Ya se estaban considerando preguntas sobre la escala de los no convencionales, las limitaciones del abastecimiento de agua, la economía de la reutilización del agua, las necesidades de infraestructura y la sustentabilidad. La volatilidad de la industria, la sismicidad y los desafíos regulatorios fueron factores importantes de manera continua durante esta evolución. Hoy en día, muchos de los desafíos iniciales se han resuelto, pero persisten nuevos desafíos. Las variaciones y desafíos regionales en la gestión del agua son evidentes.
¿Qué depara el futuro para el agua en los yacimientos no convencionales terrestres de EE. UU.?
La gestión del agua para los no convencionales en tierra de EE. UU. ha avanzado mucho en 10 años. En el período 2011-2012, aún no estaba claro qué extensiones de shale serían más viables.
En el Pérmico hace 10 años, los operadores preguntaban de dónde sacarían el agua para completar miles de pozos. La reutilización del agua producida estaba siendo evaluada principalmente en pruebas piloto por productores como Apache, Devon y Pioneer, pero no se consideró viable debido al alto costo del tratamiento y transporte por camión. Gran parte de Texas y el oeste estaban experimentando una sequía importante que también generó preocupaciones sobre el abastecimiento de agua para la fracturación hidráulica.
A pesar de estos desafíos, la sostenibilidad se consideró un factor en estas nuevas áreas de desarrollo, pero por lo general no fue suficiente para superar las diferencias de costos.
Hace diez años, era evidente que cada cuenca tenía consideraciones únicas de gestión del agua. Algunas cuencas, como Bakken y Marcellus, tenían importantes fuentes de agua superficial disponibles, mientras que Texas, Oklahoma y Nuevo México estaban regularmente bastante secos. La mayoría de las áreas tenían buenas formaciones disponibles para su disposición, siendo Pensilvania y Virginia Occidental las excepciones. Una tercera área de diferencia era la cantidad de agua producida que fluía de los nuevos pozos. Los pozos en el Pérmico se destacaron por tener la relación agua/petróleo más alta que se haya visto en la producción en tierra de EE. UU. Todas estas diferencias afectaron la forma en que cada región pudo manejar mejor sus desafíos relacionados con el agua.
En 2012, la mayoría de los operadores aún no consideraba seriamente la estrategia de gestión del agua para construir redes de tuberías de agua para mover grandes volúmenes de agua. Los terremotos no fueron un factor significativo en ninguna de las cuencas estadounidenses.
Sin embargo, algunos de los problemas de gestión del agua estaban cambiando. Por ejemplo, la naturaleza históricamente independiente de las empresas productoras comenzó a cambiar a medida que los desafíos del agua se consideraban problemas compartidos. Se establecieron grupos regionales de agua cuando las empresas comenzaron a compartir ideas relacionadas
con la gestión del agua.
La Energy Water Initiative (EWI) se formó como un grupo de compañías de petróleo y gas que intentaban mejorar las prácticas del agua. Su informe de 2015 sobre estudios de casos de gestión del agua abrió nuevos caminos para la colaboración de la industria. El informe EWI documentó siete tendencias, incluida la capacidad de utilizar fuentes de agua no dulce e innovaciones tecnológicas que hacen que la reutilización del agua producida sea más factible.(...)
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Traducción: Jorge Vallmitjana consultor (Vallmitjana & Company Consulting Services)
NOTA DE LA REDACCIÓN
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El presente artículo es más que contundente en cuanto al agua para fracturas en yacimientos no convencionales que es uno de los costos más importantes en las operaciones. Más importante aún es el límite de abastecimiento de este insumo y que hacer con el 30 % de retorno que surge de los pozos fracturados.
En EE.UU específicamente los grandes campos No Convencionales ya adoptaron el reciclado consiguiendo hasta el 50% de reutilización. Esto continuará por respeto al Medio Ambiente y sobre todo por la escases de agua en relación a los costos.
Un dato de Vaca Muerta indica que en 1 mes se hicieron 1350 etapas de fractura donde se inyectaron promedio 1.800.000 M3 con un retorno promedio (Flowback) del 30% equivalente a 540.000 M3 para eliminar reinyectando en sumideros o tratamiento especifico en plantas de residuos líquidos y sólidos.
En Argentina cada operadora de yacimiento hace su propia gestión del agua y es momento de observar a los países más desarrollados en experiencia con las mejoras logradas.
Hoy el abastecimiento y eliminación del agua es un problema crítico y está presente en todos los yacimientos actuales además de los que se están incorporando en la cuenca .Esto debería ser tema para evolucionar conjuntamente en la gestión del agua de fractura, ya que nos llevará muchos años el desarrollo energético recién iniciado en nuestro país.
- BRENT 73,30 
