8.4: Manejo de Fluidos Producidos

Se ha producido una fractura hidráulica en un pozo, una porción de los fluidos inyectados (típicamente alrededor del 5-25%) junto con la salmuera natural en la formación fluirá a través del pozo hasta la superficie, comúnmente llamados fluidos de retorno. Durante este periodo, que puede durar de varios días a una semana o más, se permite que el pozo fluya para permitir que los hidrocarburos comiencen a producirse de manera eficiente. Una vez que el pozo se ha puesto en línea y produce petróleo o gas, la salmuera se coproducirá junto con los hidrocarburos durante la vida productiva del pozo, y se conocen como fluidos producidos. Un pozo normalmente producirá 5-10 barriles de fluidos (o más) por cada barril de petróleo o por cada millón de pies cúbicos de gas. Los fluidos producidos suelen tener altas concentraciones de sólidos disueltos totales (TDS). El TDS puede incluir mayores concentraciones de sales y metales como bario y estroncio, al tiempo que contiene niveles más bajos de compuestos orgánicos y radionúclidos como el radio-226. La siguiente tabla proporciona un resumen de la calidad del agua de retorno de los pozos Marcellus en Pensilvania.

Resumen de la calidad del agua de retorno de pozos Marcellus en Pensilvania

Parámetro	Normas de Agua Potable ^1	Concentración media aproximada en aguas subterráneas típicas de Pensilvania ^2	Concentración media aproximada en aguas residuales típicas de Marcellus ^3
pH	6.5 a 8.5	7.50	6.60
Sólidos Totales Disueltos	< 500	163.0	67,300
Sólidos suspendidos totales	-	1.0	99.0
Bario	< 2.0	0.070	686
Hierro	< 0.30	0.20	39
Manganeso	< 0.05	0.01	2.63
Sodio	-	6.87	18,000
Durez/TD>	-	86.1	17,700
Estroncio	-	0.26	1,080
Cloruro	< 250	5.3	41,850
Sulfato	< 250	18.0	2.4 a 106
Nitrato-Nitrógeno	< 10	0.50	0.1 a 1.2
Bromuro	-	0.016	445
Carbono Orgánico Disuelto	-	< 1.0	62.8
Metano disuelto	-	No hay datos disponibles	No hay datos disponibles
Aceite y Grasa	-	< 5.0	6.3

Fuente: Centro de Pensilvania Rural, Boyer et al (2012). ¹ Departamento de Protección Ambiental de Pensilvania, 2006. ² Pennsylvania State University, 2011; Davis et al., 2004; y Thurman, 1985. ³ Hayes, 2009.

Los niveles de TDS pueden ser de 2 a 3 veces los niveles encontrados en el agua de mar. Por lo tanto, deben ser manejados adecuadamente para que puedan ser reutilizados o tratados para cumplir con los requisitos reglamentarios estatales antes del alta donde se permita. Las innovaciones en el reciclaje de aguas residuales para su reutilización en fracturación hidráulica han reducido significativamente el volumen de flujo de retorno y han producido fluidos que de otro modo serían eliminados a través de pozos de descarga superficial o eliminación. Actualmente se estima que la industria está reciclando alrededor del 80-90% de los fluidos producidos para fracturación hidráulica en algunas cuencas de esquisto como el Marcellus, mientras que otras cuencas solo pueden ver 10-20% de estos fluidos reciclados para fracturación hidráulica. El beneficio de reciclar los fluidos producidos para la fracturación hidráulica es que se necesita menos agua dulce para ser extraída, y menos agua necesita ser tratada o eliminada. Los fluidos producidos se separan del petróleo o gas en el campo y se almacenan en tanques y luego a menudo se transportan en camiones a otro sitio para su reciclaje o tratamiento.

Cuando los fluidos son tratados para su reciclaje para fracturación hidráulica, pueden tratarse en campo o transportarse a una instalación de tratamiento centralizada a través de un camión cisterna. Por lo general, los fluidos producidos se tratan en la medida en que pueden ser inyectados de nuevo en el esquisto sin taponar la formación o impactar negativamente en la producción de petróleo o gas. A menudo, el tratamiento puede ser tan simple como pasar el agua a través de un filtro para eliminar sedimentos, o usar químicos para eliminar los metales a través de la precipitación pero dejando las sales en la solución. Si se requieren niveles más altos de tratamiento para descargar a un arroyo o río, entonces se puede requerir una técnica de desalinización como la destilación térmica para eliminar sales que de otro modo serían tóxicas para las especies de agua dulce.

Ejercicio 5-1

Un pozo de gas de esquisto produce 5 millones de pies cúbicos de gas por día y por cada millón de pies cúbicos de gas genera un promedio de 8 barriles de fluidos producidos. ¿Cuántos barriles de fluidos producidos producirá este pozo en un día? ¿Cuántos galones generará (insinuación: hay 42 galones en un barril)? En última instancia, este pozo producirá un estimado de 5 mil millones de pies cúbicos de gas. ¿Cuál sería la cantidad total de salmuera generada a partir de este pozo? Proporcione su respuesta tanto en barriles como en galones.

Como se mencionó anteriormente, no todos los fluidos producidos pueden reciclarse de manera eficiente y por lo tanto en algún momento requerirán eliminación. Si se tratan a niveles suficientes, estos fluidos podrían ser descargados a un arroyo o río si se cuentan con los permisos adecuados. Sin embargo, esto no es común en muchos estados. Una forma más típica de deshacerse de estos fluidos es a través de la inyección de pozos de eliminación profunda, un proceso regulado y permitido bajo la Ley de Agua Potable Segura de la EPA. Para más información ve EPA: Pozos de Inyección Relacionados con Petróleo y Gas Clase II. Los pozos que se utilizan para inyectar cualquier fluido en la tierra se conocen como pozos de Control de Inyección Subterránea (UIC), y se dividen en seis clases diferentes. Los pozos de Clase II involucran operaciones de petróleo y gas e incluyen:

• Pozos de eliminación
• Pozos de recuperación mejorados
• Pozos de almacenamiento de hidrocarburos

El siguiente gráfico muestra los pozos de eliminación y recuperación de Clase II. Se estima que hay alrededor de 180,000 pozos Clase II en Estados Unidos, aproximadamente 80% son pozos de recuperación y 20% son pozos de disposición, aceptando colectivamente 2 mil millones de galones diarios de fluidos producidos.

Pozos Clase II de UIC

Fuente: Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (EPA)

Los pozos de desecho Clase II (o pozos Clase IID) se utilizan para eliminar desechos de petróleo y gas, principalmente fluidos producidos, es decir, agua salada, y a menudo se denominan pozos de eliminación de agua salada. La velocidad de inyección y la presión de todos los pozos de inyección deben monitorearse cuidadosamente para garantizar que los fluidos no migren a zonas indeseables. Cuando las fallas geológicas están lo suficientemente cerca de un pozo de inyección y la presión de inyección es demasiado alta, puede hacer que la falla se deslice y, por lo tanto, provocar un terremoto lo suficientemente grande como para sentirse en la superficie terrestre. En los últimos años ha habido un incremento significativo de la sismicidad en algunas partes del país, como lo muestra este gráfico del USGS.

Terremotos en el centro de Estados Unidos 1973 - Ene 2016

Fuente: USGS

La EPA proporciona una buena visión general de los hechos y mitos que rodean la sismicidad inducida con pozos de inyección y fracturación hidráulica.

Claramente, debemos asegurarnos de que el desarrollo de petróleo y gas se esté produciendo utilizando las mejores tecnologías disponibles para reducir la huella ambiental general de la industria, pero satisfacer las necesidades energéticas de nuestra sociedad. Otra lección abordará algunos de los impactos ambientales que puede tener el desarrollo de petróleo y gas y las mejores prácticas de manejo para prevenirlos.