Shale gas presentacion

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Shale Gas / Gas de esquisto / Gas no convencional

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  • 1. Shale Gas / Gas de esquisto / Gas no convencional
  • 2. 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.
  • 3. ¿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.
  • 4. AFLORAMIENTO DE PIZARRAS
  • 5. 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.
  • 6. 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 %).
  • 7. 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.
  • 8. 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.
  • 9. PRINCIPALES FUENTES DE GAS CONVENCIONAL Y NO CONVENCIONAL
  • 10. YACIMIENTOS DE SHALE GASLos 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.
  • 11. 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.
  • 12. 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.
  • 13. 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.
  • 14. 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
  • 15. 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.
  • 16. 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
  • 17. 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.
  • 18. 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.
  • 19. 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.
  • 20. 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.
  • 21. 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.
  • 22. 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.
  • 23. USA Shale Gas Production (Previsión)
  • 24. 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.
  • 25. LOS 48 MÁS IMPORTANTES YACIMIENTOS DE GAS DE ESQUISTO DEL MUNDO Energy Information Administration (EIA)
  • 26. 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.
  • 27. RESERVAS DE SHALE GAS EN EE UU
  • 28. CUENCA DEVÓNICO-CARBONÍFERA (MISSISSIPIENSE)
  • 29. FORMACION MARCELLUSSHALE (Pennsylvania, USA)
  • 30. 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
  • 31. MAPA EUROPEO DE POTENCIALES YACIMIENTOS DE SHALE GAS
  • 32. CAMPOS DE SHALE GAS EN EUROPA
  • 33. 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.
  • 34. POLONIA TIENE LAS MAYORES RESERVAS EN EUROPA•
  • 35. 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.
  • 36. 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
  • 37. 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.