La Revoluciรณn del Gas Prof. J. C. Mirre
Edlibrix
Primera Edición: Noviembre 2013 Edlibix 2013 ©2013 J.C. Mirre Quedan prohibidos, dentro de los límites establecidos en la ley y bajo los apercibimientos legalmente previstos, la reproducción total o parcial de esta obra por cualquier medio o procedimiento, ya sea electrónico o mecánico, el tratamiento informático, el alquiler o cualquier otra forma de cesión de la obra sin la autorización previa y por escrito de los titulares del Copyright. Printed in Spain – Impreso en España ISBN: 978-84-941984-x-x Depósito legal: Impreso por Printcolor. Barcelona. España Este libro se ha impreso sobre papel manufacturado con materia prima procedente de bosques sostenibles
La Revoluciรณn del Gas Prof. J. C. Mirre
AGRADECIMIENTOS A todos mis profesores y otros, que sin tener el título de tales, me enseñaron a buscar y descubrir el maravilloso mundo de la naturaleza. Me enseñaron a mantener los ojos abiertos y mirar la realidad que nos rodea sin ideas preconcebidas. De repente y en el rincón más insospechado aparece el fruto de su magia y se nos abre una puerta por la que podemos adentrarnos en un desconocido universo lleno de nuevos misterios. Dedico este libro a aquellos que me dejaron soñar para que, como Alicia, pudiese pasar al otro lado del espejo y desde allí ver al mundo de forma muy distinta a nuestra realidad física. Un mundo donde se confunden los colores con los olores y los sonidos con las geometrías. Porque ya sabemos que, en última instancia, solo hay energía que vibra y no somos más que un infinito vacío donde, de tanto en tanto, la energía confluye para formar un color, un olor, un sonido, un ser. La naturaleza nunca acabará de sorprendernos y no es de necios seguir sin pausa nuestro torpe deambular por el laberinto de la vida soñando que algún día encontraremos la salida.
Índice Agradecimientos
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PARTE I - INFORMACIÓN PRELIMINAR 1. Introducción 2. Unos pocos números 3. Costes energéticos 4. Más números fundamentales
15 19 21 25
PARTE II - GAS CONVENCIONAL Y GAS DE ESQUISTOS 5. Recursos mundiales de gas convencional 6. Un poco de historia 7. ¿Qué es el “gas de esquistos”
31 39 41
PARTE III –EL GAS DE ESQUISTOS EN LOS EE.UU. 8. La revolución del gas de esquistos empezó en los EE.UU.
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PARTE IV - EL GAS DE ESQUISTOS EN EUROPA 9. Recursos potenciales de gas de esquistos en Europa
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PARTE V - EL GAS DE ESQUISTOS EN EL RESTO DEL MUNDO 10. El gas de esquistos en América 11. El gas de esquistos en África 12. El gas de esquistos en Asia 13. El gas de esquistos en Oceanía
81 89 93 99
PARTE VI – LAS VENTAJAS DEL GAS DE ESQUISTOS 14. La polémica del “fracking” 15. La polémica del fracking en España 16. Gas vs. Carbón y Ciclo Combinado 17. Los esquistos de gas y el empleo 18. Los precios del gas natural 19. El transporte del gas 20. El gas como combustible de vehículos
105 113 115 119 121 125 133
ANEXO I – Por que Europa no puede dar la espalda al Gas de Esquistos ANEXO II – El Hielo de Fuego CONCLUSIONES
135 137 139
Índice de tablas TABLA 1 Países con mayores recursos en gas convencional TABLA 2 Los mayores productores de gas TABLA 3 Los mayores consumidores de gas TABLA 4 Los mayores exportadores de gas TABLA 5 Datos de producción y reservas de “Gas Shales” en los EE.UU. TABLA 6 Importaciones de gas TABLA 7 Importancia del gas de esquistos frente a las importaciones TABLA 8 Países con mayores reservas de gas de esquistos TABLA 9 Precios del gas natural TABLA 10 Comparación entre los precios del gas y el petróleo TABLA 11 El “flaring” en el mundo
FIGURA 1 Esquema de las diferencias entre un yacimiento de gas convencional y de gas de esquisto
32 33 34 36 62 68 69 102 121 123 131
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LA REVOLUCIÓN DEL GAS
En el siglo XIX la energía y la industria dependían del CARBÓN En el siglo XX la economía estaba dominada por el PETRÓLEO En el siglo XXI el acelerador del progreso está en el GAS
LA REVOLUCIÓN DEL GAS
Es sábado por la noche en el Kentucky Fried Chicken del pueblo de Stanley, situado en el cruce de la Interestatal 2 (la famosa US 2 que recorre el norte de los EE.UU. de costa a costa) con la North Dakota Highway 8. En el parking pueden verse todo tipo de furgonetas con los anagramas de distintas compañías petroleras, camiones de servicios de perforaciones, camionetas de servicios de mantenimiento técnico, algún todoterreno de la Agencia Medioambiental e incluso hasta un moderno deportivo. En el interior no cabe una mosca, corre la cerveza y el ruido es ensordecedor. Las chicas que atienden la barra y las mesas apenas dan abasto. Sin embargo hace apenas dos años el dueño del local estuvo a punto de cerrar, asfixiado por las deudas. Ahora, semana tras semana ve como aumenta el número de parroquianos y está discutiendo con el gerente de la oficina local del Citibank abrir una nueva línea de crédito para ampliar su negocio. En este pueblo de Dakota del Norte, como en muchos otros de la región, y muchos más en los estados de Texas, Colorado, Wyoming o Montana casi no hay desempleo. Aquí el problema es más bien el de poder encontrar una casa, un piso, una caravana o una habitación donde dormir. Un milagro que ni nos atrevemos a soñar en España. Pero no es un milagro como aquellos que nos contaba el cura en la catequesis. No, el prodigio se debe a algo que tiene un nombre muy raro: el “gas de esquistos”.
En 1776 la Revolución Americana fue la chispa que inició un incendio que a escala mundial abrasó al mundo entero a principios del siglo XIX. La llama de la libertad prendió primero en Francia en 1789 y en pocos años se extendió rápidamente por toda Europa y ambas Américas. La chispa que nació en los flamantes Estados Unidos cambió en tres décadas el mapa económico y político de occidente. Hace menos de 10 años, y otra vez en los EE.UU., nació otra revolución: el gas de esquistos. Tarde o temprano alcanzará a Europa y al resto del mundo. Los políticos que dictan las reglas del juego desde sus fortalezas 13
La Revolución del Gas inexpugnables a la opinión pública y a las corrientes del cambio de Bruselas y Estrasburgo caerán como la Bastilla de 1789. El mapa económico y político del mundo va a cambiar en los próximos diez o veinte años y las fuentes de energía no se limitarán a unos pocos privilegiados, su producción e intercambio estarán por fin gobernados por las reglas del mercado en lugar de los intereses político-económicos de los amos del negocio. El carbón mineral nos liberó de la tiranía de los bosques y de los nobles, sus celosos custodios. El petróleo nos permitió transitar por todo el globo sin limitaciones, y el gas nos permitirá liberarnos de la avaricia de los grandes productores que nos ceden la energía a cuenta-gotas para así estrechar la oferta y embolsarse jugosos márgenes de beneficio. EL GAS NATURAL, UN RECURSO ABUNDANTE Y DE PRESENCIA CASI UNIVERSAL
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Parte I INFORMACIÓN PRELIMINAR
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INTRODUCCIÓN
Es sorprendente ver las imágenes nocturnas de nuestro planeta fotografiadas desde el espacio (pueden verse en internet, por ejemplo, en: http://eoimages2.gsfc.nasa.gov/images). Además del brillo de las luces de las grandes ciudades europeas, de Japón o de los EE.UU., también se ven extensas y numerosas fuentes de luz en lugares insólitos como el delta del río Níger en Nigeria, zonas del interior del Desierto de Sahara, en el Golfo Pérsico, sobre la costa atlántica en el extremo norte de Angola, en la costa atlántica de Brasil frente a Rio de Janeiro, la región central de Rusia y algunas otras zonas poco habitadas de la Tierra ¿Qué son esas luces? Son las llamaradas del llamado “gas flaring” o las “antorchas” formadas por la quema del gas asociado al petróleo que se inflama forzosamente al no disponer de un mercado local que pueda aprovecharlo. Según recientes cálculos del Banco Mundial, cada año se queman inútilmente en todo el mundo un total de 5 Tcf (billones de pies cúbicos) y para que nos demos una idea del volumen de ese desperdicio basta con compararlo con el consumo anual de gas natural de España que en 2011 alcanzó a 1,3 Tcf. Pero cada año, este despilfarro va disminuyendo significativamente, a un ritmo cercano al 5%. No se trata del resultado de la actividad ecologista militante, ni por el celo de las agencias estatales de medio ambiente, ya que en realidad, no es más que el hecho de disponer en la actualidad de modernas técnicas que permiten el aprovechamiento del gas a pie de pozo. Y es que a medida que pasan los años las empresas petroleras y los gobiernos van cobrando conciencia de que el gas natural de petróleo es un buen negocio y que además de producir sustanciosas ganancias, puede reportar grandes beneficios para la humanidad (sobre este tema del “flaring” se volverá en el capítulo 14). En este pequeño libro iremos analizando el enorme potencial energético y económico que está planteando el aprovechamiento del hasta ahora “hermanastro pobre” del petróleo y que a medida que transcurren los años se va revelando como el nuevo combustible promisorio que nos garantiza un largo respiro hasta que por fin podamos dominar las energías 17
La Revolución del Gas renovables sin que resulten tan onerosas y anti-económicas como en la actualidad. En realidad, hoy en día el gas natural ya es un serio y ventajoso competidor del petróleo y solo plantea un inconveniente comparativo: la dificultad de su transporte. Mientras el petróleo y sus derivados líquidos (fuel, gasoil, keroseno, gasolinas, etc.) pueden transportarse sin problemas y llevarse de un extremo al otro del globo en oleoductos, barcos, trenes o camiones (incluso a lomo de mula o de camello), el gas exige un gasoducto, o en su defecto una planta de licuado en origen y otra de regasificación en el entorno de su consumo. Sin embargo este serio impedimento para su adopción universal como combustible alternativo al petróleo está siendo superado y más adelante veremos cómo. Por otro lado, el gas natural tiene una enorme ventaja como materia prima para la industria química, permitiendo su transformación rápida y económica en fertilizantes nitrogenados, en productos plásticos o centenares de materias primas petroquímicas Analizaremos las enormes reservas de gas natural que alberga nuestro planeta, muy superiores a las del petróleo, por lo que ya nadie se permite dudar de que el gas natural no sea el combustible del futuro y que hacia finales del siglo XXI haya reemplazado ya al petróleo como la materia prima energética primordial para mantener en funcionamiento la maquinaria industrial que empuja a nuestra civilización hacia adelante. Antes que nada aclararemos que en la actualidad se han diferenciado dos tipos de yacimientos de gas: los llamados “convencionales” que es algo así como el gas natural “de toda la vida” y que suele obtenerse asociado a las explotaciones de petróleo y el “shale gas” que suele ser traducido como “gas de esquistos” o “gas de pizarras”. También debemos aclarar que hasta los primeros meses de 2013 y con la única excepción de los numerosos yacimientos de gas de esquistos de EE.UU. y de algunas contadas explotaciones en Canadá y Australia, TODA la producción mundial actual de gas natural proviene de yacimientos “CONVENCIONALES”. Más adelante ampliaremos las diferencias entre ambos conceptos.
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NO SE ASUSTEN, SOLO UNOS POCOS NÚMEROS REVELADORES Veamos primero lo que el gas representa en la actualidad con respecto al consumo energético mundial diario según las estadísticas de la IEA (International Energy Agency) expresadas en billones, o sea, en millones de millones (1012) de unidades térmicas de Btu (British Thermal Units): CONSUMO ENERGETICO MUNDIAL (en 2011 en billones Btu/día) TIPO DE ENERGÍA PETRÓLEO CARBÓN GAS HIDROELÉCTRICAS NUCLEAR EÓLICAS TOTAL
Billones Btu/día 432 412 318 85 52 16 1.325
PORCENTAJE 33% 31% 24% 6% 4% 1%
Como vemos, el gas natural ya representa casi una cuarta parte del consumo energético mundial. Según las cifras del último informe (2012) energético mundial de la empresa BP, el gas sigue manteniendo su 3º puesto como materia prima energética mundial con un crecimiento medio del 2% anual, manteniendo su posición como proveedor de casi la cuarta parte del consumo energético global. Los principales países consumidores de energía (representan casi el 60% del consumo energético mundial) son: PAIS CHINA EE.UU. RUSIA INDIA JAPÓN ALEMANIA CANADÁ FRANCIA
PORCENTAJE 19% 18% 6% 4% 4% 2,5% 2,5% 2%
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La Revolución del Gas PORQUÉ DECIMOS QUE EL GAS ES EL COMBUSTIBLE DEL FUTURO Por una simple razón: LAS RESERVAS MUNDIALES DE GAS SON ENORMEMENTE MÁS GRANDES QUE LAS DE PETRÓLEO (año 2012) Veamos las cifras del año 2012: RESERVAS TOTALES MUNDIALES DE PETRÓLEO = 1.653.000 millones de barriles Contra: RESERVAS TOTALES MUNDIALES GAS NATURAL CONVENCIONAL = 7.361 Tcf Y dado que 5.800 cf de gas natural equivalen a 1 barril de petróleo Resulta que las RESERVAS MUNDIALES TOTALES DE GAS, equivalen a: 1.269.000 millones de barriles Dicho de otra manera: las reservas mundiales de GAS NATURAL CONVENCIONAL son (en términos de energía) equivalentes a casi el 75% de las de PETRÓLEO AHORA BIEN, Según la EIA (U.S. Energy Information Administration) las reservas útiles (recuperables económicamente con las actuales técnicas) de GAS DE ESQUISTOS de todo el mundo alcanzan (evaluación de 2013) a 7.299 Tcf , lo que equivale a 1.258.000 millones de barriles de petróleo (como se ve, una cifra casi igual a las reservas mundiales de gas convencional). POR LO TANTO Si sumamos los recursos de GAS NATURAL CONVENCIONAL a los del GAS DE ESQUISTOS llegamos a la cifra de 14.660 Tcf que equivalen a 2.528.000 millones de barriles de petróleo. COMO SE VE, MUY POR ENCIMA DE LAS RESERVAS MUNDIALES DE PETRÓLEO Esto en cuanto a las RESERVAS, pero si analizamos las PRODUCCIONES el panorama cambia: PRODUCCIÓN MUNDIAL DE PETROLEO (2012) 88 millones de barriles diarios PRODUCCIÓN MUNDIAL DE GAS NATURAL (2012) = 116 Tcf/año, o sea 0,32 Tcf/dia = 55 millones bbl/dia Luego, a día de hoy, el gas natural representa aproximadamente el 40% de la producción total de hidrocarburos.
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LOS COSTES ENERGÉTICOS
Los costes de la energía son muy variables, dependiendo del precio de las materias primas y de la inversión necesaria para el equipo generador. Así, si aparentemente la nuclear parece ser la energía más barata, esto cambia totalmente si se tienen en cuenta las grandes inversiones que requiere hoy en día una central nuclear, aparte de los temas de seguridad y del coste del almacenamiento de los residuos radiactivos. Recientemente se han presentado los resultados de un estudio hecho en los EE.UU. que bien podría aplicarse al conjunto de países europeos. COSTE OPERATIVO POR MEGAVATIO EN LOS EE.UU. SEGÚN EL TIPO DE ENERGÍA (Datos de la EIA en u$/Mwh) NO RENOVABLES
DÓLARES POR Mwh
Nuclear
20
Carbón
40
Gas Natural
50
RENOVABLES Geotérmica
40 a 130
Eólica (en tierra)
40 a 150
Solar (concentrador)
60 a 300
Eólica (en el mar)
70 a 200
Solar (fotovoltáica)
150 a 600
Según se muestra en la tabla parece evidente que por su coste, el gas natural no puede competir con el carbón y menos todavía con las centrales nucleares. Pero veamos la siguiente tabla: 21
La Revolución del Gas IDEM COSTE OPERATIVO POR MEGAVATIO INCLUYENDO AMORTIZACIÓN DE LA PLANTA DE PRODUCCIÓN GAS NATURAL
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HIDROELÉCTRICA
90
GEOTÉRMICA
100
CARBÓN
100
EÓLICA (en tierra)
100
NUCLEAR
113
SOLAR (paneles)
160
SOLAR (concentradores)
250
EÓLICA (en el mar)
160
Como vemos, las cifras dan un notable vuelco si se incluye dentro de los costes la amortización por la inversión demandada por el montaje la central generadora. Ahora, los costes por kilovatio de las centrales de gas resultan significativamente inferiores a todos los tipos de energía primaria, sea renovable o convencional y especialmente claramente inferiores al coste de las centrales de carbón y nucleares. Dos son las razones fundamentales que hacen más económicas las centrales eléctricas alimentadas con gas natural: • Las infraestructuras que requiere una central térmica de Ciclo Combinado (ver capítulo 15) son mínimas ya que el proceso es muy sencillo y las turbinas de gas tiene una tecnología muy económica. En realidad la parte más onerosa de la inversión es la relacionada con la segunda turbina de vapor que requiere una fase de enfriamiento y recuperación del agua. • No es necesario ningún parque de acopio y homogeneización del combustible como en las centrales de carbón. Ni de costosas obras de aislamiento del “núcleo” del reactor como en el caso de centrales nucleares. En cuanto a los costes medioambientales hay que tener en cuenta que los posibles contaminantes que se producen al “quemar” gas (sea gas natural 22
Prof. J. C. Mirre convencional o gas de esquistos) se encuentran en un porcentaje muy inferior al resultante de quemar carbón, por lo que el daño atmosférico está sensiblemente reducido. El impacto paisajístico es infinitamente menor al de un embalse hidroeléctrico, por no mencionar las consecuencias socioeconómicas que suelen derivarse de la inundación de un valle, muchas veces con trágicos resultados para quienes lo ocupaban durante generaciones.
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MÁS NÚMEROS DESAGRADABLES, PERO FUNDAMENTALES Desgraciadamente debemos introducir una serie de números para quienes se interesen realmente en el tema y, por supuesto, para facilitar la comprensión del texto. Ante todo aclarar las diferencias entre las unidades que normalmente se manejan en las publicaciones y noticias provenientes del mundo de habla inglesa que a veces están mal traducidas al castellano. El billion inglés no tiene equivalente en castellano, aunque a veces se habla de millardos, este término tiene poca aceptación. En este libro hablaremos siempre de miles de millones al traducir billions o sea 109. Por otro lado el término inglés de trillion se traducirá como nuestro billón español (un millón de millones o 1012). Si bien en la jerga internacional del gas ya se está introduciendo el metro cúbico, todavía es muy frecuente el uso de los pies cúbicos (en versión inglesa = cubic feet, que suele abreviarse como cf). Las expresiones frecuentes para grandes volúmenes de gas natural son las siguientes: Mcf = 1.000 pies cúbicos MMcf = million cf = millón de pies cúbicos Bcf = billion cf = mil millones de pies cúbicos (109cf) Tcf = trillion (million million)=1012cf = un billón de pies cúbicos en español Y la equivalencia en sistema métrico será: 1 m3 de gas natural = 35,32 cf de gas natural Para poder comparar las cifras de gas natural con otros combustibles es necesario introducir equivalencias. La más usual es su poder energético definido por las Btu (British termal units), que a su vez se abrevian como: MBtu = thousand Btu = 1.000 Btu MMBtu = million Btu = 1.000.000 Btu o 106 Btu La equivalencia entre Btu y un volumen medido de gas natural es la siguiente: 1 cf gas natural = 1.109 Btu (a veces, para facilitar los cálculos se simplifica en 1.000 Btu) 25
La Revolución del Gas Pero vamos a complicarlo más. En muchos casos se habla de GAS NATURAL LICUADO (GNL), que no es más que la transformación del gas en un líquido a alta presión y baja temperatura. Esto facilita su transporte, distribución y comercialización. Muy especialmente su transporte en buques metaneros desde las zonas de producción hasta los puertos de regasificación donde el gas se regenera para su consumo. Veamos algunas equivalencias: 1 m3 GNL = 600 m3 de gas natural (volumen comprimido 600 veces) 1 tm (tonelada métrica) GNL = 48.700 cf (pie cubico de gas natural) Para calcular los equivalentes entre los valores de gas natural y el petróleo se ha fijado un valor convencional que es el siguiente: 1boe (barril de equivalente a petróleo) = 6.000cfng (pies cúbicos gas natural) = 5.800.000 Btu 1boe = 160m3gas = 6.000cfng (pies cúbicos de gas natural) 1000m3 gas natural = 1m3oe (equivalente de petróleo)= 6,3 boe (barril de equivalente petróleo) El PRECIO del gas se suele fijar en función de su valor en Btu y varía según las zonas y los países productores y exportadores o importadores. La diferencia puede ser enorme. Por ejemplo, en los EE.UU. a finales de 2012 se pagaba aproximadamente 2,5u$ por millón de Btu (aunque a mediados de 2013 ya se pagaba a unos 4u$/MMBtu). Hay más datos sobre los precios internacionales del gas natural en la TABLA 9. 1 millón cf = 1.100 millones de Btu y como 1 millon Btu se paga a 2,5u$ luego 1 millón cf se paga a 2.500 u$ o sea 2,5 u$ por 1.000 cf o sea 2,5 u$/Mcf No confundamos: 2,5u$/MMBtu (millón Btu) = 2,5u$/Mcf (mil pies cúbicos de gas) Un pozo que produce 1MMcfd (1 millón de pies cúbicos diarios) genera en los EE.UU. unos ingresos = 2.500 u$/día, o sea el equivalente a un pozo de petróleo que produce 25bbl/día (a 100u$/barril), lo que se considera un pozo de baja rentabilidad. 26
Prof. J. C. Mirre El consumo medio doméstico de un hogar medio norteamericano es de 70.000 cf/año (aproximadamente equivalentes a 1.500 kilos de GNL). En España parece ser bastante menor, del orden 1.000 cf/año y por hogar, aunque la estadística española incluye a todos los hogares, es decir los que consumen gas y los que no consumen, en tanto que la americana se refiere exclusivamente al consumo medio de gas en aquellos hogares donde hay instalación y consumo de gas. Si suponemos que un hogar medio en España consume una bombona (de 12,5 kilos de GNL) por semana nos dará un consumo de 32.000 cf/año por hogar y una cifra muy similar a la americana si consideramos que el consumo normal por hogar medio es de 2 bombonas semanales. Este es un símil aproximado ya que el butano tiene una potencia calorífica un 20% superior a la del GNL.
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Parte II GAS CONVENCIONAL Y GAS DE ESQUISTOS
5
RECURSOS MUNDIALES DE GAS NATURAL CONVENCIONAL El gas natural suele encontrarse asociado a los niveles petrolíferos, de hecho en las rocas que almacenan el petróleo se suelen reconocer tres niveles básicos que se organizan unos encima de otros en orden decreciente de densidad: el inferior de agua (salada), situada por debajo del nivel intermedio de petróleo y finalmente la zona superior de acumulación de gases (generalmente metano) (ver FIGURA 1). Cuando se perfora un pozo petrolífero la presión confinante de los gases puede ser tan alta que se libera un chorro de una mezcla de los tres componentes que puede salir violentamente hacia la superficie, incluso arrastrando las tuberías de perforación y de encaje y provocando graves daños, especialmente dramáticos cuando ocurren en una plataforma petrolífera marina. Es por esto que los ingenieros aumentan al máximo las precauciones al perforar algunas rocas muy porosas y se “carga” al pozo con materiales muy densos para compensar la presión de los gases subterráneos. Por lo general el gas natural se obtiene como subproducto del petróleo (normalmente viene mezclado con el crudo líquido y se lo fracciona en la planta de tratamiento al pie de pozo). Pero en algunos casos las rocas porosas que se cortan en profundidad solo albergan gases con poco o ningún hidrocarburo líquido. Este es el caso de los mega-yacimientos que la empresa tejana Anadarko ha localizado en el offshore de Mozambique, en la denominada Cuenca de Rovuma, donde si bien se han cubicado más de 100 Tcf de gas, solo se registran indicios de petróleo. Otro caso similar y reciente es el de los yacimientos gasíferos de Tamar y Leviatan en el Mediterráneo Oriental, frente a Israel que hasta hoy suman 35 Tcf y que tampoco muestran ningún nivel asociado de petróleo a pesar de ser acumulaciones con grandes volúmenes de gas natural. Las técnicas de explotación de los yacimientos de gas convencional no presentan mayores problemas y se vienen poniendo en producción mediante el uso de artes de ingeniera petrolera de más de un siglo de práctica, con sondeos verticales y tuberías convencionales. En el caso del “Gas de Esquistos” como ya veremos, ocurre todo lo contrario y utilizando técnicas muy novedosas y en constante evolución. 31
La Revolución del Gas No cabe esperar demasiadas sorpresas en el desarrollo de yacimientos de gas convencional como es el caso del Mar del Norte o en general en la parte continental de los EE.UU., en cambio sí es posible que se abran nuevas áreas de aprovechamiento en distintos lugares del mundo donde apenas se han explorado los recursos de hidrocarburos o en otros ya conocidos pero donde hasta ahora se había dado absoluta prioridad al petróleo como son los casos de Libia, Angola o Brasil. TABLA 1 PAÍSES CON MAYORES RECURSOS DE GAS CONVENCIONAL. Datos de 2012 en Tcf PAIS Reservas Medidas Rusia 1.575 Irán 1.170 Qatar 885 Turkmenistán 860 EE.UU. 300 Arabia Saudita 290 Emiratos Árabes Unidos 215 Venezuela 195 Nigeria 180 Argelia 160 Australia 133 Irak 130 China 110 Noruega 74 Egipto 72 Canadá 70 Kuwait 63 India 47
Recursos Potenciales 2.000 1800 1.200 1.500* 1.000** 500 500 350 300 300 500 1.000 300 100 200 800** 100 500
* Se estima que el yacimiento de gas de Lolotan contiene 750 Tcf de reservas probables ** Fundamentalmente gas de esquistos
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Prof. J. C. Mirre Si tenemos en cuenta las producciones, podemos construir la siguiente TABLA 2: LOS MAYORES PRODUCTORES DE GAS NATURAL En millones de pies cúbicos/día PAÍS
Producción 1990
Producción 2001
EE.UU. * Federac. Rusa Canadá Irán Qatar Noruega China Arabia Saudita Indonesia Argelia Holanda Malasia Turkmenistán México Uzbekistán Emiratos A.U.
52.000 57.000 12.000 2.200 600 2.500 1.500 3.200 4.200 4.800 800 1.700 7.700 2.600 3.600 1.900
53.700 51.000 14.000 6.400 2.600 5.200 2.900 5.200 6.100 7.600 2.400 4.500 4.600 3.800 4.900 4.200
Producción 2012 = Tcf/ año
70.000 = 25,5 59.000 = 21,5 16.000 = 5,9 15.600 = 5,7 15.000 = 5,5 11.200 = 4,1 10.000 = 3,7 9.500 = 3,5 8.000 = 2,9 7.500 = 2,7 6.500 = 2,4 6.200 = 2,2 6.200 = 2,2 5.700 = 2,1 5.600 = 2 5.000 = 1,8
* La producción de gas de los EE.UU. en 2012 ya incluye un 30% de gas de esquistos, lo que era insignificante en el año 2001 (2%). La producción de gas de pizarras de Canadá era exigua (menos del 3%) en 2012. A principios de 2013 ningún país, a excepción de los EE.UU., Canadá y Australia tenía pozos operativos en producción de gas de esquistos y solo los EE.UU. en volúmenes relevantes.
Lo primero que deducimos de esta tabla es que hay 2 grandes tipos de países productores: Por un lado EE.UU. que es además un gran consumidor y que debe importar casi 2 Tcf/año del Canadá ya que todavía no son autosuficientes (lo serán en 2014), si bien por otro lado exportan 33
La Revolución del Gas unos 0,6 Tcf/año a México. Otro tipo de gran productor es la Federación Rusa que también extrae grandes volúmenes de gas, pero que en un importante porcentaje destina a la exportación, con 6,3 Tcf/año dirigidos fundamentalmente a Europa por los grandes gasoductos de Yamal y NorthStream (en otro capítulo más adelante se amplía la información sobre gasoductos). TABLA 3 LOS MAYORES CONSUMIDORES DE GAS NATURAL (Tcf/año) Consumo 1990 19
Consumo 2000 23
Consumo 2012 26,5
14
12
15
0,2
0,9
5,2
Irán
0,8
2,2
5,1
Japón
1,7
2,5
4,1
Canadá
2,4
3,2
3,9
Arabia Saudita
1,2
1,8
3,5
México
0,9
1,5
2,9
Reino Unido
1,9
3,4
2,8
Alemania
2,1
2,8
2,7
Italia Emiratos Arabes Unidos India
1,5
2,3
2,4
0,6
1,1
2,2
0,4
0,9
2,1
PAIS EE.UU. Federación Rusa China
La gran diferencia entre la Federación Rusa y los EE.UU. es que la primera ha orientado su política de producción hacia la exportación, por la vía de grandes gasoductos hacia Europa occidental, su principal mercado de venta. En cambio, su mercado de consumo interno es relativamente menor, lo que no deja de extrañar, considerando que el clima frío del país debería tirar más del consumo de calefacción doméstica y comercial. 34
Prof. J. C. Mirre Por otro lado, los EE.UU., donde los gasoductos distribuyen eficientemente el gas desde las zonas de producción hasta los centros de consumo, sin tener todavía un diseño específico para la exportación (salvo el caso de los pequeños flujos hacia México), destina cada vez más importantes volúmenes de gas tanto para la producción eléctrica como para su creciente industria petroquímica que progresivamente adopta el gas como materia prima en reemplazo del petróleo. Dentro de los productores medianos debemos destacar a Canadá que siendo un importante productor es también un gran consumidor, con 4 Tcf/año (comparado con España que consume 1,3 Tcf/año). Su saldo exportador de casi un tercio de lo extraído, se dedica al abastecimiento de los grandes centros industriales de los EE.UU. situados muy cerca de sus fronteras, conectándose mediante gasoductos propios a la red americana. En cambio Irán y Qatar ofrecen un panorama totalmente distinto a los anteriores y a su vez muy diferentes entre sí. Irán tiene un mercado interior bien desarrollado (más de 4 veces el consumo de España) e incluso tiene un pequeño déficit que cubre importando gas de Turkmenistán. Por lo contrario, Qatar no tiene prácticamente mercado interno, y apenas exporta pequeños volúmenes a través de gasoductos hacia los Emiratos Árabes Unidos, por lo que no tiene más remedio que licuar su gas natural y transformarlo en GNL para poder exportar. Es de destacar la enorme capacidad de producción de GNL de este país que equivale a más de 4 veces el consumo anual de gas de España. Además si se tiene en cuenta que un buque metanero tiene una capacidad normal de unos 150.000 metros cúbicos de GNL que equivalen a unos 90 millones de metros cúbicos de gas natural (en estado gaseoso) o sea 3.180 millones de pies cúbicos y que hay unos 360 metaneros que recorren los mares del globo con una capacidad sumada de 1,1 Tcf de transporte de gas natural, resulta que al año se mueven unos 11 Tcf de gas natural llevado por esos buques bajo la forma de GNL. De este análisis resulta que las exportaciones de Qatar representan la mitad del transporte oceánico global de GNL. Noruega, -debido a sus grandes recursos hidroeléctricos-, apenas consume gas natural y prácticamente lo exporta todo por la red de gasoductos europeos en su mayor parte a Alemania y Reino Unido. El caso de China es obvio, dado que este país, altamente industrializado en la actualidad, es deficitario en energía primaria y dependiente tanto del GNL (procedente en su mayor parte de Australia, Qatar, Malasia e Indonesia) como del gasoducto East-West que trae gas natural desde Turkmenistán. 35
La Revolución del Gas TABLA 4 LOS MAYORES EXPORTADORES DE GAS NATURAL (por Gasoducto y como Gas Natural Licuado) - Volúmenes totales exportados en 2011 en Tcf/año PAÍS Federación Rusa Qatar Noruega Canadá Argelia Holanda Indonesia Malasia Australia Nigeria
Por GASODUCTO 6,3 0,6 3,3 1,9 1,3 1,8 0,3 0,1
GNL 0,5 4,9 0,1 0,6 1,0 1,1 0,9 0,9
TOTAL 6,8 5,5 3,4 1,9 1,9 1,8 1,3 1,2 0,9 0,9
Otro caso es el de Arabia Saudita, el típico país que se autoabastece de gas natural sin que le quede saldo exportable, ni tampoco tenga necesidades de importarlo. Debemos comentar el dato de las reservas de gas natural de los Emiratos Árabes Unidos, que si bien se estiman en 215 Tcf hay que aclarar que casi la totalidad este enorme volumen de gas corresponde al yacimiento de Shah en Abu Dabi. El problema es que si bien a este yacimiento se le adjudican unas reservas de 200 Tcf, no está demasiado claro si ese volumen se refiere a gases totales o a hidrocarburos ya que solo la mitad del gas de Shah es combustible (metano), siendo la otra mitad es gas sulfhídrico (SH2) que debe extraerse y separarse de los hidrocarburos (se lo transforma en azufre sólido que se acumula para su futuro aprovechamiento). Shah comenzará a producir en 2014 a un ritmo de 500 millones de pies cúbicos al día de gas natural combustible (casi 0,2 Tcf/año), al terminarse las instalaciones de depuración y el gasoducto a Abu Dabi. Indonesia tiene un sustancial saldo exportable de 1,3 Tcf que sale principalmente como GNL con destino a Japón y Corea del Sur y menores cantidades por gasoducto a Singapur. El caso de Malasia es similar, exportando casi toda su producción al Japón. Hay que tener en cuenta que Malasia es el segundo exportador mundial de GNL, después de Quatar. 36
Prof. J. C. Mirre Argelia es una fuente de gas bien conocida por los españoles ya que la mayor parte de su volumen exportable de 1,9 Tcf anuales se destina a España, Francia e Italia, tanto por vía de los gasoductos transmediterráneos como bajo la forma de GNL a esos mismos países. Un comentario especial merece Holanda, un pequeño país europeo que produce 2,4 Tcf anuales de gas natural convencional y que en un 50% proviene de un único yacimiento, el de Groningen. Se trata del yacimiento de gas más grande de Europa y el décimo del mundo en reservas (100 Tcf). Descubierto en 1959, empezó a producir en 1963 y se estima que continuará produciendo gas durante los próximos 50 años. El resto de la producción proviene de campos menores, fundamentalmente situados en el offshore del Mar del Norte. Holanda consume una pequeña parte de este gas y exporta por vía de gasoductos el 75% de su producción a sus vecinos: Alemania, Bélgica y Francia. Hay que recordar que hasta 1959, año del descubrimiento de Groningen, nunca se había planteado seriamente la posibilidad de hallar petróleo en el Mar del Norte. De hecho, cuando en una conferencia de la Sociedad Geológica de Londres en 1936, el geólogo George Lees sugirió la posibilidad que podría encontrarse hidrocarburos en el Mar del Norte, su observación fue recibida con gran hilaridad por la mayoría de los asistentes. Diez años después del hallazgo de Groningen ya estaban delimitadas las áreas territoriales del Mar del Norte para cada país e inmediatamente se comenzaron las primeras perforaciones que en poco tiempo dieron lugar a inesperados descubrimientos. Cuando se inició la primera “crisis del petróleo” el yacimiento de Ekofisk ya estaba en producción y los de Brent y Forties en las etapas preliminares para su extracción (en realidad la fuerte subida del precio del petróleo impulsada por la OPEP en la primera crisis del petróleo fue una bendición para las compañías que operaban en el Mar del Norte, que aceleraron al máximo la producción). Por cierto, G. Lees, que llegó a Gran Bretaña en 1935 con la idea de buscar petróleo en las islas después de una década de experiencia y descubrimientos en Oriente Medio, tuvo un sonado éxito en su misión localizando el primer yacimiento de petróleo hallado en las Islas Británicas, en la localidad de Eakring, condado de Nottingham. Este campo fue explotado con actividad febril y bajo un estricto secreto de estado (se trajeron obreros especializados en perforaciones petroleras desde Texas) durante el transcurso de la Segunda Guerra Mundial y abasteció a los ingleses de vitales hidrocarburos en esos difíciles años. Desde entonces hasta hoy este yacimiento produjo una cantidad acumulada de 47 millones de barriles. Curiosamente, en tiempos medievales, la aldea Eakring se encontraba en el linde más oriental del famoso bosque de Sherwood (hoy desaparecido) donde acaecieron las míticas andanzas de Robín Hood. 37
La Revolución del Gas LOS YACIMIENTOS DE GAS GIGANTES El 66% de las reservas de gas natural convencional se encuentran en grandes yacimientos de gas denominados SUPERGIGANTES, encabezados por el de Qatar-South Pars con unas reservas totales de 1.800 Tcf y seguidos por: • Lolotan o Galkynysh, en Turkmenistán con 550 Tcf medidos y 750 Tcf probables • Bovanenkov, en la península de Yamal, en el Mar de Kara, Ártico ruso, con 180 Tcf • Urengoy, en la misma región rusa que el anterior, con 155 Tcf • Yamburg, también en la misma región de la Siberia Ártica, con 150 Tcf • Zapolyarnoye, muy cercano al de Urengoy con 130 Tcf • Shtockman un futuro yacimiento offshore en el Mar de Barents, Rusia, con 125 Tcf • Hassi R’Mel con 110 Tcf, situado a 550 kilómetros al sur de Argel • Groningen con 100 Tcf en Holanda • Troll con 80 Tcf situado en el Mar del Norte, a 100 kilómetros al oeste de Bergen (Noruega) • East Natuna con 75 Tcf, en el offshore de Indonesia, frente a las dos Malasias El 45% de las reservas de gas natural convencional se encuentran en la región del Golfo Pérsico, el 35% en los territorios de la antigua URSS, el 7% en países de Asia (excluidos los territorios de la antigua URSS) y Oceanía, el 7% en ambas Américas, el 4% en África y finalmente el 2% en Europa (excluida la Federación Rusa).
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UN POCO DE HISTORIA
Sin duda los primeros que supieron aprovechar el poder combustible del gas natural fueron los chinos. Hay constancia histórica documentada de que desde al menos desde el 400AC, los chinos utilizaban cañas huecas de bambú, que hundían en el terreno con un trépano en la punta para poder llegar hasta niveles de arenas con gases combustibles que se utilizaban como fuente de calor para evaporar las salmueras extraídas de manantiales salinos adyacentes. De esta forma se evitaba tener que utilizar leña para obtener la sal. Casi 40 años antes de que el “Coronel” Drake encontrase petróleo en Pensilvania en 1859, otro pionero llamado William Aaron Hart observó que en algunos arroyos que desembocaban en la costa del Lago Erie en donde afloraban pizarras negras solían formarse burbujas de gas. En 1821 decidió hacer una rudimentaria perforación utilizando varas de hierro que hincaba en las pizarras cercanas al pueblo de Fredonia (a orillas del Erie, unos 600 kilómetros al oeste de Nueva York). Después de varios intentos tuvo éxito y logró un caudal de gas suficiente para canalizarlo en una tubería de plomo y distribuirlo para su uso como combustible e iluminación a algunas pequeñas industrias del pueblo. En pocos años se perforaron nuevos pozos y se formó la empresa Fredonia Gas Light Company que comercializaba gas de esquistos para iluminar las pequeñas industrias, los comercios y las principales calles de Fredonia. A finales del siglo XIX la “fiebre del gas” se había extendido desde la costa oriental del Lago Erie hasta los estados vecinos de Pensilvania y Ohio con centenares de pozos que alcanzaban profundidades de hasta 500 metros y algunos de los cuales todavía siguen produciendo gas hoy en día. Los más recientes y modernos siempre se hacían en vertical, si bien ya se empezaron a utilizar las primeras técnicas de fracturación forzada. Gracias a esto, algunos pozos alcanzaban rendimientos de hasta 150.000 cf/día (el consumo medio diario de gas de un pueblo de 5.000 habitantes en la España actual). Pero en realidad, el gas nunca pudo competir con el petróleo y quedó definitivamente arrinconado con el descubrimiento de Edison que dio 39
La Revolución del Gas origen a la progresiva electrificación de las ciudades con la rápida difusión del alumbrado eléctrico y el abandono definitivo de la iluminación con lámparas de gas. Hasta 1891 el gas era una molestia para la producción de petróleo y en muchos casos fue el culpable de varios desastres por su fácil inflamabilidad. Fue entonces cuando se construyó el primer gasoducto que llevaba el gas desde los campos de producción de Indiana hasta la ciudad de Chicago, a lo largo de casi 200 kilómetros. Pero en realidad hubo que esperar hasta el final de la Segunda Guerra Mundial, con el perfeccionamiento de la fabricación de tubos y de los modernos sistemas de soldadura para que en los EE.UU. comenzase a extenderse la inmensa red de gasoductos y oleoductos que desde entonces no ha cesado de crecer en extensión y capacidad. Más adelante trataremos con mayor dedicación el tema del desarrollo mundial de los gasoductos, fundamentalmente a partir de 1950, cuando empezó a abandonarse la peligrosa, contaminante y ruinosa práctica del “flaring” y se buscaron alternativas para transportar el gas producido en los campos petrolíferos junto con el petróleo hasta los centros de consumo.
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¿QUÉ ES EL “GAS DE ESQUISTOS”?
A principios del siglo XX el desarrollo de los campos petrolíferos en todo el mundo había alcanzado un nivel técnico destacable, junto con el desarrollo de modernos conceptos geológicos que daban una base científica a los trabajos de exploración, con el resultado de que el hallazgo de nuevos recursos de hidrocarburos ya dejaba de ser un “golpe de suerte” que premiaba a los aventureros más tenaces. En esos años empezaron también a desarrollarse las técnicas de geofísica, en especial gravimetría y sísmica que permitían vislumbrar las características geométricas de las capas profundas antes de iniciar la perforación de un sondeo de exploración. Como consecuencia de toda esta tecnificación, en la primera mitad del siglo pudieron localizarse numerosos yacimientos de hidrocarburos y se abrieron nuevas fronteras a la exploración, con especial efecto dramático en la región del Golfo Pérsico. En los EE.UU. el número de pozos de exploración que se abrían cada año, aumentó casi exponencialmente y en muchos casos estas labores de exploración localizaban campos gasíferos con un componente ínfimo o nulo de recursos de petróleo líquido. Dado que en algunos casos los recursos de gas eran de enorme volumen empezó a plantearse la posibilidad de su comercialización ya sea mediante su envase presurizado (gas comprimido o gas presurizado) en “botellas” de acero para su transporte hasta los centros de consumo o bien utilizando una tubería o gasoducto. Hacia 1973 estas reservas de gas convencional (asociado a los campos petrolíferos convencionales, tanto en zonas continentales como offshore) de los EE.UU. comenzaron un suave declive que coincidió con la brutal alza de los precios del petróleo como consecuencia del Embargo Árabe resultante de la denominada Guerra de Yom Kippur. Dado que se contaba con una enorme infraestructura gasística y además de un importante mercado de consumo, el gobierno de los EE.UU. implementó un programa de reevaluación de los recursos de gas del país con el objetivo de incrementar las reservas, al tiempo que se iniciaron estudios para planificar futuros puertos “metaneros”, es decir puertos con instalaciones para la regasificación de gas natural líquido (GNL) importado. 41
La Revolución del Gas Por supuesto, uno de los objetivos de ese programa de reevaluación fue el de definir el potencial del gas de esquistos, que como hemos visto todavía producían gas comercial en varias zonas vecinas al Lago Erie. En 1976, el Departamento de Energía (DOE) comenzó el proyecto denominado “Eastern Shale Project”, seleccionando la región del norte de los Montes Apalaches (estados de Nueva York, Pensilvania y Ohio) como objetivo potencial, dado que no solo se conocía la geología de varias formaciones de pizarras negras ricas en materia orgánica (las mismas que producían gas de esquistos en la región del Lago Erie) sino además se sabía que contenían suficiente gas como para poder ser explotadas como recurso económicamente viable. En realidad lo que se hizo fue volver a perforar nuevos pozos en las vecindades de Fredonia, pero utilizando ahora las más modernas técnicas de perforación, ensayos geoquímicos y geofísicos a pie de pozo y como elementos más importantes y revolucionarios: el uso de sondeos horizontales en lugar de verticales y las nuevas técnicas de fracturación hidráulica de las rocas para potenciar el flujo del gas. LOS “ALMACENES” DEL GAS DE ESQUISTOS SON TOTALMENTE DISTINTOS A LOS DEL GAS DE PETRÓLEO CONVENCIONAL Haciendo un poco de memoria para recordar las imágenes de nuestros libros y apuntes de estudios cuando íbamos al instituto recordaremos que el petróleo se encuentra en unas estructuras llamadas “rocas almacén”. Se trata de rocas o sedimentos muy porosos y permeables que se localizan en el subsuelo y que están impregnadas de petróleo, al igual que una esponja de baño impregnada de agua. En realidad lo que ocurre a escala microscópica es que entre los granos de los constituyentes minerales de esas rocas o sedimentos hay suficiente espacio libre como para ser ocupado por agua u otros fluidos orgánicos. Como también nos habían explicado los antiguos libros de texto, el petróleo ocupaba los espacios libres de esos sedimentos y por supuesto, cuanto más porosa fuese la roca o sedimento mayor cantidad de petróleo albergaba. Pero recordaremos también que en profundidad y en esas “rocas almacén” se forma una estratificación natural resultante de las diferencias de densidad de los fluidos que ocupan los poros de las “rocas almacén” que de forma simplificada se ordenaban como agua (normalmente salada) en la parte inferior, petróleo por encima y gas (lo más volátil y de menor densidad) en la parte superior (ver FIGURA 1). 42
Prof. J. C. Mirre Esta estratificación de los fluidos permite explicar porque a veces un sondeo de exploración solo produce gas (a pinchado en la parte superior de la “roca almacén”) o agua (pinchó en la parte inferior) en lugar de petróleo. Pues bien, en el caso del “gas de esquistos”, la geometría del yacimiento es totalmente distinta. Aquí hay una “roca almacén” que es el propio esquisto, pero no hay ni porosidad, ni permeabilidad ni estratificación de los fluidos. Los esquistos, esquistos arcillosos y pizarras son rocas relativamente impermeables, lo que significa que no hay suficiente espacio entre los granos de los minerales para que puedan ser ocupados por fluidos, o mejor dicho, si lo hay, pero en una proporción muy baja y un tamaño sub-microscópico. En realidad, la mayor parte del gas se encuentra atrapado (por la alta presión confinante de las rocas en profundidad) entre pequeñas y cortas fracturas y microfracturas que se produjeron en la roca durante los procesos de litificación (transformación de un sedimento en una roca sedimentaria) y los eventos tectónicos que puedan haberse desarrollado a los largo de la historia geológica de la zona (téngase en cuenta que la mayoría de los yacimientos de gas de esquisto actualmente en explotación son de edades que oscilan entre los 400 y los 100 millones de años, a lo largo de los cuales pueden haberse producido varios eventos tectónicos). Otro hecho que diferencia los recursos de gas de esquistos de los yacimientos de gas convencional es que en los esquistos el gas y el petróleo están íntimamente mezclados. Como se verá más adelante, en los EE.UU. se suele hablar de shale gas o bien de shale oil, según la importancia relativa del tipo de hidrocarburo dominante. Dado que estas pequeñas fracturas no suelen superar unos pocos metros cuadrados de superficie y se desarrollan de forma independiente unas de otras, no suelen estar interconectadas, lo que hace que cuando un sondeo corta a un grupo de ellas se liberará el gas contenido en las mismas, pero no el que se aloje en fracturas aledañas, por lo tanto impidiendo el flujo de gas y por ende un posible aprovechamiento rentable. Es por ello que se recurre a la técnica del “fracking” que puede traducirse como “fracturación hidráulica controlada”, es decir que lo que se busca es extender las fracturas naturales de la roca para que se cree un red de fracturación más densa que permita la unión de fracturas y microfracturas, dando como resultado la creación de una “permeabilidad artificial” mediante la unión de unas fracturas con otras y estas a su vez con otras microfracturas. Además, una vez producida la fracturación 43
La Revolución del Gas artificial (usualmente mediante el empleo de explosivos) se inyecta agua a alta presión, por lo que a veces el procedimiento se describe como “hidrofracking” cuya misión es aumentar todavía más la red de fracturas secundarias y se adicionan productos expansivos (como la goma guar, de la que se hablará más adelante) o productos que estabilizan las fracturas ya abiertas para impedir que vuelvan a cerrarse. Los sondeos horizontales y el fracking Obviamente la falta de permeabilidad de los esquistos significa que el gas albergado en un estrato rocoso no tenderá a emigrar hacia la zona de ese mismo macizo rocoso que ha sido fracturado naturalmente y luego re-fracturado mediante las técnicas de fracking o hidro-fracking. Esto significa que en el caso de un sondeo vertical poco ganaríamos con aumentar la fracturación o permeabilidad de la roca que alberga el gas en sus fracturas y micro-fracturas si nos limitamos a un halo de un centenar de metros envolviendo al pozo de extracción. En pocas semanas o meses se agotaría el gas en esos esquistos fracturados alrededor del pozo ya que todo el gas albergado en la roca intersectada más allá de un centenar de metros alrededor del pozo no podría llegar hasta el mismo. Pero esta situación cambia totalmente si el sondeo en lugar de cortar la formación rocosa mediante un sondeo vertical avanza varios centenares de metros a lo largo de la misma y vamos fracturándola a lo largo de todo el tramo de sondeo horizontal (ver FIGURA 1). Es más, desde un mismo pozo vertical, una vez que hemos entrado en los esquistos portadores de gas podemos hacer varios sondeos horizontales que cubran una superficie fracturada mucho más extensa. Si la capa de la pizarras portadoras es suficientemente espesa podemos incluso repetir la misma distribución de sondeos horizontales a distintas profundidades de manera de alcanzar zonas no fracturadas potencialmente productoras más profundas. Las técnicas de sondeos horizontales y de fracking están evolucionando casi diariamente y, por ejemplo un sondeo horizontal de 1.000 metros de longitud que tardaba 3 meses en hacerse en 1970 ya se completaba en solo un mes en 2010. En la actualidad (2013) ya se consigue terminar un pozo con 3.000 metros de tramo vertical de fracking en poco más de 10 dias. Así, la revolucionaria técnica del hidrofracking combinada con los sondeos horizontales y dirigidos han permitido que el gas albergado en rocas esquistosas impermeables, -que hasta hace pocos años era considerado como inexplotable debido a que esa falta de permeabilidad 44
Prof. J. C. Mirre impedía el flujo del gas almacenado hacia los sondeos de extracción-, sea hoy en día una actividad rentable. ESTO HA SIGNIFICADO QUE POTENTES FORMACIONES DE PIZARRAS NEGRAS RICAS EN MATERIA ORGÁNICA QUE HASTA AHORA PASABAN DESAPERCIBIDAS Y NADIE SE MOLESTABA EN EVALUAR COMO UN POTENCIAL RECURSO DE HIDROCARBUROS, HOY SEAN CONSIDERADAS COMO UNA IMPORTANTE RIQUEZA POTENCIAL. ¿Y es realmente así? ¿Tan importantes son estos recursos? Para contestar a estas preguntas vamos a analizar lo sucedido en los EE.UU. en los últimos 20 años, un ejemplo de la verdadera magnitud de la REVOLUCIÓN DEL GAS. FIGURA 1 ESQUEMA SIMPLIFICADO QUE MUESTRA LAS DIFERENCIAS FUNDAMENTALES ENTRE LOS YACIMIENTOS DE GAS CONVENCIONAL Y LOS DE “GAS DE ESQUISTOS”
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Parte III EL GAS DE ESQUISTOS EN LOS EE.UU.
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LA REVOLUCIÓN DEL GAS DE ESQUISTOS EMPEZÓ EN LOS ESTADOS UNIDOS Como ya hemos mencionado anteriormente, las reservas de gas natural de los Estados Unidos (incluidos los yacimientos offshore) en el año 1973 alcanzaban los 198 Tcf, ya lejos del “pico” de reservas calculadas en 1967 de 293 Tcf. Fue entonces cuando la administración federal, actuando en colaboración y coordinación con las principales empresas petroleras implementó una serie de estudios con el doble objetivo de incrementar las reservas y asegurarse un futuro abastecimiento de gas mediante importaciones. A pesar del desarrollo y hallazgo de importantes reservas de gas natural en los esquistos y pizarras y del rápido desarrollo de las actividades de exploración y desarrollo para poner esos recursos a disposición del mercado consumidor, no fue hasta el año 2004 en que las reservas empezaron a aumentar rápidamente desde los 194 Tcf de ese año a los 238 Tcf de 2007. A mediados de 2012 se publicaron varias estimaciones de las reservas de gas natural en los EE.UU. y sumando las reservas de gas convencional con las del gas de esquistos se llega a la Increíble cifra de 300 Tcf, una cifra casi asombrosa teniendo en cuenta que el país consume unos 25 Tcf al año. En 1996 la producción americana de gas de esquistos apenas alcanzaba a 0,3 Tcf (aproximadamente el 1,5% de toda la producción de gas natural), sin embargo, 10 años después, en 2006 este gas ya representaba el 6% del total con 1,1 Tcf anuales. En 2012 el 30% del gas producido en los EE.UU. proviene de shale gas y las proyecciones señalan que en 2015 el gas de pizarras representará cerca del 50% del consumo norteamericano. Es probable que en 2016 ya se empiece a exportar GNL tanto desde la costa atlántica hacia los mercados europeos, como hacia Extremo Oriente por vía Pacífico. Gracias al gas de esquistos la producción americana actual es ya la mayor del mundo con 25,5 Tcf/año superando ampliamente a la Federación Rusa con 21,5 Tcf/año. 49