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14/03/2013 | Análisis: Innovación en la extracción del gas shale

De Nuestra Redacción

La industria de petróleo está aumentando el gasto en investigación con lo que espera que sea más barato y más fácil de obtener gas natural y crudo de las formaciones shale y de los campos de aguas profundas. Las tres mayores empresas de servicios petroleros, Schlumberger, Halliburton y Baker Hughes han elevado sus presupuestos de investigación y desarrollo en 24% en 2010 a un total de 2,1 billones de dólares en 2012.

 

En los últimos años estas compañías, que ofrecen una gama de servicios para la exploración de energía, se ha convertido en el principal R&D de los motores de la industria petrolera, superando el gasto de empresas de petróleo y gas, como Chevron y Royal Dutch Shell. La búsqueda de nuevas fuentes de combustibles fósiles ha llevado a las empresas de energía en regiones como aguas profundas y en densas formaciones shale, las cuales son caras de desarrollar.

Gran parte de la investigación de las empresas de servicios petroleros "se centra en la mejor comprensión de las rocas shale y el desarrollo de instrumentos para obtener más petróleo y gas de estas formaciones”.  Una década después de la explotación en gran escala del shale comenzó, la industria está perforando miles de pozos cada año en Pennsylvania, Texas, Louisiana, Ohio, Oklahoma y Dakota del Norte, y está probando otras rocas del shale en California y Mississippi.

"Ahora la pregunta es ¿quién puede hacerlo mejor y optimizar el proceso. Los shales no son calcetines, una cosa one-size-fits-all", dijo, señalando a la utilización de técnicas de fracturamiento hidráulico de escala e intensidad diferentes en diferentes formaciones shales. Las mejoras de perforación podrían significar que el boom norteamericano de energía, que ha sido testigo de un aumento de la producción de gas natural del 19% y de petróleo del 37% en los pasados cinco años, podría recibir un nuevo impulso con mejores herramientas.

"Estamos en los albores de esta nueva era, así que ahora toda la industria está empezando a mirar a este recurso y descubrir maneras de conseguir la mayor cantidad de petróleo y gas, ya que puede salir de esos lugares", dijo Dan Hill, presidente del departamento de ingeniería de petróleo de Texas A&M University.

Una nueva técnica consiste en cambiar el orden de los segmentos de cada pozo que es fracturado, con la mirada puesta en impactar la roca circundante de una manera que mejora el rendimiento. Otro está cambiando mezclas químicas para adaptarse mejor al shale que está perforando.

 

 

Arabia Saudita puede necesitar al menos una década para desarrollar la producción de gas shale en una escala comparable con la de Estados Unidos debido a la escasez de suministro de agua. La fractura hidráulica requiere grandes cantidades de agua, productos químicos y arena. Encontrar la cantidad necesaria de agua en las regiones donde Saudi Arabian Oil Co. está explorando en busca de gas shale será difícil, según Amin Nasser, vicepresidente de upstream de Saudi Aramco.

"El costo de la infraestructura pasará con el tiempo", dijo el 10 de marzo en una conferencia de petróleo y gas en Manama, Bahrein. "Pero el agua va a seguir siendo un reto". Arabia Saudita puede contener hasta 645 trillones de pies cúbicos de gas shale técnicamente recuperables, el quinto más grande de los depósitos, por detrás de China, Estados Unidos, Argentina y México, según cálculos de Baker Hughes Inc. El Reino también tiene alrededor de 282.6 trillones de pies cúbicos de reservas probadas de gas convencional, según el informe anual de 2011 de Aramco.

"Tenemos que construir nuestro knowledge y experiencia y movilizar recursos, y todo esto va a tomar tiempo", dijo  Waleed al- Mulhim, manager de Aramco en el departamento de la zona sur. "No podemos replicar lo que está sucediendo en Estados Unidos, ya que tenemos diferentes retos". Halliburton, el mayor proveedor mundial de servicios de fractura hidráulica, Baker Hughes y Schlumberger tienen centros de investigación que operan en Arabia Saudita para desarrollar la tecnología para ayudar al país a liberar sus recursos de hidrocarburos no convencionales.

"Es aquí en Arabia Saudita, donde estamos desarrollando nuestra mejor tecnología", dijo Aaron Gatt, presidente de Schlumberger. "Estamos tratando de encontrar soluciones para producir gas shale en Arabia con la menor cantidad de agua", dijo en la conferencia.

Kuwait Oil Co identificó un depósito de gas shale y pronto desarrollará el recurso, dijo Sami al-Rushaid, su manager y presidente. La compañía también planea expandir los desarrollos de los depósitos de gas sour, o high-sulfur,  para casi triplicar la capacidad de producción de 2.5 billones de pies cúbicos en 2030. Kuwait no tiene experiencia para desarrollar los recursos no convencionales de gas más difíciles por sí mismo y tiene que recurrir a las compañías petroleras internacionales, dijo Kamil al-Harami, analista petrolero independiente con sede en Kuwait. "Si los kuwaitíes no especifican una fecha límite para el proyecto y no buscan la ayuda de empresas internacionales, entonces sus planes para desarrollar el shale y el sour serán sólo sueños", dijo.

Saudi Aramco está perforando por gas sour en el desierto Empty Quarter con  Royal Dutch Shell, mientras que Kuwait postergó un acuerdo similar con Shell después que los legisladores hicieron preguntas sobre el contrato para desarrollar los desafiantes campos de gas natural  en el norte del país.

Perspectivas mexicanas

Pemex inició los trabajos exploratorios de shale gas a inicios del 2010 y a mediados del 2011 la Energy Information Administration (EIA) publicó una evaluación a nivel mundial, estimando un recurso técnicamente recuperable para las cuencas de México, de 681 mil millones de pies cúbicos de gas.

El documento, ubica a México en el cuarto lugar de reservas de este hidrocarburo no convencional, mientras que arriba están China con mil 275 billones de pies cúbicos, Estados Unidos con 862 billones y Argentina con 774 billones. Sin embargo, la principal dificultad que tiene la empresa mexicana para el desarrollo de estas reservas no convencionales es la falta de recursos y las restricciones legales a la inversión privada. En este tema legisladores, funcionarios y expertos del sector energético coincidieron en afirmar que Pemex necesita una reforma que le permita operar como una empresa productiva.

Pemex está invirtiendo este año cerca de tres mil millones de pesos en shale, en las regiones de Burgos, Sabinas y Tampico-Misantla, donde se estima un potencial de 60 mil millones de barriles de crudo equivalente. Actualmente se llevan a cabo las perforaciones en shale de los pozos denominados Anélido 2, al sur de Burgos y otro en Poza Rica, en la zona de Tampico-Misantla.

Ambas perforaciones van destinadas a las formaciones denominadas "Jurásico Pimienta", donde se encuentra la roca generadora de todo lo que está almacenado en Chicontepec y lo que se almacenó en la faja de oro, así como en la cuenca de Tamaulipas. Ya se descubrió shale oil con el pozo Anélido 1, el cual ya está produciendo 400 barriles por día además de los pozos Emergente y Percutor. El costo de estos pozos ya se redujo a siete millones de dólares, luego de que en un principio su costo era de 20 millones. Para lograr que el costo de éstos siga reduciéndose hasta llegar a los cinco millones es necesario que se lleve a cabo una perforación masiva, ya que la zona donde se hallan estos recursos no convencionales es demasiado extensa.

A ello se suma el hecho de que por su naturaleza, debido a la permeabilidad de la roca donde se hallan estos recursos hace que sólo se puedan incorporar los que están alrededor del pozo, en un rango de 400 a 500 metros, y esto son cantidades relativamente pequeñas. De ahí que para poder incorporar reservas en shale es necesario perforar cientos o miles de pozos de manera masiva, a fin de poder aprovechar los 60 mil millones de barriles de crudo equivalente estimados en la zona explorada.

Es necesario enfocar los esfuerzos en los negocios más rentables, es decir, la producción de crudo, toda vez que el costo de extracción va de cuatro a 12 dólares por barril, mientras que éste se vende en los mercados internacionales en más de 100 dólares. Por el momento, los precios bajos de gas no hacen rentable el negocio, ya que el costo para producir este combustible oscila de 1.5 a 3 dólares por millón de pie cúbico, mientras se venden en un máximo de 3.5 dólares por millón de pie cúbico. Cuando el precio de gas suba a cuatro o cinco será buen negocio, pero no tan bueno como aguas someras.

Los recientes descubrimientos de yacimientos de gas shale en el norte de Estados Unidos abarataron el precio del combustible en la región a diferencia de otras partes del mundo en donde se ven de hasta en 19 dólares el millón de BTU. Hoy en día vivimos en un paradigma absurdo, porque tenemos gas abundante y estamos importando 20 por ciento de otras latitudes del mundo, no se está importando a 3.48 porque no tenemos la infraestructura necesaria. Es por ello, que el gas que está llegando de importación es comprado en más de 19 dólares, lo que encarece los procesos productivos de quien los compra. No obstante, ya se están construyendo los ductos necesarios para llevar el gas a México desde la frontera con EU, a un precio mucho menor

 

Y en España

En España, los recursos potenciales de gas natural no convencional "cubrirían durante 39 años la actual demanda de gas del país, una estimación que incluso podría duplicarse con una investigación exhaustiva, como ha ocurrido en el Reino Unido". Esta es una de las conclusiones del informe Gas no convencional, una oportunidad de futuro, que ha sido impulsado por el Consejo Superior de Colegios de Ingenieros de Minas de España.

El "fracking", recuerdan los ingenieros, supone inducir fracturas, entre 2.000 y 6.000 metros de profundidad, inyectando en la roca agua a alta presión (99,5%) con arena y otros fluidos (0,5%), que incrementan su permeabilidad facilitando el drenaje de los hidrocarburos. Los avances tecnológicos permiten minimizar el uso de agua -que se recupera y reutiliza-, y garantizar los acuíferos de los pozos de gas. Un pozo medio consume lo mismo que el riego de un campo de golf.

Los ingenieros de minas han llegado a la conclusión de que se trata de una técnica segura, si se cumplen todos los requisitos de seguridad, y apuestan por la explotación de estos hidrocarburos para acabar con la dependencia energética y crear empleos y riqueza.

Las empresas tienen hasta seis años para realizar sus investigaciones y después han de pedir autorización para comenzar a extraer estas reservas naturales. A pesar del gran interés que despierta, todavía ninguna lo está extrayendo. Los autores del estudio creen que esto se debe en gran parte a que cada fase de estos permisos lleva aparejados informes de impacto ambiental, con sus correspondientes alegaciones, por lo que se demora. En las concesiones de los permisos interviene, además del Estado, los Gobiernos regionales y las administraciones. Además el fracking cuenta con la oposición de grupos ecologistas.

Offnews.info (Argentina)

 


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