Este artículo de acceso abierto está bajo Licencia Creative Commons Attribution 4.0 Internacional
Vol. 2, núm. 2
Abril-junio, 2026
Venezuela
ISSN-e: 3080-6666
Página 20
Oportunidades de Litio en salmueras de aguas asociadas a
yacimientos petrolíferos en Venezuela
Lithium opportunities in brines from oilfield produced waters in Venezuela
DOI: https://doi.org/10.5281/zenodo.19795645
Recibido: 2026-02-07 Aceptado: 2026-03-04
Quintero Lavado, Evelyn
1
Correo: evequinterolav@gmail.com
Orcid: https://orcid.org/0009-0004-9352-4053
Resumen
Este artículo técnico evalúa, con enfoque geocientífico, operacional y tecno-económico, el
potencial de recuperar litio (Li) desde salmueras asociadas a yacimientos petrolíferos en
Venezuela (aguas de formación/agua producida) como una línea de “minería no convencional”
acoplable a instalaciones de superficie del negocio petrolero. La motivación es doble: (i)
transformar un pasivo operativo-ambiental (manejo de agua producida y salmueras) en una
corriente valorizable mediante extracción directa (DLE, Direct Lithium Extraction por sus siglas
en inglés); y (ii) aprovechar infraestructura existente (separación, tratamiento, reinyección,
energía, logística industrial) para reducir costos marginales frente a proyectos greenfield. La
evidencia técnica más relevante identificada en la literatura abierta para formaciones de la Faja
Petrolífera del Orinoco (área Carabobo, Cuenca Oriental) muestra que las aguas de formación
presentan un rango de sólidos disueltos totales (TDS) (brackish salino típico de sistemas
meteórico marinos mezclados, con tendencia NaCl y dilución hacia NaHCO. En particular, un
conjunto de muestras del intervalo Freites–Oficina/Morichal reporta valores de TDS,
aproximadamente, entre 1 y 27,7 g/L y concentraciones de Li⁺ observadas hasta ~40 mg/L en
algunas salmueras NaCl (por ejemplo, una muestra con Li≈40 mg/L a TDS≈27,7 g/L). [1] En
términos de umbrales económicos, varios desarrollos industriales consideran corrientes
atractivas con ≥50 mg/L (dependiendo de costos, caudales y productos), mientras que otros
enfoques conservadores usan >200 mg/L como criterio de “alto valor” para priorización. Por
tanto, la evidencia disponible sugiere que la Cuenca Oriental podría contener corrientes
“cercanas al umbral”, pero no confirma por sí sola una oportunidad masiva tipo salmueras de
grado alto (100–300+ mg/L) como las de algunos análogos internacionales.
Palabras clave: litio, agua producida, salmueras petroleras, extracción directa de litio, DLE.
Abstract
This technical article assesses the geoscientific, operational, and techno-economic potential of
recovering lithium from oilfield-produced brines in Venezuela through Direct Lithium Extraction
(DLE). Open data from the Carabobo area suggest lithium concentrations of up to about 40
mg/L, indicating near-threshold opportunities rather than high-grade brine systems, while the
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Ingeniera de Petróleos. Esp. en Yacimientos (EOR / IOR). Fundadora y CEO. Petróleos & Renovables S. A.
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Maracaibo Basin remains an exploratory target because of its higher salinity and more evolved
brines. The outlines modular recovery routes based on selective adsorption, membrane
concentration, and bipolar electrodialysis integrated with existing surface facilities and reinjection
systems. A preliminary economic screening shows strong sensitivity to lithium grade, water flow
rate, recovery, energy and reagent costs, and lithium carbonate prices. The study recommends
a phased program of characterization, laboratory testing, and modular pilots, starting in the
Eastern Basin and extending to exploratory screening in Maracaibo.
Keywords: lithium, produced water, oilfield brines, direct lithium extraction, Venezuela, DLE.
Introducción
La producción de hidrocarburos conlleva, inevitablemente, la generación de agua
asociada, la cual proviene de la formación —movilizada por el flujo de petróleo y gas—, de
acuíferos o de procesos de inyección en proyectos de recuperación secundaria. A medida que
un campo madura, la razón agua-petróleo (WOR) aumenta, significativamente, posicionando al
manejo de agua como el principal desafío volumétrico en el sistema de fluidos de superficie.
En el contexto actual, el litio emerge como metal crítico para baterías y almacenamiento,
con alta volatilidad de precios y concentración geográfica de refinación (riesgo de suministro).
La Agencia Internacional de Energía documenta este riesgo y el crecimiento de demanda
asociada a la transición energética. [2] Aun así, la caída de precios 2023-2025 y su variabilidad
obligan a que cualquier estrategia de litio “no convencional” sea intensiva en productividad, baja
en costos y apoyada en sinergias industriales. [3]
En Venezuela, las “oportunidades” se concentran estratégicamente en dos frentes:
a) Oportunidad inmediata de “ensayos y pruebas pilotos” en la Cuenca de la Faja
Petrolífera del Orinoco, esto en base a que existe evidencia abierta de concentraciones de Li
hasta ~40 mg/L, en Carabobo (Formación Oficina/Morichal). [1] Además, se reportan
heterogeneidades de salinidad (por ejemplo, pozos con 2.300 ppm vs 15.000 ppm en
PETROCEDEÑO), sugiriendo compartimentos o contactos agua‑roca diferenciados donde el Li
podría concentrarse localmente. [4] Conociendo que la ICP-OES y la ICP-MS son técnicas
analíticas esenciales para la determinación de elementos traza en fármacos y productos
farmacéuticos, el trabajo crítico es medir sistemáticamente Li (ICP‑OES/ICP‑MS) en distintas
rutas de agua (separadores, tanques de agua libre, agua de producción, corrientes de
reinyección, “poncheras” salinas), y evaluar pretratamientos (aceite, sólidos, dureza) orientados
a la Extracción Directa de Litio (DLE, por sus siglas en inglés) como una tecnología emergente
que busca una producción de litio más eficiente y sostenible. Este proceso permite recuperar
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litio, directamente, de la salmuera mediante métodos como la absorción y el intercambio iónico,
lo que reduce el impacto ambiental y la necesidad de grandes superficies.
b) Oportunidad exploratoria en la Cuenca de Maracaibo (campos maduros con altas tasas
de agua y brinas más salinas). La literatura científica reporta para aguas de yacimientos del
sureste de Maracaibo rangos de salinidad por edad/diagénesis de, aproximadamente, 4,8–61
g/L y la presencia de salmueras tipo Ca‑Cl en segmentos más profundos/diagenéticos. [5]
En ausencia de datos públicos robustos de Li para Maracaibo, se propone un rango
plausible por análogos internacionales (por ejemplo, sistemas Ca‑Cl y brinas basinales
profundas con Li en decenas a centenas mg/L), pero enfatizando en que se requiere
confirmación analítica. De igual forma el área actual de Barinas y Apure vino a constituir parte
de las provincias nerítica y costera de los mares cretácicos desde el Albiense hasta el
Maestrichtiense por lo que pudieran observarse la presencia de salmueras tipo Ca‑Cl en
segmentos más profundos/diagenéticos como se puede observar en la Figura 1.
Figura1: Invasión del mar desde el Norte hacia el escudo de Guayana
Fuente: Trejo et al. (2023) [16]
En cuanto a su economía preliminar, el resultado es altamente sensible a: (i)
concentración de Li; (ii) caudal disponible continuo; (iii) recuperación metalúrgica; (iv) costos
energéticos/químicos; y (v) precio de Li₂CO₃/LiOH. La referencia del servicio geológico de los
EEUU (USGS) indica que el precio promedio anual (contratos fijos, EE. UU.) de carbonato de
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litio cayó a ~USD 14.000/t en 2024 y ~USD 9.000/t en 2025 (alta volatilidad), lo que exige
análisis de sensibilidad y estrategias de costo bajo. [3] El OPEX de referencia del esquema tipo
NanoLiSal (≈USD 5.480/t Li₂CO₃) deja margen potencial bajo varios escenarios, pero un
proyecto de baja ley (5–20 mg/L) puede volverse marginal si el CAPEX no se comparte con
infraestructura petrolera existente.
En regulación, la valorización de litio desde agua producida cruza los dominios de (i)
gestión de aguas (bien de dominio público y regulaciones de efluentes) y (ii) aprovechamiento
de minerales/derivados en el marco petrolero. La Ley de Aguas declara que las aguas son
bienes del dominio público y fija principios de gestión integral. [6] Además, el Decreto 883
establece normas para control de calidad de cuerpos de agua y vertidos líquidos, relevantes si
se plantea descarga o tratamiento fuera de reinyección. [7]
La Reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2026 establece en su Artículo 62 que
las empresas que realicen actividades de industrialización de hidrocarburos en el país fomenten
a su vez la industrialización, aguas abajo, de los insumos que producen. [8] Se define también
en el ámbito de actividades (exploración‑producción‑refinación‑transporte) y se refuerza la
necesidad de licenciamiento/competencias del ente rector. Para ejecutar pilotos DLE se
requerirá, en la práctica, compatibilizar permisos ambientales y planes de manejo de efluentes,
además de definir el tratamiento jurídico‑económico del “subproducto” litio, en concordancia con
el Decreto N.
0
1.257 sobre evaluación ambiental de actividades susceptibles de degradar el
ambiente. [9]
La oportunidad más realista a corto plazo es un programa en fases de caracterización +
pilotos modulares DLE en la Cuenca Oriental (Carabobo), buscando confirmar “sweet spots”
≥50 mg/L o demostrar economía por volumen e integración; en paralelo, una campaña de
muestreo en Maracaibo y Barinas podría revelar corrientes con mayor ley. A falta de datos, el
artículo propone rangos plausibles y un plan de investigación de campo/laboratorio para cerrar
brechas.
El objetivo de este trabajo es identificar y priorizar oportunidades de litio en salmueras
asociadas a yacimientos petrolíferos en Venezuela, integrando premisas de: a) geología e
hidrogeología basinal, b) química de salmueras y concentración de Li, c) tecnologías de
extracción (adsorción, membranas, electroquímica, evaporación, extracción directa/DLE), d)
integración con operaciones petroleras (tratamiento y reinyección), e) logística e infraestructura,
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f) permisos y marco regulatorio, g) evaluación económica preliminar (CAPEX/OPEX), h) riesgos
técnicos y ambientales, i) recomendaciones estratégicas (operativas y de I+D).
1. Metodología
La metodología sigue un esquema de “evaluación por etapas” típico de recursos no
convencionales:
a) Síntesis técnica de referencia (SPE + literatura oficial revisada) para identificar: rangos
típicos de Li en aguas petroleras, mecanismos de enriquecimiento, limitantes operacionales
(Mg/Li, Ca, SO
4
, orgánicos), y métricas de desempeño/costo de tecnologías DLE. [10]
b) Recopilación de evidencia abierta específica para Venezuela, priorizando: a) instituciones y
marcos oficiales (ministerio sectorial, leyes y decretos), b) publicaciones científicas con
participación nacional (incluyendo datos con autoría de INTEVEP/PDVSA presentes en revistas
indexadas), c) tesis y trabajos técnicos cuando sean la única ventana a datos
hidrológicos/geoquímicos (con señalamiento explícito del nivel de confiabilidad).
c) Construcción de una matriz de oportunidad por cuenca/formación (Maracaibo, Oriental/Faja,
Barinas-Apure), con criterios: (i) Li esperado/observado, (ii) caudales de agua producida, (iii)
salinidad/TDS y relaciones Mg/Li, (iv) accesibilidad a infraestructura, (v) compatibilidad
ambiental-regulatoria.
d) Modelo económico preliminar, usando costos de referencia documentados (p. ej., OPEX por
tonelada de producto y CAPEX instalado) y producción calculada por balance de masa
(Li→Li₂CO₃ equivalente), con sensibilidad a precio USGS. [3]
La disponibilidad pública de datos de concentración de Li por formación y por bloque
operativo en Venezuela es limitada. Este artículo identifica un conjunto de datos abiertos para
Carabobo (Oficina/Morichal) con Li hasta ~40 mg/L, pero no sustituye un muestreo industrial
sistemático. [1]
Cuando faltan datos (p. ej., Li en Maracaibo o Barinas-Apure), se proponen rangos
plausibles basados en análogos internacionales de brinas basinales y proyectos DLE,
explicitando supuestos. [11]
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2. Bases técnicas de geología, hidrogeología y química de salmueras petroleras
2.1. Fundamentos geoquímicos del litio en brinas
El litio en aguas basinales puede provenir de varias fuentes y procesos: interacción agua-
roca con silicatos y arcillas, liberación diagenética durante enterramiento, disolución de
evaporitas o mezcla con brinas evaporadas, y aportes hidrotermales (cuando existan). En
sistemas basinales profundos, el Li tiende a enriquecerse con temperatura y tiempo de
residencia; y se asocia frecuentemente a brinas tipo NaCl o CaCl. [11]
Un rasgo crítico para DLE es la relación Mg/Li: Mg compite con Li en muchos sorbentes,
incrementa consumo de reactivos y causa incrustaciones o ensuciamiento en membranas. En el
piloto industrial referido por SPE, el agua de entrada tenía Mg ≈ 1000–1200 mg/L con Li 120–
156 mg/L, y se destaca que el control/remoción de dureza (Ca²
+
/Mg²
+
) es esencial antes de
etapas sensibles membranas (electrodiálisis).
Las brinas ricas en litio se originan a partir de múltiples fuentes geológicas que liberan Li
al sistema hidrogeoquímico. Como primera fuente se encuentra el Magmatismo y fluidos
hidrotermales, que son magmas diferenciados (riolitas, granitos, pegmatitas) que liberan Li
durante procesos tardíos de cristalización. Los fluidos hidrotermales transportan Li hacia
cuencas sedimentarias o lacustres. Este proceso es típico en regiones volcánicas como el
Altiplano Andino o el Tibet, donde aguas geotermales enriquecidas en Li alimentan salares.
Otra fuente importante es la Lixiviación de volcanitas y basamento, donde la
meteorización de rocas volcánicas (riolitas, ignimbritas, andesitas) o sedimentos ricos en Li o
rocas volcánicas félsicas liberan Li durante la alteración.
Una vez liberado el litio, el sistema evoluciona dentro de cuencas evaporíticas cuyas
condiciones clave se pueden encontrar en las principales provincias de litio, todas comparten
seis factores geológicos: clima árido, cuencas cerradas (endorreicas), actividad volcánica o
geotermal, subsidencia tectónica, fuente de litio y tiempo geológico para concentración.
La evaporación progresiva genera la concentración de sales, la Figura 2 muestra la
secuencia evaporítica simplificada:
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Figura 2: Secuencia evaporítica simplificada
Nota: la autora declara uso de Gemini IA, 2026, en la generación de esta figura.
2.2. Ventanas típicas de concentración de Li en aguas petroleras
En literatura internacional sobre “oilfield brines”, los rangos de Li pueden variar de pocos
mg/L a >100 mg/L, con casos excepcionales >300 mg/L en brinas altamente evolucionadas. [10]
En proyectos comparables de recuperación de Li, se reportan (en evaluaciones preliminares)
concentraciones como 74,6 mg/L (Clearwater, Alberta), 168 mg/L (Smackover), y rangos 65–221
mg/L (Clayton Valley) y 100–362 mg/L (Bakken, según compilaciones), con recuperaciones 75–
>95% según método. [13]
Este marco sugiere un punto clave: la “ley” (mg/L) por sí sola no define la oportunidad.
Los caudales disponibles, continuidad operativa, costos de tratamiento ya existentes y
capacidad de reinyección pueden inclinar la balanza para corrientes de 20–50 mg/L si se
dispone de grandes volúmenes y costos marginales bajos.
Una contribución clave con coautoría de PDVSA [14] y INTEVEP [15] presenta datos
químicos e isotópicos de aguas de formación del campo Carabobo: las aguas muestran una
composición principal Na‑Cl con TDS hasta ~30 g/L y tendencia de dilución hacia Na‑HCO₃
(hasta ~1 g/L), interpretada como mezcla de un extremo marino modificado por eventos de
temperatura (120–125°C) y dilución meteórica posterior. [1]
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En el apéndice electrónico del mismo trabajo se reportan valores específicos de Li⁺ (mg/L)
en varias muestras Freites–Oficina/Morichal, alcanzando valores del orden de 33–40 mg/L en
las más salinas (TDS ~22,8–27,7 g/L). [1] Este dato es la pieza técnica más directa y verificable
(en literatura abierta) para discutir oportunidades reales en salmueras petroleras de la Faja
Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez (FPOHC).
Figura 3: Cuenca Oriental de Venezuela
Fuente: Tomado de Rodríguez (2022), de su original Schlumberger (1980) [17]
En estudios de modelo de acuífero en el área de PETROCEDEÑO de la FPOHC se
menciona que, aunque, una salinidad típica del acuífero se estimaba en 2.300 ppm, algunos
pozos registraron salinidades de 15.000 ppm, y posteriormente pozos horizontales produjeron
agua con salinidades elevadas similares. [4] Este tipo de heterogeneidad (compartimentos,
contactos, “poncheras”, mezcla vertical) es relevante porque el Li suele correlacionarse
positivamente con salinidad/tiempo de residencia en muchos sistemas basinales; por tanto, una
estrategia efectiva es priorizar muestreo en los compartimentos más salinos y no sólo en
promedios de campo.
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2.3. Piloto industrial de extracción de litio en agua asociada a petróleo y gas
En el artículo SPE-222351-Titulado, “Field Test of Lithium Extraction in Oilfield Associated
Water: A Case Studyof YQ Treatment Station” del piloto en China reporta un caso industrial
completo desde agua asociada hasta producto final LiOH·H₂O, integrando cuatro bloques
principales: (i) pretratamiento (remoción de crudo, sólidos y dureza), (ii) adsorción selectiva de
Li (tamiz iónico basado en Mn), (iii) concentración y purificación por membranas, y (iv)
electrodiálisis con membrana bipolar para producir HCl y LiOH, reciclando ácido para
regeneración del sorbente, seguida de evaporación/secado a polvo. [12]
Los parámetros de entrada del agua son ilustrativos de un “caso de alta salinidad”: TDS ≈
(19–22)×10⁴ mg/L, Li = 120–156 mg/L, Na≈(5,5–5,9)×10⁴ mg/L, Ca≈(1,3–1,6)×10⁴ mg/L y
Mg≈1000–1200 mg/L, con aceite en el orden 50–100 mg/L. Tras el proceso, el efluente queda
con Li 8–10 mg/L y aceite ~1 mg/L (apto para reinyección según el enfoque del paper),
evidenciando recuperación sustancial de Li y acondicionamiento del agua.
Una lección operativa crítica es el manejo de “ventana” de concentración para la etapa
electroquímica: se indica que la alimentación para electrodíalisis bipolar debe controlarse
típicamente entre 5 y 7 g/L de Li (en la corriente concentrada), y que impurezas divalentes
pueden dañar membranas. En un piloto se produjeron ~2,05 kg de LiOH·H
2
O a partir de 116 m³
de agua asociada, lo que evidencia escalabilidad, pero también la necesidad de optimización
para concentración de LiCl, incrustación y operación continua.
Implicación para Venezuela: si se identifican corrientes ≥50 mg/L (o cercanas con gran
caudal), un tren modular de pretratamiento + sorbente selectivo + membranas + electroquímica
puede integrarse a plantas de tratamiento/reinyección existentes, minimizando “nuevas”
descargas.
Así mismo, el articulo SPE-220910-, “Economic Analysis of Lithium and Salts Recoveries
from Bakken Formation” aporta dos contribuciones: (i) datos/casos de concentración de
elementos (incluyendo Li) en agua producida; y (ii) costos y flujos de proceso para un esquema
de separación (NanoLiSal) basado en reducción de compuestos de azufre, ultrafiltración +
destilación por membrana, nanofiltración y vasijas de sorción/intercambio iónico. [13]
En datos ejemplificados por condados se reportan concentraciones de Li en el orden de
~44,5; 56; 77,75; 88; 103 ppm (mg/L), con TDS altos y presencia de Na, Ca, Mg, Cl
significativos. El mismo documento resume una comparación de proyectos donde los costos de
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producción varían desde ~USD 3.217 a 5.480 por tonelada de Li₂ CO₃ (según método y caso) y
precios de producto modelados ~USD 12.267–15.160/t (evaluaciones preliminares).
Para el modelo NanoLiSal se reporta un CAPEX instalado aproximado de USD 7.098.750
(componentes mayores: NF, destilación por membrana, unidad de remoción de azufre, paquete
de recuperación de Li) y un costo estimado de extracción de Li₂ CO₃ vía NF de ~USD 5.480/t,
donde los rubros dominantes son potencia eléctrica y reactivos/químicos. El paper también
incluye factores de conversión a equivalente Li₂ CO₃ (por masa molar y contenido de Li), útil
para balances de masa en estudios preliminares.
Implicación para Venezuela: esta guía permite construir un primer “benchmark”
CAPEX/OPEX para plantas modulares en rangos de decenas de miles de barriles por día, y
sugiere que la economía mejora si se monetizan sales/co-productos o si se reducen costos de
energía/consumibles mediante integración.
2.4. Técnica de evaluación de litio mediante registros de neutrones pulsados
El articulo SPE-229862-MS, “A Technique for Assessing Lithium Concentration in Saline
Porous Media Using Pulsed Neutron Logging” explica cómo realizar la evaluación de litio a
través de registros de pozos y aborda un problema central: en muchos campos, la
disponibilidad de análisis de laboratorio es limitada y espacialmente sesgada; por ello se
propone una técnica basada en registros de neutrones pulsados (Pulsed Neutron Generator
PNG) aprovechando que Li- 6 tiene alta captura neutrónica, con estrategias para separar la
señal de interferencias (B, Cl) usando información espectral en energía y tiempo. [14]
El documento enmarca la motivación económica señalando que brinas con
concentraciones altas (p. ej. >200 ppm) son típicamente consideradas objetivos prioritarios,
aunque este umbral depende de costos/tecnología.
Implicación para Venezuela: aun si el Li en superficie parece moderado, un enfoque de
registro/screening puede identificar capas o compartimentos con mayor enriquecimiento, guiar
muestreo dirigido y reducir el riesgo de “promediar” diluciones con agua meteórica u otras
mezclas.
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2.5. Evidencia abierta: Cuenca Oriental (Faja del Orinoco / Carabobo)
La evidencia más sólida y trazable proviene del trabajo en Geológica Acta (2018), con
participación de INTEVEP/PDVSA, donde se reportan aguas de formación (sin influencia de
waterflooding en el muestreo) y se incluye Li
+
en el dataset del apéndice electrónico. [1] En el
conjunto Freites–Oficina/Morichal se observan, entre otras, las siguientes combinaciones
relevantes (valores aproximados leídos del conjunto de datos):
- TDS ~8,5–11,2 g/L con Li ~5,2–12 mg/L en varias muestras Na‑ Cl (Oficina/Morichal).
- TDS ~15,3 g/L con Li ~15 mg/L.
- TDS ~22,8 g/L con Li ~33 mg/L.
- TDS ~27,7 g/L con Li ~40 mg/L. [1]
Esto sugiere un potencial de “ley media-baja” (5–40 mg/L) en las aguas analizadas del
área Carabobo. En paralelo, se describe que el sistema hidrogeoquímico es complejo por
mezcla de agua marina modificada a alta temperatura y posterior dilución meteórica, explicando
por qué pueden coexistir facies Na- Cl salinas y Na- HCO
3
más dulces. [1]
Adicionalmente, un estudio técnico hecho por SINCOR en la actual empresa Petrocedeño
indica heterogeneidades de salinidad (2.300 ppm vs 15.000 ppm), que pueden ser marcadores
de compartimentos o rutas de flujo diferentes, relevantes para ubicar “sweet spots” de mayor
TDS y potencialmente mayor Li. [4]. Con base en esta evidencia, la Cuenca Oriental no puede
presentarse (con datos abiertos) como un “Smackover venezolano” de 100–300 mg/L
generalizados; pero sí como un candidato razonable para pilotos DLE si:
• Se confirman corrientes ≥50 mg/L en sub-ambientes más salinos/no diluidos.
• Se demuestra economía por volumen y costos marginales bajos en corrientes de 20–40 mg/L,
apoyándose en infraestructura petrolera (sistemas de agua, energía, reinyección).
2.6. Cuenca de Maracaibo: salinidad elevada y potencial de brinas evolucionadas
Para aguas de yacimientos del sureste de la Cuenca de Lago de Maracaibo se reportan
rangos de salinidad asociados a edad/diágenesis de aproximadamente 4,8–61 g/L (4.800–
61.000 mg/L) y se discute evolución geoquímica hacia brinas más concentradas en intervalos
más profundos (incluyendo composiciones CaCl). [5]
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Estas condiciones son conceptualmente más favorables para enriquecimiento de
elementos traza (incluido Li) que sistemas más meteóricos y someros, por mayor tiempo de
residencia y menor dilución.
No se identificaron en fuentes abiertas oficiales concentraciones publicadas de Li por la
cuenca del Lago de Maracaibo equivalentes a las de Carabobo. Por ello, se propone un rango
plausible 10–150 mg/L para screening inicial (no como valor afirmativo), basado en análogos de
brinas basinales (Na- Cl/Ca- Cl) y casos donde la evolución diagenética incrementa Li en
decenas a centenas mg/L. [11]
2.7. Cuenca Barinas-Apure y otras provincias petroleras
No se encontraron datos abiertos robustos de Li en agua producida para Barinas-Apure.
Dado que los controles de Li dependen de historia de enterramiento, aporte
evaporítico/diagenético y mezcla meteórica, la recomendación es no extrapolar desde
Oriente/Maracaibo sin muestreo.
La siguiente tabla integra datos observados existentes y rangos plausibles basados en
análogos internacionales y deben considerarse hipótesis de trabajo para diseño de campañas.
Tabla 1. Matriz comparativa de oportunidad por cuenca y formación.
Provincia / área
Formaciones
objetivo
(ejemplos)
Tipo de agua
(indicativa)
TDS (mg/L)
Li
observado
(mg/L)
Li plausible
para screening
(mg/L)
Cuenca Oriental –
Carabobo (Faja del
Orinoco)
Freites–
Oficina/Morichal
(reservorio)
Na‑ Cl con
dilución a Na‑
HCO₃
~1.000 a
~27.700 [1]
Hasta ~40 [1]
20–80
(hipótesis para
buscar
compartimentos
más salinos) [4]
Cuenca Oriental –
Petrocedeño FPO
(referencial)
Oficina (áreas
industriales)
Acuífero con
heterogeneidad
2.300 a
15.000
reportado [4]
No disponible
en fuentes
abiertas
10–60
Cuenca Maracaibo
(sureste)
Intervalos
diagenéticos/
profundos
(varios)
Brinas más
salinas; posible
Ca‑ Cl
~4.800 a
61.000 [5]
No disponible
en fuentes
abiertas
20–150
Barinas‑Apure
Varios
Desconocido
No disponible
No disponible
5–50
Fuente: elaboración propia
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3. Evaluación tecnológica: métodos de extracción e integración con operaciones
petroleras
A partir de los artículos evaluados anteriormente, una arquitectura robusta para aguas de
formaciones petroleras (con crudo residual, sólidos, dureza y alta variabilidad) es:
a) Acondicionamiento / pretratamiento.
- Separación primaria aceite‑agua y remoción de “aceite libre”.
- Filtración de sólidos (cartucho, multimedia, nutshell según caso).
- Control de incrustaciones (BaSO₄, CaCO₃) y remoción de dureza (Ca²⁺/Mg²⁺) cuando el tren
DLE lo requiera.
b) Extracción selectiva de Li y concentración.
- Opción A (adsorción selectiva con tamiz iónico tipo Mn‑ O): captura Li y desorción ácida;
requiere ciclo químico y manejo de HCl.
- Opción B (membranas + sorción/intercambio iónico, estilo NanoLiSal): combina UF/NF/MD y
sorción; útil cuando se busca además manejo de sales y control de contaminantes.
- Opción C (electroquímica selectiva / membranas capacitivas / deionización): potencialmente
baja energía en estudios, pero madurez industrial variable.
Tabla 2. Comparación cualitativa de tecnologías clave.
Tecnología
Ventaja principal
Limitante típica en aguas
petroleras
Madurez
Indicador de costo/energía
(referencial)
Adsorción selectiva
(tamiz Mn‑Li)
Alta selectividad;
apta para Li medio
(50–150 mg/L)
requiere pretratamiento de
dureza; ciclo ácido;
incrustación por orgánicos
Alta (pilotos
reportados)
Costos dominados por
químicos/operación; depende
de regeneración
NF + sorción
(NanoLiSal)
Integra control de
contaminantes y
sales; modular
ensuciamiento
(scaling/fouling); energía de
membranas; gestión de
salmuera concentrada
Media‑alta
(propuesta
industrial)
OPEX ~USD 5.480/t Li₂ CO₃
(estimación)
Electrodiálisis /
bipolar
Permite producir HCl
y LiOH con reciclaje
requiere alimentación del
sistema relativamente limpio
y concentrado; sensibilidad a
divalentes
Media‑alta
Energía y capacidad dependen
de conductividad y pureza
Evaporación solar
Bajo CAPEX en
salmueras muy ricas
sólo viable con Li alto
(>~500 mg/L) y clima
adecuado; tiempos largos
Alta en salares,
baja en aguas
petroleras
Lenta; no recomendable como
base en Venezuela para aguas
petroleras
Fuente: elaboración propia
c) Conversión a producto comercial - Li₂ CO₃ (precipitación carbonatada) o LiOH (vía
electrodíalisis bipolar y/o conversión posterior), según mercado y cadena logística.
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d) Gestión del agua tratada - Reinyección (preferible en campos petroleros por control ambiental
y presión de yacimiento) o reutilización interna (p. ej., vapor/servicios), sujeto a compatibilidad
química y permisos.
El principio de integración es no competir con la función primaria del sistema de agua
(manejo, tratamiento, reinyección) sino “insertar” módulos DLE que:
- Tomen una fracción estabilizada de agua producida (post‑separación primaria)
- Realicen pre-tratamiento específico DLE (filtros, ablandamiento si aplica)
- Extraigan Li en circuito cerrado (minimizando químicos frescos mediante reciclaje)
- Devuelvan agua empobrecida en Li al sistema existente de reinyección
- Dispongan corrientes concentradas (LiCl, LiOH) hacia área química/embalaje.
Figura 3. Diagrama conceptual de integración DLE en operaciones petroleras.
Fuente: elaboración propia.
3.1. Evaluación económica y supuestos de cálculo
Para convertir Li disuelto a carbonato de litio equivalente (LCE. Por sus siglas en inglés),
se usa el factor estequiométrico (Li → Li₂ CO₃) consistente con tablas de conversión (Li factor ≈
5,323 a Li₂ CO₃ equivalente).
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Balance simple (sin pérdidas):
• Si el agua tiene concentración CLi (mg/L), entonces por cada m³ de agua hay CLi g de Li,
porque 1 mg/L = 1 g/m³.
• Masa de Li por día (kg/d): Li (kg/d) = CLi × Q / 1000, donde Q es el caudal en m³/d.
• Producción teórica de Li₂ CO₃ (kg/d): Li₂ CO₃ (kg/d) = 5,323 × CLi × Q / 1000.
Supuestos económicos: - Precio de Li₂ CO₃ escenario bajo 2025 ≈ USD 9.000/t; escenario
medio 2024 ≈ USD 14.000/t (USGS, contratos fijos EE. UU.). [3]
- OPEX de referencia: USD 5.480/t Li₂ CO₃ (estimación tipo NF/NanoLiSal; desagregado en
energía/químicos).
- Recuperación metalúrgica global (captura + conversión): 70–90% (según tecnología y calidad
de agua; compatible con rangos 75–>95% reportados en comparaciones preliminares).
- CAPEX modular: CAPEX instalado base ~USD 7,10 millones (modelo de referencia);
escalamiento por regla de potencia para estimación preliminar (no sustituye ingeniería).
3.2. Escenarios de producción (orientativos)
• Escenario B (moderado): mg/L, bpd ≈ 7.950 m³/d, recuperación 80% (posible promedio de
corrientes seleccionadas).
• Escenario C (alto grado tipo piloto SPE): mg/L, bpd ≈ 3.180 m³/d, recuperación 85%
(análogo industrial).
Tabla 3. Escenarios de producción y economía orientativa.
Escenario
Li
(mg/L)
Caudal
(m³/d)
Li
recuperable
(kg/d)
LiCO
recuperable
(t/año)
Ingreso anual (USD,
9k–14k/t)
OPEX anual (USD,
5.480/t)
A
40
15.900
508,8
988,3
8,9–13,8 M
5,42 M
B
25
7.950
159,0
308,9
2,8–4,3 M
1,69 M
C
120
3.180
324,4
630,4
5,7–8,8 M
3,45 M
Fuente: elaboración propia
En el Escenario A, aun con Li de 40 mg/L (por debajo del umbral de 50 mg/L usado en
algunos desarrollos), si existiera un gran caudal como en Petrocedeño, se podría permitir una
producción cercana a ~1.000 t/año de Li₂CO₃, con margen bruto potencial si se controla CAPEX
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y se mantiene OPEX. Sin embargo, el reto central es confirmar disponibilidad sostenida de 40
mg/L en un tren industrial y gestionar pretratamiento/fouling. [1]
En el Escenario B, el proyecto es más sensible a precio y eficiencia; sería candidato a
piloto y/o a integración en instalaciones donde el costo marginal de gestión de agua ya está
internalizado.
El Escenario C refleja una situación tipo “agua rica” (≥120 mg/L) como el piloto SPE-
220910-MS; económicamente atractiva incluso a precios bajos, pero aún no demostrado
públicamente en Venezuela.
3.3. Referencia CAPEX/OPEX y consistencia con mercado
El esquema tipo NanoLiSal reporta CAPEX instalado ~USD 7,10 millones y OPEX ~USD
5.480/t Li₂ CO₃. Comparado con precios USGS (9k–14k/t), queda un margen operativo
potencial de ~3,5k–8,5k USD/t antes de amortización/financiamiento. [3, 13] Esto es consistente
con la idea de que la viabilidad depende críticamente de (i) recuperación real, (ii) costos
energéticos, y (iii) continuidad de caudal.
Nota sobre incertidumbre: el artículo, Bakken presenta simultáneamente datos de Li por
condado (~44–103 ppm) y un ejemplo de producción anual que, por balance simple, parece
implicar una ley efectiva menor; por ello se recomienda usar sus costos como benchmark y
reconstruir balances con datos propios de Venezuela.
3.4. Marco regulatorio, ambiental y recomendaciones estratégicas
Sin entrar en una interpretación jurídica exhaustiva (que requiere asesoría local
especializada), el marco normativo básico que condiciona un proyecto de extracción de litio
desde agua producida incluye:
- Ley Orgánica de Hidrocarburos: define el ámbito de actividades de exploración, explotación,
refinación, transporte y demás actividades asociadas; sirve como paraguas para integrar la
valorización de subproductos dentro del negocio petrolero. [8]
- Ley de Aguas: establece la gestión integral de las aguas y declara que las aguas son bienes
del dominio público, principio clave si se pretende captar, tratar o disponer corrientes fuera de
reinyección. [6]
- Decreto 883 (1995): normas oficiales para clasificación y control de calidad de cuerpos de
agua y vertidos/efluentes líquidos; relevante para cualquier descarga, caracterización, registro
de laboratorios y procesos de adecuación. [7]
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- Decreto 1.257 (1996): normas sobre evaluación ambiental de actividades susceptibles de
degradar el ambiente, incluyendo definiciones y procedimientos de estudio de impacto
ambiental. [9]
- Ley Orgánica del Ambiente: marco general de gestión ambiental, principios de prevención,
control y responsabilidades. [15]
Punto crítico para proyectos Li- brine: definir si el litio recuperado es tratado como
“subproducto industrial” dentro de la cadena hidrocarburos, o como “aprovechamiento de
sustancia mineral” con implicaciones de concesión/tributación minera. La experiencia
internacional muestra soluciones híbridas (p. ej., proyectos de brinas asociados a infraestructura
petrolera). Esta definición afecta regalías, permisos, y estructura contractual con operadores.
3.5. Riesgos técnicos y ambientales
Los riesgos principales, consistentes con literatura DLE y con la guía de los artículos SPE,
son:
- Ensuciamiento y escalamiento: precipitación de carbonatos/sulfatos (CaCO₃, BaSO₄),
incrustación en NF/ED, y fouling orgánico por aceite residual.
- Consumo químico y gestión de reactivos: regeneración ácida (HCl), neutralización y manejo
de efluentes secundarios; necesidad de lazos cerrados para evitar incremento de pasivos.
- Variabilidad geoquímica temporal: cambios de facies de agua (Na‑ Cl ↔ Na‑ HCO₃) y dilución
por agua meteórica o por operaciones (inyección), reduciendo ley efectiva. [1]
- Riesgos de cumplimiento ambiental: cualquier ruta que implique descargas a cuerpos de
agua exige cumplimiento estricto de Decreto 883; en muchos casos la reinyección reduce
exposición regulatoria, pero exige integridad de pozos y control de compatibilidad química. [7]
- Riesgo económico por precio: USGS documenta caídas pronunciadas de precio 2024→2025
esto exige diseños de bajo costo y flexibilidad para pausar/optimizar. [3]
3.6. Ruta recomendada de implementación en fases
La recomendación estratégica clave seria iniciar por Cuenca Oriental debido a la
evidencia abierta de Li hasta ~40 mg/L y a la gran cantidad de infraestructura asociada a la
industria petrolera; manteniendo una campaña exploratoria en Maracaibo permitiría, a la vez,
evaluar si existen corrientes de mayor salinidad y mayor potencial de enriquecimiento. [1, 5]
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Fase de Investigación (0–6 meses)
- Levantar inventario de instalaciones de manejo de agua por área: caudales (bpd), rutas
(reinyección, tratamiento, recirculación), energía disponible, químicos actuales, y costos de
manejo del agua.
- Seleccionar 3–5 “hubs” candidatos: dos en Cuenca Oriental (por evidencia de Li) y uno‑dos
en Maracaibo (por potencial de mayor TDS). [1, 5]
Fase de muestreo y laboratorio (6–12 meses)
- Muestreo sistemático (mínimo 30–50 puntos) en corrientes estabilizadas: separadores,
tanques de agua libre, descarga a reinyección, puntos de alta salinidad (“poncheras”), etc.
- Analítica recomendada: ICP‑MS/ICP‑OES para Li, Mg, Ca, Sr, Ba; aniones (Cl, Br, SO₄),
alcalinidad (HCO₃), TDS, TOC, aceite residual, sílice, B, y metales críticos; replicados y QA/QC
en laboratorios acreditados y compatibles cone exigencias de control ambiental aplicables. [7]
- Construir mapas de variabilidad (P10/P50/P90) por formación/área y por instalación.
Fase de piloto modular (12–18 meses)
- Implementar skid piloto 100–1.000 bpd con dos rutas en paralelo: (i) adsorción selectiva (tipo
Mn‑ Li) y (ii) membranas + sorción (tipo NanoLiSal), comparando recuperación, incrustación,
consumo químico y calidad del agua para reinyección.
- Recolectar datos de desempeño para TEA local (CAPEX real, OPEX real, disponibilidad,
MTBF/MTTR).
Fase de escalamiento (18–36 meses)
- Escalar a 5.000–20.000 bpd en el hub con mejor ley/costo, con integración a reinyección y
sistema de tratamiento existente.
- Definir producto: Li₂ CO₃ (más simple) o LiOH (si se logra BMED estable y mercado).
Conclusiones
El análisis de sistemas de producción petrolera y la química de las aguas asociadas
representan una fuente potencial de litio y otros elementos críticos que tradicionalmente han
sido descartados como subproductos del proceso de la industria petrolera. Diversos estudios
recientes evidencian que las aguas producidas pueden contener concentraciones
económicamente aprovechables de litio, especialmente en sistemas de alta mineralización
donde predominan brinas tipo Na–Cl.
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Los resultados de las evaluaciones revisadas indican que la recuperación de litio a partir
de aguas asociadas requiere la integración de varias etapas de tratamiento, incluyendo
pretratamiento para remover sólidos y contaminantes. La combinación de adsorbentes
selectivos con procesos electroquímicos ha demostrado ser una ruta tecnológica viable para
producir compuestos como hidróxido de litio a partir de soluciones diluidas.
Desde el punto de vista de caracterización de yacimientos, técnicas avanzadas de registro
de pozos como el pulsed neutron logging ofrecen nuevas oportunidades para identificar y
cuantificar litio directamente en medios porosos salinos. Este enfoque permite determinar zonas
con mayor potencial de extracción mediante registro preexistentes en los equipos de estudios
de yacimientos, lo que representa una herramienta prometedora accesible para la evaluación
de posibles recursos de litio en ambientes petroleros.
Los análisis económicos de recuperación de litio a partir de aguas producidas muestran
que la viabilidad del proceso depende principalmente de factores como la concentración inicial
de litio, el costo energético de las tecnologías de separación, la eficiencia de recuperación y el
valor de mercado de los productos finales. Modelos tecnológicos basados en filtración por
membranas y procesos híbridos de separación sugieren que estos recursos podrían convertirse
en una fuente adicional de ingresos para la industria petrolera, al mismo tiempo que contribuyen
a la gestión sostenible de aguas residuales.
En este contexto, las cuencas petroleras de Venezuela presentan condiciones geológicas
y geoquímicas que podrían ser análogas a sistemas donde ya se ha identificado litio en aguas
producidas. La presencia de sistemas sedimentarios profundos, brinas altamente mineralizadas
y largos tiempos de residencia hidrogeológica favorecen procesos de concentración que
podrían generar anomalías de litio en aguas asociadas.
Por lo tanto, la integración de estudios hidrogeoquímicos, análisis de aguas producidas,
modelado geoquímico y tecnologías de monitoreo en pozos constituye una estrategia clave
para evaluar el potencial de litio en sistemas petroleros venezolanos. El aprovechamiento de
estos recursos podría representar una oportunidad estratégica para diversificar la matriz
productiva del sector energético, contribuyendo simultáneamente a la transición energética
citada en el artículo 1 de la reforma de Ley de Hidrocarburos del 29 de enero del 2026 y al
desarrollo de nuevas cadenas de valor asociadas a minerales críticos.
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Recomendaciones
El desarrollo de tecnologías para la recuperación de litio a partir de aguas asociadas a
yacimientos petrolíferos representa un campo emergente con alto potencial estratégico. No
obstante, su implementación requiere avances adicionales en caracterización geoquímica,
tecnologías de separación y evaluación económica a escala industrial. En este sentido, se
proponen las siguientes recomendaciones y líneas de investigación futura.
En primer lugar, es necesario ampliar los programas de caracterización geoquímica
sistemática de aguas producidas en las principales cuencas petroleras. El análisis de elementos
traza y relaciones geoquímicas entre Li, Mg, Na, K, B y Rb permitirá identificar anomalías
favorables para la acumulación de litio en salmueras profundas. Estos estudios deben
complementarse con análisis isotópicos y modelado hidrogeoquímico para comprender los
procesos de lixiviación, migración y concentración del litio en sistemas sedimentarios.
En segundo lugar, se recomienda avanzar en el desarrollo de métodos de detección y
monitoreo de litio en yacimientos mediante técnicas geofísicas y de registro de pozos.
Tecnologías basadas en registros nucleares, como el pulsed neutron logging, ofrecen la
posibilidad de estimar concentraciones de litio de manera continua en formaciones salinas, lo
cual facilitaría la delimitación de intervalos productivos y la evaluación del potencial de
extracción directamente en el subsuelo.
Una tercera línea de investigación relevante es la optimización de tecnologías de
extracción directa de litio (DLE) aplicadas a aguas producidas. Las combinaciones de
adsorbentes selectivos, membranas de nanofiltración, electrodiálisis y procesos híbridos han
mostrado resultados prometedores en estudios experimentales y pruebas piloto. Sin embargo,
aún es necesario mejorar la selectividad frente a iones interferentes como Ca²⁺, Mg²⁺ y Na⁺, así
como aumentar la estabilidad y vida útil de los adsorbentes y membranas.
Asimismo, se requiere profundizar en modelos tecnoeconómicos integrados que evalúen
la viabilidad de la recuperación de litio en diferentes escenarios de concentración, volumen de
agua producida y precios de mercado. Estudios recientes indican que el aprovechamiento de
elementos críticos presentes en aguas producidas podría generar nuevas fuentes de ingresos
para la industria petrolera, al mismo tiempo que contribuye a la gestión sostenible de efluentes
industriales.
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En el caso específico de Venezuela, futuras investigaciones deberían enfocarse en
identificar sistemas geológicos análogos a las principales zonas prospectivas de litio del mundo,
evaluando la relación entre tectónica de cuencas, composición del basamento, volcanismo
antiguo y evolución hidrogeoquímica de las brinas. Las cuencas petroleras profundas podrían
actuar como yacimientos de salmueras enriquecidas en litio si se cumplen condiciones
favorables de confinamiento hidráulico, alta mineralización y largos tiempos de residencia.
Finalmente, se recomienda promover programas interdisciplinarios que integren geología,
geoquímica, ingeniería de yacimientos, tecnologías de separación y economía de recursos
minerales. Este enfoque permitirá desarrollar metodologías robustas para la evaluación y
aprovechamiento de litio en aguas de producción, contribuyendo a diversificar las oportunidades
tecnológicas y económicas del sector energético en el contexto de la transición energética
global.
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Conforme a lo estipulado en el Código de ética y buenas prácticas publicado en PetroRenova
Indexed, Revista Científica de la Energía, la autora Quintero Lavado, Evelyn, declara al
Comité Editorial que no tiene situaciones que representen conflicto de interés real, potencial o
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manera, declara que el trabajo es original, no ha sido publicado parcial ni totalmente en otro
medio de difusión, no se utilizaron ideas, formulaciones, citas o ilustraciones diversas, extraídas
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cualquier sistema de detección de plagio para verificar su originalidad. La autora declara que,
en la preparación de este manuscrito, no utilizó herramientas de inteligencia artificial generativa
para la redacción de textos o interpretación de datos.
Para citar este artículo:
Quintero, E. (2026). Oportunidades de Litio en salmueras de aguas asociadas a yacimientos petrolíferos
en Venezuela. PetroRenova Indexed, Revista Científica de la Energía. Vol. 2, núm. 2, abril-junio,
2026. https://doi.org/10.5281/zenodo.19795645