Shale Gas / Gas de esquisto / Gas no convencional

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 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.

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

19. 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.

20. 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.

21. 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.

22. 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.

23. 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.

24. 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.

26. USA Shale Gas Production
(Previsión)

27. 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.

28. LOS 48 MÁS IMPORTANTES YACIMIENTOS DE
GAS DE ESQUISTO DEL MUNDO
Energy Information Administration (EIA)

29. 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.

30. RESERVAS DE SHALE GAS EN EE UU

31. CUENCA DEVÓNICO-CARBONÍFERA
(MISSISSIPIENSE)

32. FORMACION MARCELLUS
SHALE (Pennsylvania, USA)

33. 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

34. MAPA EUROPEO DE POTENCIALES
YACIMIENTOS DE SHALE GAS

35. CAMPOS DE SHALE GAS EN
EUROPA

36. 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.

37. POLONIA TIENE LAS MAYORES RESERVAS EN
EUROPA
•

38. 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.

39. 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

40. 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.