autumn seminar. retos del gas no convencional. d. francisco velasco
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AUTUMN SEMINAR
RETOS DEL GAS NO CONVENCIONAL
Shale Gas - Aspectos tecnológicos y económicos
Francisco Velasco
Madrid, 9 de octubre de 2014
Shale Gas:
Aspectos Tecnológicos y
Económicos
Funseam
9 de Octubre de 2014
2
3
Marcellus outcrop, Devonian (Oatka Creek, Leroy, NY)
4 4
Tight gas
Origen del shale gas
5
CONVENCIONAL
SHALE GAS
Requerido Estructura Geológica No requiere
Baja (20-30%) Probabilidad de éxito Muy elevada (80-90%)
Menor volumen (relativo) Volumen de recursos in place Muy elevado OGIP
Excelente Porosidad & Permeabilidad Extremadamente Baja
Gas libre en poros y fracturas Localización del gas Gas adsorbido
70-90% RF por pozo 20-30%
0.5 Tcf (14 BCM) EUR por pozo 5-20 bcf (140-425 MMm3)
Unidades a Decenas Número de pozos Centenares a Miles
No requiere Fracturación hidráulica Imprescindible
5-75 MM$ por pozo CAPEX inicial 5-20 MM$ por pozo
Significativamente menor CAPEX medio-largo plazo 5-20 MM$ por pozo
Convencional VS Shale Gas
6
0
0
0
0
0
1
1
1
1
1
1
Depth TVD
MD Horizontals
Thickness (net)
Total Organic content (TOC)
Average log porosity
Pressure gradiente (psi/foot)
Water saturation
Gas-in-place/section (bcf/section)
Anticipated recovery factor
Average EUR/horizontal well (bcfe)
0
2
4
6
8
10
12
14
EUR (bcfe) IP rate (mmcfe/d)
Finding cost ($/mcfe)
Well cost (M$)
Haynesville
Marecllus
Fayeteville
BarnettFuente: Chesapeake
12.000 ft
16.250 ft
350 ft
7%
9%
0,84 psi/ft
33%
200
38%
6,5
Características geoquímicas-geomecánicas
7
Fracturación hidráulica Perforación direccional
• Crea artificialmente la permeabilidad que
le falta a la roca.
• Creación de una red de drenaje para
obtener caudales económicos
• Se ha utilizado de forma masiva en los
últimos 50 años; actualmente se estimulan
hidráulicamente unos 35.000 pozos al año
• El primer pozo horizontal se perforó en
1929
• Se pueden perforar diversos pozos
gemelos desde un mismo
emplazamiento.
• Se introducen más de 3.000 metros
horizontalmente a lo largo de la
formación objetivo.
Tecnologías básicas
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Aditivos
Aditivo Componente Función
a) Inhibidor Etilenglicol Impide depósitos de cal
b) Acido Acido Clorhidrico Iniciador de fracturas (disolución minerales)
c) Bactericida Glutaldehido Evita corrosión
d) Reductor fricción Destilados del petróleo Reducir la fricción fluido-tubería
e) Surfactante Isopropanol Reduce fricción fracturación
f) Gelificante Goma arábiga Mejora la capacidad portadora de arena del agua
9
Evolución Productividad
Desarrollo Tecnológico Continuo
10
Evolución Productividad Desarrollo Tecnológico Continuo
• Ensayos sobre testigos para shale
11
Evolución Productividad
Desarrollo Tecnológico Continuo
• Selección fluido de fracturación
12
Evolución Productividad
Desarrollo Tecnológico Continuo
12
Transición hacia diseño ingenieril: Mejora de la eficiencia a través
de un diseño específico de la fracturación para cada pozo
13
Evolución Productividad
Desarrollo Tecnológico Continuo
• Uso de microsísmica para analizar el volumen de roca productiva
14 Fuente: Talisman
Evolución Costes
Curva Aprendizaje + Sistematización Perforación + Industria Servicios
15
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
mcf
/d
Años
Perfil de Producción Pozo Tipo, British Columbia
IP
EUR
• IP: Producción inicial
• EUR: Capacidad recuperable del pozo
• Capex, Opex
El fuerte declino inicial del
caudal, hace necesaria la
perforación de un mínimo
anual de pozos con objeto
de mantener un nivel medio
de producción
Rentabilidad: Variables principales
16
Los perfiles de inversión y el cash flow de un yacimiento de shale difieren de las cuencas
convencionales
Fuente: Wood Mackenzie
Rentabilidad shale gas vs convencional
17
0
2
4
6
8
10
12
14
EUR (bcfe) IP rate (mmcfe/d)
Finding cost ($/mcfe)
Well cost (M$)
Haynesville
Marecllus
Fayeteville
Barnett
Fuente: Chesapeake
Cada yacimiento de shale gas tiene unas propiedades geológicas particulares lo que
genera diferentes ratios operativos y económicos, y por tanto, rentabilidades distintas
Rentabilidad: comparativa
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• Reservas técnicamente recuperables de gas de
100 años del consumo.
• Mayor productor mundial de gas desde 2009
• Precio del gas ≈ 4 $/Mbtu
• Proyectos de exportación de GNL (≈ 200 Mtpa)
• Mayor productor mundial de crudo en 2017
• Producción eléctrica con gas
• Exportaciones de carbón
• Disminución de las emisiones de CO2
• Renacimiento industrial
• 2 millones de puestos de trabajo
Revolución energética en USA
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El shale gas en el resto del mundo
• Distribución geográfica más homogénea que los recursos convencionales (EIA-jun2013)
• Solo hay datos de recursos, no de reservas. Inicio exploración, pocos pozos perforados.
1 tcf= 28,3 bcm
• China, Argentina, Argelia, Canadá, Méjico, Australia, Sudáfrica, Rusia y Brasil son los
países que cuentan con las mayores reservas, por lo que previsiblemente podrían ser los
siguientes países en producir shale gas de forma comercial después de USA.
Recursos Shale gas
Técnicamente
Recuperables (tcf)
America del Norte 2.279
America del Sur 1.431
Australia 437
Asia 1.403
Rusia 415
Europa 470
Africa 1.361
TOTAL 7.795
20
1.200/225 (**)
3.800/735
2.300/480
4.300/735
1.400/285
20.600/3.900
1.900/480
21.600/4.200
1.450/6.60
0
16.200/3.625
Potencial de Gas “in
situ” (bcm)/
Potencial de Gas
Técnicamente
Recuperable (bcm) (*)
Un objetivo factible a largo plazo (20 años) sería una producción de 50 bcm/a que
reduciría en 10 puntos la dependencia energética, rebajaría un 10% los costes de
energía y crearía 1 Millón de puestos de trabajo.
(*) Fuente: EIA Report; Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States, June 2013.
(**) Incluye únicamente la Cuenca Vasco-Cantábrica. Otro estudio del Colegio Oficial de Minas estima unos recursos recuperables ≈2.000 bcm
El shale gas en Europa
Gran Bretaña: Nueva Ronda Exploratoria
• Se publicó el pasado 28 de Julio
• Los bloques ofertados (en rojo) suman
alrededor del 50% de la superficie de Gran
Bretaña
• Concesión Licencias: Entre 12 y 18 meses
tras la publicación de la ronda
• Con objeto de impulsar la exploración se han
tomado medidas que benefician a las
comunidades locales y a las compañías
• Se han acordado medidas de compromiso
con la comunidad local donde se desarrollen
los trabajos:
• Se pagará 100.000 Libras por
emplazamiento a la comunidad local más
cercana
• Se pagará a la comunidad local el 1% de
los ingresos derivados de la producción
• Se está trabajando en medidas para reducir
los tiempos para obtener las autorizaciones
necesarias para perforar
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