Shale gas & oil plays - Consideraciones ambientales

BASALDÚA, ALEJANDRO; CASTELLÓ, MARTÍN; CAPELLI, IGNACIO; GRUNFELD, KEVIN; CORTÉS MATÍAS; VÁZQUEZ, SEBASTIÁN

Mendoza

Congreso; IX Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos; 2014

Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG)

SHALE GAS & OIL PLAYS: CONSIDERACIONES AMBIENTALESAlejandro Basaldúa, Martin Castelló, Ignacio Capelli, Matías Cortés, Kevin Grunfeld, Sebastián VázquezDepartamento de Geología, Facultad de Ciencias Exactas y Naturales, Universidad de Buenos Aires.Palabras clave: yacimientos no convencionales, ambiental, fracking, gestión del agua.INTRODUCCIÓNMuchos de los grandes yacimientos de petróleo y gas convencional del mundo se están acercando al fin de sus vidas productivas, y serán reemplazados por yacimientos no convencionales (Bennett et al. 2006). En la actualidad, el término "no convencional" en la industria del petróleo y del gas se utiliza, de un modo amplio, para hacer referencia a los reservorios cuya porosidad, permeabilidad, mecanismos de entrampamiento u otras características difieren respecto de los reservorios "convencionales" donde el esquema está integrado por roca generadora, reservorio, sello y trampa estructural o estratigráfica (AAGGP 2013). Dentro de los sistemas petroleros no-convencionales, los yacimientos de shale gas & oil se definen como un sistema petrolero de secuencias finas, orgánicamente ricas y muy baja permeabilidad, que actúan a la vez como rocas generadoras, almacenadoras, trampa y sello. Factores como el aumento del precio de los hidrocarburos en el mercado y el desarrollo de tecnologías de estimulación hidráulica y perforaciones horizontales, permitieron el desarrollo rentable de estos tipos de yacimientos en los últimos años (Olsen et al. 2013, Askenazi et al. 2013). Según un informe abocado a la cuantificación mundial de los recursos de Shale Gas & Oil, del Departamento de Energía de EEUU (DOE), en donde se realizó una estimación de recursos técnicamente recuperables en 95 cuencas sedimentarias en 42 países del planeta, Argentina se encuentra en el segundo y cuarto lugar en recursos de Shale Gas y Shale Oil respectivamente (EIA/ARI, 2013).En Argentina, el análisis de las rocas generadoras como reservorio no convencional fue iniciado por YPF SA en el año 2007 (Lanusse 2012). Considerando que la matriz energética argentina está fuertemente orientada hacia los hidrocarburos (principalmente gas) y que actualmente el país importa gran parte de la energía que consume, el desarrollo de este tipo de yacimientos aparece como una oportunidad para alcanzar la autonomía energética. SHALE GAS & OIL PLAYSEl término shale hace referencia a una roca de grano fino, con mineralogías y contenido de arcilla variable, alto contenido de materia orgánica y compleja texturalmente. Estas rocas se caracterizan por tener permeabilidades ultra bajas del orden de los nano Darcy y bajas porosidades efectivas con un sistema de porosidad dual (orgánica e intergranular) micro a nano métrica (Curcio y Jait 2013). Típicamente corresponden a las rocas generadoras en yacimientos convencionales. Estos shales ricos en materia orgánica son simultáneamente roca generadora, almacén y sello, en los "reservorios" no convencionales. A diferencia de los yacimientos convencionales estos no necesitan de trampa estructural ni proceso migratorio (Boyer et al. 2011). En términos generales no existe un Shale Play igual a otro, sin embargo una roca madre debe cumplir ciertos requisitos mínimos para considerarse un reservorio no convencional. Los requisitos de mayor incidencia son los siguientes: la roca debe tener contenidos de materia orgánica mayores a 2%, la misma debe encontrarse en un estado de maduración adecuado, es decir en ventana de petróleo o gas; la unidad considerada debe tener espesores mayores a 30 m y distribuciones areales importantes, profundidades accesibles y una mineralogía tal que permita fracturar la roca mediante procesos de estimulación hidráulica. Otros factores relevantes resultan la presión de poros a la cual se encuentra la formación, el patrón de apilamiento y las heterogeneidades laterales, y la presencia de fracturas naturales (AAGGP 2013; Sagásti et al. 2014).ESTIMULACIÓN HIDRÁULICAEn este tipo de yacimientos el hidrocarburo se encuentra alojado en rocas de muy baja permeabilidad y requiere algún tipo de estimulación en la roca que lo contiene para poder extraerlo. El proceso consiste en bombear un fluido desde la superficie a presiones que exceden la presión de fracturamiento de la roca. Una vez generada la fractura se procede a inyectar el material propante, generalmente arena, que mantendrá abierta dichas fracturas al momento en que el bombeo se detuvo. El fluido utilizado para fracturar está constituido aproximadamente por un 94.5% de agua dulce, 5% de material propante y 0.5% de distintos químicos que le confieren ciertas propiedades al fluido como viscosidad, pH, surfactantes, biocidas, reductores de fricción, inhibidor de arcillas, entre otros (Uwiera-Gartner 2013).CONSIDERACIONES AMBIENTALESLos riesgos ambientales en la exploración, producción y desarrollo de yacimientos tipo Shale Gas & Oil están asociados con los procesos de perforación, estimulación hidráulica y actividades relacionadas a la etapa de producción. Algunos de los impactos de superficie relacionados son: posibles fugas temporales de gas, la gestión de grandes volúmenes de agua, la gestión de residuos y aguas residuales, tráfico de camiones, emisiones gaseosas y ruido, impacto visual, el manejo de químicos, riesgos potenciales de impactos de suelo y aguas subsuperficiales, impactos de superficie y vibraciones durante relevamientos sísmicos incluyendo el potencial impacto a áreas naturales protegidas cercanas.Para afrontar estos problemas ambientales, los miembros de las asociaciones de la industria del petróleo y gas (O&G) desarrollan protocolos para evitar, mitigar o solucionar problemas ambientales. La aplicación de nuevas tecnologías han mejorado el impacto del desarrollo de este tipo de reservorios. A continuación se describen brevemente las preocupaciones ambientales más importantes y también más controvertidas en los últimos tiempos.RESGUARDO DE ACUIFEROSUna de las mayores preocupaciones ambientales y más ampliamente difundida en los medios de comunicación, es la posible contaminación de acuíferos someros que contengan agua de buena calidad durante la explotación de este tipo de reservorios. La idea es que podría generarse una conexión entre la formación productora y los acuíferos someros por medio de las fracturas inducidas durante la estimulación hidráulica. Si bien existen yacimientos como Marcellus Shale en EEUU donde la unidad productora se encuentra muy cerca de los acuíferos y de la superficie, en la mayoría de los Shale Plays del planeta existen espesores del orden de centenas de metros de rocas con distintas características entre los acuíferos y el shale. La propagación de las fracturas hidráulicas se monitorea con técnicas microsísmicas en tiempo real durante la estimulación, permitiendo evitar la comunicación con unidades adyacentes.El mayor riesgo de contaminación de los acuíferos está dado por la migración de gas a lo largo del pozo entre la cañería de revestimiento y la formación, lo que puede ocurrir inclusive mucho tiempo después de que el pozo es abandonado (Dusseault et al. 2000). La contracción del cemento compromete la integridad del pozo introduciendo fracturas que se van propagando lentamente hacia la superficie por la presión ejercida por el gas (Uwiera-Gartner 2013). Para afrontar estos riesgos, los pozos se construyen en sucesivas etapas de perforación, entubado y cementado de manera que se logra una alternancia concéntrica de cemento y cañería que aíslan eficazmente la cañería de producción de la formación acuífera.TERREMOTOS ASOCIADOS AL FRACKINGEn los últimos años, se ha cuestionado el uso de la herramienta de estimulación hidráulica planteando una supuesta relación entre el fracking y el aumento en la actividad sísmica de una zona (Soldo 2013). Algunos terremotos pueden ser generados por distintas actividades humanas como minería, inyección de fluidos al subsuelo, extracción de fluidos del subsuelo (agua, gas, petróleo, CO2), desarrollo de energía geotérmica, construcción de presas y embalses, entre otros. Estos tipos de sismos se conocen como sismos inducidos (Gibson & Sandiford 2013). En el caso particular de la inyección de fluido para la estimulación hidráulica, el mismo se bombea a presiones que superan el esfuerzo principal mínimo en el punto de inyección y permiten la apertura de fracturas que se desarrollan y crecen paralelas a la dirección del esfuerzo principal máximo. Este tipo de fracturas conocidas como joints generan sismos de muy baja magnitud, únicamente detectables con equipamiento específico, por su carácter dominantemente dilatacional en contraste con el carácter cizallante de las fracturas asociadas a terremotos. Estos microsismos son registrados frecuentemente para monitorear el desarrollo del proceso de estimulación hidráulica a través de geófonos ubicados en pozos cercanos al pozo que se está estimulando, en una práctica conocida como Microsísmica (Alexander et al. 2011). Existen numerosos ejemplos de reactivación de fracturas por procesos de estimulación hidráulica (e.g. Maxwell et al. 2008). En raras ocasiones el fluido de estimulación puede introducirse en fracturas preexistentes y provocar la reactivación de fallas (Gibson y Sandiford 2013). Las magnitudes de los microsismos resultantes suelen ser menores a cero en la escala de Richter y son despreciables al compararlas con eventos tectónicos (Davies et al. 2013; Soldo 2013). GESTIÓN DEL AGUA El agua se ha convertido en el fluido más ampliamente utilizado en procesos de estimulación hidráulica debido a su fácil manejo, bajo costo y relativamente gran disponibiidad (Olsen et al. 2013). En áreas donde el recurso es escaso puede representar un problema el suministro, y transporte del agua. Usualmente se utilizan unos 5000 m3 de agua en la estimulación de un pozo vertical mientras que uno horizontal requiere unos 15000 m3 de agua para su tratamiento. El fluido de fractura recuperado una vez que el pozo es puesto en producción también resulta un importante aspecto a considerar. En distintos yacimientos se observa que el agua de fractura recuperada (flowback) alcanza salinidades de 10 mil ppm hasta 250 mil ppm constituida principalmente por Cl, SO4, Ca, Na y Mg (Olsen et al. 2013). Puede además contener elementos traza radiactivos, metales pesados y rastros de hidrocarburo. Las opciones respecto a la gestión de estos fluidos residuales generalmente son dos: su disposición en pozos sumideros o su tratamiento y reutilización. Esto dependerá principalmente de las reglamentaciones vigentes, de la disponibilidad de pozos sumideros compatibles para la disposición segura de las salmueras, de la disponibilidad de agua fresca y de las tecnologías disponibles para el tratamiento y reutilización de los fluidos recuperados y sus costos asociados. Para minimizar este impacto en áreas con desarrollo masivo resulta conveniente la instalación de plantas tratadoras del agua para su reutilización.REFERENCIAS CITADASAAGGP, 2013. Hidrocarburos convencionales y no convencionales. Revista electrónica ?Ciencia Hoy?, no. 134.Alexander, T., et al., 2011. Shale Gas Revolution, Oil Field Review, 23, no. 3.Askenazi A., Biscayart P., Cáneva M., Montenegeo S., Moreno M., 2013 Analogía entre la Formación Vaca Muerta y Shale Gas/Oil Plays de EEUU, YPF SA.Bennett, L., et al., 2006, The source for hydraulic fracture characterization: Oilfield review/Schlumberger, 42?57.Boyer, C. Clark, B. Jochen, V. Lewis, R. Miller, C. K., 2011. Shale Gas a Global Resource, Oil Field Review, Schlumberger. 23, no. 3.Curcio, A., Jait D. M., 2013. Valor de la información en reservorios no convencionales, 1º puesto en el 1º concurso de Jovenes Profesionales, SPE international.Davies, R.; Foulger, G.; Bindley, A. and Styles, P., 2013. Induced seismicity and hydraulic fracturing for the recovery of hydrocarbons. Marine and petroleum Geology, 45 . pp. 171-185.Dusseault, M.B., Gray, M.N., and Nawrocki, P.A., 2000. Why Oilwells Leack: Cement Behavior and Long-Term Consequences. SPE International Oil & Gas Conference and Exhibition, Beijin, China, SPE 64733.EIA/ARI, 2013. World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment, U.S. Energy Information Administration, U.S. Department of Energy.Gibson, G.& Sandiford, M., 2013 Seismity & induced earthquakes. NSW Chief Scientist and Engineer (OCSE).Lanusse, I., Garcia, D., Di Benedetto, M., Bottesi, G. 2012. Vaca Muerta Formation: From World Class Source Rock to World Class Shale Play. American Association of Petroleum Geologists. International Conference 2012, Buenos Aires.Maxwell S.C., Shemeta, J., Campbell, E., Quirk, D., 2008. Microseismic Deformation Rate Monitoring, SPE 116596.Olsen, D.K., Weitner, M., Olson D.C., Perino J.O. & Womack D.M. 2013. Smart Water Management as part of supply chain logistic for source rock development. Midle East Intelligent Energy Conference and Exhibition, SPE International, Dubai.Sagasti, G., Ortiz, A. ,Hryb, D, Foster, M. and Lazzari, V. 2014. Understanding Geological Hetereogeneity to Customize Field Development: An Example From the Vaca Muerta Unconventional Play, Argentina. Unconventional Resources Technology Conference (URTeC), Denver, Colorado, USA. Soldo, J.C., 2013. Análisis del riesgo potencial ocasionado por las estimulaciones hidráulicas y su relación con los eventos sísmicos de mayor escala. Informe técnico interno, YPF SA.Uwiera-Gartner, M. 2013. Groundwater Considerations of Shale Gas Developments Using Hydraulic Fracturing: Examples, Additional Study and Social Responsibility. Society of Petroleum Engineers.