Revisin̤ del panorama actual del manejo de agua de produccin̤ en la industria petrolera colombiana - Mesa Sandra Liliana; Orjuela Johana Milena; Ortega Angie Tatiana; Sandoval Juan Andrš; Universidad Nacional de Colombia
Sin duda, la industria del petrl̤eo es uno de los sectores que consume grandes volm͠enes de agua, principalmente en la fase de produccin̤ (aproximadamente 91,72% del total), donde la relacin̤ agua-petrl̤eo (RAP) que corresponde al nm͠ero de barriles de agua generados por barril de crudo producido, vara̕ 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 situacin̤ actual en Colombia y a nivel mundial frente a las tecnologa̕s 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 biorremediacin̤.Introduccin̤La industria del petrl̤eo a nivel mundial es uno de los sectores que trabaja con mayores volm͠enes de agua. Para el aǫ 2000 se consuma̕n cerca de 210 millones de barriles/da̕ (d) (33,4 millones de m3 d-1) que acompaąban a los 75 millones de barriles por da̕ (11,9 millones m3 d-1) de petrl̤eo (Bailey et al., 2000). En ese mismo aǫ, las empresas petroleras gastaron 40 billones de dl̤ares en el manejo del agua. En 2002 esta cifra ascendi ̤a 45 billones (ElKarsani et al., 2014). En el aǫ 2016 en Colombia, el sector de hidrocarburos consumi ̤alrededor de 56,23 millones de m3 de agua, aproximadamente 0,154 millones m3 d-1 (Ecopetrol, 2016). El agua de la industria del petrl̤eo en Colombia se usa y/o se genera en las fases de exploracin̤, produccin̤, transporte y refinacin̤; siendo ms̀ alto su consumo en la fase de produccin̤, con 91,72% del total (Ecopetrol, 2016). En esta fase se incluyen actividades como: vertimientos industriales, vertimientos domšticos, aguas de produccin̤, reinyeccin̤ para recobro mejorado, inyeccin̤ 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 aǫ 2003 se incrementaron las asignaciones de bloques de exploracin̤ petrolera, gracias a reformas que atrajeron la inversin̤ extranjera (Trujillo et al., 2017). Segn͠ datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (2017), en junio se produjeron 856.957 barriles de petrl̤eo y el promedio de produccin̤ durante el primer semestre fue de 849.534 barriles. El 49,9% del total de produccin̤ 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, Boyac,̀ Cundinamarca, Cesar, Bolv̕ar, Magdalena, Atlǹtico, Cauca y Sucre. En cuanto a las caracters̕ticas 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 50ʻ. Su contenido en azufre vara̕ entre 0 y 2,5%. Su madurez, as ̕como su nivel de biodegradacin̤, vara̕n aparentemente sin relacin̤ con la profundidad del pozo ni con su gravedad API, sugiriendo la posibilidad de migracin̤ vertical (Aguilera et al., 2010). Por otra parte, la relacin̤ aguapetrl̤eo (RAP), correspondiente a los barriles de agua generados por cada barril de crudo producido, vara̕ 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 segn͠ Ecopetrol fue de 12,45 barriles de agua por barril de crudo en el 2015 (Ecopetrol, 2016).