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May 27, 2024

Una reevaluación del papel del hierro coloidal en el agua producida a partir de operaciones de esquisto: una revisión de los datos de campo y la literatura (Parte B)

Este artículo es la Parte B de una serie de dos partes. La Parte A incluye una introducción, los antecedentes químicos del hierro y los óxidos de hierro en el agua producida, los orígenes del hierro en el agua producida de esquisto, la medición de

Este artículo es la Parte B de una serie de dos partes. La Parte A incluye una introducción, antecedentes químicos del hierro y los óxidos de hierro en el agua producida, los orígenes del hierro en el agua producida de esquisto, la medición del hierro en el agua producida y observaciones de campo del hierro en el agua producida de esquisto.

La Parte B cubre los problemas de las instalaciones causados ​​por el hierro, los problemas de inyectividad causados ​​por el hierro y la mitigación de los problemas relacionados con el hierro coloidal. Se incluye el resumen de la Parte A y la sección de Conclusiones de la Parte B aborda ambos artículos.

Este artículo revisa las propiedades de los compuestos de hierro (como óxidos de hierro, hidróxidos de hierro y sulfuros de hierro) y su impacto en el tratamiento de agua producida por esquisto, con énfasis en la forma coloidal de estos compuestos (tamaño de partícula pequeño, carga superficial alta). Una amplia gama de problemas están asociados con estos compuestos en el agua producida, incluida la estabilización de la emulsión, los sólidos recubiertos de aceite, la formación de almohadillas en los separadores, los sólidos de las tuberías y la obstrucción de las formaciones de eliminación de agua. En la producción convencional de petróleo y gas, el papel que desempeña el hierro y las estrategias de mitigación de estos problemas son razonablemente bien conocidos.

En la floreciente industria del esquisto, la situación es bastante diferente. No sólo las concentraciones de hierro son significativamente más altas que en el agua producida convencionalmente, sino que las propiedades coloidales de los compuestos de hierro sólo son reconocidas por un puñado de especialistas. Además, otras partículas coloidales como arcillas y limos también están presentes en altas concentraciones en el agua producida. El tratamiento del agua producida para eliminar los sólidos en el agua producida por el esquisto pérmico es bastante impredecible.

Nos dimos cuenta de esto hace un par de años cuando probamos el taponamiento de formaciones en pozos de eliminación del Pérmico. Esta fue nuestra primera incursión en las características del agua producida en el Pérmico. Medimos la calidad del agua producida en aproximadamente una docena de campos que habían experimentado una disminución de la inyectividad. En nueve de estos campos, el agua producida contenía altas concentraciones de partículas pequeñas, biopelículas resistentes en los separadores y formación de torta de filtración de baja permeabilidad según la prueba de Barkman-Davidson. Se tardó casi un año en verificar los mecanismos relacionados con el hierro porque los datos y el conocimiento de las características del agua producida en el Pérmico son escasos. Este artículo intenta rectificar la situación reuniendo conocimientos sobre el hierro coloidal en el agua producida. En última instancia, se espera que este trabajo ayude en el desarrollo de nuevas estrategias de tratamiento rentables para la reutilización y/o inyección del agua producida para su eliminación.

En general, una de las formas más efectivas de eliminar los problemas relacionados con las partículas de hierro en suspensión es eliminar la intrusión de aire en las instalaciones. Al eliminar el oxígeno, el hierro disuelto permanecerá disuelto en el agua producida y no causará obstrucciones ni otros problemas. Esta estrategia se utiliza ampliamente en instalaciones de hidrocarburos convencionales.

Por ejemplo, la instalación Chevron Kern River en Bakersfield, California, experimentó problemas de corrosión y dificultades para cumplir con los objetivos de petróleo y agua para calderas generadoras de vapor de un solo paso en la extracción de petróleo pesado. Se implementó un proyecto de 2 años para mejorar las instalaciones para eliminar la intrusión de aire en bridas, bombas y sistemas de cobertura de gas y para reemplazar los sistemas de cobertura de aire con cobertura de gas. Al eliminar la intrusión de aire, las tasas de corrosión disminuyeron de un promedio de varios mil por año a menos de uno. Esto redujo la fuente de hierro en las instalaciones y redujo la formación de componentes de petróleo pesado estabilizados con hierro, incluidos sólidos aceitosos. Mejoró la eliminación de aceite del agua producida.

Hay varios ejemplos disponibles en las instalaciones de Shell en el Golfo de México, donde se utiliza flotación horizontal multietapa, utilizando unidades Wemco sin presión. Estas unidades de flotación tienen juntas de goma que ocasionalmente deben reemplazarse para proporcionar un buen sellado contra la entrada de aire. Cuando se reacondicionan las unidades Wemco y se instalan juntas nuevas, se reduce la intrusión de aire y, por tanto, la precipitación de hierro, y se reduce la incidencia de brillos y eflorescencias.

Generalmente no es práctico eliminar el oxígeno del agua utilizada para la fracturación hidráulica del esquisto pérmico. Los volúmenes de agua son demasiado grandes. El agua desoxigenada debería almacenarse en un ambiente libre de oxígeno. Por lo tanto, el fluido de fracturación hidráulica contiene oxígeno y el flujo de retorno inicial contendrá hierro oxidado. Además, en la mayoría de las instalaciones de esquisto, no se intenta eliminar el oxígeno en la instalación de separación de petróleo/agua producida. La regla general es cubrir con aire, en lugar de gas, los cañones de las armas y los tanques de almacenamiento.

Cuando el hierro disuelto se oxida inicialmente, forma un flóculo de oxihidróxidos de hierro. Además del flóculo de hierro, se pueden formar diversos compuestos gelatinosos, emulsionados y reticulados como resultado de la interacción hierro/EPS (sustancias poliméricas extracelulares). El EPS bacteriano es parte del hábitat biológico sésil que crece en las instalaciones de procesamiento de hidrocarburos. Los complejos de hierro/EPS pueden causar problemas en las instalaciones de separación de aceite/agua cuando se acumulan como una almohadilla o estera en la interfaz de aceite y agua del separador del cañón de la pistola o de los tanques de almacenamiento. En instalaciones convencionales, la instalación de un “purga de interfaz” proporciona una herramienta eficaz para que los operadores drene la interfaz periódicamente para eliminar la almohadilla (Walsh 2019). Cuando no se hace esto, la almohadilla tiende a "endurecerse". Esto ocurre a medida que el hierro se oxida más y cambia de un material suave, esponjoso, parecido a un flóculo o gel a un material altamente reticulado con EPS, más duro y tenaz.

Los compuestos de hierro desempeñan un papel en los problemas de inyectividad y daños a la formación tanto en aplicaciones de eliminación de pozos como de reutilización. Uno de los hallazgos importantes es que las reglas de exclusión de tamaño utilizadas para predecir el bloqueo de la garganta de los poros no son predictores precisos de las partículas de hierro coloidal en las operaciones de esquisto. Según las reglas aceptadas de exclusión de tamaño, las partículas pequeñas no deben formar puentes. En otras palabras, las partículas que son pequeñas en comparación con el diámetro de la garganta de poro de la formación no deberían poder formar un puente a través de la garganta de poro. Sin embargo, la experiencia operativa indica que sí lo hacen. Por tanto, las partículas coloidales no obedecen las reglas de exclusión por tamaño.

Se facilita la comprensión de la situación examinando el origen de las reglas de exclusión por tamaño. En 1989, Pautz y Crocker llevaron a cabo estudios de paquetes de arena en los que se variaban sistemáticamente el tamaño del grano de arena y el diámetro de las partículas contaminantes. Como resultado de variar estas dos variables, el diámetro de los poros y la permeabilidad también variaron indirectamente. En la Fig. 1, se representa el diámetro de los poros frente a la permeabilidad de la formación.

Aproximadamente desde 1994 hasta 2000, Bennion et al. (1998, 2000, 1994) definieron los mecanismos de deterioro de los pozos de inyección y proporcionaron pautas para prevenir el deterioro y estrategias para mitigarlo cuando, no obstante, ocurre. Sin embargo, al proporcionar un conjunto tan completo de directrices, se ha pasado por alto uno de los detalles importantes.

En la Fig. 2, Bennion et al. (1998, 2000, 1994) afirman que las partículas pequeñas (las llamadas “sólidos sin puentes”) no causan obstrucciones. La exclusión por tamaño es el único mecanismo considerado. Esta visión ignora una gran cantidad de trabajos que muestran que las partículas de tamaño coloidal, menores que 1/10 del diámetro de la garganta del poro, pueden causar obstrucción debido a la carga superficial, la química de la solución, el movimiento browniano y las fuerzas de van der Waals involucradas con las partículas coloidales. Además, tampoco se tuvo en cuenta el impacto de la humectación de las partículas con aceite y su transporte a través de los medios porosos. Ambos factores deben considerarse para el transporte de agua producida a través de medios porosos en operaciones de esquisto. En vista de estas consideraciones, las reglas de exclusión de tamaño pueden no ser aplicables para predecir la disminución de la inyectividad de los pozos de eliminación de agua salada (SWD) donde hay partículas coloidales presentes. El problema es que la visión de Bennion, que tiene entre 20 y 25 años, todavía se aplica en el trabajo de diseño y se hace referencia en la literatura sobre petróleo y gas.

Una visión simplificada de las partículas de hierro coloidal sería decir que pueden ser "pegajosas". Se adhieren a la roca de formación y se adhieren entre sí. En un esquema de inyección, las partículas de hierro coloidal pueden acumularse con el tiempo y tapar los poros en la roca de formación, aunque se considerarían sólidos no formadores de puentes según las reglas de exclusión de tamaño. Los oxihidróxidos de hierro, el sulfuro de hierro y las partículas de arcilla son ejemplos comunes de materiales coloidales en el agua producida. Su impacto en el deterioro de los pozos de inyección debe determinarse en una etapa temprana del desarrollo del campo para evitar operaciones costosas y frecuentes de estimulación y remediación.

Cuando el hierro se oxida inicialmente, forma un flóculo de oxihidróxidos de hierro. Estos flóculos tienden a ser de color naranja y tienden a atrapar burbujas de gas, lo que las hace flotar en el agua. Son omnipresentes en el Pérmico. El material flóculo no se puede eliminar mediante filtración ya que el filtro se obstruirá rápidamente. Se ha descubierto que la flotación de gas disuelto funciona razonablemente bien. Si se permite que este material flóculo fluya hacia el pozo de inyección, eventualmente causará deterioro incluso aunque las partículas sean pequeñas. Como se analiza más adelante, esto es una consecuencia de las propiedades coloidales del flóculo. Cuando se produzca deterioro, el productor ordenará un trabajo con ácido. Existe una amplia experiencia operativa para los pozos SWD en la Cuenca Pérmica. Algunos pozos no requieren remediación frecuente para mantener la inyectividad. Otros pozos requieren un trabajo con ácido cada uno o dos meses. Tenga en cuenta que en la mayoría de las operaciones de eliminación de agua, la inyección es igual o superior a la presión de fractura del yacimiento.

Un trabajo típico con ácido (remediación de pozos) toma sólo unas pocas horas y es relativamente económico. Sin embargo, se debe enfatizar que el costo real de un trabajo de remediación debe incluir los costos asociados con el manejo del agua producida durante el tiempo que el pozo está cerrado para su tratamiento.

Se han observado efectos similares en operaciones de inyección de agua. Potter y Dibble (1985) publicaron un estudio sobre el impacto de las partículas de hierro coloidal en la inyectividad de la inyección de agua. La obstrucción de la garganta de los poros debido a pequeñas partículas de hierro siguió el comportamiento de obstrucción esperado de las partículas coloidales en lugar de las partículas neutras que se comportan según la exclusión de tamaño.

Desde 1985 hasta 2000, Sharma y colaboradores (Pang y Sharma 1995, 1997; Sharma et al. 1997, 2000; Iwasaki 1937; van Oort 1993; Sharma et al. 1985; Sharma Yortsos 1987) presentaron un modelo matemático para la inyectividad que toma explícitamente en cuenta el comportamiento de las partículas coloidales. El modelo fue desarrollado para explicar los problemas de inyectividad en una inyección de agua (Sharma et al. 1997). El modelo podría explicar las observaciones de campo en las que las partículas contaminantes en el agua inyectada se comportaban como partículas coloidales (cargadas en la superficie y muy finas de 2 a 3 micrones o menos). La instalación había sido diseñada, antes del trabajo de Sharma, sobre la base de exclusión de tamaño. Se produjeron pérdidas económicas importantes.

Los experimentos de laboratorio ayudaron a establecer los mecanismos de deterioro involucrados. Kuhnen et al. (2000) publicaron un estudio sobre el transporte y deposición de partículas de óxido de hierro en una columna de arena. Los granos de arena eran más de 2.400 veces más grandes que las partículas contaminantes. En tal sistema, la exclusión por tamaño habría predicho esencialmente cero retención de partículas de óxido de hierro y cero taponamiento del paquete de arena.

En cambio, como se muestra en la Fig. 3, fuertes fuerzas coloidales provocaron una rápida obstrucción, dependiendo de la naturaleza coloidal del agua inyectada. Esto se ve, por ejemplo, en el comportamiento de los triángulos abiertos. La naturaleza horizontal de los triángulos abiertos indica que se produjo una retención casi completa de las partículas. Esto eventualmente conduciría a daños a la formación.

Existen varios métodos establecidos que se pueden utilizar para determinar si hay partículas coloidales presentes. En primer lugar, se puede medir la distribución del tamaño de las partículas. Las técnicas incluyen microscopía óptica y mediciones de mesa, como el uso de un contador Coulter. También se pueden utilizar dispositivos en línea, suministrados por Canty, Jorin, Advanced Sensors, etc. Una vez que se ha establecido el tamaño, se puede medir la filtración utilizando el filtro Millipore para determinar la permeabilidad de la torta de filtración. Barkman y Davidson proporcionan un método de prueba estándar que se puede ejecutar fácilmente en el campo. Las tortas de filtración formadas a partir de partículas coloidales suelen ser muy compactas y no porosas. Se encuentran disponibles unidades móviles de prueba de inundación de núcleos y de arena. Cuando se realizan estas pruebas, se pueden evaluar varios niveles de tratamiento de agua para determinar la especificación mínima requerida de calidad del tratamiento de agua. Hay abundante información disponible una vez que se reconoce la posibilidad de deterioro por partículas pequeñas.

Un mensaje para llevar es que las reglas de exclusión de tamaño funcionan bien para partículas no coloidales, pero cuando las partículas son pequeñas, con una alta relación entre área superficial y volumen, con una carga superficial significativa, entonces la obstrucción puede ocurrir fácilmente. Como se mencionó, esta situación puede causar problemas tanto en la eliminación del agua como en la inyección de agua. Este último caso tiene el potencial de dañar una formación que contiene hidrocarburos, lo que puede ser un problema muy costoso. La mayoría de los compuestos de hierro forman precipitados de tamaño coloidal. Estos incluyen los hidróxidos de hierro y el sulfuro de hierro. Estos compuestos, junto con la arcilla, se han encontrado en concentraciones relativamente altas en el agua producida por esquisto, lo que tiene potencial para dañar el pozo de eliminación.

Hasta este punto de la discusión, la atención se ha centrado en el agua que contiene sólidos suspendidos que están mojados por agua sin presencia de aceite en la superficie de las partículas. Un ejemplo de ello es una inundación de agua de mar que contiene arcilla en suspensión, limo y partículas de hierro. También son ejemplos los productos de corrosión tales como hidróxidos de hierro y sulfuro de hierro. En el caso de la reinyección de agua producida, puede producirse una aglomeración de partículas unidas con parches pegajosos de aceite. Las formaciones de esquisto tienden a producir petróleo ligero en lugar de petróleo que contiene asfaltenos y resinas que tienden a ser pegajosas. Sin embargo, pueden aparecer aglomerados incluso en la producción de esquisto y causar graves daños a la formación. Es difícil predecir con precisión cuándo ocurrirá esto. En tales casos, normalmente se requieren experimentos de inundación central y estudios piloto antes de finalizar el diseño. Una vez que comienza la producción, puede ser necesario un tratamiento químico (agentes humectantes, inhibidores de asfaltenos), lo que puede resultar costoso.

Una de las especificaciones de calidad del agua de reposición de fracturación hidráulica es la eliminación del hierro total. Cuando la fracturación hidráulica se lleva a cabo utilizando agua manteca, se requiere la eliminación del hierro para evitar la degradación del polímero. Sharma y Bjornen (2018) analizan diferentes métodos para eliminar el hierro en el flujo de retorno y en el agua producida. Un proceso eficaz es precipitar y eliminar el hierro utilizando un oxidante como peróxido de hidrógeno, ozono o ácido hipocloroso. Luego se puede utilizar una unidad clarificadora/flotación para eliminar el flóculo de hierro.

Ya se han discutido algunos métodos de mitigación. Algunos operadores tienen problemas con la interfaz aceite/agua. Como se mencionó anteriormente, lo primero y más importante es la necesidad de practicar estrategias rigurosas de control microbiológico para reducir la producción de EPS y reducir la corrosión. Los operadores inyectarán un poco de ácido mineral, como HCl, en la parte superior del separador del cañón del arma. El ácido disuelve parte del hierro y ayuda a romper la almohadilla. Además, levantar la interfaz y empujar la almohadilla hacia afuera de la parte superior del cañón del arma y “hacer rodar” el contenido son formas de solucionar el problema. Drenar la interfaz mediante un purga de interfaz funciona bien. La eliminación frecuente de este material facilita enormemente el funcionamiento del tren de separación de aceite/agua. La aplicación de disolventes aromáticos, disolventes mutuos y agentes quelantes también funciona bien, pero puede resultar algo costosa. Solugen Inc. ha desarrollado agentes quelantes basados ​​en productos naturales de coste reducido.

Se encuentran disponibles enfoques químicos sofisticados para eliminar los problemas del hierro. En un estudio inicial, Crowe (1985) demostró que el ácido cítrico, el EDTA (ácido etilendiaminotetraacético) y el NTA (ácido nitrilotriacético) pueden contener hasta 3000 mg/L de Fe+3 en ácido gastado a alta temperatura. El hierro quelado se comporta como hierro disuelto y no bloquea los espacios porosos. Si bien los químicos quelantes son muy efectivos para recolectar y unir el hierro, son costosos y en su mayoría adecuados para el ambiente rico en hierro de la acidificación de pozos.

Es difícil estimar con precisión el número de pozos/instalaciones que están contaminados con EPS/matriz de hierro. Las compañías de servicios informan que el material de EPS/hierro forma una emulsión de aceite en agua que no se limpia con un tratamiento con ácido mineral. Las combinaciones de disolventes orgánicos, tensioactivos, en etapas con dióxido de cloro, hipoclorito u otras químicas oxidativas pueden ser eficaces para eliminar esta emulsión. Además, se pueden utilizar combinaciones de químicas oxidativas junto con tensioactivos. Estos tratamientos son más caros que los trabajos con ácido. Si se requieren varias etapas, también requerirán más tiempo de apagado. Sin embargo, normalmente pueden recuperar la inyectividad a una presión de inyección reducida y siguen siendo eficaces hasta por 6 meses o más.

Algunos aprendizajes selectivos pueden importarse de otras regiones de producción problemáticas, como el oeste de Canadá. Los principales mecanismos de obstrucción identificados son principalmente hierro coloidal y cera de parafina coloidal. Los programas de fracking en aguas residuales, que utilizan salmuera de producción reciclada, a menudo contienen una cierta cantidad de hierro a base de corrosión. La manipulación y el bombeo de apuntalante desde los tanques y a través de tuberías durante el proceso de fracking recogerán inadvertidamente una gran cantidad de hierro causado por la abrasión. Dado que algunas salmueras son ácidas y normalmente tienen un pH de 5,5 a 6,8, gran parte de este hierro a base de corrosión regresará a la superficie en el flujo de retorno de la fractura hidráulica. Los sólidos de hierro húmedos por aceite, junto con los silicatos y la sal, provocan emulsiones cerosas y grises que forman almohadillas y provocan una serie de problemas de separación de fases. En presencia de oxígeno, compuestos como oxihidróxidos de hierro, óxidos de hierro y sulfuros de hierro (en sistemas ácidos) precipitarán y comenzarán a salir de la solución (o quedarán atrapados con incrustaciones orgánicas como resinas de malteno y/o cera de parafina). que pueden formar lodos superficiales. Una combinación de hierro coloidal y cera, en una suspensión estabilizada electrocinéticamente, se puede transportar en salmuera (a menudo pasando a través de filtros de bolsas del tamaño de una micra) al sistema de tuberías de inyección. Con el enfriamiento y los cambios de presión posteriores, esta suspensión coloidal comenzará a agregarse, formando precipitados más grandes que pueden depositarse en la tubería y/o formar daños en el fondo del pozo en los pozos de eliminación. VerdeChem Technologies ha desarrollado varias químicas antiincrustantes personalizadas para tratar y mitigar eficazmente los efectos dañinos de estas suspensiones coloidales (consulte las descripciones de los productos y los historiales de casos en www.verdechem.com). La inyección continua de SCi7775 (química antiincrustante) y CD100i o CD235i (disolvente/dispersantes de cera de parafina) ha mitigado de manera rentable los costos operativos, a menudo costosos, asociados con cambios frecuentes de filtros, paradas o perturbaciones de plantas y costos de transporte asociados.

Esta revisión de datos de campo y datos de química coloidal de laboratorio demuestra y une varios conceptos importantes relacionados con el papel del hierro coloidal en la gestión del agua producida, particularmente en campos de esquisto donde el contenido de hierro suele ser alto. Los datos del campo de esquisto están razonablemente actualizados. Los datos de laboratorio que definen el comportamiento del hierro coloidal tienen décadas de antigüedad. Por lo tanto, uno de los resultados esperados de este artículo es unir estas ideas paralelas.

El concepto más importante discutido es el papel del hierro en el bloqueo de los poros y el daño de la formación, aunque las partículas de hierro suspendidas suelen ser mucho más pequeñas que los límites establecidos por las reglas de exclusión de tamaño. El hierro recién precipitado suele estar compuesto de partículas coloidales (pequeñas y cargadas en la superficie) que pueden adherirse a las paredes de los poros y acumularse con el tiempo.

A continuación se resumen las principales conclusiones de este estudio sobre el hierro en el agua producida por esquisto.

Para más lecturas

Una reevaluación del papel del hierro coloidal en el agua producida a partir de operaciones de esquisto: una revisión de los datos y la literatura de campo (Parte A), JM Walsh y KM Bansal, JPT, Oil and Gas Facilities.

JM Walsh, Agua producida, Vol 1: Fundamentos, pub IngramSpark. (2019).

JF Pautz, ME Crocker, “Relating Water Quality and Formation Permeability to Loss of Injectivity”, SPE 18888, artículo presentado en el Simposio de operaciones de producción de la SPE, Oklahoma City (1989). https://doi.org/10.2118/18888-MS

DB Bennion, DW Bennion, FB Thomas, RF Bietz, “Calidad del agua de inyección: un factor clave para una inyección de agua exitosa”, J. Canadian Pet. Tecnología, PETSOC-98-06-06 (1998). https://doi.org/10.2118/98-06-06

DB Bennion, FB Thomas, D. Imer, T. Ma, “Water Quality Considerations Resulting in the Impaired Injectivity of Water injection and Disposal Wells”, PETSOC-2000-067, documento presentado en la Conferencia Internacional Canadiense del Petróleo, Calgary (2000) . https://doi.org/10.2118/2000-067

JM Potter, WE Dibble, “Aspectos químicos de la obstrucción del coloide de hierro en arenas de cuarzo e implicaciones para el daño a la formación”, SPE 11801, J Pet Technol, v.37, 1682–1688 (1985). https://doi.org/10.2118/11801-PA

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S. Pang, MM Sharma, “A Model for Predicting Injectivity Decline in Water-Injection Wells”, SPE 28489, artículo de revisión por pares publicado en SPE Formation Assessment, p. 194 (1997). https://doi.org/10.2118/28489-PA

MM Sharma, S. Pang, KE Wennberg, L. Morgenthaler, “Injectivity Decline in Water injection Wells: An Offshore Gulf of Mexico Case Study”, SPE 38180, artículo presentado en la Conferencia Europea sobre Daños de Formación de la SPE, La Haya (1997). https://doi.org/10.2118/38180-MS

T. Iwasaki, "Algunas notas sobre la filtración de arena", J. Am. Obras hidráulicas, v. 29, pág. 1591 (1937). https://awwa.onlinelibrary.wiley.com/loi/15518833/year/1937

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JH Barkman, DH Davidson, “Medición de la calidad del agua y predicción del deterioro del pozo”, SPE 3543, J Pet Technol v. 24, p. 865–873 (1972). https://doi.org/10.2118/3543-PA

John Walsh, PhD, SPE, ha trabajado como especialista en agua para la industria upstream de petróleo y gas durante más de 30 años. Recientemente ha publicado un libro, Agua producida. Actualmente es tecnólogo principal de Worley, Advisian. Anteriormente, fue director de I+D de CETCO Energy Services. En 2010, se retiró de Royal Dutch Shell, donde trabajó durante 21 años. Era el experto mundial en la materia sobre aguas upstream. Hasta hace poco era presidente de la Sociedad de Agua Producida. Formó parte de la Junta Directiva de la SPE y es instructor designado para los cursos de la SPE. Tiene un doctorado en ingeniería química de la Universidad Johns Hopkins. Puede comunicarse con él en [email protected].

Kris M. Bansal, PhD, SPE, tiene experiencia en el desarrollo de soluciones de ingeniería óptimas que requieren integración de sistemas e interfaz con múltiples disciplinas desde el yacimiento hasta la superficie en operaciones upstream de petróleo y gas. Recientemente se jubiló como miembro de ingeniería de ConocoPhillips después de 30 años de servicio, donde fue un experto global en la gestión del agua aguas arriba. Enseñó en la escuela de inyección de agua y presentó seminarios de resolución de problemas para la transferencia de tecnología a operaciones e ingeniería. Antes de unirse a ConocoPhillips, Bansal pasó 6 años en Saudi Aramco en ingeniería de operaciones, 3 años en investigación de carbón activado en Calgon y 8 años en investigación académica. Ha impartido cursos de la SPE sobre gestión del agua en operaciones de esquisto. Tiene una maestría y un doctorado en química física y una maestría en ingeniería química. Puede comunicarse con él en [email protected].