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CMES – Ponència Debat- 2014-04-07 - fracking Carles Riba Romeva 1

FrackingTecnología, impactos y economía

Carles Riba Romeva7 de abril de 2014CMES-Barcelona


A partir de resultados inmediatos y de proyecciones dudo-sas, varias instancias políticas, empresariales y mediáticas han presentado los hidrocarburos de esquisto y el fracking como una nueva era de los combustibles fósiles.

El presidente de EEUU ha afirmado que asegura el suministro de los próximos 100 años. En nuestro país, un editorial La Vanguardia (10-02-2014) dice: "A la vista de los evidentes beneficios para la economía que representa la hidrofracturación ... lo correcto sería efectuar un análisis sereno, pragmática y lo más científico posible los pros y los contras que conlleva”

Pues bien, esto es lo que proponemos en las transparencias que siguen


Índice1. Hidrocarburos de esquisto

2. Perforación de los pozos

3. Explotación de los yacimientos

4. Impactes ambientales

5. Subministro futuro

6. Economía de los hidrocarburos de esquisto


1. Los hidrocarburos de esquisto (petróleo y gas natural)

Hidrocarburos convencionales- Formados en el seno de rocas permeables- Migración y formación de acumulaciones concentradas

Hidrocarburos no convencionales- Formados en el seno de rocas poco o nada permeables- Confinados en multiplicidad de poros en el su interior

Petróleo compacto y gas compacto (tight oil y tight gas)- Se hallan en rocas de baja permeabilidadGas de carbón (coalbed methane) en el carbón mineral

Hidrocarburos de esquisto (petróleo y gas de esquisto)- Formados en margas y rocas arcillosas impermeables- Retenido en infinidad de microporos, difíciles de extraer.


Los hidrocarburos de esquisto

Los hidrocarburos convencionales i no convencionales tienen la misma naturaleza.

Difieren en los distintos grados de accesibilidad i en los medios para obtenerlos.

El petróleo y el gas de esquisto (shale oil o tight oil, i shalegas) son los hidrocarburos que se hallan a más profundidad, en rocas más impermeables y, por lo tanto, más inaccesibles.


Los esquistos


Los hidrocarburos de esquisto

Esquema de la geología de los recursos de gas natural


2. Construcción de los pozosComportan varias etapas:

1. Determinación y preparación del lugar- Medidas geológicas y determinación del lugar óptimo- Carretera, explanación, cierre e instalaciones (pad)

2. Perforación del pozo- Pozo vertical (de 1.000 a 4.000 metros); el primer tramo

es fabrica en multicapa pera evitar la contaminación de los acuíferos.

- Al llegar a la capa de esquisto, la perforación es curva para introducirse dentro de ella (longitud horizontal de 1.000 a 1.500 metros).

- El tubo se recubre con una funda metálica i después es hormigonea.


Fracturación hidráulica

3. Fracking (o fracturación hidráulica multietapa)- Primero, se realizan perforaciones con explosivos para

abrir paso en una zona del tubo (eso se puede repetir varias veces en momentos distintos: “multietapa”)

- Después, se inyecta a gran presión el líquido de fractu-ración formado por agua, arena (para mantener abiertas las fisuras) i varios químicos (para obtener efectos como lubrificación, biocidas, etc.). Las bombas están instala-das sobre camiones (de 10 a 20) con una potencia total de 15.000 a 30.000 kW.

- Una vez fracturado el pozo, la presión de los gases empuja los hidrocarburos hacia la superficie arrastrando parte del líquido de fracturación inyectado (10 a 40%), se recoge en balsas y, después, se debe retirar y tratar.


Fracturación hidráulica


Explotación de los pozos

4. Explotación (transporte de los hidrocarburos y de los residuos)- Un vez perforado e hidrofracturado el pozo, y si se ve su

viabilidad económica, se prepara pera su explotación.

- El petróleo (o condensados) se almacenan en dipósitosy se transporta en camiones.

- El gas natural, o bien se comprime y almacena en depó-sitos y se transporta en camiones, o hay que construir un gasoducto hasta la red tratamiento y distribución.

- Los fluidos que salen con los hidrocarburos (flowback) son altamente contaminantes y deben ser recogidos en depósitos cerrados o en balsas, transportados en camión, tratados i eliminados.


Construcción de un gasoducto

Marcellus (construcción de un gasoducto) http://fehlingerconstruction.com/wp-content/uploads/2011/03/DSCF0129.jpg


3. Explotación de los yacimientosDeclive de la producción- La producción en estos pozos declina muy rápido:

entre 50 i 70% en el primer año y entre 30 i 50% en los años posteriores. La producción de un pozo puede declinar entre el 75 y el 90% en 3 años.

Dispersión del rendimiento de los pozos- No todos los pozos dan la misma producción. Existen

un reducido número de “puntos dulces” donde la producción de los pozos es muy rentable.

Mantenimiento de la producción- Pera mantener la producción de hidrocarburos “shale” hay

que perforar continuamente nuevos pozos en los campos (costos importantes e impactos ambientales elevados).


Explotación de los yacimientos

Según el informe de USGS, Variability of Distributions of Well-ScaleEstimated Ultimate Recovery for Continuous (Unconventional) Oiland Gas Resources in the United States [USGS-2012]. EUR = Estimated Ultimately Recovery:



Declive de la producción (escala real) y producción acumulada.



Distribución de EUR: pozos de yacimientos de gas “shale” (USGS).



Evolución de la producción de petróleo de esquisto (tight oil) y de gas natural de esquisto (shale gas) según EIA-govEUA.



“Nuevos pozos año anterior” = nuevos pozos realmente perforados“Nuevos pozos =producción” = nuevos pozos anuales necesarios para

mantener la producción

Tabla 1. Principales yacimientos de gas de esquisto en los EEUU

Yacimientos Producción 2012 Nuevos

pozos año anterior

Nuevos pozos para

= producciónGWt Pozos

Marcellus (PA i WV) 102 3.848 1.244 561 Haynesville (LA i TX) 54 2.802 810 774 Barnett (TX) 51 14.871 1.112 1.507 Eagle Ford (TX) 38 3.129 1.983 945 Fayetteville (AR) 32 3.873 679 701 Woodford (OK) 18 1.827 170 222 Selección (6 yacimientos)

295 30.350 5.998 4.710

Producción GN (EEUU) 813 Gas de esquisto = 36,3% producción Consumo GN (EEUU) 842 Gas de esquisto = 35,0% consumo Fuentes: EIA-gobEEUU; Hugues, D., Drill, baby, Drill, Post Carbon Institut 2013; Elaboración: Carles Riba Romeva



“Nuevos pozos año anterior” = nuevos pozos realmente perforados“Nuevos pozos =producción” = nuevos pozos anuales necesarios para

mantener la producción

Tabla 2. Principales yacimientos de petróleo de esquisto en los EEUU

Yacimientos Producción 2012 Nuevos

pozos año anterior

Nuevos pozos para

= producción GWt Pozos Bakken (ND) 38 4.598 1.500 819 Eagle Ford (TX) 35 3.129 1.983 723 Selección (2 yacimientos)

74 7.727 3.483 1.542

Produc. petróleo (EEUU) 617 Petróleo de esquisto = 11,9% producción Consumo Petróleo (EEUU) 1.155 Petróleo de esquisto = 6,4% consumo Fuentes: EIA-gobEEUU; Hugues, D., Drill, baby, Drill, Post Carbon Institut 2013; Elaboración: Carles Riba Romeva


4. Impactos ambientalesLa extracción de los hidrocarburos de esquisto tienen al menos los siguientes impactos ambientales graves:a) Afectación territorial

- Un gran número de pozos en amplios territorios - Carreteras, gasoductos

b) Gran consumo de agua- En la perforación de los pozos - En la fracturación hidráulica

c) Contaminación de acuíferos y entornos- Filtración de gas a los acuíferos- Desbordamiento de bases a cielo abierto- Contaminación de los aditivos químicos del fracking

d) Movimientos sísmicose) Efecto invernadero multiplicado a la atmósfera

- Escapes de gas metano (efecto 25 veces el CO2) - Quema (flaring) de gas no comercializable


Afectación territorial

Haynesville2012: 2.802 pozosPuntos negros:“sweet spots”



Saturación de pozos horizontales en Parshall, "punto dulce" de Bakken (petróleo deesquito). Los símbolos verdes indican los equipos de perforación presentes el día 17de desembre de 2012 [Huges,D., Drill, baby drill , 2013, fig. 70].



Yacimientos de gas natural de esquisto en EEUU



Jonah Gas Fields a Sublette County, Wyoming (EUA) (http://www.permaculture.co.uk/articles/truth-about-fracking-8-fracking-myths-debunked)


Gran consumo de agua

Cada pozo requiere: el consumo anual de agua de unas 450 persones (en consumo de ciudadano de Barcelona)Lodos de perforación: unos 1.000 m3

Fracturación hidráulica: unos 17.000 m3

Total: 18.000 m3 (720 camiones de 25 Tm)

Los 8.600 nuevos pozos anuales de EEUU para mantener la producción:

Equivalen al consumo anual de agua de 3.875.000 personas (en consumo de ciudadano de Barcelona)


Contaminación de acuíferos y entornos

Contaminación de los acuíferosEl fracking: facilita la emigración de aditivos

químicos del gas hacia los acuíferos superiores

Filtraciones. Por las fisuras o imperfecciones de las canalizaciones de la perforación.


Contaminación de acuíferos y entornos

Vertidos al entorno e inundaciones Balsas al aire libre: Tienen el peligro de vertidos sobre el

entorno (cultivos, parajes naturales)

Inundaciones. Otro peligro son los fenómenos naturales, como inundaciones (diseminan los fluidos contaminantes).


Aguas residuales

Lodos de perforaciónComposición y características: Mezclas de agua con una

arcilla (bentonita) adecuadas para la perforación de pozos

Impactos. Pueden tener efectos en la contaminación del subsuelo y en el entorno. Deben ser recogidos y tratados.

Retorno (flowback) del líquido de frackingAguas fuertemente contaminadas: El agua que sale de un

pozo en les primeras semanas después del fracking contienen mucha sal, metales pesados, radioactividad y substancias químicas que afecten la actividad biológica y el medio ambiente

Tratamiento. Se deben recoger, transportar i tratar en plantes adecuadas. A menudo se eliminan en pozos ya inactivos. També se debe tratar el agua que sale posteriormente con los hidrocarburos.


Agues residuales


Contaminación de las aguas

“Halliburton Loophole”Bajo el presidente Bush y el vicepresidente Cheney, se eximió el fracking de regulaciones significativas de l'EPA (EnvironmentProtection Agency de los EEUU):

- Entre elles, la no obligación de declarar los productos químicos de los fluidos del fracking

El Vicepresidente de los EEUU,Dick Cheney, era un alto ejecutivode Halliburton, una de las princi-pales compañías dedicadas a la perforación de pozos de fracking.


Emisiones de CO2 en la atmósfera

Para la misma energía generada en la combustión, el gas naturalemite a la atmósfera un 18% menos de CO2 que el petróleo y un 44% menos que el carbón.Sin embargo, el gas natural obtenido por fracking presenta dos tipos de emisiones suplementarias que hay que considerar:

- Fugas. Durante la extracción, a través de los acuíferos, en los gasoductos, durante el transporte.

- Quema (flaring) del gas no comercializado a falta de rentabilidad de su transporte, tratamiento y distribución, especialmente en los pozos que producen condensados.

Por lo tanto, para la misma energía producida y considerando el ciclo de vida completo, el gas natural obtenido por flacking no presenta ventajas ambientales tan claras respecto a los otros combustibles fósiles como podría pensarse.



FuguesLos detractores del fracking argumentan que les emisiones de metano (CH4) a la atmósfera (con un efecto invernadero 25 veces superior al CO2) anulan las ventajas medioambientales de la combustión del gas natural frente a las del carbón (44% menos de emisiones).La industria del fracking contra argumenta diciendo que las fugas de metano en la minería del carbón vuelven a dar ventaja a la combustión del gas natural de esquisto.

La respuesta ”TU, MÁS” pretende distraer del verdadero debate: tanto el carbón como el gas natural (especialmente el de esquisto) son ambientalmente muy nocivos ante la alternativa de:

las ENERGÍAS RENOVABLES sin emisiones



Quema (flaring) El bajo precio hace inviable la comercialización del gas de muchos pozos de esquisto. Sin embargo, en los pozos en los que se obtie-nen condensados rentables, el gas natural se quema (flaring).

Bakken

Eagle Ford



Quema (flaring) La misma EIA reconoce el aumento de la quema degas natural en Bakken (Dakota del Nord)


5. Suministro futuroLos hidrocarburos de esquisto se presentan como la panacea energética en un futuro suficientemente dilatado. Es ello cierto?Hay que analizar varios aspectos:a) Los recursos últimos que es pueden extraer en cada pozo

(EUR = Estimated Ultimately Recovery)

b) Los recursos técnicamente recuperables de un yacimiento (muy superiores a los económicamente recuperables)(TRR, Technically Recoverable Resources)

Los EUR determinan la viabilidad económica de un pozoLos TRR son los indicadores de la capacidad de subministro futuro de un territorio, de un país o del mundo.


EUR de los pozos

Muchas previsiones de la rentabilidad de los pozo y de estimacio-nes de los recursos de gas de esquisto se habían hecho en base a EUR de 2 a 10 Gcf (miles de millones de píes cúbicos). En 2012, un informe de los servicios geológicos de los EEUU (USGS) rebaja estas previsiones a menos de la mitad.


TRR, estimaciones de reservas

Els hidrocarburs convencionals i no convencionals tenen la mateixa naturalesa.


TRR, estimaciones de reservas

En la tabla 14 d’EIA-AEO2012 cabe observar que, entre 2011 i 2012 (después del informe de USGS), los recursos técnicamente recuperables no probados de gas de esquisto en los EEUU caen a carca de la mitad (de 827 a 482 Tcf, billones de píes cúbicos).

En la misma tabla, los recursos técnicamente recuperables no probados de petróleo de esquisto aumentan entre 2009 a 2010 de 3,7 a 29,7 Gb (miles de millones de barriles) i después crecen poco

Partiendo de las extracciones previstas por EIA de petróleo y de gas natural de esquisto y tomando los recursos TRR como “reservas” (estimación muy optimista), se deduce:

- El petróleo de esquisto (que, según las previsiones de EIA tiene su zenit en 2020) se agotarían en el año 2033

- El gas natural de esquisto (que, según las previsiones de EIA, después de estancarse en los próximos años, se prevé que crezca indefinidamente) se agotaría en el año 2048


TRR de petróleo de esquisto

EIA-AEO2014, figura 1, página 1, Suministro de petróleo y otros líquidos en los EEUU (Mb/d), según distintas fuentes, 1970-2040.


TRR de gas natural de esquisto

EIA-AEO2013, figura 91, página 79, Producción de gas natural en los EEUU (Tcf/d), según distintas fuentes, 1990-2040

Exhauriment2048


Hidrocarburos de esquisto en el mundo

Estimaciones de hidrocarburos de esquisto en el mundo (EIA)http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/


Cubetas de hidrocarburos de esquisto en el mundo

http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/


Hidrocarburos de esquisto en el mundo

La recuperación de los yacimientos de hidrocarburos de esquisto es relativamente baja. Según Rafael Sandrea, presidente d’IPCPetroleum Consultants Inc.:

La eficiencia para los cinco principales yacimientos de gas de esquisto de los EEUU es, en promedio, de 6,5%, en un rango de 4,7% a 10,0%, en contraste significativo de las eficiencias de recuperación en los yacimientos de gas convencional de entre el 75 a 80%

En las estimaciones de las grandes agencias no queda claro qué proporción de los hidrocarburos “in situ” se considera “técnicamente recuperables”. Algunas fuentes parecen apuntar al 25%.

También es dudosa la cantidad de “recursos técnicamente recupe-rables” que pueden acabar siendo “económicamente recuperables”.

Todo ello hace pensar que las cifras dadas en la tabla anterior no responderán a la realidad. Pueden ser hasta 5 veces superiores.


6. Economía de los hidrocarburos de esquistoLos hidrocarburos de esquisto constituyen la última frontera de los combustibles fósiles: son los menos accesibles y los más dispersos. Sorprende que se les presente como la panacea.

Probablemente su atractivo es que, cuando hay combustible, sale impetuosamente “como si es deshinchara un globo hinchable”, lo que les da una apariencia de rentabilidad inmediata. Todo hace pensar que se está originando una burbuja del fracking(ganancias inmediatas y deudas para el futuro).

Aquí se quieren estudiar tres aspectos de la economía de los hidrocarburos de esquisto:

a) El coste para mantener la producción

b) La rentabilidad de un pozo en su ciclo de vida

c) La competencia con las energías renovables


El coste del mantenimiento de la producción

Debido al rápido declive de los pozos de esquito, deben perforarse continuamente nuevos pozos para mantener la producción. Su coste es:

En 2012 en los EEUU, para mantener la producción, debían perforar-se unos 8.600 nuevos pozos (13% de los 65.000 existentes) con un coste de 38.300 M€, más que el valor de la producción de gas, a pesar de que la producción de líquids lo compensava. Se perforaron más.

Yacimientos de esquisto Coste del mantenimento de la producción (2012)

Yacimientos Pozos Nuevos pozos Coste/pozo Coste total

N N M€/pozo M€ Barnett 14.871 1.507 2,78 4.193Niobara 10.811 1.139 3,18 3.622Eagle Ford 3.129 945 6,36 6.010Bakken 4.598 819 7,95 6.510Haynesville 2.802 774 7,15 5.537Fayetteville 3.873 707 2,23 1.574Marcellus 3.848 561 3,58 2.007Altres Total 65.000 8.600 4,46 38.315


La rentabilidad de un pozo en su ciclo de vida

Gas de esquisto: la sobreproducción y la difícil comercialización (gasoductos, GNL) hicieron caer el preció a 3,5 $/kcf (dólares por 1000 píes cúbicos). La explotación de la gran mayoría de pozos no es rentable:

- Producción (ciclo de vida) 1,50 Gcf- Precio gas de esquisto 3,50 $/kcf = M$/Gcf (EUA)- Ingresos por gas 5,25 M$

La perforación de un pozo vale entre 3,5 i 10,0 M$; los ingresos durante toda la vida de producción de un pozo de esquisto puede no cubrir ni los costos de perforación. Varias voces aseguran que los pozos de gas de esquisto serían viables a partir del preció de 6 $/kcf.

Petróleo de esquisto: los pozos de condensados (petróleo), parecen ser más rentables:

- Producción (cicle de vida) 0,150 Mb- Preu petróleo de esquisto 95,0 $/b (EUA)- Ingresos por petróleo 14,25 M$


La rentabilidad en el ciclo de vida

En cambio, la perforación de pozos de hidrocarburos de esquisto es muy rentable (trabajo hecho y cobrado). Las empresas que prestan estos servicios (entre ellas, Hallisburton) son las más interesadas.

La gestión de la producción queda para las empresas que han arries-gado los recursos. Y, una gran mayoría de pozos de hidrocarburos de esquisto no son rentables. Estamos a las puertas de una nueva burbuja.

http://www.clubofrome.org/?p=6395


La competencia gas de esquisto / energías renovables

Pero, si el precio del gas de esquisto aumenta, entonces las energías renovables son más baratas. Comparemos un pozo medio de un yacimiento productivo con un aerogenerador:

No se han contabilizado otros costes de los hidrocarburos de esquisto como son los gasoductos, los tratamientos de aguas o las centrales generadoras.

Pozo de gas de esquisto Aerogenerador Producción ciclo de vida Gcf 1,5 1,5 MW Potencia GWh 410 20 a tiempo de funcionamiento Transform. a electricidad 0,5 0,25 Factor de usoElectricidad generada GWh 205 65,7 GWh Electricidad generadaCoste pozo M€ 4,46 1,5 M€ Coste aerogeneradorCoste electricidad €/kWh 0,022 0,023 €/kWh Coste electricidad


Conclusiones finalesLos yacimientos de hidrocarburos de esquisto serán cada vez más escasos i de menor rentabilidad. Por lo tanto, los costos de extracción serán cada vez más elevados. Y, además, se agotarán en pocos años.

Los aerogeneradores serán cada vez más eficientes y de menor coste. Además, tienen una vida de unos 20 años y, después, pueden ser substituidos per aerogeneradores más eficientes.

Qué se pretende exportando el fracking a todo el mundo?Crear una nueva dependencia y, sobretodo, llevarse los principales réditos de esta tecnología: perforar los pozos (los pozos de fracking perforados fuera de los EEUU pueden costar el doble).

Tiene sentido dedicar grandes sumas a una tecnología sin futuro en nuestro país (y poco futuro en otros) y

dejar de invertir en energías renovables?


Gracias por vuestra atención

Carles Riba RomevaPresident de CMES

[email protected]://www.cmescollective.org


Post data:En la Ponencia-debate de CMES sobre fracking del día 7 de abril de 2014, después de esta presentación y de la que realizó a continuación Llorenç Planagumà, se originó un vivo debate entre los asistentes. Entre los aspectos que surgieron destacó el hecho que no quedase lo suficiente-mente explicitada la posición de las grandes empresas de hidrocarburos sobre el fracking.Jordi Sala, asistente al acto, me hizo conocer un escrito de Chris Nelder, columnista americano sobre energía, que expresa de forma documentada y desde un punto de vista muy coincidente con el nuestro algunas de las inquietudes manifestadas en el debate. Este escrito es:

The energy transition tipping point is hereChris Nelder, 28 de febrero de 2014 (SmartPlanet)

http://www.smartplanet.com/blog/the-take/the-energy-transition-tipping-point-is-here/

En el web de CMES hay una traducción del mismo.


http://www.cmescollective.org

cmes-2014-04-07-pd-fracking (c.riba)-es.ppt [modo...

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