autumn seminar. retos del gas no convencional. d. francisco velasco

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

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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

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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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