INTRODUCCIÓN

Las actividades de producción de aceite y gas costa afuera iniciaron en los años 40’s en la región de Luisiana, USA. Durante las últimas 6 décadas los grandes yacimientos mar adentro de Alaska, Mar del Norte, Golfo de México y Brasil han sido explorados y explotados de manera eficaz mediante el desarrollo de nuevas tecnologías en materia de exploración, perforación y producción. Colombia, al igual que muchos países, le apuesta a la explotación costa afuera. Sin embargo, después del descubrimiento de gas en la Guajira a finales de los años 70’s, el Caribe Colombiano se encuentra en un estado de prospección sísmica y exploración (Bernal & Santamaria, 2013).

El agua de producción es la corriente de desecho más grande proveniente de la explotación de crudo y gas. Aproximadamente más de 300 millones de barriles de agua se producen diariamente a nivel mundial en comparación con hace 20 años cuando la producción de agua era de 190 millones de barriles diarios (Fakhru’lRazi, et al., 2009).

El agua de producción costa afuera no posee un amplio grado de uso como ocurre en tierra firme, donde puede emplearse para irrigación, ganado, usos industriales, uso doméstico, etc. (Guerra, Dahm, & Dundorf,, 2011). En las operaciones costa afuera, solo una pequeña parte es usada para re-inyección, dejando así más del 80% de esta agua para vertimiento (Clark, & Veil , 2009), (Zheng, et al., 2016).

El agua de producción es una mezcla compleja de sustancias orgánicas e inorgánicas provenientes de formaciones geológicas tales como los metales pesados, sólidos dispersos, sales, bacterias, gases disueltos, ácidos orgánicos, isotopos radioactivos, productos químicos de tratamiento e hidrocarburos dispersos y solubles (Zheng, et al., 2016). Estos últimos son de gran preocupación, debido a su alta toxicidad y su dificultad de remoción, los cuales podrían llegar a tener un efecto nocivo sobre los ecosistemas marinos (Lee, Neff & DeBlois, 2011).

Se ha comprobado que los HPAs (Hidrocarburos policíclicos aromáticos) contenidos en el agua de producción, pueden llegar a ser mutagénicos y cancerígenos para las especies cercanas a estos vertimientos (Iversen, & Stokke, 2009). Por lo tanto, se requiere que los sistemas de tratamiento sean efectivos para cumplir con los estándares de calidad del agua. Actualmente, Colombia no posee una reglamentación en materia de vertimientos de agua de producción en operaciones costa afuera que registre los límites de descarga.

Los sistemas de tratamiento de agua de producción en aplicaciones costa afuera cuentan con una serie de limitantes que determinan la disponibilidad de los equipos de tratamiento. Dentro de estas limitantes figuran la proximidad de las instalaciones a la costa, disposición de líneas de flujo, peso y tamaño de las plataformas (Walsh & Georgie, 2012).

Los impactos a largo plazo del agua de producción sobre los ecosistemas marinos no han sido del todo estudiados. Aun cumpliendo con los estándares de calidad, el agua de producción puede causar cambios en los organismos que se encuentran cerca de los vertimientos, afectando el tamaño de la población, los índices crecimiento y fecundidad, y aumentando la probabilidad de problemas respiratorios y desordenes psicológicos (Holdway, 2002) , (Lee, et al., 2005).

En aras de fomentar la protección de los ecosistemas marinos del Caribe Colombiano, en medio de la reciente actividad de exploración de hidrocarburos, el presente estudio muestra una relación de los contaminantes asociados al agua de producción provenientes de campos de gas y los posibles impactos ambientales ocasionados por su vertimiento al océano. Como resultado del estudio se muestran algunos sistemas de tratamiento de agua avanzado aplicados a campos de gas que podrían reducir el impacto ambiental en los ecosistemas marinos del Caribe Colombiano.

ACTIVIDAD COSTA AFUERA

NACIONAL E INTERNACIONAL

El consumo de energía mediante el uso de combustibles fósiles (petróleo, carbón y gas) representa el 85% de la canasta energética mundial, donde el crudo aporta un 33%, el carbón contribuye con un 28% y el gas participa con un 24% (BP, 2017). Con el incremento de la demanda mundial de energía la industria de los hidrocarburos ha venido incursionando hacia nuevos prospectos con gran potencial, pero que demandan grandes desafíos tecnológicos.

En la industria energética se consideran aguas someras aquellas cuya profundidad es menor a los 500 metros, las aguas profundas varían entre 500 y 1500 metros y las aguas ultra-profundas para aquellas que tengan una profundidad mayor a los 1500 metros.

Entre 1896 y 1975, la producción de gas y crudo proveniente de campos costa afuera se limitó a aguas someras. Sin embargo, con el agotamiento de muchos yacimientos, las compañías se han movido cada vez más hacia aguas profundas. Con la implementación de nuevas tecnologías, 481 campos fueron descubiertos en aguas profundas y ultra-profundas entre los años 2007 y 2012. Estos hallazgos representaron más del 50 % de los grandes yacimientos costa afuera descubiertos en esos años (Gelpke, 2014).

En 2009, la actividad costa afuera representaba un 30% de la producción mundial de hidrocarburos (petróleo y gas) (Fraser, 2014), (Zheng, et al., 2016). Actualmente, con una producción mundial de aproximadamente 92 millones de barriles diarios, los campos de crudo costa afuera aportan un 37%.

Igualmente, con una producción mundial de gas de 3,551 BMCA (billones de metros cúbicos anuales), los campos de gas costa afuera aportan un 28% (Gelpke, 2014).

Con más de 7500 plataformas repartidas en 53 países productores, 40 países producen hidrocarburos en cantidades significativas como se observa en la Figura 1. (Parente, Ferreira, Moutinho & Luczynski, 2005).

Figura 1. Principales zonas costa afuera para la producción de petróleo y gas Fuente: Actualizado de (Parente, et al., 2005).

Entre las regiones más representativas están las del Mar del Norte, Golfo de México, Medio Oriente y Brasil. Con más de 4,500 plataformas, el Golfo de México se caracteriza por ser una región mixta con producción de aceite y gas, además de poseer la mayor cantidad de plataformas del mundo.

En Luisiana USA, se instaló la primera plataforma en el año 1936 a una distancia de 1.9 kilómetros de la costa. Con el paso de los años, las compañías han penetrado mayores profundidades, aunque la producción en aguas profundas y ultra-profundas es costosa, la importancia de estos yacimientos radica en que cada campo descubierto tiende a ser 10 veces más grande que uno en tierra firme, por lo tanto, estos podrían llegar a ser un negocio lucrativo (Gelpke, 2014).

Existe una serie de desafíos que se atribuyen al éxito o el fracaso para el desarrollo de un campo costa fuera en aguas profundas y ultra-profundas. El motor fundamental es la capacidad de los expertos para interpretar los datos y formular suposiciones claves, con el fin de reducir el nivel de incertidumbre arraigada a los datos de subsuelo (Cummings, et al., 2015). Un proyecto de explotación de hidrocarburos en aguas profundas implica uno o más de los siguientes desafíos (Chawathe, Ozdogan, Sullivan, Younes, & Riding, 2009).

· Complejidad del modelo geológico del yacimiento.

· Estrategia de drenaje y localizaciones de fondo de pozo.

· Plan de desarrollo de campos petroleros.

· Ingeniería y tecnología de diseño de pozos.

· Metodología de intervención de pozos.

· Diseño e instalación de líneas de conducción y plataformas.

Los aspectos de seguridad y medio ambiente constituyen una prioridad para los operadores de plataformas y sistemas de producción submarinos. Por ende, el Instituto Americano del Petróleo (API) posee más de 220 estándares que incluyen el diseño, planeación, construcción y reparación de plataformas fijas, semisumergibles, sistemas de flotación, operaciones de perforación, y equipos de completamiento (Cummings, et al., 2015).

Sin embargo, no existe una regulación internacional formal sobre los riesgos ambientales específicos asociados con el vertimiento del agua de producción al océano. Las entidades encargadas de estos estándares son entidades gubernamentales de cada país, las cuales, mediante estudios, se encargan de dictar sus propios límites de vertimiento.

Con el agotamiento de los campos maduros y el descubrimiento de nuevas reservas, los volúmenes de producción de agua tienden a incrementar cada año como se observa en la Figura 2 (Zheng, et al., 2016). Por lo tanto, el agua de producción es considerada una de las corrientes de desecho más grandes asociadas a la producción de aceite y gas. Se estima una producción de más de 350 millones de barriles de agua por día, donde más del 40% es descargado al ambiente (Ebenezer, Igunnu & Chen, 2012), (Fakhru›l-Razi, et al., 2009).

Figura 2. Producción mundial de petróleo y agua. Fuente: Tomado de (Zheng, et al., 2016).

Las estrategias implementadas para el manejo del agua de producción costa afuera comprenden desde la disminución del volumen producido de agua, reinyección y el vertimiento al océano (Veil, 2011). No obstante, solo una pequeña parte se utiliza para reinyección y el resto es vertido al mar. Por ejemplo, en 2007, Estados Unidos usaba el 8.3% del agua de producción para re-inyección con el fin de aumentar el recobro, en cambio, el 91.7% era vertido al mar (Clark, & Veil, 2009), (Zheng, et al., 2016).

En Colombia las reservas probadas de petróleo oscilan alrededor de los 2000 MMBB (millones de barriles) y las reservas de gas en 4.4 TPC (trillones de pies cúbicos), donde las cuencas con mayor potencial de hidrocarburos son Guajira Offshore, Sinú Offshore, los Llanos y el Valle medio del Magdalena (BP, 2017). Con el consumo actual de energía del país, los recursos vigentes alcanzarán para 6 años, si no se aumentan las reservas. Desde los años 60’s hasta el presente, se han registrado 90,000 kilómetros de sísmica 2D. Igualmente, desde el 2003 se han reportado 23,000 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. La anterior actividad exploratoria ha permitido el desarrollo de 36 pozos A3 en aguas someras y 4 en aguas profundas ( Ortiz, 2016).

Los descubrimientos más importantes de pozos de gas en el Caribe Colombiano son: ChuchupaBallenas (1973), Santa Ana (1979), Arazá 1 (2007), Mapalé (2012), Orca 1 (2014), Kronos 1 (2015), Calasú 1 (2015), Purple Angel 1 (2017) y Gorgón 1 (2017). Actualmente, los campos Chuchupa, Ballenas y Riohacha producen aproximadamente 532 GBTUD (Giga BTU-British Thermal Unit- por día) representando así, más del 40% de la producción de gas natural del país (UPME, 2015). En el 2007, Colombia perforó el pozo Arazá 1 ubicado en el bloque Tayrona a 45 kilómetros de la bahía de Santa Marta. Este fue el primer pozo profundo del país. Sin embargo, en el 2008, Petrobras reportó el cierre del pozo por resultar seco. En el 2014, se perforó el pozo de gas Orca 1, ubicado a 45 kilómetros de la costa, en el bloque Tayrona, perteneciente a la cuenca de la Guajira. En el 2015, se perforó el pozo Kronos 1, ubicado a 53 kilómetros de la costa, en el bloque Fuerte Sur como se observa en la Figura 3 (Echeverry, 2016).

Sin embargo, estos bloques se encuentran en un estado de prospección sísmica, evaluación técnica y ajuste de los modelos geológicos Echeverry, 2016. Aunque los resultados muestran un gran potencial que llevarían a aumentar las reservas de gas del país, la comercialidad de estos nuevos recursos podría tardar de 8 a 10 años más (Lizarralde, 2016).

Figura 3. Ubicación de los bloques con potencial de gas en el Caribe Colombiano.

Fuente: Actualizado de Echeverry, 2016.

CONTAMINANTES EN EL AGUA DE PRODUCCIÓN

El agua de producción es una mezcla de agua de formación, agua condensada y en algunos casos agua de re-inyección (Fakhru’l-Razi, et al., 2009). Los constituyentes más importantes en el agua de producción son las sustancias orgánicas e inorgánicas provenientes de formaciones geológicas tales como las sales, bacterias, gases disueltos, sólidos dispersos, ácidos orgánicos, metales pesados, isotopos radioactivos, aditivos químicos e hidrocarburos solubles y dispersos ( Zheng, et al., 2016).

La mayoría de los hidrocarburos alifáticos se encuentran en el aceite disperso al ser menos solubles. Aunque la mayoría de los hidrocarburos están en el aceite disperso, el aceite disuelto, también contiene una cantidad considerable de hidrocarburos orgánicos tóxicos como los BTEX, hidrocarburos policíclicos aromáticos ( HPAs) y alquilfenoles (AFs) (Zheng, et al., 2016).

La Tabla 1 muestra una relación de los contaminantes típicos del agua de producción de campos de gas natural y petróleo. Las propiedades físicas y químicas del agua producida varían ampliamente dependiendo de la edad geológica; la profundidad y geoquímica de la formación que contiene el hidrocarburo; la composición química de los fluidos de yacimiento, y la dosificación de los productos químicos añadidos durante la producción ( Lee, et al., 2011).

El volumen de agua producida en diferentes campos puede variar. Sin embargo, la composición, es cualitativamente similar a la producida en campos de gas y crudo (Fakhru’l-Razi, et al., 2009). Aunque no existen dos tipos de agua de producción iguales, son necesarios estudios específicos en cada región para hacer frente a los riesgos ambientales en el momento de su descarga (Lee, et al., 2011).

Tabla 1. Composición del agua de producción en campos de gas y petróleo , (Fakhru’l-Razi, et al., 2009), (International Association of Oil & Gas Producer, 2002), (Lee, et al., 2005), (Terrens & Tait, 1996), (Zheng, et al., 2016).

CONCENTRACIÓN (MG/L)

POSIBLES EFECTOS DE LOS

CONTAMINANTES CONTAMINANTES EN LOS

AGUA DE CAMPOS DE CAMPOS DE

ECOSISTEMAS MARINOS

MAR PETRÓLEO GAS

En los organismos marinos puede causar

BTEX (Benceno, narcosis y alteración en las membranas

Tolueno, Etilbenceno, - 0.38 - 35 0.068 -578

celulares. En particular, en las branquias,

Xileno)

ACEITE causando inflamación.

DISUELTO

Causan un crecimiento ineficiente en

Fenoles - 0.4 - 23 ND peces y crustáceos en edades tempranas de

formación.

Llegan a ser cancerígenos, mutagénicos y

ACEITE Hidrocarburos

- 0.04 - 3 700 - 4000 teratogénicos. Son los compuestos de mayor DISPERSO Policíclicos Aromáticos preocupación ambiental.

METALES PESADOS	Cadmio	4e-6 -23e-5	5e-4 - 0.005	<0.2 -1.21	Es un metal altamente tóxico para plantas y animales. Dependiendo de su estructura pueden ser mutagénicos y cancerígenos para mamíferos.
	Bario	0.022 -0.08	0.2 - 228	9.65 -1740	Si se mezcla con los sedimentos en el fondo marino puede inhibir la colonización y alterar las comunidades bentónicas.

CONCENTRACIÓN (MG/L)

POSIBLES EFECTOS DE LOS

CONTAMINANTES CONTAMINANTES EN LOS

AGUA DE CAMPOS DE CAMPOS DE

ECOSISTEMAS MARINOS

MAR PETRÓLEO GAS

En los peces, impiden el normal

Cobre 2e-5 - 5e-4 0.022 - 0.082 <0.02 -5 funcionamiento de las branquias, perdiendo la capacidad de regular sales esenciales.

En algunos peces, la toxicidad del

METALES Plomo 2e-5 -81e-5 4e-4 - 0.0083 <0.2 -10.2 plomo produce deformidad espinal y

PESADOS ennegrecimiento de la región caudal.

El mercurio es uno de los metales más tóxicos para los organismos marinos, aves

Mercurio 1e-6 -3e-6 <1e-4 - 0.026 <5 -100***

y humanos. Podría tener efectos mortales en las especies.

Inhibidores

QUÍMICOS DE TRATAMIENTO

de corrosión

Inhibidores de Escamas

Desemulsificantes

2 - 10

4 - 30

1 - 2

2 - 10

Metanol

1000 -15000

IMPACTOS DEL AGUA

PRODUCIDA A LOS

ECOSISTEMAS MARINOS

En los primeros años de producción de las plataformas marinas del Golfo de México, la práctica estándar en cuanto al manejo del agua producida en pozos costa afuera, fue la descarga al océano después de la separación inicial de aceite y agua. El mecanismo de separación por gravedad que se lleva a cabo en los separadores, a menudo deja suficiente aceite en el agua producida, lo cual crea un brillo cuando se descarga en el mar. Esto, le dio a la industria un impulso para eliminar un mayor porcentaje de aceite antes de su descarga (Technology Subgroup of the Operations & Environment Task Group, 2011).

Sin embargo, en 1974 la Agencia de Protección Ambiental (EPA) publicó un artículo con la BPT (“Best Practicable Control Technology Currently Available”) lo cual provocó, que en 1979 se fijara un límite de grasas y aceites de 48 mg/l en promedio y 70 mg/l como el máximo permitido. Debido a que estas medidas no fueron adoptadas hasta 1993, el avance de las tecnologías durante ese lapso de tiempo, fijó un nuevo límite de 29 mg/l y un máximo permitido de 42 mg/l (Technology Subgroup of the Operations & Environment Task Group, 2011).

Por otra parte, en el Mar del Norte, la Convención para la Protección del Medio Ambiente Marino del Atlántico del Nordeste (OSPAR) se encargó de reducir los vertimientos de petróleo en el agua producida mediante la Recomendación 2001/1. Esta norma, definió un estándar de aceites y grasas para el agua producida en las instalaciones costa afuera de 40 mg/l. En el 2007, este límite se redujo a 30 mg/l (Iversen, & Stokke, 2009). No obstante, en el Mar de Barents, el campo Goliat, ubicado a 85 kilómetros de la ciudad Hammerfest en Noruega, comenzó su producción con la política de Cero Descarga al océano, la cual dicta, que al menos el 95% de la producción de agua sea tratada y reinyectada. Dejando un máximo del 5% para vertimiento donde el contenido de grasas y aceites no sobrepase los 10 mg/l (Buffagni, et al., 2010)

En la Tabla 2, se pueden observar los diferentes países que poseen una base legal con sus respectivos estándares de vertimiento de grasas y aceites, desde los más permisivos hasta los más estrictos.

Es importante considerar los estudios realizados en las principales zonas costa afuera del mundo relacionado con las prácticas e impactos ambientales del agua de producción en los ecosistemas marinos. Estos casos de estudio podrían conformar una base inicial para establecer las políticas y guías normativas tendientes a proteger las especies marinas que habitan en el Caribe Colombiano.

Por ejemplo, los BTEX Y HPAs son los compuestos que presentan mayor toxicidad en el agua de producción lo cual ha motivado la realización de varios estudios con el fin de llevar el agua de producción a los niveles óptimos de vertimiento.

Tabla 2. Regulaciones y estándares de descarga de las concentraciones de aceites y grasas en mg/l contenidas en el agua de producción alrededor del mundo. (Veil, 2006), (Zheng, et al., 2016).

REGIÓN O PAÍS CON CAMPOS COSTA AFUERA	NORMATIVIDAD (BASE LEGAL)		LÍMITES DE VERTIMIENTO ESTÁNDAR
			MÁXIMO DIARIO (MG/L) PROMEDIO ( MG/L )
Indonesia	MD KEP 3/91; 42/97		100 75
Mediterráneo		Convención de Barcelona		100	40
Mar Rojo		Convención de Kuwait		100	40
Tailandia		NEQA 1992: Gov.Reg 20/90		100	40
China		GB 4914-85		70	30-50
Vietnam		Decisión no. 333/QB 1990		-	40
Nigeria		Act No. 34/68: Regs 1992		72	40
Canadá		Act RSC 1987		60	30
Australia		-		50	30
Mar del Norte		Convención OSPAR		-	30
Golfo de México		40 CFR 435		42	29
Venezuela		Decreto N ° 833/1995		20	-
Brasil		-		20	-
Mar Báltico		Convención HELCOM		15	-

Pese a que varios autores como (Lee, et al., 2011), (Neff, 2002), (Terrens & Tait, 1996) mencionan que rara vez los BTEX son considerados como contaminantes por su alta velocidad de evaporación en el mar, los organismos cercanos a estos vertimientos no se pueden excluir totalmente por los sutiles efectos biológicos causados por un largo tiempo de exposición crónica (Torgei, Jarle, & Steinar, 2013).

Igualmente, algunos HPAs pueden formar aductos del ADN y neoplasia en el hígado de pescado (Myers, Landahl, Krahn & McCain, 1991). Un panorama general de los efectos biológicos de los hidrocarburos aromáticos ha sido publicado por el programa de monitoreo y evaluación del ártico (AMAP, 2010).

Algunas investigaciones han revelado que los alquilfenoles (AFs) son de gran preocupación ya que producen alteraciones en las hormonas de acuerdo con (Arukwe, Celius, Walther, & Goksoyr, 2000), (Arukwe, Kullman & Hinton, 2001), (Nimrod & Benson, 1996), (Soto, Justicia, Wray & Sonnenschein, 1991). Así mismo (Priatna, Syahbandi & Sudewo, 1994), menciona que los fenoles y los AFs son peligrosos y tóxicos a los ecosistemas marinos.

Por otra parte, algunos estudios muestran que la mayoría de la exposición detectada a causa de los HPAs y AFs en el agua de producción no fue a distancias mayores de 0.5–1 kilómetro del punto de descarga. Sin embargo, existe la preocupación de que los métodos actuales de detección, no sean lo suficientemente sensibles para identificar los problemas a distancias más lejanas (Torgei, Jarle, & Steinar, 2013).

Además, algunas especies parecen ser atraídas por las plataformas de producción, debido a que se forman arrecifes artificiales. (Jørgensen, Løkkeborg, & Soldal, 2002), encontró que acerca de la mitad de los bacalaos etiquetados en inmediaciones a las plataformas del Mar del Norte permanecieron allí o cerca de las plataformas vecinas.

Algunas muestras tomadas en el 2002 provenientes de dos áreas con amplia producción de gas y aceite, mostraron una inducción de biotransformación de encima, estrés oxidativo, alteración en la composición de los aceites grasos, y genotoxicidad en las poblaciones naturales de eglefinos. Monitoreos repetitivos en los años 2005, 2008, 2011 confirmaron este patrón con una disminución en la genotoxicidad del eglefino en el área de Tampen al norte de Noruega (Torgei, Jarle, & Steinar, 2013).

Otros riegos asociados con la producción de gas natural y petróleo son el contenido de mercurio. El mercurio puede ser categorizado mediante las concentraciones adquiridas, donde:

· Menor a 5 ppb de líquido (<5 µg/ gas) – Bajo Riesgo.

· Entre 5 y 100 ppb de líquido (5-50 µg/gas) – Riego Intermedio.

· Mayores a 100 ppb de líquido (>50 µg/gas) – Alto Riesgo.

Si no se realizan controles específicos, el contacto con el mercurio, puede causar a los humanos daño neuronal o incluso la muerte por exposición crónica (Wilhelm, Mercury Technology Services, Ahmad Afdzal Md Isa & Shaharuddin Safri, 2008).

Con el gran potencial de hidrocarburos en las zonas profundas y ultra-profundas del Mar Caribe, Colombia ha puesto sus esperanzas en aumentar las reservas del país. Por lo tanto, los contratos que se encuentran actualmente en ejecución han permitido evidenciar la viabilidad de estos recursos.

No obstante, Colombia tiene la responsabilidad y la necesidad de proteger los ecosistemas que habitan en dichos ambientes. Desde el 2007, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) junto con el Instituto de Investigaciones Marinas y Costeras (INVEMAR) han venido trabajando conjuntamente para el estudio de los ecosistemas presentes en Caribe y Pacifico colombiano.

Aunque ya se conoce una gran variedad de especies que habitan en el Mar Caribe, a futuro, es necesario realizar estudios oceánicos, con el fin de observar las posibles afectaciones que los BTEX, HPAs, AFs y demás contaminantes pueden causar a especies que ocupan nuestros dos océanos.

Aunque el país no cuenta con una reglamentación propia relacionada con el vertimiento del agua de producción al océano, el Ministerio de Minas y Energía propuso, en la reglamentación técnica para las actividades de exploración y producción de hidrocarburos costa afuera del año 2016, regirse bajo el estándar de operaciones de producción “NORSOK S-003 Environmental care. Rev. 3, Dec. 2005”, cuyo enfoque principal es el concepto de Cero Descargas, el cual busca reducir el riesgo ambiental asociado con la descarga del agua de producción.

TECNOLOGÍAS DE

TRATAMIENTO DE AGUA COSTA AFUERA

Para cumplir con los límites de descarga exigidos en cada zona de producción costa afuera, los sistemas de tratamiento de agua incluyen una serie de etapas y un variado número de tecnologías.

Los principios básicos de funcionamiento que se usan en el tratamiento del agua de producción son la separación gravitacional, coalescencia, flotación, extracción y filtración. Los sistemas de tratamiento del agua de producción se separan en sistemas primarios, secundarios y terciarios.

Los sistemas primarios se basan en la separación del aceite libre y disperso a través de la diferencia de densidades. Por ejemplo, los separadores bifásicos o trifásicos, donde su principal mecanismo de separación es la fuerza gravitacional, o los hidrociclones que funcionan generando fuerzas centrifugas en los fluidos (Ospar commission, 2013).

Los sistemas secundarios reducen los aceites dispersos en gran medida y logran separar una pequeña parte del aceite disuelto utilizando unidades de flotación. La flotación es un proceso que implica la inyección de burbujas de gas fino en la fase acuosa. Las burbujas de gas en el agua se adhieren al aceite donde ascienden a la superficie formando una espuma que posteriormente es retirada (Ospar commission, 2013).

Los sistemas terciarios emplean la filtración como mecanismo de remoción atrapando las gotas más pequeñas de aceite y aumentando la coalescencia. Además, de la remoción de sales y material orgánico. Sin embargo, estos sistemas no son muy utilizados costa fuera debido a su gran tamaño y alto mantenimiento requerido (Ospar commission, 2013).

Los sistemas avanzados buscan remover contaminantes dispersos y disueltos en el agua de producción mediante absorción, adsorción, extracción, medios biológicos entre otros.

En consecuencia, el enfoque principal en el tratamiento de agua costa afuera es la remoción de aceites y grasas, a su vez, costa adentro, es la reducción de sales. Estos factores llevan a distintas direcciones a la hora de emplear un sistema de tratamiento de agua.

Para el planeamiento y manejo de las operaciones en campos costa afuera, una combinación de los estándares BAT (“Best Available Technology”) y BEP (“Best Environmental Practices”) es esencial para prevenir y minimizar los daños por contaminación.

Las BAT se enfocan principalmente en la selección de la mejor tecnología disponible que pueda alcanzar los índices de vertimiento requeridos en cada país. Igualmente, las BEP apuntan a la creación y aplicación de medidas y estrategias de control ambiental (Ospar commission, 2013).

En la Tabla 3, se puede observar información detallada de algunas tecnologías de tratamiento de agua para yacimientos de gas en campos costa afuera, cumpliendo con los estándares BAT y BEP.

Tabla 3. Tecnologías de tratamiento de agua para campos de gas costa afuera como solución BAT/BEP. (Ebenezer, et al., 2012) , (Ospar Commission, 2013), (Zheng, et al., 2016).

TIPO

PRINCIPIO DE

FUNCIONAMIENTO

NIVEL DE

REMOCIÓN

VENTAJAS DESVENTAJAS

COSTOS

APLICACIÓN

Separación por gravedad y coalescencia de gotas de aceite.

Aceite disperso 20-90%

No requiere energía.

No permite la

Permite manejar remoción del

grandes fluctuaciones aceite disuelto ni

en el contenido de metales pesados

hidrocarburos. Alta

Requieren

remoción de gotas limpieza continua.

mayores a 150 µm

CAPEX:

~€200,000

OPEX(€/año): N.D.

Amplio uso en la industria de procesos

No requieren

Riesgo de Esta técnica

energía. Son

Remoción del exposición al se aplica con

económicos y

100% de aceite benceno en frecuencia en

Separación por eficaces para CAPEX: €400,000

disperso para instalaciones instalaciones

gravedad y coalescencia la remoción de

gotas > 35 µm. de producción de producción

de gotas de aceite en las aceite y sólidos OPEX(€/año):

En campos costa de gas durante de petróleo. Sin placas. suspendidos. Son N.D.

afuera la eficiencia la limpieza. embargo, se ha

equipos sin partes

es del 95%. Alto tiempo de venido aplicando

móviles, robustos y

retención. en campos de gas

resistentes.

T|IPO

PRINCIPIO DE NIVEL DE

VENTAJAS DESVENTAJAS COSTOS APLICACIÓN FUNCIONAMIENTO REMOCIÓN

No remueve

Se basa en las fuerzas Su eficiencia es Son aplicadas

Remoción del el aceite CAPEX: €310,000

centrífugas y la mucho mayor que costa afuera

100% del aceite disuelto, costos

diferencia entre la un hidrociclón, baja principalmente en disperso para gotas operacionales altos O P E X ( € / a ñ o ) :

gravedad específica del retención y alta la producción de

> 3 µm y manteamiento €108,600

aceite y el agua. capacidad gas.

frecuente.

Tecnología compacta

que satisface todas No remueve el Esta tecnología ha

Se basa en las fuerzas las aplicaciones en aceite disuelto, CAPEX: N.D. sido ampliamente

centrífugas y la Aceite disperso costa afuera. No tiende a crear utilizada para el

diferencia entre la hasta el 98% para requiere productos ensuciamiento. O P E X ( € / a ñ o ) : tratamiento del

gravedad específica del gotas >15-30 µm químicos. Reduce Requiere frecuente N.D. agua producida

aceite y el agua.

los TDS, el aceite mantenimiento. costa afuera. disperso y la sal.

El proceso de

Aceite disperso: extracción de

Se basa en la extracción

95% condensado inducido Depende de la

de hidrocarburos del

Aceite disuelto: es altamente fiable, eficiencia de los CAPEX: €0.5 – 1.5 Implementado y

agua producida, usando

95% se presume que hidrociclones. MILLONES usado en campos

condensación de los

BTEX: 80% operan dentro de Solo remueven costa afuera. Usado

(LGN) a partir de un

HPA: 95% las especificaciones i n h i b i d o r e s O P E X ( € / a ñ o ) : en pozos de gas y

depurador de succión

Inhibidores de de diseño y con de corrosión N.D. aceite.

en la corriente de corrosión: 40% una filosofía de específicos.

producción.

p r e s e r v a c i ó n razonable.

La flotación se puede utilizar

Este proceso utiliza burbujas de gas

finas para separar

las partículas en

suspensión que no se

separan fácilmente por sedimentación.

para eliminar las

Pueden integrarse

grasas y aceites, la fácilmente con otras

materia orgánica,

tecnologías. Fácil de

compuestos operar. Es un sistema

orgánicos volátiles robusto y de alta

y partículas durabilidad

pequeñas de hasta

Ineficiente a altas temperaturas.

CAPEX: €435,000 Requiere eliminación de

OPEX(€/año): N.D

sólidos de los lodos generados.

Frecuentemente usado en

yacimientos de

gas y aceite costa afuera para la

remoción de aceite disperso.

25 µm.

Es un proceso de destilación continua de

etapas múltiples, donde el vapor se utiliza

como gas de arrastre para eliminar los hidrocarburos del agua.

Aceite disperso

>85%

Aceite disuelto

>90%

Esta técnica es adecuada para la eliminación del aceite disuelto

(BTEX). Elimina también los

hidrocarburos alifáticos.

Con una alta producción de

sales y sólidos se requiere

mantenimiento

continuo para prevenir la

formación de escamas.

CAPEX: €840,000

OPEX (€/año):

€279,900

La experiencia práctica fue

adquirida en las operaciones de producción de gas en tierra y

costa afuera en corrientes parciales

Al menos tres

Dependiendo del

Alto costo y instalaciones

tipo de membrana,

Las membranas son consumo de de gas / gas

Separan los pueden eliminar las

películas micro porosas energía. Son condensado que

componentes sales disueltas, los CAPEX: €745,000

con puntuaciones de de gran peso producen en

disueltos e iónicos, aceites dispersos y poro específicos, que y utilización campos costa

partículas en disueltos. Poseen OPEX(€/año):

separan selectivamente de espacio. afuera, están

suspensión, y alta eficiencia con €328,000

un fluido desde sus Requieren equipadas con

macromoléculas los TSS y alta

componentes. pretratamiento y unidades de

recuperación de

uso de químicos. membranas de

agua. flujo cruzado.

TIPO

PRINCIPIO DE

FUNCIONAMIENTO

NIVEL DE

REMOCIÓN

VENTAJAS

DESVENTAJAS COSTOS APLICACIÓN

Consiste en añadir un disolvente inmiscible en una solución que absorberá el soluto

(en este caso aceite disuelto, BTEX etc.)

debido a la mayor afinidad hacia la extracción solvente.

HPA 80-85%

Fenoles y BTEX

30-35%

El condensado y el aceite forman gotas grandes de baja

densidad que se

eliminan fácilmente por el hidrociclón aguas abajo.

Ha sido ampliamente

Altos costos de aplicado en el

CAPEX: €1.4 – 4.4

instalación. Mar del Norte de

MILLONES

Depende en gran Noruega, donde

medida de la la política de

OPEX(€/año): €0.5

composición del Cero Descarga

MILLONES

condensado. ha impulsado la

viabilidad de este proceso de pulido.

Aceite

Costo

El agua producida pasa disperso>99%

relativamente alto.

a través de una columna Aceite disuelto Completamente

Si se usa para Usado en campos

rellena con partículas >99% automatizado. CAPEX: €1 - 10 pozos de aceite de gas y gas

MPPE que contienen BTEX >99% Remueven los MILLONES

es necesario el condensado costa

un líquido de extracción HPA >99% componentes

pretratamiento. afuera. Aplicado en

específico. El líquido de Mercurio: 81-99% tóxicos llevándolos OPEX(€/año):

Alto consumo Noruega, Holanda,

extracción elimina los Inhibidores de a niveles óptimos de €50,000 – 250,000

de energía China y Australia.

hidrocarburos del agua corrosión: 20-50% Cero Descargas

comparado con

producida. Surfactantes:

otras tecnologías.

20-50 %

El agua de producción es reinyectada al

subsuelo. El agua es

usualmente filtrada y

algunos químicos son

añadidos para prevenir la formación de bacterias y corrosión.

Debido a que no hay Una remoción de descarga al ambiente contaminantes del es la técnica de

100%. menor impacto

ambiental.

El mantenimiento constante de filtros y enfriadores, requiere

procedimientos complicados y de altos costos en caso de

precipitación de

NORM.

CAPEX:

€12’620,000

OPEX(€/año):

€2’128,100

La re-inyección en los campos de gas es técnicamente

factible, pero rara

vez aplicada. Más usada en campos de crudo.

RECOMENDACIONES PARA FUTUROS SISTEMAS DE

TRATAMIENTO DE AGUA EN EL CARIBE COLOMBIANO

Las características del agua de producción varían de un lugar a otro y del tiempo de producción. Como resultado, una misma configuración de tratamiento de agua, no se puede usar en todas las plataformas.

Existe una gran variedad de tecnologías de tratamiento de agua disponibles (Technology Subgroup of the Operations & Environment Task Group, 2011). La Figura 4 muestra una serie de variables o factores que influyen en la selección de tecnologías para el tratamiento del agua de producción.

Además de estos factores a tener en cuenta, a finales de los años noventa, en Noruega, distintas compañías realizaron estudios y modelamientos sobre el impacto ambiental de cada uno de los diferentes constituyentes del agua de producción. Como resultado se estableció el factor de impacto ambiental (FIA) el cual busca cuantificar el impacto ambiental de cada constituyente. El estudio concluyó que los HPAs seguido de los BTEX tienen los mayores impactos en el ambiente. Debido a esto las tecnologías convencionales de flotación y coalescencia enfocadas en el aceite disperso solo logran una reducción del FIA del 30% (Dick, VWS MPP Systems, Veolia Water Solutions & Technologies, 2007).

Figura 4. Variables y factores que intervienen en la selección de las tecnologías de tratamiento de agua en operaciones costa afuera.

En los yacimientos de gas natural y condensados la corriente del agua de producción es más pequeña comparada con la producida en los campos de crudo. Las tasas de flujo de agua para campos productores de gas varían entre 450 Bbl/dia a 30000 Bbl/dia (barriles por día) y en campos productores de crudo varían entre 7500 Bbl/dia a 300000 Bbl/dia (Dick, et al., 2007). Además, el agua en los campos de gas tiene altas concentraciones de componentes tóxicos disueltos mayores a 1000 ppm (Dick, et al., 2007).

La mayoría de sistemas convencionales de tratamiento de agua llegan hasta a un nivel de tratamiento secundario cuando logran alcanzar los niveles de aceites y grasas permitidos en las regulaciones de cada zona costa afuera.

Esto puede ser observado en la Figura 5, donde un sistema de tratamiento de agua en el Mar del Norte consiste en una entrada de calor si es necesaria, seguido de una primera etapa de separadores trifásicos. El agua de producción es separada de la primera etapa con suficiente presión y tratada a través de sistemas de hidrociclones, desgasificadores y en algunos casos unidades de pulido como el sistema de flotación compacta (Walsh & Georgie, 2012).

La Figura 6 muestra un sistema típico de tratamiento de agua del Golfo de México, el cual consiste en una o dos etapas de separación, seguido de una separación trifásica. El agua producida es separada hacia el final del proceso a baja presión de operación. El agua producida es procesada a través de un hidrociclón seguido de una unidad horizontal de flotación multi-etapas (Walsh & Georgie, 2012).

Para la protección de los ecosistemas del Caribe Colombiano, se recomienda re-inyectar el agua a la formación productora, un sistema terciario o implementar un sistema de tratamiento de agua avanzado que permita reducir los impactos ambientales en los puntos de vertimiento al océano. Entre los sistemas de tratamiento avanzado que cumplen con la legislación de Cero Descargas se destacan el C-Tour y el MPPE.

Debido a los recientes hallazgos de hidrocarburos en el Caribe Colombiano, en su mayor parte gas natural, la selección del sistema de tratamiento de agua para la protección del caribe colombiano, debe considerar los siguientes criterios, además de los usados en la Figura 4:

Tecnologías de tratamiento de agua utilizadas en pozos de gas.

Tecnologías usadas costa afuera con amplia experiencia operacional.

Alta Reducción del FIA.

La re-inyección es un proceso donde el agua de producción es inyectada en un pozo productor o un pozo destinado para su almacenamiento. Aunque es la mejor alternativa para proteger el medio ambiente, sus altos costos de inversión CAPEX de €12’000.000 y sus costos de operación OPEX de €3’000.000, es una opción poco viable para pozos de gas natural costa afuera.

Los sistemas de filtración física para el tratamiento del agua de producción usando arenas, cascaras de nuez, filtros de antracita y granate se han empleado con gran éxito en operaciones tierra firme. Sin embargo, la aplicación de unidades de filtración en ambientes costa afuera ha sido significativamente limitada debido a los altos requerimientos de espacio y peso en las plataformas marinas.

Los sistemas de filtración por membranas se encargan de remover sales y componentes orgánicos. Aunque las unidades de membranas se han empleado en operaciones tierra firme, el espacio, peso, las operaciones multietapas, pre-tratamientos y mantenimiento requerido, son factores que impiden la implementación en campos costa afuera. Además, cuenta con un CAPEX de €745.000 y un OPEX de €328.000 anual.

El C-Tour es un sistema basado en la extracción de hidrocarburos del agua usando gas condensado, normalmente extraído del scrubber. El gas condensado actúa como un solvente de extracción donde el aceite tendrá una alta afinidad a este condensado. El condensado y el aceite forman gotas grandes y de baja densidad que son fácilmente removidas por un hidrociclón. La eficiencia del proceso de extracción dependerá de la composición del condensado. Igualmente, el condensado depende de la presión de operación y temperatura del scrubber. En la Figura 7 muestra el diagrama de una unidad C-Tour.

Este proceso es eficiente ya que permite remover altos contenidos de HPAs entre 80 y 85%, una eficiencia de remoción de fenoles y BTEX entre 30 y 35% y un 40% de remoción en inhibidores de corrosión. El C-Tour llega a un nivel de remoción de aceites y grasas menor de 5 mg/l. Además, promete una reducción del FIA de más del 80% (Ospar commission, 2013).

El C-Tour ha sido ampliamente usado en el Mar del Norte donde la política de cero descargas ha probado la factibilidad de este proceso de pulido. Existen 24 unidades instaladas en el Mar del Norte para la extracción de aceite disuelto. Se destacan Statfjord A, Statfjord B, Statfjord C, Snorre A y Ekofisk 2/4J&M. Además, esta tecnología ha sido probada exitosamente en Snorre A Aasgard A y Troll C. Igualmente, cuenta con un CAPEX entre €1´400.000 y €4´400.000 y un OPEX de €500.000 anual.

Por otra parte, la tecnología MPPE es un proceso de extracción donde el agua de producción es pasada a través de una columna con partículas empacadas del MPPE. Las partículas son perlas de polímero poroso que contienen un líquido de extracción especifico. El líquido de extracción remueve los componentes hidrocarburos del agua de producción. El agua purificada puede ser reusada o descargada (Dick, et al., 2007).

La regeneración periódica in situ del líquido de extracción, se lleva a cabo mediante la separación de los hidrocarburos usando vapor a baja presión. Los hidrocarburos eliminados son condensados y separados de la fase acuosa por gravedad. Casi el 100% del hidrocarburo es recuperado, retirado del sistema y dejado listo para su reciclado o eliminación (Dick, et al., 2007).

La aplicación de dos columnas en el sistema permite un funcionamiento continuo con un proceso de extracción y regeneración simultáneo. Un ciclo típico consiste en una hora de extracción y una hora de regeneración (Dick, et al., 2007).

El MPPE reduce los hidrocarburos disueltos y dispersos con una eficiencia de hasta 99%, removiendo los hidrocarburos alifáticos, aromáticos (BTEX), HPAs, llegando a un nivel de remoción de aceites y grasas menor de 1 mg/l. Además, remueve metales pesados como el mercurio. Ofrece una eficiencia de remoción del 50 % en cuanto algunos productos químicos como los inhibidores de corrosión y surfactantes (Ospar commission, 2013).

Estudios realizados en Noruega por la Statoil sobre diferentes tecnologías de tratamiento de agua, mostraron que la tecnología MPPE fue capaz de reducir el FIA entre un 84% a cerca del 100% del agua producida

(Dick, et al., 2007).

La Macro Porous Polymer Extraction (MPPE), es una tecnología usada en campos de gas con una amplia experiencia operacional. La primera prueba de campo fue llevada a cabo por NAM (Shell/Exxon) en el campo L2 de Holanda, mostrando excelentes resultados (Dick, et al., 2007). A su vez, se instalaron otras unidades comerciales en los campos Total F15A, NAM K15A and K15B, mostrando una separación de más del 99% de BTEX, HPAs y alifáticos con concentraciones entre 300-800 ppm (Dick, et al., 2007). Cuenta con un CAPEX entre €1´000.000 y €10´000.000 y un OPEX entre €50.000 y €250.000 anuales. Más de 25 unidades han estado operando desde 1994, demostrando así, la efectividad de esta tecnología. La Figura 8 muestra el diagrama de una unidad MPPE.

Figura 7. Diagrama de un sistema C-Tour Fuente: Modificado de (Ospar commission, 2013).

Figura 8. Diagrama de una unidad MPPE Fuente: Modificado de (Dick, et al., 2007).

Los sistemas convencionales de tratamiento de agua de producción son usados en conjunto con los sistemas avanzados de tratamiento para remover aceite disperso y disuelto, metales pesados, NORM, sólidos disueltos, bacterias y químicos de tratamiento.

Con base en lo anterior, las operaciones costa afuera en el Caribe Colombiano requieren la emisión de regulaciones de vertimiento ajustadas a los ambientes marinos del país. De igual forma las regulaciones deben orientar la selección de tecnologías de tratamiento de agua que logren reducir el impacto ambiental. En este estudio, por ejemplo, se recomienda el uso de tecnologías que reduzcan el factor de impacto ambiental en más de un 80%.

CONCLUSIONES

Se realizó una descripción de cada una de las tecnologías convencionales y avanzadas para el tratamiento del agua de producción para campos de gas costa afuera.

Los posibles efectos del agua de producción asociada a pozos de gas fueron estudiados, dando como resultado que el agua de producción asociada a la producción de gas es tan tóxica como el agua producida en campos de petróleo, debido a los altos contenidos de aceites disueltos y su dificultad de ser removidos.

Para la protección de los ecosistemas del Caribe Colombiano es necesario el uso de tecnologías convencionales en conjunto con tecnologías avanzadas, enfocándose no solo en remover el aceite disperso sino también el aceite disuelto.

Las tecnologías avanzadas que mostraron mayor aporte de remoción de aceites disueltos fueron el C-Tour y MPPE demostrando ser efectivas para el tratamiento de aguas de producción provenientes de campos de gas, reduciendo el FIA en más de un 80%.

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Juan Sebastián García Reyes1*; Sergio Leonardo Herrera Velasco1; Manuel Enrique Cabarcas Simancas2.

Universidad Industrial de Santander (UIS). Carrera 27 Cll 9, Ciudad Universitaria. Bucaramanga. Colombia.

Grupo de Modelamiento de Procesos de Hidrocarburos. Universidad Industrial de Santander (UIS). Carrera 27 Cll 9, Ciudad Universitaria. Bucaramanga. Colombia.

*Email: juan.garcia729@hotmail.com

Palabras Clave: Agua Producida, Tecnología de Tratamiento de Agua, Descarga, Contaminantes, Costa Afuera.

Keywords: Produced Water, Water Treatment technology, Discharge, Contaminants, Offshore.

Cita: García, J.S., Herrera, S.L. y Cabarcas, M.E. (2017). Manejo del agua de producción para proyectos de gas en aguas profundas y ultraprofundas del Caribe Colombiano. Revista Fuentes: El reventón energético, 15 (2), 89-105.

En la industria energética se consideran aguas someras aquellas cuya profundidad es menor a los 500 metros, las aguas profundas varían entre 500 y 1500 metros y las aguas ultra-profundas para aquellas que tengan una profundidad mayor a los 1500 metros.

En 2009, la actividad costa afuera representaba un 30% de la producción mundial de hidrocarburos (petróleo y gas) (Fraser, 2014), (Zheng, et al., 2016). Actualmente, con una producción mundial de aproximadamente 92 millones de barriles diarios, los campos de crudo costa afuera aportan un 37%.

Igualmente, con una producción mundial de gas de 3,551 BMCA (billones de metros cúbicos anuales), los campos de gas costa afuera aportan un 28% (Gelpke, 2014).

Con más de 7500 plataformas repartidas en 53 países productores, 40 países producen hidrocarburos en cantidades significativas como se observa en la Figura 1. (Parente, Ferreira, Moutinho & Luczynski, 2005).

Figura 1. Principales zonas costa afuera para la producción de petróleo y gas Fuente: Actualizado de (Parente, et al., 2005).

Entre las regiones más representativas están las del Mar del Norte, Golfo de México, Medio Oriente y Brasil. Con más de 4,500 plataformas, el Golfo de México se caracteriza por ser una región mixta con producción de aceite y gas, además de poseer la mayor cantidad de plataformas del mundo.

· Complejidad del modelo geológico del yacimiento.

· Estrategia de drenaje y localizaciones de fondo de pozo.

· Plan de desarrollo de campos petroleros.

· Ingeniería y tecnología de diseño de pozos.

· Metodología de intervención de pozos.

· Diseño e instalación de líneas de conducción y plataformas.

Figura 2. Producción mundial de petróleo y agua. Fuente: Tomado de (Zheng, et al., 2016).

Figura 3. Ubicación de los bloques con potencial de gas en el Caribe Colombiano.

Fuente: Actualizado de Echeverry, 2016.

Tabla 1. Composición del agua de producción en campos de gas y petróleo , (Fakhru’l-Razi, et al., 2009), (International Association of Oil & Gas Producer, 2002), (Lee, et al., 2005), (Terrens & Tait, 1996), (Zheng, et al., 2016).

IMPACTOS DEL AGUA

PRODUCIDA A LOS

ECOSISTEMAS MARINOS

En la Tabla 2, se pueden observar los diferentes países que poseen una base legal con sus respectivos estándares de vertimiento de grasas y aceites, desde los más permisivos hasta los más estrictos.

Por ejemplo, los BTEX Y HPAs son los compuestos que presentan mayor toxicidad en el agua de producción lo cual ha motivado la realización de varios estudios con el fin de llevar el agua de producción a los niveles óptimos de vertimiento.

Tabla 2. Regulaciones y estándares de descarga de las concentraciones de aceites y grasas en mg/l contenidas en el agua de producción alrededor del mundo. (Veil, 2006), (Zheng, et al., 2016).

Igualmente, algunos HPAs pueden formar aductos del ADN y neoplasia en el hígado de pescado (Myers, Landahl, Krahn & McCain, 1991). Un panorama general de los efectos biológicos de los hidrocarburos aromáticos ha sido publicado por el programa de monitoreo y evaluación del ártico (AMAP, 2010).

Otros riegos asociados con la producción de gas natural y petróleo son el contenido de mercurio. El mercurio puede ser categorizado mediante las concentraciones adquiridas, donde:

· Menor a 5 ppb de líquido (<5 µg/ gas) – Bajo Riesgo.

· Entre 5 y 100 ppb de líquido (5-50 µg/gas) – Riego Intermedio.

· Mayores a 100 ppb de líquido (>50 µg/gas) – Alto Riesgo.

Si no se realizan controles específicos, el contacto con el mercurio, puede causar a los humanos daño neuronal o incluso la muerte por exposición crónica (Wilhelm, Mercury Technology Services, Ahmad Afdzal Md Isa & Shaharuddin Safri, 2008).

Con el gran potencial de hidrocarburos en las zonas profundas y ultra-profundas del Mar Caribe, Colombia ha puesto sus esperanzas en aumentar las reservas del país. Por lo tanto, los contratos que se encuentran actualmente en ejecución han permitido evidenciar la viabilidad de estos recursos.

Aunque ya se conoce una gran variedad de especies que habitan en el Mar Caribe, a futuro, es necesario realizar estudios oceánicos, con el fin de observar las posibles afectaciones que los BTEX, HPAs, AFs y demás contaminantes pueden causar a especies que ocupan nuestros dos océanos.

Para cumplir con los límites de descarga exigidos en cada zona de producción costa afuera, los sistemas de tratamiento de agua incluyen una serie de etapas y un variado número de tecnologías.

Los principios básicos de funcionamiento que se usan en el tratamiento del agua de producción son la separación gravitacional, coalescencia, flotación, extracción y filtración. Los sistemas de tratamiento del agua de producción se separan en sistemas primarios, secundarios y terciarios.

Los sistemas avanzados buscan remover contaminantes dispersos y disueltos en el agua de producción mediante absorción, adsorción, extracción, medios biológicos entre otros.

En consecuencia, el enfoque principal en el tratamiento de agua costa afuera es la remoción de aceites y grasas, a su vez, costa adentro, es la reducción de sales. Estos factores llevan a distintas direcciones a la hora de emplear un sistema de tratamiento de agua.

Para el planeamiento y manejo de las operaciones en campos costa afuera, una combinación de los estándares BAT (“Best Available Technology”) y BEP (“Best Environmental Practices”) es esencial para prevenir y minimizar los daños por contaminación.

Las BAT se enfocan principalmente en la selección de la mejor tecnología disponible que pueda alcanzar los índices de vertimiento requeridos en cada país. Igualmente, las BEP apuntan a la creación y aplicación de medidas y estrategias de control ambiental (Ospar commission, 2013).

En la Tabla 3, se puede observar información detallada de algunas tecnologías de tratamiento de agua para yacimientos de gas en campos costa afuera, cumpliendo con los estándares BAT y BEP.

Tabla 3. Tecnologías de tratamiento de agua para campos de gas costa afuera como solución BAT/BEP. (Ebenezer, et al., 2012) , (Ospar Commission, 2013), (Zheng, et al., 2016).

Las características del agua de producción varían de un lugar a otro y del tiempo de producción. Como resultado, una misma configuración de tratamiento de agua, no se puede usar en todas las plataformas.

Existe una gran variedad de tecnologías de tratamiento de agua disponibles (Technology Subgroup of the Operations & Environment Task Group, 2011). La Figura 4 muestra una serie de variables o factores que influyen en la selección de tecnologías para el tratamiento del agua de producción.

Figura 4. Variables y factores que intervienen en la selección de las tecnologías de tratamiento de agua en operaciones costa afuera.

La mayoría de sistemas convencionales de tratamiento de agua llegan hasta a un nivel de tratamiento secundario cuando logran alcanzar los niveles de aceites y grasas permitidos en las regulaciones de cada zona costa afuera.

Debido a los recientes hallazgos de hidrocarburos en el Caribe Colombiano, en su mayor parte gas natural, la selección del sistema de tratamiento de agua para la protección del caribe colombiano, debe considerar los siguientes criterios, además de los usados en la Figura 4:

Tecnologías de tratamiento de agua utilizadas en pozos de gas.

Figura 5. Sistema de tratamiento de agua convencional del Mar del Norte Fuente: Modificado de (Walsh & Georgie, 2012).

Figura 6. Sistema de tratamiento de agua convencional del Golfo de México. Fuente: Modificado de (Walsh & Georgie, 2012).

La aplicación de dos columnas en el sistema permite un funcionamiento continuo con un proceso de extracción y regeneración simultáneo. Un ciclo típico consiste en una hora de extracción y una hora de regeneración (Dick, et al., 2007).

Estudios realizados en Noruega por la Statoil sobre diferentes tecnologías de tratamiento de agua, mostraron que la tecnología MPPE fue capaz de reducir el FIA entre un 84% a cerca del 100% del agua producida

(Dick, et al., 2007).

Figura 7. Diagrama de un sistema C-Tour Fuente: Modificado de (Ospar commission, 2013).

Figura 8. Diagrama de una unidad MPPE Fuente: Modificado de (Dick, et al., 2007).

Los sistemas convencionales de tratamiento de agua de producción son usados en conjunto con los sistemas avanzados de tratamiento para remover aceite disperso y disuelto, metales pesados, NORM, sólidos disueltos, bacterias y químicos de tratamiento.

Se realizó una descripción de cada una de las tecnologías convencionales y avanzadas para el tratamiento del agua de producción para campos de gas costa afuera.

Para la protección de los ecosistemas del Caribe Colombiano es necesario el uso de tecnologías convencionales en conjunto con tecnologías avanzadas, enfocándose no solo en remover el aceite disperso sino también el aceite disuelto.

Las tecnologías avanzadas que mostraron mayor aporte de remoción de aceites disueltos fueron el C-Tour y MPPE demostrando ser efectivas para el tratamiento de aguas de producción provenientes de campos de gas, reduciendo el FIA en más de un 80%.

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Juan Sebastián García Reyes¹*; Sergio Leonardo Herrera Velasco¹; Manuel Enrique Cabarcas Simancas².