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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 degas 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 líneade costa y con un bajo grado de metamorfismo por enterramiento.
•
El término “gas no convencional” agrupa tres tipos principales degases naturales: shale gas, tight gas y coalbed methane.
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AFLORAMIENTO DE PIZARRAS
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OTRAS FORMAS DE GAS NATURAL NOCONVENCIONAL
Coalbed methane (CBM)•
Es el metano adsorbido en la matriz sólida de los carbones en la que estáen forma casi líquida, en las fisuras del carbón conocidas como “cleats”.
•
Se le conoce también como “gas dulce” por su bajo contenido en sulfuro dehidrógeno (H2S).
•
Es el gas de las minas
que supone un alto riesgo en la explotación delcarbón 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 lasmoléculas no polares (normalmente gases) o polares con grandes restoshidrófobos quedan atrapadas en las estructuras de las moléculas
de aguaunidas por enlaces de hidrógeno.
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PETRÓLEO DE ESQUISTO•
Al igual que el gas de esquisto, el petróleo de esquisto está formadopor hidrocarburos atrapados en los poros de la roca madre.
•
El petróleo en sí se encuentra en un estado prematuro denominadoquerógeno.
•
Para transformar el querógeno
en petróleo es necesario calentarlo a450 °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 cuencassedimentarias, se expone a temperaturas y presionesprogresivamente mayores (gradiente geotérmico: 25-50º/km;
gradiente presión litostática:≈
30 MPa/km)
•
Kerógenos: mezcla de compuestos químicos orgánicos de las rocassedimentarías, insolubles en los solventes orgánicos normalesdebido al gran peso molecular de sus componentes
•
A temperaturas superiores a 60ºC,
la degradación térmica de loskerógenos
da lugar a hidrocarburos en condiciones reductoras(metano).
•
Cuando se calientan en el rango 60-160ºC
da lugar a petróleos; enel 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 sucomposición química ( todos son gases naturales) sino por las
características geológicas de la roca almacén
•
Con el proceso de litificación (cementación y compactación de lossedimentos y conversión en rocas sedimentarias), la materia orgánica
se transforma en hidrocarburos (petróleo y gas natural) que tienden amigrar por los poros y fisuras de las rocas hacia zonas de menorpresión 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 depetróleo 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 madrepermanece 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 presentanun 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 hantransformado 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 deporo
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 grandesdimensiones 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 porsu permeabilidad
•
La porosidad es el espacio vacío entre los granos y expresa lacapacidad de la roca para contener fluidos (agua o hidrocarburoslíquidos o gaseosos)
•
La
porosidad total de una roca es condición necesaria pero nosuficiente: 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
unfluido 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 bajapermeabilidad.
•
Un buen yacimiento de hidrocarburos (convencional) debe teneruna permeabilidad intrínseca de 1 Darcy (= 10(-8) cm2) o superior.
•
Los yacimientos de tight
gas
pueden tener permeabilidades de tansólo unas decenas de microDarcy
y los de shale gas inclusomenor: del orden del nanoDarcy.
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HIDROFRACTURACIÓN (FRACKING)
•
Las pizarras tienen una
permeabilidad insuficiente para permitir unflujo significativo por bombeo, por lo que la mayoría de laspizarras no son fuentes comerciales de gas natural.
•
La producción de gas en cantidades comerciales requiere lafracturación de la roca por métodos hidráulicos (fracking)
paraaumentar artificialmente la permeabilidad.
•
El boom
de los últimos años se ha debido al desarrollo de nuevastecnologías de fracturación hidráulica alrededor de los sondeos.
•
Para conseguir la mayor superficie de contacto entre el esquisto yel sondeo, se utiliza la perforación en horizontal de hasta 3.000m 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 rocao la producción de nuevas fracturas mediante la inyección de unlíquido a presión.
•
La fracturación de las rocas en profundidad debe superar la presiónconfinante debida a la carga litológica de las rocas suprayacentes.
•
Los rangos de presiones de fracturación y de tasas de inyección
sondel orden de los 100 MPa y los 300 l/s, respectivamente.
•
Habitualmente el material inyectado es agua con arena, aunqueocasionalmente se pueden emplear espumas o gases.
•
Junto con el agua se incluye una cierta cantidad de arena para evitarque las fracturas se cierren al detenerse el bombeo, y también seañade 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 paraestimular los yacimientos de buena permeabilidad y que consumede entre 75.000 a 300.000 litros de agua por pozo
y la
•
Hidrofracturación necesaria para explotar los pozos de shalegas que puede consumir de 7 a 20 millones de litros de agua por
pozo.
•
El rendimiento de un pozo
típico de shale gas decae abruptamentedespués del primer o segundo año de explotación.
•
La actual técnica de hidrofracturación se empezó a utilizar en 1990en la Formación Barnett Shale de Texas.
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HIDROFRACTURACIÓN -4
•
La fracturación hidráulica se puede hacer en pozos verticales o consondeos horizontales.
•
Los sondeos horizontales son desviaciones controladas enprofundidad del pozo vertical que se prolongan en paralelo a laformación 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 defracturación hidráulica durante la vida util de un pozo.
•
Estos aditivos incluyen biocidas, surfactantes, modificadores dela viscosidad y emulsionantes, con diverso grado de toxicidad
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IMPACTO AMBIENTAL
•
Existe una gran controversia sobre el peligro medioambientalderivado de esta técnica:
Gran consumo de agua ya que sólo del 50-70% del volumen de aguacontaminada se recupera y almacena en depósitos en superficieesperando su eliminación mediante camiones cisterna.
El resto del “agua de producción” se abandona en profundidaddesde donde puede contaminar los acuíferos subterráneos conmetales 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 quese 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 conpreocupación que el fracking
no se halle sujeto a la Clean
Water
Act
ni ala Safe
Drinking
Water
Act
en la Energy
Policy
Act
de 2005 pese al
potencial impacto medioambiental de las grandes cantidades de aguaque 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 5estados: Texas, N. Dakota, Colorado, Louisiana
y Pennsylvania.
•
El Massachusetts Institute of Technology de 2011
concluía que losimpactos ambientales del desarrollo del shale
gas son preocupantespero abordables y que no se tiene evidencia de que las fracturasproducidas puedan penetrar en los acuíferos someros y contaminarloscon 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 deacuíferos hasta agosto de 2009.
•
La industria petrolera argumenta que es muy improbable lacontaminación de acuíferos ya que la hidrofracturación
se realiza aunos 2300 m de profundidad y los recursos hídricos subterráneosse 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 deNY en 1825 de unas fracturas someras a baja presión
•
La producción industrial
no empezó hasta los años 70s
delsiglo pasado con motivo del descenso de producción degas convencional en los EE UU.
•
Los trabajos de I+D promovidos por el gobierno federal delos EE UU condujeron a la introducción de tecnologías de
perforación en horizontal
y al uso intensivo de lahidrofracturación
o fracturación hidráulica.
•
Otra tecnología desarrollada al amparo de la producciónindustrial de shale
gas es la microseismic imaging.
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ANTECEDENTES EXPLOTACIÓN -2
•
Hasta los años 80s no se consideraba esta tecnologíacomo comercialmente viable.
•
La primera hidrofracturación
en pizarras económicamenterentable se consiguió en 1998 utilizando un procesoinnovador conocido como “slick-water fracturing”.
•
Desde entonces, el shale
gas ha sido el componente demayor crecimiento a la energía primaria total (TPE) enlos EE UU.
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ECONOMÍA•
El shale
gas está llegando a ser una importante fuente de energía en losEE UU, desde la pasada década y cada vez más a nivel mundial.
•
En Estados Unidos el coste de extracción del shale
gas en cabecera depozo 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 nuevosyacimientos de este tipo en Europa y Estados Unidos
•
Sin embargo, la extracción y combustión del gas de esquisto o shale
gaspuede repercutir en la emisión de mayor cantidad de gases de efectoinvernadero que con el gas natural convencional.
•
En EE. UU. se estima
que
la generalización
de la fracturación
hidráulica
haaumentado 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
endécadas.
•
En los EE UU está
propiciando
pasar
desde
una posición
de
importador
neto
de hidrocarburos
a la autosuficiencia en lospróximos
100 años.
•
No obstante, la viabilidad de este
nuevo
recurso
energético
puedeverse comprometida
tanto
por
el gran
consumo de agua necesariocomo
por
la eliminación de las aguas contaminadas.
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LOS 48 MÁS IMPORTANTES YACIMIENTOS DEGAS DE ESQUISTO DEL MUNDO
Energy Information Administration (EIA)
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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 nivelmundial
•
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 deshale
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 165Bm3 (10**9 m3) son beneficiables
económicamente.
•
Se concentran en tres cuencas: Báltica, Lubeski
yPodlaski.
•
Las formaciones fértiles son las pizarras bituminosas
delSilúrico-Devónico
localizadas en la banda que se extiendedesde 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 cuatromás están en fase de información pública
•
En las regiones con trazas de hidrocarburos, como la CornisaCantábrica, Pirineos y parte de
Aragón, las empresas gasistascreen 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 elconsumo total de España en gas natural durante cinco años.
•
Entre las compañías que han solicitado licencias hidrocarburos noconvencionales, 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
el42% de la sociedad
que
se encargará
de las
prospecciones
y que
comparte con la tejana Heyco, con el 21,8%, y Cambria Europa, con el35 3% restante