Shale gas presentacion

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Shale Gas / Gas de esquisto / Gas no convencional

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Shale Gas / Gas de esquisto / Gas no convencional

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CONTENIDO

¿Qué es el shale

gas?•

Otras formas de gas natural no convencional

Maduración térmica del petróleo•

Gas convencional vs

gas no convencional

Yacimientos de shale

gas•

Hidrofracturación

(Fracking)

Impacto ambiental•

Aspectos económicos

Potencial y Reservas mundiales.

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¿QUÉ ES EL SHALE GAS?

El denominado “shale gas” o “gas de esquisto” es una forma de gas natural que se encuentra atrapado en el interior de formaciones de pizarra o esquistos (shales).

Las pizarras o esquistos

son rocas sedimentarias de grano muy fino, depositadas en medios pelágicos a gran distancia de la línea de costa y con un bajo grado de metamorfismo por enterramiento.

El término “gas no convencional” agrupa tres tipos principales de gases naturales: shale gas, tight gas y coalbed methane.

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AFLORAMIENTO DE PIZARRAS

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OTRAS FORMAS DE GAS NATURAL NO CONVENCIONAL

Coalbed methane (CBM)•

Es el metano adsorbido en la matriz sólida de los carbones en la que está en forma casi líquida, en las fisuras del carbón conocidas como “cleats”.

Se le conoce también como “gas dulce” por su bajo contenido en sulfuro de hidrógeno (H2S).

Es el gas de las minas

que supone un alto riesgo en la explotación del carbón en galerías.

Tight gas•

Gas no convencional

de difícil

acceso

retenido

en areniscas

de muy

baja

permeabilidad intrínseca (del orden

de microdarcys

= 10 (-11) cm2)

Methane clathrate (CH4 • 5.75H2O), •

Hidrato de clatrato, sólido cristalino semejante al hielo en el que las moléculas no polares (normalmente gases) o polares con grandes restos hidrófobos quedan atrapadas en las estructuras de las moléculas

de agua

unidas por enlaces de hidrógeno.

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PETRÓLEO DE ESQUISTO•

Al igual que el gas de esquisto, el petróleo de esquisto está formado por hidrocarburos atrapados en los poros de la roca madre.

El petróleo en sí se encuentra en un estado prematuro denominado querógeno.

Para transformar el querógeno

en petróleo es necesario calentarlo a 450 °C.

La producción de petróleo de esquisto es parecida a la explotación convencional de esquisto, seguida de un tratamiento térmico.

Estonia

es el único país con un gran porcentaje de petróleo de esquisto en su balance energético (~ 50 %).

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MADURACIÓN TÉRMICA DEL PETRÓLEO•

Cuando la materia orgánica de deposita en las cuencas sedimentarias, se expone a temperaturas y presiones progresivamente mayores (gradiente geotérmico: 25-50º/km; gradiente presión litostática:≈

30 MPa/km)

Kerógenos: mezcla de compuestos químicos orgánicos de las rocas sedimentarías, insolubles en los solventes orgánicos normales debido al gran peso molecular de sus componentes

A temperaturas superiores a 60ºC,

la degradación térmica de los kerógenos

da lugar a hidrocarburos en condiciones reductoras

(metano).

Cuando se calientan en el rango 60-160ºC

da lugar a petróleos; en el rango 150-200ºC,

da lugar al gas natural.

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GAS CONVENCIONAL VS. GAS NO CONVENCIONAL

Los gases “convencional” y “no convencional” difieren no por su composición química ( todos son gases naturales) sino por las características geológicas de la roca almacén

Con el proceso de litificación (cementación y compactación de los sedimentos y conversión en rocas sedimentarias), la materia orgánica se transforma en hidrocarburos (petróleo y gas natural) que tienden a migrar por los poros y fisuras de las rocas hacia zonas de menor presión hasta ser retenidos por formaciones impermeables (formaciones de sello) que actúan de barreras a la migración.

Con el tiempo, este proceso acumulativo

da lugar a un yacimiento de petróleo o gas convencional.

Por el contrario, en el caso del shale gas el gas procedente de la transformación de la materia orgánica original de la roca madre permanece in situ.

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PRINCIPALES FUENTES DE GAS CONVENCIONAL Y NO CONVENCIONAL

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YACIMIENTOS DE SHALE GAS

Los esquistos que albergan cantidades económicas de gas presentan un cierto número de propiedades:

Son ricos en materia orgánica

(del 0.5% al 25%)

Son rocas madre de petróleo maduras

en el rango termogénico

del gas (>160ºC) donde las altas presiones y temperaturas han transformado el petróleo en gas natural.

Tienen rigidez y fragilidad suficientes

para mantener las fracturas abiertas.

Parte del gas se aloja en fracturas naturales, parte en el espacio de poro

y el resto está adsorbido sobre materia orgánica.

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YACIMIENTOS DE SHALE GAS: El problema de la permeabilidad

Los yacimientos de shale

gas no suelen ser “pools” de grandes dimensiones ni continuos, sino acumulaciones en poros minúsculos entre los granos de la matriz de la roca.

La calidad de un yacimiento se determina por su porosidad y por su permeabilidad

La porosidad es el espacio vacío entre los granos y expresa la capacidad de la roca para contener fluidos (agua o hidrocarburos líquidos o gaseosos)

La

porosidad total de una roca es condición necesaria pero no suficiente: los poros deben estar conectados (porosidad eficaz) para que los fluidos contenidos puedan fluir por bombeo.

La permeabilidad es la

capacidad de la roca para transmitir

un fluido o gas.

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YACIMIENTOS DE SHALE GAS: El problema de la permeabilidad -2

Una característica común al shale gas y al tight gas es que ambos se encuentran atrapados en rocas de muy baja permeabilidad.

Un buen yacimiento de hidrocarburos (convencional) debe tener una permeabilidad intrínseca de 1 Darcy (= 10(-8) cm2) o superior.

Los yacimientos de tight

gas

pueden tener permeabilidades de tan sólo unas decenas de microDarcy

y los de shale gas incluso

menor: del orden del nanoDarcy.

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HIDROFRACTURACIÓN (FRACKING)

Las pizarras tienen una

permeabilidad insuficiente para permitir un flujo significativo por bombeo, por lo que la mayoría de las pizarras no son fuentes comerciales de gas natural.

La producción de gas en cantidades comerciales requiere la fracturación de la roca por métodos hidráulicos (fracking)

para

aumentar artificialmente la permeabilidad.

El boom

de los últimos años se ha debido al desarrollo de nuevas tecnologías de fracturación hidráulica alrededor de los sondeos.

Para conseguir la mayor superficie de contacto entre el esquisto y el sondeo, se utiliza la perforación en horizontal de hasta 3.000 m de longitud en el interior de un mismo nivel de esquisto.

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HIDROFRACTURACIÓN -2•

La hidrofracturación es la propagación de las fracturas en una roca o la producción de nuevas fracturas mediante la inyección de un líquido a presión.

La fracturación de las rocas en profundidad debe superar la presión confinante debida a la carga litológica de las rocas suprayacentes.

Los rangos de presiones de fracturación y de tasas de inyección

son del orden de los 100 MPa y los 300 l/s, respectivamente.

Habitualmente el material inyectado es agua con arena, aunque ocasionalmente se pueden emplear espumas o gases.

Junto con el agua se incluye una cierta cantidad de arena para evitar que las fracturas se cierren al detenerse el bombeo, y también se añade un 1% de aditivos químicos, cuya función es potenciar la efectividad de la fractura.

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HIDROFRACTURACIÓN -3

Hay que distinguir entre la fracturación hidráulica utilizada para estimular los yacimientos de buena permeabilidad y que consume de entre 75.000 a 300.000 litros de agua por pozo

y la

Hidrofracturación necesaria para explotar los pozos de shale gas que puede consumir de 7 a 20 millones de litros de agua por pozo.

El rendimiento de un pozo

típico de shale gas decae abruptamente después del primer o segundo año de explotación.

La actual técnica de hidrofracturación se empezó a utilizar en 1990 en la Formación Barnett Shale de Texas.

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HIDROFRACTURACIÓN -4

La fracturación hidráulica se puede hacer en pozos verticales o con sondeos horizontales.

Los sondeos horizontales son desviaciones controladas en profundidad del pozo vertical que se prolongan en paralelo a la formación que contiene el shale gas en longitudes de hasta 3.000

m

(Bakken Formation en N. Dakota).

Se suelen utilizar unos 380.000 l de aditivos en los fluidos de fracturación hidráulica durante la vida util de un pozo.

Estos aditivos incluyen biocidas, surfactantes, modificadores de la viscosidad y emulsionantes, con diverso grado de toxicidad

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IMPACTO AMBIENTAL

Existe una gran controversia sobre el peligro medioambiental derivado de esta técnica:

Gran consumo de agua ya que sólo del 50-70% del volumen de agua contaminada se recupera y almacena en depósitos en superficie esperando su eliminación mediante camiones cisterna.

El resto del “agua de producción” se abandona en profundidad desde donde puede contaminar los acuíferos subterráneos con metales pesados y compuestos químicos.

En Europa no existe una regulación específica sobre la técnica del fracking.

Un informe del Parlamento Europeo recomienda su regulación y que se hagan públicos los componentes que se emplean en los pozos

de perforación.

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IMPACTO AMBIENTAL-2•

El Council of Scientific Society Presidents en 2010, señala con preocupación que el fracking

no se halle sujeto a la Clean

Water

Act

ni a

la Safe

Drinking

Water

Act

en la Energy

Policy

Act

de 2005 pese al potencial impacto medioambiental de las grandes cantidades de agua que retornan a la superficie contaminadas con los aditivos.

La EPA inició en junio de 2011

el estudio de las reclamaciones acerca de la contaminación por fracking

de las aguas subterráneas en 5

estados: Texas, N. Dakota, Colorado, Louisiana

y Pennsylvania.

El Massachusetts Institute of Technology de 2011

concluía que los impactos ambientales del desarrollo del shale

gas son preocupantes

pero abordables y que no se tiene evidencia de que las fracturas producidas puedan penetrar en los acuíferos someros y contaminarlos con los fluidos de fracturación.

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IMPACTO AMBIENTAL -3: La visión de la industria

La NGSA (Natural Gas Supply

Association) de los EE UU

afirma que no se ha confirmado ningún caso de contaminación de acuíferos hasta agosto de 2009.

La industria petrolera argumenta que es muy improbable la contaminación de acuíferos ya que la hidrofracturación

se realiza a

unos 2300 m de profundidad y los recursos hídricos subterráneos se localizan a decenas-centenas de metros desde la superficie.

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ANTECEDENTES EXPLOTACIÓN

El shale

gas se extrajo por primera vez

en el Estado de NY en 1825 de unas fracturas someras a baja presión

La producción industrial

no empezó hasta los años 70s

del siglo pasado con motivo del descenso de producción de gas convencional en los EE UU.

Los trabajos de I+D promovidos por el gobierno federal de los EE UU condujeron a la introducción de tecnologías de perforación en horizontal

y al uso intensivo de la

hidrofracturación

o fracturación hidráulica.

Otra tecnología desarrollada al amparo de la producción industrial de shale

gas es la microseismic imaging.

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ANTECEDENTES EXPLOTACIÓN -2

Hasta los años 80s no se consideraba esta tecnología como comercialmente viable.

La primera hidrofracturación

en pizarras económicamente rentable se consiguió en 1998 utilizando un proceso innovador conocido como “slick-water fracturing”.

Desde entonces, el shale

gas ha sido el componente de mayor crecimiento a la energía primaria total (TPE) en los EE UU.

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ECONOMÍA•

El shale

gas está llegando a ser una importante fuente de energía en los

EE UU, desde la pasada década y cada vez más a nivel mundial.

En Estados Unidos el coste de extracción del shale

gas en cabecera de pozo se sitúa entre los 3-4 $ por cada millón de Btu

(=1.05GJ= 28.26 m3

≈1000 ft3 gas natural).

Los costes de producción del gas convencional son menores (entre

1-2 $ por cada millón de Btu), pero cada vez resulta más difícil encontrar nuevos yacimientos de este tipo en Europa y Estados Unidos

Sin embargo, la extracción y combustión del gas de esquisto o shale

gas puede repercutir en la emisión de mayor cantidad de gases de efecto invernadero que con el gas natural convencional.

En EE. UU. se estima

que

la generalización

de la fracturación

hidráulica

ha aumentado las reservas probadas de gas un 40% en cuatro

años.

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USA Shale Gas Production (Previsión)

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ECONOMÍA -2

La explotación

del gas de esquisto

es

el desarrollo tecnológico más

importante

de las

industrias

petrolífera

y gasística

en

décadas.

En los EE UU está

propiciando

pasar

desde

una posición

de importador

neto

de hidrocarburos

a la autosuficiencia en los

próximos

100 años.

No obstante, la viabilidad de este

nuevo

recurso

energético

puede verse comprometida

tanto

por

el gran

consumo de agua necesario

como

por

la eliminación de las aguas contaminadas.

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LOS 48 MÁS IMPORTANTES YACIMIENTOS DE GAS DE ESQUISTO DEL MUNDO

Energy Information Administration (EIA)

Page 29: Shale gas presentacion

PRINCIPALES RESERVAS MUNDIALES

Las mayores reservas mundiales a día de hoy (6.622 Tcf) se encuentran en:

1. China 1.275 Tcf.2. EE.UU

862 Tcf.

3. Argentina 774 Tcf.4. México 681 Tcf.5. Sudáfrica 485 Tcf.6. Australia 396 Tcf.7. Canadá 388 Tcf.8. Libia 290 Tcf.9. Argelia 231 Tcf.

10. Brasil 226 Tcf.

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RESERVAS DE SHALE GAS EN EE UU

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CUENCA DEVÓNICO-CARBONÍFERA (MISSISSIPIENSE)

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FORMACION MARCELLUS SHALE (Pennsylvania, USA)

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CUENCAS PRODUCTORAS DE SHALE GAS EN ARGENTINA

Recursos potenciales: 774 Tcf

3er lugar a nivel mundial

Cuenca de Neuquen–

Vaca muerta 240 Tcf

Los Molles 167 Tcf

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MAPA EUROPEO DE POTENCIALES YACIMIENTOS DE SHALE GAS

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CAMPOS DE SHALE GAS EN EUROPA

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CUENCAS PRODUCTORAS DE SHALE GAS EN EUROPA

España:

Cuencas Cantábrica y Ebro•

Portugal: Cuenca Lusitana y Peniche

Francia: Cuenca de Aquitania, Cuenca E. de París, Cuenca de Ales•

Italia: Cuenca del Po

Reino Unido: Cuenca Weald•

Irlanda: Cuenca de Dublín, Cuencas offshore

al NW

Alemania/Holanda: Cuencas fronterizas al N.•

Alemania/ Suiza/ República Checa: Cuenca molásica

Austria: Cuenca de Viena•

Rumania: Cuenca de Transylvania

Hungría: Cuenca Pannonian•

Polonia: Cuencas Báltica, Lubeski

y Podlaski.

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POLONIA

TIENE LAS MAYORES

RESERVAS EN EUROPA

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RESERVAS EN POLONIA

Polonia tiene una de las mayores reservas mundiales de shale

gas y las mayores de Europa, según el U.S.

Department

of Energy.

Se estiman en 22.43 Tm3 (10**12 m3) de los cuales 165 Bm3 (10**9 m3) son beneficiables

económicamente.

Se concentran en tres cuencas: Báltica, Lubeski

y Podlaski.

Las formaciones fértiles son las pizarras bituminosas

del Silúrico-Devónico

localizadas en la banda que se extiende

desde el NW al SE del país.

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POTENCIAL GASÍSTICO NO CONVENCIONAL EN ESPAÑA

En 2011, en España se han pedido 11 licencias de exploración de hidrocarburos, frente a las 6 de 2010:

Cinco en Euskadi, dos en Cataluña, una en Murcia, Zaragoza, Guadalajara

y Soria.

Además, se han otorgado cinco permisos de exploración, y cuatro más están en fase de información pública

En las regiones con trazas de hidrocarburos, como la Cornisa Cantábrica, Pirineos y parte de

Aragón, las empresas gasistas

creen posible descubrir yacimientos de gas pizarra.

Las reservas comprobadas a 1 enero

2010 son 2.55 ·10**9 m3

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POTENCIAL GASÍSTICO NO CONVENCIONAL EN ESPAÑA -2

Álava alberga

en el subsuelo

de

la zona de Subijana-Morillas

unos depósitos

de 180 Bcm (180 ·10**9 m3) de gas no convencional.

Esta

cantidad

supone

60 veces

el consumo

anual

de Euskadi

y el consumo total de España en gas natural durante cinco años.

Entre las compañías que han solicitado licencias hidrocarburos no convencionales, están dos entidades públicas, el Ente Vasco de la Energía (EVE) y la minera Hunosa, y

tres compañías extranjeras.

El Gobierno

Vasco, a través

del Ente Vasco de la Energía, tiene

el 42% de la sociedad

que

se encargará

de las

prospecciones

y que

comparte

con la tejana

Heyco, con el 21,8%, y Cambria Europa, con el 35,3%

restante.