Probado Sistema de Tratamiento WaterWolf™ de National Oilwell

Probado Sistema de
Tratamiento WaterWolf™
de National Oilwell Varco
Por Mark Wolf, Gerente de la Línea de Productos para Tecnología de Procesos, Mission Products, National Oilwell Varco
omo dice el antiguo refrán,
“el agua y el aceite no se
mezclan”. Sin embargo,
el agua y el aceite se
encuentran inextricablemente vinculados cuando se trata de producir los
hidrocarburos que denominamos
“gas y petróleo” de la corteza terrestre.
El éxito de las nuevas tecnologías en
perforaciones y fracturas, que ha
generado un boom de gas y petróleo
en Eagle Ford y otros escenarios de
lutitas del país, también han originado
problemas de agua muy desafiantes
para las comunidades y empresas
petroleras que habitan y trabajan en
los alrededores de esta nueva riqueza.
Mientras que el debate público actual
se ha enfocado en proteger el agua
subterránea de la contaminación y en
el suministro de grandes volúmenes de
agua para las fracturas, el problema del
manejo del agua que se produce en un
pozo petrolero durante todo el período
de su vida útil, no ha sido una parte
importante del discurso público.
Un pozo estimulado para que haga fluir petróleo
y gas con tecnología de fractura producirá un
gran volumen de agua durante sus primeros días
de producción, ya que descarga el agua que fue
utilizada para crear las fracturas de la reserva.
Después del golpe inicial de agua de fractura, el
corte de agua (porcentaje de agua en relación
al total de fluidos) cae significativamente, ya que
la producción de agua es reemplazada por la
producción de agua que existe naturalmente en la
formación de la roca. En algunos pozos, el corte
de agua caerá a cero durante varios meses y la
producción de agua podrá permanecer en cero o
en un porcentaje muy bajo durante toda la vida útil
del pozo. No obstante, existen muchos otros pozos
en los que la producción de agua se incrementa
continuamente durante toda la vida útil del pozo.
De hecho, generalmente es la abundancia de
producción de agua y no la falta de producción
de petróleo lo que determina el límite económico
de un pozo. En otras palabras, cuando el costo
de levantar y manejar el agua supera el valor del
petróleo que produce un pozo, es hora de cerrar el
pozo. Para el propietario de la tierra, eso significa
decirle adiós a los cheques de regalías; y para
el operador del pozo se traduce en el costo del
fin de la vida para taponar y abandonar el pozo y
remediar el sitio.
El tipo de equipo que se utiliza para manejar la
producción de agua sobre la superficie puede
ser bastante simple. Casi todas las baterías de
tanques estarán equipadas con un tanque de
agua salada. Cuando se llena el tanque de agua
salada, el operador puede llamar a una serie de
empresas de disposición de agua salada que
enviarán camiones para descargar el tanque y
transportar el agua al pozo de disposición de
agua salada más cercano. El sistema básico
funciona bien en los pozos que nunca ven mucha
agua en primer lugar, pero el tanque y el sistema
de camiones lamentablemente se convierte en
inadecuado cuando ese corte de agua comienza a
incrementarse paulatinamente.
El siguiente paso para un operador cuando
observa que su pozo comienza a producir
más agua, es invertir en más tanques, bombas
y tuberías y permitir y perforar un pozo de
disposición de agua salada en el sitio. En este
momento, el operador del pozo deberá pensar
en tratar el agua salada antes de bombearla
hacia adentro del pozo de disposición. Si se
mira el interior del tanque de agua salada se
observará que puede haber mucho más que
simplemente agua en el tanque (por seguridad
no le sugerimos a nadie que se acerque a
ver un tanque de agua sin la asistencia de un
operador capacitado). El agua salada podrá llevar
consigo una sorprendente cantidad de petróleo
en la forma de diminutas gotas, casi invisibles.
Los conocedores en el área de tratamiento de
agua producida saben que la concentración de
petróleo en el agua producida se mide en partes
por millón (ppm) y un flujo de agua salada típico
que sale de un separador de producción puede
tener entre 100 y 1000 ppm de petróleo en el
agua aproximadamente. Esto es equivalente a
1/10 a 1/100 en porcentaje. Mientras que puede
no parecer mucho petróleo, la cantidad se podrá
incrementar en un corto período de tiempo. Un
campo pequeño con 8 o 10 pozos de producción
fácilmente podrá producir 10.000 BAPD (barriles
de agua por día) o más. Mil ppm de petróleo
en esa agua es el equivalente a 10 barriles de
petróleo por día, que sería un buen pozo
marginal para muchos independientes. Los
ingresos que se pierden por poner 10 barriles de
petróleo por día en un pozo de disposición es sólo
parte de la historia. Esas pequeñas gotitas de
petróleo se acumularán en las caras del pozo de
disposición y podrán ser las responsables de una
importante parte de los costos de operación del
pozo de disposición. La pérdida de inyectividad
del pozo de disposición se traduce a mayores
presiones de inyección, mayores costos de
electricidad y un mantenimiento más frecuente de
las bombas. Lo más importante es que un pozo de
disposición de agua salada (DAS) taponado podrá
reducir e incluso cerrar la producción de petróleo.
Después de todo no se puede producir petróleo si
no se puede quitar el agua de encima. Entonces,
los costos se comienzan a acumular en la forma
de trabajos ácidos, reacondicionamientos de la
disposición del agua salada y en el peor de los
casos en la pérdida completa del pozo
de disposición.
Las herramientas básicas para tratar agua
producida son tanques desnatadores, celdas y
filtros de flotación de gas, además de bombas
que muevan el agua a través de ellos. Estas
herramientas han existido por mucho tiempo y
funcionan razonablemente bien. Sin embargo,
la industria ahora enfrenta nuevos desafíos que
incluyen regulaciones más estrictas en lo que
respecta a las emisiones de aire y mayores
responsabilidades en la disposición de desechos
sólidos. Además, históricamente, los altos precios
del petróleo proporcionan un incentivo adicional
para recuperar más petróleo que podría perderse
en el flujo de agua salada. Estos desafíos y
oportunidades requieren mejores soluciones
que dependan menos de productos químicos e
insumos de filtros y pueden derivar más petróleo
del flujo de desechos hacia el tanque de producto.
National Oilwell Varco (NOV) es conocido
como proveedor líder de herramientas para
el tratamiento del agua, incluyendo tanques,
bombas, filtros, tuberías, válvulas y cabezales de
pozos de inyección para la disposición de agua
salada. NOV además está invirtiendo fuertemente
en el desarrollo de las tecnologías que serán
necesarias para cumplir con los futuros desafíos
del agua en la industria. Una tecnología reciente,
desarrollada por NOV, que se encuentra disponible
en la actualidad, es el Sistema de Recuperación
Dinámica de Petróleo (por sus siglas en inglés,
DOR) WaterWolf™.
El WaterWolf DOR es un sistema completo de
tratamiento de agua que recupera el petróleo
y remueve los sólidos suspendidos en el agua
producida, en una etapa de tratamiento única, sin
utilizar productos químicos ni filtros. La calidad
del agua efluente del Sistema de Recuperación
Dinámica de Petróleo WaterWolf es muy superior a
la que pueden lograr los antiguos sistemas. Puede
manejar el agua producida directamente de los
separadores, cañones de pistolas y tratadores de
crudo, sin tanques desnatadores intermediarios
y le devuelve más petróleo al operador –
manteniéndolo fuera de las fosa de vertido y de los
elementos de los filtros.
El Sistema de Recuperación Dinámica de Petróleo
WaterWolf utiliza la tecnología de hidrociclones
que ha sido probada en campos petroleros costa
afuera durante los últimos 25 años. Combinando
hidrociclones y las bombas de cavidades
progresivas NOV Mono™, NOV ha abordado
el antiguo problema de corte de las gotas de
petróleo. Las bombas y válvulas convencionales
crean turbulencia, de forma muy similar a una
licuadora, que pica (o corta) gotas de petróleo
grandes, fácilmente recuperables, en gotas mucho
más pequeñas que son mucho más difíciles de
recuperar.
Siguiendo la herencia costa afuera obtenida
por su tecnología de hidrociclones, el sistema
WaterWolf DOR es ultraliviano y compacto. Se
pueden entregar hasta 16.000 barriles por día
(BPD) de capacidad de tratamiento de agua en
una plataforma única que se envía al lugar en un
contenedor de envío estándar o camión plano. Se
pueden entregar modelos de mayor capacidad
con cargas que no requieren permisos, a la
mayor parte de las instalaciones. Como todo
el proceso está presurizado, no hay que tratar
con emisiones de aire. El sistema WaterWolf
DOR ofrece importantes ahorros en los costos
de construcción eliminando bombas, tanques,
controles, recuperación de vapor, bloqueo de
gases y permisos para las
emisiones de aire. La instalación requiere un
pequeño sitio nivelado, tres conexiones principales
del proceso y un suministro de energía eléctrica
trifásico de 480 V. La mayoría de las instalaciones
de WaterWolf pueden completarse en un día con
un pequeño equipo de trabajo y un camión grúa.
La puesta en marcha y el funcionamiento son
simples y la capacitación de los operadores puede
completarse en el sitio en aproximadamente una
hora. El sistema WaterWolf DOR viene en una
robusta plataforma de acero con calidad para
campos de petróleo que puede levantarse y
moverse de una ubicación a otra, convirtiéndolo en
un pre-tratamiento ideal para volver a usar el agua
producida y para los esquemas de reciclado.
Si tiene alguna pregunta sobre el sistema
WaterWolf DOR o para obtener ayuda con algún
equipo de manejo de agua salada convencional,
comuníquese con un representante de ventas
o distribuidor en su área de NOV.
Reimpreso de la revista Texas Eagle Ford Shale enero 2014, Edición 1, Vol. 2