Barnett Shale es una formación geológica ubicada en Bend Arch-Fort Worth Basin . Está formada por rocas sedimentarias que datan del período Misisipiano (hace 354–323 millones de años) en Texas . La formación se encuentra debajo de la ciudad de Fort Worth y cubre 5000 mi2 ( 13 000 km2 ) y al menos 17 condados .
En 2007, algunos expertos sugirieron que Barnett Shale podría tener las mayores reservas producibles de cualquier campo de gas natural terrestre en los Estados Unidos . [1] Se cree que el campo tiene 2,5 × 10 12 pies cúbicos (71 km 3 ) de gas natural recuperable y 30 × 10 12 pies cúbicos (850 km 3 ) de gas natural en el lugar. [1] También se ha encontrado petróleo en cantidades menores, pero suficientes (con los altos precios del petróleo) para ser comercialmente viable.
El yacimiento de esquisto de Barnett es conocido como un yacimiento de gas "estrecho" no convencional , lo que indica que el gas no se extrae fácilmente. El esquisto es muy impermeable y era prácticamente imposible producir gas en cantidades comerciales de esta formación hasta que las compañías de petróleo y gas aprendieron a utilizar de manera eficaz la fracturación hidráulica masiva en la formación. El uso de la perforación horizontal mejoró aún más la economía y facilitó la extracción de gas de áreas subdesarrolladas.
El desarrollo futuro del campo se verá obstaculizado en parte por el hecho de que grandes porciones del campo están en áreas urbanas, incluyendo el creciente Dallas-Fort Worth Metroplex . [2] Algunos gobiernos locales están investigando medios por los cuales pueden perforar en terrenos públicos existentes (por ejemplo, parques) sin interrumpir otras actividades para poder obtener regalías por cualquier mineral encontrado, mientras que otros están buscando compensación de las compañías de perforación por daños a las carreteras causados por vehículos con sobrepeso (muchas de las carreteras son rurales y no están diseñadas para su uso por equipo pesado). Además, la perforación y la exploración han generado una controversia significativa debido al daño ambiental que incluye la contaminación de las fuentes de agua subterránea.
La formación recibe su nombre de John W. Barnett , quien se estableció en el condado de San Saba a fines del siglo XIX, donde nombró a un arroyo local el arroyo Barnett. A principios del siglo XX, durante una expedición de mapeo geológico , los científicos notaron una pizarra negra espesa y rica en materia orgánica en un afloramiento cercano al arroyo. En consecuencia, la pizarra recibió el nombre de Barnett Shale. [3]
La formación de esquisto de Barnett ha actuado como roca fuente y de sellado para yacimientos de petróleo y gas más convencionales en la zona.
Los pozos de gas que producen gas de la formación Barnett de la cuenca de Fort Worth están designados como Newark, East Gas Field por la Comisión de Ferrocarriles de Texas . De 2002 a 2010, Barnett fue la fuente más productiva de gas de esquisto en los EE. UU.; ahora es la tercera, detrás de la Formación Marcellus y la Formación Haynesville . En enero de 2013, Barnett produjo 4.560 millones de pies cúbicos por día, lo que representó el 6,8% de todo el gas natural producido en los EE. UU. [4]
El yacimiento fue descubierto en 1981 cuando Mitchell Energy perforó y completó el pozo CW Slay #1 cerca de Newark, Texas , en el condado de Wise . El pozo se perforó verticalmente, se completó con una fractura de espuma de nitrógeno y no produjo suficiente gas como para causar ninguna perturbación. [5]
A pesar de la baja tasa de producción, el propietario de Mitchell Energy, George P. Mitchell, estaba convencido de que podía encontrar una mejor manera de producir gas en Barnett. Mitchell perseveró durante años a pesar de las bajas tasas de producción en sus pozos iniciales, los bajos precios del gas y la baja rentabilidad. Los comentaristas de la industria han escrito que pocas empresas, si es que alguna, habrían continuado perforando pozo tras pozo en Barnett Shale. A Mitchell se le atribuye ampliamente el éxito personal de Barnett Shale y, por lo tanto, el auge de la producción de gas en Barnett y, cuando otras empresas imitaron sus técnicas, muchos otros éxitos del gas de esquisto y el petróleo de esquisto en los EE. UU. y otros países. [6] [7]
Poco a poco, Mitchell Energy fue encontrando formas de aumentar la producción. En un principio, Mitchell abandonó la fracturación con espuma, que se había utilizado con cierto éxito en los yacimientos de esquisto de la cuenca de los Apalaches, y descubrió que la fracturación con gel funcionaba mejor en Barnett. En 1986, Mitchell Energy aplicó la primera fracturación hidráulica masiva, una fracturación con gel, en Barnett Shale. [8]
En 1991, Mitchell Energy, con un subsidio del gobierno federal, perforó el primer pozo horizontal en Barnett, pero el experimento no se consideró un éxito. No fue hasta 1998 que Mitchell perforó dos pozos horizontales más; fueron éxitos técnicos, pero fracasos económicos. El cuarto y último intento horizontal de Mitchell se realizó en 2000, pero tuvo problemas de perforación y fue abandonado. [9]
El mayor avance en Barnett se produjo en 1997, cuando el ingeniero petrolero de Mitchell Energy, Nick Steinsberger, sugirió que una fracturación con agua resbaladiza, que otras empresas estaban utilizando con éxito en pozos en la arenisca Cotton Valley del este de Texas, podría funcionar mejor en Barnett Shale que las fracturaciones con gel. [8] [10] Al ir en contra de la sabiduría convencional y cambiar a la fracturación con agua resbaladiza, Mitchell Energy no sólo redujo el costo de completar los pozos entre 75.000 y 100.000 dólares, sino que también aumentó drásticamente la recuperación de gas. Mitchell intentó comprar más concesiones en el área antes de que se corriera la voz, pero pronto muchos otros operadores comenzaron a comprar concesiones y a perforar pozos en Barnett, en lo que hasta entonces había sido esencialmente un yacimiento de Mitchell Energy. [11]
En los primeros años de explotación del yacimiento, Mitchell Energy tenía un cuasimonopolio en la perforación de pozos de esquisto de Barnett. En 1995, por ejemplo, Mitchell completó 70 pozos de esquisto de Barnett, mientras que todos los demás operadores juntos completaron tres. Esto se debió en gran medida a que el yacimiento era marginal económicamente: según un ex director ejecutivo, Mitchell había invertido unos 250 millones de dólares en el yacimiento entre 1981 y 1997 y no había recuperado sus costes. Pero después de 1997, los competidores se dieron cuenta de que Mitchell había descubierto cómo extraer gas de forma rentable y ellos también empezaron a comprar concesiones y a perforar pozos de Barnett a un ritmo que Mitchell no podía igualar. En 2001, por primera vez, Mitchell completó menos de la mitad de los pozos de esquisto de Barnett (258 pozos, frente a los 260 de otros operadores). [9]
George Mitchell vendió Mitchell Energy a Devon Energy en 2002.
Con la ayuda de una mejor tecnología de perforación, las dificultades de perforar cerca de zonas pobladas y los precios más altos del gas en la década de 2000, los pozos horizontales se volvieron más económicos y prácticos, y en 2005, por primera vez, los nuevos pozos horizontales superaron en número a los nuevos pozos verticales en Barnett. En 2008, se completaron 2901 pozos horizontales en Barnett, frente a sólo 183 pozos verticales. [9]
Se pensaba que sólo unas pocas de las secciones más gruesas cercanas a Fort Worth serían capaces de soportar una perforación económica, hasta que se desarrollaron nuevos avances en la perforación horizontal en la década de 1980. Técnicas como los pozos de fracturación, o "fracking", utilizados por Mitchell Energy, abrieron la posibilidad de una mayor producción a gran escala. [12] Incluso con nuevas técnicas, la perforación significativa no comenzó hasta que los precios del gas aumentaron a fines de la década de 1990.
En 2012, el yacimiento Newark East Field se extendió a 24 condados, con permisos emitidos para pozos en el condado número 25, Hamilton . El yacimiento tenía más de 16.000 pozos en producción. La producción de gas en 2011 fue de 2,0 billones de pies cúbicos. El yacimiento fue el mayor productor de gas en Texas y representó el 31% de la producción de gas de Texas. [5] Las reservas probadas a fines de 2011 fueron de 32,6 billones de pies cúbicos de gas y 118 millones de barriles de petróleo o condensado. [13]
Dos avances clave en el diseño y terminación de pozos han impulsado el desarrollo de Barnett Shale: la perforación horizontal y la fracturación hidráulica.
La perforación horizontal ha aumentado el potencial de Barnett Shale como una fuente importante de gas natural . La perforación horizontal ha cambiado la forma en que se realiza la perforación de petróleo y gas al permitir a los productores acceder a depósitos que de otro modo eran demasiado delgados para ser económicamente viables mediante la perforación vertical. Gran parte del gas en Barnett Shale se encuentra debajo de la ciudad de Fort Worth . La nueva tecnología ha atraído a varias empresas de producción de gas.
Además de un mayor alcance, la perforación horizontal aumenta drásticamente la producción. En rocas "compactas" (baja permeabilidad) como la de Barnett Shale, el gas utiliza fracturas para salir de la roca y entrar en el pozo . Las fracturas pueden ser naturales o inducidas (ver a continuación). Un pozo horizontal expone más roca (y, por lo tanto, más fracturas) al pozo porque generalmente está diseñado con la parte horizontal del pozo en la formación productiva.
Entre 2005 y 2007, las perforaciones horizontales en Barnett Shale se extendieron hacia el sur hasta los condados de Johnson , Hill y Bosque , con una tasa de éxito del 100 % en pozos completados. Se está perforando un pozo vertical experimental en el condado de McLennan (cerca de Waco ) para evaluar el potencial de perforación a lo largo del pliegue Ouachita , una barrera geológica que define el límite sur de Barnett Shale.
Aunque ahora los pozos horizontales son la norma, a principios de 2013 todavía se perforaban algunos pozos verticales en Barnett. [14]
La fracturación hidráulica que se lleva a cabo en Barnett Shale se realiza bombeando una mezcla de agua, arena y varios aditivos químicos (para afectar la viscosidad , los caudales, etc.) en el pozo a una presión suficiente para crear y propagar una fractura en la formación rocosa circundante en el fondo del pozo. Esto es crucial en rocas de baja permeabilidad, ya que expone una mayor parte de la formación al pozo y se pueden producir mayores volúmenes de gas por el aumento de la superficie. Sin la fracturación hidráulica, los pozos no producirían a un ritmo económicamente viable.
En 1997, Nick Steinsberger, un ingeniero de Mitchell Energy (ahora parte de Devon Energy ), aplicó la técnica de fracturación con agua resbaladiza, utilizando más agua y una presión de bombeo más alta que las técnicas de fracturación anteriores, que se utilizó en el este de Texas en Barnett Shale en el norte de Texas. [15] En 1998, la nueva técnica demostró ser exitosa cuando la producción de gas de los primeros 90 días del pozo llamado SH Griffin No. 3 superó la producción de cualquiera de los pozos anteriores de la compañía. [16] [17]
Los científicos de la Escuela Jackson de Geociencias de la Universidad de Texas en Austin , que han trabajado estrechamente con empresas productoras para desarrollar el yacimiento Barnett, también ven potencial de conflicto en algunas partes de Barnett donde el uso de agua para fracturación hidráulica podría competir con otros usos como el consumo y la agricultura. [18]
El proceso de fracturación hidráulica genera muchas críticas. Los opositores alegan que no se controla adecuadamente y que plantea amenazas importantes a la calidad del agua y del aire en las zonas circundantes, y citan un número creciente de incidentes de metano en pozos de agua cercanos. [19]
En septiembre de 2008, los productores de gas afirmaron que las bonificaciones pagadas a los propietarios de tierras en los condados del sur oscilaban entre 200 y 28.000 dólares por acre (500-69.000 dólares/ha) [ aclaración necesaria ] , siendo Vantage Energy quien pagó los precios más altos en el otoño de 2008. Los pagos de regalías oscilaban entre el 18 y el 25%. En un contrato de arrendamiento en el condado de Johnson ahora se permiten 19 pozos.
Un artículo del Fort Worth Star-Telegram informó que en 2007 se registraron más de 100.000 nuevos contratos de arrendamiento en el condado de Tarrant . Los términos de los contratos de arrendamiento recientes han incluido 15.000 dólares por acre (37.000 dólares/ha) y una regalía del 25% para los propietarios de viviendas en Ryan Place, Mistletoe Heights y Berkley en el lado sur de Fort Worth, y 22.500 dólares por acre y una regalía del 25% para un grupo de propietarios de viviendas en el sur de Arlington . Artículos más recientes en el Fort Worth Weekly informan que muchos contratos de arrendamiento firmados no se han cumplido, y los arrendadores alegan que se les pagó significativamente menos de lo prometido o que no se les pagó en absoluto. [20] [21]
Los defensores de la industria petrolera afirman que para 2015 Barnett Shale puede ser responsable de más de 108.000 puestos de trabajo. [22] Los críticos dicen que los ingresos fiscales pueden verse compensados por los costos de limpieza de los subproductos tóxicos de la perforación de gas, como el benceno y el material radiactivo de origen natural (NORM). [23] [24] Los grupos ambientalistas han presionado a los reguladores estatales para que comiencen a obligar a las limpiezas. La Alianza de Ciudadanos de San Juan ha presentado una demanda para obligar a la EPA a endurecer las regulaciones. Ed Ireland, del Consejo de Energía de Barnett Shale (un grupo de defensa de la industria) ha dicho que cree que la regulación aumentará bajo la administración Obama; a partir de 2012, este no ha sido el caso. [25]
Un estudio de 2011 para la Cámara de Comercio de Fort Worth concluyó que el desarrollo de Barnett Shale era responsable de 119.000 empleos en Texas, 100.000 de ellos en la región de Fort Worth. [26]
Se busca una red de gasoductos ampliada para transportar el gas al mercado. La finalización de un gasoducto de transmisión de gas natural de 42 pulgadas (1100 mm) a través del condado de Hill puede abrir nuevas áreas para la perforación.
Según la Comisión de Ferrocarriles de Texas , en 2012 había 235 operadores (empresas que gestionan pozos de producción) en Barnett Shale. En términos de volúmenes de gas producidos, los diez principales operadores, en orden decreciente de producción de gas, fueron: [28]
La zona de esquisto de Barnett se ha clasificado en zonas de producción "centrales" y "no centrales". Hasta la fecha, la producción se ha concentrado en la zona central, donde el esquisto es más espeso y la incertidumbre es menor. Esto permite que los pozos se perforen a precios de gas ligeramente inferiores a los de las zonas no centrales.
Operadores como EOG Resources , Gulftex Operating, Inc y Devon Energy indicaron en informes públicos a mediados de 2005 que estimaban que entre un tercio y la mitad de la tierra en los condados que contienen Barnett Shale, incluidos los condados con mayor exploración como Johnson y Tarrant, recibirán pozos. [ cita requerida ] Se han perforado pocos pozos secos, porque la tecnología como 3D Seismic permite a los operadores identificar peligros potenciales antes de perforar y evitar áreas malas. Algunos de los peligros incluyen fallas y características kársticas (sumideros). Las fallas pueden desviar la fracturación hidráulica, reduciendo su eficacia, y las características kársticas pueden contener abundante agua que limita la producción de gas.
Varios grupos en comunidades donde se han ubicado pozos de gas se han quejado del alto riesgo de accidentes catastróficos, y algunos alegan que ya han ocurrido accidentes, incluidos varios con resultado de muerte. [29]
Algunos grupos ambientalistas y residentes del norte de Texas han expresado su preocupación por los efectos de las perforaciones en la calidad del aire y del agua en las zonas que rodean los pozos y los oleoductos. [30]
En 2010, la Agencia de Protección Ambiental (EPA) emitió una orden de emergencia contra Range Resources , indicando que las actividades de perforación de la empresa en el condado de Parker, Texas, habían contaminado al menos dos pozos de agua potable residenciales. La empresa negó las acusaciones y dijo que la presencia de metano era el resultado de una migración natural y que había aparecido en pozos de agua cercanos mucho antes de que Range perforara sus pozos de gas. [31] [32] Sin embargo, después de una audiencia de la Comisión de Ferrocarriles de Texas (TRRC) en enero de 2011 , el personal de la TRRC concluyó que, según la composición química, el gas en los pozos de agua provenía de la Formación Strawn poco profunda, en lugar de la Formación Barnett más profunda, en la que se completaron los pozos de Range. También concluyeron que las pruebas de presión realizadas por Range mostraron la integridad mecánica de la carcasa. La EPA y los dos propietarios fueron invitados a presentar pruebas en la audiencia de la TRRC, pero no lo hicieron. [33] En marzo de 2012, la EPA retiró su orden contra Range. [34]
El alcalde de DISH, Texas, se quejó de que la contaminación del aire procedente de una estación compresora de gas natural estaba enfermando a su familia. Sin embargo, en mayo de 2010, el Departamento de Servicios de Salud del Estado de Texas publicó los resultados de la calidad del aire de DISH, incluidos los análisis de muestras de sangre y orina de 28 residentes de DISH en los que se analizaron compuestos orgánicos volátiles (COV). La agencia concluyó: “La información obtenida de esta investigación no indicó que se estuvieran produciendo exposiciones a nivel comunitario procedentes de pozos de gas o estaciones compresoras en la población de la muestra. Esta conclusión se basó en el patrón de valores de COV encontrados en las muestras. Otras fuentes de exposición, como el tabaquismo, la presencia de subproductos desinfectantes en el agua potable y productos relacionados con el consumo, el trabajo o el ocio, podrían explicar muchos de los hallazgos”. [35]
Los reguladores ambientales de Texas y la EPA han ordenado a la Comisión de Calidad Ambiental de Texas que comience a investigar las quejas sobre perforaciones en el lugar dentro de las 12 horas siguientes a su recepción. [36]
Numerosas demandas contra empresas que operan en Barnett Shale alegan que las empresas han incumplido los pagos de arrendamiento prometidos, han alterado los acuerdos después del hecho o no han cumplido sus compromisos con los arrendadores de tierras en el esquisto. [37] [38]
El potencial de ganancias del yacimiento de gas de esquisto de Barnett ha impulsado a las empresas a buscar otras fuentes de gas de esquisto en los Estados Unidos . Otras perspectivas de gas de esquisto en los Estados Unidos incluyen el esquisto de Antrim en Michigan , el esquisto de Fayetteville en Arkansas , el esquisto de Marcellus en Appalachia, [39] el esquisto de Woodford en Oklahoma, el esquisto de Ohio en Kentucky y Virginia Occidental y el esquisto de Haynesville en Luisiana y el este de Texas.
La Agencia de Protección Ambiental (EPA) dijo el martes que la perforación de gas natural por parte de la compañía ha contribuido a la contaminación de al menos dos pozos de agua potable residenciales en el condado y le ordenó que intervenga de inmediato. "Basándonos en nuestros hallazgos hasta la fecha, está muy claro que nuestras actividades no han tenido ningún impacto en el acuífero de agua en el sur del condado de Parker ni en los pozos de agua en cuestión", dijo Range Resources en un comunicado. La compañía dijo que sus investigaciones revelaron que el metano en el acuífero existía mucho antes de su perforación y es probable que se trate de una migración natural de varias zonas de gas poco profundas inmediatamente debajo del acuífero de agua.
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