El gas no convencional

estado actual de las mejores técnicas disponibles

Angel Cámara Rascón

Marzo, 2014

Génesis de los depósitos

Tipos de depósitos de gas

Gas de pizarra, gas en capas de carbón y gas de baja permeabilidad

Antecedentes ¿Qué ha pasado para que estemos hablando de esto? El gas no convencional se ha venido produciendo en EE.UU. desde principios del

s.XIX El primer pozo comercial de shale gas fue perforado cerca del pueblo de

Fredonia (Nueva York) en 1821 para conseguir combustible con el que iluminar los hogares.

Para una industria basada en el petróleo, el gas natural no se convirtió en una commodity relevante hasta acabar la Segunda Guerra Mundial.

En la década de los ´80 los productores buscaron formas de satisfacer la creciente demanda y compensar el declino de los yacimientos.

En los primeros años ´90 la industria se fijó en el CBM y después se enfocó en el shale gas.

No fue hasta aprox. 2005 que el potencial del gas no convencional se demostró con toda su claridad.

Fuente: European Centre for Energy and Resource Security / King´s College

Las operaciones se deben realizar en base a un debate público abierto y transparente y basado en hechos y evidencias para poder afrontar las legítimas preocupaciones ambientales. Agencia Internacional de la Energía París, marzo 2013

Condiciones “sine qua non” de un buen proyecto

Socialmente aceptado

Estrictamente regulado y controlado. Escape y quema de gases de efecto invernadero

Sismicidad inducida

Contaminación del agua subterráneas y tratamiento de las aguas

recuperadas

Gestión del suministro de agua

Impactos sobre la calidad del aire

Ocupación del terreno y ruidos

Otros Problemas asociados a una actividad industrial intensa …..

Informes, autorizaciones, normativas… (administraciones, empresas, …)

Técnicamente impecable en su planificación y desarrollo.

Transparencia números, datos y hechos…(expertos, instituciones

científicas…)

Tecnología no convencional. Perforación de sondeos horizontales

Tecnología no convencional. Diseño de un pozo productor

Tecnología no convencional. Completación y estimulación avanzadas

Perforación horizontal

1.- Mejora de los motores de fondo

2.- Telemetría de pozo (LWD / MWD)

3.- Aumento de la longitud de la sección horizontal

Tecnología no convencional. Fracturación hidráulica

Tecnología no convencional. Fracturación hidráulica

Sostenedor de fractura (proppant)

Aditivos

Fuente: Kansas Geological Survey

Fuente: MIT

03

Adoptar medidas paliativas que optimicen el consumo de agua:

Investigación previa de la disponibilidad de agua superficial y

subterránea. Fuentes alternativas de agua.

Minimizar las necesidades de agua dulce:

Reutilización de las aguas de retorno al ser alto el nivel de reciclaje.

Avances tecnológicos que permitan fracturaciones hidráulicas menos

demandantes de agua dulce: Fracturaciones más focalizadas. Utilización

de aguas salobres.

Estudio de los sistemas hidrogeológicos: calidad del agua,

características, gases presentes.

CONSUMO DE AGUA. MEDIDAS DE MITIGACIÓN Y CONTROL

04

Es una exigencia la integridad del pozo perforado para evitar los

problemas de contaminación por metano o por los aditivos

utilizados.

Riesgos ante problemas estructurales en un pozo:

-BLOWOUT: escape incontrolado hacia la

superficie. Infrecuentes en explotación de gas no

convencional.

-FUGA DE ANULAR: desplazamiento vertical de

metano a través del pozo por el anular por

deficiente cementación.

-FUGA RADIAL: movimiento horizontal de los

fluidos.

CONTAMINACIÓN DE ACUÍFEROS Y SUBSUELO

06

La fracturación está correctamente

diseñada.

Existencia de un gradiente de presión

inducido, provoca movilidad hacia el pozo.

Puede haber metano en acuíferos

superficiales, generalmente biogénico.

También, cerca del pozo de explotación,

pero nunca percolado a través del macizo.

La distancia (3.000 m) de la zona de

fracturación a los acuíferos evita su

afección. Existencia de impermeables.

Control de fugas exhaustivo. Eliminar las

fugas es el máximo empeño del operador.

LOS FLUIDOS PERCOLAN A TRAVÉS DEL MACIZO ROCOSO

Fuente Rosetta Resources

07

CONTAMINACIÓN DEBIDA A LAS AGUAS DE RETORNO

Retorno a superficie de las aguas de utilizadas en la fracturación.

Entre el 15% y el 45% de los fluidos inyectados retorna a superficie.

Contenido: metano, agua con minerales de la roca madre, aditivos.

MEDIDAS DE MITIGACIÓN Y CONTROL

Reutilización: reducir las necesidades del recurso.

La inyección en acuíferos profundos.

Requiere adecuados estudios hidrogeológicos y el cumplimiento

de las exigencias de la legislación vigente.

Evaporación y gestión del residuo.

Tratamiento hasta especificaciones requeridas y vertido a un

cauce.

08

RADIACTIVIDAD EN LAS AGUAS DE RETORNO

Es un proceso natural y por lo tanto no inducido por la fracturación hidraúlica.

Elementos radiactivos en las pizarras conocidos como NORM (Naturally

Occurring Radiactive Material)

Concentraciones muy inferiores a los límites de seguridad exigidos

En la radiactividad la dosis es la que define un umbral entre lo beneficioso y

lo perjudicial

MEDIDAS DE MITIGACIÓN Y CONTROL

El tratamiento elegido es la evaporación y gestión del residuo sólido

resultante.

Descontaminación y limpieza de los equipos periódicamente.

Control de la radiación.

09

SISMICIDAD INDUCIDA

Tipos de sismicidad:

De menor intensidad provocada por la fracturación de la roca madre.

Imposible de ser apreciada salvo por geófonos.

De mayor intensidad debida a fracturación en zonas falladas y de mayor

debilidad del subsuelo. Es muy rara pero perceptible en la localidad.

El límite superior esperado para la sismicidad inducida por fracturación

hidraúlica se fija en 3 en la escala de Richter.

MEDIDAS DE MITIGACIÓN Y CONTROL

Evaluación geológica y control

Monitorización del área durante todo el proceso: antes, durante y después.

Toma de medidas correctoras.

Evitar la inyección en zonas de fallas activas

Minimizar los cambios de presión en profundidad y flexibilidad

metodológica.

A modo de conclusión

Existe una tecnología contrastada y madura

Ambientalmente sostenible.

Marco regulatorio adecuado.

Gracias por su atención

angel.camara@upm.es

Caminante no hay camino se hace camino al andar. Cantares. Antonio Machado

•ALGUNAS EQUIVALENCIAS VOLUMETRICAS Y ENERGÉTICAS 1.Volumétricas:

•1m3 = 35,315 pies cúbicos (cf) = 6,29 barriles (bbl) •1 Billion Cubic Meters (Bcm) = 1.000 millones de m3 •1 Billion Cubic Meters (Bcm) = 35,315 Billion cubic feet (Bcf) •1 Trillion Cubic Feet (Tcf) = 1012cf = 28,3 Bcm •1 Bcf = 10 9cf •1 Bcm/año = 2,74 Millones de m3/día = 96,7 Millones de cf/día •1 Galón = 2,79 l

1.Energéticas : •1 termia = 10 6 calorías = 3967 British thermal units (Btu) •1 millón de Btu≅ 1.000 cf de gas ≅ 28,3 m3 de gas •1 m3 de gas ≅ 10 termias = 11,63 kWh •1 millón de toneladas de Gas Natural Licuado (GNL) ≅ 1,37 Bcm de gas natural •Generar 1 kWh eléctrico consume aprox. 2 kWh de gas en central de ciclo combinado (CCC)

Recursos Prospectivos en EspañaRecursos Prospectivos en España

¿Cuanto gas no convencional hay en España?

En el último año tres informes, con tres cifras distintas

26

DURACIÓN

BCM TCF Años EVALUACIÓN PRELIMINAR DE LOS RECURSOS

PROSPECTIVOS DE HIDROCARBUROS

CONVENCIONALES Y NO CONVENCIONALES EN

ESPAÑA

Gessal Aciep mar-13 1.978 69,8 58,2

Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas

Resources: An Assessment of 137 Shale

Formations in 41 Countries Outside the United

States

U.S. Energy

Information

Administration (EIA)

jun-13 226 8,0 6,7

39,0

RECURSOS PROSPECTIVOSTítulo del Informe Fuente Fecha

EXTRAPOLACIÓN A ESPAÑA DE LOS RECURSOS

EXPLORATORIOS DE SHALE GAS EXISTENTES EN

LOS EEUU

Colegio de

Ingenieros de Minas

del Centro (COIMCE)

feb-13 1.339 47,3

DURACIÓN

BCM TCF Años EVALUACIÓN PRELIMINAR DE LOS RECURSOS

PROSPECTIVOS DE HIDROCARBUROS

CONVENCIONALES Y NO CONVENCIONALES EN

ESPAÑA

Gessal Aciep mar-13 1.978 69,8 58,2

Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas

Resources: An Assessment of 137 Shale

Formations in 41 Countries Outside the United

States

U.S. Energy

Information

Administration (EIA)

jun-13 226 8,0 6,7

39,0

RECURSOS PROSPECTIVOSTítulo del Informe Fuente Fecha

EXTRAPOLACIÓN A ESPAÑA DE LOS RECURSOS

EXPLORATORIOS DE SHALE GAS EXISTENTES EN

LOS EEUU

Colegio de

Ingenieros de Minas

del Centro (COIMCE)

feb-13 1.339 47,3

Recursos Prospectivos en España. ConciliaciónRecursos Prospectivos en España. Conciliación

EL GAS NO CONVENCIONAL. MAGRAMA 27

(1) Corresponde al informe de Gessal-Aciep, con las 16 unidades geológicas identificadas (2) Corresponde al informe de Gessal-Aciep pero sin incluir la cuenca del Duero

(3) Corresponde a la extrapolación realizada por el Colegio de Ingenieros de Minas (4) Corresponde a la estimación de la US EIA para la unidad “10”

(5) La unidad “10” es el Lías margoso del dominio vasco-cantábrico

NUMERO SUPERFICIE BCM por

UNIDAD DOMINIO DOMINIO UNIDAD MIN MAX BAJO MEDIO ALTO 100 Km2

km2 km2 km2 BCM BCM BCM

1 CADENA CATALANA 11.641 CARBONIFERO 200 800 3 16 63 0,13

2 CRET. INF. 300 1.000 2 24 188

3 CARBONIFERO 200 1.500 16 71 246

4 C.DUERO 49.704 CARBONIFERO 600 1.200 18 72 230 0,14

5 EOCENO 500 1.000 1 4 10

6 CARBONIFERO 50 100 7 28 94

7 C.GUADALQUIVIR 23.537 CARBONIFERO 100 1.200 15 79 336 0,34

8 CRET.SUP. 600 1.500 60 230 707

9 CRET. INF. 600 3.000 161 627 1.963

10 LIAS (5) 1.200 3.500 44 209 780

11 CARBONIFERO 250 500 5 18 54

12 SILURICO 1.000 2.000 4 26 144

13 CARBONIFERO 200 800 82 314 958

14 EOCENO 150 1.000 41 143 394

15 CRET. INF. 500 350 3 19 90

16 LIAS 600 1.400 26 98 288

GESSAL (1) TOTAL CC. SEDIMENT. 367.007 487 1.978 6.545 0,54

TOTAL CC. SEDIMENT.

SIN C. DUERO

C.MINAS (3) AREAS MAS

PROSPECTIVAS 220.000 1.339 0,61

10 EIA (4) VASCO CANTABRICA 21.807 LIAS (5) 5.439 5.439 226 1,04

1,24

IBERICA 0,14

0,08

0,26

1,05

41.622

21.807 VASCO CANTABRICA

129.795

20.957

MACIZO CANTABRICO

PIRINEOS

C.EBRO

SUPERF. UNIDAD REC. PROSPECT. AJUSTADOS

67.944

GESSAL (2) 0,60 317.303 469 1.906 6.315

NUMERO SUPERFICIE BCM por

UNIDAD DOMINIO DOMINIO UNIDAD MIN MAX BAJO MEDIO ALTO 100 Km2

km2 km2 km2 BCM BCM BCM

1 CADENA CATALANA 11.641 CARBONIFERO 200 800 3 16 63 0,13

2 CRET. INF. 300 1.000 2 24 188

3 CARBONIFERO 200 1.500 16 71 246

4 C.DUERO 49.704 CARBONIFERO 600 1.200 18 72 230 0,14

5 EOCENO 500 1.000 1 4 10

6 CARBONIFERO 50 100 7 28 94

7 C.GUADALQUIVIR 23.537 CARBONIFERO 100 1.200 15 79 336 0,34

8 CRET.SUP. 600 1.500 60 230 707

9 CRET. INF. 600 3.000 161 627 1.963

10 LIAS (5) 1.200 3.500 44 209 780

11 CARBONIFERO 250 500 5 18 54

12 SILURICO 1.000 2.000 4 26 144

13 CARBONIFERO 200 800 82 314 958

14 EOCENO 150 1.000 41 143 394

15 CRET. INF. 500 350 3 19 90

16 LIAS 600 1.400 26 98 288

GESSAL (1) TOTAL CC. SEDIMENT. 367.007 487 1.978 6.545 0,54

TOTAL CC. SEDIMENT.

SIN C. DUERO

C.MINAS (3) AREAS MAS

PROSPECTIVAS 220.000 1.339 0,61

10 EIA (4) VASCO CANTABRICA 21.807 LIAS (5) 5.439 5.439 226 1,04

1,24

IBERICA 0,14

0,08

0,26

1,05

41.622

21.807 VASCO CANTABRICA

129.795

20.957

MACIZO CANTABRICO

PIRINEOS

C.EBRO

SUPERF. UNIDAD REC. PROSPECT. AJUSTADOS

67.944

GESSAL (2) 0,60 317.303 469 1.906 6.315

OCUPACIÓN DE SUELO