Consumo de agua en yacimientos no convencionales

Introducción

La fracturación hidráulica masiva requiere un enorme consumo de agua e introduce muchos problemas ambientales potenciales. Además, los fluidos a base de agua tienden a quedar atrapados en las formaciones, lo que reduce la permeabilidad relativa de la fase gaseosa/petróleo y provoca el hinchamiento del mineral arcilloso, lo que reduce la permeabilidad absoluta.

Li, S., & Zhang, D. (2018). How Effective Is Carbon Dioxide as an Alternative Fracturing Fluid? SPE Journal. doi:10.2118/194198-pa

La rápida expansión de la industria hacia el desarrollo de gas y petróleo de esquisto requiere una reconsideración de cómo se aplican la tecnología y la gestión del agua. Lo que puede ser aceptable y adecuado para el propósito a una escala más pequeña puede volverse insatisfactorio cuando el negocio crece significativamente. La huella hídrica y el nexo entre alimentos y estrés son preocupaciones críticas que requieren que la industria mejore continuamente el enfoque seguido en el pasado. La selección de fuentes de agua externas, la garantía de los derechos de acceso y el establecimiento de límites de extracción de agua son las áreas de enfoque de la gestión del agua. En algunas áreas, los recursos de agua dulce pueden ser escasos y es posible que sea necesario transportar el agua para la fracturación a largas distancias, lo que aumenta la intensidad operativa y los riesgos de seguridad del transporte. Se requieren múltiples pasos para mover el agua para múltiples consumidores y múltiples ubicaciones. Se requieren instalaciones de almacenamiento para crear una capacidad de amortiguación entre el suministro y la demanda de agua. El reciclaje de PW y FW para fracturamiento reducirá el consumo de agua nueva de fuentes externas y reducirá el volumen de descarga de aguas residuales. Si bien la eliminación de PW en formaciones subterráneas puede ser relativamente económica, los requisitos para obtener permisos para esta inyección son cada vez más estrictos. Por otro lado, si no hay zonas de inyección adecuadas disponibles cerca del desarrollo de lutitas productoras, se debe considerar la descarga superficial.

Carpenter, C. (2014). Water-Management Approach for Shale Operations in North America. Journal of Petroleum Technology, 66(12), 123–125. doi:10.2118/1214-0123-jpt

El aumento en el número de pozos perforados ejerce presión sobre los recursos hídricos disponibles, ya que las empresas están usando más agua por pozo de esquisto no convencional debido a los laterales más largos y más agua por pie lateral debido a los cambios en el diseño de la fractura. La industria busca agresivamente una variedad de enfoques para reducir el uso de agua potable (segura para beber) en las operaciones de fracturación hidráulica. A medida que crece la demanda de agua, los operadores buscan cada vez más opciones para gestionar los fluidos de reflujo de la fractura para su reutilización en la fracturación hidráulica posterior u otras aplicaciones, en lugar de tratarlos para descargarlos o eliminarlos. Además, muchos operadores buscan fuentes de agua no potable para su tratamiento y uso en operaciones de fracturamiento hidráulico. La reutilización/reciclado del agua y el uso de fuentes de agua no potable pueden ser facilitadores clave para el desarrollo futuro a gran escala en muchas áreas, aliviando así algunas de las preocupaciones sobre el uso del agua. La química del agua puede ajustarse para adaptarse a usos particulares, pero los objetivos de sustentabilidad dictan que las ventanas de calidad de uso específico estén claramente definidas, y el procesamiento se limite solo a lo que sea necesario para cumplir con esos requisitos. Sin embargo, a medida que el agua dulce se vuelve cada vez más escasa, el enfoque debe volverse a cambiar los parámetros de la ventana de calidad. Al reutilizar el agua para la fracturación, cambiar la química del fluido de fracturación es fundamental para establecer un perfil regional, de campo y de pozo de gestión sostenible del agua. Al alterar la química del fluido de fracturamiento para acomodar el uso de aguas deterioradas, la industria puede salir del ciclo del agua de alta calidad y reducir sustancialmente el impacto regional de las operaciones. Las fuentes potenciales de agua evolucionan desde agua municipal, de lago o de río (ciclo del agua de alta calidad) hasta la recolección de aguas deterioradas, como efluentes industriales, reflujo de tratamiento de pozos y aguas producidas (al 100%), u otras aguas altamente salinas o de otro tipo. inventarios contaminados no especialmente útiles para las necesidades de la población regional. Se ha determinado que los sistemas de fluidos más difíciles de formular con estas fuentes de agua no tradicionales son los sistemas de fluidos reticulados; en general, estos fluidos de fractura personalizados requirieron extensas pruebas y trabajo de laboratorio para validar su funcionalidad. Ubicada en la región sur de Argentina, una gran área conocida como Patagonia comprende tres cuencas productoras de hidrocarburos, que incluyen las cuencas Neuquina (NQN), Golfo San Jorge (GSJ) y Austral (AUT) (Fig. 1). Las fuentes de agua para uso y consumo humano en la Patagonia son los ríos y lagos, los cuales son alimentados por aguas provenientes del sector de deshielo de las cordilleras; del mismo modo, este suministro de agua se obtiene de los niveles freáticos (aguas subterráneas). Como un claro ejemplo, el primer hallazgo de hidrocarburos en Argentina fue durante la búsqueda de agua para consumo humano en Comodoro Rivadavia (GSJ), en la que se encontró petróleo por casualidad a una profundidad de 540 m en diciembre de 1907.

Bonapace, J. C., & Coronel, M. (2018). Tailored Fracture Fluid Using Nontraditional Water in Unconventional Reservoirs – Argentina Case History. SPE Argentina Exploration and Production of Unconventional Resources Symposium. doi:10.2118/191831-ms

Tipos de Fuentes de Agua para Fractura Hidráulica Para tener una idea general sobre la composición de varios tipos de agua,

La Tabla 1 presenta la composición promedio para tres fuentes de agua: a) agua dulce de ríos (Limay, Neuquén y Colorado) o pozos de agua, b) agua de reflujo de VM y formaciones de gas compacto, y c) agua producida de plantas de producción de campos petroleros. Todas las muestras (150 pruebas) corresponden a la cuenca Neuquina, mientras que el agua de reflujo corresponde a muestras recolectadas durante los primeros 10 días de evaluación inicial del pozo, siendo otras muestras posteriores a esta inicial el agua producida. Además, la primera columna presenta los requisitos para el uso de agua dulce en el elemento base de un fluido de fracturamiento (según estándares de la empresa de servicios).

El agua dulce (ríos y pozos) se ha utilizado para tratamientos regulares de estimulación (fracturación hidráulica) para formular fluidos de fractura. Las aguas de reflujo y producidas se han utilizado para evaluar la viabilidad de su uso en fluidos reticulados en condiciones de laboratorio (Monsalveet al. 2014, Bonapace et al. 2015, Bonapace 2015 y Cacho et al. 2016). Las próximas secciones de esta publicación presentarán información sobre otras fuentes de agua alternativas no tradicionales utilizadas en casos documentados.

Austral Basin (Formación Magallanes )

Operación.

Durante 2017 y los primeros cuatro meses de 2018 se completaron un total de 33 pozos (5 horizontales y 28 verticales), con un total de 80 etapas de fractura. Para estas completaciones se consumieron un total de 4,8 millones de galones de agua, de los cuales 4,7 millones de galones fueron agua de formación (Fig. 12). Solo seis etapas consumieron agua dulce; las 74 etapas restantes se realizaron con agua de formación de tratamientos convencionales (100% reticulada). Se ha ejecutado un plan detallado de control de calidad para cada operación para garantizar las propiedades y el rendimiento correctos del fluido.

¿Hacia adonde vamos?

Alternativas para el uso de agua en yacimientos no covencionales, caso de ejemplo Argentina;

El auge no convencional de Vaca Muerta (VM) en Argentina ha llevado a los operadores a explorar otros objetivos, incluidas formaciones de gas compacto y formaciones de petróleo de esquisto, en diferentes provincias y cuencas. Para estos proyectos, el objetivo principal fue evaluar la viabilidad de utilizar fuentes alternativas de agua para la fracturación hidráulica. La personalización de un fluido de fractura con este tipo de agua ha tenido dos objetivos. El primer objetivo es un enfoque ambiental, según las ubicaciones geográficas del campo; el segundo objetivo se centra en los costos e incluye tanto la reducción de los costos de terminación como la mejora de la rentabilidad de estos proyectos. En el documento, “Tailored Fracture Fluid Using Nontraditional Water in Unconventional Reservoirs – Argentina Case History”, se resumen tres casos en los que se desarrolló un fluido de fractura a la medida utilizando estas fuentes de agua no tradicionales. Se presentan casos de estudio, incluyendo la cuenca Austral (formación Magallanes, un yacimiento de gas compacto), la cuenca Golfo San Jorge (formación Diadema-129, un yacimiento de petróleo de esquisto) y la cuenca Neuquina (formación VM, un petróleo de esquisto en la provincia de Mendoza). El documento describe el alcance del trabajo para cada proyecto, las fuentes de agua evaluadas y los métodos de laboratorio aplicados para evaluar un fluido de fractura reticulado personalizado para cumplir con los requisitos operativos. Se ha incluido un resumen del total de trabajos realizados y el volumen total de agua utilizado para estas fuentes de agua no tradicionales. Se desarrolló una base de datos para recolectar la información primaria requerida para formular estos fluidos. Los datos se clasifican en tres grupos de datos. El grupo de Terminación y Estimulación proporciona la información básica para este trabajo e incluye la temperatura de fondo de pozo, el tiempo de bombeo y la configuración del pozo. El segundo grupo, Análisis del agua (físico químico), incluye información valiosa utilizada para identificar las desviaciones del estándar de referencia para el agua dulce. El tercer grupo incluye una prueba de fluido completo que consta de curvas de gelificación por hidratación, una prueba de reología dinámica (condición de fondo de pozo), una prueba de estabilidad y rotura, y una prueba de velocidad de corte variable. Se probaron varios tipos de fluidos para estas fuentes de agua no tradicionales, incluido un fluido de guar-borato y un fluido de guar-zirconato derivatizado (CMHPG). Para desarrollar una solución que no afectara económicamente el proyecto, el enfoque fue evaluar el sistema de guar-borato; se ensayó un tipo diferente de reticulante de boro. Finalmente, se desarrolló un fluido de fractura a la medida de cada proyecto, utilizando los diferentes crosslinker de boro, de acuerdo con las características de las fuentes de agua. El uso de fuentes de agua alternativas para formular fluidos de fractura personalizados permitió a los operadores explorar o desarrollar objetivos no convencionales en áreas ambientalmente sensibles. Además, este tipo de solución contribuye a mejorar la economía del proyecto, lo que reduce los costos de finalización.

Prácticamente toda la fracturación hidráulica en los EE. UU. se logra utilizando agua como fluido base, y la mayoría es agua dulce. Sin embargo, la fuente de esa agua se está reduciendo a medida que las sequías y el aumento del control regulatorio obligan a las empresas de exploración y producción a buscar alternativas que tengan sentido desde el punto de vista económico y ambiental. Esta situación se confirmó en un informe reciente de la industria que indicó que casi la mitad de las terminaciones en las reservas de gas y petróleo de esquisto no convencional compiten por el agua con los usuarios locales donde existe una demanda de agua dulce de media a extremadamente alta (Freyman y Salmon 2013) A medida que crece la actividad de perforación y fracturación hidráulica, también crece la preocupación por los volúmenes cada vez mayores del producto de desecho más grande de la industria petrolera: el agua producida. En 2012, se gastaron aproximadamente 53 000 millones de USD en transportar, tratar, reinyectar o descargar más de 318 millones de barriles de agua por día. Estados Unidos es el mayor generador individual de agua producida con un estimado de 47 millones de barriles de agua por día (PennWest 2011).

Monroe, S., McCracken, D., & Kalbouss, R. (2014). Water Worth Waiting for: Smart Water Management Reduces Environmental Impact. SPE International Conference on Health, Safety, and Environment. doi:10.2118/168469-ms

Uso de agua en yacimientos petrolíferos El problema de la producción de agua no deseada ha existido desde los primeros días de la industria del petróleo. Ahora, la industria tiene un nuevo problema relacionado con el agua: cómo obtener suficiente agua, en el lugar correcto, en el momento correcto y con la calidad adecuada para realizar trabajos de fracturación hidráulica a un ritmo rápido. La extracción de gas de esquisto a través de la fracturación hidráulica requiere grandes cantidades de agua para fracturar los esquistos que contienen gas y liberar su potencial de producción. Un pozo típico requiere de 2,5 a 4 millones de galones (MG) de agua para la fracturación hidráulica (consulte la Fig. 2). En 2012, el consumo de agua estimado para la fracturación hidráulica fue de 1.625 millones de barriles, y se prevé que aumente a más de 2.000 millones de barriles en 2015 (Spears 2013) (ver Fig. 3). Para satisfacer esta demanda de agua, la percepción pública es que las operaciones de fracturación hidráulica imponen una gran presión sobre los recursos de agua dulce, que muchos temen que se estén reduciendo debido al rápido crecimiento urbano y al aumento de las actividades industriales. Sin embargo, en realidad, el porcentaje de agua dulce utilizada suele ser inferior al 2 % de la demanda total de agua de un área (EPA 2011). Sin embargo, la creciente competencia por el agua plantea muchas preocupaciones válidas sobre la disponibilidad de agua en áreas seleccionadas. Por ejemplo, el oeste de Texas y Nuevo México aún no se han recuperado de la sequía extrema de 2011. Muchos embalses de agua dulce en el área están llenos solo entre un 10 y un 15 % y la disponibilidad de agua es limitada (Lambert 2013). En otras áreas, como el esquisto de Marcellus, las autoridades de la cuenca del río están restringiendo el volumen de agua que se puede extraer para su uso en operaciones de perforación y terminación, y los costos de eliminación del flujo de retorno y las aguas producidas están en el rango de dos dígitos por barril.

Reutilización de agua producida

Encontrar formas efectivas de convertir el producto de desecho más grande de la industria por volumen, el agua producida, en un activo valioso podría mitigar los problemas ambientales y de seguridad asociados con las prácticas de eliminación actuales. Al mismo tiempo, mediante el desarrollo de sistemas de tratamiento de campo cercano también se pueden lograr importantes ahorros de costos. El desafío ha sido desarrollar sistemas de tratamiento lo suficientemente robustos para tratar con eficacia la calidad variable del agua producida lo suficientemente cerca de la fuente. Teoría Un estudio realizado en 2011 para un operador que perforaba en la Cuenca Pérmica del oeste de Texas identificó casi USD 34 millones en costos relacionados con la gestión del agua. Mediante el análisis de un programa de perforación de 2 años de casi 200 pozos, se calcularon los volúmenes totales de agua fresca, producida, de reflujo y de pozo de reserva de perforación. A continuación, se determinaron los casos mejores, peores y óptimos para el transporte de las aguas producidas, de reflujo y de reserva del tajo hasta su disposición en camión. Finalmente, se construyó un modelo para comparar el statu quo con varios escenarios de reutilización. El análisis reveló que el operador podría ahorrar entre USD 3,59 y USD 13,75 millones al tratar y reutilizar estos flujos de desechos, según los métodos de almacenamiento y transferencia de agua empleados. El uso de tanques de fracturación y transporte por camión proporcionaría algún beneficio (USD 3,59 millones), pero no se beneficiaría por completo de la reducción de emisiones debido al requisito de transporte de residuos por camión a la instalación de tratamiento de campo cercano. Los mayores ahorros económicos y ambientales se dan con el uso de una planta de tratamiento centralizada y semipermanente (USD 13,75 millones). Mediante el empleo de tanques de almacenamiento sobre el suelo y tuberías temporales, el agua dulce podría eliminarse por completo, mientras que las emisiones de camiones y dióxido de carbono (CO2) podrían reducirse hasta en un 90%. Práctica En una aplicación práctica, un operador que trabajaba en la formación de piedra caliza Caddo en el condado de Baylor, Texas, se enfrentó a desafíos de disponibilidad de agua y costos que requerían el transporte de agua dulce en camiones para las terminaciones desde tres condados adyacentes (consulte la Fig. 6). El análisis y las pruebas determinaron que el agua producida en el campo podría tratarse de manera efectiva para su reutilización, lo que reduciría los costos de manejo del agua, el transporte por camión y las emisiones relacionadas. En este ejemplo, 27 547 barriles de agua producida de una batería adyacente se trataron en el sitio y se reutilizaron en un sistema de fracturamiento hidráulico reticulado de 17 etapas. Esta reutilización redujo directamente la cantidad de agua dulce en la misma cantidad y redujo los volúmenes de eliminación de inyección en un 98 %. El daño vial asociado y el potencial de accidentes y derrames también se redujeron sustancialmente con esta estrategia de reutilización. El transporte de agua dulce por camiones se calculó sobre un modelo conservador que determinó las distancias más óptimas a tres fuentes. Si bien es probable que las distancias reales sean mayores, esto establece una distancia mínima razonable para calcular el millaje y las emisiones. Con base en estas distancias, se utilizó un promedio de las tres para calcular un total de 5.509 millas a un costo de más de USD 75.000. El consumo de diésel para un camión pesado Clase 8 oscila entre 2,5 y 6 millas por galón (Davis 2013). Suponiendo que se generen 22,2 lb de CO2 por cada galón de combustible diésel consumido (EPA 2005), se podrían generar hasta 36 toneladas de CO2 únicamente a partir del abastecimiento de agua dulce para esta única operación de fracturación hidráulica. La eliminación del agua producida es a menudo una combinación de transporte por camión y transferencia por tubería. Sin embargo, el transporte por carretera y las emisiones podrían fácilmente igualar o superar los impactos del abastecimiento de agua dulce. Si bien las emisiones solo se calcularon sobre los volúmenes reales tratados en este único ejemplo de pozo, se reconoce que un marco integrado para el tratamiento continuo de los volúmenes producidos y de flujo de retorno podría tener un beneficio aún mayor.

Al-Alwani, M. A., Britt, L. K., Dunn-Norman, S., Alkinani, H. H., Al-Hameedi, A. T. T., Salem, E., … Al-Bazzaz, W. H. (2019). Descriptive Data Analytics to Investigate Stimulation and Completion Trends in the United States: How Proppant and Water Utilization have Changed over Time? SPE Liquids-Rich Basins Conference - North America. doi:10.2118/197084-ms

Ellafi, A., Jabbari, H., Tomomewo, O. S., Mann, M. D., Geri, M. B., & Tang, C. (2020). Future of Hydraulic Fracturing Application in Terms of Water Management and Environmental Issues: A Critical Review. SPE Canada Unconventional Resources Conference. doi:10.2118/199993-ms

Ahorros en el consumo de fluidos que se pueden lograr mediante la fracturación con espuma Los fluidos de fracturación con espuma reducen el consumo de agua de manera obvia al reemplazar una gran fracción del agua con N2 o CO2. Sin embargo, hay un par de otros mecanismos que contribuyen a las reducciones en la cantidad total de líquido requerido y, por lo tanto, a mayores reducciones en el consumo de agua, que son menos obvios. El primero de estos mecanismos es la presión osmótica de la espuma. La presión osmótica de la espuma surge en las espumas "secas", es decir, aquellas en las que la fracción líquida es lo suficientemente baja como para que las burbujas ya no sean esféricas. La transición de espumas "húmedas" a "secas" generalmente ocurre en una fracción de volumen de gas en el rango de 0,64 a 0,74. Más allá de este "límite húmedo", las burbujas de espuma son poliédricas, siguiendo las reglas formuladas por Plateau1 y observadas en muchas situaciones cotidianas, como las espumas para lavar platos. La naturaleza poliédrica de las burbujas implica un aumento en el área superficial en relación con las burbujas esféricas y, por lo tanto, un aumento en la energía superficial, creando una fuerza impulsora para que la espuma resista la pérdida de agua. En la fracturación, una consecuencia práctica de la presión osmótica de la espuma es una reducción en la tasa de fugas en comparación con otros fluidos. Esto ha sido observado en la práctica por Ribeiro y Sharma2, quienes informaron coeficientes de tasa de fuga de líquido hasta un factor de tres más bajos para espumas frente a líquidos sin presencia de gas (el coeficiente de tasa de fuga de líquido ya tiene en cuenta la reducción en la volumen de agua presente para una espuma). El segundo mecanismo es la mejora en el transporte de apuntalantes que discutiremos en el resto de este documento. La importancia de la entrega adecuada de apuntalante en la fractura ha quedado muy clara por la tendencia de mayor carga de apuntalante observada en toda la industria, impulsada por las ganancias de productividad. Es bien sabido que las fracturas no apuntaladas no son productivas. Si la cantidad requerida de apuntalante se puede entregar con menos fluido, el área de fractura creada inicialmente podría reducirse, pero se incrementará el área de fractura apuntalada y productiva. Este argumento es ciertamente algo especulativo y requiere la confirmación de la experiencia. Sin embargo, está respaldado por nuestros datos de laboratorio. Reducir el volumen total de fluido requerido para la fracturación no solo reduce los costos directos de fluidos, sino que también reduce los requisitos de transporte y el tráfico de camiones, que son importantes factores ambientales y molestos que pueden reducir la aceptación social de la perforación de pozos. Finalmente, un tercer factor que reduce el volumen total de fluido, aunque no el volumen de agua, es el simple efecto de densidad del N2. Debido a que el N2 tiene una densidad mucho menor en condiciones de fondo de pozo que el agua, se requiere una masa mucho menor de N2 para crear el mismo volumen de fractura. En condiciones de transporte superficial (es decir, como líquido), la densidad del N2 es relativamente cercana a la del agua. Por lo tanto, se puede crear el mismo volumen de fractura con menos fluido entregado y, por lo tanto, menos tráfico, suponiendo que ambos fluidos se entreguen por camión.

ALAN RUIZ

LA ENERGÍA PRIMORDIAL CON RAMÓN

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