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Timestamp: 2018-09-25 03:45:16+00:00

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Diagnóstico de Producción de Agua, Curvas de Chang, Marcelo Madrid, 2009, 3 Pgs
Resumen Fracking
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“Fracking”_ La Extracción Petrolera Que Preocupa a Ecologistas y Se Acerca a Chile - Diario y Radio Uchile
Fracturamiento Hidráulico o Fracking
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Por Ing. Juan Carlos Trombetta
Uno de los elementos más importantes del desarrollo de shale gas es el agua; sus correctos tratamiento y utilización son esenciales para asegurar el cuidado del medio ambiente.
os fluidos de fractura consisten principalmente en miles de metros cúbicos de agua mezclada con arenas de fractura y una variedad de aditivos químicos. Es fundamental destacar entonces que no sólo es relevante el disponer de un importante volumen de agua para inyectar, sino también saber qué se hará con el producido después del tratamiento de fractura. La disposición del agua producida suele ser una preocupación para la industria. Después del tratamiento por fractura hidráulica, el fluido de fractura mezclado con agua de la formación comienza a retroceder en el casing hacia la cabeza del pozo, creando un fluido de retorno (flowback). El 20% al 40% del agua usada para fractura retorna a la superficie como flowback y, más tarde, como agua de producción. Este fluido, además de los componentes de su formulación base, traerá consigo elementos que son parte de la formación misma y que se encuentran en las profundida-
des de fractura, aproximadamente 2.000 a 3.500 metros. Uno de los ingredientes más notables son las sales de sodio y calcio, pero también estarán presentes el bario, estroncio, hierro, numerosos metales, petróleo, tensioactivos y otros componentes. La calidad de este flowback difiere según la geología de cada región y el tipo de fluido de fractura diseñado. Este fluido es tratado convenientemente antes de disponerlo, ya sea en pozos sumideros aprobados para tal fin o para su reuso en operaciones posteriores de fractura u otras aplicaciones. Una vez tratado este fluido, se obtendrán al menos tres fases (agua, crudo y sólidos) que serán tratadas nuevamente antes de su disposición final. La tecnología y la infraestructura necesarias para estos tratamientos dependerán de cada caso en particular, pero se cuenta ya con diferentes alternativas y últimamente hay disponibles desarrollos de tratamiento con productos y equipamiento nacional de efectiva performance en nuestro país.
52 | Petrotecnia • agosto, 2012
Se trata de un material granular. el desarrollo bacteriano. A continuación se detalla cada tipo: Fluido de gel lineal acuoso: son formulados con un rango amplio de polímeros en base acuosa. No todos los pozos requerirán cada especie de aditivo. •	Experiencia con el tipo de formación. el volumen de agua por manejar. fluidos de fractura basados en hidrocarburos. tensioactivos. diésel. la estabilidad y la ruptura del fluido de fractura. Los fluidos predominantes utilizados para fractura son a base de agua mezclados con reductores de fricción que permiten que el fluido en sí más las arenas de fractura sean bombeados a la zona de interés a mayor caudal y menor presión que si se usara agua solamente. Los fluidos de base acuosa son los de mayor uso. son los que a menudo dan la pauta del manejo del agua y las opciones de disposición o tratamiento.El fluido de fractura y sus componentes El agua es un elemento importante para la mayoría de los tratamientos por fractura hidráulica. debido a su bajo costo. Es importante destacar que la mayoría de los aditivos usados en fluidos de fractura presentan riesgos muy bajos para la salud. cloruro de potasio.5% y 2% del total del fluido. Se usan sales de aluminio de ácidos fosfórico orgánicos para elevar la viscosidad. el transporte de arena de fractura. productos destilados y varios aceites. inhibidores de corrosión e incrustación. Los polímeros normalmente utilizados son: goma guar. ruptores de geles. secuestrantes de oxígeno. estabilizantes de arcillas. hidroxi propil guar (HPG). más las características del agua de la formación que está siendo fracturada. biocidas y bactericidas para prevenir el crecimiento de microorganismos. hidroxi etil celulosa (HEC) y carboximetil hidroxi propil guar (CMHPG). 2012 | 53 . empresa contratada y pozo. •	Tipo de arena de fractura. que se mezcla con el fluido de fractura y su misión es mantener abierta o apuntalar la fractura producida al inyectar el fluido a alta presión y mantener la conductividad de fractura deseada. •	Disponibilidad de materiales. los otros aditivos químicos pueden ser ácidos diluidos para remover lodo de perforación de la pared del pozo. La arena de fractura o agente sostén (proppant) es el otro constituyente de importancia en volumen. •	Viscosidad requerida. Fluidos base hidrocarburo: son indicados para formaciones sensibles al agua. El diseño de un fluido de fractura se basa en los siguientes parámetros: •	Tipo de fluido. espumas (o con reductor de fricción). Los fluidos pueden ser basados en geles lineales acuosos. •	Costo. •	Reología del fluido. En adición a los reductores de fricción. Normalmente utilizan querosén gelificado. alta performance. gran capacidad de soporte. aun más. Los desafíos específicos por enfrentar son el tamaño de la operación. y las empresas de servicio varían el diseño de estos fluidos. el contenido de hierro. La concentración promedio de estos aditivos está comprendida entre el 0. representa el 95% del total de componentes del fluido. basadas en las características de la formación del reservorio y de los objetivos específicos del operador. Estos polímeros son productos en polvo que se hidratan o hinchan al mezclarse con agua y forman un gel viscoso. dar capacidad de transporte de las arenas de fractura y mejorar la estabilidad a la Petrotecnia • agosto. Tipos de fluidos de fractura El desarrollo de fluidos de fractura específicos para cada situación está en constante evolución. si bien hay diversas fórmulas para cada tipo de aditivo. usualmente arena. El fluido de fractura es un producto formulado con precaución. agentes formadores de gel (entrecruzadores). La composición del fluido de fractura variará por yacimiento. Estos aditivos. usualmente se requiere sólo uno o un poco de cada especie. geles entrecruzados. aceptables para el medio ambiente y fáciles de manejar. estabilizadores de pH. entre algunos otros.
Luego de que la fractura se ha realizado.temperatura. tratamiento y vuelco. Esto permite que el agua asociada a operaciones de shale pueda visualizarse como potencial fuente de recurso de agua para fractura. nos referiremos a las alternativas de tratamiento del flowback y el de sus componentes posterior a su procesamiento. El agua es generalmente controlada a través de una variedad de mecanismos que incluyen la inyección subterránea (pozos sumideros). Luego. los Gobiernos locales y las compañías operadoras buscan la forma de controlar el agua producida de forma de proteger las fuentes de agua superficial y subterránea y de reducir la demanda futura de agua dulce. estos son más caros y más difíciles de manejar. que suelen ser efectivas. Los polímeros mayormente utilizados son goma guar y HPG. En algunos estados de los Estados Unidos. Se utilizan en formaciones de baja presión y sensibles al agua. incluso. La desventaja del uso de estos fluidos es que no trabajan con alta concentración de arenas. el agua es inyectada en pozos sumideros y almacenada allí. su costo. Control de la calidad del agua producida y su tratamiento Hemos hecho una descripción de los distintos componentes factibles de estar presentes en un fluido de fractura para ahora dedicarnos a ver los efectos en el ambiente del retorno de este fluido a la superficie. y reciclado. re-usar y reciclar”. se comenzará a producir agua junto con el gas o crudo producido. 2012 . tratar y disponer el agua producida luego de las operaciones de fractura hidráulica. Permanentemente se están desarrollando nuevas tecnologías de tratamiento que se suman a las aplicaciones de tratamientos ya existentes. por ejemplo. un agente espumante y una fase interna generalmente nitrógeno o dióxido de carbono. Comparados con los fluidos base agua. es muy alto y son antieconómicos comparados con los fluidos base agua. No importa la procedencia: este retorno siempre debe ser controlado. Los más difundidos son los que utilizan complejos de zirconio y titanio combinados con goma guar. HPG y CMHPG. Otra variante es la que contempla el uso de compuestos organometálicos para lograr el entrecruzamiento. el agua de formación natural. 54 | Petrotecnia • agosto. así como del equipo para aplicarlo. para tratar el agua producida y poder reutilizarla en una variedad de aplicaciones. Bajo la consigna de “reducir. Fluidos de geles entrecruzados: algunos son geles de fractura que se obtienen al utilizar boro para entrecruzar los polímeros hidratados y así proveer un incremento de la viscosidad. Fluidos base espuma: contienen una fase líquida (usualmente gelificada). estos grupos examinan los métodos tradicionales e innovadores para administrar. En los Estados Unidos. Una parte es fluido de fractura que retorna y otra. los Estados.
Almacenamiento en lagunas artificiales: deben cumplir con las disposiciones locales. En diversas operaciones de ese país. Las salmueras producidas son difíciles y costosas de tratar. Un tratamiento incompleto de estas salmueras crea una situación donde los altos TDS traen problemas en las plantas de potabilización como la formación de trihalometanos (TTHM). indudablemente que esta cifra es muy significativa. Sobre una base 56 | Petrotecnia • agosto. el costo se ubica entre 2. deben ser almacenados en el lugar de trabajo y transportados desde la fuente de suministro hasta el punto final de tratamiento o disposición.promedio de 60. transporte 0. Idealmente.25/1. por su sigla en inglés).0 U$S/bbl. muchos operadores utilizan tanques metálicos para almacenar fluidos por inyectar y los producidos por ope- vale destacar que el control de estos sumideros está a cargo del Underground Injection Control Program (UIC) of the Federal Safe Drinking Water Act. durante y después de la fractura. y la salinidad de este efluente crea altos niveles de sólidos totales disueltos (TDS. según las autoridades de los Estados Unidos. 2012 . En las operaciones realizadas en los Estados Unidos. Se deberá prever cualquier potencial pérdida por infiltración.8 U$S/bbl. arenas de fractura y aditivos químicos. que deberán ser construidas de forma tal que conserven su integridad estructural durante toda su vida útil.63/5. Estas lagunas son usadas en varios estados de los Estados Unidos para almacenar fluidos por largos períodos y se las localiza distantes de cursos de agua superficiales. Los TDS reaccionan con el cloro que se agrega en la etapa de potabilización y se forman así los TTHM. de esta forma se evita su contacto con el agua dulce existente. los fluidos usados para fractura generalmente son almacenados en tanques o lagunas artificiales debidamente aisladas o recubiertas con film protector. Todos los componentes del fluido de fractura incluyendo el agua. En definitiva. deben ser administrados en forma adecuada en el sitio de trabajo antes.00 U$S/bbl y para disponer del agua entre 0.75 U$S/bbl. Manejo de fluidos y su almacenamiento Los fluidos que se manejan antes y después de la fractura. buenas prácticas industriales y especificación del film protector.5/9. generalmente. El programa es diseñado para confinar el agua producida en una zona apta para inyección. En febrero 2012. Los fluidos de retorno o flowback también se envían a tanques o piletas realizadas en tierra siguiendo normas ambientales y revestidas. Almacenamiento en tanques: en los Estados Unidos. en Oil and Gas Facilities –SPE se publicó una tabla con el costo en Bakken para el manejo del agua en estas estimulaciones: obtener el agua cruda 0.0 y 16. Como ejemplo vale citar el caso de Pennsylvania en donde el agua producida es reciclada.000 bbl por pozo estimulado. los componentes del fluido de fractura deberán mezclarse entre sí sólo cuando se los necesite. varios operadores han convenido en centralizar el uso de estas lagunas para aumentar la eficiencia y limitar su número.
sino también aprovechar mejor una fuente de suministro de agua muy importante para futuros trabajos de fractura y otras aplicaciones. en general. 3)	Reuso/reciclado. deberían ser removidos de la locación una vez terminada la operación. todos los fluidos. Reuso/reciclado: es un hecho que es mucho más práctico tratar el agua para que cumpla con especificacio- Petrotecnia • agosto. 2012 | 57 . org/Publications/). En nuestro país.raciones de fractura en lugar de lagunas artificiales. Pozos sumideros: la disposición de los fluidos de retorno en pozos sumideros. La API (American Pretoleum Institute) ha publicado varios documentos relativos al tema (www. Adicionalmente y en el caso de usarse lagunas artificiales. la capacidad de tratamiento de las plantas antes citadas y la habilidad del operador de obtener los permisos de descarga. incluyendo la disponibilidad de zonas aptas para la inyección y la posibilidad de obtener permisos para hacerlo. cumplir con los parámetros de calidad y luego volcada a la superficie). Administración y disposición del agua asociada con fractura hidráulica Según las normativas estadounidenses. estas deben eliminarse luego de terminada la operación. se están instalando en forma temporal plantas de tratamiento o se están utilizando plantas móviles. donde esta práctica es factible. El agua utilizada en ciertos procedimientos de fractura suele disponerse de las siguientes formas: 1)	Es inyectada en pozos sumideros de acuerdo con reglamentaciones locales. En muchas zonas. pero en breve deberán contemplarse alternativas de tratamiento de los fluidos producidos ya que no sólo es importante tener siempre el control de la contaminación.api. donde la ley de hidrocarburos establece los requisitos que se deben cumplir para estas instalaciones. 2)	Es transportada a plantas de tratamiento dependiendo de los permisos de cada zona (en ciertas regiones. una solución alternativa es la construcción de plantas (propias o de terceros) operadas por cooperativas o una empresa relacionada con el medio ambiente. Estas plantas pueden aliviar o reducir el uso de camiones para transportar los efluentes. el agua es tratada para remover los agentes polutantes. 4)	Otros usos industriales. Plantas de tratamiento de desechos industriales: muchos operadores estadounidenses entienden que los requerimientos de disposición futuros no van a permitir tratar estos fluidos en las plantas disponibles para el tratamiento de desechos industriales. 5)	Tratamiento in situ. incluyendo los de fractura y flowback. es reconocida como una actividad bien regulada y efectiva. Las opciones de disposición dependen de una variedad de factores. Por ello. se está utilizando la opción 1 por ahora. Estos tanques deben cumplir con los estándares establecidos por los Estados y lo mismo aplicaría a nuestro país.
Se están adaptando avances tecnológicos aplicados a otros tratamientos de agua industrial.000 ppm) a salmuera supersaturada (50. Tratamiento in situ: a continuación veremos un ejemplo de este sistema de tratamiento. la salinidad del agua puede estar comprendida entre salobre (5. se está ajustando la tecnología de destilación para mejorar la efectividad del actual tratamiento del agua de retorno entre un 75% y un 80%. Una aplicación puede ser la perforación. otros compuestos. la destilación es también un proceso energético intensivo que puede resultar una opción sólo en operaciones con mejoras tecnológicas. Otra de las características del agua que pueden influir en las posibilidades de reuso en fractura. como ya vimos.000 a más de 200. El volumen de fluido de fractura asciende a unos 30. Lo cierto es que para cualesquiera de estas potenciales aplicaciones.000 a 35. sustancias orgánicas solubles. Requiere de la selección apropiada de productos químicos y diseño del tratamiento.nes para ser reutilizada en futuros trabajos de fractura que tratarla para que reúna los requisitos para devolverla a la fuente o volcarla en la superficie. El yacimiento Pinedale Anticline ubicado en el sudeste de Wyoming. La reutilización del flowback provee una solución práctica para contrarrestar los efectos de la baja disponibilidad de agua dulce y las dificultosas situaciones de disposición. preparar salmueras o. incluye la concentración de hidrocarburos. Hasta el año 2004. magnesio. Por ejemplo. silicatos y. Otros usos industriales: puede considerarse el uso de agua proveniente del flowback en otras aplicaciones. hierro. otra podría ser la reinyección para operaciones de secundaria o incluso.000 a 50. para tratar las de alta salinidad proveniente de fracturas hidráulicas y que incluyen la ósmosis inversa y la innovación en membranas.000 bbl. La salinidad. es un ejemplo de cómo el reciclado del agua ha contribuido significativamente para tener disponibilidad de este recurso para el desarrollo del yacimiento. Asimismo. tal vez. salina (35.000 ppm). pero esto va a depender de las consideraciones de la locación. el fluido de fractura no se procesa- 58 | Petrotecnia • agosto. para incrementar la efectividad del tratamiento y la eficiencia total del proceso. El proceso de fractura se realiza durante las 24 horas a razón de 3 a 4 días por pozo. El agua de formación y el retorno del fluido de fractura pueden ser reutilizados para fractura dependiendo de la calidad del agua. 2012 . los sólidos disueltos y las características generales de este fluido pueden variar dependiendo de la geología de la formación y del estrato rocoso. Sin embargo. boro. Alentar esta alternativa requiere de un planeamiento cuidadoso y del conocimiento minucioso de la composición del flowback y del agua de formación. se requerirá un tratamiento adecuado. y la recuperación inicial está comprendida entre 25% y 50%. sólidos suspendidos. calcio.000 ppm). trazas de benceno. nuevas operaciones de fractura.
y la materia orgánica fue removida por debajo de los niveles de detección. la realización de los ajustes de pH finales y su posterior retorno a campo para su reuso. 2012 . el agua producida y el flowback eran transportados en camiones e inyectados en pozos sumideros o dispuestos en lagunas para su evaporación. Sistema de tratamiento in situ del yaciemiento Pinedale Anticline. el trabajo realizado permitió comprobar la factibilidad de implementar un sistema de tratamiento. boro y sólidos disueltos. Una vez tratados estos retornos. esta planta procesó más de 22 millones de barriles de agua de fractura. Allí se realizó el ajuste de pH seguido del agregado de aditivo ruptor de geles. La segunda fase fue designada para procesar más agua para perforación y cementación. Los sólidos acumulados en los tanques de tratamiento de la fase acuosa se transfirieron a otro módulo con agitación lenta donde se procedió al agregado de floculante selectivo que permitió desaguar estos barros y hacerlos aptos para tratarlos en una centrífuga. Sin embargo. el procesado vuelve a los operadores para más aplicaciones de campo. como se muestra en la figura 1. La tercera fase incorporó la electrocoagulación y un segundo tratamiento de ósmosis inversa para cumplir con los requerimientos para inyección en pozos. Todo crudo que pudo separarse mientras se descargaba el camión.75 mg/l. La adición de un coagulante. El fluido por tratar se recibió en el lugar de procesado por medio de camiones que volcaron su contenido en tanques provistos de sistema de agitación. el boro se redujo de un promedio de 20 mg/l a menos de 0. completó la separación de fases para obtener agua clarificada (sólidos suspendidos < 5 ppm). Experiencias en la Argentina con fluidos de fractura Con el objetivo de poder extrapolar la aplicación de tecnología local a los inminentes proyectos de fractura para obtención de petróleo y gas de forma no convencional. a un caudal suficiente para abastecer fracturas en forma continua. se llevaron a cabo dos experiencias en las provincias de Chubut y Santa Cruz con fluidos de fractura convencionales.Agua producida Filtro de arena Separador agua / crudo Tratamiento anaeróbico Tratamiento aeróbico Clarificador Bioreactor Bioreactor membrana Osmosis inversa Intercambio ion boro Electrocoagulación Ósmosis inversa Pozo inyector Retorno a las operadoras Agua limpia a vertedero Figura 1. La adición de agentes desemulsionantes ha sido de ayuda para permitir la obtención de crudo de acuerdo a las especificaciones para su envío a la planta de tratamiento. El agua fue transferida a un tanque de agua tratada para el agregado de biocidas. Este trabajo fue realizado íntegramente por empresas nacionales. La fase acuosa con sólidos en suspensión recibió un tratamiento en tanques destinados para tal fin. fue diseñado y construido para lograr el desarrollo del yacimiento en tres fases. construcciones de superficie y otros desarrollos de campo. tanto como aquel que se separó en los tanques por medios físico-químicos. se utilizó un bioreactor con membrana. se pasó a otro tanque o módulo de tratamiento calefaccionado. La primera usó tratamientos biológicos anaeróbico y aeróbico seguidos por clarificación y filtración para limpiar el agua producida y el flowback. se requirieron unidades de flotación por gas inducido (IGF) que permiten la separación de fases en forma continua y rápida. El proceso en Pinedale Anticline. aromáticos disueltos. utilizando equipamiento disponible en campo y otros provistos por empresas de servicio. la eficacia de los productos químicos de fabricación local. ba. El tiempo de residencia es fundamental para permitir una separación natural de fases entre el agua y el crudo si no se cuenta con un sistema de separación inducida. ósmosis inversa y proceso de intercambio iónico para así eliminar componentes como el metanol. Para cumplir con los requerimientos de descarga a ríos. Las sales inorgánicas se lograron reducir de 8000 mg/l a menos de 100 mg/l. poliacrilamidas. Desde luego. tanto de asesoramiento y servicio como de 60 | Petrotecnia • agosto. Dado el volumen significativamente mayor por tratar en fracturas de yacimientos no convencionales. En los primeros cuatro años de trabajo. una variedad de aditivos de fractura y un alto valor de sólidos suspendidos. los volúmenes de fluido de fractura con- vencional son sustancialmente menores a los que se utilizan en operaciones de shale. seleccionado por ensayos previos de laboratorio. la posibilidad de separar el efluente en tres fases bien identificadas y planificar alternativas de tratamiento ulterior para cada una de estas fases. El reciclado del fluido comienza en 2006 en una planta que recibe los efluentes de las operadoras y debe tratarse variadas mezclas de geles de goma guar.
de subsidiariedad. La política ambiental argentina está sujeta al cumplimiento de los siguientes principios: de congruencia.° 831/1993: reglamenta la Ley N. §	Resolución SEN 341/1993: aprueba el cronograma y normas para el reacondicionamiento de piletas y de restauración de suelos. Estos son apenas unos ejemplos y nuevas alternativas que se están considerando y evaluando en forma continua.° 24.° 25. §	Ley N. que constantemente se dedican al desarrollo de nuevas formulaciones y de mejoras en los diseños de equipos para contar con un sistema integral y tratar los retornos de fluido de fractura. en consecuencia. Otro caso es el de los sistemas de evaporación diseñados para reciclar el agua de fractura en el lugar de la operación. En los casos en que se tengan altos valores de bario y radio.° 25. §	Resolución SEN 419/1993: auditorias de seguridad. §	Ley N.° 437/93: de la evaluación ambiental previa a la actividad petrolera. principalmente sobre el suelo y el agua. y remover sólidos suspendidos. Plantas de tratamiento móviles Es importante destacar que hay muchos diseños disponibles de plantas móviles que han probado su eficiencia en varios yacimientos de los Estados Unidos.° 24. La ozonización combina el uso de ozono.Desafíos normativos que presenta la nueva modalidad operativa (shale y tight sand) La utilización de grandes volúmenes de agua para realizar las operaciones de fractura hidráulica genera. no existía a nivel mundial una conciencia medioambiental como la que afortunadamente hoy ya se tiene. Trabajan por recomprensión mecánica del vapor y se obtiene agua destilada y un concentrado de sales que van a una planta de cristalización para obtención de cloruro de sodio. Algunos de estos sistemas incluyen un lecho filtrante seguido de ozonización. §	Resolución 252/93: guía que orienta para la preparación de estudios ambientales exigidos por la Resolución 105/92. Esta nueva técnica extractiva trae diversos impactos ambientales que se agregan a los conocidos. y sean derivados de procesos industriales o de actividades de servicios. de progresividad.688/2002: establece el “Régimen de Gestión Ambiental de Aguas” que consagra los presupues- 62 | Petrotecnia • agosto. Hagamos un resumen de las leyes y resoluciones que aplican a la actividad hidrocarburífera vigente: manufactura de productos químicos. Luego se pasa al proceso de evaporación y cristalización en el que se obtiene cloruro de sodio y agua destilada. precipitación de sulfatos y carbonatos y absorción de dióxido de manganeso. la preservación y protección de la diversidad biológica y la implementación del desarrollo sustentable. separación por centrifugado y filtración adicional por filtros a cartucho y membranas. desde que allá por 1907 comenzó la actividad petrolera en el país y hasta la década de 1990. §	Ley Nacional N. que facilitan la remoción por flotación. de responsabilidad. de equidad intergeneracional. Los métodos tradicionales de pretratamiento de aguas producidas antes de someterlas a evaporación térmica incluyen la oxidación y el tratamiento con calcio para precipitar hierro y manganeso. La cavitación ultrasónica convierte las partículas grandes en pequeñas. §	Resolución SEN 342/1993: establece la estructura de los planes de contingencia. §	Decreto N. de prevención. 2012 . La Argentina. superficial y subterránea.675: Ley General del Ambiente. Transductores ultrasónicos inician la flotación de crudo y sólidos suspendidos por generación de gas disuelto y la conversión de ozono a radicales hidroxilo que oxidarán todo compuesto orgánico en nanosegundos.675/2002: denominada “Ley General del Ambiente” que establece los presupuestos mínimos para el logro de una gestión sustentable y adecuada del ambiente. que sean generados en todo el territorio nacional. §	Resolución SEN 5/95: normas y procedimientos sobre abandono de pozos y su revisión en el Decreto 1631/2006. a raíz de la implementación de esta tecnología no convencional de obtención de gas y crudo deberá enfrentar un desafío muy importante en términos de proteger el medio ambiente y minimizar la utilización de recursos no renovables. §	Ley N.051: ley de residuos peligrosos. El agua supersaturada en ozono es mezclada con el efluente por flasheo usando cavitación hidrodinámica. grandes volúmenes de retorno. de sustentabilidad. ultrasonido y electroprecipitación.612/2002 que regula la gestión integral de residuos de origen industrial y de actividades de servicio. República Argentina §	Res. de solidaridad y de cooperación. Ensayos hechos con agua producida en el yacimiento Marcellus muestran la factibilidad de tratar agua con alto contenido de sólidos disueltos.° 25. §	Ley N.° 25. precautorio. la nanofiltración. se requiere de un pretratamiento que incluye el intercambio iónico. SEN 105/92: establece las normas y procedimientos para la protección del medio ambiente durante la exploración y explotación de hidrocarburos.051. Haciendo historia. §	Decreto N.
limitar los procedimientos de fractura a menos de una determinada profundidad o a menos de una determinada distancia de ríos. acuíferos o áreas naturales protegidas. §	Aplicación del sistema de locación seca. §	Disposición SSMA N. Respecto del agua superficial.tos mínimos ambientales para la preservación de las aguas.O. §	Resolución SEN 785/05: programa nacional de control de pérdidas en tanques aéreos de almacenamiento de hidrocarburos y sus derivados.° 1875 (T. ordenado 2267): ley de prevención. 899: Código de aguas. los trabajos para yacimientos shale son similares a los yacimientos convencionales. §	Decreto N. Sí es importante resaltar algunos aspectos que deberían adicionarse a la normativa actual para contemplar aspectos como: determinar previamente la presencia de napas y acuíferos que serán afectados por la perforación.° 1905/09: reglamente la Ley N. lagos. §	Decreto 1483/12 de agosto de 2012. defensa y mejoramiento del medio ambiente. §	Decreto N. Presentación.° 2600: establece el certificado de aptitud ambiental. su aprovechamiento y uso racional.° 312/05: disposición final de los efluentes cloacales en los campamentos instalados con motivo del desarrollo de las actividades hidrocarburíferas. tratamiento de lodos y cutting. §	Decreto N.° 2656/99: reglamenta la Ley N. 2012 | 63 . §	Disposición N. §	Ley N. §	Resolución SEN 24/04: establece los procedimientos para la presentación de denuncias de incidentes ambientales. workover o pulling de los pozos (no se aplica en los casos de perforación bajo el sistema de locación seca).° 111/10: utilización de mantas oleofílicas para la prevención de derrames.° 1875. durante la perforación. reglamenta las normas y procedimientos para exploración y desarrollo de reservorios no convencionales. Petrotecnia • agosto. Para las cuencas interjurisdiccionales se crean los comités de cuencas hídricas. control de sólidos.° 2666: reglamenta la actividad hidrocarburífera y actividad minera. §	Resolución SEN 25/04: normas de presentación de estudios ambientales. Conceptualmente. conservación. arroyos. Estudio de Sensibilidad Ambiental. por ello se puede considerar que los riesgos ambientales derivados de la explotación de reservas tight y shale ta el uso de aguas públicas. §	Ley N.° 2756/83: reglamen§	Ley N. sumándole la obligato- Provincia del Neuquén §	Ley Nro.° 2600. sería importante cuantificar y proyectar el suministro. Obligatoriedad. no difieren sustancialmente de los generados por la explotación convencional.
2012 . Tiene más de 30 años de experiencia adquirida en empresas multinacionales trabajando en el uso y aplicación de productos y sistemas para operaciones de separación sólidolíquido. es fundador de JCT Consultores. Conclusiones Las fracturas hidráulicas para obtención de petróleo y gas por métodos no convencionales requieren de un gran volumen de agua. transporte de arena de fractura. volumen de agua por manejar. desarrollo bacteriano. el diseño y puesta en marcha de tecnologías e instalaciones de superficie en proyectos EOR/IOR y tecnologías para modificación de perfiles de inyección. Como vimos. etcétera. su desarrollo y crecimiento están disponibles para acompañar la implementación de la fractura en nuestro país. las provincias y operadores deben unir esfuerzos e invertir en el control y tratamiento del agua producida. Es deseable que por ningún concepto se planifique un proyecto de esta naturaleza omitiendo los costos implícitos en la preservación de recursos. De acuerdo a la experiencia estadounidense. Considerar el cumplimiento de normativas que preserven el medio ambiente y la vida toda. saber si es factible y rentable aplicar esta tecnología. preparación de salmueras. Ing. Es tan relevante el disponer del agua para inyectar. tecnología y diseño de equipamiento para tratar los fluidos de fractura. La Nación. Si bien el desarrollo convencional es nuevo en la Argentina.riedad de su reutilización y reglamentar sobre el destino final del volumen de agua no reutilizada. El agua producida de las operaciones de fractura debe tratarse. Los desafíos específicos por enfrentar son: tamaño de la operación. existe a nivel nacional y provincial una profusa y completa normativa. El agua tratada puede ser utilizada para muchas otras aplicaciones de campo como la perforación. existen muchas empresas con la experiencia suficiente que vienen trabajando desde hace décadas en el tratamiento de aguas. Juan Carlos Trombetta es ingeniero químico por la Universidad de Buenos Aires. cambiando y agregando lo que corresponda. ser aplicada a esta nueva modalidad. también dará una idea real del costo de explotación y. el tratamiento de las aguas de fractura y la utilizada en recuperación secundaria y terciaria de petróleo. como saber qué se hará con el producido tras el tratamiento de fractura. el tratamiento y disposición de efluentes y el cuidado del medio ambiente. Por esa razón. disponemos de productos. inyección secundaria. entonces. el costo de obtener y tratar el agua juega un papel muy importante en la economía del proyecto. Asimismo. 64 | Petrotecnia • agosto. Se deberá prever cualquier potencial pérdida por infiltración y tener todas las precauciones para que esto no ocasione ningún problema al medio ambiente. estabilidad y ruptura del fluido de fractura. actualmente aplicable a la explotación convencional que puede.
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