Barnett Shale - Barnett Shale

Barnett Shale
País Estados Unidos
Região Bend Arch-Fort Worth Basin , Texas
Costa fechada Costa aberta Em terra
Operadores Devon , Total , GEV Group , EOG , XTO , Range Resources , EnCana , ConocoPhillips , Quicksilver , Chief Oil and Gas , Denbury
Histórico de campo
Descoberta Década de 1980
Início de produção 1999
Produção
Gás estimado no local 2,1–30 × 10 12 pés cúbicos
(59–850 × 10 9  m 3 )
Produzindo formações Barnett Shale
Barnett Shale - estratigrafia

O Barnett Shale é uma formação geológica localizada na Bend Arch-Fort Worth Basin . Consiste em rochas sedimentares que datam do período do Mississippian (354–323 milhões de anos atrás) no Texas . A formação é a base da cidade de Fort Worth e de 5.000 mi² (13.000 km²) e pelo menos 17 condados .

Em 2007, alguns especialistas sugeriram que o xisto de Barnett poderia ter as maiores reservas produzíveis de qualquer campo de gás natural em terra nos Estados Unidos . Pensa-se que o campo tenha 2,5 × 10 12  pés cúbicos (71 km 3 ) de gás natural recuperável e 30 × 10 12  pés cúbicos (850 km 3 ) de gás natural no local. O petróleo também foi encontrado em menor quantidade, mas suficiente (com altos preços do petróleo) para ser comercialmente viável. ^^

O Barnett Shale é conhecido como um reservatório de gás "apertado", indicando que o gás não é facilmente extraído. O xisto é muito impermeável e era virtualmente impossível produzir gás em quantidades comerciais a partir dessa formação até que as empresas de petróleo e gás aprendessem como usar efetivamente o fraturamento hidráulico maciço na formação. O uso de perfuração horizontal melhorou ainda mais a economia e tornou mais fácil extrair gás de áreas subdesenvolvidas.

O desenvolvimento futuro do campo será dificultado em parte pelo fato de que grande parte do campo está em áreas urbanas, incluindo o Metroplex Dallas-Fort Worth , em rápido crescimento . Alguns governos locais estão pesquisando meios pelos quais podem perfurar em terras públicas existentes (por exemplo, parques) sem interromper outras atividades para que possam obter royalties sobre quaisquer minerais encontrados, enquanto outros estão buscando compensação de empresas de perfuração por danos às estradas causados ​​por veículos com excesso de peso (muitas das estradas são rurais e não foram projetadas para uso por equipamentos pesados). Além disso, a perfuração e a exploração geraram controvérsia significativa devido aos danos ambientais, incluindo a contaminação das fontes de água subterrâneas.

Nome

A formação recebeu o nome de John W. Barnett , que se estabeleceu no condado de San Saba no final do século 19, onde nomeou um riacho local de Barnett Stream. No início do século 20, durante uma expedição de mapeamento geológico , os cientistas notaram um xisto preto e rico em material orgânico em um afloramento próximo ao riacho. O xisto foi, consequentemente, denominado Xisto Barnett.

O xisto Barnett tem atuado como fonte e rocha de cobertura de vedação para os reservatórios de petróleo e gás mais convencionais na área.

História de Newark, Campo de Gás do Leste

Mapa de poços de gás em Barnett Shale, Texas
Produção de gás de Barnett Shale

Os poços de gás que produzem a partir de Barnett Shale da bacia de Fort Worth são designados como Newark, East Gas Field pela Texas Railroad Commission . De 2002 a 2010, o Barnett foi a fonte mais produtiva de gás de xisto nos Estados Unidos; agora é o terceiro, atrás da Formação Marcellus e do Haynesville Shale . Em janeiro de 2013, o Barnett produziu 4,56 bilhões de pés cúbicos por dia, o que representou 6,8% de todo o gás natural produzido nos EUA.

Anos Discovery e Mitchell Energy

O campo foi descoberto em 1981 quando a Mitchell Energy perfurou e completou o CW Slay # 1 perto de Newark, Texas , no condado de Wise . O poço foi perfurado verticalmente, completado com uma fratura de espuma de nitrogênio e não produziu gás suficiente para causar qualquer excitação.

Apesar da baixa taxa de produção, o proprietário da Mitchell Energy, George P. Mitchell, estava convencido de que poderia encontrar uma maneira melhor de produzir gás a partir do Barnett. Mitchell perseverou por anos em face das baixas taxas de produção em seus poços iniciais, baixos preços do gás e baixa lucratividade. Comentaristas da indústria escreveram que poucas, se alguma, outras empresas teriam continuado a perfurar poço após poço em Barnett Shale. Mitchell é amplamente creditado por fazer pessoalmente um sucesso com o xisto de Barnett e, assim, criar o boom de produção de gás em Barnett e, quando outras empresas imitaram suas técnicas, muitos outros sucessos de gás de xisto e óleo restrito nos Estados Unidos e em outros países .

Incrementalmente, a Mitchell Energy encontrou maneiras de aumentar a produção. No início, Mitchell abandonou a fratura de espuma, que tinha sido usada com algum sucesso nos xistos da Bacia dos Apalaches, e descobriu que as fraturas de gel funcionavam melhor no Barnett. Em 1986, a Mitchell Energy aplicou a primeira fratura hidráulica maciça, uma fratura em gel, ao xisto Barnett.

Em 1991, a Mitchell Energy, com subsídio do governo federal, perfurou o primeiro poço horizontal em Barnett, mas o experimento não foi considerado um sucesso. Só em 1998 Mitchell perfurou mais dois poços horizontais; foram sucessos técnicos, mas fracassos econômicos. A quarta e última tentativa horizontal de Mitchell foi feita em 2000, mas teve problemas de perfuração e foi abandonada.

O maior avanço no Barnett veio em 1997, quando o engenheiro de petróleo da Mitchell Energy Nick Steinsberger sugeriu que uma fratura slickwater, que estava sendo usada com sucesso por outras empresas em poços para o arenito do vale do algodão do leste do Texas, poderia funcionar melhor no xisto de Barnett do que as fraturas de gel. Indo contra a sabedoria convencional e mudando para a fratura slickwater, a Mitchell Energy não apenas reduziu o custo de conclusão dos poços em $ 75.000 para $ 100.000, mas também aumentou drasticamente a recuperação de gás. Mitchell tentou comprar mais arrendamentos na área antes que a notícia se espalhasse, mas logo muitos outros operadores começaram a comprar arrendamentos e perfurar poços de Barnett, no que tinha sido até então essencialmente uma peça da Mitchell Energy.

Outros operadores participam

A Mitchell Energy tinha um quase monopólio na perfuração de poços de xisto de Barnett nos primeiros anos do campo. Em 1995, por exemplo, Mitchell completou 70 poços Barnett, enquanto todas as outras operadoras combinadas completaram três. Em grande parte, isso se devia ao fato de o Barnett ser economicamente marginal: de acordo com um ex-CEO, Mitchell investiu cerca de US $ 250 milhões no Barnett de 1981 a 1997 e não recuperou seus custos. Mas depois de 1997, os concorrentes perceberam que Mitchell havia descoberto como extrair gás de forma lucrativa, eles também começaram a comprar arrendamentos e perfurar poços Barnett, em um ritmo que Mitchell não conseguia igualar. Em 2001, pela primeira vez, Mitchell completou menos da metade dos poços de xisto de Barnett (258 poços, contra 260 de outros operadores).

George Mitchell vendeu a Mitchell Energy para a Devon Energy em 2002.

Com a ajuda de uma melhor tecnologia de perfuração, das dificuldades de perfuração perto de áreas povoadas e dos preços mais altos do gás na década de 2000, os poços horizontais se tornaram mais econômicos e práticos e, em 2005, os novos poços horizontais superaram os novos poços verticais em Barnett pela primeira vez. Em 2008, 2.901 poços horizontais foram concluídos em Barnett, contra apenas 183 poços verticais.

Pensava-se que apenas algumas das seções mais grossas perto de Fort Worth seriam capazes de sustentar a perfuração econômica, até que novos avanços na perfuração horizontal foram desenvolvidos na década de 1980. Técnicas como fraturamento ou "fracking" de poços, utilizadas pela Mitchell Energy, abriram a possibilidade de uma produção em maior escala. Mesmo com novas técnicas, perfurações significativas não começaram até que os preços do gás aumentaram no final da década de 1990.

Status atual

Em 2012, o Newark, East Field se estendeu para 24 condados, com licenças emitidas para poços em um condado 25, Hamilton . O campo tinha mais de 16.000 poços produtores. A produção de gás em 2011 foi de 2,0 trilhões de pés cúbicos. O campo era o maior produtor de gás do Texas e representava 31% da produção de gás do Texas. As reservas provadas no final de 2011 eram de 32,6 trilhões de pés cúbicos de gás e 118 milhões de barris de óleo ou condensado.

Conclusão do poço

Plataforma de perfuração de gás de xisto Barnett perto de Alvarado, Texas (2008)

Dois desenvolvimentos principais em design e completação de poços fomentaram o desenvolvimento do Xisto Barnett. São perfuração horizontal e fraturamento hidráulico.

Perfuração horizontal

A perfuração horizontal aumentou o potencial do xisto de Barnett como uma importante fonte de gás natural . A perfuração horizontal mudou a forma como a perfuração de petróleo e gás é feita, permitindo que os produtores acessem reservatórios que, de outra forma, eram muito finos para serem economicamente viáveis ​​por meio da perfuração vertical. Grande parte do gás em Barnett Shale está abaixo da cidade de Fort Worth . A nova tecnologia atraiu várias empresas produtoras de gás.

Além do alcance estendido, a perfuração horizontal aumenta drasticamente a produção. Em rochas "compactas" (baixa permeabilidade) como o xisto de Barnett, o gás usa fraturas para sair da rocha e entrar no poço . As fraturas podem ser naturais ou induzidas (veja abaixo). Um poço horizontal expõe mais rocha (e, portanto, mais fraturas) ao furo de poço, porque geralmente é projetado com a porção horizontal do poço na formação produtiva.

Em 2005-2007, a perfuração horizontal em Barnett Shale estendeu-se ao sul até os condados de Johnson , Hill e Bosque , com uma taxa de sucesso de 100% em poços concluídos. Um poço vertical experimental está sendo perfurado no condado de McLennan (perto de Waco ) para avaliar o potencial de perfuração ao longo de Ouachita Fold , uma barreira geológica que define o limite sul do Barnett Shale.

Embora poços horizontais sejam agora a norma, no início de 2013, alguns poços verticais ainda estavam sendo perfurados em Barnett.

Fraturamento hidráulico

O fraturamento hidráulico realizado no Xisto Barnett é feito bombeando uma mistura de água, areia e vários aditivos químicos (para afetar a viscosidade , taxas de fluxo, etc.) no furo do poço a uma pressão suficiente para criar e propagar uma fratura no ao redor da formação rochosa no fundo do poço. Isso é crucial em rochas de baixa permeabilidade, pois expõe mais da formação ao furo do poço e maiores volumes de gás podem ser produzidos pela área de superfície aumentada. Sem o fraturamento hidráulico, os poços não produziriam a uma taxa economicamente viável.

Em 1997, Nick Steinsberger, um engenheiro da Mitchell Energy (agora parte da Devon Energy ), aplicou a técnica de fraturamento slickwater, usando mais água e pressão de bomba mais alta do que as técnicas de fraturamento anteriores, que foram usadas no leste do Texas em Barnett Shale no norte do Texas . Em 1998, a nova técnica provou ser bem-sucedida quando os primeiros 90 dias de produção de gás do poço SH Griffin No. 3 ultrapassaram a produção de qualquer um dos poços anteriores da empresa.

Cientistas da Escola de Geociências Jackson da Universidade do Texas em Austin , que trabalharam em estreita colaboração com empresas produtoras para desenvolver a peça de Barnett, também veem potencial para conflito em algumas partes de Barnett, onde o uso de água para fraturamento hidráulico pode competir com outros usos como beber e agricultura.

O processo de fraturamento hidráulico gera críticas significativas. Os oponentes alegam que é monitorado de forma inadequada e representa ameaças significativas à qualidade da água e do ar nas áreas circundantes, e citam um número crescente de incidentes de metano em poços de água próximos.

Impacto econômico

Em setembro de 2008, os produtores de gás disseram que os bônus pagos aos proprietários de terras nos condados do sul variavam de $ 200 a $ 28.000 por acre ($ 500-69.000 / ha), os preços mais altos sendo pagos pela Vantage Energy no outono de 2008. Pagamentos de royalties no Faixa de 18–25%. Um arrendamento no Condado de Johnson agora tem 19 poços permitidos.

Um artigo do Fort Worth Star-Telegram relatou que mais de 100.000 novos arrendamentos foram registrados no Condado de Tarrant em 2007. Os termos dos arrendamentos recentes incluíram $ 15.000 por acre ($ 37.000 / ha) e 25% de royalties para proprietários de casas em Ryan Place, Mistletoe Heights e Berkley, no lado sul de Fort Worth, e US $ 22.500 por acre e royalties de 25% para um grupo de proprietários no sul de Arlington . Artigos mais recentes no Fort Worth Weekly relatam que muitos contratos de locação assinados não foram honrados, com locadores alegando que foram pagos significativamente menos do que o prometido ou nem foram pagos.

Os defensores da indústria do petróleo afirmam que até 2015 o xisto de Barnett pode ser responsável por mais de 108.000 empregos. Os críticos dizem que as receitas fiscais podem ser compensadas pelos custos de limpeza de subprodutos tóxicos da perfuração de gás, como benzeno e material radioativo natural (NORM). Grupos ambientalistas pressionaram os reguladores estaduais a começarem a forçar limpezas. A Aliança de Cidadãos de San Juan entrou com uma ação para forçar a EPA a endurecer os regulamentos. Ed Ireland, do Barnett Shale Energy Council (um grupo de defesa da indústria), disse acreditar que a regulamentação aumentará no governo Obama; em 2012, esse não era o caso.

Um estudo de 2011 para a Câmara de Comércio de Fort Worth concluiu que o desenvolvimento de Barnett Shale foi responsável por 119.000 empregos no Texas, 100.000 deles na região de Fort Worth.

Uma rede de gasodutos expandida para transportar o gás até o mercado está sendo buscada. A conclusão de um gasoduto de transmissão de gás natural de 42 polegadas (1.100 mm) através do Condado de Hill pode abrir novas áreas para perfuração.

Reservas provadas

  • 2010, US Energy Information Administration: 31,0 trilhões de pés cúbicos de gás
  • 2011, US Energy Information Administration: 32,6 trilhões de pés cúbicos de gás, 118 milhões de barris de petróleo

Operadores no Barnett

De acordo com a Texas Railroad Commission , em 2012 havia 235 operadores (empresas que gerenciam poços produtores) no xisto de Barnett. Em termos de volumes de gás produzidos, os dez principais operadores, em ordem decrescente de produção de gás, foram:

Geografia de Barnett Shale

O xisto Barnett foi classificado nas áreas de produção "Core" e "Non-Core". Até o momento, a produção se concentrou na área do núcleo, onde o xisto é mais espesso e a incerteza é reduzida. Isso permite que os poços sejam perfurados a preços de gás ligeiramente mais baixos do que aqueles em áreas não essenciais.

Essencial

Non-core

Operadores, como EOG Resources , Gulftex Operating, Inc e Devon Energy , declararam em relatórios públicos em meados de 2005 que estimam que de um terço a metade das terras nos condados que contêm o xisto de Barnett, incluindo os mais prospectados condados como Johnson e Tarrant, terão poços. Houve poucos furos secos, porque tecnologias como o 3D Seismic permitem que os operadores identifiquem perigos potenciais antes de perfurar e evitar áreas ruins. Alguns dos perigos incluem falhas e características cársticas (sumidouros). As falhas podem desviar o fraturamento hidráulico, reduzindo sua eficácia, e os recursos cársticos podem conter água em abundância que limita a produção de gás.

Controvérsia

Vários grupos em comunidades nas quais poços de gás foram localizados se queixaram de alto risco de acidentes catastróficos, e alguns alegam que já ocorreram acidentes, incluindo vários que resultaram em mortes.

Alguns grupos ambientais e residentes do norte do Texas expressaram preocupação com os efeitos da perfuração na qualidade do ar e da água nas áreas ao redor dos poços e dutos.

Em 2010, a Agência de Proteção Ambiental (EPA) emitiu uma ordem de emergência contra a Range Resources , declarando que as atividades de perfuração da empresa em Parker County, Texas, haviam contaminado pelo menos dois poços residenciais de água potável. A empresa negou as acusações e disse que a presença de metano era resultado da migração que ocorre naturalmente e apareceu em poços de água próximos muito antes da Range perfurar seus poços de gás. No entanto, após uma audiência da Texas Railroad Commission (TRRC) em janeiro de 2011 , a equipe do TRRC concluiu que, com base na composição química, o gás nos poços de água vinha da formação rasa de Strawn, em vez do xisto Barnett mais profundo, no qual os poços de Range estavam concluído. Eles também concluíram que os testes de pressão da Range mostraram integridade mecânica do invólucro. A EPA e os dois proprietários foram convidados a apresentar evidências na audiência do TRRC, mas não o fizeram. Em março de 2012, a EPA retirou sua ordem contra Range.

O prefeito de Dish, Texas, reclamou que a poluição do ar de uma estação de compressão de gás natural estava adoecendo sua família. No entanto, em maio de 2010, o Departamento de Serviços de Saúde do Estado do Texas divulgou resultados de qualidade do ar para DISH, incluindo testes de amostras de sangue e urina de 28 residentes DISH que foram testados para compostos orgânicos voláteis (VOCs). A agência concluiu: “As informações obtidas nesta investigação não indicaram que as exposições em toda a comunidade de poços de gás ou estações de compressão estavam ocorrendo na população da amostra. Esta conclusão foi baseada no padrão de valores de VOC encontrados nas amostras. Outras fontes de exposição, como tabagismo, a presença de subprodutos desinfetantes na água potável e produtos relacionados ao consumidor ou ocupacionais / passatempos, podem explicar muitas das descobertas. ”

Os reguladores ambientais do Texas e a EPA ordenaram que a Comissão de Qualidade Ambiental do Texas comece a investigar reclamações de perfuração no local dentro de 12 horas após o recebimento.

Numerosos processos judiciais contra as empresas que operam em Barnett Shale alegam que as empresas renegaram os pagamentos de arrendamento prometidos, alteraram acordos posteriormente, ou deixaram de cumprir seus compromissos com os arrendadores de terras no xisto.

Legado

O potencial de lucro do jogo de gás de xisto de Barnett estimulou as empresas a buscar outras fontes de gás de xisto nos Estados Unidos . Outros prospectos de gás de xisto nos Estados Unidos incluem Antrim Shale em Michigan , Fayetteville Shale em Arkansas , Marcellus Shale em Appalachia, Woodford Shale em Oklahoma, Ohio Shale em Kentucky e West Virginia e Haynesville Shale em Louisiana e East Texas .

Veja também

Referências

links externos

Bibliografia

Coordenadas : 33 ° N 98 ° W 33 ° N 98 ° W /  / 33; -98