Situación actual y perspectivas de los hidrocarburos no

Situación actual y perspectivas
de los hidrocarburos no
convencionales
Real Academia de Ingeniería
5 de Febrero 2013
Emilio Luna Sierra
Ingeniero de Minas
Alberto Aparicio García San Miguel
Ingeniero de Minas
Efecto de los recursos no convencionales en
la producción de EEUU
Producción de crudo en EEUU
(miles de barriles diarios)
Producción de gas natural en EEUU
(Tcf)
24
24 Tcf en 2012
2012
2012
6,4 Mbd en 2012
Fuente: EIA, US Energy Information Administration
Agenda






Aspectos geológicos y técnicos
Gas no convencional
Líquidos no convencionales
Aspectos económicos
Factores clave y Desafíos
Conclusiones
3
GAS NO CONVENCIONAL
CRUDOS NO CONVENCIONALES
Recursos no convencionales
CRUDOS PESADOS – Crudo líquido (con densidad menor que 22ºAPI) tiene la habilidad de fluir en el pozo a las condiciones del reservorio
pero que también se estimula para los más pesados el yacimiento con métodos generalmente térmicos (Inyección de vapor, etc)
OIL SANDS –Arenas bituminosas con crudo/bitumen de densidad menor de 10º API y viscosidad >10,000 cp que no tienen capacidad de fluir
en condiciones del reservorio por lo que se explotan por minería(someros) o por sondeos con estimulación térmica (SAGD,CSS,etc) .
Tight/Shale
oil
heavy
oil
oil shale
oil sand = bitumen + sand
TIGHT OIL – Crudos producidos de clásticos/carbonatos con baja porosidad y permeabilidad.
SHALE OIL – Crudo producido en lutitas/pizarras con un alto porcentaje de materia orgánica (kerógeno) que ha alcanzado la ventana de
generación de petróleo.
COALBED METHANE – Coalbed Methane (CBM) es el gas
extraído de capas de carbón.
SHALE GAS – Gas natural producido en lutitas/pizarras con un
alto porcentaje de materia orgánica (kerógeno) que ha alcanzado
la ventana de generación de gas.
TIGHT GAS - Gas natural producido de clásticos/carbonatos
con baja porosidad y permeabilidad
HIDRATOS DE METANO - es un compuesto sólido en el que se
atrapa una gran cantidad de metano dentro de la estructura
cristalina de agua en determinadas condiciones de presión y
temperatura y formando un sólido similar al hielo
SAGD: Steam Assisted Gravity Drainage
CSS: Cycled Steam Stimulation
4
Tight Gas / Tight Oil
Shale Gas / Shale Oil
Clásticos/Carbonatos con baja
porosidad y/o permeabilidad
Lutitas/pizarras con un alto porcentaje
de materia orgánica (kerógeno)
Almacén diferente a la roca madre
Almacén es el mismo que roca madre
Requieren aplicar tecnologías de fracturación para producir de forma económica
5
Contenido en materia orgánica
TOC Total Organic Carbon
Recursos de gas no
convencional
Potencial de generación de hidrocarburos
Potencial de rocas madre en función del TOC
Lutitas y Pizarras
TOC (% en peso)
Carbonatos
TOC (% en peso)
Pobre
0,0-0,5
0,0-0,2
Moderado
0,5-1,0
0,2-0,5
Bueno
1,0-2,0
0,5-1,0
Muy bueno
2,0-5,0
1,0-2,0
Mas de 5,0
Mas de 2,0
Excelente
Fuente: (Holditch, 2011)
6
Algunas características de las principales
áreas de shale oil/gas en EEUU
Mississipian
(Carbonifero)
Mississipian
(Carbonifero)
Devónico
Medio
Jurásico
Superior
(4 - 5)
(0,5 - 4)
Devónico Sup
Mississipian Inf
(3 - 12)
IP (kboed)
0.25
1.9
0.75
0.8
2.1
EUR (Mboe)
300
1,100
960
450
730
2,875
5,071
2,500
2,624
IP Gas (Mcfd)
Una cuenca de Shale Gas
típicamente
contiene
decenas/centenas
de
TCF´s de gas en subsuelo
(OGIP).
Las
técnicas
actuales
de
extracción
permiten recuperar entre
un 20-30% de este gas insitu.
Una cuenca con recursos
de tipo Tight Oil, pueden
contener
decenas
de
billones de barriles. Las
técnicas
actuales
de
extracción
permiten
recuperar entre un 5-8%
del petróleo in-situ
7
La mayoría de las veces en la misma cuenca se dan los
dos modelos convencional y no convencional
Sondeo vertical
tradicional
Sondeo vertical
tradicional
Sondeo horizontal diseñado
para la explotación de shale
gas / tight oil. Sus costes son
mayores a los tradicionales,
debido a su mayor longitud,
complejidad y los costes
asociados a la fracturación
hidraulica
Fracturas inducidas en la
roca para alcanzar flujos
comerciales
Pizarra rica
Los yacimientos de hidrocarburos convencionales suceden en áreas localizadas
aprovechando entrampamientos geológicos. Sin embargo los recursos no convencionales de
shale oil/gas y tight oil/gas ocurren en grandes extensiones, coincidiendo con la distribución
de las rocas madres que generaron los depósitos de gas y petróleo que se explotan en los
yacimientos convencionales y mas concretamente en las zonas de maduración térmica del
kerógeno (materia orgánica) contenido en ellas.
8
Tecnologías normalmente utilizada en
no convencionales
Tight/Shale Oil/Gas
con k < 0,1 md
9
Tecnología en no convencionales:
Técnicas de perforación, completación y estimulación avanzadas con Procesos
de desarrollo de campos basada en eficiencia operacional y de costes
Perforación sondeos horizontales
La razón para la perforación horizontal en
recursos no convencionales es aumentar el
volumen intersectado por el pozo. El sondeo
se perfora en vertical hasta cerca del objetivo
entre 2.000-4000 m y con motor en fondo se
perfora aumentando el ángulo para entrar en
horizontal dentro de la formación objetivo y
perforar normalmente hasta un máximo de
2000 -3.000 m. Realizado entonces la última
entubación hasta superficie asegurando una
buena cementación.
En diferentes etapas previas también se
entuba hasta superficie realizando también
las cementaciones correspondientes. Esto
asegura que no se afecte a los acuíferos
superficiales.
10
Tecnología en no convencionales:
Técnicas de perforación, completación y estimulación avanzadas con Procesos
de desarrollo de campos basada en eficiencia operacional y de costes
Fracturación Hidráulica
Su principal aplicación es para estimular
la producción de petróleo o gas y se
utiliza desde finales de los años cuarenta.
El proceso se ha utilizado en más de un
millón pozos productores. Esta tecnología
continúa desarrollándose y mejorando.
Actualmente se fracturan hasta 35.000
pozos cada año (vertical y horizontal,
petróleo y gas natural). Sin la utilización
de la fracturación hidráulica se estima que
el 80% de la producción no convencional
de gas no existiría.
Completaciones de pozo adaptadas:
El nuevo diseño de estas completaciones
ha permitido mejorar el aislamiento de
capas superiores y la producción en
multizonas.
Microsísmica:
Fundamentalmente para monitorización /
control de los procesos de fracturación y
determinación de las zonas afectadas por
nuevas fracturas.
11
Fracturación hidráulica y perforación horizontal
• Las labores de fracturación son críticas para obtener los caudales comerciales.
• Su empleo masivo y la escala de uso requerida en estos yacimientos no ha sido posible
hasta mediados de la pasada década con el desarrollo y avances tecnológicos ligados a
fracturación aplicada a sondeos horizontales y el nuevo diseño de completaciones de pozo.
• El coste de la fracturación hidráulica masiva representa hasta el 60% del coste total del
sondeo.
12
Fracturación hidráulica
Ejemplo de composición y volumen de un fluido de fracturación
90%
9,5%
0,5%
Agua
Sostenedor de
fractura (Arena,
Material cerámico)
Aditivos
Agua usada en un pozo en una
fracturación: 10000-18000 m3.
De esta cantidad se recupera
entre un 20 y un 80 % en la
primera etapa de producción
(Flowback) que puede ser
utilizada de nuevo en otras
nuevas
fracturaciones,
inyectada
en
acuíferos
profundos o tratada para otros
usos
en
función
de
la
especificación requerida.
El DOE (Departamento de Energía) de Estados Unidos y el
Consejo de Protección del Agua Subterránea (GWPC) de EEUU
crearon FracFocus. Una base de datos a nivel nacional, que se
puede buscar información específica por pozo sobre los aditivos y
cantidades utilizadas en los procesos que fracturación. En la UE
existe el reglamento Reach que crea un sistema integrado de
registro, evaluación, autorización y restricción de sustancias
químicas, que obliga a las empresas que los fabrican e importan a
evaluar los riesgos derivados de su utilización y a adoptar las
medidas necesarias para gestionar y mitigar cualquier riesgo
identificado.
En 2011, la EPA (US Environmental Protection
Agency) comenzó un estudio de los potenciales
impactos de la fracturación hidráulica en los
recursos de agua potable. Datos de los productos
químicos y prácticas utilizadas en el fracturación
hidráulica se ha recogido de nueve empresas que
fracturaron un total de 24.925 pozos. Incluyendo
información adicional de FracFocus de 12.000
sondeos informados. Se espera disponer del
informe final en 2014.
13
Equipos utilizados en fracturación hidráulica
Operación de fracturación en el condado de Candian, Oklahoma (USA) donde el contratista Halliburton
utilizó un total de 28 camiones de bombeo con una potencia total de 52000 hhp
14
Fracturación hidráulica:
Extensión de fracturas
Los fluidos de fracturación se
inyectan
en
formaciones
normalmente a 2000-4000m donde
el agua de formación no es potable
y de salinidad media a muy alta.
Por tanto a miles de metros de los
acuíferos de agua potable. Las
fracturas no suelen extenderse mas
allá de los 300 a 400m alrededor
del pozo horizontal. Publicaciones
del DOE y del API, en base a datos
históricos, estiman muy baja
probabilidad de ocurrencia para
afectación a acuíferos someros.
Con la tecnología de microsísmica
registrada durante los procesos de
fracturación han permitido controlar
y conocer mejor la extensión de las
fracturas producidas
15
Características y comportamiento de los
yacimientos de shale/tight oil/gas
Oil/gas Flow Rate
Curva de declino por pozo
Fuerte declino en
los primeros años
Cola de caudal muy
baja pero duradera
 Una de las características más singulares de este tipo
de yacimientos es el comportamiento de los pozos.
Presentan producciones iniciales modestas, que
declinan extraordinariamente rápido. En el primer año
la producción disminuye un 65-80% sobre la
producción media de los 30 primeros días.
 La producción inicial en pozos que drenan recursos
Ejemplo de desarrollo de shale/ tight oil/gas
con sondeos horizontales y fracturados
convencionales es varias veces mayor y tienen un
declino menos acentuado.
 Su rápido agotamiento obliga a la permanente
perforación de sondeos para evitar el declino del
campo, a un ritmo e intensidad, hasta la fecha
desconocidos.
 Esto, unido a las vastas extensiones que abarcan
Con las localizaciones multi pozos horizontales se ha
reducido el impacto en superficie del 10-12% al 1- 2%
este tipo de acumulaciones, conduce a una actividad
intensiva y duradera en el tiempo. Esquemas de
desarrollo basados en la perforación de centenas de
pozos. los desarrollos tecnológicos han permitido
transformar recursos contingentes en reservas
recuperables previamente no económicas mediante:
16
Eagle Ford. TX. USA: Sondeo de Shale Gas en el Campo de Hawkville
Análisis de microsísmica en un sondeo con 4000
pies de lateral y fracturación en 12 etapas
2600 m
30 m
Agenda






Aspectos geológicos y técnicos
Gas no convencional
Líquidos no convencionales
Aspectos económicos
Factores clave y Desafíos
Conclusiones
18
Recursos shale gas
Total recursos: 6.622 Tcf
Top 10 shale gas technically
recoverable reserves* by country
1 Tcf = 1012 pies cúbicos = 28,3 BCM
Fuente: EIA World Shale Gas Resources; *Technically recoverable reserves. Source: US DOE/EIA’s ‘World Shale Gas Resources: An Initial
Assessment of 14 Regions Outside the United States’ published April 5, 2011
19
Producción mundial de gas no convencional
en 2011
(80%)
(100%)
(72%)
Fuente: IEA Medium Term Gas Market
20
20
Desarrollo reciente del gas no
convencional en EEUU
2005
2012
Fuente: USGS, United States Geological Survey
21
Localización de las principales áreas de
shale oil/gas en EEUU
Fuente: PFC Energy Client Seminar - Non OPEC Strikes Back:
Implications for Europe and the World, Febrero 2012
22
El gas no convencional en EEUU
representa más del 50% de la producción
total
CBM
TIGHT GAS
Eagle Ford
Fayettville
Marcellus
SHALE GAS
Haynesville
Barnett
Fuente: PFC Energy Client Seminar - Non OPEC Strikes Back:
Implications for Europe and the World, Febrero 2012
23
Se espera que continúe el crecimiento de
producción de gas no convencional en EEUU
Fuente: Wood Mackenzie, Noviembre 2012
24
Estimación de producción de gas
No convencional en EEUU a largo plazo
82,2 bcfd - 850 BCM
68,5 bcfd - 708 BCM
54,8 bcfd - 566 BCM
41,1 bcfd - 425 BCM
27,4 bcfd - 283 BCM
13,7 bcfd - 142 BCM
Fuente: EIA Annual Energy Outlook 2012, Early Release
25
Cambio de paradigma en EEUU
Exportación LNG?
Fuente: BP Statistical review of World Energy, Junio 2012
Fuente: Wood Mackenzie
26
Efecto en los precios:
Desacople precios crudo y gas en USA
No correlación WTI-HH
Buena correlación
WTI-HH
Efecto Shale
Gas
27
Efecto en los precios:
Desacople regional en los precios del gas
Desacople de
precios gas
Fuente: IHS CERA: Current gas price Outlook, Diciembre 2012
28
Precios de equilibrio (breakeven) del
shale gas en el Mundo
Fuente: IHS CERA Unconventional Liquids Rich Plays in North America, Noviembre 2012
UCF: Unconventional Frontier Multiclient Study
29
Futuros desarrollos de gas no
convencional fuera de Norte América
Estimación de Producción de gas no convencional en los principales países en 2035
3,5 TCF
7,1 TCF
10,6 TCF
14,1 TCF
1 TCF = 1012 pies cúbicos = 28,3 bcm
Fuente: IEA World Energy Outlook 2012, under New Policies Scenario, Noviembre 2012
17,7 TCF
21,2 TCF
30
Nivel de utilización en EEUU de equipos perforación en
proyectos de shale/tight gas versus shale/tigth oil
Sondeos perforados en Estados Unidos (EEUU)
2011
2012
Variación
Sondeos a Petróleo
26213
32652
24,6%
Sondeos a Gas
13128
9752
-25,7%
39341
42404
7,8%
Total sondeos
 Los niveles de utilización de torres de perforación en los plays de Shale/Tight Gas han disminuido
como consecuencia de los bajos precios de gas en EEUU.
 Los equipos de perforación de sondeos horizontales se ha desplazado a las de Shale/Tight Oil,
donde el incentivo económico ha provocado un notable incremento en la producción de petróleo
31
Agenda






Aspectos geológicos y técnicos
Gas no convencional
Líquidos no convencionales
Aspectos económicos
Factores clave y Desafíos
Conclusiones
1
Desarrollo reciente de los líquidos no
convencionales en EEUU
2005
2012
Fuente: USGS, United States Geological Survey
2
Desarrollo reciente de los no
convencionales en Norte América
Fuente: IHS CERA Unconventional Liquids Rich Plays in North
America, Noviembre 2012
3
Ejemplo de desarrollo en Eagle Ford
Antes del 2009: 30 pozos
Fuente: IHS CERA Unconventional Liquids Rich Plays in North
America, Noviembre 2012
4
Ejemplo de desarrollo en Eagle Ford
2009: 99 pozos
Fuente: IHS CERA Unconventional Liquids Rich Plays in North
America, Noviembre 2012
5
Ejemplo de desarrollo en Eagle Ford
2010: 538 pozos
Source: IHS CERA Unconventional Liquids Rich Plays in North
America, Noviembre 2012
6
Ejemplo de desarrollo en Eagle Ford
2011: 2084 pozos
Source: IHS CERA Unconventional Liquids Rich Plays in North
America, Noviembre 2012
7
Ejemplo de desarrollo en Eagle Ford
Fuente: IHS CERA Unconventional Liquids Rich Plays in North
America, Noviembre 2012
8
Costes de entrada en no convencionales
Source: Wood Mackenzie, North America Oil: A Resurgence,
Noviembre 2012
9
Los líquidos no convencionales en EEUU
representan en 2011 el 15% de la producción total
1,98 Mbd Tight oil 2012
Source: PFC Energy Client Seminar - Non OPEC Strikes Back:
Implications for Europe and the World, February 2012
10
Gran crecimiento en la próxima década de los
líquidos no convencionales en EEUU
Source: Wood Mackenzie, North America Oil: A Resurgence,
Noviembre 2012
11
Gran crecimiento en la próxima década de los
líquidos no convencionales ( Crudo y NGL´s)
Source: PFC Energy Client Seminar - Non OPEC Strikes Back:
Implications for Europe and the World, February 2012
12
Reducción en la necesidad de importaciones y
en camino a la independencia energética
Source: BP Statistical review of World Energy, Junio 2012
Source: Deutsche Bank Shale Resources, Octubre 2012
13
Gran crecimiento de los líquidos
no convencionales y de oil sands en Canadá
Producción de líquidos en
Estados Unidos (Mbd)
Producción de líquidos en
Canadá (Mbd)
Fuente: IHS Cera “The Great Revival”, Septiembre 2011
14
Efecto en los precios:
BRENT - WTI
Shale Oil, Oil
Sands and
Pipe line
bottleneck
15
Necesidad de inversión en EEUU
en infraestructuras
Source: UBS Revising Oil & Gas Natural gas price Outlook, January 2013
Source: PFC Energy Client Seminar - Non OPEC Strikes Back: Implications for
Europe and the World, February 2012
16
Agenda






Aspectos geológicos y técnicos
Gas no convencional
Líquidos no convencionales
Aspectos económicos
Factores clave y Desafíos
Conclusiones
17
Aspectos económicos
- Rentabilidad o viabilidad de los proyectos
 Coste del pozo
 Recuperación por pozo (EUR)
 Precios del crudo y gas (proporción de crudo
y gas)
 Esquema Fiscal
 Tiempo de ejecución (Ejecución proyecto,
permisología, disponibilidad de servicios y de
logística/evacuación)
- Impactos
EUR: Estimated Ultimate Recovery
socioeconómicos
18
Curva de aprendizaje
 Mejor conocimiento de las cuencas
y adaptación y mejora de la
tecnología aplicada a cada cuenca
o área de explotación
 Otro factor es el efecto en la curva de
aprendizaje en la ejecución y
costes. Por ejemplo, la reducción en
el número de días para perforar un
pozo resulta en más pozos por año y
por rig (taladro)
El factor de aprendizaje es un 6% (cada
vez que el número de pozos se duplica,
el promedio acumulado de días de
perforación se reduce un 6%
Source: IHS CERA Unconventional Liquids Rich Plays in North
America, Noviembre 2012
19
Principales áreas de shale oil en Norte
América y precios de equilibrio
Coste por pozo
PLAY
Mississipian
Niobrara
Utica
Bakken
Permian
Eagle Ford
Reservoir Depth (m)
900 ‐ 1800
1200 ‐ 3000
1200 ‐ 3000
1372 ‐ 2300
1800 ‐ 3900
2400 ‐ 4300
Recuperación por pozo (EUR)
Well Cost ($M)
3.0
5.5
5.5
6.5
6.5
8.5
Precios de equilibrio
Source: Wood Mackenzie, North America Oil: A Resurgence, Noviembre 2012
20
Estudio comparativo proyectos de shale
gas
Coste de pozo máximo asumible para
estar en rentabilidad en función de:
- Recuperación de gas por pozo (EUR)
- precio de venta del gas
- régimen fiscal en cada país
21
Impacto en la economía del desarrollo
del shale
 Generación de empleo: In 2012, un total de 1,7 millones de empleos en Estados Unidos se han
generado por la actividad derivada de los no convencionales (1,25 millones de empleos en los
estados productores y 0,45 en los estados no productores) de un total de 9,2 millones de empleos
que cuenta la industria del Oil & Gas.
Reparto de 1,25 millones de
empleos en estados productores
Reparto de 0,45 millones de
empleos en estados no productores
 Ingresos para el Gobierno: ha generado 63 miles de millones de dólares en ingresos para el
Gobierno en el año 2012.
Fuente API
22
Impacto en la economía del desarrollo del shale
 Genera competitividad en la industria: supone el abaratamiento del
coste energético utilizado para el sector industrial y supone una
materia prima más barata, lo que ha incrementado el desarrollo de la
industria petroquímica en Estados Unidos.
Coste promedio de generación de
energía en EEUU (Carbón y gas)
HH: 5,6
$/MBTU
4,6
4,5
4,3
2,7
Generación de energía por
combustible en EEUU
variación interanual
3,0
Fuente: PFC Low US Gas Prices Push Coal to Europe, Enero 2013;
Henry Hub: NYMEX en $/MBtu
23
Agenda






Aspectos geológicos y técnicos
Gas no convencional
Líquidos no convencionales
Aspectos económicos
Factores clave y Desafíos
Conclusiones
24
Factores clave para el desarrollo del
Shale
1. La existencia de un conocimiento geológico porque en muchos casos los
reservorios no convencionales estaban ubicados sobre reservorios
convencionales ya explorados intensivamente, lo que proporciona mucha
información adicional.
2. El desarrollo de la tecnología, sobre todo la perforación horizontal y la
fracturación hidráulica.
3. Un Marco Fiscal atractivo.
4. La propiedad de los recursos del suelo en US es privada con lo que los
beneficios obtenidos del desarrollo del shale van a parar directamente a los
propietarios de las tierras, constituyendo un gran incentivo que compensa por
las posibles molestias ocasionadas por el desarrollo a los propietarios de las
tierras.
5. La existencia de una industria de servicios muy dinámica y competitiva
capaz de responder a las necesidades de los operadores y generar
economías de escala y eficiencias operativas claves en la reducción de los
costes.
6. Existencia de infraestructuras de transporte y comercialización y existencia de
una red de gasoductos establecida.
25
Impacto medioambiental:
Algunos mitos
El documental ha tenido un gran impacto negativo y gran difusión en la población, sin
embargo Gasland ha sido criticado por la industria por la falta de rigor científico,
especialmente relacionado con la contaminación de aguas subterráneas.
Existe una preocupación reciente alrededor de la fracturación hidráulica, sin
embargo se trata de una tecnología bien conocida y utilizada por más de 60 años en
la industria, se realiza a una profundidad mucho mayor que los acuíferos. Las
mejores prácticas en la construcción/cementación del pozo(convencionales o no)
evita la afectación a los acuíferos.
El mayor efecto positivo en el medioambiente que ha producido el desarrollo del shale
gas en Estados Unidos es la reducción del 9% de las emisiones de CO2 desde
2007 y la vuelta a los niveles de emisión de 1995. Gracias a la sustitución parcial de
centrales eléctricas de carbón por gas.
Las preocupaciones sobre los no convencionales relacionadas con las fracturación
hidráulica son riesgos que se pueden eliminar con tecnología, regulaciones
racionales y el uso de mejores prácticas. La industria ha iniciado y avanza hacia
una mayor transparencia en la información a desglosar.
No hay que olvidar los beneficios del desarrollo del shale gas que proporciona una
contribución significativa al mix energético, así como generación de empleo, al
desarrollo de la industria y riqueza para el país.
26
Agenda






Aspectos geológicos y técnicos
Gas no convencional
Líquidos no convencionales
Aspectos económicos
Factores clave y Desafíos
Conclusiones
27
Comentarios finales
 El desarrollo comercial del shale gas y tight gas se ha producido gracias al desarrollo
de la tecnología aplicada y especialmente a la combinación de la perforación
horizontal y la fracturación hidráulica.
 El potencial de recursos shale gas es enorme y se estima en 6.622 Tcf a nivel
mundial. China es el principal país con recursos por delante de Estados Unidos.
También destacan América Latina (Argentina, México y Brasil) y África.
 La producción de gas no convencional en Estados Unidos supuso más del 50% de la
producción total en 2011, representando el shale gas el 25% del total. El shale gas ha
provocado un cambio de paradigma en Estados Unidos, pasando de importador neto
de gas a poder realizar exportaciones de GNL en el futuro. También ha provocado
una reducción en los precios del Henry Hub a los 3,4$/Mbtu actuales. Los bajos
precios del gas y precios mas elevados en crudo han provocado que las compañías se
enfoquen a los “plays” de líquidos.
 La producción de líquidos no convencionales en Estados Unidos supuso más del 10%
de la producción total en 2011. El desarrollo del shale oil también ha provocado
diferencias entre el Brent, el WTI y otros crudos en Estados Unidos. El principal
cuello de botella son los sistemas de evacuación y transporte (oleoductos, etc) desde
las zonas productoras a las de consumo y refinación. En EEUU se requieren grandes
inversiones en los próximos años en infraestructuras de evacuación del crudo a
producir.
28
Comentarios finales
 Una serie de factores han favorecido el desarrollo del shale/tight oil/gas en Estados
Unidos como el acceso a la tierra, existencia de un sector servicios desarrollado,
existencia de infraestructuras, conocimiento geológico, incentivos regulatorios y fiscales,
rapidez en obtención de permisos, etc, que es difícil de replicar en otros países.
 Para la rentabilidad de los proyectos se debe considerar especialmente el coste y la
recuperación de HCs por pozo. Otros factores importantes son los precios de crudo y
gas, fiscalidad, y la estimación realista de “timing” de los proyectos (Obtención de
permisos, disponibilidad de contratistas, equipos y servicios, etc).
 Los desafíos a los que se enfrenta el shale gas a nivel mundial incluyen las
preocupaciones sobre el uso y la gestión del agua, riesgos medioambientales,
acceso a la tierra y resistencia local, entre otros, aunque generan grandes beneficios
en los países en términos de empleo, impuestos, generación de riqueza,
contribuyen al mix energético (especialmente el Shale/Tight Gas en la reducción de
emisiones de CO2) y a una menor dependencia energética del exterior.
 Es fundamental mejorar la percepción de esta actividad entre la población y la
opinión pública, aunque muy difícil en estos momentos. Solo una mayor
transparencia y publicitar la actividad con una información veraz y contrastada con
hechos probados pueden hacer cambiar la percepción actual.
29
Gracias
5 de Febrero 2013
Emilio Luna Sierra
Ingeniero de Minas
Alberto Aparicio García San Miguel
Ingeniero de Minas