Artículo
16 de noviembre de 2022
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO – AVANCE CIENTÍFICO DE LA INDUSTRIA PETROLERA
Por: Alberto Moncada[1]
“(…) para saber el qué hacer y por tanto cómo construir la política pública (¿?), tenemos que recurrir a la ciencia tal cual hoy existe y tal cual hoy nos habla, (…)” Gustavo Petro [2]
Existen dos tipos de fracturamiento hidráulico en pozos petroleros. El primero se viene aplicando en la industria petrolera mundial desde mediados del siglo pasado; en Colombia se inició en el Pozo Infantas 167 en 1950 y se continuó utilizando en pozos verticales como un proceso de estimulación, autorizado por la regulación técnica existente, para mejor las condiciones de flujo de formaciones de areniscas y calizas apretadas, así como también para la producción de gas asociado a mantos de carbón.
El segundo tipo de fracturamiento hidráulico es el que se lleva a cabo en yacimientos de rocas generadoras de hidrocarburos como son las Lutitas de petróleo y gas (oil & gas sales) y que por su poca porosidad y permeabilidad requiere de un Fracturamiento Hidráulico múltiple en Pozos Horizontales (FH-PH) para lograr obtener producción económicamente explotable. Esta técnica le permitió a Estados Unidos alcanzar la autosuficiencia petrolera y su aplicación en China y Argentina ha mostrado excelentes resultados. En Colombia, a la fecha, no se ha desarrollado operación alguna para la explotación de Lutitas de petróleo y gas, (oil & gas Shales).
En el siglo XIX las fuentes de energía eran la leña, el bagazo, el carbón y la hidroelectricidad a pequeña escala, pero cuando el caudal de las aguas disminuía era necesario sustituirla por máquinas de vapor utilizando carbón para mover los generadores. Ya a comienzos del siglo XX, surgió la transición energética hacia la utilización generalizada de los hidrocarburos y que junto con el carbón permitieron un desarrollo económico más acelerado de la humanidad.
¿Por qué se llegó al fracturamiento hidráulico multietapa en las Lutitas o yacimientos de rocas generadoras?
Los combustibles fósiles fueron la fuente de la energía de la humanidad a partir del siglo XX y las reservas estaban mayormente ubicadas donde había menos consumo, la energía nuclear fracasó y por ser los hidrocarburos un recurso natural no renovable en yacimientos convencionales, estos se agotaban poniendo en peligro la seguridad energética de los países desarrollados y en especial la de los Estados Unidos.
En 1976 el Departamento de Energía de EE. UU había iniciado la investigación para determinar la posibilidad de la explotación de los hidrocarburos en las rocas generadoras y desde 1984 cuando se creía que la producción de petróleo en Estados Unidos había alcanzado su pico máximo, los combustibles que necesitaba el país dependían cada día más de las importaciones. Había que hacer algo y urgente.
A finales de la década de los 90, Mitchell Energy (George Mitchell) logró producción comercial de gas de las LUTITAS BARNET al Norte de Texas, dando así inicio a la aplicación del fracturamiento hidráulico multietapa en pozos horizontales, procedimiento que se presentó como una tecnología disruptiva ya que transformó el panorama mundial del mercado petrolero.
Los proyectos iniciales de la explotación de las Lutitas en los Estados Unidos se realizaron como una medida desesperada para evitar la creciente dependencia petrolera de las importaciones, que ponían su seguridad energética en manos de los países productores. Tal como está sucediendo hoy en Europa Occidental. La urgencia de estas operaciones condujo a un relajamiento de la protección del medio ambiente y en prácticas poco rigurosas en la construcción de los pozos, circunstancias que llevaron a las organizaciones ambientalistas a presentar argumentos en contra, al demostrar que esta práctica causaba daños significativos a las aguas superficiales y del subsuelo.
Entre el 2006 y 2008 se perforaron en Estados Unidos 32.000 pozos exploratorios y a partir del año 2009 la producción de petróleo y gas empezó a incrementarse, transformándolo de importador a exportador neto de hidrocarburos, colocándolo en el 2018 como el primer productor mundial de petróleo y gas, muy por encima de Arabia Saudita y Rusia.[3] Los resultados son bastante notorios, en el 2019 la producción de gas de LUTITAS representaba el 70% de la producción total y la de petróleo el 60%.”[4]
Actualmente la regulación para la explotación de estos yacimientos obliga a los operadores a tomar todas las medidas necesarias para evitar cualquier contaminación que pueda causar los fluidos de fractura o de producción, con alertas tempranas para suspender o cancelar las operaciones.
Ante la presión de los grupos ambientalistas en contra del fracturamiento hidráulico, el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE por sus siglas en inglés) y el Laboratorio Tecnológico Nacional de Energía (NETL), con la participación de la academia y trece compañías operadoras y de servicios petroleros,[5] realizaron una serie de pruebas y experimentos en la prolífica cuenca Permian cerca de la ciudad de Midland (Texas) en la formación sedimentaria que se conoce con el nombre de Wolfcamp,[6] para evaluar, no solamente la tecnología del fracturamiento hidráulico, sino también su impacto en las aguas subterráneas y el medio ambiente. Las pruebas se llevaron a cabo entre entre febrero 2015 y enero 2017, con una inversión de 25 millones de dólares.
En los aspectos relacionados con el medio ambiente, se diseñó un plan ambiental que incluía líneas base de sismicidad, calidad del aire y aguas subterráneas. Para el monitoreo del agua subterránea existente en la zona, la compañía Laredo Petroleum tomó agua de 5 pozos en los cuales fueron instalados equipos, para registrar variaciones en el nivel del agua y permanentemente tomaron muestras para evaluar su calidad, presencia de sólidos o contaminantes que pudieran provenir de los químicos inyectados con el fluido de fracturamiento o de los fluidosalmacenado en las formaciones.
Se perforaron 11 pozos a una profundidad vertical de 2.400 metros y una longitud horizontal de 2.900 metros. Se realizaron 400 etapas etapas de fractura en las secciones horizontales de los pozos, un promedio 36 etapas de fracturamiento por pozo. Este número de fracturamientos permitió probar, en forma exhaustiva, los efectos e impactos sobre las formaciones rocosas y el medio ambiente.
Para evaluar los aspectos técnicos, físicos y de eficiencia de las fracturas inducidas y naturales, así como el plano de propagación de las fracturas en la roca y valorar el rendimiento individual de cada etapa de fracturamiento, fue extraído un núcleo de 180 metros de roca a través de un pozo direccional a través de la zona fracturada. Con esta información se optimizará la eficiencia del fracturamiento en los pozos horizontales.[7]
Es el conjunto de datos obtenidos hasta la fecha, han proporciona evidencias científicas y técnicas fundamentales para comprender las fracturas, validar y desarrollar modelos y estimar como el análisis predictivo puede reducir los riesgo asociados a estos procesos.
Desde el punto de vista ambiental, las evaluaciones y monitoreo de la calidad del aire y del agua subterránea, indican que las actividades y operaciones realizadas en el sitio de prueba tuvieron un impacto mínimo en las concentraciones locales de emisiones. El análisis de la calidad del agua del subsuelo no encontró evidencias de la migración del gas natural, químicos o del agua producida al acuífero subterráneo. Tampoco fue observada la presencia de sismicidad inducida por las 400 etapas de fracturamiento.
En cuanto a las afectaciones a la salud por presencia de metano y compuestos BTEX (Benceno, Tolueno Etilbenceno y Xileno), las concentraciones de estos compuestos se mantuvieron en niveles similares a los de la línea base con excepción de las medidas registradas de benceno y tolueno durante flujo de retorno que fueron elevadas.
El debate en Colombia por la aplicación de la técnica del Fracturamiento Hidráulico en Pozos Horizontales (FH-PH) en los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) se ha politizado y las posiciones se han radicalizado. Llama la atención que cuando se quiere resolver sobre el manejo y aprovechamiento de los recursos de hidrocarburos almacenados en la Lutitas de la Formación La Luna en el Valle Medio del Magdalena con características excepcionales para contener volúmenes muy importantes de reservas de hidrocarburos, que de acuerdo conEcopetrol pueden llegar a la no despreciable volume de 2.400 a 7.000 millones de barriles de petróleo equivalente. (15% gas), no se acude al desarrollo tecnológico y operacional que este procedimiento ha experimentado a nivel internacional en los últimos dos décadas y más bien se hace una recopilación de todos los problemas operacionales que se experimentaron en Estados Unidos cuando se inició la aplicación de esta técnica y a los problemas históricos que han ocurrido en nuestro país en la industria petrolera y que no tienen relación alguna con las incertidumbres que se quieren resolver.
Ante este panorama es necesario acudir a la ciencia con un enfoque centrado en el desarrollo sostenible y dentro del marco de la transición energética a “una economía descarbonizada y donde el gas natural jugará un papel muy importante dentro del plan de desarrollo” del actual gobierno.[8]
Los PPII son el resultado de estudios técnicos y científicos, no solo de Ecopetrol, sino de la comunidad científica. Es así como, el gobierno nacional convocó, a finales del 2018, “a un grupo multidisciplinario de académicos y expertos con el objeto de conocer las preocupaciones de la comunidad donde se realizarían las técnicas del fracturamiento hidráulico, revisar los procedimientos y posibles mejoras en las prácticas operacionales y presentar sus recomendaciones acordes con la realidad geo-científicas, sociales y económicas del país.”[9]
Después de investigar y analizar las tareas asignadas, la Comisión Interdisciplinaria recomendó los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), con carácter experimental de naturaleza científica y técnica sujetos a las más estrictas condiciones de diseño, ejecución y evaluación, con la participación de las comunidades, la academia, las entidades del Estado, las asociaciones de profesionales del sector y la industria para así garantizar transparencia, generar confianza y tomar decisiones basadas en la evidencia científica y no en argumentos apasionados alejados de la discusión racional y de la ciencia.
El debate llegó al Consejo de Estado el 23 de agosto del 2016 por demanda que solicitaba medida cautelar o suspensión del Decreto 3004 de 2012 y la Resolución MME 90341 de 2014, normas que regulaban la exploración y explotación de los yacimientos no convencionales en el país. El 17 de septiembre de 2019, la Sala Plena de la Sección Tercera, confirmó la suspensión de las normas demandadas, con la advertencia de que esa medida no impedía la realización de los “Proyectos Piloto de Investigación Integral –PPII–”, recomendados por la Comisión Interdisciplinaria Independiente de Expertos convocada por el Gobierno Nacional y bajo las condiciones señaladas por dicha Comisión.
Después de cerca de seis años de un debate técnico, científico y jurídico para definir la conveniencia o no de aplicar esta técnica en el País, el Consejo de Estado finalmente el 7 de julio de 2022 “ordenó el levantamiento de la medida cautelar de suspensión provisional de los actos demandados decretada mediante auto del 8 de noviembre de 2018.”[10] Al analizar el auto del Consejo de Estado “la respuesta hay que recogerla de la ciencia, no tenemos otro agarradero racional posible, lo demás es prejuicio”[11]
Para cumplir con las condiciones recomendadas por la Comisión Interdisciplinaria, el gobierno nacional a través de sus organismos regulatorios, emitieron una serie de resoluciones y reglamentos con el objeto de establecer y desarrollar los lineamientos técnicos que aseguren un adecuado diseño de los pozos, estrictos procedimientos de perforación , completamiento, operaciones de fracturamiento, manejo de fluidos de perforación, fractura y producción, disposición y tratamiento del agua de producción y cortes de perforación, seguimiento a las condiciones ambientales a través de líneas base antes, durante y al final de las operaciones, así como el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la licencia ambiental y social. Esta regulación también incluye el monitoreo de sismicidad, presencia de metano, compuestos BTEX y material radioactivo, todo ello con alertas tempranas para suspender o cancelar las operaciones.[12]
Por otra parte, ya está asegurada la participación de las comunidades a través de las Mesas Territoriales de Dialogo y Seguimiento, la Academia tendrá participación en la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, así como en el Comité Evaluador donde también hay presencia de la sociedad civil.
Es importante señalar que, en el caso de las comunidades su participación va más allá de simples espectadores, con la adecuada capacitación que han recibiendo, les permitirá realizar una intervención informada durante el diseño y la ejecución de los pilotos, identificando los parámetros críticos que deben ser monitoreados en cada sitio, para garantizar un manejo riguroso de los riesgos e impactos ambientales. Solo así se logrará construir entre todos un ambiente de credibilidad y mutua confianza que redunde en mayor bienestar y progreso regional y nacional.
Ningún proyecto en Colombia ha tenido la severidad regulatoria como la establecida para los PPII. Vale la pena mencionar que si después de completar estas pruebas, el Comité Evaluador llega a la conclusión que la explotación de estos yacimientos es factible, desde el punto de vista ambiental, social, técnico y científico, el gobierno debe establecer una nueva regulación para esta etapa.
Después de más de veinte años de estar utilizando la técnica del FH-PH en yacimientos de roca generadoras o Lutitas, las nuevas evidencias científicas, los procedimientos operacionales, herramientas y la utilizando químicos más amigables con el ambiente, han mejorado considerablemente y han demostrado en Estados Unidos y Argentina que los riesgos e impactos que pueden generar esta técnica son controlables si se aplican las mejores prácticas de la ingeniería y se diseñan adecuadamente los pozos.
Estas evidencias científicas, la regulación establecida para la ejecución de los proyectos piloto, la participación de la comunidad, la academia y la sociedad civil, junto con la información geológica ya disponible en las áreas seleccionadas, permiten concluir que la realización de los PPII es el primer paso para poder definir científicamente si la técnica del FH-PH es factible en Colombia y específicamente en la Formación La Luna en las cuenca sedimentariadel Valle Medio del Magdalena.
Argentina está desarrollando la explotación de hidrocarburos de yacimientos no convencionales en roca generadora o Lutitas sin haber reportado afectaciones a la salud o el ambiente y asegurando su autoabastecimiento en suministro de gas natural. Colombia está mejor preparada para afrontar este reto que ayudará indudablemente a la transformación energética, ya que el gas es el principal combustible para mantener nuestra seguridad energética y obtener de “la economía fósil (…) los recursos financieros para transitar a la economía descarbonizada”[13] con nuevas energías limpias, solar, eólica, hídrica en pequeña escala y posiblemente nuclear.
El desarrollo de los descubrimientos de gas costa afuera tomaría como mínimo 5 años si se logra construir las instalaciones de producción en plataformas flotantes y se acelera la construcción del gasoducto submarino. La instalación de la planta de regasificación del Buenaventura tomaría 7 años entre el periodo de licitación, adjudicación y licencia social y construcción del gasoducto entre Buenaventura y Yumbo.
Si los PPII demuestran que, la explotación de los recursos petroleros de las Lutitas en el Valle Medio del Magdalena es factible, el inicio de la producción tendría un periodo mucho más corto que las opciones del desarrollo del gas costa afuera o la instalación de la planta de regasificación, ya que el sitio de perforación de los pozos esta localizado a pocos kilómetros del sistema de transporte de gas del país.
Noviembre de 2022.
[1] Ingeniero de Petróleos UIS 1970, Matrícula 023 del CPIP, Especialista en Derecho Minero Energético U Externado de Colombia 2000. Docente U Externado desde 2002.
[2] Palabras del presidente Gustavo Petro en la instalación del XXIV Congreso NATURGAS. Cartagena, octubre 5 de 2022
[3] El Informe “BP STATISTICAL REVIEW OF WORD ENERGY 2022” muestra que en el 2021 EE. UU. produjo 16,6 millones de barriles de petróleo por día (MBPD), mientras que Arabia Saudita produjo 10,9 MBPD y Rusia 10,9 MBPD. En gas: EE. UU reporta una producción de 934,2 Billones de metros cúbicos, Arabia Saudita 117,3 (BM3) y Rusia 701,7 (BM3). www.bp.com.
[4] Análisis de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII). Alberto Moncada. Blog del Sector Minero – Energético. 5 noviembre de 2021 Universidad Externado de Colombia. https://boletinmineroenergetico.uexternado.edu.co
[5] Core Laboratories, Devon, Discovery Natural Resources, Encana, Energen, ConocoPhillips, Shell, Halliburton, Chevron, SM Energy, ExxonMobil, TOTAL, Pioneer, the University of Texas at Austin and the Unconventional Resources Technology Conference (URTeC.)
[6] Hydraulic Fracturing Test Site (HFTS) – Project Overview and Summary of Results. Jordan Ciezobka1*, James Courtier2, Joe Wicker2, 1. Gas Technology Institute, 2. Laredo Petroleum, Inc. URTeC 2018: 2937168
Environmental Impact Analysis on the Hydraulic Fracture Test Site (HFTS). Sarah Eisenlord*1, Thomas Hayes1, Kent Perry1; 1. Gas Technology Institute, DesPlaines, IL. URTeC 2018: 2900727
[7] Department of Energy USA https://netl.doe.gov/node/1989. Hydraulic Fracturing Test Site (HFTS)-Project Number DE-FE0024292. Last Reviewed Dated Wed, 06/01/2022 – 12:00
[8] Ibidem 1
[9] Informes sobre efectos ambientales (bióticos, físicos y sociales) y económicos de la exploración de hidrocarburos en áreas con posible despliegue de técnicas de fracturamiento hidráulico de roca generadora mediante perforación horizontal. Comisión Interdisciplinaria Independiente, Bogotá abril de 2019.
[10] Consejo de Estado – Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera, Sala Plena. Consejo Ponente: José Roberto Sáchica Méndez
[11] Ibidem 1
[12] Decreto 328/20, Resoluciones MME 40185/20 y 40011/21, Resolución MME-MI 0904/20, Acuerdo ANH 006/20, Resolución MADS 0821/20, Resolución SGC D-304/20 (sismicidad), Lineamientos técnicos para el procedimiento de muestreo y análisis de materiales Ron (radioactivos) en los PPII enero/21
[13] Ibidem 1