GAS NATURAL EN COSTA RICA

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1 GAS NATURAL EN COSTA RICA MBA Ing. Mihaela Dobrinescu Junio 2013 Avance para la importación necesidad de explorar en el territorio nacional y expectativas para la incorporación en la Matriz Energética del País

2 1. ES EL GAS NATURAL UN DERIVADO DEL PETRÓLEO?

3 La materia orgánica generadora de petróleo y de gas natural El origen del Petróleo y del Gas Natural se deriva de la materia orgánica formada en la superficie de la tierra y enterrada en condiciones especiales. Para el petróleo el aporte de materia orgánica es distinto que para el gas natural: mientras que para el petróleo en un 65% son los restos de algas marinas, organismos unicelulares (fitoplanton) para el gas natural la materia orgánica no es marina (terrestre) El lugar en que se deposita la materia orgánica para el petróleo es el medio marino, respectivamente aguas de poca profundidad, en zonas cálidas y tranquilas mientras que la materia orgánica generadora de gas natural se deposita en zonas cerca de las áreas de drenaje continental (lagunas, deltas). El material orgánico requiere de un rápido enteramiento en condiciones anaeróbicas.

4 Factores que intervienen en la transformación de la materia orgánica FACTORES EXTERNOS FÍSICOS 1. Temperatura 2. Presión relación directa relación inversa 3. Tiempo de residencia - Geostática - Hidroestática FACTORES QUIMICOS 1. Composición del sedimento 2. Composición de las aguas porales

5 Etapas de transformación de la Materia Orgánica Diagénesis, Catagénesis y Metagénesis Diagénesis Catágenesis Diagénesis Al final de este proceso de transformación la materia orgánica se ha transformado en Kerrógeno Catágenesis En este proceso de transformación se da un aumento de temperatura de 50 C 150 C < 200 C y de la presión de 300 a bar durante la sumersión de la cuenca sedimentaria. La degradación termal del Kerógeno es la responsable de la generación de la mayoría de los hidrocarburos (gas y petróleo) Metagénesis Metagénesis Fuente: B. P. Tissot & D.H. Welte: Petroleum Formation and occurrence A new approach to oil and gas exploration; 1978 se encuentra únicamente a grandes profundidades, aumenta la temperatura y la presión.

6 Etapas de transformación de la Materia Orgánica Diagénesis, Catagénesis y Metagénesis modificada Ventana de gas

7 Transformación de la materia orgánica, tipos de Kerógeno, ventanas de generación hidrocarburos DIAGÉNESIS El producto final obtenido de la transformación de la materia orgánica es el KERÓGENO que se presenta en 4 tipos. El único hidrocarburo producido es el metano biogénico. CATAGÉNESIS El KERÓGENO se sumerge y bajo la temperatura y la presión se generan hidrocarburos; ocurre el proceso de maduración. Kerógeno I propenso a EXINITA petróleo Kerógeno II propenso a EXINITA petróleo y VITRINITA gas natural Kerógeno III propenso a VITRINITA principalmente gas natural Kerógeno IV propenso a INERTITA con poca capacidad de generar Ventana del petróleo Ventana del gas natural T: C T: 50 < 200 C P: 1-4 km P: < 6 km METAGÉNESIS Roca (materia orgánica) sobremadura. T >200 C y > 5 km Sin capacidad de generar petróleo o gas natural del Kerógeno.

8 EL GAS NATURAL NO ES UN DERIVADO DEL PETRÓLEO 1. El petróleo y el gas natural proviene de los 4 diferentes tipos de Kerógeno por la transformación de diferente materia orgánica, bajo la influencia de factores externos distintos en procesos físico químicos similares pero independientes. 2. En el proceso de transformación de la materia orgánica se diferencian 4 etapas: Diagénesis, Catagénesis, Metagénesis y Metamorfismo, cuyo entendimiento y el establecimiento de los límites existentes entre ellas contribuye al éxito exploratorio. 3. Los factores externos (temperatura, presión y tiempo) son los que intervienen decisivamente en la generación del petróleo y del gas natural. 4. La ventana de petróleo y la ventana de gas natural son distintas y se deben a diferentes valores de los factores externos. 5. EL petróleo y el gas natural de interés comercial se genera en la etapa Catagénica. 6. El gas natural, el petróleo y sus derivados se reúnen bajo el término hidrocarburos siendo este relacionado con sus elementos moleculares sin pretender establecer una relación de derivación. 7. El gas natural no es un derivado del petróleo natural o como resultado de un proceso industrial.

9 2. HAY POTENCIAL DE GAS NATURAL Y DE PETRÓLEO EN COSTA RICA? GENERACIÓN (tipo de cuenca, edad, materia orgánica, gradiente geotérmico, presión) MIGRACIÓN (primaria, secundaria) ACUMULACIÓN (yacimientos convencionales y no convencionales)

10 La actividad de exploración y producción de hidrocarburos Métodos de investigación IMPACTO BAJO IMPACTO MEDIANO IMPACTO ALTO Fotogeología Sísmica regional Pozo de prospección Landsat Sísmica de detalle Pozo de exploración Geología de campo Sísmica 3D (alto detalle) Pozo de producción Geoquímica Aeromagnetometría Gravimetría Impacto ambiental es proporcional con: - la intensidad de investigación, - el método de investigación utilizado, - la vulnerabilidad de la zona explorada o en producción 10

11 La espiral - expresión de la exploración La actividad de exploración es un proceso de investigación en que se procesa, interpreta e integra la información obtenida bajo diferentes métodos en la campaña desarrollada. Los resultados obtenidos son motivo de la programación de una nueva campaña, más detallada y cuyos datos tiene la misma evolución que la campaña anterior. Los métodos de investigación son complementarios y ninguno por si solo puede dar la respuesta definitiva sobre el potencial del área de estudio. El desarrollo de la etapa de exploración se asemeja a una espiral que para en el momento en que se llega a localizar y poner en producción un yacimiento comercial.

12 Escala de tiempo geológico Escala de tiempo geológico de Costa Rica

13 Las placas tectónicas de Centroamérica Fuente:

14 La subducción

15 Mapa Tectónico de Costa Rica

16 Gradiente Geotérmico Promedio de Cuencas Sedimentarias de Costa Rica Cuenca Ante Arco Cuencas Tras Arco Tempisque San Carlos Limón Norte Limón Sur 2,27 C/100m 4,67 C/100m 3,5 C/100m 2,0-6,6 C/100m Elaborado por: M. Dobrinescu,

17 La migración y la acumulación de los hidrocarburos MIGRACIÓN = el desplazamiento del hidrocarburo del sedimento mineral en que se ha formado, a una roca capaz de almacenar.

18 1. La migración primaria = el desplazamiento de los hidrocarburosdentro de la roca madre a la roca almacén, comprendidas dentro de la misma formación geológica. 2. La migración secundaria = el desplazamiento per ascensum o per descensum de los hidrocarburos de la roca madre a una formación adyacente. 3. La desmigración = el desplazamiento de hidrocarburos de la roca generadora o de una acumulación a la superficie terrestre. 4. La acumulación de los hidrocarburos ocurre al final del proceso de migración cuando existen los siguentes elementos favorables: - roca reservorio o almacén de alta porosidad y permeabilidad que almacene grandes cantidades de hidrocarburos - roca sello de naturaleza impermeable que actua como barrera para el escape del petróleo o del gas - trampa o estructura geológica

19 Acumulación de gas natural y petróleo

20 Clasificación de los yacimientos convencionales de petróleo y gas natural en función de trampa y reservorio Trampa Reservorio Pliegue Estructura Estratigráfico Litológico Pantalla tectónica Estructuralestratigráfico Estratigráfico Estructural - litológico Litológico Estratiforme Intermediario Masivo Delimitado litológicamente Las zonas oscuras representan acumulaciones de petróleo y/o gas natural Fuente: Dr. Vasile Lazarescu; Geología de los Yacimientos de Petról y Gas

21 Yacimientos convencionales y no convencionales de hidrocarburos

22 Tipos de yacimientos no convencionales y modalidades de producción 1. Shale Gas, o Gas de las rocas sedimentarias Lutitas, cuyo sedimento son arcillas (clay) o limos (mud). 2. Coalbed Methane (CBM) o Gas de mantos o capas de Carbón, es el gas proveniente de los microporos de las capas de carbón. Esquema de producción de shale gas (gas de luti-tas) Pozo productor de gas proveniente de capas de carbón o Coalbed Methane. 3. Tight Gas, o Gas de las rocas sedimentarias areniscas, cuya permeabilidad es tan baja que con procedimientos regulares el gas no fluiría con normalidad. Se le conoce también como gas de arenisca apretada. 4. Hidratos de Metano Muestra de arenisca convencional versus arenisca gasífera apretada o Tight Gas Sand.

23 Información geocientífica Bases de datos, exploración hidrocarburos Fuente: Preparado para RECOPE por Western Atlas International, INC. Synthesis Report on The Hydrocarbon Potencial of Costa Rica, June 1988.

24 Etapas: exploración - hidrocarburos en Costa Rica I Etapa: El pozo Chauita con producción de gas natural biogénico. II Etapa: El pozo Cocoles 2 con producción de petróleo b/d por 1 mes. III Etapa: En 1975 se perfora el primer pozo exploratorio costa afuera en el Alto Moín, Limón. IV Etapa: Se inicia como respuesta a la crisis de abastecimiento de 1973 a 1979; la exploración estuvo a cargo de RECOPE, S.A. que firma convenios con PEMEX y Petrocanadá. Fuente: Preparado para RECOPE por Western Atlas International, INC. Synthesis Report on The Hydrocarbon Potencial of Costa Rica, June 1988.

25 Etapas: exploración - hidrocarburos en Costa Rica I Etapa: II Etapa: III Etapa: IV Etapa:

26 ROCAS GENERADORAS Y ALMACÉN EN CUENCAS SEDIMENTARIAS DE COSTA RICA TOC = Total Organic Carbon RIQUEZA % TOC EN LUTITAS % TOC EN CARBONATOS POBRE 0-0,5 0-0,2 REGULAR 0,5 1,0 0,2 0,5 BUENO 1,0 2,0 0,5 1,0 MUY BUENO 2,5 5,0 1,0 2,0 EXCELENTE 5,0 2,0 Cuenca Ante Arco: Terraba, Nicoya Parita, Tempiaque Roca generadora: TOC en afloramiento 0,5 4,32%; en pozo Morote 26,19% lutitas lagunares y pelágicas mayoría con madurez térmica Roca almacén: Porosidad Secundaria de 9% en calizas fisuradas Permeabilidad hasta 1,58 md. Cuenca Tras Arco: Limón Sur, Limón Norte, San Carlos Roca generadora: TOC en afloramiento 0,38 1,78% ; en pozos 0,1-15% lutitas prodeltaicas, de plataforma mayoría con madurez térmica Roca almacén: Limón Sur: P. Primaria 25 30% en areniscas cuarsiticas P. Secundaria 6 24% en limolita y 25% en lavas Limón Norte y San Carlos: Pozo Victoria 1, en núcleos 17,7% en caliza Pozo Moín 1, en registros de pozo 37,5-40% más alta del país

27 LAS CONDICIONES GEOLÓGICAS DE COSTA RICA FAVORECEN LA GENERACIÓN DE HIDROCARBUROS Costa Rica presenta margen continental activo y subducción. Por lo que las cuencas Limón Norte y Sur y San Carlos presente un gradiente geotérmico mayor a 4 C/100 con valores más altos en las zonas cercanas a la Cordillera Talamanca y al Arco Volcánico en disminución hacia la costa. El aumento del gradiente geotérmico favorece a la existencia de la ventana de gas en las cuencas de Costa Rica. El TOC tanto en las cuencas Ante Arco como Tras Arco presenta valores de buenos a excelentes y con madurez térmica la mayoría. Las Porosidad Primaria como la Porosidad Secundaria en las cuenca Tras Arco son de valores muy buenos y la existencia de rocas almacén como lar areniscas cuarsiticas son elementos favorecedores a la acumulación de hidrocarburos.

28 ARGUMENTOS A FAVOR PARA EL DESARROLLO DE CAMPAÑAS DE EXPLORACIÓN EN COSTA RICA La exploración en Costa Rica está inconclusa por no tener todavía la respuesta a todo los elementos de investigación y una información dispareja. LO QUE SE SABE Cuencas sedimentarias jóvenes El gradiente geotérmico en las cuencas Tras Arco alto lo que es positivo Se identifican rocas generadoras con TOC bueno y muy bueno, maduras Los pozos profundos perforados presentan muestras de gas y/o petróleo Se observa el desarrollo a gran escala de rocas (lutitas) con contenido de hidrocarburos (posibles yacimientos no convencionales) LO QUE SE DEBE APROFUNDIZAR Se debe intensificar la exploración de detalle para localizar y contornear más estructuras geológicas para aumentar la probabilidad de localizar acumulación convencional de hidrocarburos.

29 3. POR QUÉ EL GAS NATURAL DOMÉSTICO BENEFICIA AL PAÍS?

30 Cadena de valor de la industria de los hidrocarburos Upstream Midstream Downstram FUENTE: British Petroleum

31 Cadena de valor del GN y del GNL FUENTE: &sqi=2&ved=0cc0qsaq&biw=1093&bih=446

32 El transporte del gas natural El transporte directo por gasoducto, sin pasar por la fase de Gas Natural Licuado, parece más eficiente y sustituye poco a poco a la flota de buques metaneros. La parte más costosa de la cadena de valor del GNL es el proceso de licuefacción y la infraestructura para llevarlo a cabo. El transporte de gas natural por barco requiere que el gas se someta a un proceso de enfriamiento a -162 C y a presión atmosférica a fin de mantenerse su estado líquido y reducir unas 600 veces su volumen original. A los terminales de destino el gas está nuevamente transformado en estado gaseoso. En países como Canadá y Estados Unidos con una amplia red de gaseoductos, no es muy necesario el transporte del gas natural en forma liquida, sin embargo en países donde no existen estas facilidades el gas natural es transportado en camiones cisternas de un lugar a otro. Este método de transporte pudiera incrementarse en EUA si continua el estimulo al uso del GNL en flotillas particulares de vehículos pesados.

33 Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero 2013 Febrero Marzo Abril Mayo Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero 2013 Febrero Marzo Abril Mayo Evolución del precio del petróleo y del gas natural $/b 120,00 116,00 112,00 108,00 104,00 100,00 96,00 92,00 88,00 84,00 80,00 108,12 94,55 110,50 82,46 PRECIOS PROMEDIOS MENSUALES DEL CRUDO Período ,60 96,02 94,35 87,89 112,65 112,83 111,30 112,38 116,02 109,51 109,17 109,40 109,43 110,65 112,74 108,36 109,28 103,45 103,38 99,55 101,99 106,58 106,40 101,33 100,68 94,18 94,64 89,50 94,83 95,36 92,64 92,03 94,83 86,72 88,26 WTI Brent OPEC canasta $/MMBTu 6,00 5,50 5,00 4,50 4,00 3,50 3,00 2,50 2,00 1,50 2,51 PRECIOS PROMEDIOS MENSUALES DEL GAS NATURAL Período ,49 2,95 2,81 2,93 3,59 3,71 3,44 3,36 3,34 3,73 4,15 4,08 Gas natural (Henry Hub)

34 BP Statistical Review of World Energy June 2012, pag. 29

35 BP Statistical Review of World Energy June 2012, pag. 29

36 Abundancia de los recursos de hidrocarburos provenientes de esquistos EIA publica que hasta la fecha se estima que el aceite de esquisto y el gas de esquisto en Estados Unidos se encuentran en 137 formaciones de shale; en otros 41 países estos recursos representan el 10% del petróleo del mundo y el 32% de los gases naturales del mundo, técnicamente recuperables, o de los que se pueden producir con la tecnología actual. Fuente: cuencas de EE.UU. de EE.UU. Administración de Información sobre Energía y United States Geological Survey; otras cuencas de Advanced Resources International (ARI) a partir de datos de varios estudios publicados. FUENTE:

37 Petróleo y gas de esquisto técnicamente recuperable en el contexto de los recursos mundiales FUENTE:

38 EXPLORACIÓN ES SINÓNIMO DEL GAS NATURAL DOMÉSTICO MÁS BARATO QUE EL GNL IMPORTADO Los precios del gas natural y del petróleo están des-acoloado. El precio del petróleo en el último año ha presentado una importante disminución y se pronostica su evolución sin alzas por la importante contribución que los yacimientos no convencionales lo aportan a las reservas Costa Rica no tiene cultura en el manejo y uso del gas natural y el volumen requerido por el ICE, las industrias, es muy pequeño lo que encarece el costo unitario, superando con mucho el precio HH y llegando a ser poco o nada competitivo con el bunker o el diesel. Los resultados obtenidos en las campañas de exploración de Costa Rica son elementos motivadores para seguir la búsqueda de yacimientos comerciales de hidrocarburos. El desarrollo cada vez más seguro para de producción de yacimientos no convencionales y las condiciones geológicas de Costa Rica nos motiva ampliar nuestro horizonte exploratorio. Por contar Costa Rica con una legislación moderna, ágil y futurista, como es la Ley de Hidrocarburos y sus Reglamentos, consideramos que lo más beneficioso para el país es el desarrollo de exploración y eventual explotación de gas natural bajo un JV: RECOPE ICE empresas nacionales o extranjeras de reconocida capacidad y experiencia en la industria de los hidrocarburos.

39 Muchas gracias

40 CARACTERÍSTICAS CUENCAS SEDIMENTARIAS LIMÓN SUR SAN CARLOS LIMÓN NORTE TEMPISQUE, MAL PAÍS-NOSARA, NICOYA, QUEPOS TÉRRABA, GOLFO DULCE, DOMINICAL Área de la cuenca (km²) Área de la cuenca (km²) con profundidades > Volumen de la cuenca (km³) con profundidad es > Presencia de aceite en pozos Presencia de gas en pozos Posos someros de Campo Diablo; Pozo Cocoles 1 ND ND ND Pozo Cahuita: metano de origen biogénico Pozos de Campo Diablo: metano origen no claro ND ND ND Manifestaciones superficiales de aceite y gas Campo Diablo San Carlos (Pataste) Gas metano de origen termogénico Gas en NW Guanacaste: casi exclusivamente CH4. Falta de datos de isótopos de carbono para determinar origen biogénico o térmico NE Península de Osa: gas de origen biogénico Gradiente geotérmico 2,0 6-6 C/100m SC:4,7 C/100m LN: 3,5 C/100m Tempisque: 2,27 C/100m Rocas generadores potenciales TOC promedio ( w% total organic carbon) identificado en las posibles rocas generadoras Lutitas del Mioceno y lutitas posiblemente del Cretácico Tardío, Oligoceno y Eoceno CRETÁCICO TARDÍO - ND EOCENO - 0,46 (pobre) OLIGOCENO - 0,43 (pobre) MIOCENO - 0,64 (pobre) AFLORAMIENTOS-0,38 (pobre) Lutitas de Eoceno y Mioceno y posiblemente lutitas del Cretácico tardío CRETÁCICO TARDÍO - ND EOCENO - 0,68 (regular) OLIGOCENO - 0,38 (pobre) MIOCENO - 0,71 (regular) AFLORAMIENTOS -1,78 (bueno) Lutitas del CRETÁCICO TARDÍO y PALEÓGENO AFLORAMIENTOS Tempisque (excelente) Pozo Morote max.26,19 w% Posibles lutitas del CRETACICO TARDÍO, del PALEOGENO y OLIGOCENO TARDÍO AFLORAMIENTOS Térraba 0,54 (pobre) Madurez térmica de la roca generadora PALEOCENO - ND EOCENO - inmaduro OLIGOCENO - inmaduro oil-prone gas prone MIOCENO - maduro oil-prone gas prone PLIOCENO - maduro gas prone PALEOCENO marginalmente maduros EOCENO marginalmente maduros gas prone OLIGOCENO maduros, inmaduros a marginalmente maduros MIOCENO - maduro oil-prone gas prone PLIOCENO - inmaduros a profundidades menores a AFLORAMIENTOS de la formación Venado marginalmente maduros oil prone) - Cuenca Tempisque CRETACICO inmaduro a marginalmente maduro y maduro gas prone y oil prone - Cuenca de Nicoya: muestras analizadas sin potencial para generar hidr. Posible presencia en profundidades de lutitas ricas en materia orgánica encontradas en Morote -Cuenca Quepos - ND Muestras de afloramientos marginalmente maduro, maduro y postmaduro.

41 CARACTERÍSTICAS CUENCAS SEDIMENTARIAS LIMÓN SUR SAN CARLOS LIMÓN NORTE TEMPISQUE, MAL PAÍS-NOSARA, NICOYA, QUEPOS TÉRRABA, GOLFO DULCE, DOMINICAL Roca reservorio Calizas dolomitizadas, areniscas y calizas arrecifales Calizas del EOCENO OLIGOCENO arrecifales o dolomitizadas, posibles arenas deltaicas y unidades fracturadas Pedernales CRETACICOS fracturados, arrecifes, areniscas y calcareniscas del MIOCENO - OLIGOCENO Calizas del EOCENO OLIGOCENO con porosidad secundaria y por fractura, areniscas del OLIGOCENO MIOCENO y areniscas del PLIOCENO, PLEISTOCENO Porosidades en las rocas reservorio identificadas CRETACICO ND PALEOCENO generalmente pobre y de moderada a buena EOCENO pobre a excelente MIOCENO buena a excelente *Interpretación de registros pozo Victoria 1 se estiman valores de 11-26% *En núcleos de caliza pozo Victoria 1 valores de 17,7% *Interpretación de registros pozo Moín 1 varía entre 37,5 40%, uno de los valores más altos del país Sin datos de porosidad y permeabilidad En muestras de núcleos varía de 3,6-9,8% con valores de permeabilidad entre 0,01 y 1,58 md. Calidad del reservorio Por lo general la cantidad de reservorio de las rocas en esta cuenca parece estar controlada por la abundancia de material de matriz y cemento autigénico, así como por porosidad secundaria desarrollada durante la recristalización y fracturación. rocas reservorio en esta cuenca parecen ser las calizas dolomitizadas, sin embargo, debido a los datos insuficientes, la calidad de reservorio de las rocas de esta cuenca no pudo ser determinada con posición. Depende de las cantidades de matriz, de materiales autigénicos, y de la presencia de fracturas. Es probable que las plataformas carbonatadas del EOCENO y MIOCENO presentes sustancial porosidad y permeabilidad La calidad de reservorio en todas las muestras analizadas pareciera ser pobre. La calidad de reservorio pobre de las rocas carbonatadas y clásticas es debido a abundancia de matriz detrítica, la precipitación de cementos autigénos y la compactación. Mecanismo de trampas Trampas por anticlinales y fallamiento inverso, acuñamientos estratigráficos en flancos volcados y arrecifes. Trampas estratigráficas en amplios levantamientos del basamento, trampas en anticlinales, fallas inversas y fallas lístricas. Anticlinales y varias trampas estructurales, discordancias, posibles arrecifes, acuñamientos estratigráficos. Anticlinales, trampas por fallamiento inverso y normal, posibles arrecifes, acuñamientos estratigráficos, sobrecorrimiento de sedimentos debajo de acuñamientos del basamento. Fuentes de los hidrocarburos Dos fuentes diferentes en formaciones del MIOCENO, EOCENO y OLIGOCENO Zona transicional que recibe materia orgánica marina con influencia de materia orgánica de origen terrestre. Ambiente deposicional marino con gran influencia terrestre en algunos casos. ND Gravedad API del aceite recolectado en la cuenca 26 API 30 API (Campo Diablo) 44 API (Cocoles 1 y 2) 26 API 44 API, lloraderos (Pataste) ND ND Azufre total en las muestras de aceite 0,2% S (Campo Diablo) 0,13% S ND ND

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