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11/05/2013 | Análisis: La industria petrolera trabaja en el prácticas del ''fracking'' (segunda parte)

De Nuestra Redacción

Una petrolera llamada East Resources Inc. fue una de las primeras en explorar Marcellus Shale, una formación shale rica en gas natural del este de Estados Unidos. Después que la pequeña firma comenzó a perforar esa formación, en 2008, las autoridades actuaban repetidamente por las fugas u otras infracciones ambientales, casi dos veces por cada pozo perforado. En 2010, Royal Dutch Shell compró East Resources.

 

La primera cosa que la gigante petrolera hizo fue parar la actividad en los pozos durante dos semanas y re-entrenar los trabajadores. Desde que compró la empresa, Shell viene teniendo, en promedio, menos de una infracción para cada cuatro pozos.

Resultados semejantes están apareciendo en toda región de Marcellus, una vasta capa subterránea que contiene más gas natural que cualquier otra formación rocosa en Estados Unidos, de acuerdo con las estimaciones del gobierno. Cuando las grandes petroleras compran concurrentes menores, un efecto colateral es la mejoría de la conformidad con las leyes ambientales, según un análisis hecho por The Wall Street Journal de los registros del Estado de Pensilvania para las operaciones en la formación Marcellus de 2008 a 2012. Pensilvania da una muestra de la dirección que el boom de la explotación de Texas, Dakota del Norte y otros Estados puede estar siguiendo. Las grandes petroleras toman cada vez más el lugar de las pequeñas que, aunque sean pioneras en la explotación de petróleo y de gas shale y dispuestas a correr riesgos, muchas veces luchan con la falta de caja. Los reguladores y algunos ambientalistas dicen que las multinacionales adoptan procedimientos más rigurosos, conocedores de que un gran error puede afectar su capacidad de operar en otros locales. Sus recursos financieros superiores les permiten contratar equipos para analizar y reducir las infracciones ambientales, a medida que ejecutan los complejos procesos necesarios para extraer el petróleo y el gas shale.

El papel creciente de las grandes empresas en la extracción del producto “aumenta la probabilidad de una perforación excelente”, dijo John Hanger, que fue secretario del Departamento de Protección Ambiental de Pensilvania entre 2008 y 2011. Él alertó, sin embargo, que un cajero gordo no garantiza una operación segura. No está claro hasta qué punto la mejora en la conformidad regulatoria va a atenuar las preocupaciones de algunos habitantes locales con la fractura hidráulica, el proceso de perforación del shale que viene provocando oposición en algunos lugares debido a sus posibles efectos en la calidad del aire y del agua potable. El proceso consiste en inyectar bajo presión una mezcla de agua, arena y productos químicos dentro del pozo para fracturar la roca y liberar el petróleo y el gas.

La idea de que las perforaciones hechas por los gigantes del petróleo pueden ser que parezca contradictoria en vista de algunas fugas impresionantes que ya ocurrieron con esas empresas, como lo de un petrolero de Exxon Mobil Corp, en Alaska, en 1989. BP operaba la plataforma que explotó en el Golfo de México, en 2010, causando la peor fuga de petróleo marítimo de la historia en Estados Unidos. Chevron Corp. tuvo fugas en Brasil y un incendio en su refinería en California. También en el shale de Marcellus esas empresas tuvieron problemas. En junio pasado, agua con alto contenido de metano comenzó a salir de un pozo perforado hace 30 años y mucho tiempo abandonado, cerca de donde Shell estaba perforando y realizando fracking, en el norte de Pensilvania. La empresa concluyó que sus operaciones probablemente hicieron al gas subterráneo migrar para el antiguo pozo.

A pesar de esos incidentes, el índice de infracciones ambientales viene cayendo regularmente, a medida que las grandes petroleras compran a las menores. Desde que XTO Energy se hizo una división de Exxon, por medio de una adquisición en 2010, su índice de infracciones cayó por la mitad, a pesar de continuar perforando en las mismas áreas y muchas veces con el mismo personal. El índice de actuaciones cayó aún más después que Shell asumió a East Resources, en 2010, y después que Chevron comprara la mayor parte de los activos de Atlas Energy Inc., en 2011.  Un portavoz de Exxon, Alan Jeffers, dijo que XTO está “beneficiándose  de nuestro abordaje sistemático de seguridad y gestión ambiental”.

Bruce Niemeyer, que comanda las operaciones de Chevron en Marcellus, dijo que las operaciones de conformidad de la compañía “probablemente representan un avance”.  El análisis hecho por WSJ de los registros de inspección constató que Shell, Exxon y Chevron fueron multadas por infracciones en cerca de un 6,5% de las inspecciones. Las empresas de medio porte, o sea, las de capital abierto con valor de mercado de 2 billones de dólares a 50 billones de dólares, o empresas privadas con producción comparable, fueron multadas en cerca de un 14% de las inspecciones. Las más multadas, en un 17% de las inspecciones, fueron las pequeñas empresas particulares y firmas de capital abierto evaluadas en menos de 2 millones de dólares.

El banco de datos de Pensilvania no facilita la evaluación de la gravedad de las violaciones. Estas van desde la ausencia de determinados avisos hasta derramamientos graves. Pero las sanciones financieras son reveladoras. Las firmas de medio porte, que perforaron un 71% de los pozos, pagaron un 81% de los 4 millones de dólares en multas relativas al Marcellus Shale de 2008 a 2012. Exxon, Chevron y Shell perforaron un 13% de los pozos, pero pagaron menos de 2% de las multas. Algunos críticos ya surgieron que una de las razones del declive puede ser un rigor menor en la aplicación de las leyes bajo administración del gobernador Tom Corbett. Steve Hvozdovich, del grupo ambiental Acción Agua Limpia, dijo creer que el declive en las infracciones en los últimos dos años probablemente resulta de varios factores, incluyendo mejor conformidad de las operadoras, menos perforaciones y menos agresividad en el cumplimiento de las leyes. "El gobierno [Corbett] ha sido claramente abierto y público cuanto a su apoyo a ese sector", dijo.

 

 

Prácticas para limitar la quema del gas asociado en Bakken

La quema del gas de Bakken sigue siendo de cerca de un 30% de la producción. A finales de abril, la North Dakota State Assembly aprobó una ley de incentivos fiscales para que los productores reduzcan la quema mediante la búsqueda de usos alternativos para el gas que de otra manera sería quemado. El análisis realizado por North Dakota Pipeline Authority muestra que el 45% de la quema se produce a partir de pozos que ya están conectados a las plantas de procesamiento de gas. Hay esfuerzos para reducir la quema de gas en Bakken.

La quema de gas en Dakota del Norte continúa siendo un desafío de las relaciones públicas para la industria del energía del estado.  La legislación reciente que entrará en vigo en julio de 2013 proporciona un alivio fiscal para los productores que encuentran usos alternativos en boca de pozo para el gas quemado -una indicación de la sensibilidad política de la cuestión. El flaring -como se lo denomina en inglés- es la captura y quema del gas natural "asociado" producido a partir de los pozos de petróleo. Los datos de la North Dakota Industrial Commission indican que la producción de petróleo aumentó en un 40% en los últimos años de 558 Mb/d en febrero de 2012 a 779 Mb/d en febrero de 2013. El gas natural asociado producido con el petróleo aumentó de 600 MMcf/d en febrero de 2012 a 850 MMcf/d en febrero de 2013. Cerca de 30,4% o 258 MMcf/d de la producción de gas de febrero es quemada. A pesar que la quema de gas en North Dakota se ha reducido de un máximo de 36% en septiembre de 2011 sigue siendo mucho mayor que la de cualquier otra cuenca de América del Norte

Hay muchas explicaciones sobre los principales desafíos de la quema de gas en Dakota del Norte. El primero es la economía de la instalación de la infraestructura para conectar los pozos a las plantas de procesamiento de gas tan pronto como sea posible después que comience la producción. Este ha sido el principal reto en Bakken debido a las grandes distancias entre los pozos y las plantas de procesamiento, el terreno accidentado, donde muchos de estos pozos se encuentran y el bajo valor del gas asociado en comparación con el petróleo. El segundo desafío es normalmente la falta de capacidad de la planta de procesamiento de gas y la infraestructura de gasoductos para el transporte de la línea principal de gas procesado al mercado.

Dirigiéndose al segundo de estos objetivos en primer lugar, un estudia realizado por el North Dakota Pipeline Authority (NDPA) indicó que había capacidad suficiente para llevar gas natural dry en 2.37 Bcf/d en el Northern Border pipeline para adaptarse a la producción de gas existente de Bakken y previsto al menos hasta 2017, siempre que los productores de gas socavan la competencia del oeste de Canadá que actualmente usa el gasoducto. Más recientemente, hemos visto una nueva capacidad de procesamiento de gas natural en Bakken que entró en funcionamiento en abril. En muchos casos, los pozos que se quema el gas son demasiado lejos de las plantas de procesamiento para conectar económicamente entonces más plantas necesitan ser construidas en las nuevas perforación que están ocurriendo pero la situación está mejorando.

Sin embargo, a pesar que la quema de gas en Dakota del Norte sin duda es resultado de la falta de infraestructura de ductos para el sistema de transporte de gas asociado a las plantas de procesamiento, esa no es toda la historia. En una reciente presentación en marzo, del director del NDPA, Justin Kringstad explicó algunos matices del sistema de tuberías de gas que resultan en un 45% del flaring ocurre en pozos que ya están conectados a las plantas de procesamiento.

 

 

El gráfico anterior muestra la estimación del NDPA de la quema de gas en Dakota del Norte con datos de diciembre de 2012. La mayor parte de la producción de gas se muestra en color verde es el porcentaje que actualmente se procesa y se envía al mercado (la tabla dice 72%, pero probablemente debería ser 71). El otro 29% es el gas que se encendió en diciembre de 2012. La quema se divide entre el gas que todavía no está conectado a un sistema de recolección (16% se muestra en azul) y el gas quemado a pesar de estar conectado en un gathering system (13% se muestra en rojo). El 13% de la producción de gas total que se quema de los pozos que ya están conectados por las tuberías es el resultado de la compresión y de la capacidad de los sistemas gathering. La quema se produce porque los nuevos pozos conectados al sistema de gas producen a mayores tasas iníciales y la presión es más alta. El gas de estos nuevos pozos ocupa la capacidad del gasoducto.

Offnews.info (Argentina)

 


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