El fracking en Canadá se utilizó por primera vez en Alberta en 1953 para extraer hidrocarburos del gigantesco yacimiento petrolífero de Pembina , el mayor yacimiento petrolífero convencional de Alberta, que habría producido muy poco petróleo sin fracturación. Desde entonces, se han fracturado más de 170.000 pozos de petróleo y gas en el oeste de Canadá. [1] [2] : 1298 El fracking es un proceso que estimula el flujo más fácil del gas natural o el petróleo en los pozos sometiendo los yacimientos de hidrocarburos a presión mediante la inyección de fluidos o gas en profundidad, lo que hace que la roca se fracture o ensanche las grietas existentes. [3] : 4
Se han abierto nuevas áreas de producción de hidrocarburos a medida que las técnicas de estimulación del fracking se combinan con los avances más recientes en la perforación horizontal . Los pozos complejos que se encuentran a cientos o miles de metros bajo tierra se extienden aún más mediante la perforación de secciones horizontales o direccionales. [4] La fracturación masiva se ha utilizado ampliamente en Alberta desde fines de la década de 1970 para recuperar gas de areniscas de baja permeabilidad como la Formación Spirit River . [5] : 1044 La productividad de los pozos en las formaciones Cardium , Duvernay y Viking en Alberta , la formación Bakken en Saskatchewan , las formaciones Montney y Horn River en Columbia Británica no sería posible sin la tecnología del fracking. El fracking ha revitalizado los yacimientos petrolíferos heredados. [6] "La fracturación hidráulica de pozos horizontales en depósitos no convencionales de esquisto, limo y arena compacta desbloquea la producción de gas, petróleo y líquidos que hasta hace poco no se consideraba posible". [7] La producción de petróleo convencional en Canadá ha venido disminuyendo desde aproximadamente 2004, pero esto ha cambiado con el aumento de la producción de estas formaciones mediante fracturación hidráulica. [6] La fracturación hidráulica es una de las principales tecnologías empleadas para extraer gas de esquisto o gas de esquisto compacto de yacimientos no convencionales. [3]
En 2012, Canadá tenía un promedio de 356 plataformas de perforación activas, ocupando el segundo lugar después de Estados Unidos con 1.919 plataformas de perforación activas. Estados Unidos representa poco menos del 60 por ciento de la actividad mundial. [8] : 21 Nuevo Brunswick , Terranova , Nueva Escocia y Quebec han prohibido el fracking. [9]
Formaciones geológicas
Las formaciones Spirit River, Cardium, Duvernay, Viking, Montney (AB y BC) y Horn River son unidades estratigráficas de la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá (WCSB), que se encuentra debajo de 1.400.000 kilómetros cuadrados (540.000 millas cuadradas) del oeste de Canadá y que contiene una de las mayores reservas de petróleo y gas natural del mundo . La Formación Montney, ubicada en el noreste de Columbia Británica y el centro-oeste de Alberta, y la Formación Duvernay, ubicada en el centro de Alberta, son actualmente las formaciones más prospectivas en la WCSB para el desarrollo de yacimientos de petróleo y gas no convencionales que requieren estimulaciones de fracturación hidráulica. La formación Bakken es una unidad rocosa de la Cuenca Williston que se extiende hasta el sur de Saskatchewan. A principios de la década de 2000, comenzó un aumento significativo en la producción de la Cuenca Williston debido a la aplicación de técnicas de perforación horizontal , especialmente en la Formación Bakken . [10]
Esquema de la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá
Mapa generalizado que muestra la ubicación de la Formación Montney . [11]
América del Norte que muestra la posición de la cuenca Williston
Ubicación de la cuenca Williston (USGS)
Tecnologías
La primera aplicación comercial de la fracturación hidráulica fue realizada por Halliburton Oil Well Cementing Company (Howco) en 1949 en el condado de Stephens, Oklahoma y en el condado de Archer, Texas, utilizando una mezcla de petróleo crudo y un soporte de arena de río tamizada en pozos existentes sin perforación horizontal. [3] : 5 [13] : 27 En la década de 1950 se utilizaron alrededor de 750 galones estadounidenses (2800 L; 620 galones imperiales) de fluido y 400 lb (180 kg). Para 2010, los tratamientos promediaron "aproximadamente 60 000 galones estadounidenses (230 000 L; 50 000 galones imperiales) de fluido y 100 000 lb (45 000 kg) de agente de apuntalamiento, y los tratamientos más grandes superaron los 1 000 000 galones estadounidenses (3 800 000 L; 830 000 galones imperiales) de fluido y 5 000 000 lb (2 300 000 kg) de agente de apuntalamiento". [13] : 8 [14]
En 2011, el Wall Street Journal resumió la historia de la fracturación hidráulica, [4]
"Hace apenas una década, los ingenieros petroleros de Texas tuvieron la idea de combinar dos tecnologías establecidas para liberar el gas natural atrapado en las formaciones de esquisto. La perforación horizontal, en la que los pozos giran de lado después de cierta profundidad, abre nuevas y grandes áreas de producción. Los productores luego utilizan una técnica de 60 años llamada fracturación hidráulica, en la que se inyecta agua, arena y productos químicos en el pozo a alta presión, para aflojar el esquisto y liberar gas (y, cada vez más, petróleo)."
— Wall Street Journal 2011
Los pozos horizontales de petróleo o gas eran inusuales hasta la década de 1980. Luego, a fines de la década de 1980, los operadores a lo largo de la Costa del Golfo de Texas comenzaron a completar miles de pozos de petróleo perforando horizontalmente en Austin Chalk y aplicando tratamientos de fracturación hidráulica "masivos" a los pozos. Los pozos horizontales demostraron ser mucho más efectivos que los pozos verticales en la producción de petróleo a partir de la tiza compacta. [14] A fines de la década de 1990 en Texas, la combinación de técnicas de perforación horizontal y fracturación hidráulica de múltiples etapas hizo posible la producción comercial de gas de esquisto a gran escala. Desde entonces, los pozos de gas de esquisto se han vuelto más largos y el número de etapas por pozo ha aumentado. [15] A medida que las empresas de gas de esquisto apuntan a yacimientos más profundos, más calientes y más inestables, se han desarrollado tecnologías de perforación para abordar los desafíos en varios entornos.
Paralelamente al avance de las tecnologías de perforación, las tecnologías de inyección también han experimentado cambios.
Costo y vida útil de la fracturación hidráulica
Los productores de petróleo gastan 12 millones de dólares por adelantado para perforar un pozo, pero es tan eficiente y produce tan bien durante su corta vida útil de 18 meses, que los productores de petróleo que utilizan esta tecnología aún pueden obtener ganancias incluso con el petróleo a 50 dólares el barril. [37]
Vida útil de la fracturación hidráulica:
El ciclo de vida del desarrollo del gas de esquisto puede variar desde unos pocos años hasta décadas y ocurre en seis etapas principales, como lo describe Recursos Naturales de Canadá (NRC), suponiendo que se hayan obtenido todas las aprobaciones de las diversas autoridades reguladoras:
Primera etapa: Exploración, que incluye la solicitud de las licencias y permisos correspondientes, el arrendamiento de los derechos mineros, consultas indígenas, consultas comunitarias y estudios geofísicos, incluidas evaluaciones geológicas y estudios sísmicos; [38]
Segunda etapa: Preparación del sitio y construcción del pozo, que incluye perforaciones exploratorias para determinar las características físicas y químicas de la roca y evaluar la calidad y cantidad del recurso; [38]
Etapa tres: Perforación, que incluye perforación horizontal; [38]
Etapa cuatro: estimulación, que es el uso de fracturación hidráulica para permitir que los hidrocarburos fluyan hacia el pozo; [38]
Quinta etapa: Operación y producción del pozo, que puede funcionar durante 10 a 30 años; y, [38]
Sexta etapa: Fin de la producción y recuperación, que requiere que la empresa selle adecuadamente el pozo, limpie e inspeccione el sitio. La recuperación se lleva a cabo durante varios años, mientras la empresa remedia cualquier contaminación, restaura los perfiles del suelo, replanta la vegetación nativa y realiza cualquier otro trabajo de recuperación requerido por las regulaciones locales. [38]
Alberta
Debido a sus vastos recursos de petróleo y gas, Alberta es la provincia con mayor actividad en términos de fracturación hidráulica. El primer pozo que se fracturó en Canadá fue el pozo de descubrimiento del gigantesco campo petrolífero de Pembina en 1953 y desde entonces se han fracturado más de 170.000 pozos. El campo de Pembina es un "punto óptimo" en la Formación Cardium , mucho más grande , y la formación sigue creciendo en importancia a medida que se utiliza cada vez más la fracturación horizontal en múltiples etapas.
El Servicio Geológico de Alberta evaluó el potencial de nuevas técnicas de fracturación para producir petróleo y gas a partir de formaciones de esquisto en la provincia, y encontró al menos cinco prospectos que muestran una promesa inmediata: la Formación Duvernay , la Formación Muskwa , la Formación Montney , el Miembro Nordegg y las Formaciones basales Banff y Exshaw . [39] Estas formaciones pueden contener hasta 1,3 billones de pies cúbicos (37.000 km 3 ) de gas en el lugar.
Aunque el precio del petróleo cayó drásticamente en 2014, la fracturación hidráulica en los llamados "puntos dulces", como Cardium y Duvernay en Alberta, siguió siendo financieramente viable. [41]
Columbia Británica
La mayor actividad de gas de esquisto en Canadá se ha producido en la provincia de Columbia Británica. [15] En 2015, el 80% de la producción de gas natural en la provincia se produjo a partir de fuentes no convencionales, donde la porción de la Formación Montney ubicada en Columbia Británica (BC) contribuyó con 3.4 mil millones de pies cúbicos (96 millones de metros cúbicos) por día, lo que corresponde al 64,4% de la producción total de gas de la provincia. Esta formación contiene el 56% del gas crudo recuperable de la provincia que corresponde a una estimación de 29,8 billones de pies cúbicos (840 mil millones de metros cúbicos ), y el gas recuperable restante se distribuye en otros yacimientos de gas no convencionales como la Cuenca de Liard, la Cuenca del Río Horn y la Cuenca de Cordova, todos ellos ubicados en la parte noreste de la provincia. [42]
Talisman Energy , que fue adquirida por la empresa española Repsol en 2015, es una empresa operadora que "tiene operaciones extensas en el área de gas de esquisto de Montney". [43] A fines de julio de 2011, el Gobierno de Columbia Británica le dio a Talisman Energy, cuya oficina central está en Calgary, una licencia de agua a largo plazo de veinte años para extraer agua del embalse del lago Williston , propiedad de BC Hydro .
En 2013, la Primera Nación de Fort Nelson , una comunidad remota en el noreste de Columbia Británica con 800 miembros, expresó su frustración con las regalías asociadas al gas producido mediante fracturación hidráulica en su territorio. Tres de las cuatro reservas de gas de esquisto de Columbia Británica –las cuencas del río Horn, Liard y Cordova– se encuentran en sus tierras. “Esas cuencas son la clave para las ambiciones de Columbia Británica en materia de GNL”. [44]
Saskatchewan
Aceite de Bakken: compacto, dulce, de baja porosidad, baja permeabilidad (difícil de extraer); [45] Adaptado de CSUR "Understanding Tight Oil"
El auge del petróleo y el gas de esquisto de Bakken, que comenzó en 2009 y está impulsado por las tecnologías de fracturación hidráulica, ha contribuido a un crecimiento récord, altas tasas de empleo y un aumento de la población en la provincia de Saskatchewan. La fracturación hidráulica ha beneficiado a pequeñas ciudades como Kindersley, cuya población aumentó a más de 5.000 habitantes con el auge. Kindersley vende sus aguas residuales municipales tratadas a empresas de servicios petrolíferos para que las utilicen en la fracturación hidráulica. [6] A finales de 2014, cuando el precio del petróleo cayó drásticamente en parte como respuesta al auge del petróleo de esquisto, ciudades como Kindersley se volvieron vulnerables.
La perforación y producción en el yacimiento de esquisto de Utica comenzó en 2006 en Quebec, concentrándose en una zona al sur del río San Lorenzo, entre Montreal y la ciudad de Quebec. El interés en la región ha aumentado desde que Forest Oil Corp., con sede en Denver, anunció un descubrimiento significativo allí después de probar dos pozos verticales. Forest Oil dijo que sus activos en Quebec [47] tienen propiedades rocosas similares a las del yacimiento de esquisto de Barnett en Texas.
Forest Oil, que tiene varios socios menores en la región, ha perforado pozos verticales y horizontales. Talisman Energy, con sede en Calgary , ha perforado cinco pozos verticales en Utica y comenzó a perforar dos pozos horizontales en Utica a fines de 2009 con su socio Questerre Energy, que posee bajo arrendamiento más de 1 millón de acres brutos de tierra en la región. Otras empresas que participan en el proyecto son Gastem, con sede en Quebec, y Canbriam Energy, con sede en Calgary.
El yacimiento de esquisto de Utica, en Quebec, tiene un potencial de 4 billones de pies cúbicos (110 km3 ) a tasas de producción de 1 millón de pies cúbicos (28.000 m3 ) por día. [47] [48] Entre 2006 y 2009 se perforaron 24 pozos, tanto verticales como horizontales, para probar el yacimiento de esquisto de Utica. Se informaron resultados positivos de las pruebas de flujo de gas, aunque ninguno de los pozos estaba produciendo a fines de 2009. [49] Gastem, uno de los productores de esquisto de Utica, llevó su experiencia en el yacimiento de esquisto de Utica para perforar al otro lado de la frontera, en el estado de Nueva York. [50]
En junio de 2011, la empresa quebequense Pétrolia afirmó haber descubierto alrededor de 30 mil millones de barriles (4,8 km3 ) de petróleo en la isla Anticosti , lo que supone la primera vez que se encuentran reservas significativas en la provincia. [51]
Los debates sobre los méritos de la fracturación hidráulica han estado en curso en Quebec al menos desde 2008. [52] [53] En 2012, el gobierno del Parti Québécois impuso una moratoria de cinco años sobre la fracturación hidráulica en la región entre Montreal y la ciudad de Quebec, llamada las Tierras Bajas del San Lorenzo , con una población de alrededor de 2 millones de personas. [53]
En febrero de 2014, antes de anunciar su campaña electoral provincial, la ex primera ministra de Quebec y ex líder del Parti Québécois (PQ), Pauline Marois , anunció que el gobierno provincial ayudaría a financiar dos operaciones exploratorias de gas de esquisto como preludio a la fracturación hidráulica en la isla, y que la provincia prometió 115 millones de dólares para financiar la perforación de dos empresas conjuntas separadas a cambio de los derechos sobre el 50% de las licencias y el 60% de cualquier beneficio comercial. [53] [54] : 37 [55] Fue el primer acuerdo de petróleo y gas de cualquier tamaño para la provincia. Con el cambio de gobierno que se produjo en abril de 2014, los liberales de Philippe Couillard podrían cambiar esa decisión.
Petrolia Inc., Corridor Resources y Maurel & Prom formaron una empresa conjunta, mientras que Junex Inc. todavía estaba buscando un socio privado. [56]
En noviembre de 2014, un informe publicado por la Oficina de Audiencias Públicas de Quebec (BAPE, por sus siglas en inglés) concluyó que "no valdría la pena explotar el gas de esquisto en la región de Montreal a la ciudad de Quebec". La BAPE advirtió sobre la "magnitud de los posibles impactos asociados a la industria del gas de esquisto en una zona tan poblada y sensible como las tierras bajas del río San Lorenzo". [52] [57] La Asociación de Petróleo y Gas de Quebec cuestionó la exactitud del informe de la BAPE. El 16 de diciembre de 2014, el primer ministro de Quebec, Philippe Couillard, respondió al informe de la BAPE afirmando que no se realizarán operaciones de fracturación hidráulica debido a la falta de interés económico o financiero y a la falta de aceptabilidad social. [53]
Nuevo Brunswick
El aumento del uso de gas natural en Nuevo Brunswick fue facilitado por un único acontecimiento: la llegada de gas natural procedente del Proyecto de Energía Offshore Sable de Nueva Escocia a través del Gasoducto Maritimes and Northeast (MNP) en enero de 2000. [58]
Exploración y producción
La siguiente línea de tiempo ilustra el desarrollo de la industria de producción de gas natural de Nuevo Brunswick, después de 1999.
2003: Se descubre gas natural y comienza a explotarse en McCully. El yacimiento productor es la arenisca de la formación Hiram Brook. [59]
2007: Se construye un gasoducto de 45 kilómetros para conectar el yacimiento de gas McCully con la línea principal de Maritimes y Northeast y se construye una planta de procesamiento de gas en el área de McCully. [59]
2007: Se construyen dos tuberías de recolección de gas natural (de 450 metros y 2.000 metros de longitud) para conectar dos plataformas de pozos existentes (F-28 y L-38) al sistema de recolección existente. [59]
2007: Expansión de la producción de gas natural de McCully, incluida la construcción de seis nuevas plataformas de pozos y tuberías de recolección.
2008: Mayor expansión del sistema de gas natural McCully, incluida la construcción de un gasoducto de 3,4 kilómetros para conectar el pozo I-39. [59]
2009: Primera fracturación hidráulica de un pozo perforado horizontalmente en Nuevo Brunswick en el área de McCully. [59]
2009: Inicio de la perforación exploratoria y fracturación hidráulica en el área de Elgin, al sur de Petitcodiac. [59]
2009-2010: Se perforan los primeros pozos de esquisto en Nuevo Brunswick: cuatro pozos en la zona de Elgin, al sur de Petitcodiac. Ninguno produce.
2014: La última fracturación hidráulica realizada en Nuevo Brunswick hasta la fecha. Corridor Resources realizó fracturación hidráulica utilizando propano líquido en cinco pozos en las áreas de McCully y Elgin. [59]
Fluido de fracturación hidráulica
En virtud de la Ley de Operaciones de Petróleo y Gas de Canadá, la Junta Nacional de Energía (ONE) solicita a los operadores que presenten la composición de los fluidos de fracturación hidráulica utilizados en sus operaciones, que se publicará en línea para su divulgación pública en el sitio web FracFocus.ca. [60]
La mayoría de las operaciones de fracturación hidráulica en Canadá se realizan con agua. Canadá es también uno de los países del mundo que más éxito ha tenido en el uso del dióxido de carbono como fluido de fracturación, con 1.200 operaciones exitosas a finales de 1990 [61]. El gas licuado de petróleo también se utiliza como fluido de fracturación en provincias donde el uso de agua está prohibido, como Nuevo Brunswick. [62]
Posibles terremotos relacionados
Se infiere que el marcado aumento de la sismicidad observado en los últimos años en la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá es provocado por operaciones de fracturación hidráulica. La mayoría de los eventos sísmicos reportados en este período están ubicados cerca de pozos de fracturación hidráulica completados en el oeste de Alberta y el noreste de Columbia Británica . En respuesta a este aumento de la sismicidad, en 2015 el Regulador de Energía de Alberta publicó la Orden del Subsuelo No. 2 que requiere la implementación obligatoria de un Protocolo de Semáforo (TLP) basado en la magnitud local (M L ) de los eventos sísmicos detectados durante las operaciones monitoreadas. Según este TLP, las operaciones de fracturación hidráulica pueden continuar según lo planeado cuando el M L de los eventos sísmicos detectados es inferior a 2.0 (luz verde), deben modificarse y notificarse al regulador cuando se detecta un evento sísmico de M L entre 2.0 y 4.0 (luz ámbar), y deben cesar inmediatamente cuando se detecta un evento sísmico de M L > 4.0 dentro de los 5 km de un pozo de fracturación hidráulica (luz roja). La Comisión de Petróleo y Gas de Columbia Británica implementó un TLP similar donde la sismicidad y los movimientos de la superficie del suelo deben ser monitoreados adecuadamente durante las operaciones de fracturación hidráulica , y deben suspenderse si se detecta un ML > 4 dentro de los 3 km del pozo. ML > 4 ha sido elegido como un umbral de luz roja por ambas jurisdicciones en el oeste de Canadá ( Alberta y Columbia Británica ) ya que un evento sísmico con magnitud por debajo de 4 corresponde a un terremoto menor que puede sentirse ligeramente, pero sin daños a la propiedad esperados. La siguiente tabla enumera algunos eventos sísmicos TLP de luz ámbar o roja informados en la cuenca del río Horn en el noreste de Columbia Británica y en Fox Creek, Alberta . El aumento de la actividad sísmica en estas dos áreas se ha atribuido estrechamente a las operaciones de fracturación hidráulica. [63]
Normativa provincial asociada a la fracturación hidráulica
En Canadá, las operaciones de fracturación hidráulica se rigen por una serie de leyes, reglamentos, directrices y directivas provinciales. En esta sección, se enumeran los instrumentos normativos existentes por provincia. Nota: las listas de reglamentos provinciales que rigen no son exhaustivas y el gobierno provincial redacta e implementa nuevas directivas según sea necesario.
Fractured Land , un documental sobre la fracturación hidráulica en las Primeras Naciones de Canadá
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Enlaces externos
La definición del diccionario de fracking en Canadá en Wikcionario
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![Extensión deposicional de Duvernay en el centro de Alberta, Canadá.[12]](http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/0/0a/Duvernay_depositional_extent_in_central_Alberta,_Canada.tif/lossless-page1-1280px-Duvernay_depositional_extent_in_central_Alberta,_Canada.tif.png)
![Mapa generalizado que muestra la ubicación de la Formación Montney.[11]](http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/2/27/Montney_Formation.jpg/1280px-Montney_Formation.jpg)
La definición del diccionario de fracking en Canadá en Wikcionario
