La pizarra de Barnett es una formación geológica situada en la cuenca del Arco-Worth Fort Bend . Consiste en rocas sedimentarias que datan del período Mississippian (hace 354–323 millones de años) en Texas . La formación es la base de la ciudad de Fort Worth y la base de 5.000 mi² (13.000 km²) y por lo menos 17 condados .
Barnett Shale | |
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País | Estados Unidos |
Región | Bend Arch-Cuenca de Fort Worth , Texas |
Offshore / onshore | En tierra |
Operadores | Devon , Total , GEV Group , EOG , XTO , Range Resources , EnCana , ConocoPhillips , Quicksilver , Chief Oil and Gas , Denbury |
Historia de campo | |
Descubrimiento | Decenio de 1980 |
Inicio de la producción | 1999 |
Producción | |
Gas estimado en el lugar | 2,1–30 × 10 12 pies cúbicos (59–850 × 10 9 m 3 ) |
Produciendo formaciones | Barnett Shale |
En 2007, algunos expertos sugirieron que Barnett Shale podría tener las mayores reservas producibles de cualquier campo de gas natural en tierra 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 altos precios del petróleo) para ser comercialmente viable.
Barnett Shale se conoce como un depósito de gas "compacto", lo que indica que el gas no se extrae fácilmente. La lutita 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 cómo 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 rápido crecimiento de Dallas-Fort Worth Metroplex . [2] Algunos gobiernos locales están investigando medios para perforar en terrenos públicos existentes (por ejemplo, parques) sin interrumpir otras actividades para poder obtener regalías sobre los minerales encontrados, mientras que otros buscan una compensación de las empresas de perforación por los daños causados a las carreteras. por vehículos con sobrepeso (muchas de las carreteras son rurales y no están diseñadas para ser utilizadas por equipos pesados). Además, la perforación y la exploración han generado una controversia significativa debido al daño ambiental, incluida la contaminación de las fuentes de agua subterránea.
Nombre
La formación lleva el 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 lutita negra espesa y rica en materia orgánica en un afloramiento cerca del arroyo. En consecuencia, el esquisto se denominó Barnett Shale. [3]
La lutita Barnett ha actuado como fuente y capa de sellado para los yacimientos de petróleo y gas más convencionales de la zona.
Historia de Newark, East Gas Field
![](http://wikiimg.tojsiabtv.com/wikipedia/commons/thumb/c/cd/Barnett_Shale_Map.png/220px-Barnett_Shale_Map.png)
![](http://wikiimg.tojsiabtv.com/wikipedia/commons/thumb/a/ad/Gas_Production_from_Barnett_2000-2013.png/220px-Gas_Production_from_Barnett_2000-2013.png)
Los pozos de gas que producen de 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 los EE. UU. ahora es tercero, detrás de la Formación Marcellus y Haynesville Shale . En enero de 2013, el 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]
Años de Discovery y Mitchell Energy
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 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 a partir del Barnett. Mitchell perseveró durante años frente a 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, si es que alguna, otras compañías habrían continuado perforando pozo tras pozo en Barnett Shale. Se le atribuye ampliamente a Mitchell el haber hecho personalmente un éxito de Barnett Shale y, por lo tanto, haber creado el auge de la producción de gas en Barnett y, cuando otras empresas imitaron sus técnicas, muchos otros éxitos de shale gas y tight oil en los EE. UU. Y otros países. . [6] [7]
De forma progresiva, Mitchell Energy encontró formas de aumentar la producción. Al principio, Mitchell abandonó la fractura de espuma, que se había utilizado con cierto éxito en las lutitas de la Cuenca de los Apalaches, y descubrió que las fracturas de gel funcionaban mejor en Barnett. En 1986, Mitchell Energy aplicó la primera fractura hidráulica masiva, una fractura de 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 de petróleo de Mitchell Energy, Nick Steinsberger, sugirió que una fractura de agua resbaladiza, que estaba siendo utilizada con éxito por otras compañías en pozos en Cotton Valley Sandstone del este de Texas, podría funcionar mejor en Barnett Shale que el gel se fractura. [8] [10] Al ir en contra de la sabiduría convencional y cambiar a la fractura de agua resbaladiza, Mitchell Energy no solo redujo el costo de completar pozos en $ 75,000 a $ 100,000, sino que también aumentó dramáticamente la recuperación de gas. Mitchell trató de comprar más arrendamientos en el área antes de que se corriera la voz, pero pronto muchos otros operadores comenzaron a comprar arrendamientos y perforar pozos Barnett, en lo que hasta entonces había sido esencialmente un juego de Mitchell Energy. [11]
Otros operadores se unen
Mitchell Energy tenía casi un 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 debió en gran parte a que el Barnett era económicamente marginal: según un ex director ejecutivo, Mitchell había invertido alrededor de 250 millones de dólares en el 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 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, en comparación con solo 183 pozos verticales. [9]
Se pensó que solo unas pocas de las secciones más gruesas cercanas a Fort Worth podrían soportar la perforación económica, hasta que se desarrollaron nuevos avances en la perforación horizontal en la década de 1980. Técnicas como la fracturación o "fracking" de pozos, utilizadas por Mitchell Energy, abrieron la posibilidad de una producción a mayor escala. [12] Incluso con las nuevas técnicas, la perforación significativa no comenzó hasta que los precios del gas aumentaron a fines de la década de 1990.
Estado actual
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 fue el mayor productor de gas de Texas y representó el 31% de la producción de gas de Texas. [5] Las reservas probadas a finales de 2011 eran de 32,6 billones de pies cúbicos de gas y 118 millones de barriles de petróleo o condensado. [13]
Bien terminación
Dos desarrollos clave en el diseño y terminaciones de pozos han fomentado el desarrollo de Barnett Shale. Estos son la perforación horizontal y la fracturación hidráulica.
Perforación horizontal
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 que los productores accedan a reservorios 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 productoras de gas.
Además del alcance extendido, la perforación horizontal aumenta drásticamente la producción. En rocas "compactas" (de baja permeabilidad) como Barnett Shale, el gas usa 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 pozos terminados. 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]
Fracturamiento hidráulico
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 , las tasas de flujo, etc.) en el pozo a una presión suficiente para crear y propagar una fractura en el pozo. formación rocosa circundante en el fondo del pozo. Esto es crucial en la roca 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 una tasa económicamente viable.
En 1997, Nick Steinsberger, un ingeniero de Mitchell Energy (ahora parte de Devon Energy ), aplicó la técnica de fracturamiento de aguas residuales, utilizando más agua y una mayor presión de bombeo que las técnicas de fracturamiento anteriores, que se utilizó en el este de Texas en Barnett Shale del norte de Texas. . [15] En 1998, la nueva técnica demostró ser exitosa cuando los primeros 90 días de producción de gas del pozo llamado SH Griffin No. 3 excedieron 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 en estrecha colaboración con las empresas productoras para desarrollar la obra de Barnett, también ven el potencial de conflicto en algunas partes de Barnett donde el uso del agua para la fracturación hidráulica podría competir con otros usos. como beber y agricultura. [18]
El proceso de fracturación hidráulica genera importantes críticas. Los opositores alegan que se monitorea de manera inadecuada y representa amenazas significativas para la calidad del agua y el aire en las áreas circundantes, y citan un número creciente de incidentes de metano en pozos de agua cercanos. [19]
Impacto económico
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 por acre ($ 500-69,000 / ha) [ aclaración necesaria ] , los precios más altos los pagó Vantage Energy 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 de 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 compensarse con los costos de limpieza de los subproductos tóxicos de la perforación 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 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 Barnett Shale Energy Council (un grupo de defensa de la industria) ha dicho que cree que la regulación aumentará bajo la administración de 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 fue 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 una tubería de transmisión de gas natural de 42 pulgadas (1,100 mm) a través del condado de Hill puede abrir nuevas áreas para la perforación.
Reservas probadas
- 2010, Administración de Información de Energía de EE. UU .: 31,0 billones de pies cúbicos de gas
- 2011, Administración de Información Energética de los Estados Unidos: 32,6 billones de pies cúbicos de gas, 118 millones de barriles de petróleo [27]
Operadores en el Barnett
Según la Comisión de Ferrocarriles de Texas , en 2012 había 235 operadores (empresas que administran pozos productores) en Barnett Shale. En cuanto a los volúmenes de gas producido, los diez principales operadores, en orden de producción de gas decreciente, fueron: [28]
- Corporación BKV
- Energía de Chesapeake
- Energía XTO
- Recursos de EOG
- Enervest Operating, LLC
- Recursos de Quicksilver
- Carrizo Oil & Gas, Inc.
- Leyenda Gas Natural IV
- Premier Natural Resources II
- Operación Barnett Shale
Geografía de Barnett Shale
Barnett Shale se ha clasificado en áreas de producción "Core" y "Non-Core". Hasta la fecha, la producción se ha concentrado en el área del núcleo donde la lutita es más gruesa y la incertidumbre se reduce. Esto permite perforar los pozos a precios de gas ligeramente más bajos que los de las áreas no centrales.
Centro
- Denton (activo)
- Johnson (activo)
- Tarrant (activo)
- Wise (activo)
No básico
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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 prospectados condados como Johnson y Tarrant obtendrán 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 defectuosas. Algunos de los peligros incluyen fallas y características kársticas (sumideros). Las fallas pueden desviar la fracturación hidráulica, reduciendo su efectividad, y las características kársticas pueden contener abundante agua que limita la producción de gas.
Controversia
Varios grupos en las comunidades en las que se han ubicado pozos de gas se han quejado de un alto riesgo de accidentes catastróficos y algunos alegan que ya se han producido accidentes, incluidos varios que han resultado en víctimas mortales. [29]
Algunos grupos ambientalistas y residentes del norte de Texas han expresado su 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 , indicando 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 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 TRRC concluyó que, según la composición química, el gas en los pozos de agua provenía de la Formación Strawn poco profunda, en lugar de Barnett Shale más profundo, en el 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 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 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 para DISH, incluidas pruebas de muestras de sangre y orina de 28 residentes de DISH que fueron analizados para compuestos orgánicos volátiles (COV). La agencia concluyó: “La información obtenida de esta investigación no indicó que estuvieran ocurriendo exposiciones en toda la comunidad de pozos de gas o estaciones de compresión 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 fumar cigarrillos, la presencia de subproductos desinfectantes en el agua potable y productos para el consumidor o relacionados con el trabajo o el pasatiempo 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 de perforación en el sitio dentro de las 12 horas posteriores a la recepción. [36]
Numerosas demandas contra empresas que operan en Barnett Shale alegan que las empresas han incumplido los pagos de arrendamiento prometidos, alteraron los acuerdos después de los hechos o no cumplieron con sus compromisos con los arrendadores de tierras en el esquisto. [37] [38]
Legado
El potencial de ganancias de la explotación 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 Antrim esquisto en Michigan , la pizarra de Fayetteville , en Arkansas , el esquisto Marcellus en los Apalaches, [39] el Woodford Shale en Oklahoma, la pizarra de Ohio en Kentucky y West Virginia y el esquisto de Haynesville en Louisiana y el este de Texas.
Ver también
- Shale gas en los Estados Unidos
Referencias
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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 intervenir de inmediato. "Según nuestros hallazgos hasta la fecha, está muy claro que nuestras actividades no han tenido ningún impacto en el acuífero del 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 es una migración natural de varias zonas de gas poco profundas inmediatamente debajo del acuífero de agua.
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enlaces externos
- Barnett Boom enciende la búsqueda de recursos de gas no convencionales Escuela de Geociencias de Jackson, enero de 2007
- Consejo de Educación Energética de Barnett Shale
- Consultas de investigación en línea de la Comisión de Ferrocarriles de Texas
- Comisión de Ferrocarriles de Texas: Newark, East (Barnett Shale) Field
- FWCanDo (Ciudadanos de Fort Worth contra la ordenanza de perforación en el vecindario)
- Fractura hidráulica
Bibliografía
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Coordenadas :33 ° N 98 ° W / 33 ° N 98 ° W / 33; -98