Durante muchos a帽os, el venteo ha sido un punto delicado respecto al medio ambiente en el noreste de  Columbia Brit谩nica, Canad谩, no s贸lo para los residentes, sino tambi茅n para el gobierno provincial, el cual est谩 intentando mitigar el problema y es evidente que la industria est谩 acatando las 贸rdenes impuestas por el gobierno. EL gobierno quiere eliminar todo venteo en la producci贸n de pozos de gas y petr贸leo para el 2016, con una reducci贸n del 50% en el 2011. Este objetivo es solo una fracci贸n de planes m谩s grandes de recortes de emisiones de gas invernadero en la provincia. Alcanzar los objetivos gubernamentales respecto al medio ambiente requerir谩 soluciones tecnol贸gicas.

Desde que la producci贸n de B.C se inclina al gas natural, crea una oportunidad sinerg铆stica con una mayor producci贸n del producto para ayudar a disminuir bruscamente el venteo. La empresa EnCana Corp. ha estado utilizando el combustible en vez de nitr贸geno en una operaci贸n de perforaci贸n bajo balance en la formaci贸n Jean Marie, que ha resultado en una reducci贸n del venteo. T铆picamente, en el 谩rea Jean Marie son perforados anualmente de 150 a 200 pozos, con vol煤menes de venteo de 600.000m3 por pozo, resultando en un volumen de venteo anual total de  90 a 120 millones de m3. Esto suma casi el 35% del volumen de venteo anual del sector de gas y petr贸leo de BC.

Los resultados en este punto muestran que el proceso est谩 cubriendo las expectativas de la empresa. Para fines de 2009, EnCana hab铆a reducido las emisiones en casi 40.000 toneladas. La perforaci贸n bajo balance es un proceso en el que la presi贸n ejercida por el fluido de perforaci贸n circulante es menor que la presi贸n de los poros de la formaci贸n adyacente. Su principal uso es reducir el da帽o en la formaci贸n y aumentar la productividad, evaluar formaciones mientras se perfora y reducir los problemas de perforaci贸n. El gas natural o el nitr贸geno son usados para crear una presi贸n menor en el fondo del pozo en un sistema de espuma de dos fases. El sistema consiste en un fluido ligero aireado con nitr贸geno o gas natural.

El gas natural en el reservorio se mezcla con el sistema de espuma como el fluido de retorno, lo que significa que el pozo est谩 produciendo mientras est谩 siendo perforado. Cuando se perfora bajo balance, todo el gas natural que retorna desde el pozo (nitr贸geno y gas natural) es generalmente quemado, generando di贸xido de carbono y consumiendo ingresos. La opci贸n para producir el gas natural mientras se perfora en vez de ventear ha sido posible durante a帽os, pero representaba un problema la concentraci贸n residual de ox铆geno en el flujo de gas cuando se usaba una nitr贸geno generado por membrana o la diluci贸n potencial del flujo de gas natural si lo que se estaba usando para perforar era un flujo puro de nitr贸geno.

Como alternativa a la membrana, la cual es un proceso de separaci贸n de aire en la que el gas procesado es de alrededor de 95% a 97% nitr贸geno y el resto ox铆geno, el uso de gas natural fue implementado por EnCana. El objetivo fue desarrollar un sistema para recuperar de manera segura y confiable m谩s del 80% del gas natural producido durante una operaci贸n t铆pica de perforaci贸n bajo balance. Usar gas natural para perforar bajo balance no es muy com煤n, sobre todo por limitaciones de infraestructura en t茅rminos de abastecimiento de gas al sitio de perforaci贸n. Pero los funcionarios tuvieron que actuar con cuidado porque la compa帽铆a perforaba con un gas inflamable con rastros de sulfuro de hidr贸geno de la ca帽er铆a. Deb铆an manejar con propiedad el ox铆geno en el retorno de gas hacia la ca帽er铆a, en detalle, a las partes por mill贸n de nivel. El vicepresidente de perforaci贸n y terminaci贸n de EnCana, Bob Johnston, quien llev贸 adelante  algunos de los primeros pozos perforados bajo balance en el 谩rea, dice que la formaci贸n Jean Marie se encontraba relativamente virgen terminando los a帽os 90.

FORMACI脫N JEAN MARIE

La formaci贸n Jean Marie  abarca una amplia zona de la provincia. La zona productiva de gas puede encontrarse empezando por Fort Nelson y siguiendo hacia el norte hacia  la frontera de los territorios del noroeste y hacia la frontera de Alberta. Los descubrimientos de zonas productivas en el sur en Ekwan y Bivouac abrieron la puerta a m谩s exploraciones y a la expansi贸n de la tendencia productiva. Las primeras exploraciones y producciones en el 谩rea Jean Marie fueron a finales de 1980. Al mismo tiempo, la empresa Westcoast Transmisi贸n Ltd. Ten铆a el monopolio del transporte de gas en la provincia y la falta de infraestructura en el 谩rea, junto con un precio bajo del gas natural limitaron el desarrollo. Con el 谩rea Jean Marie ubicada tan cerca de la frontera de Alberta, la empresa Nova Gas Transmisi贸n Ltd., de a poco construy贸 una l铆nea hasta BC, que permiti贸 la exploraci贸n y el desarrollo de la formaci贸n para continuar.

Durante los 煤ltimos a帽os, la actividad aument贸, nuevos caminos fueron construidos y el 谩rea se volvi贸 popular y con infraestructura. De unos pocos pozos en 1998, la actividad de perforaci贸n de EnCana subi贸 a alrededor de 120 pozos por a帽o y tiene ahora 1000 pozos dentro del 谩rea. Esta masa cr铆tica ha hecho del gas natural, en parte, una opci贸n viable para perforaci贸n bajo balance en la formaci贸n Jean Marie. La perforaci贸n bajo balance en s铆 generalmente no es 贸ptima para la mayor铆a de los esquistos, secciones de carb贸n partidas, secciones de tiza poco consolidadas. Pero varias condiciones en la Jean Marie guiaron a EnCana a  probar la opci贸n de gas natural en mayor escala. Tradicionalmente, los pozos de gas en la formaci贸n fueron perforados verticalmente. A partir de la segunda mitad de los 90, la perforaci贸n horizontal, junto a la perforaci贸n bajo balance se convirtieron en una combinaci贸n exitosa y popular para extraer el gas.

EnCana, que aument贸 su posici贸n en el 谩rea Greater Sierra a principios de los 90鈥�, es la operadora dominante en la Jean Marie. Usando gas natural para sus operaciones, la compa帽铆a dise帽贸 varios objetivos aparte del 80% fijo: asegur谩ndose de que el rendimiento de perforaci贸n no est茅 comprometido, manteneniendo los costos comparables a la tecnolog铆a existente y minimizando los riesgos de la tuber铆a y el equipamiento del pozo. 鈥淟a raz贸n principal para usar gas natural en vez de nitr贸geno es principalmente monetaria鈥� comenta Johnston. 鈥淓ntre el 30 y el 40% de los costos de las operaciones con perforaci贸n bajo balance  pueden a veces ser los costos asociados con el gas, asique cualquier cosa que reduzca estos costos es favorable. Tiene muchas de las ventajas del nitr贸geno, como ser generalmente no explosivo, no t贸xico y no corrosivo. EnCana suma a eso la habilidad de capturar las emisiones de gas natural.

鈥淪i estamos usando nitr贸geno, no podemos volver a ponerlo dentro de la planta. Derribar铆a la planta si se pone demasiado nitr贸geno de vuelta鈥�. Para reducir las emisiones, la compa帽铆a puede reciclar el gas natural nuevamente en la ca帽er铆a y capturarlo, comenta Adrian Steiner, ingeniero en perforaci贸n de EnCana. Afirma que una de las diferencias entre usar gas natural y usar nitr贸geno es que es m谩s seguro en el momento de inyectarlo. 鈥淭enemos que lidiar con eso de manera segura鈥�, comenta. 鈥淓n vez de tener un sistema bastante simple en la locaci贸n en el que todo el gas inyectado baja por la sarta de perforaci贸n, retorna por el pozo y va a venteo, ahora las cosas son un poco m谩s complejas respecto a la disposici贸n de las cosas en la superficie y c贸mo se manejan operacionalmente鈥�.

Fuente: New Technology Magazine

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