El señor Ian Vásquez ha presentado un artículo el 04 de octubre del 2014, sobre el efecto del shale gas y del shale oil que amerita ser tratado.
Se divide el artículo en dos partes, a las que se añade información y comentarios de uno de los autores de página web.
El artículo dice:
COMERCIO 1 PARTE
"Petroperú anunció esta semana que después de 20 años volverá a producir petróleo. Retornará a la explotación con un proyecto en Loreto.
Vale señalar que hay una revolución energética en el norte, pero no en el norte del país, sino en Norteamérica, principalmente en Estados Unidos. Está transformando la geopolítica y el mercado global y ofrece lecciones para países productores como el Perú.
Hace tan solo siete años se empezó a disparar la producción energética en EE.UU. debido al ‘shale’ gas y petróleo, llamados así por ser explotados en roca esquisto de manera no convencional. En el 2000, ‘shale’ representaba el 1% del gas que usaba EE.UU.; desde 2007 su producción aumentó en más de 50% cada año y ahora constituye el 39% del gas producido en dicho país. Asimismo, la producción estadounidense de petróleo ha incrementado en más del 50% desde 2008. Según Mark Perry, de la Universidad de Michigan, EE.UU. recientemente sobrepasó a Arabia Saudí como primer productor de petróleo en el mundo.
De ser un país que en 2005 importaba la mayoría del petróleo que consumía, EE.UU. ahora importa solo el 28% –y está a la baja–. El impacto económico ha sido importante. El precio del gas se ha derrumbado, beneficiando así a empresas y a los consumidores estadounidenses. Texas y Dakota del Norte, los estados donde se está dando esta revolución, han experimentado crecimiento económico y una bonanza de trabajos. De ser el quinto estado más pobre de la nación en 1997, Dakota del Norte llegó a ser el segundo más rico en términos per cápita el año pasado.
Con la baja del precio del gas, EE.UU. ha reducido notablemente el consumo de carbón, que contamina mucho más. Desde el 2007 las emisiones de gases de efecto invernadero empezaron a caer en EE.UU. en términos totales y per cápita, algo que no ha sido resultado de tratados internacionales o directrices estatales."
Con relación a la afrimación que EEUU sobrepasó a Arabia Saudita favor ir, en este mismo web, a EUA primer productor del mundo de petróleo
Se divide el artículo en dos partes, a las que se añade información y comentarios de uno de los autores de página web.
El artículo dice:
COMERCIO 1 PARTE
"Petroperú anunció esta semana que después de 20 años volverá a producir petróleo. Retornará a la explotación con un proyecto en Loreto.
Vale señalar que hay una revolución energética en el norte, pero no en el norte del país, sino en Norteamérica, principalmente en Estados Unidos. Está transformando la geopolítica y el mercado global y ofrece lecciones para países productores como el Perú.
Hace tan solo siete años se empezó a disparar la producción energética en EE.UU. debido al ‘shale’ gas y petróleo, llamados así por ser explotados en roca esquisto de manera no convencional. En el 2000, ‘shale’ representaba el 1% del gas que usaba EE.UU.; desde 2007 su producción aumentó en más de 50% cada año y ahora constituye el 39% del gas producido en dicho país. Asimismo, la producción estadounidense de petróleo ha incrementado en más del 50% desde 2008. Según Mark Perry, de la Universidad de Michigan, EE.UU. recientemente sobrepasó a Arabia Saudí como primer productor de petróleo en el mundo.
De ser un país que en 2005 importaba la mayoría del petróleo que consumía, EE.UU. ahora importa solo el 28% –y está a la baja–. El impacto económico ha sido importante. El precio del gas se ha derrumbado, beneficiando así a empresas y a los consumidores estadounidenses. Texas y Dakota del Norte, los estados donde se está dando esta revolución, han experimentado crecimiento económico y una bonanza de trabajos. De ser el quinto estado más pobre de la nación en 1997, Dakota del Norte llegó a ser el segundo más rico en términos per cápita el año pasado.
Con la baja del precio del gas, EE.UU. ha reducido notablemente el consumo de carbón, que contamina mucho más. Desde el 2007 las emisiones de gases de efecto invernadero empezaron a caer en EE.UU. en términos totales y per cápita, algo que no ha sido resultado de tratados internacionales o directrices estatales."
Con relación a la afrimación que EEUU sobrepasó a Arabia Saudita favor ir, en este mismo web, a EUA primer productor del mundo de petróleo
Con relación al tema de fondo, el autor hace una muy somera revisión y aprovechando que se ha tratado el tema en el Comercio se presentan algunas partes del libro INGENIERIA DE PROCESOS EN LA INDUSTRIA DE GAS NATURAL Y CONDENSADOS, de Jaime Santillana y Julia Salinas, próximo a ser presentado:
2.1. GAS NO CONVENCIONAL ( 7, 8, 9, 10)
El gas no convencional comprende a los denominados Tight Gas, Shale Gas y Coal Bed Methane (CBM). En el capítulo 17 se hará una evaluación al inminente desarrollo del gas no convencional.
El gas denominado Tight Gas corresponde a un gas formado en reservorios que tienen baja permeabilidad, lo que significa que el gas tiene dificultad para fluir por las rocas y salir hacia la superficie. En estados unidos se produce este Tight Gas desde la década de 1960.
El gas denominado Shale Gas (Gas de Esquisto) se presenta usualmente en formaciones de rocas ricas en materia orgánica que se clasifican como esquistos (Shale). Estas formaciones geológicas se han conocido desde hace 200 años, pero hasta hace menos de 20 años se consideraba que su explotación era antieconómica debido a la muy baja permeabilidad de la roca que contiene el gas lo que hacía que la producción de estos pozos fuera antieconómicamente pequeña. Sin embargo, en las dos últimas décadas nuevas técnicas desarrollas por los ingenieros de petróleo (perforación horizontal y fraccionamiento hidráulico) han hecho económico este tipo de extracción en algunas zonas de los Estados Unidos. Tanto el Shale Gas como el Tight Gas provienen de campos de baja permeabilidad.
También existe el denominado Gas de Acuíferos Geopermeables que consiste en aguas salobres – brine- de alta presión que contiene el gas constituyendo un acuífero geopermeable y de los que se puede extraer hasta 30 – 40 pies cúbicos estándar de gas natural por barril de agua. Se estimado que los Estados Unidos poseen hasta tres mil trillones de pies cúbicos estándar de reservas de este tipo de gas a lo largo del Golfo de México.
El Metano extraído del Carbón (CBM: Coal bed Methane) es un gas natural contenido en lechos de carbón, atrapados dentro y fuera del carbón. El CBM es peligroso para la minería del carbón, por lo que existiría un interés de seguridad de emplear este gas metano. En la actualidad sólo se explota este tipo de gas en Canadá, Australia y China.
Los Hidratos de Gas Natural constituyen otra fuente de gas natural no convencional. Los Hidratos son un material parecido al hielo sólido formado por una mezcla de agua y gas natural en zonas nórdicas muy frías o en sedimentos en aguas muy profundas. Todavía no existe ninguna tecnología comercialmente probada que permita desarrollar estos potencialmente gigantescos yacimientos de Hidratos de Metano. Estas tecnologías se encuentran en etapa de experimentación científica.
16.2 GAS NO CONVENCIONAL EN EL MUNDO (8.2, 9, 10, 10.2, 10.3, 10.4, 10.5)
El gas natural convencional como se mencionó en el Capítulo 2, proviene de gas asociado o del gas no asociado de yacimientos en los cuales el gas está típicamente atrapado en múltiples zonas porosas dentro de formaciones rocosas, como pueden ser arenas (sand stones), silt Stone y carbonatos. Este gas convencional suele ser de fácil extracción.
De otro lado el gas no convencional, que incluye los denominados Tight Gas, Shale Gas, Coal Bed Methane (CBM) y los hidratos de gas natural se obtienen de yacimientos de baja permeabilidad (esto significa que el gas tiene baja habilidad para fluir dentro de la roca) y que se pueden encontrar presentes en yacimientos de carbón como Coal Bed Methane (CBM), en formaciones de porosidad ajustada (Tight Sands) y en formaciones de esquistos (Shale).
En el gas no convencional, las acumulaciones de gas tienden a difundirse en áreas geográficas relativamente grandes y como consecuencia el gas no convencional es mucho más difícil de extraer.
Un pozo individual de gas en un reservorio de gas no convencional produce menos gas en un tiempo largo que un pozo en un reservorio convencional que presenta una mayor permeabilidad.
Por este motivo al desarrollar reservorios de gas no convencionales se deben perforar un número de pozos mucho mayor para poder recuperar un porcentaje importante del gas en sitio original (este es el gas que existe en el pozo antes de su desarrollo), comparado con los pozos requeridos para un campo de gas convencional.
Para desarrollar campos de gas no convencional, se debe optimizar el número de pozos perforados, además los pozos verticales en reservorios de gas no convencional deben ser estimulados para producir volúmenes comerciales de gas. Normalmente esto requiere que se apliquen técnicas de fracturamiento hidráulico en gran escala. Para ello se inyecta una mezcla de fluido hidráulico y productos químicos que incluyen arenas al pozo a alta presión para cambiar el patrón de flujo del fluido facilitando la extracción.
En algunos reservorios de gas no convencional se deben emplear los denominados pozos dirigidos: horizontales o múltiples pozos con un solo equipo de perforación y cada uno de los pozos debe recibir un tratamiento de fracturamiento hidráulico.
El desarrollo tecnológico de los últimos veinte años en las técnicas de perforación horizontal combinado con el mejoramiento en las tecnologías de fracturamiento hidráulico ha permitido el desarrollo, sobre todo, de los yacimientos de “Shale Gas”.
Tipos de gas no convencional.
Como se mencionó, los recursos de gas no convencional están constituidos por el tight gas, shale gas, coal bed methane (CBM) e hidratos de gas natural.
El denominado Light Gas se encuentra en formaciones geológicas que generalmente presentan una baja permeabilidad. Esto hace que el desarrollo de estos recursos sea muy complejo, sin embargo existen yacimientos de light gas en Estados unidos que vienen operando desde la década de 1970.
El denominado Shale Gas normalmente se presenta en formaciones rocosas que suelen ser ricas en materia orgánica conocidas como shale (esquistos): Esta formaciones se conocen desde hace más de 200 años (el primer pozo comercial perforado en 1821 en Nueva York era de shale gas). Sin embargo hasta hace poco más de dos décadas se consideraba su explotación como anti económica debido a la muy baja permeabilidad de la roca lo que hacía que los pozos productores tuvieran rendimientos muy bajos y no económicos.
El shale gas desarrollado en los Estados Unidos tiene la particularidad de un gran contenido de condensados similar y superior a los yacimientos de Camisea en el Perú.
El denominado metano del lecho de carbón, mejor llamado Coal Bed Methane es un gas natural contenido en lechos de carbón en los que está atrapado en fracturas del barbón y en su superficie. El Coal Bed Metano (CBM) es un peligro en las operaciones mineras para extraer carbón por los riesgos de explosión y/o incendio y la extracción de CBM se inició como un proceso para hacer más seguras las minas de carbón. Sin embargo, desde el final de la década de 1980 la producción comercial de este gas metano ha aumentado de manera sostenida y en el año 2010 correspondió al 10% de la producción total de gas natural en los Estados Unidos. En la actualidad Australia, Canadá y China también producen CBM.
La gasificación subterránea de carbón que produce hidrógeno, monóxido de carbono y metano no ha logrado desarrollarse y sólo existe una planta en Uzbekistán por lo que no se le considera como gas no convencional.
Los hidratos de gas constituyen una fuente potencial de gas no convencional mucho menos conocida que las tratadas anteriormente. Como mencionó en el Capítulo 9.5 los hidratos son sólidos parecidos al hielo formados por la mezcla de agua y gas natural en regiones nórdicas muy frías o en los sedimentos marinos ubicados en aguas profundas. Se calcula que los recursos de hidratos, de gas natural son enormes, sin embargo son difíciles de desarrollar y sus tecnologías de extracción están todavía en fase de desarrollo.
Impactos del gas y los condensados del Shale Gas
El profesor Lissi del Gas Technology Institute (XX) prevé que el Shale gas y sus condensados asociados tendrán gran impacto en la demanda industrial de gas natural y condensado, en la generación térmica de electricidad y en el sector transporte.
Así, se espera que el gas natural sea un actor principal en el desarrollo del sector industrial, donde se le emplea intensivamente para la generación de potencia y de vapor, para dar energía a los procesos, como insumo químico y como materia prima.
Se conoce que industrializar el gas natural y su condensado crea valor, aumentándolo en varios órdenes de magnitud respecto del valor inicial del gas, por lo que el impacto del bajo precio del gas natural en ciertas partes del mundo, precio asociado al desarrollo del Shale gas, tendrá un impacto importante en el desarrollo de las industrias química, petroquímica y otras.
De manera directa el metano se emplea en la manufactura de productos químicos como amoniaco, urea, y metanol y del etano (líquido del gas natural) se produce el etileno precursor de muy importantes productos petroquímicos.
El metano no sólo es un precursor químico, la industria del hierro y del acero pueden emplear el metano como agente reductor en la conversión del hierro en acero. Esto permite que productores integrados de acero puedan emplear gas natural en altos hornos para reducir, por motivos ambientales, el empleo de coque de carbón.
El desarrollo del Shale gas a bajos precios permitirá a los Estados Unidos volver a ser competitivos internacionalmente en diversas industrias; por ejemplo en la producción de amoniaco y urea donde Rusia es el mayor productor del mundo y presenta los menores costos de producción. Con el Shale gas la industria del amoniaco en los Estados unidos volverá a ser competitiva especialmente frente a países que todavía craquean nafta para producir hidrógeno. La creación de valor del amoniaco y urea es muy elevada y se da en los sectores agrícola y químico.
El desarrollo del Shale gas, al menos en los Estados Unidos, ha traído consigo un suministro muy robusto de líquidos de gas natural (condensados) que son sub productos obtenidos en las plantas de tratamiento y separación del Shale gas. El contenido de etano en el Shale gas puede estar cercano al 10 % (parecido al contenido de etano en el gas de Camisea en Perú) y procede de un gas de bajo costo. Como consecuencia se tiene ahora en los Estados Unidos un suministro incremental importante de etano a bajo costo.
Al igual que el metano, el etano es un precursor petroquímico que da lugar a numerosos productos petroquímicos. El etileno como petroquímico básico obtenido del reformado con vapor del etano, sirve para producir polietileno de alta densidad, polietileno de baja densidad, óxido de etileno, etilenglicol, cloruro de etileno, poli cloruro de etileno (PVC), etil benceno, estireno y poliestireno (SBR), cauchos sintéticos, etc.
Desde el año 2010, este suministro incremental de etano de bajo costo de los líquidos del Shale gas está posicionando a los Estados Unidos como un productor top tier y de bajo costo de etileno, especialmente frente a países que producen etileno a partir del craqueo de nafta. Como consecuencia d esto se está reactivando la industria del etano, incluyendo las plantas d extracción de líquidos de gas natural y las plantas de fraccionamiento de condensados de gas natural. Se construyen en la actualidad nuevos poliductos para enviar ele tana a regiones de Estados Unidos y Canadá (Ontario) donde ya existen facilidades para efectuar el craqueo con vapor de etano para producir etileno. Al mismo tiempo se evalúan nuevas plantas de craqueo por vapor de etano en Pensilvania, Virginia y Ohio.
De otro lado, el gas natural participa de manera importante en la manufactura de combustible para transporte (refinerías de petróleo), no sólo proveyendo energía térmica, sino también proveyendo hidrógeno (obtenido por la reformación con vapor del gas natural) para la hidrodesulfurización de combustibles líquidos.
Otros campos que se potenciarán con el desarrollo del Shale gas de bajo costo incluye a los procesos de gas a líquidos (Procesos GTL) para producir gasolina o diesel a partir de gas natural por medio de Procesos de Fischer – Tropsch, el Proceso SMDS (Shell Médium Distillates Synthesis) que es el proceso de síntesis de destilados medios de Shell, el proceso metanol a gasolina de Exxon- Mobil (MTG: Exxon Mobil metanol to Gasolines), la síntesis integrada de Topsoe (TIGAS: Topsoe Integrated Gasoline Synthesis). También existen procesos varios que permiten la síntesis a bajo costo de metanol a partir del gas natural.
Los procesos de metanol y Gas a Líquidos tienen en el centro de ellos la producción de gas de síntesis. El gas de síntesis está constituido por una mezcla de hidrógeno (H2) y monóxido de carbono (CO), que actúan como un “lego” en la construcción de bloques de moléculas para la producción de metanol e hidrocarburos de moléculas más grandes y que son compatibles con las cadenas moleculares de la gasolina o del diesel.
El gas de síntesis puede producirse por diversas rutas, incluyendo el reformado con vapor, el reformado isotérmico (ATR),o la oxidación parcial de gas natural. También se produce por la gasificación de combustibles como el carbón o la biomasa.
Cuando se trata de procesos GTL (Ver Capítulo XY) los puntos más importantes para su desarrollo comercial son el acceso a gas de bajo costo y el poder obtener altas eficiencias de conversión en el proceso; estas deben ser mayores al 60 %. Lo más importante, desde el punto de vista de rentabilidad de estas plantas, es que existan altos precios para el petróleo crudo y bajos precios para el gas natural.
Con precios del petróleo y del gas natural del año 2012, el Complejo Pearl en Qatar produce de manera rentable 140,000 barriles por día de combustibles líquidos y otros hidrocarburos, empleando la tecnología Shell SMDS.
El Complejo GTL de Pearl en Qatar planta tuvo una inversión en capital fijo cercano a los veinte mil millones de dólares. A pesar de eso, con un precio del barril de diesel por encima de los 120 dólares, se estima que el período de repago de dicha inversión será de aproximadamente tres años.
Sasol, al año 2012, estaba evaluando la construcción de un complejo GTL en Luisiana que consumiría 1,000 MMPCS por día de gas natural y produciría cerca de 96,000 barriles por día de combustibles líquidos con una inversión cercana a los 10,000 millones de dólares. Para dicha fecha Shell también había anunciado que estudiaba construir una planta similar en la costa del golfo de los Estados Unidos.
La conversión de gas natural a líquidos incluye a la licuefacción de gas natural, que es un proceso de licuefacción a presión atmosférica en la que mediante refrigeración criogénica se produce gas natural licuefactado (LNG) a temperaturas en el rango de – 150 hasta – 160 ºC. Numerosos productores de gas están considerando la construcción de grandes plantas de LNG para exportar a Europa y Asia (Ver Capítulo 18.X).
Para los productores del shale gas de bajo costo, el aumento en la demanda de LNG abrirá nuevos mercados mientras que reforzará la producción de líquidos de gas natural que pueden ser empleados por los productores petroquímicos. El LNG del shale gas también puede ser empleado a pequeña escala en camiones de transporte pesado, trenes y transporte marítimos (barcazas y ferries).
El shale gas de bajo costo también puede encontrar valor en la industria de la generación eléctrica ya que centrales térmicas a gas natural tienen un relativamente bajo costo de inversión y alta eficiencia cuando se emplean en centrales de ciclo combinado (Ver en Capítulo 5.Y la Central de Kallpa). También adquiere valor el shale gas por la flexibilidad operativa que dan las generadoras térmicas operando con gas natural. Esto es particularmente importante en estas épocas en que se busca promocionar las fuentes renovables de energía eléctrica (solar, fotovoltaica y eólica) que son intermitentes por naturaleza y requieren el respaldo de centrales de baja inversión.
En el sector transporte los mayores avances del shale gas de bajo costo vendrán por el desarrollo del gas natural vehicular (GNV) que tiene décadas de experiencia en Argentina, Estados Unidos y otros países donde se le conoce como gas natural comprimido (GNC). Se estimaba en el año 2012 que existía una flota vehicular en el mundo de 15 millones de vehículos funcionando con GNV. En los Estados Unidos la industria del GNV se inició en la década de 1990 con la construcción de motores dedicados, el empleo de cilindros de almacenamiento vehicular de GNV de bajo peso y alta resistencia manufacturados con materiales compósitos y con la expansión de la infraestructura de distribución y despacho incluyendo estaciones de servicio dedicadas al GNV.
Esperamos tener el libro para la venta el primer trimestre del 2015
El gas no convencional comprende a los denominados Tight Gas, Shale Gas y Coal Bed Methane (CBM). En el capítulo 17 se hará una evaluación al inminente desarrollo del gas no convencional.
El gas denominado Tight Gas corresponde a un gas formado en reservorios que tienen baja permeabilidad, lo que significa que el gas tiene dificultad para fluir por las rocas y salir hacia la superficie. En estados unidos se produce este Tight Gas desde la década de 1960.
El gas denominado Shale Gas (Gas de Esquisto) se presenta usualmente en formaciones de rocas ricas en materia orgánica que se clasifican como esquistos (Shale). Estas formaciones geológicas se han conocido desde hace 200 años, pero hasta hace menos de 20 años se consideraba que su explotación era antieconómica debido a la muy baja permeabilidad de la roca que contiene el gas lo que hacía que la producción de estos pozos fuera antieconómicamente pequeña. Sin embargo, en las dos últimas décadas nuevas técnicas desarrollas por los ingenieros de petróleo (perforación horizontal y fraccionamiento hidráulico) han hecho económico este tipo de extracción en algunas zonas de los Estados Unidos. Tanto el Shale Gas como el Tight Gas provienen de campos de baja permeabilidad.
También existe el denominado Gas de Acuíferos Geopermeables que consiste en aguas salobres – brine- de alta presión que contiene el gas constituyendo un acuífero geopermeable y de los que se puede extraer hasta 30 – 40 pies cúbicos estándar de gas natural por barril de agua. Se estimado que los Estados Unidos poseen hasta tres mil trillones de pies cúbicos estándar de reservas de este tipo de gas a lo largo del Golfo de México.
El Metano extraído del Carbón (CBM: Coal bed Methane) es un gas natural contenido en lechos de carbón, atrapados dentro y fuera del carbón. El CBM es peligroso para la minería del carbón, por lo que existiría un interés de seguridad de emplear este gas metano. En la actualidad sólo se explota este tipo de gas en Canadá, Australia y China.
Los Hidratos de Gas Natural constituyen otra fuente de gas natural no convencional. Los Hidratos son un material parecido al hielo sólido formado por una mezcla de agua y gas natural en zonas nórdicas muy frías o en sedimentos en aguas muy profundas. Todavía no existe ninguna tecnología comercialmente probada que permita desarrollar estos potencialmente gigantescos yacimientos de Hidratos de Metano. Estas tecnologías se encuentran en etapa de experimentación científica.
16.2 GAS NO CONVENCIONAL EN EL MUNDO (8.2, 9, 10, 10.2, 10.3, 10.4, 10.5)
El gas natural convencional como se mencionó en el Capítulo 2, proviene de gas asociado o del gas no asociado de yacimientos en los cuales el gas está típicamente atrapado en múltiples zonas porosas dentro de formaciones rocosas, como pueden ser arenas (sand stones), silt Stone y carbonatos. Este gas convencional suele ser de fácil extracción.
De otro lado el gas no convencional, que incluye los denominados Tight Gas, Shale Gas, Coal Bed Methane (CBM) y los hidratos de gas natural se obtienen de yacimientos de baja permeabilidad (esto significa que el gas tiene baja habilidad para fluir dentro de la roca) y que se pueden encontrar presentes en yacimientos de carbón como Coal Bed Methane (CBM), en formaciones de porosidad ajustada (Tight Sands) y en formaciones de esquistos (Shale).
En el gas no convencional, las acumulaciones de gas tienden a difundirse en áreas geográficas relativamente grandes y como consecuencia el gas no convencional es mucho más difícil de extraer.
Un pozo individual de gas en un reservorio de gas no convencional produce menos gas en un tiempo largo que un pozo en un reservorio convencional que presenta una mayor permeabilidad.
Por este motivo al desarrollar reservorios de gas no convencionales se deben perforar un número de pozos mucho mayor para poder recuperar un porcentaje importante del gas en sitio original (este es el gas que existe en el pozo antes de su desarrollo), comparado con los pozos requeridos para un campo de gas convencional.
Para desarrollar campos de gas no convencional, se debe optimizar el número de pozos perforados, además los pozos verticales en reservorios de gas no convencional deben ser estimulados para producir volúmenes comerciales de gas. Normalmente esto requiere que se apliquen técnicas de fracturamiento hidráulico en gran escala. Para ello se inyecta una mezcla de fluido hidráulico y productos químicos que incluyen arenas al pozo a alta presión para cambiar el patrón de flujo del fluido facilitando la extracción.
En algunos reservorios de gas no convencional se deben emplear los denominados pozos dirigidos: horizontales o múltiples pozos con un solo equipo de perforación y cada uno de los pozos debe recibir un tratamiento de fracturamiento hidráulico.
El desarrollo tecnológico de los últimos veinte años en las técnicas de perforación horizontal combinado con el mejoramiento en las tecnologías de fracturamiento hidráulico ha permitido el desarrollo, sobre todo, de los yacimientos de “Shale Gas”.
Tipos de gas no convencional.
Como se mencionó, los recursos de gas no convencional están constituidos por el tight gas, shale gas, coal bed methane (CBM) e hidratos de gas natural.
El denominado Light Gas se encuentra en formaciones geológicas que generalmente presentan una baja permeabilidad. Esto hace que el desarrollo de estos recursos sea muy complejo, sin embargo existen yacimientos de light gas en Estados unidos que vienen operando desde la década de 1970.
El denominado Shale Gas normalmente se presenta en formaciones rocosas que suelen ser ricas en materia orgánica conocidas como shale (esquistos): Esta formaciones se conocen desde hace más de 200 años (el primer pozo comercial perforado en 1821 en Nueva York era de shale gas). Sin embargo hasta hace poco más de dos décadas se consideraba su explotación como anti económica debido a la muy baja permeabilidad de la roca lo que hacía que los pozos productores tuvieran rendimientos muy bajos y no económicos.
El shale gas desarrollado en los Estados Unidos tiene la particularidad de un gran contenido de condensados similar y superior a los yacimientos de Camisea en el Perú.
El denominado metano del lecho de carbón, mejor llamado Coal Bed Methane es un gas natural contenido en lechos de carbón en los que está atrapado en fracturas del barbón y en su superficie. El Coal Bed Metano (CBM) es un peligro en las operaciones mineras para extraer carbón por los riesgos de explosión y/o incendio y la extracción de CBM se inició como un proceso para hacer más seguras las minas de carbón. Sin embargo, desde el final de la década de 1980 la producción comercial de este gas metano ha aumentado de manera sostenida y en el año 2010 correspondió al 10% de la producción total de gas natural en los Estados Unidos. En la actualidad Australia, Canadá y China también producen CBM.
La gasificación subterránea de carbón que produce hidrógeno, monóxido de carbono y metano no ha logrado desarrollarse y sólo existe una planta en Uzbekistán por lo que no se le considera como gas no convencional.
Los hidratos de gas constituyen una fuente potencial de gas no convencional mucho menos conocida que las tratadas anteriormente. Como mencionó en el Capítulo 9.5 los hidratos son sólidos parecidos al hielo formados por la mezcla de agua y gas natural en regiones nórdicas muy frías o en los sedimentos marinos ubicados en aguas profundas. Se calcula que los recursos de hidratos, de gas natural son enormes, sin embargo son difíciles de desarrollar y sus tecnologías de extracción están todavía en fase de desarrollo.
Impactos del gas y los condensados del Shale Gas
El profesor Lissi del Gas Technology Institute (XX) prevé que el Shale gas y sus condensados asociados tendrán gran impacto en la demanda industrial de gas natural y condensado, en la generación térmica de electricidad y en el sector transporte.
Así, se espera que el gas natural sea un actor principal en el desarrollo del sector industrial, donde se le emplea intensivamente para la generación de potencia y de vapor, para dar energía a los procesos, como insumo químico y como materia prima.
Se conoce que industrializar el gas natural y su condensado crea valor, aumentándolo en varios órdenes de magnitud respecto del valor inicial del gas, por lo que el impacto del bajo precio del gas natural en ciertas partes del mundo, precio asociado al desarrollo del Shale gas, tendrá un impacto importante en el desarrollo de las industrias química, petroquímica y otras.
De manera directa el metano se emplea en la manufactura de productos químicos como amoniaco, urea, y metanol y del etano (líquido del gas natural) se produce el etileno precursor de muy importantes productos petroquímicos.
El metano no sólo es un precursor químico, la industria del hierro y del acero pueden emplear el metano como agente reductor en la conversión del hierro en acero. Esto permite que productores integrados de acero puedan emplear gas natural en altos hornos para reducir, por motivos ambientales, el empleo de coque de carbón.
El desarrollo del Shale gas a bajos precios permitirá a los Estados Unidos volver a ser competitivos internacionalmente en diversas industrias; por ejemplo en la producción de amoniaco y urea donde Rusia es el mayor productor del mundo y presenta los menores costos de producción. Con el Shale gas la industria del amoniaco en los Estados unidos volverá a ser competitiva especialmente frente a países que todavía craquean nafta para producir hidrógeno. La creación de valor del amoniaco y urea es muy elevada y se da en los sectores agrícola y químico.
El desarrollo del Shale gas, al menos en los Estados Unidos, ha traído consigo un suministro muy robusto de líquidos de gas natural (condensados) que son sub productos obtenidos en las plantas de tratamiento y separación del Shale gas. El contenido de etano en el Shale gas puede estar cercano al 10 % (parecido al contenido de etano en el gas de Camisea en Perú) y procede de un gas de bajo costo. Como consecuencia se tiene ahora en los Estados Unidos un suministro incremental importante de etano a bajo costo.
Al igual que el metano, el etano es un precursor petroquímico que da lugar a numerosos productos petroquímicos. El etileno como petroquímico básico obtenido del reformado con vapor del etano, sirve para producir polietileno de alta densidad, polietileno de baja densidad, óxido de etileno, etilenglicol, cloruro de etileno, poli cloruro de etileno (PVC), etil benceno, estireno y poliestireno (SBR), cauchos sintéticos, etc.
Desde el año 2010, este suministro incremental de etano de bajo costo de los líquidos del Shale gas está posicionando a los Estados Unidos como un productor top tier y de bajo costo de etileno, especialmente frente a países que producen etileno a partir del craqueo de nafta. Como consecuencia d esto se está reactivando la industria del etano, incluyendo las plantas d extracción de líquidos de gas natural y las plantas de fraccionamiento de condensados de gas natural. Se construyen en la actualidad nuevos poliductos para enviar ele tana a regiones de Estados Unidos y Canadá (Ontario) donde ya existen facilidades para efectuar el craqueo con vapor de etano para producir etileno. Al mismo tiempo se evalúan nuevas plantas de craqueo por vapor de etano en Pensilvania, Virginia y Ohio.
De otro lado, el gas natural participa de manera importante en la manufactura de combustible para transporte (refinerías de petróleo), no sólo proveyendo energía térmica, sino también proveyendo hidrógeno (obtenido por la reformación con vapor del gas natural) para la hidrodesulfurización de combustibles líquidos.
Otros campos que se potenciarán con el desarrollo del Shale gas de bajo costo incluye a los procesos de gas a líquidos (Procesos GTL) para producir gasolina o diesel a partir de gas natural por medio de Procesos de Fischer – Tropsch, el Proceso SMDS (Shell Médium Distillates Synthesis) que es el proceso de síntesis de destilados medios de Shell, el proceso metanol a gasolina de Exxon- Mobil (MTG: Exxon Mobil metanol to Gasolines), la síntesis integrada de Topsoe (TIGAS: Topsoe Integrated Gasoline Synthesis). También existen procesos varios que permiten la síntesis a bajo costo de metanol a partir del gas natural.
Los procesos de metanol y Gas a Líquidos tienen en el centro de ellos la producción de gas de síntesis. El gas de síntesis está constituido por una mezcla de hidrógeno (H2) y monóxido de carbono (CO), que actúan como un “lego” en la construcción de bloques de moléculas para la producción de metanol e hidrocarburos de moléculas más grandes y que son compatibles con las cadenas moleculares de la gasolina o del diesel.
El gas de síntesis puede producirse por diversas rutas, incluyendo el reformado con vapor, el reformado isotérmico (ATR),o la oxidación parcial de gas natural. También se produce por la gasificación de combustibles como el carbón o la biomasa.
Cuando se trata de procesos GTL (Ver Capítulo XY) los puntos más importantes para su desarrollo comercial son el acceso a gas de bajo costo y el poder obtener altas eficiencias de conversión en el proceso; estas deben ser mayores al 60 %. Lo más importante, desde el punto de vista de rentabilidad de estas plantas, es que existan altos precios para el petróleo crudo y bajos precios para el gas natural.
Con precios del petróleo y del gas natural del año 2012, el Complejo Pearl en Qatar produce de manera rentable 140,000 barriles por día de combustibles líquidos y otros hidrocarburos, empleando la tecnología Shell SMDS.
El Complejo GTL de Pearl en Qatar planta tuvo una inversión en capital fijo cercano a los veinte mil millones de dólares. A pesar de eso, con un precio del barril de diesel por encima de los 120 dólares, se estima que el período de repago de dicha inversión será de aproximadamente tres años.
Sasol, al año 2012, estaba evaluando la construcción de un complejo GTL en Luisiana que consumiría 1,000 MMPCS por día de gas natural y produciría cerca de 96,000 barriles por día de combustibles líquidos con una inversión cercana a los 10,000 millones de dólares. Para dicha fecha Shell también había anunciado que estudiaba construir una planta similar en la costa del golfo de los Estados Unidos.
La conversión de gas natural a líquidos incluye a la licuefacción de gas natural, que es un proceso de licuefacción a presión atmosférica en la que mediante refrigeración criogénica se produce gas natural licuefactado (LNG) a temperaturas en el rango de – 150 hasta – 160 ºC. Numerosos productores de gas están considerando la construcción de grandes plantas de LNG para exportar a Europa y Asia (Ver Capítulo 18.X).
Para los productores del shale gas de bajo costo, el aumento en la demanda de LNG abrirá nuevos mercados mientras que reforzará la producción de líquidos de gas natural que pueden ser empleados por los productores petroquímicos. El LNG del shale gas también puede ser empleado a pequeña escala en camiones de transporte pesado, trenes y transporte marítimos (barcazas y ferries).
El shale gas de bajo costo también puede encontrar valor en la industria de la generación eléctrica ya que centrales térmicas a gas natural tienen un relativamente bajo costo de inversión y alta eficiencia cuando se emplean en centrales de ciclo combinado (Ver en Capítulo 5.Y la Central de Kallpa). También adquiere valor el shale gas por la flexibilidad operativa que dan las generadoras térmicas operando con gas natural. Esto es particularmente importante en estas épocas en que se busca promocionar las fuentes renovables de energía eléctrica (solar, fotovoltaica y eólica) que son intermitentes por naturaleza y requieren el respaldo de centrales de baja inversión.
En el sector transporte los mayores avances del shale gas de bajo costo vendrán por el desarrollo del gas natural vehicular (GNV) que tiene décadas de experiencia en Argentina, Estados Unidos y otros países donde se le conoce como gas natural comprimido (GNC). Se estimaba en el año 2012 que existía una flota vehicular en el mundo de 15 millones de vehículos funcionando con GNV. En los Estados Unidos la industria del GNV se inició en la década de 1990 con la construcción de motores dedicados, el empleo de cilindros de almacenamiento vehicular de GNV de bajo peso y alta resistencia manufacturados con materiales compósitos y con la expansión de la infraestructura de distribución y despacho incluyendo estaciones de servicio dedicadas al GNV.
Esperamos tener el libro para la venta el primer trimestre del 2015
COMERCIO II PARTELa explosión de productividad energética en EE.UU. tendrá otros efectos internacionales. El precio del petróleo va a seguir cayendo. Lo mismo ocurrirá con el precio internacional del gas en la medida que se globaliza el comercio de ese bien. Los países cuyas economías se basan en la producción de petróleo perderán influencia y recursos, peor aun si sus gobiernos controlan la producción. Esto es una mala noticia para Rusia, Venezuela y las naciones del Golfo Pérsico.
Afimración incorrecta, el precio del petróleo se redujo el año 2008/2009, desde didho año los precios del petróleo crudo han venido subiendo moderadamente
Año Precio WTI
US$/Barril
2005 56.59
2006 66.02
2007 72.20
2008 100.06
2009 61.92
2010 79.45
2011 95.04
2012 94.13
2013 97.99
Si hay petróleos que tienen precios muy bajos en los Estados Unidos, pero eso se debe o a que esta prohibido exportar petróleo crudo en los Estados Unidos. Si se levanta la prohibición nuevamente todos los petróleos crudo americanos serán líquidos y tendrán precios equivalente a los del mercado internacional.
La revolución del ‘shale’ también ocurre en Canadá. Para Piotr Kaznacheev, de la Academia Rusa de Economía Nacional y Administración Pública, no sorprende que estos cambios hayan ocurrido en países en donde predominan empresas privadas de todo tamaño, donde hay mucha competencia, derechos de propiedad, seguridad jurídica y regímenes regulatorios e impositivos razonables. Ese ambiente ha permitido que surjan inversionistas dispuestos a financiar proyectos económicamente riesgosos, así como empresarios independientes que proponen ideas y tecnologías absolutamente novedosas. Es así como ha ocurrido la revolución energética del norte.
La revolución del shale, en mi opinión tiene tres componentes importantes:
i.-Tecnología.- Se originó por el desarrollo de tecnologías de fracturamiento y perforación dirigidas a costos razonables.
ii.-El enorme sistema logístico preexistente en la zonas de las plays de shale oil y shale gas. No es casualidad que una de las zonas donde se ha desarrollado ha sido Pennsilvania, Estado en el que el Coronel Drake desarrollo el primer pozo de petróleo comercial en el siglo XIX.
iii.- Que el desarrollo haya sido realizado por empresas petróleras independientes (wildcats).
Los mexicanos se han dado cuenta de que la revolución en Texas se detiene en la frontera de su país, lo que prueba que las instituciones juegan un papel clave. Es una de las razones por las que están por fin abriendo su sector energético dominado hasta ahora por Pemex. El incompetente monopolio estatal ha hecho que México tenga que importar gas y la mitad de la gasolina que consume. En México, la electricidad para usos industriales cuesta 80% más que en EE.UU.
Con relación a la afirmación sobre México o cualquier otro país, se estima que no va a ser fácil que la revolución del shale se pueda replicar en terceros países esto debido a preocupaciones ambientales, al requerimiento de la preexistencia de un sistema logístico para desarrollar el shale gas y shale oil. Pueden preguntar a una petroleraperuana que ha encontrado shale en la Selva Central.
La mayor eficiencia de empresas petroleras privadas ha sido bien documentada por el estudio de Kaznacheev. Pemex no está siendo privatizada, pero por lo menos México va en la dirección correcta al permitir el sector privado en esa industria. En cambio, no tiene sentido que el Perú resucite una empresa estatal petrolera.
Con relación a esta afirmación del autor se debe mencionar que en ciertos círculos, se indica que parte del éxito del shale gas y shale oil se debe a que fue de los wildcats, empresas petroleras americanas independientes. Se afirma que si los Major hubieran desarrollado inicialmente la tecnología probablemente no la hubieran llevado a la práctica para preservar los altísimos precios del petróleo de los años 2007 y parte del 2008.
Finalmente de Petroperú se puede opinar mucho pero en la revolución del Shale no tiene nada que hacer.
Afimración incorrecta, el precio del petróleo se redujo el año 2008/2009, desde didho año los precios del petróleo crudo han venido subiendo moderadamente
Año Precio WTI
US$/Barril
2005 56.59
2006 66.02
2007 72.20
2008 100.06
2009 61.92
2010 79.45
2011 95.04
2012 94.13
2013 97.99
Si hay petróleos que tienen precios muy bajos en los Estados Unidos, pero eso se debe o a que esta prohibido exportar petróleo crudo en los Estados Unidos. Si se levanta la prohibición nuevamente todos los petróleos crudo americanos serán líquidos y tendrán precios equivalente a los del mercado internacional.
La revolución del ‘shale’ también ocurre en Canadá. Para Piotr Kaznacheev, de la Academia Rusa de Economía Nacional y Administración Pública, no sorprende que estos cambios hayan ocurrido en países en donde predominan empresas privadas de todo tamaño, donde hay mucha competencia, derechos de propiedad, seguridad jurídica y regímenes regulatorios e impositivos razonables. Ese ambiente ha permitido que surjan inversionistas dispuestos a financiar proyectos económicamente riesgosos, así como empresarios independientes que proponen ideas y tecnologías absolutamente novedosas. Es así como ha ocurrido la revolución energética del norte.
La revolución del shale, en mi opinión tiene tres componentes importantes:
i.-Tecnología.- Se originó por el desarrollo de tecnologías de fracturamiento y perforación dirigidas a costos razonables.
ii.-El enorme sistema logístico preexistente en la zonas de las plays de shale oil y shale gas. No es casualidad que una de las zonas donde se ha desarrollado ha sido Pennsilvania, Estado en el que el Coronel Drake desarrollo el primer pozo de petróleo comercial en el siglo XIX.
iii.- Que el desarrollo haya sido realizado por empresas petróleras independientes (wildcats).
Los mexicanos se han dado cuenta de que la revolución en Texas se detiene en la frontera de su país, lo que prueba que las instituciones juegan un papel clave. Es una de las razones por las que están por fin abriendo su sector energético dominado hasta ahora por Pemex. El incompetente monopolio estatal ha hecho que México tenga que importar gas y la mitad de la gasolina que consume. En México, la electricidad para usos industriales cuesta 80% más que en EE.UU.
Con relación a la afirmación sobre México o cualquier otro país, se estima que no va a ser fácil que la revolución del shale se pueda replicar en terceros países esto debido a preocupaciones ambientales, al requerimiento de la preexistencia de un sistema logístico para desarrollar el shale gas y shale oil. Pueden preguntar a una petroleraperuana que ha encontrado shale en la Selva Central.
La mayor eficiencia de empresas petroleras privadas ha sido bien documentada por el estudio de Kaznacheev. Pemex no está siendo privatizada, pero por lo menos México va en la dirección correcta al permitir el sector privado en esa industria. En cambio, no tiene sentido que el Perú resucite una empresa estatal petrolera.
Con relación a esta afirmación del autor se debe mencionar que en ciertos círculos, se indica que parte del éxito del shale gas y shale oil se debe a que fue de los wildcats, empresas petroleras americanas independientes. Se afirma que si los Major hubieran desarrollado inicialmente la tecnología probablemente no la hubieran llevado a la práctica para preservar los altísimos precios del petróleo de los años 2007 y parte del 2008.
Finalmente de Petroperú se puede opinar mucho pero en la revolución del Shale no tiene nada que hacer.