Barnett Shale es una formación geológica ubicada en la cuenca Bend Arch-Fort Worth . Está formado por rocas sedimentarias que datan del período del Mississippi (hace 354-323 millones de años) en Texas . La formación subyace a la ciudad de Fort Worth y subyace a 5.000 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 su lugar. [1] También se ha encontrado petróleo en cantidades menores, pero suficientes (con precios altos) para ser comercialmente viable.
Barnett Shale se conoce como un yacimiento de gas "hermético" 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 a partir de esta formación hasta que las compañías de petróleo y gas aprendieron a utilizar eficazmente la fracturación hidráulica masiva en la formación. El uso de 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 la mayor parte del campo se encuentra en áreas urbanas, incluido el Metroplex de Dallas-Fort Worth de rápido crecimiento . [2] Algunos gobiernos locales están investigando medios mediante los cuales pueden perforar en tierras públicas existentes (por ejemplo, parques) sin interrumpir otras actividades para poder obtener regalías sobre cualquier mineral encontrado, mientras que otros están buscando compensación de las compañías de perforación por los daños causados a las carreteras. por vehículos con sobrepeso (muchos de los caminos son rurales y no están diseñados para el uso de equipo pesado). Además, la perforación y la exploración han generado una controversia importante debido al daño ambiental, incluida la contaminación de las fuentes de agua subterránea.
La formación lleva el nombre de John W. Barnett , quien se estableció en el condado de San Saba a finales del siglo XIX, donde nombró a un arroyo local Barnett Stream. A principios del siglo XX, durante una expedición de mapeo geológico , los científicos notaron una espesa pizarra negra rica en materia orgánica en un afloramiento cerca del arroyo. En consecuencia, la esquisto recibió el nombre de Barnett Shale. [3]
El esquisto de Barnett ha actuado como roca fuente y de capa selladora para yacimientos de petróleo y gas más convencionales en el área.
Los pozos de gas que producen en Barnett Shale 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 Estados Unidos; ahora es tercero, detrás de la Formación Marcellus y Haynesville Shale . 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 Estados Unidos. [4]
El campo fue descubierto en 1981 cuando Mitchell Energy perforó y completó el 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 excitación. [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 hay alguna, habrían seguido perforando pozo tras pozo en Barnett Shale. A Mitchell se le atribuye ampliamente el éxito personal de Barnett Shale y, por lo tanto, la creación del auge de la producción de gas en Barnett y, cuando otras compañías imitaron sus técnicas, muchos otros éxitos en gas de esquisto y petróleo compacto en los EE. UU. y otros países. . [6] [7]
De forma incremental, Mitchell Energy encontró formas de aumentar la producción. Al principio, Mitchell abandonó la fractura con espuma, que se había utilizado con cierto éxito en las lutitas de la Cuenca de los Apalaches, y descubrió que la fractura con gel funcionaba mejor en Barnett. En 1986, Mitchell Energy aplicó la primera fractura hidráulica masiva, una fractura en gel, a 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 de aguas resbaladizas, que otras empresas estaban utilizando con éxito en pozos en Cotton Valley Sandstone en el este de Texas, podría funcionar mejor en Barnett Shale que las fracciones de gel. [8] [10] Al ir en contra de la sabiduría convencional y cambiar a la fracturación de aguas resbaladizas, Mitchell Energy no solo redujo el costo de completar los pozos entre $ 75 000 y $ 100 000, sino que también aumentó drásticamente la recuperación de gas. Mitchell intentó comprar más arrendamientos en el área antes de que se corriera la voz, pero pronto muchos otros operadores comenzaron a comprar arrendamientos y a perforar pozos Barnett, en lo que hasta entonces había sido esencialmente un campo de Mitchell Energy. [11]
Mitchell Energy tenía casi el monopolio en la perforación de pozos de Barnett Shale en los primeros años del campo. En 1995, por ejemplo, Mitchell completó 70 pozos Barnett, mientras que todos los demás operadores juntos completaron tres. Esto se debía en gran medida a que Barnett era marginal económicamente: según un ex director ejecutivo, Mitchell había invertido alrededor de 250 millones de dólares en Barnett de 1981 a 1997 y no había recuperado sus costos. Pero después de 1997, los competidores se dieron cuenta de que Mitchell había descubierto cómo extraer gas de manera rentable, ellos también comenzaron a comprar arrendamientos y a perforar pozos Barnett, a un ritmo que Mitchell no podía igualar. En 2001, por primera vez, Mitchell completó menos de la mitad de los pozos de Barnett Shale (258 pozos, frente a 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 áreas 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, los nuevos pozos horizontales superaron en número a los nuevos pozos verticales en Barnett por primera vez. 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 podrían soportar una perforación económica, hasta que en la década de 1980 se desarrollaron nuevos avances en la perforación horizontal. Técnicas como la fracturación de pozos o "fracking", utilizadas por Mitchell Energy, abrieron la posibilidad de una producción a mayor escala. [12] Incluso con nuevas técnicas, no se iniciaron perforaciones importantes hasta que los precios del gas aumentaron a finales de los años 1990.
A partir de 2012, Newark, East Field se extendió a 24 condados, con permisos emitidos para pozos en un condado número 25, Hamilton . El campo tenía más de 16.000 pozos productores. La producción de gas en 2011 fue de 2,0 billones de pies cúbicos. El campo era el mayor productor de gas de Texas y representaba el 31% de la producción de gas de Texas. [5] Las reservas probadas a finales de 2011 eran 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 terminaciones de pozos han fomentado el desarrollo de Barnett Shale. Se trata de perforación horizontal y fracturación hidráulica.
La perforación horizontal ha aumentado el potencial de Barnett Shale como fuente importante de gas natural . La perforación horizontal ha cambiado la forma en que se realiza la perforación de petróleo y gas al permitir que los productores accedan a yacimientos que de otro modo serían 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 productoras de gas.
Además del mayor alcance, la perforación horizontal aumenta drásticamente la producción. En rocas "apretadas" (baja permeabilidad) como Barnett Shale, el gas utiliza fracturas para salir de la roca y entrar en el pozo . Las fracturas pueden ser naturales o inducidas (ver más abajo). Un pozo horizontal expone más roca (y por lo tanto más fracturas) al pozo porque generalmente está diseñado con la porción horizontal del pozo en la formación productiva.
En 2005-2007, la perforación horizontal en Barnett Shale se extendió hacia el sur hasta los condados de Johnson , Hill y Bosque , con una tasa de éxito del 100% en los 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 Ouachita Fold, una barrera geológica que define el límite sur de Barnett Shale.
Aunque los pozos horizontales son ahora la norma, a principios de 2013 todavía se estaban perforando algunos pozos verticales en Barnett. [14]
La fracturación hidráulica llevada 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 el Formación rocosa circundante en el fondo del agujero. 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 debido al aumento de la superficie. Sin 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 en aguas resbaladizas, utilizando más agua y mayor presión de bombeo que las técnicas de fracturación anteriores, que se utilizaba 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 del Barnett donde el uso de agua para fracturación hidráulica podría competir con otros usos. como la bebida y la agricultura. [18]
El proceso de fracturación hidráulica genera importantes críticas. Los opositores alegan que no se controla adecuadamente y 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 dijeron que las bonificaciones pagadas a los propietarios de tierras en los condados del sur oscilaban entre 200 y 28 000 dólares por acre (entre 500 y 69 000 dólares/ha) [ se necesita aclaración ] , y Vantage Energy pagó los precios más altos en el otoño de 2008. Pagos de regalías en el rango del 18 al 25%. Un contrato de arrendamiento en el condado de Johnson ahora tiene 19 pozos permitidos.
Un artículo del Fort Worth Star-Telegram informó que se registraron más de 100.000 nuevos arrendamientos en el condado de Tarrant en 2007. Los términos de los arrendamientos recientes incluyen $15.000 por acre ($37.000/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 por acre y una regalía del 25% para un grupo de propietarios 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 podría 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 extracción de gas, como el benceno y el material radiactivo natural (NORM). [23] [24] Los grupos ambientalistas han presionado a los reguladores estatales para que comiencen a forzar limpiezas. La Alianza de Ciudadanos de San Juan ha presentado una demanda para obligar a la EPA a endurecer las regulaciones. Ed Ireland, del Barnett Shale Energy Council (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 puestos de trabajo en Texas, 100.000 de ellos en la región de Fort Worth. [26]
Se busca ampliar la red de gasoductos 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 productores) en Barnett Shale. En términos de volúmenes de gas producido, los diez principales operadores, en orden decreciente de producción de gas, fueron: [28]
Barnett Shale se ha clasificado en áreas de producción "básicas" y "no esenciales". Hasta la fecha, la producción se ha concentrado en el área central, donde el esquisto es más grueso y la incertidumbre se reduce. Esto permite que los pozos se perforen a precios de gas ligeramente más bajos que los de las áreas no esenciales.
Operadores, como EOG Resources , Gulftex Operating, Inc y Devon Energy , declararon en informes públicos a mediados de 2005 que estiman que entre un tercio y la mitad de la tierra en los condados que contienen Barnett Shale, incluidos los más explorados condados como Johnson y Tarrant tendrán pozos. [ cita necesaria ] Se han perforado pocos pozos secos, porque tecnología como la sísmica 3D permite a los operadores identificar peligros potenciales antes de perforar y evitar áreas defectuosas. Algunos de los peligros incluyen fallas y características kársticas (dolinas). Las fallas pueden desviar la fracturación hidráulica, reduciendo su efectividad, y las características kársticas pueden contener abundante agua que limita la producción de gas.
Varios grupos en comunidades en las que 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 que resultaron en muertes. [29]
Algunos grupos ambientalistas y residentes del norte de Texas han expresado preocupación por los efectos de la perforación en la calidad del aire y el agua en las áreas que rodean los pozos y tuberías. [30]
En 2010, la Agencia de Protección Ambiental (EPA) emitió una orden de emergencia contra Range Resources , afirmando que las actividades de perforación de la compañía en el condado de Parker, Texas, habían contaminado al menos dos pozos de agua potable residenciales. La compañía negó las acusaciones y dijo que la presencia de metano era el resultado de una migración natural y 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 más profunda Barnett Shale. en el que se completaron los pozos Range. También concluyeron que las pruebas de presión realizadas por Range mostraron 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 resultados de calidad del aire para DISH, incluidas pruebas de muestras de sangre y orina de 28 residentes de DISH a las que se les realizaron pruebas para detectar compuestos orgánicos volátiles (COV). La agencia concluyó: “La información obtenida de esta investigación no indicó que en la población de la muestra estuvieran ocurriendo exposiciones en toda la comunidad a partir de pozos de gas o estaciones compresoras. 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 de consumo o relacionados con el trabajo o los pasatiempos, 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 sitio dentro de las 12 horas posteriores 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 modificado 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 estimulado a las empresas a buscar otras fuentes de gas de esquisto en todo Estados Unidos . Otras perspectivas de gas de esquisto en los Estados Unidos incluyen Antrim Shale en Michigan , Fayetteville Shale en Arkansas , Marcellus Shale en los Apalaches, Woodford Shale en Oklahoma, Ohio Shale en Kentucky y Virginia Occidental y Haynesville Shale en Luisiana . y el este de Texas.
La Agencia de Protección Ambiental (EPA) dijo el martes que la perforación de gas natural realizada por la compañía contribuyó a la contaminación de al menos dos pozos de agua potable residenciales en el condado y le ordenó intervenir 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 o 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 probablemente sea una migración natural desde varias zonas de gas poco profundas inmediatamente debajo del acuífero.
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