares. En

general, los pozos desviados ayudaron a lograr unincremento del 28% en la producción de petróleodel campo reduciendo al mismo tiempo la pro-ducción de agua en más de 2700 m3/d [17,000B/D]. El operador eliminó así la necesidad deefectuar grandes erogaciones para llevar a caboun mejoramiento de las instalaciones, y continúadisfrutando de la reducción de los costos asocia-dos con el tratamiento del agua producida.

De residuo a recursoA pesar de los avances logrados por los operado-res y las compañías de servicios en lo querespecta al manejo del agua, en la superficie yen el fondo del pozo, el agua producida continúasiendo un subproducto necesario, aunquetedioso, de la producción de petróleo y gas.13

11. Muchos de los conceptos básicos del tratamiento delagua fueron analizados en Bailey et al, referencia 5.

12. Luo D, Jiang Z, Gutierrez J, Schwab K y Spotkaeff M:“Optimizing Oil Recovery of XJG Fields in South ChinaSea,” artículo de la SPE 84861, presentado en la Confe-rencia Internacional sobre Recuperación Mejorada dePetróleo de la Región del Pacífico Asiático de la SPE,Kuala Lumpur, Malasia, 20 al 21 de octubre de 2003.

13. Para mayor información sobre agua producida como unsubproducto de la producción de hidrocarburos, con-sulte: Veil et al, referencia 1.

En los campos maduros de todo el mundo, losoperadores eliminan entre el 30% y el 40% delagua producida. Dado el incremento de lademanda de agua utilizable registrado en ciertaszonas, los ingenieros y científicos están tratandode descubrir formas de transformar este pasivoeconómico en un recurso viable.

El curso a seguir para la conversión de resi-duo a recurso a menudo depende de la químicadel agua y del nivel de contaminantes. La cali-dad del agua producida varía con la geología, lageografía, las técnicas de producción y el tipo dehidrocarburo producido. El agua puede contenerpetróleo disperso, hidrocarburos livianos, me-tales, sales y una amplia variedad de otrosmateriales orgánicos e inorgánicos.

Como sucede con el agua producida, aproxi-madamente un 97% del agua de nuestro planetaes agua salada.14 Sólo un 3% del agua disponiblees dulce—un 2% se encuentra inmovilizada enlos mantos de hielo polar de la Tierra, quedandosólo un 1% para consumo de la vida vegetal y ani-mal. Si bien el agua es un recurso renovable, enciertas zonas, la demanda agrícola, el creci-miento de la población y los cambios climáticoshan hecho que el agua dulce se consuma conmás rapidez de la que se repone el recurso.

La Organización Mundial de la Salud y otrosorganismos indican que hoy más de 400 millonesde personas sufren escasez severa de agua y quepara el año 2050 este problema podrá exten-derse a 4 mil millones de habitantes. En 1995, elServicio de Levantamiento Geológico de losEstados Unidos informó que 17 estados del oeste

sustentan 10 veces más habitantes que hace 100años. En los próximos 50 años, está previsto quela demanda de agua dulce en EUA aumente un100%, superando potencialmente el abasteci-miento de agua subterránea en ciertas zonas.15

La utilización del agua en la agricultura repre-senta como mínimo dos tercios de su consumoglobal. Ya se está registrando, o está previsto quese registre, falta de agua para irrigación en lasgrandes regiones graneras del mundo.16

De los más de 210 millones de barriles deagua producidos diariamente en las operacionesde petróleo y gas, entre un 30% y un 40% se con-sidera residuo y se elimina. Sometidos a untratamiento adecuado, estos 11.7 millones de m3

[73.5 millones de barriles] de agua tienen elpotencial de desempeñar un rol clave en lo querespecta a aliviar la demanda impuesta sobre lossistemas naturales de agua dulce.

La disponibilidad sustancial de agua produ-cida, sumada a la necesidad de contar conalternativas de eliminación menos costosas,conduce a los investigadores a estudiar la reutili-zación del agua producida para irrigación, usoindustrial y otras aplicaciones. Con un trata-

miento adecuado, el agua producida podrá serutilizada con diversos fines aliviando la presiónejercida sobre los sistemas de abastecimiento deagua dulce de nuestro planeta.

Del pozo a la tierra de pastoreoAproximadamente un 47% de la superficieterrestre está compuesta por tierras de pas-toreo. Si se deja en su estado natural, lavegetación nativa de las tierras de pastoreo, fun-damentalmente las especies herbáceas, semaneja a través de procesos naturales. El des-plazamiento poblacional hacia estos ecosistemasde delicado equilibrio ha dejado sus marcas.Entre otras cosas, el sobrepastoreo, la recrea-ción y la manipulación mecánica de los suelosmarginales ha producido desertificación, pro-ceso por el cual los biosistemas declinan ante laausencia de cambios climáticos significativos.17

Si bien puede requerir un tiempo consi-derable, la desertificación suele invertirsenaturalmente en ausencia de operaciones agrí-colas comerciales. Dada la declinación de lamayor parte de los campos de pastoreo de todoel mundo, los científicos están explorando dife-

40 Oilfield Review

> Supervivencia de especies herbáceas en un ambiente riguroso. Plantadoa mediados del año 2002, el triguillo crestado Hy-Crest se muestra promi-sorio luego de un año de crecimiento en el clima árido. Se colocan jaulas(centro) sobre ciertas secciones de hierbas para aislar la vegetación nuevay permitir que los científicos puedan diferenciar el daño producido por pas-toreo de otras causas de pérdida de hierbas.

14. http://ga.water.usgs.gov/edu/waterdistribution.html (se accedió el 21 de mayo de 2004).

15. Burnett y Veil, referencia 3.16. Las Naciones Unidas: “World Water Development

Report–Executive Summary,” http://www.unu.edu/wwf/watercd/files/pdf/Ex_Summary.pdf (se accedió el 20 dejunio de 2004).

17. Burnett D y Fox WE: “Produced Water: An Oasis for Aridand Semi-Arid Range Restoration,” http://www.gwpc.org/Meetings/PW2002/ Papers-Abstracts.htm (se accedió el26 de mayo de 2004).

> Tratamiento del agua en el campo. La unidad de tratamiento de agua mó-vil de Texas A&M está diseñada para evaluar los métodos de tratamientopara las salmueras de campos petroleros. El agua producida es acondicio-nada, o pretratada, antes de la filtración por ósmosis inversa. La capacidadde admisión es de aproximadamente 15 galones por minuto (gal/min) [57 L/min].Según las características de la salmuera y el tipo de filtro utilizado, la pro-ducción de agua dulce oscila entre 1 y 5 gal/min [4 y 19 L/min].

18. Ni F, Cavazos T, Hughes MK, Comrie AC y Funkhouser G:“Cool-Season Precipitation in the Southwestern USASince AD 1000: Comparison of Linear and Nonlinear Techniques for Reconstruction,” International Journal ofClimatology, 22, no. 13 (15 de noviembre de 2002):1622–1645.

19. http://www.all-llc.com/CBM/pdf/CBMBU/CBM%20BU%20Screen_Chapter%206%20Case%20Studies.pdf (se accedió el 5 de mayo de 2004).

20. Burnett y Fox, referencia 17.

Otoño de 2004 41

rentes métodos de asistencia del proceso derevitalización natural.

Los estudios de investigación del clima, lleva-dos a cabo por la Universidad de Arizona, Tucson,EUA, indican que la sequedad del Estado deNuevo México, ubicado en el sector sudoeste deEUA, aumentará en los próximos 30 a 40 años.18

Hoy, los investigadores, los operadores de petró-leo y gas y los funcionarios del gobierno estánadoptando medidas para prepararse para lostiempos más secos que se avecinan.

En la Universidad Estatal de Nuevo México(NMSU), los científicos están explorando la reve-getación de los derechos de paso de las líneas deconducción y las localizaciones de pozos utili-zando hierbas seleccionadas, irrigadas con aguaproducida en los pozos de metano de capas decarbón (CBM, por sus siglas en inglés) locales.

Trabajando en conjunto con varias compa-ñías de exploración y producción y con laDirección de Administración de Tierras de EUA,los investigadores de la NMSU seleccionaron seissitios para llevar a cabo experimentos destina-dos a identificar variedades de hierbas concapacidad de crecimiento sostenido en el climaárido de Nuevo México. Estas hierbas serían sus-tentadas únicamente por las limitadas lluviasnaturales y por irrigación con agua producida enpozos de metano de capas de carbón.

Durante abril y octubre de 2002, se estable-cieron parcelas de control de hierbas depastoreo utilizando 16 variedades de especiesherbáceas nativas y no nativas con el exclusivosustento de las precipitaciones naturales. Luegode 12 a 15 meses de crecimiento, se evaluaronlos herbajes para determinar las condiciones deestablecimiento o supervivencia. Numerosasvariedades se mostraron promisorias (páginaanterior, izquierda).

A fines del verano del año 2003, se inició laFase 2 del proyecto con una serie idéntica deespecies herbáceas sembradas en cada sitio.Durante un período de 4 a 6 semanas posterioresa la siembra, dos de los nuevos sitios de pruebafueron irrigados con agua producida en pozos demetano de capas de carbón (derecha, extremoinferior). Los volúmenes oscilaban entre 102 m3

[26,880 galones] y 189 m3 [50,000 galones] entres o cuatro aplicaciones (derecha, extremosuperior). Si bien la NMSU no preparará losinformes finales hasta más adelante, dentro deeste año, varias especies de hierbas para pasto-reo mostraron una buena adaptación a lairrigación con agua producida en pozos demetano de capas de carbón.19

En la Universidad de Texas A&M, CollegeStation, Texas, EUA, un equipo de ingenieros yespecialistas en tierras de pastoreo, suelos,

especies silvestres e irrigación, está adelantandoun paso el proceso de irrigación de tierras depastoreo con agua producida. Trabajando enconjunto con el Instituto de Investigación delAgua de Texas (TWRI), los ingenieros construye-

ron una unidad móvil prototipo de tratamientode agua producida. El agua puede ser tratada ensitio para eliminar los contaminantes y las salesdisueltas antes de la irrigación de la tierra depastoreo (página anterior, derecha).20

Localizacióndel pozo

Fecha pH Sólidos disueltostotales, meg/L

Relación de absorción de sodio

Conductividadeléctrica, dS/m

Sitio 1

Sitio 2

Análisis de la química del agua producida

9/17/039/19/038/12/038/20/039/16/03

8.08.58.38.48.1

10,6825,4404,1906,9808,126

122.471.151.4

105.2100.8

17.416.111.117.613.6

> Química del agua producida proveniente de pozos de metano de capas decarbón. Durante el ciclo de irrigación, se tomaron muestras de agua produci-da en los Sitios 1 y 2 para su análisis. Si bien la mayoría de las demás propie-dades son relativamente estables, en la Columna 4 se observa la variabilidadde los sólidos disueltos totales (TDS, por sus siglas en inglés).

> Riego con agua producida proveniente de pozos de metano de capas de carbón. Un tanque de 64 m3

[400 bbl] contiene agua producida para irrigación (extremo superior). Algunas parcelas de pastoreo re-cibieron agua de irrigación de este tanque en agosto de 2003 (extremo inferior).

El proceso de conversión del agua producidaen agua para irrigación puede requerir variospasos. Primero, la corriente de alimentación deagua producida es sometida a un proceso de fil-tración previo al tratamiento para eliminar laarena y las partículas más grandes. Los hidroci-clones y las unidades de microfiltración separanla mayor parte del petróleo dispersado del aguaproducida. Luego, mediante la utilización deadsorbentes a base de arcillas modificadas orgá-nicamente se elimina el petróleo remanente.21 Elagua producida, esencialmente libre de petróleo,pasa luego a través de una unidad de filtraciónpor ósmosis inversa (RO, por sus siglas eninglés) reduciendo los sólidos disueltos totales(TDS, por sus siglas en inglés) a menos de 500ppm (izquierda). La corriente de salmuerarechazada, proveniente del proceso RO, es elimi-nada mediante métodos convencionales, talescomo el método de inyección, en pozos de elimi-nación de residuos.

La tecnología de tratamiento del agua queestá siendo desarrollada por la Universidad A&Mde Texas puede proveer a los operadores unaalternativa eficaz desde el punto de vista de suscostos con respecto a la eliminación del aguaproducida. Los investigadores estiman que másde un tercio del agua producida en Texas tieneun contenido de sólidos disueltos totales inferiora 20,000 ppm, nivel adecuado para la desaliniza-ción por ósmosis inversa y la recuperación deagua dulce. Las pruebas de campo indican queel costo de procesamiento del agua con una uni-dad móvil es de aproximadamente US$ 0.80 porbarril de agua producida, tarifa que suele serduplicada por la de las prácticas de eliminaciónregional convencionales. Los científicos estáninvestigando técnicas alternativas para la elimi-nación de efluentes, que podrían reducir aúnmás el costo de desalinización.

Se espera que cada vez más operadores apli-quen tecnología de reutilización del agua en lospróximos años. El TWRI estima que para el año2020, más de un 10% del agua utilizada en Texasprovendrá de fuentes recicladas, representandoun ahorro de hasta 151,000 m3/d [40 millones degalones por día] de agua dulce.22

La conversión de los residuos de los campospetroleros en recursos de pastoreo beneficia alos operadores de petróleo y gas, las comunida-des locales y el medio ambiente. Significativosvolúmenes de agua para uso agrícola pueden sergenerados, ayudando a sanear las tierras de pas-toreo, sustentando iniciativas ambientales yconservando los recursos de agua dulce, a la vezque se ayuda a los operadores a manejar la pro-ducción y los costos de eliminación en formamás efectiva.

42 Oilfield Review

> Carrizales que toleran diferentes grados de salinidad en el desierto. Como parte del proceso de tra-tamiento del agua producida, en el desierto de Omán se siembran carrizos halófitos y otro tipo de ve-getación que tolera diferentes grados de salinidad. El desarrollo vegetal provee un proceso de filtraciónnatural que elimina los metales y otros materiales orgánicos del agua.

Agua desalmuera

Barros provenientesdel tratamiento previo

Agua para uso agrícola

Bomba

Al pozo para eliminación de aguaEfluente RO

Aguas de lavado porinversión de corriente

Membranas RO

> Eliminación de sales y contaminantes. Durante el fenómeno de ósmosis in-versa (RO, por sus siglas en inglés), el agua producida prefiltrada es forzadapor la presión a pasar de un área con alta concentración de sales y contami-nantes a áreas de bajas concentraciones. Debido a que el proceso es osmó-tico y la membrana RO no tiene poros verdaderos, la mayor parte de loscontaminantes no puede atravesarla.

21. La organoarcilla (arcilla modificada orgánicamente),también conocida como organopolisilicato, es habitual-mente una arcilla caolinítica o montmorilonítica. Lasestructuras orgánicas están químicamente unidas a lasuperficie de la arcilla para facilitar la unión, o la adsor-ción, de los radicales orgánicos.

22. Burnett D, Fox WE y Theodori GL: “Overview of TexasA&M’s Program for the Beneficial Use of Oil Field Produced Water,” http://www.gwpc.org/Meetings/PW2002/ Papers/David_Burnett_PWC2002.pdf (se acce-dió el 26 de mayo de 2004).

23. Cogeneración es la producción simultánea de electrici-dad y calor mediante la utilización de un solocombustible tal como el gas natural. El calor producido a

partir del proceso de generación de electricidad es cap-turado y utilizado para producir vapor. En el campo KernRiver, la inyección de vapor en la roca yacimiento petro-lífera mejora la producción de petróleo.

24. Brost DF: “Water Quality Monitoring at the Kern RiverField,” http://www.gwpc.org/Meetings/PW2002/Papers/Dale_Brost_PWC2002.pdf (se accedió el 12 de junio de2004).

25. Verbeek P, Straccia J, Zwijnenberg H, Potter M y Beek A:“Solar Dew®-The Prospect of Fresh Water in theDesert,” artículo de la SPE 78551, presentado en la 10aExhibición y Conferencia Internacional del Petróleo deAbu Dhabi, EAU, 13 al 16 de octubre de 2002.

Otoño de 2004 43

Sustentamiento de la agriculturaA medida que ciertas regiones del mundo expe-rimenten mayor sequedad, los agricultoresdeberán esforzarse por producir grandes pro-visiones de alimentos para sustentar elcrecimiento poblacional. Hoy en día, las moder-nas técnicas de manejo de tierras, sumadas a losmétodos de irrigación, producen vastas provisio-nes de alimentos. No obstante, uno de los costosde la producción de alimentos es el consumo degrandes volúmenes de agua dulce. Se necesitanfuentes de agua alternativas tanto para conser-var el agua potable como para satisfacer lascrecientes demandas de irrigación agrícola.

El Valle de San Joaquín en California, EUA,donde se encuentra ubicado el campo petrolerogigante Kern River, tiene uno de los más grandesproyectos de reutilización del agua producida.Todos los días, ChevronTexaco produce 15,900 m3

[100,000 barriles] de petróleo junto con 136,700 m3

[860,000 barriles] de agua de este campomaduro; con un 90% de corte de agua. De estevolumen de agua, 12,600 m3 [79,000 barriles]son reutilizados para proyectos de inyección deagua y las otras cantidades se emplean en opera-ciones dentro del campo; 54,800 m3 [345,000barriles] son tratados y suministrados a diversasplantas de cogeneración de energía eléctrica; y69,300 m3 [436,000 barriles] son enviados al Dis-trito de Aguas de Cawelo.23

A menudo se requiere el tratamiento delagua producida previo a su empleo en la activi-dad agrícola. No obstante, el agua provenientedel campo Kern River es de alta calidad y exhibeun contenido mínimo de sólidos y mineralesdisueltos. Los escasos volúmenes de hidrocarbu-ros presentes son eliminados antes de lautilización. ChevronTexaco tiene implementado

un programa intensivo de vigilancia rutinaria delagua para garantizar la calidad de su agua pro-ducida.24

En ausencia de irrigación, el Valle de SanJoaquín puede convertirse en un entorno árido ydesolado. Actualmente, el Valle produce unavariedad de cultivos incluyendo uvas, frutascítricas, almendras y pistachos. Para comple-mentar el suministro de agua dulce y mantenerlas 18,600 hectáreas [46,000 acres] de tierrasfértiles irrigadas, el Distrito de Aguas de Cawelomaneja las instalaciones de almacenamiento ytransmisión de agua producida, distribuyendomás de 63,600 m3 [400,000 barriles] diarios deagua producida como agua de irrigación(izquierda).

Riego del desiertoEn los desiertos de Omán, el agua dulce es unproducto básico que escasea. Los esfuerzos dePetroleum Development Oman (PDO) se con-centran en transformar el agua producida en unrecurso utilizable a través de una combinaciónde biotratamiento con agricultura biosalina.

Los campos petroleros maduros producengrandes volúmenes de agua. Por ejemplo, PDO pro-duce más de 200,000 m3 [53 millones de galones]diarios de agua del campo petrolero Nimr que seencuentra ubicado en el sur de Omán. A un costoque alcanza los 15.00 US$/m3 [2.40 US$ /barril],el agua producida es reinyectada como residuoen un acuífero profundo.25

El proyecto “Reverdeciendo el Desierto” dePDO se inició a fines de la década de 1990. Losexperimentos llevados a cabo en el sur de Ománprobaron convertir el agua producida en unrecurso utilizable en un ambiente desértico y aun costo inferior al costo de eliminación. En unasituación ideal, el acceso a este recurso de aguadulce permitiría convertir un ambiente seco einhóspito en un entorno de prosperidad econó-mica a través de la agricultura y otros beneficiosasociados. Mediante la selección de cultivos yplantaciones arbóreas especiales que tolerandiferentes grados de salinidad para la irrigacióncon agua producida, es posible el sustenta-miento del desarrollo incluso en ambientesdesérticos.

Las técnicas de separación típicas eliminanel petróleo disperso en el agua hasta lograr unaconcentración inferior a 200 ppm. Después de laseparación primaria del agua y el petróleo, elefluente tiene una salinidad equivalente a sóloun 25% de la salinidad del agua de mar. Esteagua irriga una capa revestida sembrada conhalofitas, es decir, plantas de tipo carrizo que sedesarrollan bien en ambientes salinos (páginaanterior, abajo).

> Transformación del agua producida. Diariamente se producen más de69,300 m3 [436,00 barriles] de agua por encima del volumen necesario para elmanejo de campo o la producción de energía. Este agua producida tratadaes recibida por el Distrito de Aguas de Cawelo en estanques de retención[extremo superior] para su posterior distribución a través de canales y líneasde conducción con fines de irrigación [extremo inferior].

Las operaciones de explotación agrícola handemostrado que los procesos naturales que tie-nen lugar en los carrizales degradan el petróleoresidual, mientras que las halofitas despojan elagua de metales pesados. Una vez eliminada lamayor parte de los contaminantes, sólo las salesdisueltas impiden la utilización del agua paraaplicaciones agrícolas convencionales y otrostipos de aplicaciones.

La eliminación de las sales disueltas por téc-nicas comunes, tales como el proceso de ósmosisinversa, no siempre es eficaz desde el punto devista de sus costos. Un novedoso polímero dise-ñado por Akzo Nobel permitió a Solar Dew B.V.,trabajando en conjunto con Shell y PDO, desa-rrollar un concepto alternativo de purificaciónde agua basado en la utilización de membranas.Aprovechando el clima árido y la abundante luzsolar, el agua producida, mayormente libre depetróleo, pasa a través de unos tubos de polí-mero especiales fabricados por Solar Dew. Laenergía proveniente del sol calienta el agua quese encuentra dentro de los tubos. Las moléculasde agua migran hacia el exterior del tubo depolímero semipermeable, dejando las sales eimpurezas concentradas en su interior.

El agua purificada se evapora y se condensasobre la cara inferior de una placa rígida quecubre el aparato y luego es encauzada hacia lostanques de retención donde es capturada. Adiferencia de las técnicas más convencionales,el proceso no requiere presión o energía externafuera de la suministrada por el sol (abajo).

Los novedosos procesos de tratamiento deagua producida que están siendo desarrolladospor PDO explotan los recursos disponibles yrenovables para producir agua utilizable a partirde residuos, liderando potencialmente el caminohacia la generación de ambientes más verdes, lahabitabilidad y la sustentabilidad económicamejorada para muchas regiones petrolíferas ári-das del mundo.

Los Laboratorios Nacionales Sandia de EUAconforman un grupo que está trabajando en lapróxima generación de tecnología de desaliniza-ción. El laboratorio funciona como centro deingeniería e investigación para el Departamentode Energía de EUA (DOE, por sus siglas eninglés). Los Laboratorios Sandia, con sede enAlbuquerque, Nuevo México, están integrados pormás de 8,000 científicos y personal de soporte.

En los últimos años, los Laboratorios Sandiautilizaron sus conocimientos técnicos especialescomo soporte de las iniciativas federales de reu-tilización del agua producida. En el año 2002,trabajando en conjunto con diversos organismosfederales, desarrollaron un Mapa de RutaNacional de Tecnología de Desalinización y Puri-ficación del Agua.26 El mapa de ruta describesucintamente los desafíos con que se enfrentaEUA en términos de abastecimiento de agua ysugiere áreas de investigación y desarrollo quepueden conducir a la formulación de solucionestecnológicas. El mapa de ruta define los objeti-vos críticos y la métrica en relación con loscambios tecnológicos que se requieren para que

las tecnologías de desalinización y reutilizacióndel agua se vuelvan accesibles y generalizadas.El tratamiento y la utilización tanto de las aguasproducidas tradicionales como de las aguas pro-ducidas provenientes de pozos de metano decapas de carbón son identificados y abordadosespecíficamente en el mapa de ruta porque tie-nen el potencial de enfrentar, al menos en formaparcial, los desafíos que plantea el abasteci-miento de agua en muchas regiones de EUA.

El elemento clave de esta investigación es unproceso de secuestro de iones. Los materialeszeolíticos naturales son modificados para crearuna matriz capaz de capturar cationes y anionesespecíficos (arriba). En las pruebas iniciales queutilizan agua producida salobre con un conte-nido de sólidos disueltos totales de 10,000 ppm,los materiales zeolíticos modificados en superfi-cie secuestraron una amplia gama de cationes yaniones incluyendo sodio, calcio, cloro, carbona-tos y sulfatos, reduciendo los sólidos disueltostotales a 2,000 ppm.

En la mayoría de los procesos de desaliniza-ción, las sales y otros contaminantes soneliminados, concentrándose para formar unmaterial residual. Debido a su estructura única,el material zeolítico usado puede ser empleado

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> Captura de iones con material zeolítico modifi-cado en la superficie. El modelo molecularmuestra la estructura de la matriz de una zeolitamodificada. El material de tipo malla puede serdiseñado para formar un filtro selectivo de iones.Los sitios de carga son diseñados para el inter-cambio de iones con cationes y aniones especí-ficos, comunes al agua producida. Luego deatravesar una serie de filtros zeolíticos, los flui-dos salobres son desionizados.

> Pruebas de campo del proceso Solar Dew. Los tres colectores de 100 m [328 pies] de largo (derecha)producen entre 0.8 y 1.5 m3 [211 y 396 galones] de agua dulce por día.

26. Para mayor información sobre el mapa de ruta, consulte:http://www.usbr.gov/pmts/water/desalroadmap.html (se accedió el 22 de junio de 2004).

27. Hutson SS, Barber NL, Kenny JF, Linsey KS, Lumia DS yMaupin MA: Estimated Use of Water in the United Statesin 2000. Reston Virginia, EUA: Servicio de LevantamientoGeológico de los Estados Unidos, Circular 1268 (2004).

Otoño de 2004 45

como material de construcción o en explanacio-nes, convirtiendo así otro producto de desechoen recurso. Actualmente, los Laboratorios San-dia están llevando a cabo estudios de escaladode costos de ingeniería y procesamiento demateriales para evaluar en mayor detalle elpotencial de este prometedor material.

Los investigadores de los Laboratorios San-dia continúan estudiando otros tipos de procesosde desalinización, incluyendo las técnicas dedestilación por contacto directo, de ósmosisdirecta y de desalinización de hidratos.

El carbón y el aguaLa comunidad global depende en forma sus-tancial de la energía eléctrica. Las centraleseléctricas que proveen esta electricidad depen-den de las líneas de transmisión, un combustibletal como el gas natural o el carbón, y el agua paraenfriamiento. Ocupando en el año 2000 un lugar

detrás de la agricultura en lo que respecta a apro-vechamiento del agua, la generación de energíatermoeléctrica en los Estados Unidos extrae 738millones de m3 [195,000 millones de gallones] deagua por día del ecosistema, volumen que con-siste en su mayor parte en agua dulce (abajo).27

Ubicada en el noroeste de Nuevo México, laEstación Generadora de San Juan (SJGS) de laCompañía de Servicios Públicos de NuevoMéxico (PNM) alimentada con carbón, es una delas centrales de generación de energía más gran-des del estado, produciendo la mayor parte de laelectricidad de PNM y extrayendo una cantidadsignificativa de agua dulce de la Cuenca de SanJuan (extremo inferior). Con una generacióntotal de 1,800 megavatios de potencia, la instala-ción extrae entre 63,560 y 79,450 m3 [400,000 y500,000 barriles] de agua de enfriamiento pordía. Con excepción de un 6%, todo este volumende agua se evapora en la atmósfera.

La Cuenca de San Juan tiene además más de18,000 pozos de petróleo y gas, con una produc-ción acumulada diaria superior a 9,852 m3 [62,000barriles] de agua, en un área de 8,287 km2 [3200millas cuadradas]. Un estudio publicado en el año2004 por el Departamento de Energía, junto conPNM, examinó el uso potencial del agua produ-cida con fines de enfriamiento en la SJGS.

Los ingenieros llegaron a la conclusión deque la infraestructura de transmisión del gasnatural en forma de líneas de conducción aban-donadas, o de uso limitado, puede enviar hasta6,800 m3/d [43,000 B/D] de agua producida a lacentral de energía; 8 a 11% de la admisión deagua diaria para fines de enfriamiento en SJGS,representando un suministro de agua de enfria-miento complementario correspondiente a unperíodo de entre 10 y 20 años.

Si bien puede ser necesaria cierta adapta-ción de los sistemas de enfriamiento de lascentrales de energía para la utilización de aguaproducida convencional sin tratar y agua produ-cida proveniente de pozos de metano de capasde carbón, los beneficios pesan más que los cos-tos de modificación.

La SJGS es sólo uno de los casos en que losorganismos gubernamentales y los generadoresde energía trabajan en conjunto para conservarun recurso vital a través de la conversión de resi-duos en recursos.

Manejo de los recursos futurosLos avances registrados en las tecnologías demanejo del agua están permitiendo a los inge-nieros analizar más exhaustivamente, optimizary manejar mejor el agua presente en el yaci-miento y en la superficie. Al mismo tiempo, losinvestigadores de todo el mundo se están esfor-zando por descubrir usos alternativos para elexceso de agua producida.

Hoy en día, los operadores y las compañíasde servicios están realizando grandes esfuerzospor minimizar la cantidad de agua producidaque se lleva a la superficie. A medida que cam-bien los paradigmas climáticos regionales, laoferta y la demanda podrán aumentar el valordel agua producida por la industria de E&P. Loque alguna vez fue residuo y pasivo, mañanapuede convertirse en un valioso recurso paraaplicaciones agrícolas, industriales y de otrotipo. Si bien se dice que el agua y el petróleo nose mezclan, el futuro de cada recurso se muestracada vez más interrelacionado. El manejo denuestros recursos líquidos, petróleo y agua porigual, desempeñará un rol crítico en el desarro-llo del futuro. —DW

Año

Extracciones de agua dulce

1995* % de cambio1950

267.1 177%150.7Población de EUA en millones

40.2

134.0

190.0

43.8

408.0

287%

151%

475%

118%

227%

14

89

40

37

180

Abastecimiento público

Irrigación

Utilización de energía termoeléctrica

Otros

Total* Último conjunto de datos completos

> Extracciones de agua diarias en EUA. Entre 1950 y 1995, la población de EUAprácticamente se duplicó. Durante el mismo período, las extracciones de aguadulce del ecosistema crecieron a un ritmo más rápido y las extracciones parala energía termoeléctrica se incrementaron en casi cinco veces. (Adaptadode Hutson et al, referencia 27).

> Central eléctrica alimentada con carbón en Nuevo México, EUA. La Estación Generadora de San Juan,ubicada cerca de Farmington, tiene una capacidad de producción de 1,800 megavatios de energíaeléctrica. Para enfriar y condensar el agua utilizada en el proceso de generación termoeléctrica senecesitan cantidades significativas de agua. En el futuro, el agua producida podrá complementar lademanda diaria de agua de enfriamiento.