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05/02/2013 | Análisis: De la improductividad del venteo de gas a la reutilización del agua en los prospectos del Shale

De Nuestra Redacción

Las compañías petroleras en el centro del boom del shale oil estadounidense están quemando el gas suficiente para abastecer a todos los hogares de Chicago y Washington combinados en una práctica que causa creciente preocupación por la pérdida de recursos y daños al medioambiente.

 

El volumen de gas no deseado se quema en North Dakota, el estado que lidera la revolución shale transformando el outlook energético estadounidense, aumentó un 50% el año pasado. El aumento en  el esta formación Bakken están siendo replicados en otras regiones shale con el regulador de Texas para la emisión de 1.963 permisos para quemar en 2012, más de seis veces el número de 306 en 2010.

El rápido crecimiento ha hecho que Estados Unidos sea uno de los peores países del mundo en la quema de gas. El volumen de gas quemado allì se ha triplicado en sólo cinco años, según estimaciones del Banco Mundial y ahora es el quinto más alto del mundo, detrás de Rusia, Nigeria, Irán e Irak.

El flaring es un resultado, en gran parte, debido al bajo precio del gas natural en Norteamérica, el cual puede hacer no rentable la construcción de gasoductos y tanques para manejar el gas liberado de la producción de petróleo. La quema a menudo es la forma más segura de deshacerse de él. Las luces de las antorchas que arden en los campos de shale Bakken y Eagle Ford en Texas pueden verse claramente en la fotografía satelital nocturna aquí abajo.

 

 

La quema ha estado atrayendo la atención de los inversores y de los defensores del medioambiente a causa de la pérdida de gas y sus consecuencias para las emisiones de gases de efecto invernadero, la contaminación del aire local y las perturbaciones a las comunidades cercanas.  La quema en Dakota aumenta en un 20% las emisiones de gases de efecto invernadero resultantes de la producción, refinación y transporte en el estado, en comparación con el promedio estadounidense, según datos de análisis de Financial Times.

Los inversores, que manejan un total de 500 billones de dólares, el año pasado escribieron a las compañías petroleras como ExxonMobil, Chevron, Statoil y a las independientes de Estados Unidos instándoles a hacer más para reducir la quema de gas. Advirtieron que "la excesiva quema, debido a su impacto sobre la calidad del aire y el cambio climático, plantea riesgos significativos para las empresas involucradas”. Desde entonces, la quema en EE.UU. y la preocupación sólo ha aumentado.

Mercy Investment Services, que gestiona las inversiones de las Sisters of Mery, una orden de monjas, presentó una resolución de los accionistas este mes pidiendo a Continental Resources, el líder en la producción de petróleo en Bakken, establecer objetivos claros para el corte o eliminación de la quema.

Continental dijo que ya quemo proporcionalmente menos gas que el promedio de la industria, y avanza en una reducción aún mayor y acordó informar sobre sus avances en 2013. La legislatura de Dakota del Norte está considerando un proyecto de ley para promover la reducción de la quema a través de desgravaciones fiscales. El estado también está impulsando a los fabricantes a utilizar el gas para la energía de las plataformas de perforación.

La gestión del agua en el centro de la escena del shale

El verdadero costo del agua utilizada en los desarrollos de petróleo y gas está rodeado de complejidades en la asignación de los derechos de agua y la transferencia, y las incertidumbres de la mejor manera de tratar y/o dispone de las aguas residuales. Las reglas del agua y la fijación de precios se establecen a menudo por consideraciones relacionadas con los usos alternativos. Pero aún dejando de lado las cuestiones de las externalidad ambientales, no mitigadas y la definición de "uso más alto", la descripción del costo del agua empleada en el desarrollo de recursos representa un desafío para los operadores de petróleo y gas.

Las cuestiones de la cadena de suministro asociadas al management del agua en la producción upstream de petróleo y gas a partir de obras poco convencionales están erosionando los márgenes e impactando en las líneas de fondo de los operadores. El costo de las implicaciones en el manejo del agua se agrega a través del proceso de flujo y en toda la vida útil del pozo y aún en el play. El proceso del ciclo de vida incluye: abastecimiento, transporte, tratamiento y disposición final del agua.

El costo del agua y el management del agua puede ser confuso cuando se hacen generalizaciones gruesas en temas locales o regionales que no están incluidos en los análisis, cuando hay definiciones claras sobre las especificaciones de la calidad del agua, y cuando los centros de costos de operar en silos. Unos supuestos claros y un mejor análisis es necesario para comprender plenamente el verdadero costo de la gestión del agua.

Como ejemplo de esta confusión un reciente artículo en The Wall Street Journal examinó el costo del agua en el play Bakken. En ese artículo, los autores informaron a sus lectores que "Solo el agua puede costar hasta US$400.000 por intento de fracturación, y Continental planea realizar más de 200 el próximo año en Dakota del Norte". Esta afirmación es objetivamente ambigua y muestra una simplificación excesiva de un tema muy complejo, la falta de los verdaderos problemas alrededor de la gestión de la cadena de abastecimiento de agua.

Si bien los factores involucrados pueden varias en su forma play-by-play, nuestro análisis de los problemas en esta región demuestran el costo de abastecerse por evento de estimulación en Bakken es de aproximadamente 70.000 dólares y el acarreo del agua está contribuyendo con 350.000 dólares para el cálculo de costos. La calidad del agua flowback en este play es tal que se puede reciclar eficazmente. A medida que la actividad de campo de abastecimiento de agua sigue la limitación de la gestión de la cadena aumentará. El reciclado in situ del agua puede tener un impacto significativo, reduciendo el costo agregado total de agua de abastecimiento, tratamiento, transporte y disposición en hasta un 65%.

¿Por qué la confusión?

*El análisis debe tener problemas geo-espaciales y temporales en consideración

*Especificaciones de calidad del agua y los supuestos del volumen deben ser claros ya que son factores críticos.

*Los esfuerzos del modelado deben entender que los costos en el campo a menudo son manejados dentro de los centros de costos distintos incluso dentro de la misma empresa.

La gestión del agua es a menudo identificado como una preocupación "hiper-regional". Estoy de acuerdo en que las consideraciones de la comprensión local y regional en el play y en el nivel de la cuenca son fundamentales para la gestión del agua como un recurso renovable. Sin embargo, un componente suele pasarse por alto es la expansión de la gestión del agua para incluir los cambios que se producirñan en todo el ciclo de vida completo, sobre todo porque los volúmenes de agua producidos aumentan en estos plays.

La productividad de un pozo, la rentabilidad y el cambio de la producción de agua en el tiempo.

Varias empresas están compitiendo por encontrar formas de reciclar el agua usada en los sistemas de fracturación hidráulica, interesadas en dominar un mercado nuevo que podría valer miles de millones de dólares.

Desde gigantes energéticos como Halliburton Corp. y Sclumberger Ltd. hasta firmas más pequeñas como Ecologix Environmental Systems, diferentes empresas están tras tecnologías que reutilicen el agua que sale de los yacimientos después de la fracturación hidráulica, o fracking, el proceso que usa agua y químicos altamente presurizados para extraer crudo y gas de formaciones de roca de esquisto.

Aunque actualmente el agua reciclada no queda lo suficientemente limpia como para ser consumida o usada en riego de cultivos, es posible extraer los químicos y los residuos de rocas para que sea reutilizada en fracturación adicional de yacimientos, lo que podría reducir significativamente los costos que las compañías de energía tienen que asumir para asegurar y deshacerse del agua.

Las empresas de energía también están teniendo problemas con los métodos de descarte de aguas contaminadas que salen de los yacimientos fracturados. El líquido, que contiene una mezcla de químicos y sales, debe ser llevado a una planta de desecho con licencia.

Algunas compañías están investigando formas de fracturar la roca sin usar agua y en su lugar aplicar gel propano o incluso aire comprimido. Sin embargo, eliminar el uso de líquidos por completo está a años de ser algo concreto, y dependerá de si el trabajo que se ha hecho en el laboratorio puede ser replicado con éxito en los yacimientos de verdad.

Aunque el costo de descartar millones de litros de agua varía de región a región, puede ser significativo. En Texas, donde hay gran cantidad de pozos petroleros vacíos, las empresas pueden inyectar a menudo el agua en estos yacimientos, que en general son pozos convencionales más antiguos que han sido reconvertidos para aceptar desechos de agua de yacimientos petroleros.

Pero en lugares como Pensilvania, las empresas tienen que transportar el agua miles de kilómetros a los pozos de inyección más cercanos. Estos pozos bombean los líquidos no tratados de los yacimientos de crudo hacia la capa subterránea donde permanecerán entre formaciones rocosas. En Pensilvania hay menos de 10 pozos de inyección operativos, así que la mayoría del agua de desecho debe ser transportada en camiones a Ohio.

Estos pozos de inyección han generado controversia después de ser ligados por algunos científicos y funcionarios de gobiernos locales a movimientos telúricos menores.

En la parte noroeste de EE.UU., las empresas petroleras tienen que pagar a contratistas hasta US$8 por barril de 42 galones (160 litros) para que se deshagan del agua en otra parte, señala Jeanie Oudin, analista de la firma de consultoría Wood Mackenzie. Oudin anotó que operadores han reportado que el reciclaje (que elimina el costo de deshacerse del líquido y de adquirir agua dulce para la fracturación) puede reducir costos en hasta US$2 por barril en algunas áreas donde se hace ahí mismo, lo cual puede equivaler a un ahorro de US$200.000 durante la vida útil de un pozo promedio.

"Es un negocio multimillonario que alguien va a aprovechar para extraer ganancias", añadió Oudin sobre el sector y su tamaño anual potencial.

El interés en el reciclaje de agua está creando oportunidades para compañías pequeñas como Select Energy Services LLC, una empresa de Houston que no cotiza en bolsa, que señaló que ha registrado un rápido ascenso en la demanda de sus servicios de reciclaje de agua. La empresa tiene actualmente operaciones de escala completa en cuatro áreas de Dakota del Norte y Colorado, frente a solo una a fines del año pasado, conforme más compañías consideran la reutilización del agua de fracturación.

Ecologix, una compañía de reciclaje de Georgia, argumenta que su servicio puede costar hasta 80% menos que la inyección de agua residual en pozos de desechos. La empresa está construyendo nuevas instalaciones en la parte occidental de Texas para purificar 31.000 barriles al día de agua desechada, después de haber vendido todas sus unidades de reciclaje a Halliburton.

"Esperamos poder solucionar la disputa entre los medioambientalistas y las empresas petroleras al cumplir con los deseos de los dos", dijo su presidente ejecutivo, Eli Gruber.

Offnews.info (Argentina)

 


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