The reliability of a natural gas system involves the capacity of the supply, transportation, storage and distribution system to provide service without short-term interruptions in the event of contingencies. Typically, increasing the gas supply reliability implies diversification of gas sources, transportation redundancies or larger gas storage capabilities. In addition, the combined operative uncertainty of the transportation pipeline and gas supply are not considered when assessing the impact of new infrastructure seeking to increase the gas supply reliability. To overcome these deficiencies, we propose: (i) a stochastic cost-benefit analysis; (ii) a pipeline contingency model using topographical, societal (violence) and pipeline information; and (iii) a supply contingency model of scheduled and unscheduled maintenance. Moreover, we consider both the gas supply and transportation uncertainties using a Monte Carlo simulation and an optimization model; furthermore, the expected cost-benefit is estimated. Our methodology is applied and calibrated to the Colombian natural gas system to estimate the expected cost-benefit of a new pipeline: Jobo – Medellín. The results show that the expected benefit-cost ratio (BCR) of this pipeline is 2.02 and that the probability of having an economic benefit greater than the cost is equal to 99.0%.
El fracking o fracturamiento hidráulico es un tema polémico y controvertido a nivel nacional e internacional. Fracking es una técnica de extracción consistente en fracturar rocas que tiene petróleo y gas atrapados en su interior.
Mientras los hidrocarburos provenientes de yacimientos convencionales fluyen a la superficie, los hidrocarburos contenidos en yacimientos no-convencionales requieren de la inyección a alta presión de fluido de fractura con el objetivo de fracturar la roca para permitir que fluyan los hidrocarburos atrapados en ella.
Es común pensar que el fracking – que ha revolucionado recientemente la industria de los hidrocarburos – es una técnica nueva. Pero la verdad, el fracking es la combinación de dos técnicas, perforación horizontal y fracturamiento hidráulico, que se han utilizado desde mediados del siglo pasado en Colombia.
Lo que realmente generó el uso intensivo de esta técnica en países como Estados Unidos, fue su viabilidad económica con precios del petróleo que rondaban los US$100 por barril.
Empero, no se pueden negar los recientes avances técnicos en perforación horizontal, completamiento y fracturamiento hidráulico, que han reducido los riesgos potenciales del fracking y han generado eficiencias económicas que permitió reducir el costo de producción a menos de US$40 por barril.
Contaminar el Agua
Una de las principales preocupación de implementar el fracking en Colombia es el consumo y contaminación del agua. La cantidad de agua requerida para desarrollar un pozo de hidrocarburos no-convencionales por medio del fracking oscila entre 2.5 y 7.5 millones de litros.
En términos simples, se requiere aproximadamente el agua de media piscina olímpica para fracturar un pozo.
Esto puede ser un tema muy sensible en zonas donde los recursos hídricos sean limitados y es la principal razón para vetar esta técnica en zonas específicas, a pesar de que aproximadamente el 60% del agua utilizada en el fracturamiento hidráulico regresa a la superficie y puede reciclarse para ser utilizada en la fractura de otro pozo.
Por otra parte, la segunda preocupación respecto al agua es la contaminación por los químicos utilizados en el proceso de fracturamiento.
El proceso de fracturamiento hidráulico requiere del fluido de fractura que es 99.5% agua y propante, y 0.5% de aditivos químicos. Por un lado, el propante es básicamente arena o partículas similares que ayudan a mantener la fractura o fisura de la roca abierta para que siga fluyendo los hidrocarburos.
Y por el otro lado, los aditivos son químicos que generan una alta viscosidad en el fluido de fractura para poder transportar el propante.
Figura 1. Diagrama de la fracturación hidráulica. Fuente: US Department of Energy (DOE).
Otra de las preocupaciones es la contaminación de aguas subterráneas. Las fracturas se realizan a más de 2 kilómetros (7.100 pies) de profundidad, generando una diferencia de más 1.5 kilómetros entre la fractura y las aguas subterráneas que se pueden utilizar para consumo humano. Esta distancia es un poco menor a la altura de un avión cuando el piloto del vuelo anuncia que se debe regresar a su silla y abrocharse el cinturón para proceder a aterrizar. Al ser esa misma distancia la que existe entre la fractura y la superficie, es casi imposible una contaminación cruzada. De ahí que en la literatura científica se han documentado solo contaminaciones producidas por fallas en los pozos o en los recubrimientos de las tuberías pero no por el fracturamiento.
Por último, el incremento de sismos en las zonas donde se realiza la extracción de hidrocarburos no-convencionales puede ser significativo. La razón fundamental para el aumento de los sismos es el incremento de energía sobre una falla geológica. Dicho en otras palabras, si se fractura cerca de una falla geológica, esta reacciona al aumento de energía mediante pequeños sismos. La solución básica es hacer estudios sísmicos para evitar fracturar cerca de una falla geológica. Al igual sucede cuando se inyecta fluido de fractura para su disposición final. El incremento de fluido en una formación genera aumento de presión que puede terminar generando sismos.
Figura 2. Formación la Luna – Magdalena Medio, Colombia. Fuente: Ecopetrol (2017)
El Potenciál en el País
Según Arthur Little (2017), en Colombia la formación geológica La Luna puede tener un potencial de reservas de más de 5.000 millones de barriles equivalentes (BOE), correspondiente a más de tres veces las reservas actuales del país, 1665 millones de barriles.
Solo el desarrollo de la formación La Luna puede representar entre 100.000 y 350.000 barriles de petróleo por día (BOED), casi la mitad de la producción actual de Ecopetrol.
En los últimos 10 años, Ecopetrol ha transferido $195 billones a la Nación en regalías, impuestos y dividendos pero sus reservas actuales de hidrocarburos no alcanzan para más de 6 años.
A pesar de que la respuesta más fácil y menos arriesgada es decir no al fracking en Colombia, se deben contemplar los beneficios que puede traer el fracking en términos de empleo, desarrollo de nuestras regiones, aumento de competitividad de nuestro país, educación gratuita, planes de salud, y planes sociales, sumado a la seguridad energético, autosostenibilidad, aumento de la inversión nacional y doméstica, entre otros beneficios generales que se darían a las poblaciones directa e indirectamente ubicadas en zonas de exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales.
Por dar solo un ejemplo, Ecopetrol ha estimado que los aportes en impuestos, regalías y dividendos de estos desarrollos podían ser entre 500 y 3.000 millones de dólares por año para los próximos 25 años.
No nos debemos dejar embaucar por personas mal informadas o populistas, la decisión del presente y el futuro de la industria minero-energética de Colombia está en nuestras manos.
El mercado de gas natural de Colombia tiene numerosas fricciones, complejidades y fallas de mercado y regulatorias (escaso número de actores en producción, integración vertical en diferentes mercados, ausencia de un mercado spot, mercado de contratos ilíquidos en producción y de transporte, ausencia de instalaciones de almacenamiento, reservas que se desarrollan de manera aleatoria y gradual, expansión del transporte por demanda) que influyen de manera poderosa en su evolución.
En 1905, Virgilio Barco obtuvo una concesión en Tibú, mientras Roberto de Mares la obtuvo en Barrancabermeja. Posteriormente, cuando la Concesión de Mares se revirtió a la nación, el gobierno modificó la estructura orgánica de la Empresa Colombiana de Petróleos para convertirla en Ecopetrol.
En 1969, se crean los contratos de asociación que se basaban en una delegación de la inversión en exploración y su riesgo, a una compañía extranjera; si el resultado de la exploración era exitoso, entonces, Ecopetrol podía entrar como socio. Inicialmente, los contratos de asociación produjeron grandes hallazgos como los de Apiay (1981), Caño Limón (1983), Cusiana (1989) y Cupiagua (1993), pero se convirtieron en una estrategia poco atractiva para proyectos en campos pequeños. Estos éxitos exploratorios hicieron posible que se recuperara la autosuficiencia petrolera, perdida durante los años setenta. Sin embargo, los bajos precios internacionales de finales del siglo pasado desincentivaron la inversión extranjera y generaron una década pérdida.
Finalmente, se creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), y se cambiaron los contratos de asociación a contratos de Evaluación Técnica (TEA) y contratos de Exploración y Producción (E&P) en 2003. Sumado a la posterior democratización accionaria de Ecopetrol, que aumento su rentabilidad, incremento su productividad y fortaleció su gobierno corporativo.
No podemos desconocer la relevancia de la industria petrolera para la economía nacional y las finanzas de la nación. Los aportes alcanzaron a ser más del 20% de los ingresos corrientes del gobierno. Sin embargo, las reservas de petróleo no alcanzan para más de 6 años, según las estadísticas de BP (2018).
La viabilidad de la industria depende, por un lado, de la efectiva reducción del riesgo regulatorio, la incentivación de la exploración, la promoción de los proyectos para aumentar el factor de recobro, que en la actualidad es solo 18%, y de un riguroso análisis de la posibilidad de extraer crudo mediante la técnica de fracking en el Magdalena Medio, lo cual puede significar un aumento de 15 años de las reservas.
Por otro lado, depende de lazos de confianza en los territorios. La industria debe tener un efecto económico y de transformación social permanente, y no solo temporal, para apalancar el desarrollo productivo de las áreas con proyectos que generen empleos permanentes y de calidad. Se necesita fomentar la industria de servicios petroleros basada en investigación y desarrollo (I&D), y aumentar la competitividad de nuestro país para crear más tejido industrial.
Publicado: Analizar, Incentivar, Perforar. Por @SergioCabrales en 100 años del Petróleo en Colombia @RevistaSemana
