“La industria del shale no debe competir por el agua con otros usos”

Según Daniel Shannon, directivo de Halliburton

El agua reciclada o los efluentes de plantas de tratamiento constituyen opciones aptas para el sector hidrocarburífero no convencional, cuyas necesidades hídricas no deben superponerse con la demanda agrícola o residencial. Así lo cree el especialista Daniel Shannon, quien destaca la viabilidad económica de varias alternativas.

A la hora de garantizar una gestión hídrica sostenible en la actividad hidrocarburífera no convencional, Daniel Shannon, gerente de Desarrollo de Negocios Internacionales de Halliburton, no lo duda: lo esencial es sacar a la industria del ciclo de agua de alta calidad. “Esto significa, básicamente, dejar de competir por el suministro hídrico con los usos municipales, agrícolas y de otras necesidades industriales”, explicó el experto durante la jornada inaugural de la cumbre “Water Management for Shale Plays Argentina”, desarrollada en Buenos Aires a mediados de abril.
Históricamente, indicó, en los campos petroleros se han obtenido entre 3 y 5 barriles de produced water (es decir, el agua producida durante la extracción de petróleo o gas) por cada barril de hidrocarburos. “Hoy, en tanto, se precisan unos 16.000 metros cúbicos (m³) para completar algunos pozos, mientras que el flow back (o sea, el flujo que regresa a la superficie) alcanza un volumen promedio de 4.500 m³. Y a este requerimiento de un mayor suministro deben sumarse nuevos inconvenientes relacionados con la disposición del agua, su transporte y mayores exigencias regulatorias”, puntualizó.
A tono con este escenario, por estos días el sector está recibiendo un elevado número de críticas ambientales en los medios. “Una de ellas se relaciona con nuestro elevado consumo de agua, lo cual constituye un error. La verdad es que no usamos tanta agua como se cree. El problema es que aún no la reusamos todo lo posible: hay que maximizar la reutilización”, señaló.
A su entender, en una primera instancia resulta clave definir en qué aplicaciones se reutilizará el recurso. “Una de las preguntas a responder es, por ejemplo, qué calidad de agua necesitamos para las fracturas en el ámbito no convencional. Y hay maneras científicas de determinarlo”, aseveró.
Una vez tomada esta decisión y llevados a cabo los análisis correspondientes, deben caracterizarse las opciones disponibles y, en último término, designarse los procesos mediante los cuales se sustituirá el agua de calidad por agua reutilizada. “Así se completaría el ciclo de eficiencia en los costos y la recuperación hídrica”, apuntó.

Variables a considerar

A decir de Shannon, el circuito de administración de agua en la industria hidrocarburífera no tradicional posee una creciente complejidad y un costo cada vez más alto. “Tomamos el agua de algún lugar, tal vez pagando por ella, la transportamos, la almacenamos, la empleamos en inyección de fluidos de las fracturas, la recuperamos, la volvemos a transportar, la volvemos a almacenar, la tratamos y la vertimos en algún lado”, enumeró.
Según sus palabras, en el ámbito del shale no se trata sólo de evaluar los costos del agua, sino también de los fluidos de fracturas. “En ese sentido, en Halliburton combinamos una enorme experiencia a escala global con la más avanzada ingeniería y tecnología de procesamiento hídrico para fracturas no convencionales a fin de ofrecer las soluciones más eficaces y sofisticadas en materia de reuso de agua”, afirmó.
No obstante, la reutilización sólo tiene sentido cuando el costo total del recurso hídrico no supera los u$s 3 por barril. “Más que cualquier otra, ésa debería ser la variable a seguir en una industria que, en la actualidad, se encuentra literalmente tapada por el agua”, bromeó.
Ante una presión mediática cada vez más fuerte en pos de garantizar la seguridad y el cuidado ambiental en las operaciones hidrocarburíferas no convencionales, y con el fracking en boca de todos, Shannon calificó como “vital” la maximización del reuso y la minimización de los costos. “Además de incrementar el porcentaje de produced water reutilizada en las fracturas, debemos disminuir el volumen enviado a almacenar junto con la demanda específica de agua dulce. En paralelo, convendría reducir los gastos en tratamientos hídricos y transporte, cambiar la formulación de fluidos en las fracturas para ajustar la salinidad y reciclar recursos sin poner en riesgo la producción”, detalló.

Alternativas hídricas

El consumo de agua dulce en perforaciones de shale podría virtualmente eliminarse, a criterio de Shannon, si se tomaran en cuenta y pusieran en práctica determinadas alternativas. “Desde el agua reciclada hasta el agua de minas abandonadas, pasando por las cuencas de control de aguas de tormenta, los efluentes de plantas municipales de tratamiento y el agua de enfriamiento de centrales eléctricas, entre otras fuentes. La buena noticia es que algunas de esas opciones son relativamente baratas”, destacó.
Asimismo, sostuvo que –a la hora de llevar a cabo una fractura– el tratamiento hídrico no debería considerarse un asunto aislado o aparte, ya que forma parte de la propia operación.
“Lo concreto es que existen novedosas técnicas y equipamientos –exitosamente probados en la Argentina– que permiten reducir el uso de agua dulce y optimizar la reutilización hídrica sin padecer problemas microbianos ni efectuar grandes gastos, como los implicados en los procedimientos de desalinización”, recalcó.
Halliburton, añadió, ya ofrece soluciones no sólo para promover el reciclado y la reutilización, sino también para poner en valor el agua almacenada y vertida. “Estamos trabajando para dejar el agua dulce donde pertenece”, concluyó. ℗

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