INDICE

Definición..............................................................................................................................................2

Formación del Gas de Esquisto/Shale Gas.............................................................................................3

Reservorios de Shale Gas.......................................................................................................................4

Un recurso de Importancia Global.........................................................................................................5

Uso de Tecnología de Última Generación..............................................................................................8

Operaciones para la Extracción del Shale Gas.......................................................................................9

1. Estudios Sísmicos.....................................................................................................................10

2. Preparación del Sitio................................................................................................................12

3. Perforación..............................................................................................................................12

4. Preparación del Pozo...............................................................................................................15

5. Producción del Pozo y Manejo del Agua..................................................................................16

6. Construcción de Tuberías........................................................................................................17

7. Cierre del Pozo.........................................................................................................................18

Beneficios del Shale Gas......................................................................................................................19

Impacto Económico Positivo....................................................................................................20

Mitigación de Impactos Climáticos..........................................................................................21

Riesgos en la Explotación del Shale Gas..............................................................................................22

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GAS DE ESQUISTO (SHALE GAS)Definición

El gas de lutita, también conocido como gas de esquisto1 o gas pizarra (en inglés: shale gas y en francés: gaz de schiste), es un hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra en las formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino. Este tipo de gas natural se extrae de zonas profundas en terrenos donde abunda el esquisto, las lutitas o las argilitas ricas en materia orgánica. El interior rocoso del esquisto presenta baja permeabilidad, lo que impide su ascenso a la superficie. Por ende, para la extracción comercial de dicho gas, es necesario fracturar la roca hidráulicamente.

El shale o roca de esquisto es una formación sedimentaria que contiene gas y petróleo (shale gas y shale/tigh oil).

La característica definitoria del shale es que no tiene la suficiente permeabilidad para que el petróleo y el gas puedan ser extraídos con los métodos convencionales, lo cual hace necesario la aplicación de nuevas tecnologías. Las mismas consisten en inyectar agua a alta presión conjuntamente con la aplicación de agentes de sostén (arenas especiales), lo que permite que los hidrocarburos atrapados en la formación fluyan hacia la superficie.

El gas de esquisto es considerado un llamado "gas no convencional", junto con "tight gas" de areniscas o calizas con baja permeabilidad y "de metano del lecho de carbón" (CBM). Mientras tanto los depósitos convencionales y no convencionales hacen albergar el gas natural, son los métodos de producción más elaborados que distinguen no convencional de los depósitos convencionales; fracturación hidráulica (Fig. 1) se aplica a menudo a depósitos de gas natural no convencionales.

Figura 1. Pozos de gas convencionales, pizarra pozo de gas, y el proceso de fracturación hidráulica.

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Los recursos del shale son conocidos desde principios del siglo XX, pero hasta hace algunas décadas no existía la tecnología para extraerlos. A comienzos de los 70, por iniciativa del gobierno de EE.UU., se asocian operadores privados, el Departamento de Energía de EE.UU. y el Gas Research Institute para potenciar el desarrollo de tecnologías que permitan la producción comercial de gas de formaciones de shale. Esta asociación posibilitó el desarrollo de las tecnologías que son cruciales para la producción de shale gas.

Formación del Gas de Esquisto/Shale Gas

Al igual que el petróleo y el carbón, el gas natural en lutitas ha, en esencia, formado a partir de los restos de plantas, animales y microorganismos que vivieron hace millones de años. Aunque hay diferentes teorías sobre el origen de los combustibles fósiles, la más aceptada es que se forman cuando la materia orgánica (como los restos de una planta o animal) está enterrado, comprimido y calentado en la corteza terrestre durante mucho tiempo. En el caso del gas natural, esto se conoce como la generación de metano termogénico.

Aunque los principios básicos de la formación de gas de esquisto están bastante bien comprendidos, la generación del gas dentro pizarras individuales puede diferir significativamente. Se necesita un mejor conocimiento, por ejemplo, el modelado de cuencas, caracterización petrofísica, o flujo de gas en lutitas para una mejor comprensión de yacimientos no convencionales.

Para esquistos de gas en Europa se lleva a cabo esta investigación dentro GASH, la primera iniciativa europea de investigación de gas de esquisto interdisciplinario. GASH integra conocimientos disponibles sobre pizarras europeos y lleva a cabo proyectos de investigación con el fin de predecir la formación de gas de esquisto y la ocurrencia en el tiempo y el espacio.

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Figura 2. Distribución de los recursos de gas natural convencional y no convencional en las regiones del mundo (Datos de: reglas de oro para una Edad de Oro del Gas, IEA, 2012).

Reservorios de Shale Gas

El shale es un tipo de roca sedimentaria que contiene petróleo y gas en condiciones distintas a las habituales, por lo tanto se lo denomina como no convencional.

Si bien la técnica de perforación es igual a la utilizada en los pozos convencionales, se requiere la aplicación de nuevas tecnologías para extraer el petróleo y el gas, dada la baja permeabilidad que tiene la roca.

Durante millones de años, desde la roca generadora migran los hidrocarburos hasta alcanzar una “trampa” o techo que impide su salida al exterior, quedando alojados en los poros de la roca. De esta manera se crean los yacimientos convencionales, de donde se extrae el petróleo y/o gas de forma habitual.

Los reservorios denominados tight sands (arenas compactas), que también han recibido la migración de hidrocarburos, y shale, en el cual el petróleo y/o gas aún se encuentra en la roca generadora, poseen muy baja permeabilidad. Esta característica no permite el flujo de los hidrocarburos a caudales económicamente atractivos, por lo cual es necesario estimularlos de manera hidráulica para generar canales de alta permeabilidad que posibiliten la extracción.

Figura 3. Reservorio de Shale Gas

En la figura 3 se muestra la disposición del shale en el subsuelo, como se puede observar los reservorios de este gas de esquisto se encuentran a mayor profundidad que los reservorios convencionales de gas o petróleo, pero la profundidad varía de acuerdo al yacimiento.

En algunas zonas de los Estados Unidos, como el estado de Pennsylvania, el shale se encuentra a cientos de metros de profundidad, cercano a los acuíferos de agua dulce, lo que obliga a tener un especial cuidado durante las operaciones de estimulación de los pozos. En Argentina, en cambio, la profundidad del shale es mayor a los 2.000 metros, muy por debajo de los acuíferos de agua dulce.

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Adicionalmente, entre el shale y los acuíferos, existe una barrera resistente (otras formaciones de roca) que separa al acuífero de la zona de producción de los hidrocarburos (Figura 4).

Figura 4. Reservorios convencionales de Shale Gas en el subsuelo.

Un recurso de Importancia Global

El mundo ha alcanzado hace pocos años su máxima capacidad de producción de petróleo convencional (alrededor de los 75 millones de barriles diarios -mbd-).

Se estima que a escala global el consumo actual es de 90 millones de barriles diarios, y se prevé que para 2030 alcanzará los 105 millones de barriles diarios.

Hoy, los recursos no convencionales contribuyen de manera significativa a satisfacer la demanda de hidrocarburos en EE.UU. donde el desarrollo del shale gas y su proyección han permitido disminuir significativamente las importaciones de gas y petróleo (el gas no convencional alcanza un 40% de la producción total y el petróleo alrededor de un 20%) y tener un horizonte de autoabastecimiento.

El shale ha producido un cambio de paradigma en la producción mundial de hidrocarburos y en los mercados energéticos, ya que EE.UU., el mayor consumidor mundial de energía, dejará de ser importador de gas en pocos años gracias al aumento de su producción proveniente de los recursos del shale.

El shale también producirá un gran cambio en la Argentina, ya que cuenta con enormes recursos técnicamente recuperables, los cuales alcanzan los 802 billones

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de pies cúbicos, ubicándose como la segunda potencia de estos recursos, detrás de China.

Figura 5. Distribución del Shale Gas por el mundo

A partir del 2010 el gas de esquisto tuvo un auge comercial importante, sobre todo en los Estados Unidos, pero también es un recurso natural sensible en países como Francia y Canadá. A partir del éxito que Estados Unidos obtuvo en la exploración y explotación del shale gas, diversos países comenzaron a mirar con interés la técnica de explotación fractura hidráulica, también conocida como fracking, a fin de fortalecer el abastecimiento energético local.

En Argentina la explotación del gas de Lutitas es impulsada por la petrolera nacional, YPF, junto con firmas privadas nacionales e internacionales como Chevron. Se cree que el país reúne las condiciones para presenciar el próximo "shale boom", éxito en la explotación comercial del gas de Lutitas; ello le brindaría no solo la posibilidad de autoabastecerse energéticamente, sino también convertirse nuevamente en exportador de gas.

México tiene gas y petróleo en aguas profundas y ultraprofundas, así como en campos de lutitas y campos maduros, pero hoy en día, según la Constitución, nada más Pemex puede buscarlo y extraerlo. Esto hasta antes de la reforma energética aprobada en 2013.

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‘

Tabla que muestra la distribución de los yacimientos de shale gas en todo el mundo:

País

Estimado de esquisto

técnicamente recuperable

(billones de m3) Reporte del 20138

Reservas probadas

de gas natural de todo tipo

(billones de m3) Reporte del 2013

1  China 31,57 3,51

2  Argentina 22,71 0,34

3  Argelia 20,02 4,50

4  Estados Unidos 18,83 9,00

5  Canadá 16,22 1,92

6  Indonesia 16,42 4,24

7  México 15,43 0,48

8  Sudáfrica 13,73 -

9  Australia 12,37 1,22

1

0 Rusia 8,07 47,80

1  Brasil 7,19 0,39

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Uso de Tecnología de Última Generación

El shale se conoce a nivel internacional desde 1913 y se sabe de la existencia de ese tipo de formaciones en la Argentina desde la década de los setenta. Antes su producción era inviable, ya que no se contaba con la tecnología necesaria para hacerlo. Innovaciones más recientes facilitaron una combinación de prácticas que ahora permiten extraer recursos de formaciones de shale de manera sustentable.

Esa tecnología especial consiste fundamentalmente en la inyección de agua y arena a alta presión en los pozos, para facilitar que el hidrocarburo alojado en la roca generadora fluya hacia la superficie, para su puesta en producción. Esta inyección a presión dura aproximadamente de 1 a 2 días.

El proceso desde la perforación de un pozo hasta su puesta en producción lleva generalmente poco tiempo (50 a 100 días) comparado con el tiempo en que el pozo está en producción, que va desde los 20 a los 40 años.

La tecnología aplicada para la producción de shale posee niveles de excelencia, lo que otorga a la operación los más altos estándares de seguridad para evitar cualquier riesgo de carácter medioambiental.

La intensidad sísmica en la operación es cien mil veces menor que las detectadas por el ser humano. Por lo cual no existe riesgo asociado de actividad sísmica.

Además, la producción impacta menos en la superficie que otras formas de producción de energía, como la solar y la eólica. La razón reside en que se perforan varios pozos desde una misma locación y que esa operación, compleja desde el punto de vista del desarrollo industrial, se produce a más de dos mil metros de profundidad.

Esta actividad emplea un 99,5% de agua, que es reutilizada, arena y, apenas, un 0,5% de aditivos en promedio. Estos aditivos se utilizan en productos de uso doméstico y en aplicaciones comerciales:

Cloruro de sodio (utilizado en sal de mesa). Sales de borato (en cosméticos). Carbonato de potasio (en detergentes). Goma guar (en los helados). Alcohol isopropílico (utilizado en los desodorantes).

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El agua utilizada para el desarrollo de recursos no convencionales es captada de los cursos de agua de la superficie y representa un porcentaje ínfimo del caudal.

El agua utilizada es manejada de diversas maneras cumpliendo con todas las regulaciones y el cuidado ambiental durante el proceso. Las regulaciones para el uso, tratamiento y reutilización de aguas son rigurosas, y se realizan controles minuciosos por parte de las autoridades medioambientales de aplicación a nivel provincial y nacional.

En Argentina no hay posibilidad de que el agua utilizada se mezcle con los acuíferos. Como se mencionó, las perforaciones se realizan entre 2.000 y 4.000 metros de profundidad, y a más de 2.000 metros por debajo de las napas, ubicadas por lo general a profundidades menores a 300 metros. Por lo tanto, no hay posibilidad de comunicación física entre las formaciones de shale y los acuíferos.

En este mismo país, se halló estos últimos años la formación de Vaca Muerta, un yacimiento de shale gas que podría cubrir el déficit energético por el que ahora vive la Argentina.

La formación Vaca Muerta tiene características extraordinarias: cubre una superficie de 30.000 km2, en la Cuenca Neuquina. La extracción del shale gas solo consumirá sólo el 0,1 % del caudal de los ríos de Neuquén, esto representa volúmenes muy inferiores a los utilizados para el consumo agropecuario en la provincia.

Esta formación tiene tres propiedades geológicas que la convierten en una formación de shale de clase mundial: su tamaño, su espesor y su contenido de riqueza orgánica.

Las ventajas del shale de Vaca Muerta son:

La diferencia de profundidad entre los recursos y los acuíferos. El espesor de la columna litológica forma una barrera impermeable que aísla

la zona de interés. Se encuentra alejado de los centros urbanos.

Operaciones para la Extracción del Shale Gas

Un amplio informe resaltando varios ejemplos de investigación y desarrollo de las tecnologías y los métodos que se pueden utilizar para reducir el impacto medioambiental en el desarrollo del gas de esquisto fue publicado por la American Oil and Gas Reporter en julio de 2010: Technologies, Methods Reflect Industry Quest To Reduce Drilling Footprint.

Una visión global de medidas para minimizar el impacto ambiental de los pasos y procesos relacionados con el desarrollo del gas de esquisto es proporcionada por el sitio web sobre la reducción del impacto ambiental de Desarrollo de Gas Natural. Esta revisión se centra en la obra de esquisto EE.UU. Fayetteville en Arkansas.

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El proceso de encontrar y la producción de gas natural de la Fayetteville Shale se pueden describir como una serie de pasos y procesos discretos. Cada paso importante se muestra a continuación.

1. Estudios Sísmicos

Las empresas pueden hacer suposiciones sobre qué zonas de la tierra dentro de un campo tienen gas natural recuperable. Antes de hacer grandes inversiones financieras, sin embargo, se suelen realizar estudios sísmicos que ayudan a caracterizar el tamaño, la forma y la profundidad de las formaciones con más probabilidades de mantener el gas natural recuperable. El uso de la tecnología sísmica 3-D a las rocas del subsuelo aumenta el conocimiento geológico, mejora la precisión de la perforación, y reduce los riesgos en la exploración.

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Los estudios sísmicos implican la detonación de cargas explosivas para crear vibraciones y las ondas de sonido que se mueven a través de formaciones subterráneas. Las ondas sonoras se reflejan posteriormente en los receptores de la superficie. Algunos de los elementos en un estudio sísmico incluyen:

o Un estudio preliminar de línea.o La adquisición de los permisos necesarios.o Selección y marcado de los lugares de los agujeros.o Compensación necesaria de la vegetación.o Perforación (típicamente 20 pies de profundidad).o Implantación de una carga explosiva (generalmente una libra de

dinamita).o Detonación y relleno de agujeros.

Al llevar a cabo un estudio sísmico, contratistas utilizan camiones y helicópteros para mover el equipo en el campo y recoger datos. Instrumentos de receptores se utilizan para medir los patrones seguidos por las ondas sonoras reflejadas en su viaje a los receptores. Algoritmos informáticos ayudan a interpretar la forma y características de las formaciones subterráneas.

El tamaño y el alcance de un estudio sísmico dependen de la profundidad, el objetivo, la posición de arrendamiento, los fondos disponibles y la complejidad de la geología del subsuelo. El patrón en el que las fuentes y los receptores están dispuestos se utiliza para optimizar la forma de las ondas sonoras golpean los receptores. Las técnicas modernas que utilizan múltiples frecuencias de ondas de sonido se pueden utilizar para determinar las propiedades del yacimiento, tales como porosidad, permeabilidad, saturación, el estrés y la presión de poro.

Los estudios sísmicos requieren la instalación de cables largos a través del terreno para conectar los receptores de sonido a las principales unidades de procesamiento en un camión. A menudo se hace necesario borrar un pasillo de la vegetación para permitir el acceso para las líneas. Las excavadoras se pueden utilizar para áreas relativamente abiertas. Sin embargo, durante la ejecución de líneas en algunas zonas muy boscosas, los equipos de campo pueden cortar a mano árboles y arbustos para despejar las vías de acceso para las líneas sísmicas en lugar de demoler. Esto requiere una mayor mano de obra, pero crea un menor impacto ambiental.

Al llevar a cabo un estudio sísmico, los contratistas suelen establecer un sitio de operación de campo central donde están aparcados uno o más grandes camiones y remolques. Los camiones o remolques tienen el equipo de procesamiento de computadora para analizar las señales sísmicas. Los cables y las líneas que conectan los agujeros y receptores de sonido están

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ligados de nuevo a los campos centrales de operaciones. Los campos deben ser seleccionados de manera que no se encuentran cerca de los arroyos, residencias, pozos de agua, aberturas de cuevas u otras características ambientales o geográficas sensibles. Cuando el estudio sísmico se ha completado, la empresa debe restaurar y revegetar el sitio donde se habían localizado los camiones y remolques.

2. Preparación del Sitio

Antes de la perforación de pozos puede empezar, la empresa debe limpiar la vegetación y la construcción para la plataforma de perforación y otros equipos utilizados en la preparación del pozo. La plataforma de perforación a menudo se encuentra a cierta distancia de las vías públicas. Por lo tanto, los operadores también deben construir un camino de acceso entre la vía pública y el sitio también.

El proceso de perforación utiliza un gran volumen de fluido de perforación que se hace circular a través de la tubería de perforación y la broca, luego de vuelta a la superficie. Cuando el fluido vuelve a la superficie, se lleva las partículas de roca (recortes de perforación). Para manejar el fluido de retorno y los recortes de perforación, los operadores construyen un pozo de reserva (un pozo situado junto a la plataforma de perforación para atrapar a los recortes de perforación, lodos de perforación utilizada, y otros materiales). Algunos operadores también construyen pozos auxiliares independientes que recogen los líquidos que caen sobre el área directamente debajo de la plataforma.

La empresa paga una cuota de uso al terrateniente por perturbar un área para la plataforma de perforación, otros pozos auxiliares, y un camino de acceso. Normalmente, el área perturbada no es más de 500 pies por 500 pies, además de la zona de la carretera de acceso.

El terreno está despejado y nivelado utilizando equipos de movimiento de tierra. El camino de acceso y la almohadilla están cubiertas con grava para estabilizar la zona de la erosión y permitir el acceso de los equipos de campo de crudo pesado. Pozos de la Reserva están revestidos con un material geotextil sintético. Los pozos auxiliares pueden o no pueden ser alineados, en base a los tipos de materiales que puedan ser almacenados en los boxes y la política de las empresas individuales.

3. Perforación

Cuando las empresas de gas natural están seguros de que han localizado los recursos económicamente viables, comienzan a perforar una serie de pozos

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que permiten el acceso a las partes de las formaciones, donde residen los recursos.Pozos de gas natural se construyen con varias capas de tubería conocida como carcasa (toda la longitud de la carcasa es conocida como una sarta de revestimiento). Pozos tradicionales no se perforan de arriba a abajo en el mismo diámetro, sino más bien en una serie de intervalos progresivamente de menor diámetro. El intervalo superior se perfora comenzando en la superficie y tiene el agujero de mayor diámetro. Después de que se haya alcanzado una profundidad adecuada, el agujero se alinea con la carcasa que es ligeramente menor que el diámetro del agujero. A continuación, el cemento se bombea en el espacio entre la pared del agujero perforado y el exterior de la carcasa. A continuación, un agujero de menor diámetro es perforado a una profundidad inferior dentro de la cadena anterior de la carcasa. Otra secuencia de la cubierta se instala en esa profundidad y se cementa. Este proceso se puede repetir varias veces más. El número final de sartas de revestimiento depende de los requisitos reglamentarios vigentes en ese lugar. Refleja la profundidad total del pozo y la fuerza y la sensibilidad de las formaciones a través del cual pasa el pozo.

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Figura 6. Pozo de extracción del shale gas

La figura 6 muestra una sección transversal. Se muestra el sistema de recirculación de fluido de perforación o lodo que se utiliza para lubricar la broca giratoria. El lodo de perforación se bombea hacia abajo a través de la tubería de perforación hueca y sale a través de los agujeros en la broca. El lodo ayuda a transmitir la roca (recortes de perforación) a la superficie a través del espacio anular entre la tubería de perforación y el agujero perforado.

En la superficie, la mezcla de lodo y esquejes se pasa sobre un tamiz vibratorio conocido como una zaranda. Después de pasar a través de las pantallas, el lodo líquido se recircula de nuevo a los tanques de lodo, donde el barro se retira para el bombeo de fondo de pozo. Los recortes de perforación permanecen en la parte superior de las pantallas de la zaranda; la acción vibratoria de los agitadores mueve los cortes hacia debajo de la pantalla y hasta un nivel inferior donde se encuentran los agitadores donde pueden ser recogidos y almacenados en un pozo de reserva para su posterior eliminación.

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Perforación Direccional

Históricamente, los pozos de petróleo y gas fueron perforados de manera relativamente vertical. Por lo tanto, para un pozo lleno se requiere una mayor cantidad de perforaciones. La tecnología moderna ofrece modificaciones en varios aspectos de este procedimiento, permitiendo así una mayor producción de gas natural con menos pozos de perforación y generación de residuos. A mediados de la década de 1970, las nuevas tecnologías incluyen montajes de motor de fondo de pozo orientables y herramientas de medición durante la perforación se hizo más frecuente y ha permitido la perforación de proceder en ángulos fuera de la vertical. Los perforadores podrían alcanzar más fácilmente el pozo en una posición desplazada desde la ubicación de la cabeza del pozo horizontal. Esto abrió nuevas posibilidades para mejorar la producción. Tres variaciones de perforación para compensar los objetivos se muestran en la figura 7. Ellos incluyen la perforación multilateral, la perforación horizontal y perforación direccional (el término "perforación direccional" se utiliza normalmente para la amplia clase de perforación para compensar las metas).

Figura 7. Diagrama esquemático de las técnicas de perforación avanzadas

4. Preparación del Pozo

Un nuevo pozo perforado debe ser completado correctamente para permitir que el gas natural entre en el pozo y salga a la superficie. El fondo del pozo termina ya sea en la roca abierta en la formación de destino o en la cubierta. En el primer caso, la formación es ya accesible para el pozo. Sin embargo, cuando un pozo entubado está través de la sección productora de gas, las

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aberturas de la carcasa deben hacerse para permitir que el gas natural entre en el pozo. Los agujeros o perforaciones ("perforaciones") se hacen en la carcasa utilizando pequeñas cargas explosivas o pistolas que se bajan hasta la profundidad deseada en un cable. Las perforaciones permiten que el gas entre en el pozo. Después de la creación de las perforaciones, el pozo es estimulado por la fracturación hidráulica para permitir que el gas fluya desde la formación hacia el pozo.

Fractura Hidráulica

Debido a que el gas de esquisto se lleva a cabo dentro de un medio poroso, es necesario para fracturar la roca de modo que el gas tiene un conducto o vía para mover desde la roca a un pozo de producción. El proceso de fracturación (un "trabajo frac") inyecta agua, la arena, y posiblemente otros ingredientes a muy alta presión en el pozo. La alta presión crea pequeñas fracturas en la roca que se extiende tan lejos como 1.000 pies lateralmente lejos del pozo. La extensión vertical varía, pero está relacionado con el espesor de la capa de esquisto. Después de crear las fracturas, se reduce la presión. Se elimina el agua del pozo, pero los granos de arena permanecen en las fracturas de roca, apoyando de manera efectiva las fracturas abiertas y permitiendo que el gas se mueva. Se han utilizado varios tipos de "fluidos de fractura". Algunos de los pozos anteriores fueron fracturados utilizando espuma de nitrógeno; sin embargo se encontró que los pozos fracturados de esa manera no producen el sistema de fractura de las empresas esperaban lograr. Muchos pozos están siendo fracturados usando "agua slick" - agua que contiene algunos aditivos tensioactivos para ayudar al flujo de agua de devolución de retorno del pozo al final del trabajo de frac.La fractura en pozos horizontales a menudo se realiza en etapas. La longitud de la sección horizontal del pozo se divide en varias secciones por tapones. La sección más externa se fractura primero. En primer lugar se inyecta agua en el pozo cada vez a mayor presión hasta que un gráfico de presión muestra que la presión del fondo en el hoyo ha hecho una caída repentina, lo que indica que la roca se ha fracturado. En este momento, se añade arena en el agua inyectada y la presión se mantiene hasta que se complete una dimensión deseada de fracturación. El tapón de la separación de la última sección del siguiente al último se sella y se continúa el trabajo de fractura para la penúltima sección. Esta secuencia continúa hasta que se fracturen todas las secciones.Inmediatamente después de la finalización del trabajo de fractura, la presión de formación hace que el agua que se usa como parte del fluido de fracturamiento vuelva a salir del pozo a una velocidad de 100 a 150 barriles por hora. El volumen de este "flujo de agua-back" disminuye con el tiempo. Se recoge en tanques frac 500 bbl y está bien reutilizarse o eliminarse.Cuando termine el trabajo de frac, los tapones que separaban las secciones de la rama horizontal del pozo son extraídos del pozo.

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En una etapa final de preparación del pozo, tubería de diámetro pequeño llamado tubing se baja en el pozo hasta la profundidad a la que los fluidos se han acumulado. Un almacenador inflable está instalado cerca de la parte inferior del tubo. Un almacenador se parece a una gran rosquilla que llena el espacio entre el tubo y la siguiente capa de carcasa. Esta configuración crea un sello hermético y evita que los materiales ingresen el pozo excepto a través de la tubería. Fluido de terminación se añade al espacio anular entre el tubo y la carcasa por encima del obturador, para impedir la corrosión. Aunque la mayoría de los pozos de gas fluyen por la presión del reservorio natural, más tarde en la vida de un pozo, algunos pozos pueden requerir sistemas de bombeo. Los operadores pueden instalar sistemas de bombeo neumático para producir el gas natural como sea necesario.

Los trabajos de fractura requieren una gran cantidad de equipo pesado y materiales de construcción. El trabajo frac entero por un pozo puede tardar un día completo y utiliza 50.000 a 80.000 bbl (de 2 a 3 millones de galones) de agua y 1 a 1,5 millones de libras de arena. Cuando más de un bien se encuentra en la misma plataforma de bien, las operaciones de fracturación pueden durar varios días, y los volúmenes de agua y arena aumentarán proporcionalmente.

5. Producción del Pozo y Manejo del Agua

Después de que un pozo se completa, los operadores pueden comenzar a producir los fluidos del pozo. El gas natural y el agua se mueven desde la formación hacia el pozo, con el gas que fluye inicialmente a la superficie por la presión del yacimiento. Si es necesario, más adelante en la vida de un pozo, los operadores instalarán sistemas de bombeo para producir el gas natural.

Los fluidos combinados se pasaran a través de un separador, el cual segrega los fluidos en una corriente de gas natural y una corriente de agua. El volumen de gas natural se mide con un medidor de flujo cerca de la cabeza de pozo. El gas se recoge a través de una serie de líneas de recolección y se puede almacenar en tanques o enviado inmediatamente a una tubería central o una instalación de procesamiento de gas.

La vida estimada de estos pozos es de 20 a 30 años. Si la producción se reduce en unos pocos años, pueden llevarse a cabo los trabajos de fracturamiento adicionales para reestimular los pozos.

El agua se genera en tres formas - de agua subterránea, agua de flujo hacia atrás, y el agua producida. En primer lugar, la perforación pasa a través de las formaciones que contienen agua superficial como la parte superior de cada pozo se perforó con una plataforma de perforación del aire. Como

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resultado, una cantidad sustancial de agua subterránea se acumula en el pozo. Esta agua relativamente limpia se recoge y se trata con un floculante a base de aluminio.

Un gran volumen de agua se utiliza para compensar el líquido frac. Gran parte del agua fluye afuera del pozo debido a la presión bajo la superficie inmediatamente después del trabajo de frac. El flujo inicial se recoge en tanques frac estacionados en el sitio también. Un operador normalmente intenta reutilizar esta agua para los trabajos de fracturamiento posteriores; sin embargo, esto se hace más difícil, ya que las sales y otros contaminantes se acumulan en el agua con cada reutilización. Típicamente, el agua de flujo de espalda puede ser reutilizada 3 a 4 veces, pero en algunas situaciones, puede ser reutilizado tantos como 8 veces.

Sin embargo, un volumen significativo de agua sale del pozo a una velocidad más lenta durante un período prolongado de tiempo. El agua combinada que sale del pozo cuando el pozo está produciendo gas es una mezcla de agua de flujo lateral y el agua producida. Esto se recoge en un tanque de almacenamiento de agua en el sitio. El tanque se bombea a cabo periódicamente por camiones de vacío, que transportan el agua fuera del sitio para su eliminación.

Si esta agua de producción de fase tiene una concentración de cloruro de menos de 5.000 ppm, puede ser enviado a un sitio de aplicación a la tierra. Si la concentración de cloruro excede 5.000 ppm, el agua debe ser transportada a los pozos de eliminación comerciales, la mayoría de los cuales se encuentran lejos de los pozos de gas natural activos. El coste de la eliminación del agua de alta cloruro, incluyendo el transporte, puede superar los $ 6 / bbl, que es muy caro.

6. Construcción de Tuberías

Una vez que el gas natural ha sido producido a partir de un pozo y separado del agua, que está listo para ser enviado al mercado. El gas natural se envía primero a una estación de medición (Figura 8) desde el lugar del pozo para la medición de volumen. Deja el sitio del pozo a través de campo líneas de recolección que se conectan con grandes tuberías de gas natural. Las tuberías transportan el gas natural fuera del campo a las plantas de procesamiento de gas. Con el fin de mantener la presión a lo largo de la tubería, los operadores pueden emplear estaciones de compresión (Figura 9).

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Figura 8. Estación de Medición de Gas

Figura 9. Estación de Compresión de Gas

7. Cierre del Pozo

Los operadores estiman que la vida de los pozos de gas natural es de 20 a 30 años. Cuando un pozo alcanza el final de su vida productiva, es taponado y abandonado de acuerdo con los requisitos reglamentarios que prevalecen en ese momento. Cuando se alcanza el final de la producción, el operador retira el tubo y las bombas del pozo, y el pozo es conectado con el cemento. La boca de pozo, tanques, otras estructuras, y la almohadilla de grava se eliminan. El sitio se reclasifica y revegeta para ser compatible con el área circundante.

Beneficios del Shale Gas

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Según el informe de la Administración de Información de Energía (EIA), de 2013, los Estados Unidos posee 567 trillones de pies cúbicos (Tcf) de gas de esquisto técnicamente recuperables. Al ritmo de consumo de gas de Estados Unidos de 2012, esto representa un suministro suficiente para 22 años de uso. En 2011, el 34% de todo el gas natural de Estados Unidos producido era el gas de esquisto, y esto podría aumentar a 50% de los Estados Unidos la producción total de gas natural en 2040, según lo previsto en el Annual Energy Outlook 2013 EIA.

Figura 10. Estimación de recursos de esquisto técnicamente recuperables para las cuencas seleccionadas en algunos países europeos (datos de US EIA "World Shale Gas Resources: evaluación inicial de 14 Regiones Fuera de los Estados Unidos" de 2011 y "Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States", 2013).

Estimaciones de recursos de gas de esquisto para algunos países europeos se muestran en la Figura 10, lo que indica muy grandes recursos de gas de esquisto para algunos países: Polonia: 12-27 (posiblemente hasta 67) Tcf (Polish National Geological Service, marzo de 2012); Alemania: 25 a 81 Tcf (German Federal Institute for Geosciences and Natural Resources; mayo de 2012), Reino Unido : 822 hasta 2.281 mil Tcf (British Geological Survey; 07 2013), Dinamarca: 0-13,4 Tcf (estudio del USGS; diciembre , 2013), Lituania: 36-181 Tcf (Lazauskiene y Zdanaviciute, 2014). Esto podría servir para garantizar las necesidades de gas natural a largo plazo de una fuente interna, ya que actualmente la mayoría de los países europeos dependen en gran medida de las importaciones (Tab.1, sólo los Países Bajos, Dinamarca y Noruega son exportadores de gas natural).

Impacto Económico Positivo

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Varios informes han llegado a la conclusión de que la industria del gas de esquisto en los EE.UU. ha creado un gran número de puestos de trabajo y ha tenido un impacto económico profundo y positivo, como la reducción de los costos de consumo de gas natural y electricidad, estimular el crecimiento económico y el aumento de leyes federales, estatales y locales los ingresos fiscales.

A nivel mundial, el 32% de los recursos totales estimados de gas natural se encuentran en formaciones de esquisto (EIA, 2013). Debido a su rápida producción probada en grandes volúmenes a un costo relativamente bajo, la extracción de los recursos de gas de esquisto ha revolucionado la industria del gas natural de Estados Unidos, que proporciona el 40% de la producción total de gas natural de Estados Unidos en 2012 (EIA, 2013).

"The Economic and Employment Contributions of Shale Gas in the United States", publicado en diciembre de 2011 por IHS§, llegaron a la conclusión de que en 2010 la producción de gas de esquisto contribuyó $ 18,6 mil millones en ayuda federal, estatal y de impuestos del gobierno local y los ingresos federales de regalías. Además, el estudio muestra la aportación de gas de esquisto en el PIB a tener más de $ 76 mil millones en 2010. Una actualización del informe se publicó en junio de 2012 ("las contribuciones económicas y de empleo de los no convencionales de desarrollo de gas en las economías estatales") que incluye tight gas y carbón metano y gas de esquisto. Se supone que la industria del gas no convencional contribuye con más de $ 49 mil millones anuales a los ingresos del gobierno, y contribuirá $ 197 mil millones al producto interno bruto para el año 2015. Por otra parte, la actividad de gas no convencional apoyada 1 millón de puestos de trabajo en 2010 y esto aumentará a cerca de 1,5 millones de puestos de trabajo en 2015.

El estudio "Ohio’s Natural Gas and Crude Oil Exploration and Production Industry and the Emerging Utica Gas Formation - Economic Impact Study", publicado en septiembre de 2011, puso de relieve la contribución económica y los beneficios del gas natural y la industria del petróleo crudo para el Estado de Ohio. Incluía una estimación del impacto económico del gasto planeado industria en el desarrollo de la formación de gas de esquisto de Utica. Una de las conclusiones fue que "se crearán más de 204.000 puestos de trabajo o con el apoyo de 2015 debido a la exploración, el arrendamiento, la perforación y la construcción del gasoducto conector para la reserva Utica Shale." Un estudio más reciente "Nueva Energía Futuro de América: El petróleo no convencional y Revolución de gas y la economía de Estados Unidos Volumen 2 -. Aportes Económicos Estado ", publicado en diciembre de 2012 por IHS, informa que la industria pagó más de $ 910 millones en impuestos estatales y locales en Ohio en 2011. Por otra parte, el estudio de IHS muestra Ohio tiene actualmente una total de 38.380 puestos de trabajo relacionados con la actividad petrolera y de gas no convencional, una serie espera que aumente a 143.595 en 2020 y 266.624 en 2035.

Mitigación de Impactos Climáticos

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La producción convencional y no convencional de gas natural, de procesamiento de gas, transporte y distribución todos estos procesos producen liberación de gas natural a la atmósfera. Emisiones incrementales de pozos de gas hidráulicamente fracturados-ocurren, a diferencia de los pozos de gas convencionales, y las emisiones de metano durante la producción de gas de esquisto pueden contribuir al calentamiento global, ya que el metano es un gas de efecto invernadero potente (GEI). Lo mucho que estas emisiones adicionales se suman al balance global de GEI de gas de esquisto aún no está claro y actualmente investigado.

Sin embargo, ahora existen tecnologías rentables probadas que puede capturar el gas natural que de otro modo escapar a la atmósfera. El gas capturado puede ser vendido, lo que resulta en beneficios ambientales y económicos significativos. La aplicación de tecnologías para reducir las emisiones a la atmósfera se ha hecho obligatoria en los EE.UU. a partir de 2015. Algunas empresas ya se aplican ahora estas tecnologías.

Se deben responder las siguientes preguntas:

¿De qué manera podría el gas de esquisto afecta el clima?

El gas de esquisto consiste en gas natural (= metano, CH4) y, como tal, puede actuar como un gas de invernadero cuando se libera a la atmósfera. Dependiendo de la tecnología utilizada, este puede ser el caso durante la preparación de los pozos de gas de esquisto para la producción, es decir, durante las fases de contraflujo y drillout. Las emisiones procedentes de instalaciones técnicas así, como compresores y del tráfico de camiones se suman al presupuesto global de emisiones. Además, cuando se quema gas natural, por ejemplo, en plantas de energía para la producción de energía o para fines de calefacción, se convierte en CO2 que también actúa como un gas de invernadero cuando se libera a la atmósfera. Tanto la producción de gas de esquisto, así como de uso final factores relacionados, deben tenerse en cuenta al evaluar el clima de "amabilidad" de gas de esquisto.

¿Cuáles son las vías de emisiones de metano y medidas de mitigación?

Durante la terminación de un pozo de gas de esquisto, el flujo de retorno de líquidos de fracturación etc. es necesario limpiar el pozo antes de la producción. Una práctica habitual es que los operadores producen el flujo de retorno en un cielo abierto o tanque, para recoger arena, recortes y fluidos para su eliminación, y dar rienda suelta o flama del gas natural que se co-produjo con los líquidos de contraflujo y sólidos. Reducción de Terminaciones de Emisiones (CER) es una práctica para recuperar el gas natural y condensado producido durante el flujo de retorno después de una fractura hidráulica: Equipo portátil se lleva a un sitio bien para separar la arena y el agua y para procesar gas y condensado para su posterior venta. Esto reduce significativamente la ventilación y la quema al tiempo que aumenta las ventas de gas.

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Las emisiones de metano procedentes de instalaciones plataforma de perforación, como compresores, válvulas, deshidratadores, y tuberías, se suman al presupuesto general de las emisiones. Las opciones de mitigación están disponibles para todas estas emisiones. Las tecnologías y prácticas recomendadas se resumen y detallado, junto con las descripciones técnicas y estimaciones de amortización, dentro del programa U.S. Natural gas STAR.

¿Cómo afecta precisamente el equilibrio de gas de efecto invernadero del gas de esquisto?

Al igual que cualquier fuente de energía, el balance del gas de efecto invernadero (GEI) de gas de esquisto se debe tener en cuenta las emisiones de GEI de la cuna a la tumba, es decir, desde la producción hasta el uso final. El análisis del ciclo de vida (ACV) es comúnmente utilizado para el cálculo de los saldos de GEI de las diferentes fuentes de energía, con la producción de energía en forma de uso final. En términos de uso final, el gas natural es el más limpio de los combustibles fósiles: La combustión de gas natural emite casi un 30% menos de CO2 que el petróleo y alrededor del 45% menos de CO2 que el carbón.

Por el lado de la producción y el transporte, los cálculos de las emisiones de GEI de gas de esquisto son mucho menos limitados que los de gas natural convencional o licuado y otros combustibles fósiles. Esto es debido a la incertidumbre con respecto a los volúmenes de producción finales y la variabilidad en la quema, la construcción y el transporte de gas natural de esquistos.

Las incertidumbres en los datos de entrada y las diferencias en los métodos de cálculo resultan en una variedad de resultados publicados en el equilibrio global de GEI de gas de esquisto. Sin embargo, la mayoría de los estudios e informes recientes indican que el balance de GEI de gas de esquisto es mucho más cercana a la de gas natural convencional que a la de carbón cuando se utilizan las mejores tecnologías disponibles en la actualidad. Nuevos datos sobre los volúmenes de producción y la aplicación voluntaria y / o legalmente requerido de Reducción de Emisiones de Terminaciones, u otras tecnologías de mitigación de emisiones, mejorarán significativamente los estudios futuros.

Riesgos en la Explotación del Shale Gas

Debido a la baja permeabilidad de esquistos, para la producción de gas de esquistos se aplica la fracturación hidráulica de las rocas. Una alta demanda de agua dulce, la producción de grandes cantidades de aguas residuales, la sismicidad inducida, las emisiones de gases de efecto invernadero y la contaminación de las aguas subterráneas han sido relacionados con la tecnología de fracturación hidráulica en el pasado. El espaciamiento entre pozos, el ruido de las operaciones y el aumento de tráfico de camiones son otras preocupaciones por el medio ambiente y el público. Riesgos económicos se aplican a los operadores de gas de esquisto.

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El desarrollo de la tecnología dentro de las operaciones de gas de esquisto ha sido rápido en los últimos años y todavía está en curso. Algunos impactos ambientales ya se han reducido de manera efectiva el uso de estos nuevos desarrollos tecnológicos. La reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero durante la producción de gas de esquisto y la reducción de la demanda de agua dulce por el aumento del reciclado y la reutilización de las aguas residuales son ejemplos destacados. Otras cuestiones todavía necesitan más atención de la investigación y el desarrollo, por ejemplo, la prevención de la sismicidad inducida.

Las fuentes potenciales de riesgos medioambientales y sanitarios asociados con las operaciones de fractura hidráulica son:

El uso de volúmenes considerables de agua y sustancias químicas, y el menor rendimiento de los pozos de gas no convencional frente a la extracción de gas convencional;

El control de la integridad de los pozos y demás herramientas durante y después de la vida útil de la planta;

La posible toxicidad de los aditivos químicos y el reto de desarrollar alternativas más ecológicas, garantizando la prevención de derrames de sustancias químicas y aguas residuales con posibles consecuencias medioambientales;

El control de la identificación y selección de los sitios geológicos; Las incertidumbres derivadas de la presencia a largo plazo del fluido de

fractura hidráulica en el subsuelo; El impacto inevitable del tráfico; El potencial de extenderse a un área más amplia de lo habitual en

yacimientos de gas convencionales; Las emisiones a la atmósfera y la contaminación acústica generadas por la

planta y el equipo durante la construcción y el uso de los pozos.

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