Revisión del panorama actual del manejo de agua de producción en la industria petrolera colombiana

Review of the current state of wastewater management in the Colombian oil industry

Sin duda, la industria del petróleo es uno de los sectores que consume grandes volúmenes de agua, principalmente en la fase de producción (aproximadamente 91,72% del total), donde la relación agua-petróleo (RAP) que corresponde al número de barriles de agua generados por barril de crudo producido, varía de 3 a 14 barriles dependiendo de la madurez del campo. el mal manejo del agua en la industria petrolera representa un riesgo para el medio ambiente por el contenido de compuestos nocivos como metales pesados, sulfatos, carbonatos y bicarbonatos, entre otros. En este contexto, este estudio muestra las situación actual en Colombia y a nivel mundial frente a las tecnologías para el tratamiento de aguas de la industria petrolera abordando aspectos como efectos contaminantes del agua residual, tratamientos superficiales convencionales y no convencionales, incluyendo la biorremediación.

Introducción

La industria del petróleo a nivel mundial es uno de los sectores que trabaja con mayores volúmenes de agua. Para el año 2000 se consumían cerca de 210 millones de barriles/día (d) (33,4 millones de m³ d^-1) que acompañaban a los 75 millones de barriles por día (11,9 millones m³ d^-1) de petróleo (Bailey et al., 2000). En ese mismo año, las empresas petroleras gastaron 40 billones de dólares en el manejo del agua. En 2002 esta cifra ascendió a 45 billones (ElKarsani et al., 2014). En el año 2016 en Colombia, el sector de hidrocarburos consumió alrededor de 56,23 millones de m³  de agua, aproximadamente 0,154 millones m³ d^-1 (Ecopetrol, 2016). 

El agua de la industria del petróleo en Colombia se usa y/o se genera en las fases de exploración, producción, transporte y refinación; siendo más alto su consumo en la fase de producción, con 91,72% del total (Ecopetrol, 2016). En esta fase se incluyen actividades como: vertimientos industriales, vertimientos domésticos, aguas de producción, reinyección para recobro mejorado, inyección como destino final, y vertimiento a cuerpos de agua (IDEAM, 2015). 

Para entender el estado actual del consumo de agua en la industria petrolera colombiana es necesario tener en cuenta que a partir del año 2003 se incrementaron las asignaciones de bloques de exploración petrolera, gracias a reformas que atrajeron la inversión extranjera (Trujillo et al., 2017). Según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (2017), en junio se produjeron 856.957 barriles de petróleo y el promedio de producción durante el primer semestre fue de 849.534 barriles. El 49,9% del total de producción lo aporta el departamento del Meta, seguido por Casanare, con 19,3%; Santander, con 6,83%; y Arauca, con 5,1%. El 18,9% restante se distribuye entre Huila, Tolima, Putumayo, Norte de Santander, Boyacá, Cundinamarca, Cesar, Bolívar, Magdalena, Atlántico, Cauca y Sucre. En cuanto a las características generales del crudo colombiano, el producido en las zonas de Meta, Casanare y Arauca es de tipo normal a ligero, con gravedades API entre 10 y 50°. Su contenido en azufre varía entre 0 y 2,5%. Su madurez, así como su nivel de biodegradación, varían aparentemente sin relación con la profundidad del pozo ni con su gravedad API, sugiriendo la posibilidad de migración vertical (Aguilera et al., 2010). 

Por otra parte, la relación aguapetróleo (RAP), correspondiente a los barriles de agua generados por cada barril de crudo producido, varía a nivel mundial entre 3 y 5, llegando a valores entre 10 y 14 para campos maduros (Morales y Revelo, 2016). En Colombia, el RAP según Ecopetrol fue de 12,45 barriles de agua por barril de crudo en el 2015 (Ecopetrol, 2016).