La recuperación mejorada de petróleo (abreviada EOR ), también llamada recuperación terciaria , es la extracción de petróleo crudo de un campo petrolero que no se puede extraer de otra manera. Aunque las técnicas de recuperación primaria y secundaria se basan en la diferencia de presión entre la superficie y el pozo subterráneo, la recuperación mejorada de petróleo funciona alterando la composición química del petróleo mismo para facilitar su extracción. La EOR puede extraer del 30 % al 60 % o más del petróleo de un yacimiento, [1] en comparación con el 20 % al 40 % utilizando la recuperación primaria y secundaria . [2] [3] Según el Departamento de Energía de EE. UU., el dióxido de carbono y el agua se inyectan junto con una de tres técnicas EOR: inyección térmica, inyección de gas e inyección química. [1] Las técnicas de EOR especulativas más avanzadas a veces se denominan recuperación cuaternaria . [4] [5] [6] [7]
Hay tres técnicas principales de EOR: inyección de gas, inyección térmica e inyección química. La inyección de gas, que utiliza gases como gas natural , nitrógeno o dióxido de carbono (CO 2 ), representa casi el 60 por ciento de la producción de EOR en Estados Unidos. [1] La inyección térmica, que implica la introducción de calor , representa el 40 por ciento de la producción de EOR en los Estados Unidos, y la mayor parte se produce en California. [1] La inyección química, que puede implicar el uso de moléculas de cadena larga llamadas polímeros para aumentar la eficacia de las inundaciones de agua, representa aproximadamente el uno por ciento de la producción de EOR en los Estados Unidos. [1] En 2013, una técnica llamada tecnología de pulso de plasma fue introducida en los Estados Unidos desde Rusia. Esta técnica puede dar como resultado otro 50 por ciento de mejora en la producción de pozos existentes. [8]
La inyección de gas o inundación miscible es actualmente el enfoque más utilizado en la recuperación mejorada de petróleo. Inundación miscible es un término general para los procesos de inyección que introducen gases miscibles en el yacimiento. Un proceso de desplazamiento miscible mantiene la presión del yacimiento y mejora el desplazamiento del petróleo porque se reduce la tensión interfacial entre el petróleo y el gas. Esto se refiere a eliminar la interfaz entre los dos fluidos que interactúan. Esto permite una eficiencia de desplazamiento total. [9] Los gases utilizados incluyen CO 2 , gas natural o nitrógeno. El fluido más comúnmente utilizado para el desplazamiento miscible es el dióxido de carbono porque reduce la viscosidad del petróleo y es menos costoso que el gas licuado de petróleo . [9] El desplazamiento de petróleo mediante inyección de dióxido de carbono depende del comportamiento de fase de las mezclas de ese gas y el crudo, que dependen en gran medida de la temperatura, la presión y la composición del petróleo crudo del yacimiento.
En este enfoque, se utilizan varios métodos para calentar el petróleo crudo en la formación para reducir su viscosidad y/o vaporizar parte del petróleo y así disminuir la relación de movilidad. El aumento de calor reduce la tensión superficial y aumenta la permeabilidad del aceite. El aceite calentado también puede vaporizarse y luego condensarse formando un aceite mejorado. Los métodos incluyen inyección cíclica de vapor , inundación de vapor y combustión. Estos métodos mejoran la eficiencia del barrido y la eficiencia del desplazamiento. La inyección de vapor se ha utilizado comercialmente desde la década de 1960 en los campos de California. [10] En 2011, se iniciaron proyectos de recuperación mejorada de petróleo mediante energía solar térmica en California y Omán ; este método es similar a la EOR térmica, pero utiliza un panel solar para producir vapor.
En julio de 2015, Petroleum Development Oman y GlassPoint Solar anunciaron que firmaron un acuerdo de 600 millones de dólares para construir un campo solar de 1 GWth en el campo petrolífero de Amal. El proyecto, denominado Miraah , será el campo solar más grande del mundo medido en términos de capacidad térmica máxima.
En noviembre de 2017, GlassPoint y Petroleum Development Oman (PDO) completaron la construcción del primer bloque de la planta solar Miraah de forma segura, según lo previsto y dentro del presupuesto, y entregaron vapor con éxito al campo petrolífero de Amal West. [11]
También en noviembre de 2017, GlassPoint y Aera Energy anunciaron un proyecto conjunto para crear el campo EOR solar más grande de California en el campo petrolero South Belridge , cerca de Bakersfield, California . Se proyecta que la instalación produzca aproximadamente 12 millones de barriles de vapor por año a través de un generador de vapor solar térmico de 850 MW. También reducirá las emisiones de carbono de la instalación en 376.000 toneladas métricas por año. [12]
La inundación con vapor (ver esquema) es una forma de introducir calor al yacimiento bombeando vapor al pozo con un patrón similar al de la inyección de agua. [13] Finalmente, el vapor se condensa en agua caliente; en la zona de vapor el aceite se evapora y en la zona de agua caliente el aceite se expande. Como resultado, el aceite se expande, la viscosidad disminuye y la permeabilidad aumenta. Para garantizar el éxito, el proceso tiene que ser cíclico. Este es el principal programa de recuperación mejorada de petróleo que se utiliza en la actualidad.
La inundación por incendio funciona mejor cuando la saturación y la porosidad del petróleo son altas. La combustión genera el calor dentro del propio depósito. La inyección continua de aire u otra mezcla de gases con alto contenido de oxígeno mantendrá el frente de llama. A medida que el fuego arde, avanza a través del yacimiento hacia los pozos de producción. El calor del fuego reduce la viscosidad del petróleo y ayuda a vaporizar el agua del yacimiento en vapor. El vapor, el agua caliente, el gas de combustión y un banco de solvente destilado actúan para impulsar el petróleo frente al fuego hacia los pozos de producción. [14]
Hay tres métodos de combustión: combustión directa seca, inversa y húmeda. Dry forward usa un encendedor para prender fuego al aceite. A medida que avanza el incendio, el petróleo se aleja del fuego hacia el pozo productor. En sentido inverso, la inyección de aire y el encendido se producen desde direcciones opuestas. En la combustión húmeda, el agua se inyecta justo detrás del frente y la roca caliente la convierte en vapor. Esto apaga el fuego y distribuye el calor de manera más uniforme.
Se ha utilizado la inyección de diversos productos químicos, generalmente en forma de soluciones diluidas, para ayudar a la movilidad y reducir la tensión superficial . [15] La inyección de soluciones alcalinas o cáusticas en yacimientos con petróleo que contienen ácidos orgánicos naturales en el petróleo dará como resultado la producción de jabón que puede reducir la tensión interfacial lo suficiente como para aumentar la producción. [16] [17] La inyección de una solución diluida de un polímero soluble en agua para aumentar la viscosidad del agua inyectada puede aumentar la cantidad de petróleo recuperado en algunas formaciones. Se pueden inyectar soluciones diluidas de tensioactivos como los sulfonatos de petróleo o biosurfactantes como los ramnolípidos para reducir la tensión interfacial o la presión capilar que impide que las gotas de petróleo se muevan a través de un yacimiento; esto se analiza en términos del número de enlace , relacionando las fuerzas capilares con las gravitacionales. . Las formulaciones especiales de aceite, agua y tensioactivos, microemulsiones , pueden ser particularmente efectivas para reducir la tensión interfacial. La aplicación de estos métodos generalmente está limitada por el costo de los productos químicos y su adsorción y pérdida en la roca de la formación que contiene petróleo. En todos estos métodos, los productos químicos se inyectan en varios pozos y la producción se produce en otros pozos cercanos.
La inundación de polímeros consiste en mezclar moléculas de polímero de cadena larga con el agua inyectada para aumentar la viscosidad del agua. Este método mejora la eficiencia del barrido vertical y de área como consecuencia de mejorar la relación de movilidad agua/petróleo.
Se pueden usar tensioactivos junto con polímeros y poligliceroles hiperramificados; Disminuyen la tensión interfacial entre el aceite y el agua. [15] [18] Esto reduce la saturación de aceite residual y mejora la eficiencia macroscópica del proceso.
A los tensioactivos primarios generalmente se les agregan cotensioactivos, potenciadores de actividad y cosolventes para mejorar la estabilidad de la formulación.
La inundación cáustica es la adición de hidróxido de sodio al agua de inyección. Lo hace reduciendo la tensión superficial, invirtiendo la humectabilidad de la roca, emulsionando el petróleo, movilizando el petróleo y ayudando a extraer el petróleo de la roca.
Los procesos EOR se pueden mejorar con nanopartículas de tres maneras: nanocatalizadores, nanofluidos y nanoemulsiones. Los nanofluidos son fluidos base que contienen nanopartículas en suspensiones coloidales. Los nanofluidos realizan muchas funciones en la EOR de los campos petroleros, incluida la presión de separación de los poros, la obstrucción de canales, la reducción de la tensión interfacial, la relación de movilidad, la alteración de la humectabilidad y la prevención de la precipitación de asfaltenos. Los nanofluidos facilitan la presión de separación para eliminar el petróleo atrapado en sedimentos mediante la agregación en la interfaz. Alternativamente, la alteración de la humectabilidad y la reducción de la tensión superficial interfacial son otros mecanismos alternativos de EOR. [19] [20]
La inyección microbiana es parte de la recuperación mejorada de petróleo con microbios y rara vez se utiliza debido a su mayor costo y porque el desarrollo no es ampliamente aceptado. Estos microbios funcionan digiriendo parcialmente largas moléculas de hidrocarburos , generando biosurfactantes o emitiendo dióxido de carbono (que luego funciona como se describe en Inyección de gas anteriormente). [21]
Se han utilizado tres enfoques para lograr la inyección microbiana. En el primer enfoque, se inyectan en el campo petrolífero cultivos bacterianos mezclados con una fuente de alimento (comúnmente se usa un carbohidrato como la melaza ). En el segundo enfoque, utilizado desde 1985, [22] se inyectan nutrientes en el suelo para nutrir los cuerpos microbianos existentes; Estos nutrientes hacen que las bacterias aumenten la producción de tensioactivos naturales que normalmente utilizan para metabolizar el petróleo crudo bajo tierra. [23] [ se necesita una mejor fuente ] Después de consumir los nutrientes inyectados, los microbios entran en un modo de casi apagado, su exterior se vuelve hidrofílico y migran al área de interfaz aceite-agua, donde hacen que se formen gotas de aceite a partir de las partículas más grandes. masa de petróleo, lo que hace que sea más probable que las gotas migren a la boca del pozo. Este enfoque se ha utilizado en campos petrolíferos cerca de Four Corners y en el campo petrolífero de Beverly Hills en Beverly Hills, California .
El tercer enfoque se utiliza para abordar el problema de los componentes de cera de parafina del petróleo crudo, que tienden a precipitar a medida que el crudo fluye hacia la superficie, ya que la superficie de la Tierra es considerablemente más fría que los depósitos de petróleo (una caída de temperatura de 9 a 10°C). Lo habitual es 14 °C por cada mil pies de profundidad).
El dióxido de carbono (CO 2 ) es particularmente eficaz en depósitos de más de 2.000 pies de profundidad, donde el CO 2 estará en un estado supercrítico . [24] En aplicaciones de alta presión con petróleos más ligeros, el CO 2 es miscible con el petróleo, con el consiguiente hinchamiento del petróleo y reducción de la viscosidad, y posiblemente también con una reducción de la tensión superficial con la roca yacimiento. En el caso de yacimientos de baja presión o petróleos pesados, el CO 2 formará un fluido inmiscible o sólo se mezclará parcialmente con el petróleo. Puede ocurrir cierta hinchazón del aceite y su viscosidad aún puede reducirse significativamente. [25] [26]
En estas aplicaciones, entre la mitad y dos tercios del CO 2 inyectado regresa con el petróleo producido y generalmente se reinyecta en el yacimiento para minimizar los costos operativos. El resto queda atrapado en el depósito de petróleo por diversos medios. El dióxido de carbono como disolvente tiene la ventaja de ser más económico que otros fluidos igualmente miscibles como el propano y el butano . [27]
La inyección de agua y gas alternativo (WAG) es otra técnica empleada en EOR. Además del dióxido de carbono, se utiliza agua. Aquí se utiliza una solución salina para no alterar las formaciones de carbonatos en los pozos petroleros. [28] [29] Se inyectan agua y dióxido de carbono en el pozo de petróleo para una mayor recuperación, ya que normalmente tienen baja miscibilidad con el petróleo. El uso de agua y dióxido de carbono también reduce la movilidad del dióxido de carbono, lo que hace que el gas sea más eficaz para desplazar el petróleo en el pozo. [30] Según un estudio realizado por Kovscek, el uso de pequeñas cantidades de dióxido de carbono y agua permite una rápida recuperación del petróleo. [30] Además, en un estudio realizado por Dang en 2014, el uso de agua con menor salinidad permite una mayor eliminación de petróleo y mayores interacciones geoquímicas. [31]
La tecnología de pulso de plasma es una técnica utilizada en los EE. UU. a partir de 2013. [ cita necesaria ] La tecnología se originó en la Federación Rusa en la Universidad Estatal de Minería de San Petersburgo con financiación y asistencia del Centro de Innovación Skolkovo . [32] El equipo de desarrollo en Rusia y los equipos de implementación en Rusia, Europa y ahora Estados Unidos han probado esta tecnología en pozos verticales y casi el 90% de los pozos muestran efectos positivos. [ cita necesaria ]
La EOR de pozo petrolífero de pulso de plasma utiliza bajas emisiones de energía para crear el mismo efecto que muchas otras tecnologías pueden producir, excepto que no generan un impacto ecológico negativo. [ cita necesaria ] En casi todos los casos, el volumen de agua extraída con el aceite en realidad se reduce del tratamiento previo al EOR en lugar de aumentar. [ cita requerida ] Los clientes y usuarios actuales de la nueva tecnología incluyen ConocoPhillips , ONGC , Gazprom , Rosneft y Lukoil . [ cita necesaria ]
Se basa en la misma tecnología que el propulsor ruso de plasma pulsado que se utilizó en dos naves espaciales y que actualmente se está desarrollando para su uso en pozos horizontales. [ cita necesaria ]
Agregar métodos de recuperación de petróleo aumenta el costo del petróleo; en el caso del CO 2, normalmente entre 0,5 y 8,0 dólares estadounidenses por tonelada de CO 2 . El aumento de la extracción de petróleo, por otro lado, es un beneficio económico y los ingresos dependen de los precios vigentes del petróleo . [33] La EOR terrestre ha pagado entre 10 y 16 dólares netos por tonelada de CO 2 inyectada, a precios del petróleo de 15 a 20 dólares por barril . Los precios predominantes dependen de muchos factores, pero pueden determinar la idoneidad económica de cualquier procedimiento, siendo económicamente viables más procedimientos y más costosos a precios más altos. [34] Ejemplo: Con precios del petróleo de alrededor de 90 dólares EE.UU./barril, el beneficio económico es de unos 70 dólares EE.UU. por tonelada de CO 2 . El Departamento de Energía de Estados Unidos estima que 20 mil millones de toneladas de CO 2 capturadas podrían producir 67 mil millones de barriles de petróleo económicamente recuperable. [35]
La industria del petróleo y el gas sostiene que el uso de dióxido de carbono antropogénico capturado , derivado de la explotación de reservas de carbón lignito , para impulsar la generación de energía eléctrica y respaldar la EOR de pozos de petróleo y gas existentes y futuros ofrece una solución multifacética a los problemas energéticos y ambientales de Estados Unidos. y desafíos económicos. [35] No hay duda de que los recursos de carbón y petróleo son finitos. Estados Unidos está en una posición sólida para aprovechar estas fuentes de energía tradicionales para satisfacer las necesidades energéticas futuras mientras se exploran y desarrollan otras fuentes. [35] Para la industria del carbón , CO 2 EOR crea un mercado para los subproductos de la gasificación del carbón y reduce los costos asociados con el secuestro y almacenamiento de carbono .
De 1986 a 2008, la producción de petróleo cotizada derivada del EOR aumentó del 0,3% al 5%, gracias a una creciente demanda de petróleo y a una reducción de la oferta de petróleo. [36]
El proyecto Boundary Dam Power Station de SaskPower modernizó su central eléctrica alimentada por carbón en 2014 con tecnología de captura y secuestro de carbono (CCS). La planta capturará 1 millón de toneladas de CO 2 anualmente, que vendió a Cenovus Energy para mejorar la recuperación de petróleo en su campo petrolífero de Weyburn, [37] antes de la venta de los activos de Cenovus en Saskatchewan en 2017 a Whitecap Resources. [38] Se espera que el proyecto inyecte 18 millones de toneladas netas de CO 2 y recupere 130 millones de barriles adicionales (21.000.000 m 3 ) de petróleo, extendiendo la vida útil del campo petrolífero en 25 años. [39] Se proyecta almacenar más de 26 millones de toneladas (netas de producción) de CO 2 en Weyburn, más otros 8,5 millones de toneladas (netas de producción) almacenadas en el Proyecto de Dióxido de Carbono Weyburn-Midale , lo que resultará en una reducción neta. en CO 2 atmosférico por el almacenamiento de CO 2 en el yacimiento petrolífero. Esto equivale a sacar de circulación casi 7 millones de automóviles durante un año. [40] Desde que comenzó la inyección de CO 2 a finales de 2000, el proyecto EOR ha funcionado en gran medida según lo previsto. Actualmente, se están produciendo en el campo unos 1.600 m 3 (10.063 barriles) por día de petróleo incremental.
El proyecto Petra Nova utiliza la absorción de aminas poscombustión para capturar algunas de las emisiones de dióxido de carbono de una de las calderas de la central eléctrica de WA Parish en Texas, y las transporta por oleoducto al campo petrolífero de West Ranch para su uso en la recuperación mejorada de petróleo.
La instalación de energía del condado de Kemper de Mississippi Power , o Proyecto Kemper , debía haber sido la primera planta de su tipo en los EE. UU. que se esperaba que estuviera en funcionamiento en 2015. [41] Desde entonces, su componente de gasificación de carbón ha sido cancelado. y la planta se ha convertido en una central eléctrica convencional de ciclo combinado de gas natural sin captura de carbono. La filial de Southern Company trabajó con el Departamento de Energía de EE. UU. y otros socios con la intención de desarrollar métodos más limpios, menos costosos y más confiables para producir electricidad con carbón que también respalden la producción EOR. La tecnología de gasificación fue designada para alimentar la central eléctrica de ciclo combinado de gasificación integrada . [35] Además, la ubicación única del Proyecto Kemper y su proximidad a las reservas de petróleo lo convirtieron en un candidato ideal para una recuperación mejorada de petróleo. [42]
En 2000, el campo petrolífero Weyburn-Midale de Saskatchewan comenzó a emplear EOR como método de extracción de petróleo. [43] En 2008, el campo petrolífero se convirtió en el sitio de almacenamiento de dióxido de carbono más grande del mundo. [44] El dióxido de carbono llega a través de 320 km de tubería desde la instalación de gasificación de Dakota . Se estima que el proyecto EOR almacenará alrededor de 20 millones de toneladas de dióxido de carbono, generará alrededor de 130 millones de barriles de petróleo y extenderá la vida útil del campo en más de dos décadas. [45] El sitio también es notable ya que albergó un estudio sobre los efectos de EOR en la actividad sísmica cercana. [43]
Estados Unidos ha estado utilizando CO 2 EOR durante varias décadas. Durante más de 30 años, los yacimientos petrolíferos de la Cuenca Pérmica han implementado CO 2 EOR utilizando CO 2 de origen natural de Nuevo México y Colorado. [46] El Departamento de Energía (DOE) ha estimado que el uso pleno de CO 2 -EOR de 'próxima generación' en Estados Unidos podría generar 240 mil millones de barriles (38 km 3 ) adicionales de recursos petroleros recuperables. El desarrollo de este potencial dependería de la disponibilidad de CO 2 comercial en grandes volúmenes, lo que podría ser posible mediante el uso generalizado de la captura y el almacenamiento de carbono. A modo de comparación, el total de recursos petroleros internos estadounidenses no explotados que aún están bajo tierra suman más de 1 billón de barriles (160 km 3 ), la mayor parte de los cuales siguen siendo irrecuperables. El DOE estima que si el potencial de EOR se materializara plenamente, las tesorerías estatales y locales ganarían 280 mil millones de dólares en ingresos provenientes de futuras regalías , impuestos de despido e impuestos estatales sobre la renta sobre la producción de petróleo, además de otros beneficios económicos.
La principal barrera para aprovechar aún más la EOR de CO 2 en los Estados Unidos ha sido un suministro insuficiente de CO 2 asequible . Actualmente, existe una brecha de costos entre lo que una operación de yacimiento petrolífero podría permitirse pagar por el CO 2 en condiciones normales de mercado y el costo de capturar y transportar CO 2 desde plantas de energía y fuentes industriales, por lo que la mayor parte del CO 2 proviene de fuentes naturales. Sin embargo, el uso de CO 2 procedente de centrales eléctricas o fuentes industriales podría reducir la huella de carbono (si el CO 2 se almacena bajo tierra). Para algunas fuentes industriales, como el procesamiento de gas natural o la producción de fertilizantes y etanol, la brecha de costos es pequeña (potencialmente entre 10 y 20 dólares por tonelada de CO 2 ). Para otras fuentes artificiales de CO 2 , incluida la generación de energía y una variedad de procesos industriales, los costos de captura son mayores y la brecha de costos se vuelve mucho mayor (potencialmente entre 30 y 50 dólares por tonelada de CO 2 ). [47] La Iniciativa de Recuperación Mejorada de Petróleo ha reunido a líderes de la industria, la comunidad ambiental, los sindicatos y los gobiernos estatales para promover la EOR de CO 2 en los Estados Unidos y cerrar la brecha de precios.
En los EE. UU., las regulaciones pueden ayudar y ralentizar el desarrollo de EOR para su uso en la captura y utilización de carbono, así como en la producción general de petróleo. Una de las principales regulaciones que rigen la EOR es la Ley de Agua Potable Segura de 1974 (SDWA), que otorga a la EPA la mayor parte del poder regulatorio sobre la EOR y operaciones similares de recuperación de petróleo . [48] La agencia, a su vez, delegó parte de este poder a su propio Programa de Control de Inyección Subterránea, [48] y gran parte del resto de esta autoridad regulatoria a los gobiernos estatales y tribales, haciendo que gran parte de la regulación EOR sea un asunto localizado bajo los requisitos mínimos. de la SDWA. [48] [49] Luego, la EPA recopila información de estos gobiernos locales y pozos individuales para garantizar que sigan la regulación federal general, como la Ley de Aire Limpio , que dicta pautas de presentación de informes para cualquier operación de secuestro de dióxido de carbono. [48] [50] Más allá de las preocupaciones atmosféricas, la mayoría de estas pautas federales tienen como objetivo garantizar que la inyección de dióxido de carbono no cause daños importantes a las vías fluviales de Estados Unidos. [51] En general, la localidad de la regulación EOR puede hacer que los proyectos EOR sean más difíciles, ya que diferentes estándares en diferentes regiones pueden ralentizar la construcción y forzar enfoques separados para utilizar la misma tecnología. [52]
En febrero de 2018, el Congreso aprobó y el Presidente firmó una ampliación de los créditos fiscales por captura de carbono definidos en la sección 45Q del código de Rentas Internas del IRS. Anteriormente, estos créditos estaban limitados a 10 dólares por tonelada y a un tope de 75 millones de toneladas. Según la expansión, los proyectos de captura y utilización de carbono como EOR serán elegibles para un crédito fiscal de $35/tonelada, y los proyectos de secuestro recibirán un crédito de $50/tonelada. [53] El crédito fiscal ampliado estaría disponible durante 12 años para cualquier planta construida hasta 2024, sin límite de volumen. Si tienen éxito, estos créditos "podrían ayudar a secuestrar entre 200 millones y 2,2 mil millones de toneladas métricas de dióxido de carbono" [54] y reducir los costos de captura y secuestro de carbono de los actualmente estimados 60 dólares por tonelada en Petra Nova a tan solo 10 dólares por tonelada.
Los pozos de recuperación mejorada de petróleo suelen bombear grandes cantidades de agua producida a la superficie. Esta agua contiene salmuera y también puede contener metales pesados tóxicos y sustancias radiactivas . [55] Esto puede ser muy perjudicial para las fuentes de agua potable y el medio ambiente en general si no se controla adecuadamente. Los pozos de eliminación se utilizan para prevenir la contaminación superficial del suelo y el agua mediante la inyección del agua producida a gran profundidad. [56] [57]
En los Estados Unidos, la actividad de los pozos de inyección está regulada por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) y los gobiernos estatales en virtud de la Ley de Agua Potable Segura . [58] La EPA ha emitido regulaciones de control de inyección subterránea (UIC) para proteger las fuentes de agua potable. [59] Los pozos de recuperación mejorada de petróleo están regulados como pozos de "Clase II" por la EPA. Las regulaciones exigen que los operadores de pozos reinyecten la salmuera utilizada para la recuperación a gran profundidad en los pozos de eliminación de Clase II. [56]