El estado de Texas (Estados Unidos) tiene un problema creciente. No es un secreto: ha sido una gran noticia durante años, ya que los reguladores electos de la Comisión de Ferrocarriles de Texas se han visto sometidos a una presión cada vez mayor para que tomen medidas para reducir los altos volúmenes de gas natural que la industria ha estado quemando, especialmente en el Pérmico. Cuenca en los últimos años.
Los volúmenes de quema se han reducido significativamente durante 2020, principalmente debido al cierre de miles de pozos como resultado del colapso del proceso petrolero y otros impactos de la pandemia de COVID-19. Pero eso es solo un alivio temporal: esos volúmenes están aumentando nuevamente en los últimos meses, ya que la mayoría de esos pozos se han vuelto a poner en producción en respuesta a la mejora de los precios.
El estado está en conflicto al respecto. Los reguladores realmente no quieren obligar a los productores a cerrar pozos que generan miles de millones en ingresos fiscales para los gobiernos estatales y locales, o impactar innecesariamente una industria que apoya millones de empleos bien remunerados para los ciudadanos de Texas. Si bien la Comisión de Ferrocarriles adoptó recientemente nuevas pautas que rigen el permiso de quema, lo que realmente debe suceder para resolver completamente el problema es que la industria se haga cargo del problema en sí. Ya sea que las empresas se comprometan voluntariamente a retrasar la producción de nuevos pozos hasta que puedan colocarse en una conexión de línea de recolección, o que inviertan en soluciones tecnológicas que capturen y moneticen el gas que de otro modo se quemaría, la industria misma tiene la clave.
Una solución viable
Una empresa con sede en Malvern, Pensilvania, llamada Edge puede tener una solución viable: un "sistema de recolección virtual" que captura todo el flujo de gas, lo convierte en gas natural licuado (GNL) en una unidad criogénica in situ y monetiza el gas al transportarlo para su uso en el desplazamiento de combustible diesel en plataformas de perforación, unidades de fracturamiento hidráulico, bombas de lodo o equipos de yacimientos petrolíferos. "Podemos tomar esa corriente de gas y desplazar hasta el 50% del combustible diesel en una plataforma de perforación o una unidad de fracturamiento de fase II", me dijo el director ejecutivo de Edge, Mark Casaday, durante una entrevista a principios de septiembre.
Como escribí anteriormente, las tecnologías para capturar gas quemado e intentar usarlo o eliminarlo de varias maneras han existido durante al menos 15 años, probablemente más. Pero las empresas han tardado en adoptar estas soluciones por una variedad de razones, una de las cuales es que son costosas y no monetizan completamente la corriente de gas.
Casaday cree que Edge ha abordado eficazmente ambos problemas. La corriente de gas se monetiza al evitar los costosos acuerdos de compra o venta a largo plazo con empresas de la industria del medio, junto con el desplazamiento del combustible diesel, que es uno de los principales impulsores de costos en las operaciones de perforación y fracturación hidráulica. Cuando la empresa contratante no puede utilizar el gas en sus propias operaciones en el campo petrolífero, el sistema Edge es completamente portátil y puede mover el gas para venderlo a otras operaciones de perforación y fracturación hidráulica en el área o venderlo en varios mercados de GNL en todo el estado.
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Otros problemas que han tenido algunos operadores con los equipos de captura de gas natural incluyen el espacio que ocupan en una plataforma de pozo, que suele ser estrecho para empezar, la cantidad de viajes en camión necesarios para mover el gas y la falta de portabilidad. Nuevamente, Casaday cree que Edge aborda de manera efectiva todos esos problemas comunes.
Podemos ver en la foto a continuación que la configuración típica de Edge es bastante compacta, y se ajusta perfectamente a las almohadillas de pozo que generalmente no tienen más de 1 acre de tamaño:
Todo el equipo está sobre patines que pueden montarse fácilmente en un remolque y trasladarse a otro sitio con poca antelación.
Con respecto a los problemas de los viajes en camión y la seguridad, Casaday dijo lo siguiente: "El competidor obvio aquí es el GNC, pero podemos reducir drásticamente el tráfico de camiones. Por su naturaleza, las plataformas de los pozos son un espacio muy limitado, y para alimentar una plataforma de perforación con GNC durante 24 horas, generalmente se requieren siete viajes en camión. Podemos alimentar una plataforma de perforación con un solo camión durante 48 horas. Entonces, en términos de seguridad, costo y simplemente satisfacer las necesidades de un productor en una plataforma de pozo, simplemente no hay comparación. Le ganamos a todo el mundo, y creo que ha sido un gran impulso para nosotros en el Pérmico".
A principios de esta semana, BP y Shell escribieron una carta conjunta a los tres comisionados ferroviarios electos instándolos a establecer una "ambición" de cero quema rutinaria en Texas en los próximos años. En particular, la carta no incluía una fecha propuesta para hacer realidad esa "ambición", ni tampoco las empresas se comprometieron a poner fin a su propia quema en sus operaciones upstream, midstream o downstream en el estado en un momento específico.
Las empresas informaron a los comisionados que tenían "una oportunidad real ... de establecer el listón para que otros lo sigan". Con su solución tecnológica para la quema rutinaria de gas natural, Edge demuestra que esas dos empresas, y otras como ellas, ahora tienen una oportunidad similar de establecer el estándar para que otras lo sigan.
Edge ya está trabajando con uno de los grandes operadores en el área de Bakken Shale de Dakota del Norte, y Casaday dijo que pronto anunciaría un acuerdo similar con un gran productor en el Pérmico. Entonces, alguien ya está a punto de poner el listón; tendremos que esperar y ver si el resto de la industria está dispuesto a comenzar a invertir en esta y otras soluciones para abordar un problema de esquisto que ha persistido durante 20 años.
Autor: David Blackmon
