Este documento presenta información sobre el gas de esquisto ("shale gas"), incluyendo sus aspectos tecnológicos y económicos. Explica que el shale gas se produce de formaciones de esquisto de grano fino ricas en materia orgánica, y requiere fracturación para liberar cantidades comerciales de gas. También describe las tecnologías clave como la perforación horizontal y la fracturación hidráulica que hacen posible la extracción de shale gas. Finalmente, analiza consideraciones económicas clave para el desarrollo de pro

1. AUTUMN SEMINAR
RETOS DEL GAS NO CONVENCIONAL
“Shale Gas” Aspectos tecnológicos y económicos
José María Moreno Villaluenga
Madrid, 9 de octubre de 2014

2. “Shale Gas”
Aspectos tecnológicos y económicos
José María Moreno Villaluenga
Madrid, 09 de octubre 2014

3. 2
¿Porque no convencionales?
Permeabilidad : la propiedad de una roca para permitir el movimiento de fluidos entre sus poros
(típicamente medida en darcies o milidarcies).
Porosidad: es el porcentaje de espacio poroso o vacío del volumen de la roca que puede contener fluidos. El
porcentaje medido entre 0 y 1, o en porcentaje entre 0% y 100%.
Los hidrocarburos son fluidos confinados en las rocas porosas del subsuelo
Hidrocarburos No Convencionales son aquellos con parámetros bajos en sus condiciones estáticas o dinámicas
Esto significa que son hidrocarburos con alta viscosidad, y/o baja movilidad, y/o hidrocarburos localizados en rocas con
muy baja porosidad y/o permeabilidad
Viscosidad : Es la propiedad de un fluido o mezcla de fluidos que indica la resistencia al flujo de poro a poro
(Normalmente medida en poises o centipoises (cp) )
Movilidad . Es el ratio entre la permeabilidad y la viscosidad.
(La productividad de un pozo es directamente proporcional al producto de la movilidad por la potencia.
LightOilHeavyOilBitumen
Good porosity Low porosity Tight porosity
GRAIN
GRAIN
GRAIN
GRAIN
GRAIN
GRAIN
GRAIN
Connected pores give a rock permeability
GRAIN
GRAIN
GRAIN
GRAIN
GRAIN

4. 3
Recursos No Convencionales Actuales
(Hay tecnología comercial para desarrollar esta inmensa cantidad de hidrocarburos no convencionales)
TIGHT OIL (SHALE OIL) - Natural liquid hydrocarbons produced from reservoirs that have very low porosities and permeabilities.
OIL SHALE - Rock with high percentage of organic matter (kerogen) that has not reach the oil window.
HEAVY OIL - Heavy oil is a crude oil that is found in a liquid state in the ground, has the ability to flow into a wellbore, and has a specific
gravity greater than 890 kg/m3 (API gravity of less than 25º).
OIL SANDS - Speight (1991) defines bitumen as a liquid hydrocarbon with an API gravity of <10o and a viscosity of >10,000 cp. Crude
bitumen is a viscous mixture of hydrocarbons, which in its natural state will not flow to a well.
bitumen
heavy
oil
OIL SAND = bitumen + sand
heavy
oil
UNCONVENTIONALOIL
UNCONVENTIONALGAS
COALBED METHANE
Coalbed methane (CBM) or coalbed gas is a
form of natural gas extracted from coal beds.
SHALE GAS
Shale gas is natural gas produced from shale.
TIGHT GAS
Natural gas produced from reservoirs that have
very low porosities and permeabilities.

5. 4
Recursos No Convencionales Futuros
(actualmente no hay tecnología comercial para desarrollar esta inmensa cantidad de hidrocarburos no convencionales)
Methane clathrate, also called methane hydrate, methane ice or "fire ice" is
a solid clathrate compound (more specifically, a clathrate hydrate) in which
a large amount of methane is trapped within a crystal structure of water,
forming a solid similar to ice.
Originally thought to occur only in the outer regions of the Solar System
where temperatures are low and water ice is common, significant deposits
of methane clathrate have been found under sediments on the ocean
floors of Earth.
Methane clathrate
burning
Methane clathrate
structure
FUTURE
UNCONVENTIONALGAS
Bitumen carbonates are bitumen bearing carbonates which in its natural state will not flow to a well
FUTUREUNCONVENTIONALOIL
Bitumen carbonate core

6. 5
• Es gas contenido en esquistos de grano muy fino ricos
en materia orgánica.
• El gas se genera y se almacena “in situ” en tres formas
gas absorbido (en la materia orgánica), gas libre (en
fracturas o poros) y gas disuelto en los fluidos de
formación.
• Como formaciones de alto contenido orgánico y baja
permeabilidad requieren fracturación (natural o
inducida) para producir cantidades comerciales de gas.
Definición de Shale Gas

7. 6
SHALE GAS VOLUMETRIC ESTIMATIONS
SHALE TOTAL GAS STORAGE CAPACITY
ADSORBED GAS STORAGE CAPACITY
Adsorbed Gas Within Existing Kerogen
(The gas accumulated on the surface of a solid material)
FREE GAS STORAGE CAPACITY
Gas In Available Pores
DISSOLVED GAS STORAGE CAPACITY
Dissolved Gas Within Existing Mobile Oils/Condensates
GRAIN
GRAIN
GRAIN
GRAIN
Grain of Kerogen
Adsorbed gas molecules

8. 7
La permeabilidad de la roca

9. 8
Shale Gas
Elementos estructurales del yacimiento
Tight
Sand
Reservoir Spectrum
CoalShale
Organic Content, wt. %
1000 25 50 75
Tight
Sand
Reservoir Spectrum
CoalShale
Organic Content, wt. %
1000 25 50 75
Gas Filled Porosity
(Compression)
Water Filled Porosity
Gas Filled Micropores
(Adsorption)
Gas Filled Porosity
(Compression)
Water Filled Porosity
Gas Filled Porosity
(Compression)
Water Filled Porosity
Gas Filled Micropores
(Adsorption)
Gas Filled Micropores
(Adsorption)
SHALE GAS

10. 9
Tecnologías que hacen posible el desarrollo de hidrocarburos
Tight y Shale
 Desarrollada específicamente para entender el alcance y la eficiencia de los trabajos de
estimulación hidráulica y el monitoreo de minas y túneles.
 Existente desde hace 15 años.
 Existente desde hace 70 años.
 Incrementa el área de contacto entre la roca y el pozo.
Perforación Horizontal
 Existente desde hace más de 60 años pero que recientemente se aplica a este tipo de rocas
con desarrollos de equipamiento adaptado a las necesidades.
 Incrementa el volumen de roca capaz de fluir al área del pozo.
Micro-sísmica
Tecnología de estimulación hidráulica
La investigación y el desarrollo tecnológico durante décadas ha permitido la optimización de
la técnica para su compatibilidad con el entorno y la reducción de los costos de producción.

11. 10
Generalidades de la Tecnología para desarrollar hidrocarburos Tight y
Shale
La técnica se adapta a las condiciones geológicas del terreno: la profundidad
de perforación, los materiales utilizados y su cantidad, así como el tipo de
abertura dependerán de las características de la roca.
1. Consiste en la perforación de un pozo, construido con un revestimiento
metálico de alto aislamiento y protegido en el espacio anular por
cemento para asegurar la impermeabilidad.
2. La perforación se realiza a gran profundidad hasta alcanzar la capa de
pizarra. Se trata de rocas profundas ubicadas a más de 2.500 metros de
profundidad.
3. Luego, se introduce agua con arena a presión para generar una serie de
aberturas temporales que permiten que el fluido atrapado en los poros
de la roca pueda fluir hacia el pozo.
4. Este proceso tiene una duración media de entre tres (3) y cinco (5) días
en total. Una vez que la operación de fractura termina, el pozo se
considera completado y listo para producir petróleo y/o gas.
¿Cómo funciona la fracturación?

12. 11
Pozos - Construcción y Terminación
El diseño de los pozos
incluye múltiples barreras
de acero y cemento para
proteger acuíferos y
facilitar operaciones de
estimulación, producción y
abandono final.

13. 12
Phase 1
Phase 2
High
Low
Resource
Concentration
Pilot Projects
Comparación entre un desarrollo convencional y no
convencional
Convencional No Convencional
Área 10’s a 100’s de Kms Área 100’s de 1000’s de Kms
Desarrollo 5 a 20 pozos
Desarrollo de 100’s a 1000’s de pozos (perforación
intensiva)
Altos márgenes en producción Bajos márgenes en producción
Potencial de recuperación de líquidos de GN
Reducido potencial de recuperación de líquidos de
GN
El desarrollo de un sector del yacimiento impacta
en la depletación media del yacimiento
(comunicación entre pozos) impactando en la
recuperación final. Un plan integral de desarrollo
es necesario.
Los yacimientos de Tight y shale gas pueden ser
desarrollados modularmente, ya que no hay un
impacto en la presión media del yacimiento (baja
comunicación entre pozos).
Plan de desarrollo flexible
Focalizado en las áreas mas proliferas.
Desarrollo modular
Obtener ventaja de la escalación
• Cada fase puede ser mejor que la anterior
• Mejora de la eficacia en costo con el
tiempo
Obtener ventajas de la novedades
tecnológicas
• Incorporación de nuevas tecnologías

14. 13
Premisas para desarrollo Shale Oil / Shale Gas
Para un desarrolloPara un pozo
5 10 15 20 25 30 35
GasFlowRate(MMscfd)
Years
-80% after 2 years
5 10 15 20 25 30 35
GasFlowRate(MMscfd)
Years
40
Module 1 Module 2 Module 3 Cumulative
Este tipo de desarrollos se caracteriza por una baja productividad y recuperación final por pozo (2 a 6 BCF en
gas y 150 a 300 Kbls en petróleo) lo que obliga conceptualmente a lo siguiente:
•Gran número de pozos (cientos a miles).
•1 pozo productor por cada 80 acres (0,32 Km2).
•Sondeos horizontales.
•Secciones horizontal de +/- 3000 ft (1000mts).
•8 a 16 sondeos por emplazamiento.
•Técnicas de fracturación hidráulica multi-etapa; 6 a 8 etapas y aumentando rápidamente a 12, 20,
30 etapas.
•Altas necesidades de agua. Media de 20.000 m3 por pozo (perforación + fracturación)

15. 14© BD - Technical Analysis - Facilities - January 2011
Desarrollo Conceptual
West Doe Sour Gas Plant (98.5 MMscfd)
Source: Equinox [Online]
Module with Satellite Minimum Plant Module with Satellite Minimum Plant
Module with Central
Treatment Plant
EXPORT
Module with Satellite Minimum Plant

16. 15
Desarrollo Conceptual
Disminución del impacto
ambiental con pozos desviados
desde una misma locación
El patrón de pozos se ajusta
a las características del terreno
y el área de drenaje

17. 16
Ejemplo de un desarrollo de Shale Gas
• Curva tipo basada en 7 MMscf/d (primer día)
y 5.2 MMscf/d (primer mes) con una
recuperación final de 3 Bcf (+/- 85 MMm3) de
recuperación por pozo.
• Área de desarrollo 25000 acres (100 Km2).
• 300 pozos, son necesarios con un
espaciamiento de 80 acres para recuperar
865 Bcf (24.400 MMm3).
• Esquema de perforación basado en 4 equipos
de perforación y 6 pozos por año y equipo.
Se precisan 13 años para desarrollar el área
Well Type Forecast
1
10
100
1000
10000
0 100 200 300 400 500
Time (Months)
Rate(Mscf/d)
Production Profile - 3 Bscf - No Predrilling
0
20
40
60
80
100
120
140
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39
Year
GasDailyRate(MMscf/d)

18. 17
Optimizando la economía del proyecto
• Donde se hace el pozo?
• Cuanto volumen se estimula
(SRV)?
• Que longitud tiene el pozo?
• Cual es el número de fracturas y
su espaciamiento?
• Cual es al conductividad y
conectividad de esas fracturas?
Cómo se produce el yacimiento?
Geología y Geo tectónica
Propiedades de la roca.
Tipo de fluido a producir
Presión de subsuelo.
Tipo de fluido de fractura
Tipo de material de sosten
“Receta” del tratamiento de
fractura
Caudales de extracción.
Mantenimiento de pozo.
Monitoreo
Factor clave de Éxito Parámetros a Considerar

19. 18
• El primer factor a considerar es la recuperación final por
pozo. Las nuevas tendencias en pozos con una mayor
sección horizontal y un mayor numero de etapas de
fractura están elevando la recuperación media por pozo
de los clásicos 3 Bcf a +/- 5 Bcf por pozo.
• El segundo componente es el coste del pozo incluida,
la fracturación, cuyo valor es normalmente el 50% del
valor del pozo.
• El tercer elemento lógicamente es el precio del gas en
$/MMBTU, y de los productos asociados líquidos del gas
natural (GLP´s y GN).
Valoración económica de tres ejes

20. 19
Gracias por su atención