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GESTION AMBIENTAL EN POZOS PETROLERO Cuando se diseña un sistema de Gestión Ambiental para una determinada actividad, en realidad se toman los lineamientos principales de cualquier sistema de Gestión, y luego se lo aplica a los temas ambientales referidos a la industria de la que se trate. Es por ello que solamente puede comprenderse lo que pasa, y diseñar un sistema de Control y Gerenciamiento que sea realmente eficiente, si los planificadores conocen los aspectos técnicos de la industria para la cual están trabajando, pues de otro modo se caería en gruesos errores, por desconocimiento, por la incapacidad de advertir efectos a mediano y largo plazo, y por la escasa familiaridad de los Gerentes con los problemas reales de la empresa que dirigen. Para diseñar y aplicar un buen sistema de Gerenciamiento ambiental en la Industria de los Hidrocarburos, es necesario conocer el funcionamiento de la misma, y las relaciones con el Medio Ambiente, en cada una de las etapas desde la exploración para encontrar fluidos, hasta la entrega de los mismos en su destino final. El Plan de Manejo Ambiental comprende los siguientes programas: Programa de Medidas, Correctivas y/o de Mitigación Ambiental: describe las medidas que permitirán prevenir, controlar, corregir, evitar o mitigar los efectos sobre el medio ambiente durante las etapas del proyecto. Programa de Salvamento y Protección de fauna: Establece los lineamientos y procedimientos para proteger a la fauna durante la ejecución del proyecto. Programa de Manejo de Residuos: tiene como objetivo realizar un adecuado manejo y gestión de los residuos generados, derivados de las actividades del proyecto. Programa para el Transporte Fluvial y Aéreo: tiene como objetivo lograr las mejores condiciones de seguridad en el transporte aéreo y fluvial durante el desarrollo de las actividades del proyecto. Programa de Control de Erosión y Sedimentación: Tiene como objetivo evitar y/o minimizar la ocurrencia de los procesos de erosión, afectación de la calidad del agua y los ecosistemas acuáticos existentes, durante las actividades del proyecto.

Programa de Revegetación: Tiene como objetivo restablecer la cobertura vegetal disturbada por efectos de la ejecución del proyecto, contribuyendo a acelerar la sucesión natural de los ecosistemas existentes en cada tipo de vegetación. Programa de Capacitación: tiene como objetivo impartir instrucción y capacitar al personal de obra y operaciones (contratista y subcontratistas) en aspectos concernientes a la salud, medio ambiente y seguridad, con el fin de prevenir y/o evitar posibles daños personales, al medio ambiente y a la infraestructura, durante el desarrollo de las actividades diarias del proyecto. Programa de Salud y Seguridad: tiene como objetivo propiciar un lugar de trabajo seguro y saludable, manejando actividades o condiciones que puedan presentar un riesgo a la salud y seguridad del personal o al ambiente. Programa de Prevención de Derrames, Manejo de Combustibles, Lubricantes y Materiales Tóxicos: tiene como objetivo la prevención de derrames de combustibles, lubricantes y de materiales tóxicos, basándose en el control adecuado de su almacenamiento y manipulación durante la ejecución del proyecto. Programa de Monitoreo Ambiental: tiene como objetivo la ejecución de un conjunto de actividades a realizarse a lo largo de las etapas del proyecto, lo cual permitirá evaluar y controlar las variables ambientales críticas. Los problemas más importantes que afronta la industria de los Hidrocarburos respecto del Medio Ambiente están referidos A la naturaleza del producto con qué trata: Existe una norma americana, emitida en 1980, con su enmienda de 1986, denominada CERCLA (Comprehensive Environmental Response, Compensation and Liability Act, 1980, amended in 1986). Esta norma, que ha servido de base para muchas otras después, es la que trata de sustancias peligrosas. Según esta norma o Acta, el petróleo, incluyendo el crudo y sus fracciones, está excluido de la definición de sustancias peligrosas. El gas natural, los líquidos del gas natural y el gas natural licuado están también excluidos, de igual modo que los productos de petróleo refinado, incluyendo la gasolina con plomo. Sin embargo, hay ciertas sustancias o especies químicas peligrosas que se utilizan para la producción de los pozos petroleros y el tratamiento de los fluidos. Algunos de estos productos aunque no estén específicamente listados, pueden tener algunas de las características siguientes: a) Corrosivos b) Inflamables c) Tóxicos d) Reactivos

Con lo cual, automáticamente, se los considera sustancias peligrosas. Es decir, los productos utilizados en las diferentes etapas de obtención y transformación de los hidrocarburos, como también ciertas técnicas de trabajo, hacen que el petróleo, el gas y aún el agua producida, sean considerados ambientalmente agresivos. Cabe aclarar que la figura de peligroso, depende del contexto, y tiene diferentes definiciones, de acuerdo a la norma que se esté usando. Espacio físico: Muchos de los problemas que surgen tienen relación con actividades previas que se han realizado en los predios en donde se lleva a cabo la explotación. Se trata de los famosos “pasivos ambientales” que se incluyen con la compra y venta o leasing de predios y/o instalaciones de la industria petrolera. Interacciones con aguas corrientes, o cuerpos de agua: Entre ellas se puede mencionar los derrames de hidrocarburos, la disposición de aguas utilizadas en la industria, las aguas producidas del subsuelo, el contacto de aguas superficiales con aguas subterráneas debido a la perforación de pozos petroleros, el arrastre de restos de hidrocarburos efectuado por las aguas de lluvia, la perturbación de los cauces y regímenes de ríos debido a construcción de oleoductos y gasoductos, de caminos y campamentos, etc. Interacciones con la atmósfera: Las emisiones gaseosas que se producen en casi cada etapa dela perforación, explotación y evacuación de productos, que tienen el agravante de no poder ser contenidas, ni tampoco puede ser conocido con exactitud el curso que siguen, llevadas por los vientos hacia lugares desconocidos. Derrames en tierra - Derrames en agua–Emisiones gaseosas La industria de los Hidrocarburos, como casi todas las industrias, está considerada dentro de las contaminantes, y no podría serlo de otro modo, dada la diversidad de tareas que se realizan en ella, y la extensión geográfica, o localización en donde tienen lugar las mismas. Las actividades petroleras tienen directa injerencia en la contaminación de los componentes elementales del ambiente que nos rodea, aire, agua y suelos, durante las tareas de:     

Prospección o Exploración. Perforación y Terminación de Pozos y posteriores Intervenciones. Producción de Hidrocarburos. Tratamientos de Hidrocarburos y de aguas producidas. Transporte y Distribución.

Lodos de perforación en la industria petrolera Los lodos de perforación son fluidos que circulan en los pozos de petróleo y gas para limpiar y acondicionar el hoyo, para lubricar la broca de perforación y para equilibrar la presión de formación. Los lodos de perforación típicamente usan agua o petróleo como fluido base. En años recientes, los lodos de perforación a base de sintéticos formulados empleando éster, éteres o polialfaolefinas como fluidos de base, se encuentran disponibles como alternativas. La información existente sugiere que los lodos de perforación a base de sintéticos son relativamente no tóxicos en los ambientes marinos y tienen un alto grado de biodegradación. A fin de minimizar la cantidad de petróleo descargada dentro del ambiente marino, los operadores deben, en lo posible, utilizar lodos a base de agua o a base de sintéticos. El uso de un lodo a base de petróleo requerirá de aprobación específica y estará limitado a los pozos, o porciones de los mismos, donde los requerimientos de perforación sean tales que el uso de lodos a base de agua o a base de sintéticos no sea práctico. Si se aprueba un lodo a base de petróleo, el contenido aromático del petróleo base deberá ser de 5 % o menos y el petróleo no deberá ser acentuadamente tóxico de acuerdo a su medición por medio de pruebas estándares de toxicidad. Los lodos de perforación a base de petróleo, remanentes luego de un cambio de lodo de perforación o de la completación de un programa de perforación, deben ser recuperados y reciclados o transferidos a la costa de una manera apropiada, según la reglamentación local. Los lodos de perforación a base de agua que hayan sido usados o que hayan sobrado, podrán ser descargados desde las instalaciones marinas, sin tratamiento, a 3 metros o más de profundidad de la superficie, siempre y cuando no contengan aditivos químicos tóxicos o con hidrocarburos. Los operadores deberán, sin embargo, desarrollar procedimientos que reduzcan la necesidad de la disposición a granel de estos lodos, ya sea después de un cambio de lodo de perforación o de completar un programa de perforación.

Control y Tratamiento de los Fluidos de Perforación. Control de los Fluidos de Perforación: La importancia del buen mantenimiento y funcionamiento del fluido depende del control diario de sus características. Cada perforador al redactar en el “Informe Diario de Perforación” la relación de las actividades realizadas en su correspondiente guardia, llena un espacio referente a las características, a los ingredientes añadidos y al comportamiento del fluido. Además, personal especializado en fluidos de perforación, bien de la propia empresa dueña de la locación, o de la contratista de perforación, o de una empresa de servicio especializada, puede estar encargado del control y mantenimiento. Este personal hace visitas rutinarias al taladro y realiza análisis de las propiedades del fluido y por escrito deja instrucciones sobre dosis de aditivos que deben añadirse para mantenimiento y control físico y químico del fluido. En términos de control de fluidos de perforación, un significado potencial de ahorro en la disposición de fluidos de perforación se refiere al manejo adecuado del agua durante las operaciones de perforación. Los desechos de perforación generalmente contienen sustancias que podrían contaminar el medio. Muchos de estos desechos deben tratarse para reducir su toxicidad antes de su disposición. El control y tratamiento de un desecho luego de su generación debe satisfacer las normas ambientales, pero no es necesariamente la mejor manera de manipularlos. Una alternativa más efectiva es minimizar el desecho en el origen utilizando las 4 Rs, las cuales reducen o eliminan la cantidad de residuos finales que se requieren ser eliminados. 

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Reducir. La reducción es la opción preferida, resulta mejor producir la menor cantidad de desperdicios posibles. La reducción en la fuente, generalmente, es el enfoque más efectivo en la reducción de desechos. Reutilizar. Si se produce un desecho, se debe realizar todo esfuerzo para reutilizarlo si resulta practico. Una compañía puede lograr ahorros significativos instalados sistemas de circuitos cerrados, de tal manera que se pueda volver a utilizar los solventes y otros materiales en proceso de planta. Reciclar. Resulta importante recordar que a pesar de que el reciclado ayuda a conservar recursos y reducir desechos. Existen costos económicos y ambientales asociados con los procesos de recolección y reciclado. Es por ello que solo se debe considerar el reciclado para el caso de desechos que no pueden ser reducidos ni vueltos a utilizar.

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Recuperación. Se puede recuperar materiales o energía de desechos que no puedan reducirse, reutilizarse ni reciclarse.

Tratamiento de los Fluidos de Perforación: Una vez terminados los trabajos de perforación en la localización, se debe de dar disposición ambientalmente segura para los fluidos de perforación, en el mercado existe una gran cantidad de empresas que aplican diferentes métodos para tratar los fluidos de perforación, y así disminuir el daño al medio ambiente. Muchas de estas técnicas reducen el impacto neutralizando o eliminando los productos que dañan el medio ambiente, mientras que otras dan la posibilidad de reusar el fluido en nuevos pozos. Métodos de Tratamientos de los Fluidos de Perforación: Los métodos de tratamiento son las medidas de preparación que se toman antes de las disposiciones y almacenamiento de desechos. Estas opciones tienen como objetivo:  Reducir el peligro del desecho.  Minimizar el volumen del desecho.  Cambiar su estado de tal manera que se adecuado para una opción de disposición en particular. MANEJO DE CEMENTO

1. Definición. Se denomina cemento a un conglomerante hidráulico que, mezclado con agregados pétreos (grava, arena, etc.) y agua, crea una mezcla uniforme, maleable y plástica que fragua y se endurece al reaccionar con el agua, adquiriendo consistencia pétrea, formando el llamado hormigón o concreto. Su uso está muy generalizado en construcción e ingeniería civil, su principal función la de aglutinante. El primer tipo de cemento usado en un pozo petrolero fue el llamado cemento Portland, el cual fue desarrollado por Joseph Aspdin en 1824, esencialmente era un material producto de una mezcla quemada de calizas y arcillas. El cemento Portland es un material cementante disponible universalmente. Las condiciones a las cuales es expuesto en un pozo difieren significativamente de aquellas encontradas en operaciones convencionales de construcciones civiles. 2. Tipos de Cemento. Existen diversos tipos de cemento, diferentes por su composición, por sus propiedades de resistencia y durabilidad, y por lo tanto por sus destinos y usos, pero se pueden establecer dos tipos básicos de cementos:

 De origen arcilloso: obtenidos a partir de arcilla y piedra caliza en proporción 1 a 4 aproximadamente.  De origen puzolánico: la puzolana del cemento puede ser de origen orgánico o volcánico. 3. Clasificación de los cementos según su grado API. Los cementos tienen ciertas características físicas y químicas y en base al uso que se les puede dar en cuanto a rango de profundidad, presiones y temperaturas a soportar, etc. La API define 9 diferentes clases de cemento (de A a H) de pendiendo de la proporción de los cuatro componentes químicos fundamentales (C3, C2S, C3A, C4AF; siendo C=calcio, S=silicato, A=aluminato, y F=floruro).  Clase A: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’,cuando no se requieren propiedades especiales. La relación agua/cemento recomendada es 5.2 gal/sxs.  Clase B: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando hay condiciones moderadas a altas resistencia al sulfato. La relación agua/cemento recomendada es 5.2 gal/sxs.  Clase C: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando se requieren condiciones de alto esfuerzo. La relación agua/cemento recomendada es 6.3 gal/sxs.  Clase D: usado generalmente para pozos desde 6000’ hasta 10000’, para condiciones moderadas de presión y temperatura. Está disponible para esfuerzos moderados a altos. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs.  Clase E: usado generalmente para pozos desde 10000’ hasta 14000’, para condiciones altas de presión y temperatura. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs.  Clase F: usado generalmente para pozos desde 10000’ hasta 16000’, para condiciones extremas de presión y temperatura. Está disponible para esfuerzos moderados a altos. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs.  Clase G y H: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 8000’ o puedan ser usados con aceleradores o retardadores para cubrir una amplia variedad de rangos de presión y temperatura. La relación agua/cemento recomendada es 5,0 gal/sxs. El cemento más comúnmente usado es el G. 4. Cementación de Pozos. La cementación es un proceso que consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para formar una lechada que es bombeada al pozo a través dela sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el diámetro externo del revestidor. El volumen a bombear es predeterminado para alcanzar las zonas críticas(alrededor del fondo de la zapata, espacio anular,

formación permeable, hoyo desnudo, etc.). Luego se deja fraguar y endurecer, formando una barrera permanente e impermeable al movimiento de fluidos detrás del revestidor. La cementación tiene una gran importancia en la vida del pozo, ya que los trabajos de una buena completación dependen directamente de una buena cementación. 4.1.

Objetivos de la cementación.

Entre los propósitos principales de la cementación se pueden mencionarlos siguientes:       

Proteger y asegurar la tubería de revestimiento en el hoyo. Aislar zonas de diferentes fluidos. Aislar zonas de agua superficial y evitar la contaminación de lasmismas por el fluido de perforación o por los fluidos del pozo. Evitar o resolver problemas de pérdida de circulación y pega de tuberías. Reparar pozos por problemas de canalización de fluidos. Reparar fugas en el revestidor. Proteger el hoyo de un colapso. 4.2. Tapones de Cemento.

Operación que consiste en colocar una columna de cemento en un hoyo abierto o revestido, con cualquiera de los siguientes objetivos:    

Aislar una zona productora agotada. Pérdida de control de circulación. Perforación direccional. Abandono de pozo seco o agotado. Pruebas de Tapones de Cemento: el método más común para probar la calidad de la resistencia de un tapón de cemento es baja runa mecha, tubería de perforación o con presión. El tiempo de fraguado después de la colocación de un tapón varía de 8 a 72horas, dependiendo del uso de aceleradores o el tipo de pozo. 4.3. Lechadas de cemento.

Una lechada de cemento es simplemente una mezcla de cemento seco y agua. En la industria petrolera es utilizada para el proceso de cementación de pozos, con el objetivo de crear rellenar el espacio entre los revestidores y el hoyo, formando una barrera sólida. En las cementaciones primarias las lechadas de cemento deben poseer una viscosidad o consistencia que ofrezcan un desplazamiento eficiente del lodo, y permitan una buena adherencia del cemento con la formación y el revestimiento. Para lograr esto, las lechadas son mezcladas con una cantidad específica de agua que impida una separación de agua libre. El tamaño de la partícula, el área superficial, y los aditivos, todo influye en la cantidad de agua requerida en el mezclado para lograr una viscosidad particular de lechada.

Recortes de perforación de la industria petrolera

1. Introducción Los recortes de perforación originados de lodos base gasoil se tratarán en primer lugar mediante separación física. Se propone tratar a los residuos en fase lodo del separador físico mediante desorción térmica junto a suelos con alto nivel de hidrocarburos totales del petróleo y fondos de tanques provenientes de las baterías del yacimiento. En la perforación petrolera existen diferentes formulaciones de productos químicos utilizados para enfriar el trépano, presurizar y arrastrar fragmentos de roca provenientes de esta operación. Estos productos, denominados lodos de perforación, pueden estar constituidos en base acuosa o en base aceite. Entre estos últimos se encuentran las denominadas emulsiones inversas las cuales poseen alta concentración de gasoil y sales. Parte de estos fluidos son recuperados para su reutilización en el mismo pozo y el resto se elimina como residuo de la operación. A estos residuos generados también se los denomina comúnmente recortes de perforación, denominándolos recortes base agua y recortes base gasoil. Para el análisis de este trabajo se ha tomado como caso de estudio un importante yacimiento petrolífero de la república Argentina. En el mismo se utilizan en la operación de perforación lodos de base acuosa y lodos de base aceite, tales como emulsión inversa. Esta última formulación brinda ventajas técnico-económicas debido a su alto rendimiento y al mismo tiempo provoca un impacto ambiental importante debido al elevado contenido de hidrocarburos y sales presentes en los residuos generados. 2. Toma de muestras Los recortes se tomaron de los contenedores de recepción después de su separación en la torre de perforación. En el caso de recortes mezclados con suelos se tomaron del sitio de acopio. Para la toma de muestra se siguieron las recomendaciones de las norma ASTM D 4547-09, D4787-95(2006), D503189(2009).

3. Análisis químicos Se realizaron de acuerdo a las siguientes normas: Hidrocarburos totales de petróleo: EPA 418.1 modificada; Arsénico: EPA SW 846 7062; Bario, Cadmio, Cinc, Cobre, Cromo, Níquel, Plata, Plomo; Selenio: EPA SW 846 7000 B; Mercurio: EPA SW 846 7471 B; Caracterización cromatográfica: TNRCC 1006; Benceno, Tolueno, Etilbenceno, Xileno: EPA 8260; Naftaleno, Fenantreno, Pireno, Benzo antraceno (a), Benzo fluoranteno (b), Benzo fluoranteno (k), Benzo (a) Pireno, Indeno pireno (1, 2, 3, dc), Dibenzo antraceno (a, h): EPA 8270 C. Humedad: ASTM D2216-71; Cloruros: Método de Mohr; Poder calorífico: ASTM D240; Cenizas: Método gravimétrico; Densidad: Método gravimétrico con picnómetro. 4. Ensayos de tratabilidad Con la finalidad de verificar la factibilidad de dos técnicas de tratamiento se realizaron en laboratorio ensayos de tratabilidad. Se ensayó la aplicación de biodegradación en recortes base agua y desorción térmica para recortes base gasoil. 4.1. Biodegradación de recortes base agua: El término Biodegradación hace referencia a la transformación de contaminantes a través del uso de microorganismos, cualquiera sea el medio en que se encuentren. Los recortes base gasoil poseen una concentración excesiva de hidrocarburos para el rango normalmente considerado para los procesos biológicos, entre 1 y 8 % en HTP. Debido a esto no se evaluó la biorremediación en recortes base gasoil. Se analizó la factibilidad de la biorremediación en la mezcla de suelos empetrolados y recortes originados de lodos base agua. 4.2.

Ensayo de desorción térmica: Se estudió la factibilidad de esta técnica mediante un ensayo no normalizado realizado en estufa y mufla sobre una muestra de recortes de perforación base gasoil. Las muestras se colocaron en crisoles de platino tapados para evitar que el ingreso de oxígeno promueva la combustión en los ensayos de desorción. Posterior a eso los crisoles se destaparon para obtener información sobre la incineración de los residuos. Esta metodología permitió obtener información para distintos rangos de temperatura, con y sin combustión. Las pérdidas por tratamiento térmico se evaluaron mediante gravimetría, en rangos de temperaturas de a 100º C, partiendo de la temperatura ambiente hasta la temperatura máxima del equipo de 500 ºC.