Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas: hidrocarburos no convencionales y geotermia

Transcripción

1 Coordinadora: Beatriz Yolanda Moratilla Soria Autores: Isaac Álvarez Fernández Alberto Amores González Tomás García Blanco Juan Antonio de Isabel García Rafael López Guijarro Sergio López Pérez Alfredo Méndez Carlos de Miguel Perales Gerardo Ramos González Pablo Royo Martín José Antonio Sáenz de Santamaría Benedet José Sánchez Guzmán Juan Cruz Vicuña Irusta Editan: Asociación Nacional de Ingenieros del ICAI C O L E C C I Ó N : A V A N C E S D E I N G E N I E R Í A Análisis de situación y prospectiva de nuevas tecnologías energéticas Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas: hidrocarburos no convencionales y geotermia 13

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3 Edita: Asociación Nacional de Ingenieros del ICAI Reina, Madrid Universidad Pontificia Comillas Alberto Aguilera, Madrid Sólo se permite la reproducción parcial de este libro, y con la condición de que se indique de forma precisa la fuente original. ISBN: Depósito Legal: M

4 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas: hidrocarburos no convencionales y geotermia Colección: Avances de Ingeniería Análisis de situación y prospectiva de nuevas tecnologías energéticas Editan: 13 Asociación Nacional de Ingenieros del ICAI Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI) Coordinadora: Beatriz Yolanda Moratilla Soria Autores: José Antonio Sáenz de Santamaría Benedet Juan Cruz Vicuña Irusta Tomás García Blanco Rafael López Guijarro Isaac Álvarez Fernández Alfredo Méndez Gerardo Ramos González Juan Antonio de Isabel García José Sánchez Guzmán Carlos de Miguel Perales Alberto Amores González Pablo Royo Martín Sergio López Pérez

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6 La Asociación Nacional de Ingenieros del ICAI y la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas de la Universidad Pontificia Comillas quieren agradecer su colaboración a las siguientes empresas e instituciones: Patrocinadores de la Jornada: Colegio Nacional de Ingenieros del ICAI Patrocinadores de la Jornada:

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8 Índice Prólogo 9 Capítulo I: Qué son los hidrocarburos no convencionales? Recursos y reservas José Antonio Sáenz de Santa María Benedet (Consultor independiente) 13 Capítulo II: Implicaciones geoestratégicas de los hidrocarburos no convencionales Juan Cruz Vicuña Irusta (SHESA) 31 Capítulo III: Exploración y explotación de hidrocarburos Tomás García Blanco (REPSOL) 51 Capítulo IV: El agua en los hidrocarburos no convencionales. Uso y alternativas Rafael López Guijarro (Montero R2) 67 Capítulo V: La protección de los acuíferos Isaac Álvarez Fernández (REPSOL Exploración) 79 Capítulo VI: La depuración del agua de retorno o flowback Alfredo Méndez (Baker Hughes) 113 Capítulo VII: La inyección profunda de efluentes Gerardo Ramos González (Instituto Geológico y Minero de España) 131

9 Capítulo VIII: La geotermia de baja entalpía para climatización Juan Antonio de Isabel García (GEOTER) 143 Capítulo IX: La estimulación de pozos en geotermia José Sánchez Guzmán (Tecnología y Recursos de la Tierra, S.A.) 165 Capítulo X: Regulación medioambiental Carlos de Miguel Perales (ICADE. Uría Menéndez) 179 Capítulo XI: Análisis del impacto del desarrollo de la exploración y producción de hidrocarburos en la economía española Alberto Amores González y Pablo Royo Martín (Deloitte) 195 Capítulo XII: Política energética e hidrocarburos no convencionales Sergio López Pérez (Ministerio de Industria, Energía y Turismo) 213

10 Prólogo España se enfrenta a un reto inesperado: la posibilidad de producir en su territorio gas natural. Lo que hasta hace muy pocos años parecía imposible, en un país con escasa tradición en exploración y producción de hidrocarburos, puede ser una realidad a medio plazo gracias a la evolución de dos técnicas utilizadas desde hace décadas en la industria de los hidrocarburos: la perforación horizontal y la fracturación hidráulica (fracking). La combinación de estos dos procesos permite extraer gas natural de la roca madre, inaccesible hasta hace unos años. De ahí viene la denominación de no convencional, que hace referencia al lugar en el que se encuentra el gas natural, no a su composición, su origen o la técnica del fracking, que se utiliza también en sondeos convencionales. Según los cálculos de Gessal, en su informe Evaluación preliminar de los recursos prospectivos de hidrocarburos convencionales y no convencionales en España, nuestro país dispone de recursos prospectivos de gas natural no convencional que podrían cubrir las necesidades de consumo nacionales durante 70 años. La exploración y producción de estos recursos generaría una significativa actividad económica. Según los cálculos de Deloitte en su estudio Impacto del desarrollo de la actividad de exploración y producción de hidrocarburos sobre la economía española, se traduciría en la creación de hasta puestos de trabajo directos, indirectos e inducidos y una aportación al PIB de hasta millones de euros en el año de mayor impacto, equivalente al 4,3 % de nuestra riqueza. Sin embargo, para determinar exactamente cuánto gas natural hay en España y cuánto puede producirse de manera económicamente viable, es necesario llevar a cabo trabajos previos de exploración. Algunos proyectos ya se encuentran muy adelantados y se han presentado los correspondientes estudios que, según la Ley de Impacto Ambiental de 2013, son obligatorios incluso en la fase de exploración. Esta norma incluyó todos los proyectos de perforación para la exploración, investigación o explotación de hidrocarburos que requieran la utilización de técnicas de fracturación hidráulica entre las actividades que necesitan una declaración de impacto ambiental previa al inicio de las operaciones. España es uno de los pocos países de la Unión Europea que obliga a realizar estudio de impacto ambiental en la fase exploratoria de los proyectos. Esos informes son elaborados por equipos multidisciplinares en los que participan técnicos altamente especializados, ingenieros, geólogos, hidrogeólogos, ambientalistas, biólogos, arqueólogos, que analizan aspectos como el ciclo del agua, hidrogeología, geología, geomecánica del subsuelo, sismicidad y calidad del aire, entre otros. 9

11 AVANCES DE INGENIERÍA Prólogo Como han puesto de manifiesto instituciones técnicas como el Consejo Científico Consultivo de las Academias Europeas (EASAC, por sus siglas en inglés) o la Asociación para la Defensa de la Calidad de las Aguas (Adecagua), formada por expertos independientes, no es asumible, desde una perspectiva técnica, descartar de entrada una actividad como el fracking. La extraordinaria experiencia acumulada en Estados Unidos y Canadá debería servir de base para su desarrollo en España. Los riesgos, de acuerdo con la experiencia acumulada, son controlables y mínimos siempre que la actuación de los operadores sea acorde con las buenas prácticas y mediante la aplicación de las mejores técnicas disponibles. Es fundamental que tanto las empresas como las administraciones operen con la máxima transparencia y pongan a disposición de los ciudadanos información objetiva y eficaz para contrarrestar alarmismos infundados y generar el grado adecuado de confianza en la población. Jornadas como la organizada por la Cátedra Rafael Mariño sobre Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas: hidrocarburos no convencionales y geotermia y este libro, que resume sus conclusiones, contribuyen al necesario debate sereno y objetivo. España no puede renunciar a una fuente de riqueza potencial como el gas natural, que utilizaremos sin duda durante las próximas décadas. Podemos seguir importándolo en su totalidad, como hasta ahora, con el consiguiente coste para todos nosotros, o producirlo en España, generando inversión, creación de empleo y competitividad. Pero, de momento, debemos explorar para conocer y conocer para decidir. David Alameda Director General de Shale Gas España 10

12 Capítulo I Qué son los hidrocarburos no convencionales? Recursos y reservas Autor: José Antonio Sáenz de Santa María Benedet Cargo: Consultor Independiente. Director de la Cátedra de Geología de Hunosa El sistema petrolero y los yacimientos no convencionales Y qué es una roca madre? Las lutitas orgánicas y las capas de carbón Volumen de hidrocarburos que quedan en la roca madre Recursos y reservas de gas/oil shale en el mundo

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14 Qué son los hidrocarburos no convencionales? Recursos y reservas José Antonio Sáenz de Santa María Benedet Consultor independiente. Director de la Cátedra de Geología de Hunosa El sistema petrolero y los yacimientos no convencionales Desde que se empieza a trabajar en hidrocarburos, se estudia lo que se llama el sistema petrolero, que básicamente explica que en una cuenca sedimentaria hay una roca madre, una roca que tiene altos contenidos de materia orgánica, entre el 2 y el 10 %, y que en determinadas condiciones de presión y temperatura, que pueden verse en la Figura I.1, genera hidrocarburos. Qué tipos de hidrocarburos? Petróleo y gas, gas húmedo y gas seco. Cabe destacar el pico de gas que se genera en superficie, que es lo que se llama metano biogénico. Todos los acuíferos superficiales que tengan un poco de materia orgánica contienen metano biogénico, unos más que otros, de ahí la famosa foto de la señora con el grifo Figura I.1 Sistema petrolero y condiciones necesarias para la formación de hidrocarburos 13

15 AVANCES DE INGENIERÍA Qué son los hidrocarburos no convencionales? Recursos y reservas prendiendo: eso no es un hidrocarburo generado en unas condiciones que se van a explotar después. Se generan una serie de hidrocarburos y después son expulsados de la roca madre y suben hacia la superficie quedando en ciertas condiciones, a no ser que exista una roca porosa tapada por una roca sello, quedando entonces entrampados. Esta trampa es lo que se conoce como yacimientos convencionales. Lo que se ha buscado durante 120 años. Sin embargo, siempre se ha sabido que en la roca madre quedan hidrocarburos que nunca se han explotado, los yacimientos no convencionales El cambio de paradigma es que ahora sí pueden explotarse. Las condiciones para un yacimiento convencional son, por tanto: Una roca madre generadora de petróleo y gas. Arcillas, margas y pizarras con abundante materia orgánica (4-10 %). Profundidad, presión y temperatura adecuadas. Ventana de generación de petróleo y gas. Migración vertical. Una roca porosa, con más o menos porosidad y densidad, que mantiene entrampados el gas, el petróleo y el agua salada que los acompaña, debajo de un sello. Roca sello impermeable (arcillas, pizarras). Deformación tectónica (formación de trampas), que tiene que ser previa a la migración de los hidrocarburos. En la Figura I.2 se pueden ver rocas madre generadoras: esto es la playa de Peñarrubia (Gijón) y Reinosa (Cantabria) y las black shale del Liásico de la cordillera Cantábrica. Figura I.2 Rocas madres generadoras en la cordillera Cantábrica Fuente: elaboración propia 14

16 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas AVANCES DE INGENIERÍA A continuación, en la Figura I.3 se muestra un yacimiento de un almacén de hidrocarburos en Alberta (Canadá) que se está explotando como si fuera una explotación a cielo abierto: es un almacén convencional, lo que se conoce como una tar sand, una arena petrolífera. Se saca la arena, luego se hace un proceso industrial y de ahí se obtienen hidrocarburos. Esto está funcionando ya, pero es un almacén convencional. Cuál es el cambio conceptual? Ahora con tener una roca madre generadora (arcillas, margas y pizarras con abundante materia orgánica, entre 4 y 10 %), profundidad, presión y temperatura, y la ventana de generación, se puede acceder a la roca donde hay bastantes hidrocarburos, % de lo que se haya generado, y se considera como una roca almacén. Este es el cambio: todas las rocas madre se pueden explotar, son almacenes de muy mala calidad desde el punto de vista de la petrofísica (baja porosidad y permeabilidad casi nula), presentan grandes extensiones superficiales y, como se ha indicado, una parte del petróleo y del gas está almacenada en ellas. Los hidrocarburos están almacenados en dos formas: En fase libre, esto es, en la porosidad de la roca (que es escasa y está poco conectada). Figura I.3 Almacén de hidrocarburos en Alberta (Canadá) Fuente: Elaboración Propia Fuente: elaboración propia 15

17 AVANCES DE INGENIERÍA Qué son los hidrocarburos no convencionales? Recursos y reservas Adsorbidos en la materia orgánica y el carbón, es decir, las moléculas de metano están pegadas, por decirlo así, a la pared de los granos de carbón y así se generan los yacimientos no convencionales. A continuación, en la Figura I.4 se presenta un mapa de Estados Unidos donde están los cien mayores campos de petróleo y gas de Estados Unidos en el año Estas son las cuencas que ahora se podrían explotar en Estados Unidos desde rocas madre, las que están debajo de estos yacimientos. En Argentina destaca la cuenca del Neuquen, aparte de otras que hay. En la Figura I.5 cada punto negro representa un yacimiento de petróleo y gas convencional. También está representada la formación Vaca Muerta, es decir, la roca madre generadora de petróleo y gas que ha dado lugar a esos pocos yacimientos que hay en la cuenca del Neuquen, y que hoy día se va a explotar como hidrocarburos no convencionales. La formación Vaca Muerta se extiende por unos km 2 (250 x 450 km), la tercera parte de España próximamente, y toda la parte de los yacimientos de plataforma y las cuencas de talud son los que tienen materia orgánica suficiente para considerarla como una roca potencialmente explotable. Un corte también muestra los yacimientos que existen y toda la formación Vaca Muerta que está debajo y se podría explotar. Por esa razón Argentina quiso nacionalizar lo que los técnicos españoles han descubierto. En Rusia, por ejemplo, destaca la cuenca oeste de Siberia, una gran cuenca de petróleo y gas. Y en Europa, la formación Bazhenov Figura I.6. Figura I.4 Mapa de los campos de petróleo y gas en Estados Unidos Fuente: Agencia de Información Energética, 2009 Fuente: Elaboración Propia 16

18 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas AVANCES DE INGENIERÍA Figura I.5 Mapa de los campos de petróleo y gas en Argentina y la cuenca del Neuquen Así pues, las rocas generadoras: A la vista de estos mapas, se extienden por todo el mundo. Hay cuencas convencionales sin campos convencionales, pero que tienen rocas madre que han Figura I.6 Mapa de los campos de petróleo y gas en Rusia y Europa, y la cuenca del oeste de Siberia y las cuencas europeas Fuente: SKOLKOVO. Moscow School of Management,

19 AVANCES DE INGENIERÍA Qué son los hidrocarburos no convencionales? Recursos y reservas generado petróleo y gas, por ejemplo, la vasco-cantábrica, con solo un yacimiento de petróleo y gas, que es el de Ayolueongo, y el de Gaviota en el mar; y, sin embargo, hay una roca generadora que se podría explotar. Por otro lado, los yacimientos no convencionales tienen un reparto mundial mucho más democrático que los convencionales, que están en buena parte en Oriente Medio, y llegan a extenderse por todo el mundo. Esto va a tener unas consecuencias geoestratégicas, económicas y políticas muy importantes, porque todo ello cambia la relación de fuerzas en el mundo energético, como está pasando ya con Estados Unidos, que ha pasado de importar gas a exportarlo. Algunas definiciones y características de los almacenes de petróleo y gas no convencionales se muestran a continuación. Existen muchos tipos de yacimientos no convencionales: Arenas compactas (tight gas sands): se trata de gas que está libre en los poros. Se encuentran en una roca arenosa (formaciones areniscas o calizas) que no tiene porosidad eficaz (< 10 %) ni permeabilidad (< 0,1 millidarcy), por lo que requiere de técnicas de perforación horizontal y fracturación para aumentar la permeabilidad. No deja de ser un yacimiento convencional de muy baja calidad. Shale gas y shale oil: el gas está libre en los poros y es adsorbido en la materia orgánica. Roca madre y almacén están juntas. Las rocas madre (arcillas o esquistos) son generadoras de petróleo y de gas. Las capas de shale tienen poca permeabilidad, por lo que la producción de gas en cantidades comerciales requiere técnicas de perforación horizontal y fracturación para aumentar dicha permeabilidad. El metano en capas de carbón (coalbed methane): gas adsorbido en la materia orgánica. El gas metano procede de estratos subterráneos de carbón. En este caso también roca madre y almacén están juntas. El gas queda adsorbido en la superficie granulada del carbón por la presión del agua que lo rodea. Para producir metano en capas de carbón primero debe extraerse el agua, reduciendo la presión para que el metano del carbón se libere y fluya hacia el núcleo del pozo. Todas las capas de carbón tienen gas: por ejemplo, en la cuenca asturiana las capas de carbón oscilan entre los m 3 por tonelada bruta. Hay capas con 40 m 3 por tonelada en Rusia. Los hidratos de metano: son gases ocluidos en cristales de hielo, capas de hielo a presión. Son muy abundantes en los sedimentos oceánicos y en zonas de tundra, aunque no hay técnicas rentables para su recuperación. En realidad, almacenes en roca madre son los de shale gas/oil y el metano en capas de carbón. 18

20 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas AVANCES DE INGENIERÍA Y qué es una roca madre? Las lutitas orgánicas y las capas de carbón A) Las lutitas orgánicas son: Rocas de shale de grano fino formadas a partir de la compactación de materiales detríticos de tamaño arcilla (0,006 mm) y limo (0,002 a 0,06 mm). Shale está mal traducido: la pizarra y el esquisto son una piedra metamórfica, un shale es más bien una arcilla compacta que no ha sufrido una deformación importante; en realidad, es una lutita, que es un tipo de grano (hay lutitas, limos, arenas y gravas). El contenido en materia orgánica varía entre el 2 % (habitual en lutitas) y el 10 % (lutitas orgánicas muy ricas). Rocas sedimentarias muy finamente laminadas. La materia orgánica son restos de plantas y animales. El medio de depósito muy bien definido: cuencas sedimentarias con condiciones ambientales de muy baja energía, reductoras o anóxicas (fondos lacustres y marinos profundos y anaerobios) que hacen que la materia orgánica se conserve previamente al enterramiento para luego sufrir los procesos descritos. En Figura I.7 se puede ver una lutita. Es la Marcellus Shale, que es una lutita norteamericana: miembro superior, medio e inferior. Esto es parecido a lo que hay en la cuenca carbonífera central en la península ibérica. Se presenta en el aspecto de lámina delgada, sin ningún tipo de arena. Figura I.7 Lutita de la Marcellus Shale, en Norteamérica Fuente: Brezinsky,

21 AVANCES DE INGENIERÍA Qué son los hidrocarburos no convencionales? Recursos y reservas La Marcellus con el reparto de materia orgánica en los distintos miembros se presenta en la Figura I.8. Varía del 1,5 al 1 % y el 7 %. Esta zona es la que, actualmente, se está explotando como hidrocarburos no convencionales. Un ejemplo de cuenca anóxica es hoy día el mar Negro Figura I.9. El mar Negro tiene una capa aireada, que es la capa de los 150 m de profundidad, y el resto está sedimentando por sedimentos orgánicos negros que no sufren ninguna oxidación ni putrefacción y que en su día constituirán una black shale Figura I.10. B) En el carbón las cosas son distintas: hay menos gas en los poros y el gas está dentro de la materia orgánica. El metano almacenado a una densidad próxima al estado líquido se encuentra en capas monomoleculares sobre la superficie de las partículas de carbón; se difunde a través de los microporos de la matriz hacia zonas de menor presión y concentración de metano; el metano alcanza el sistema de microfracturas y cleats y se produce en un flujo de dos fases. Figura I.8 Distribución y proporción de la materia orgánica en la Marcellus Fuente: Brezinsky,

22 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas AVANCES DE INGENIERÍA Figura I.9 El mar Negro, que constituye una cuenca anóxica, futura black shale Fuente: Brezinsky, 2010 Siguiendo lo que se llama la isoterma de adsorción, cuántas moléculas de gas se pueden pegar a un grano de carbón? Pues depende de la presión: cuanto más alta, más capacidad tiene de adsorber el gas. Evidentemente, los carbones tienen muy baja porosidad (eficaz o comunicada > 1 %) y permeabilidad (de 0,0001 a 0,1 mdarcy), y se comportan siguiendo la curva isoterma de Langmuir. Así, por ejemplo, en la curva básica de abajo, un carbón a 63 atm puede mantener 19 m 3 por tonelada. Si ese carbón se encuentra en condiciones atmosféricas, que es lo que pasa en una mina normalmente, solo puede mantener 7 y, por tanto, ha de desorber 12 m 3 por tonelada. En un pozo, si se cortara una capa de carbón, sería lo mismo: se fracturaría la capa, la fractura quedaría en condiciones atmosféricas y el gas migraría hacia la fractura, porque el carbón en condiciones at- Figura I.10 Coal bed methane y black shales. El proceso de adsorción y desorción Fuente: Isaac Álvarez,

23 AVANCES DE INGENIERÍA Qué son los hidrocarburos no convencionales? Recursos y reservas mosféricas no podrá soportar esta carga de m 3 por tonelada adsorbidos. Si aun así se hiciera una succión, se podría sacar algo más. Esta es la curva básica de la minería del carbón Figura I.11 y la responsable de los accidentes mineros: cuando se sucede un derrame grisuoso o de gas, se produce por el parámetro de velocidad de desorción, que es propia de cada capa de carbón o black shale, y puede ser muy lenta o muy rápida. Una pila de carbón en una térmica está desorbiendo gas a la atmósfera y nadie dice nada: se dice que con la ruptura hidráulica se cede carbón a la atmósfera, pero todas las pilas de carbón que veáis en los puertos o en las térmicas están desorbiendo gas, y nadie dice nada. Entonces ese gas es el que se pretende explotar a partir de las capas de carbón. Y la velocidad de desorción es la que produce los accidentes si es muy rápida. Volumen de hidrocarburos que quedan en la roca madre Cuánto gas queda en las capas de carbón? En la Figura I.12 se analizan en torno a 120 sistemas petroleros en todo el mundo. El petróleo que se ha explotado o se puede explotar es el gris claro (parte superior de la imagen), el gris oscuro (parte superior) es lo que se conoce como saturación irreductible, que ya no se puede sacar del yacimiento, y sin embargo hay una fracción que se queda y que no se ha expelido, que se puede explotar y varía entre el 30 y el 70 %. Figura I.11 Curva básica de la minería de carbón. Isoterma de adsorción/desorción 22

24 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas AVANCES DE INGENIERÍA Figura I.12 Análisis de 120 sistemas petroleros en el mundo En resumen se muestra la Figura I.13. Lo no convencional no es el hidrocarburo, sino que ahora se es capaz de explotar dentro de la roca madre. Por qué? Porque ahora somos capaces de dirigir los pozos desde la vertical que se hacía antes, solo se podía fracturar en la zona cercana. Ahora se es capaz de fracturar de manera horizontal durante 1-1,5 km, dirigirlo hacia donde se crea conveniente y crear mucha más superficie de explotación en un mismo pozo. Esta es la gran diferencia: el problema no es la fracturación hidráulica, una técnica conocida y explotada en los pozos de petróleo de todo el mundo, sino que ahora se es capaz de dirigir el pozo en cualquier dirección y poner mayor cantidad de roca en producción. Recursos y reservas de gas/oil shale en el mundo Qué recursos hay? Para considerar un yacimiento económico, tiene que haber: Un TOC (carbono orgánico total, por sus siglas en inglés total organic carbon) entre el 2 y el 10 % (máximo %). Funcionado la madurez térmica, que determina el tipo de fluido (Ro 0,55-1,00 petróleo; 1-1,5 gas húmedo; > 1,5 gas seco). Un espesor de m. 23

25 AVANCES DE INGENIERÍA Qué son los hidrocarburos no convencionales? Recursos y reservas Figura I.13 Tipos de yacimientos de gas, convencionales y no convencionales Fuente: BNK Una extensión superficial grande con continuidad física. Porosidad comunicada. Capacidad de adsorción. La curva isoterma de adsorción define la productividad a largo plazo de los pozos. Para considerar un black shale como yacimiento económico de gas o petróleo se requiere: a) Facilidad de fracturación-fracturabilidad de la roca. Litologías no excesivamente arcillosas; mayor eficiencia de la fracturación hidráulica; mayor extensión de fracturas y volumen de reservas por pozo. b) Presencia de fracturación natural. Mejora la eficiencia de la fracturación hidráulica. Muy importante en CBM (metano en capas de carbón, por sus siglas en inglés coalbed methane). Presión de formación. Dónde están los yacimientos? A continuación se muestra un plano de todas las cuencas que hay en el mundo reconocidas como shale gas o shale oil Figura I.14. Curiosamente este plano solo se refiere a cuencas onshore. No se evalúan todavía las cuencas en el mar, que evidentemente existen, porque hay hidrocarburos en el mar en todas las partes del mundo, por lo que tiene que haber rocas madre debajo. Estados Unidos es un país privilegiado: en gris oscuro están las reservas probadas y en gris claro las sin probar. Se puede ver claramente la cuenca del oeste de Siberia 24

26 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas AVANCES DE INGENIERÍA Figura I.14 Mapa de distribución de las cuencas de shale gas y shale oil Fuente: Agencia de Información Energética (Bazhenov); en China, Tarim, Sichuan y Songliao; en Australia, Canning, Georgina y Cooper; en Sudáfrica, Karoo Basin; en Argelia, Tindouff, Reggane y Ghandames; el Neoquen, Chaco Paraná, Llanos o Maracaibo, etc. En resumen: hay cuencas sedimentarias con rocas madre en todo el mundo; están ampliamente distribuidas y tienen una gran extensión. Se trata de un recurso mucho más democrático. Existen muchas estimaciones de recursos y reserva, pero en general se refieren solo a recursos onshore. En todo caso, hace falta mucho desarrollo de la exploración, pero en conjunto se garantiza gas y petróleo para unos doscientos años de consumo. Un ejemplo de estimación de la US Energy Information Administration (2013) señala unas reservas de gas globales de trillones cúbicos recuperables, de los cuales se considera que hay 7201 Tcf de gas shale, 8842 Tcf de convencional y 6839 Tcg de reservas probadas de gas de los dos tipos, es decir, las que se estiman son prácticamente las mismas que las de gas convencional. De petróleo igualmente hay estimaciones de la misma fuente, unos 3,357 x 10(12) barriles de petróleo recuperables, de los que 1642 son reservas probadas de ambos tipos, 0,345 oil shale, y 1370 barriles convencionales, es decir, 102 años al ritmo de producción actual. Y en España? En la Figura I.15 se puede ver un mapa del Instituto Geológico y Minero de España (IGME) del año 2004 en el que se evalúa el gas sobre las capas 25

27 AVANCES DE INGENIERÍA Qué son los hidrocarburos no convencionales? Recursos y reservas Figura I.15 Mapa de distribución de las cuencas de shale gas y shale oil en España Fuente: IGME, 2004 de carbón, sobre las zonas carbonosas. Se entiende que se trata de una posibilidad que se debería investigar, pero la situación que se está creando lo impide. Ese es el problema. El problema no es que se vaya a explorar gas y petróleo no convencional en España, el problema es que no se nos deja investigar. En cuanto al petróleo, la cuenca vasco-cantábrica y La Rioja son las que tienen posibilidades. Para acabar, se muestran imágenes del sondeo Modesta I, un proyecto de gas de 1994 en Sama de Langreo Figura I.16. Se fracturó el pozo y se obtuvo gas. La fracturación está debajo del pozo Marialuisa, que todavía se sigue explotando. También en La Rioja, Nájera, Huércanos, se encuentra el Rioja IV, en el que en la anterior balsa de lodos hay un viñedo, por lo que la recuperación del terreno no supone ningún problema Figura I

28 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas AVANCES DE INGENIERÍA Figura I.16 Sondeo Modesta I Figura I.17 Sondeo Rioja IV y su recuperación de terreno 27

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30 Capítulo II Implicaciones geoestratégicas de los hidrocarburos no convencionales Autor: Juan Cruz Vicuña Irusta Institución: SHESA Cargo: Exdirector General Introducción La revolución de los hidrocarburos no convencionales Los recursos no convencionales en otras partes del mundo La situación en Europa Conclusiones

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32 Implicaciones geoestratégicas de los hidrocarburos no convencionales Juan Cruz Vicuña Irusta - SHESA Introducción Las consecuencias futuras de la irrupción de los hidrocarburos no convencionales, principalmente del oil y shale gas, en el mercado energético son objeto de encendidos debates en los que participan múltiples agentes que abordan la materia desde muy diversos ángulos. La realidad es que, por el momento, la única experiencia contrastable de esas consecuencias se refiere al caso americano, ya que hasta el presente la explotación de ese tipo de recursos en cantidades reseñables se limita fundamentalmente a los Estados Unidos de América, en menor cuantía a Canadá, y a otros contados países. Por ello, se analizará el caso de Estados Unidos, primer consumidor mundial de hidrocarburos e importador neto desde hace ya años, y se tratará de desvelar las consecuencias internas e internacionales del desarrollo de sus yacimientos no convencionales siguiendo las opiniones de diferentes administraciones y expertos. Por último, se ha de considerar la posible repetición del caso americano en otras partes del mundo y sus previsibles consecuencias. La revolución de los hidrocarburos no convencionales Al leer la prensa o las publicaciones relacionadas con la energía se encuentran, prácticamente a diario, noticias como estas: «Rusia aumenta su capacidad de transporte de gas hacia Europa». «Reino Unido debe estar en el corazón de la revolución del shale gas». «Europa debería volver la vista hacia sus activos energéticos». 31

33 AVANCES DE INGENIERÍA Implicaciones geoestratégicas de los hidrocarburos no convencionales Y todas ellas responden a manifestaciones de analistas energéticos y de personalidades relevantes de la política internacional. Parece mentira que hace menos de una década se discutiera si se había alcanzado o no el peak oil, comentando que seguía quedando, como siempre, petróleo para otros cuarenta años y que, sin embargo, los hidrocarburos no convencionales, que ya emergían con fuerza en Estados Unidos, fueran unos desconocidos para muchos o una aventura con dudoso futuro de unas compañías independientes americanas para otros. La perforación y realización de pruebas de producción en el pozo Armentia 1, situado en la cuenca vasco-cantábrica, por parte de la Sociedad de Hidrocarburos de Euskadi con la colaboración de otros socios, entre los años 1997 y 2003, confirmó los resultados de una docena de pozos perforados a lo largo de los cincuenta años anteriores: la presencia sistemática de gas natural en determinadas formaciones geológicas de la cuenca explorada y el carácter económico marginal de este. Y la reflexión fue inmediata: Existiría algún medio de extraer ese gas en condiciones de rentabilidad? Cuál sería la cantidad de gas recuperable en esa cuenca? Estas preguntas impulsaron la búsqueda de análogos a nivel mundial, localizando diversas publicaciones relativas al desarrollo creciente del aprovechamiento de yacimientos de baja permeabilidad y porosidad, tipo tight, y de los denominados gas shales en los Estados Unidos de América. Desde aquel momento se sigue con atención el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales en Estados Unidos, asistiendo sorprendidos a la meteórica evolución de ese campo de actividad en aquel país y a sus repercusiones a nivel mundial, y en el año 2006 se solicitan varios permisos de investigación en la cuenca cantábrica con el fin de tratar de conocer la respuesta de las formaciones geológicas cortadas por el pozo Armentia 1 Figura II.1 y sus predecesores a las técnicas de perforación y estimulación desarrolladas en Estados Unidos. Desgraciadamente, a día de hoy no ha sido posible llevar a cabo estos trabajos de investigación, fundamentalmente por razones de índole administrativa. Poco podía imaginar G. Mitchell las consecuencias de sus trabajos. En 1981, tras años de experimentación, la compañía de su propiedad, Mitchell Energy, perforó y estimuló mediante fracturación hidráulica el Pozo Slay 1, unos 60 km al noroeste de Fort Worth (Texas), pozo considerado descubridor del Barnett Shale. Pero se necesitaron hasta 36 pozos para poder confirmar y registrar las primeras reservas comerciales en esa formación en el año

34 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas AVANCES DE INGENIERÍA Figura II.1 Pozo Armentia 1, Álava, Gas en antorcha, perforando en underbalanced Fuente: elaboración propia Y esta experiencia fue inmediatamente replicada en otras cuencas de Estados Unidos, con 20 plays en exploración o explotación para el año 2011, como queda reflejado en la Figura II.2. Muchos de estos plays han tenido un desarrollo muy rápido, resultado del aprendizaje conseguido en Barnett y otros plays pioneros, de la impresionante infraestructura del sector del petróleo y el gas en Estados Unidos y Canadá, de una regulación de los recursos minerales que propicia la actividad y de ser con frecuencia el propietario del suelo propietario de los recursos del subsuelo. Y todo el mundo atribuye la dispersión de los precios del gas para diferentes hubs del mundo, representados en la Figura II.3, al desarrollo del gas natural comprimido (GNC) en Estados Unidos, alcanzándose en el año 2012, en países de referencia, precios del gas de tres a siete veces superiores a los del Henry Hub americano. 33

35 AVANCES DE INGENIERÍA Implicaciones geoestratégicas de los hidrocarburos no convencionales Figura II.2 Mapa geoestratégico de hidrocarburos en Estados Unidos Fuente: Shale Gas. A Global Resource. C. Boyer et al. Oildfield Review. Autumn Adapted from Kuuskra et al. Y cuáles han sido las consecuencias inmediatas de este fenómeno? Se han de comparar las estimaciones realizadas por la Agencia de Información Energética (EIA) americana en sus informes anuales de 2008 y 2013 Figura II.4. Estos gráficos, realizados en 2008 por la EIA, recogen datos históricos hasta el año 2006 y previsiones hasta el año 2030 correspondientes a la producción nacional de Estados Unidos de gas y petróleo, así como a la evolución de la importación y del consumo interno para el mismo período de tiempo. 34

36 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas AVANCES DE INGENIERÍA Figura II.3 Evolución de los precios del spot de gas natural en diversos mercados, Fuente: BP Statical Review of World Energy, 2013 Figura II.4 Estimaciones realizadas en hidrocarburos Fuente: Agencia de Información Energética,

37 AVANCES DE INGENIERÍA Implicaciones geoestratégicas de los hidrocarburos no convencionales Para el caso del crudo (gráficos de la izquierda), las previsiones realizadas en 2008 con datos históricos acumulados hasta 2006 estimaban una reducción porcentual de productos importados respecto del consumo total, pasando de un 60 % en 2006 a un 54 % en 2030, aun cuando en términos absolutos el volumen importado resultaba parecido debido al aumento del consumo en el período, con valores de importación próximos a los 12 MBbls/d. En el caso del gas natural (gráficos de la derecha), se repite la situación deficitaria que exige mantener la importación de gas, previéndose una creciente dependencia del gas natural licuado (GNL) transportado por mar, que alcanza en 2030 volúmenes de unos 3 Tcf. Tan solo seis años más tarde, en las previsiones presentadas en el anuario de 2014, que alcanzan hasta el año 2040, el panorama presenta un marcado cambio. La EIA considera tres escenarios: uno de referencia y otros dos correspondientes a valoraciones al alza y a la baja de los recursos nacionales de petróleo y gas extraíbles Figura II.5 Para el caso del petróleo, el grado de incertidumbre existente respecto de las reservas extraíbles, principalmente de petróleo no convencional, es elevado. En el caso de referencia la producción alcanzaría valores próximos a los 10 MBbls en 2016 frente a los 5 MBbls de 2008, gracias a las aportaciones de los yacimientos no convencionales, iniciándose más adelante un declive sostenido. Esto haría que la importación neta de petróleo y productos derivados, que representó en 2012 un 41 % del consumo interno, descendiera al 25 % en 2016, volviendo a aumentar tras unos años de estabilidad para alcanzar valores del 32 % en En el caso de «Elevados recursos de petróleo y gas extraíbles», la importación neta de crudo y productos descendería hasta valores del 15 % del consumo en 2020, pudiendo darse el caso de que, hacia 2040, Estados Unidos se convirtiera en exportador neto de petróleo y productos derivados. Respecto del gas natural, el supuesto de referencia prevé, como expresa el gráfico superior derecho, la reducción de las importaciones netas, que alcanzaron valores del 6 % en 2012, a una situación de autosuficiencia en 2020, pudiendo llegar, a partir de ese momento, a una situación de exportador neto. Esto explica las numerosas solicitudes de permisos de exportación de GNL en Estados Unidos, 7 aprobados por DOE (Departamento de Energía de los Estados Unidos, por sus siglas en inglés Department of Energy) y 24 pendientes de resolución, y la práctica paralización de proyectos de plantas de regasificación previstos hace pocos años. Complementariamente, el gráfico inferior derecho representa la evolución prevista de la producción de gas por tipos, observándose que la participación del shale gas en el año 2040 supera el 50 %, correspondiendo al conjunto de los no-convencionales alrededor del 80 %. 36

38 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas AVANCES DE INGENIERÍA Figura II.5 Nuevos gráficos de previsiones en Estados Unidos Fuente: Agencia de Información Energética, 2013 Los recursos no convencionales en otras partes del mundo La pregunta inmediata que surge es si puede este fenómeno ser replicable en otras partes del mundo. En el caso del petróleo, el Consejo Mundial del Petróleo realiza en su informe World Energy Resources Survey del año 2013 una estimación de las reservas mundiales probadas de petróleo y gas. Para el caso del petróleo Tabla II.1, las reservas probadas se establecen en Mt, equivalentes a 1631 GBbls, cifra coincidente con la presentada por BP en su Statistical Review of World Energy de junio de 2013, con una vida estimada de 56 años para ritmos de extracción medios anuales de 29 GBbls. 37

39 AVANCES DE INGENIERÍA Implicaciones geoestratégicas de los hidrocarburos no convencionales Tabla II.1 Reservas mundiales de petróleo Fuente: World Energy Resources. World Energy Council Survey En el mismo informe se señala que, de confirmarse la disponibilidad de los recursos no convencionales que barajan diversas organizaciones, estas reservas se podrían multiplicar por cuatro. Lo señalado por el Consejo Mundial del Petróleo ya fue indicado por la Agencia Internacional de la Energía en su World Energy Outlook de 2011, que estableció los recursos potencialmente extraíbles en más de 5000 GBbls, siendo reseñable el protagonismo alcanzado en ese supuesto por Norteamérica, con potenciales recursos extraíbles estimados en más de 2000 GBbls Figura II.6. En el caso del gas natural, las reservas probadas se establecen, por parte del Consejo Mundial del Petróleo, en 210 Tcm con una vida estimada de 55 años para el conjunto del mundo, considerando niveles de producción anuales de 3813 Bcm (3,8 Tcm) Tabla II.2. Volviendo a las estimaciones realizadas por la Agencia Internacional de la Energía en 2011 para el caso del gas, que incluyen los potenciales recursos no convencionales extraíbles de ese combustible, se observa un drástico cambio de paisaje respecto de la anterior imagen y de evaluaciones realizadas en años previos Figura II.7. Los valores resultantes, en este supuesto, para el conjunto del mundo son de unos de 800 Tcm de gas y de una cobertura de más de doscientos años para la producción mundial del año Evidentemente estos valores deben ser considerados con suma cautela por no tratarse de reservas probadas. 38

40 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas AVANCES DE INGENIERÍA Figura II.6 Potenciales recursos recuperables de petróleo Fuente: World Energy Outlook, IEA 2011 Otros datos importantes que considerar son: El significativo cambio del mapa de posibles países productores. El hecho de que existen múltiples cuencas a nivel mundial cuyo potencial no ha sido todavía evaluado, tanto para petróleo como para gas natural. Tabla II.2 Reservas mundiales de gas Fuente: World Energy Resources. World Energy Council Survey 39

41 AVANCES DE INGENIERÍA Implicaciones geoestratégicas de los hidrocarburos no convencionales Figura II.7 Reservas mundiales de gas World Energy Resources. World Energy Council Survey Si se revisa, por otra parte, la última evaluación realizada por la EIA en su estudio de junio de 2013, «Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States», se observa que las cifras correspondientes a petróleo y gas, tipo shale oil y shale gas, técnicamente recuperables son de 335 Gbbls de petróleo y de 7795 Tcf (220,4 Tcm) de gas a nivel mundial, y de 48 Gbbls y 1161 Tcf (32,8 Tcm) para Estados Unidos, sin que estas cifras incluyan otros hidrocarburos no convencionales de yacimientos tipo tight ni metano de capas de carbón Figura II.8. Hay que considerar que el estudio ha evaluado un número limitado de cuencas y dentro de ellas determinados plays, y que amplias áreas del mundo, coloreadas en blanco en el mapa, algunas de ellas con seguros abundantes recursos, no han sido evaluadas (es el caso de la península arábiga, Irán, Irak, etc.). Resulta especialmente destacable el caso de China, país para el que se estima un recurso de shale gas técnicamente recuperable de 1115 Tcf, lo que equivale a 31,5 Tcm, que representa 219 veces el consumo de gas de ese país en el año 2012 (que fue de 143,8 Bcm) o 43 veces el consumo de Estados Unidos de ese mismo año (que fue de 722,1 Bcm). 40

42 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas AVANCES DE INGENIERÍA Figura II.8 Mapa de yacimientos de carbón Fuente: Agencia de Información Energética, 2013 Es necesario, sin embargo, reiterar que estas cifras corresponden a evaluaciones muy preliminares. Sin que la fiabilidad de las reservas probadas y de los recursos técnicamente recuperables sean comparables, lo abultado de las cifras de estos últimos da que pensar, máxime cuando son establecidos por administraciones de referencia. Y, así, a nadie se le escapan las consecuencias estratégicas, de escala mundial, de este cambio, consecuencias que son puestas de manifiesto por todos los analistas consultados y que tienen su principal base en dos aspectos relevantes: Aumento significativo del volumen de hidrocarburos a nivel mundial respecto de evaluaciones previas que, en ausencia de otras consideraciones, modifica la esperanza de vida de esa fuente de energía. Redistribución de las potenciales reservas extraíbles que modifica el mapa tradicional de países productores-países consumidores. Pero, simultáneamente, son muchas las incógnitas reconocidas por todos los analistas consultados: 41

43 AVANCES DE INGENIERÍA Implicaciones geoestratégicas de los hidrocarburos no convencionales Se confirmarán, al menos parcialmente, las expectativas de reservas actualmente en evaluación? Se encontrará este recurso ampliamente distribuido, localizándose en naciones consumidoras pero con bajos o nulos volúmenes de recursos propios de hidrocarburos convencionales? En qué modo declinará la producción en los diferentes plays que se descubran? Será factible lograr puestas en explotación tempranas y con costes controlados en países con escasa infraestructura petrolera? Será posible lograr consensos sociales que permitan avanzar en la exploración de los potenciales recursos y, en su caso, en su posterior explotación en los países en que esos trabajos son cuestionados? Estas y otras incógnitas están pendientes de respuestas definitivas. Hace ya algún tiempo, en mayo de 2011, el EUCERS (King s College de Londres) publicó un trabajo de Maximilian Kuhn y Frank Umbach, titulado Perspectivas estratégicas del gas no convencional Figura II.9. En la introducción de este documento se recoge la siguiente reflexión: «En suma, al margen de cómo se vea la evolución del gas no convencional en Europa e independientemente de que el desarrollo del gas no convencional sea posible y sostenible en Europa a medio o largo plazo, el shale gas ya ha modificado el mercado europeo, antes incluso de que se haya perforado un solo pozo o de que una sola molécula de gas no convencional haya sido producida en una cuenca europea.» Este estudio resalta también otros puntos de interés, señalando que: La ventaja del gas no convencional, dada su amplia distribución mundial, es que se trata de una fuente nacional de abastecimiento energético que mejora la seguridad de abastecimiento de cada país. La llegada del shale gas ha tenido consecuencias geopolíticas, provocando una reacción en cadena, y en el caso de Europa se están revisando y renegociando precios. Como consecuencia, alrededor del 15 % de los suministros de Gazprom se han desindexado del precio del petróleo. Y, por último, durante el cuarto trimestre de 2010, las exportaciones de Rusia a Europa se redujeron en un 17 %, debido, entre otras causas (no olvidemos la crisis), a una situación de sobreabastecimiento por redireccionamiento de buques de GNL. Sorprende que las grandes compañías del sector de los hidrocarburos hayan tardado en desembarcar en el campo de los no convencionales, pero, por su parte, en la publicación anual de BP citada anteriormente el CEO del grupo, Mr. Dudley, resalta que: 42

44 Usos del agua en las nuevas tecnologías energéticas AVANCES DE INGENIERÍA «Del lado del abastecimiento, el fenómeno más significativo sigue siendo la revolución de los shale americanos y que en 2012 Estados Unidos registrara el mayor incremento de producción de petróleo y gas natural del mundo, y el mayor aumento de producción de petróleo de su historia.» Este mismo trabajo revela datos significativos, indicativos de la velocidad y el alcance de los acontecimientos ligados en parte al desarrollo de los hidrocarburos no convencionales en Estados Unidos, y así señala que: Aunque la producción de gas natural creció en 2012 por debajo de la media de los últimos años, fue el único combustible fósil que vio aumentar su consumo. El bajo precio del gas natural en Estados Unidos propició la competencia de este recurso con el carbón, desplazándolo como fuente de generación eléctrica. Figura II.9 Trabajo Perspectivas estratégicas del gas no convencional Fuente: European Centre for Energy and Resource Security 43

45 AVANCES DE INGENIERÍA Implicaciones geoestratégicas de los hidrocarburos no convencionales Por el contrario, en Europa, donde el gas natural fue más caro, el uso de carbón como energía alternativa para generación aumentó. Parte del GNL con destino Europa fue redirigido a Asia. En abril de 2013, el Centro de Estudios Estratégicos Internacionales, con sede en Washington, publicó un documento referido a las implicaciones geoestratégicas del petróleo y el gas no convencionales, del que he extraído algunas reflexiones que considero de interés. Los autores reconocen en primer lugar que: La producción de petróleo y gas no convencional se encuentra en sus albores y queda mucho por conocer en relación con sus perfiles de producción a largo plazo. Resulta, por tanto, difícil afirmar lo que el futuro nos puede deparar. Coinciden también con otros autores consultados en que: «Quizá el cambio más importante acaecido en estos tiempos ha sido la generalizada constatación de la viabilidad económica, tecnológica y comercial de los enormes recursos de petróleo y gas en Norteamérica y el potencial para transferir este éxito a otras partes del mundo con recursos similares, lo que puede alterar significativamente el panorama energético en aspectos importantes». El potencial para producir petróleo y gas de yacimientos no convencionales alrededor del mundo puede modificar la idea existente hasta ahora de una concentración de producción a medio plazo en regiones muy concretas, fundamentalmente Eurasia y Oriente Medio. Así, si los países con mayor crecimiento en el consumo de hidrocarburos, localizados en Asia, desarrollaran sus recursos, la competencia por estos con Estados Unidos y el hemisferio occidental se relajaría, pudiendo atenuar la influencia de los países de Extremo Oriente como nuevo centro de demanda. Por el contrario, la carencia de ese tipo de recursos en el Lejano Oriente, sea por falta de viabilidad de su extracción o por otras causas, unida a la aparente abundancia de recursos en Estados Unidos, conduciría a un incremento de lazos comerciales entre Oriente Medio y Asia, que podría pasar a constituir el centro de demanda de la exportación. En su libro Energy and the Atlantic: The Shifting Energy Landscape of the Atlantic Basin, realizado para la Fundación German Marshall de Estados Unidos en 2012, Paul Isbell presenta la cuenca atlántica como una futura unidad geoeconómica, indicando que un incipiente «sistema energético de la cuenca atlántica» está comenzando a constituirse. Y entre los vectores reconocidos en el proceso se encuentra «la revolución del shale gas». En sintonía con lo comentado con anterioridad, Isbell señala que las implicaciones de este cambio de panorama energético modificarían la tradicional dependencia de los países occidentales de los países productores de Oriente Medio, reduciéndose al tiempo el peso de esas naciones, de Rusia y del boom asiático en las ecuaciones estratégicas de Occidente. 44